Tauron Polska Energia SA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ osz/

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

pel/ gor/

W związku z Uchwałą Nr 34/2021 Zarządu Giełdy z dnia 15 stycznia 2021 roku Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. informuje, że data ostatniego notowania obligacji na okaziciela serii A (TPE1025) wyemitowanych przez TAURON POLSKA ENERGIA S.A., o wartości nominalnej 1.000 zł (jeden tysiąc złotych) każda i terminie wykupu 30 października 2025 r., oznaczonych kodem „PLO144500017”, planowana jest na dzień 20 października 2025 r.

kom amp/

§ 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 19 stycznia 2021 r. jako dzień pierwszego notowania w alternatywnym systemie obrotu na Catalyst 1.000.000 (jeden milion) obligacji na okaziciela serii A spółki TAURON POLSKA ENERGIA S.A., o wartości nominalnej 1.000 zł (jeden tysiąc złotych) każda, oznaczonych przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A. kodem "PLO144500017";

2) notować obligacje, o których mowa w pkt 1), w systemie notowań ciągłych pod nazwą skróconą "TPE1025".

§ 2

Uchwała wchodzi w życie z dniem podjęcia.

kom amp/

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

seb/ osz/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

PO WYDZIELENIU AKTYWÓW WĘGLOWYCH - MOŻLIWA KONSOLIDACJA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

WYNIKI ZESZŁY NA DALSZY PLAN

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ tj/ ana/

"Spadek stawek własnych w taryfie Enea Operator wyniesie średnio 1,7 proc. dla wszystkich grup odbiorców (spadek o 2,2 proc. dla odbiorców w gospodarstwach domowych w grupie G11[1]), natomiast w taryfie Tauron Dystrybucja spadnie średnio o 1,5 proc. (1,7 proc. dla grupy G11)" - podano w komunikacie.

Urząd wskazał, że od 1 stycznia 2021 roku dystrybutorzy energii pobierają od odbiorców także tzw. opłatę mocową.

"Uwzględniając tę opłatę, średni wzrost rachunku w części dystrybucyjnej dla wszystkich grup odbiorców przyłączonych do sieci obu dystrybutorów wyniesie ok. 20 proc. (wzrost o ok. 15 proc. dla odbiorców w gospodarstwach domowych w grupie G11)" - podano w komunikacie.

URE poinformowało, że odbiorcy w najczęściej występującej grupie taryfowej G11[2] zapłacą tym dystrybutorom średnio od ok. 6 do 7 zł więcej miesięcznie, przy czym zmiana ta uwzględnia już stawkę opłaty mocowej.

Jak podano, średni wzrost całego rachunku dla odbiorców posiadających umowy kompleksowe i korzystających z taryfy Enea jak i Tauron Sprzedaż wyniesie około 10 proc., tj. około 8 zł miesięcznie.

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

sar/ ana/

Blok energetyczny o mocy 910 MW w Elektrowni Jaworzno III został oddany do eksploatacji w połowie listopada.

MAP podało, że w najbliższych latach realizacja dostaw węgla będzie w przeważającej większości oparta o paliwo pochodzące z Zakładów Górniczych TWd, wg następujących udziałów masowych:

- ZG Sobieski ok. 60 proc. dostaw,

- ZG Janina ok. 20 proc. dostaw,

- inni dostawcy w reżimie okna paliwowego ok. 20 proc. dostaw.

"Z uwagi na specyfikę wymagań jakościowych paliwa dedykowanego nowej jednostce wytwórczej NJGT 910 MW, uzupełnieniem dostaw w chwili ograniczeń podażowych TWd, bądź wystąpienia nieprzewidzianych okoliczności po stronie produkcyjnej, mogą być węgle pochodzące np. z KWK Bobrek, KWK Sośnica, KWK Bielszowice, KWK Halemba oraz innych kierunków charakteryzujących się niską zawartością chloru oraz odpowiednim zakresem parametrów jakościowych" - napisano.

"W chwili obecnej najbardziej optymalnym rozwiązaniem w zakresie kierunków dostaw wydaje się przyjęty model zaopatrzenia wg proponowanej struktury dostaw opisanej powyżej, tj. ZG Sobieski,

ZG Janina i inne kierunki. Mając na uwadze usytuowanie nowej jednostki NJGT 910 MW oraz zastosowane rozwiązania logistyczne (bezpośrednie połączenie torowe z ZG Sobieski), rozpatrywanie innych wariantów zaopatrzenia przy obecnie wynegocjowanych stawkach przewozowych nie ma większego uzasadnienia" - dodano. (PAP Biznes)

map/ ana/

doa/ ana/

­

W maju 2018 r. spółki zależne Polenergii, Amon i Talia, złożyły do sądu okręgowego w Katowicach pozew przeciwko Tauron Polska Energia w związku z zerwaniem długoterminowych umów sprzedaży energii i praw majątkowych zawartych przez spółkę zależną Tauron Pierwsza Kompania Handlowa.

Amon domagał się wówczas zapłaty kwoty 47,6 mln zł tytułem odszkodowania wraz z odsetkami i kosztami procesu oraz ustalenia odpowiedzialności Tauron za szkody przyszłe, których wysokość została oszacowana na kwotę ponad 158 mln zł, wobec czego wartość przedmiotu sporu w zakresie żądań dochodzonych przez Amon wynosiła ponad 205 mln zł.

Talia domagała się zapłaty 31,3 mln zł tytułem odszkodowania wraz z odsetkami i kosztami procesu oraz ustalenia odpowiedzialności Tauron za szkody przyszłe, których wysokość została oszacowana na kwotę niecałych 107 mln zł, wobec czego wartość przedmiotu sporu w zakresie żądań dochodzonych przez Talia wynosiła ponad 138 mln zł. (PAP Biznes)

doa/ ana/

OW Offshore to spółka joint venture, w której po 50 proc. udziałów posiadają portugalska firma energetyczna EDP Renovaveis oraz francuski koncern Engie.

W ramach umowy Tauron zakłada, że obejmie 50 proc. udziałów w spółkach OW, które w swoim portfolio posiadają projekty farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim. OW z kolei będzie dążyć do objęcia połowy udziałów w spółkach Tauronu, które posiadają projekty farm wiatrowych na Bałtyku. Projekty są obecnie na etapie złożonych wniosków o pozwolenia na wznoszenie sztucznych wysp.

Intencją stron jest sprzedaż udziałów w spółkach celowych i podpisanie umowy inwestycyjnej w ciągu sześciu miesięcy.

Tauron i OW zobowiązały się do działania na zasadach wyłączności w zakresie projektów objętych współpracą w czasie obowiązywania dwuletniej umowy. Współpraca wyłączna stron może zostać rozszerzona o dodatkowe obszary pod warunkiem zawarcia umowy sprzedaży udziałów i umowy inwestycyjnej.

"Energetyka wiatrowa na morzu stanowi istotny element polskiej i europejskiej strategii transformacji sektora energetycznego. Również w naszych planach offshore odgrywa ważną rolę w budowie mocy zeroemisyjnych po 2025 roku. Bałtyk ze względu na wietrzność i głębokość uważany jest za jeden z najbardziej perspektywicznych akwenów dla rozwoju energetyki morskiej w Europie – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Wojciech Ignacok, prezes Tauron Polska Energia.

Minister Gospodarki Morskiej i Żeglugi Śródlądowej zawiesił w 2017 r. postępowania administracyjne wszczynane na podstawie wniosków dotyczące pozwoleń na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskiej strefie Morza Bałtyckiego.

Jak podano we wtorkowym komunikacie, zawieszenie to dotyczy także wniosków złożonych przez Tauron i OW, ale spółka ocenia, że nie jest obecnie w stanie oszacować wyników postępowań administracyjnych w sprawie pozwoleń.

Tauron chce zwiększyć do 65 proc. udział źródeł zeroemisyjnych w miksie wytwórczym grupy w perspektywie 2030 roku. Inwestycje w odnawialne źródła energii oraz zastąpienie wyeksploatowanych źródeł konwencjonalnych nowoczesnymi mają pozwolić na obniżenie emisyjności grupy, w perspektywie 2025 r. o ponad 20 proc., a w perspektywie 2030 r. o ponad 50 proc.

Do 2025 roku Tauron zamierza mieć ponad 1.000 MW mocy zainstalowanej w turbinach wiatrowych na lądzie. Spółka ma aktualnie dziewięć farm o łącznej mocy 380,75 MW.

Do 2025 roku grupa chce też zainwestować w farmy słoneczne o mocy 300 MW. (PAP Biznes)

pel/ doa/ ana/

OW Offshore to spółka joint venture, w której po 50 proc. udziałów posiadają portugalska firma energetyczna EDP Renovaveis oraz francuski koncern Engie.

W ramach umowy Tauron zakłada, że obejmie 50 proc. udziałów w spółkach OW, które w swoim portfolio posiadają projekty farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim. OW z kolei będzie dążyć do objęcia połowy udziałów w spółkach Tauronu, które posiadają projekty farm wiatrowych na Bałtyku. Projekty są obecnie na etapie złożonych wniosków o pozwolenia na wznoszenie sztucznych wysp.

Intencją stron jest sprzedaż udziałów w spółkach celowych i podpisanie umowy inwestycyjnej w ciągu sześciu miesięcy.

Tauron i OW zobowiązały się do działania na zasadach wyłączności w zakresie projektów objętych współpracą w czasie obowiązywania dwuletniej umowy. Współpraca wyłączna stron może zostać rozszerzona o dodatkowe obszary pod warunkiem zawarcia umowy sprzedaży udziałów i umowy inwestycyjnej.(PAP Biznes)

pel/ osz/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 29 grudnia 2020 r. zawarta została umowa o współpracy pomiędzy Emitentem i OW OFFSHORE S.L. z siedzibą w Madrycie, Hiszpania ("OW" - spółka joint venture, w której po 50 proc. udziałów posiadają EDP Renovaveis SA z siedzibą w Lizbonie, Portugalia oraz ENGIE SA z siedzibą w Paryżu, Francja), dotycząca rozwijania projektów budowy morskich farm wiatrowych w Polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej na Morzu Bałtyckim ("Umowa"). Umowa została zawarta po trwających kilka miesięcy negocjacjach, w wyniku których zostały uzgodnione następujące rozwiązania, które uwzględniono w Umowie:

1. Intencją Emitenta jest nabycie 50 proc. udziałów w spółkach, których jedynym właścicielem jest OW. Umowa dotyczy projektów, które nie posiadają pozwolenia na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w Polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej wydawanego przez Ministra Gospodarki Morskiej i Żeglugi Śródlądowej ("Pozwolenie"), z tym że OW jest jedynym wnioskodawcą o Pozwolenia dla obszarów, na których planowana jest realizacja projektów, o których mowa powyżej.

2. Intencją OW jest nabycie 50 proc. udziałów w spółkach celowych, do których Grupa Emitenta, po uzyskaniu Pozwoleń, wniesie projekty budowy morskich farm wiatrowych w Polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej. Na dzień zawarcia Umowy Grupa Emitenta nie posiada Pozwoleń, z tym że wystąpiła z odpowiednimi wnioskami w celu uzyskania Pozwoleń w trybie rozstrzygającym, tj. na obszar, w przypadku którego został również złożony wniosek przez inny podmiot (podmioty).

3. Strony, tj. Emitent i OW, zobowiązały się do prowadzenia w dobrej wierze negocjacji umów sprzedaży udziałów w spółkach celowych, o których mowa powyżej, łącznie z umową inwestycyjną regulującą zobowiązania stron jako wspólników ("Umowa sprzedaży udziałów i umowa inwestycyjna"). Czas trwania tych negocjacji zasadniczo nie powinien przekroczyć sześciu miesięcy od daty zawarcia Umowy.

4. W zakresie punktów 1. i 2. strony, tj. Emitent i OW, zobowiązały się do współpracy na zasadach wyłączności. Współpraca wyłączna stron może zostać rozszerzona o dodatkowe obszary pod warunkiem zawarcia Umowy sprzedaży udziałów i umowy inwestycyjnej.

Okres obowiązywania Umowy wynosi dwa lata.

Jednocześnie Emitent informuje, że Minister Gospodarki Morskiej i Żeglugi Śródlądowej w 2017 r. zawiesił postępowania administracyjne wszczynane na podstawie wniosków dotyczące pozwoleń na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w Polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej. Zawieszenie to dotyczy także wniosków złożonych przez Grupę Emitenta i OW, o których mowa w punktach 1. i 2. Na dzień przekazania niniejszego raportu Emitent nie jest w stanie oszacować wyników postępowań administracyjnych w sprawie Pozwoleń, o które wnioskowała Grupa Emitenta i OW.

Zaangażowanie Emitenta w projekty morskich farm wiatrowych wpisuje się w ogłoszoną 27 maja 2019 r. aktualizację kierunków strategicznych będących uzupełnieniem Strategii Grupy TAURON na lata 2016-2025, która przewiduje znaczące zwiększenie udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w strukturze zainstalowanych mocy wytwórczych Grupy Kapitałowej Emitenta.

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

kom espi zdz

"Polska Grupa Górnicza i Tauron Polska Energia wspólnie informują, że są w toku rozmów dotyczących realizacji i rozliczenia dostaw węgla w 2020 roku. Strony deklarują także gotowość do dalszych rozmów. Termin spotkania kierownictwa obu organizacji zostanie ustalony po Bożym Narodzeniu, mamy nadzieję, że rozmowy odbędą się w pierwszym możliwym terminie. Jednocześnie PGG i TAURON deklarują, że bieżąca współpraca biznesowa prowadzona jest poprawnie" - napisał Tauron w komunikacie prasowym.

"Strony są przekonane, że w najbliższym czasie dojdą do porozumienia w kwestiach dotyczących wzajemnych relacji handlowych" - dodał.

We wtorek Tauron wypowiedział zawartą blisko trzy lata temu umowę na dostawy węgla z PGG, tłumacząc to sytuacją rynkową oraz brakiem porozumienia z PGG w sprawie cen i ilości węgla. Przedstawiciele Taurona wypowiedzieli umowę z zachowaniem sześciomiesięcznego okresu wypowiedzenia, który kończy się 30 czerwca 2021 r. PGG uznała jednak sześciomiesięczne wypowiedzenie za nieskuteczne.

Na podstawie umowy PGG dostarcza węgiel energetyczny do spółek: Tauron Wytwarzanie, Tauron Ciepło oraz Nowe Jaworzno Grupa Tauron.

W 2019 r. spółka zakupiła od PGG 2,52 mln ton węgla, co stanowiło 38 proc. tego paliwa zakupionego ogółem, a 44 proc. dostaw węgla do produkcji energii elektrycznej i ciepła zostało zaspokojone surowcem z zakładów górniczych grupy Tauron. (PAP Biznes)

seb/ asa/

§ 1

Na podstawie § 3 ust. 1 i 2 oraz § 5 ust. 1 Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu, Zarząd Giełdy postanawia wprowadzić do alternatywnego systemu obrotu na Catalyst 1.000.000 (jeden milion) obligacji na okaziciela serii A spółki TAURON POLSKA ENERGIA S.A., o wartości nominalnej 1.000 zł (jeden tysiąc złotych) każda.

§ 2

Uchwała wchodzi w życie z dniem podjęcia.

kom abs/

Projekt był współfinansowany z Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Katowicach. Spodziewana roczna produkcja energii elektrycznej instalacji wynosi ponad 5 tys. MWh.

"Na terenach należących do grupy chcemy zbudować farmy fotowoltaiczne o mocy 150 MWp. Pierwszą taką farmę oddajemy do użytku w Jaworznie w miejscu, gdzie znajdował się blok węglowy" – powiedział, cytowany w komunikacie, Wojciech Ignacok, prezes Tauronu.

Zgodnie z założeniami do 2025 roku spółka chce dysponować farmami fotowoltaicznymi o mocy 300 MW. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Wielokrotnie kierowaliśmy do PGG zaproszenia do renegocjacji umowy. Przedkładaliśmy PGG kilka propozycji zmian umowy oraz oferty rozmów z udziałem zewnętrznego mediatora. PGG do tej pory kwestionowała istnienie podstaw do jakichkolwiek zmiany" - powiedział PAP rzecznik, pytany o przesłanki wtorkowego wypowiedzenia umowy z największą górniczą spółką.

Rzecznik zaznaczył, że kierowane do PGG postulaty Taurona zyskały akceptację innych dostawców węgla dla Grupy Tauron, którzy przystali na korektę cen węgla lub jego ilości kontraktowych.

"Wobec powyższego Tauron został zmuszony do wypowiedzenia umowy z PGG. Tauron nie wyklucza kontynuowania współpracy z PGG, pod warunkiem jednak, że umowa zostanie dostosowana do aktualnych warunków rynkowych" - podał rzecznik Taurona.

We wtorek Tauron wypowiedział zawartą blisko trzy lata temu umowę na dostawy węgla z PGG, tłumacząc to sytuacją rynkową oraz brakiem porozumienia z PGG w sprawie cen i ilości węgla. Przedstawiciele Taurona wypowiedzieli umowę z zachowaniem sześciomiesięcznego okresu wypowiedzenia, który kończy się 30 czerwca 2021 r. PGG uznała jednak sześciomiesięczne wypowiedzenie za nieskuteczne. "PGG oczekuje respektowania zapisów umowy i zachowania dwuletniego okresu wypowiedzenia" - oświadczyli przedstawiciele największej górniczej spółki.

Tauron natomiast - jak podał jego rzecznik - uznaje sześciomiesięczny okres wypowiedzenia za prawidłowy.

"Podstawą wypowiedzenia była zamieszczona w umowie z PGG klauzula dostosowawcza. Zapis ten umożliwia obu stronom umowy dostosowanie jej warunków do zmiany gospodarczych skutkujących nadmiernymi trudnościami lub groźbą dotkliwego wpływu finansowego dalszej realizacji umowy. W oparciu o tę klauzulę ponad rok temu Tauron wystąpił do PGG z wnioskiem o dostosowanie umowy do zmieniającego się otoczenia gospodarczego" - poinformowała energetyczna spółka, w odpowiedzi na pytania PAP.

Według przedstawicieli Taurona, obiektywnymi okolicznościami, które spowodowały wszczęcie procesu renegocjacji umowy, są m.in. gwałtowny i utrzymujący się wzrost cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla, istotny wzrost importu tańszej energii elektrycznej, dynamiczny wzrost produkcji energii z odnawialnych źródeł energii, spadek krajowego zużycia energii elektrycznej, duży spadek rentowności produkcji energii eklektycznej w blokach węglowych oraz istotne zmiany otoczenia regulacyjnego energetyki konwencjonalnej.

"Czynniki te uznajemy za obiektywnie prawdziwe. Przełożyły się one na istotne trudności w realizacji bieżących odbiorów węgla, zwłaszcza wobec spadku produkcji energii przez bloki węglowe Grupy Tauron, o ponad 20 proc. w trzech pierwszych kwartałach 2020 roku w porównaniu do roku 2019, oraz całkowitego wypełnienia składowisk węgla Grupy Tauron. Skutki tych czynników zostały dodatkowo pogłębione przez pandemię COVID-19" - podkreślił Łukasz Zimnoch.

Po otrzymaniu wypowiedzenia umowy - uznanego przez PGG za nieskuteczne z sześciomiesięcznym okresem wypowiedzenia - Polska Grupa Górnicza oświadczyła, że Tauron wykonał tegoroczny kontrakt z Grupą nawet nie w jednej trzeciej. "Wykonanie kontraktu przez Tauron Polska Energia w 2020 roku do dnia dzisiejszego wyniosło niespełna 32 proc. zamówionej ilości węgla" - podała Polska Grupa Górnicza.

Górnicza spółka argumentuje, że umowa wieloletnia miała chronić obie strony przed wahaniami cen CIF ARA (indeks cen węgla w europejskich portach Amsterdam, Rotterdam, Antwerpia - PAP) i w ten sposób równomiernie rozkładać ryzyko na obie strony kontraktu.

"W pierwszym okresie obowiązywania umowy ceny PGG były niższe od cen CIF ARA i Tauron Polska Energia kontrakt wykonywał. Kiedy indeks CIF ARA uległ obniżeniu, Tauron Polska Energia wystąpił z żądaniem zmiany ceny i faktycznie zmniejszył odbiory węgla, przenosząc całe ryzyko kontraktu na PGG" - podała PGG.

Polska Grupa Górnicza od wielu miesięcy sygnalizowała, że główni odbiorcy węgla - krajowe grupy energetyczne, w tym Tauron - nie odbierają całości zakontraktowanego węgla. PGG deklarowała dialog z odbiorcami w tej sprawie. Nieoficjalnie przedstawiciele Grupy potwierdzali, że rozważane jest także domaganie się odszkodowań za zakontraktowany, a nieodebrany węgiel.

Tauron jest pierwszym z dużych odbiorców PGG, który zdecydował się na wypowiedzenie umowy. Jak podano we wtorkowym komunikacie, chodzi o kontrakt zawarty 18 stycznia 2018 r., dotyczący dostaw węgla dla spółek Tauron Wytwarzanie, Tauron Ciepło oraz Nowe Jaworzno Grupa Tauron - ta ostatnia spółka związana jest z nowym, uruchomionym w listopadzie tego roku, węglowym blokiem energetycznym o mocy 910 megawatów w Jaworznie. Tauron tłumaczy wypowiedzenie sytuacją rynkową i pogodową oraz brakiem porozumienia z PGG ws. cen i ilości węgla.

PGG jest strategicznym partnerem Grupy Tauron w zakresie dostarczania węgla. W ubiegłym roku Tauron kupił od PGG 2,52 mln ton tego surowca, co stanowiło 38 proc. zakupionego przez Grupę paliwa, natomiast 44 proc. dostaw węgla do produkcji prądu i ciepła Tauron zaspokoił surowcem z własnych kopalń, skupionych w spółce Tauron Wydobycie.(PAP)

mab/ pr/

"PGG oczekuje respektowania zapisów umowy i zachowania dwuletniego okresu wypowiedzenia" - oświadczyli przedstawiciele największej górniczej spółki w odpowiedzi na informację o wypowiedzeniu umowy przez Tauron.

PGG wskazuje, że Tauron wykonał tegoroczny kontrakt zaledwie w niespełna jednej trzeciej. "Wykonanie kontraktu przez Tauron Polska Energia w 2020 roku do dnia dzisiejszego wyniosło niespełna 32 proc. zamówionej ilości węgla" - podała w oświadczeniu Polska Grupa Górnicza.

PGG przypomina, że umowa wieloletnia miała chronić obie strony przed wahaniami cen CIF ARA (indeks cen węgla w europejskich portach Amsterdam, Rotterdam, Antwerpia - PAP) i w ten sposób równomiernie rozkładać ryzyko na obie strony kontraktu.

"W pierwszym okresie obowiązywania umowy ceny PGG były niższe od cen CIF ARA i Tauron Polska Energia kontrakt wykonywał. Kiedy indeks CIF ARA uległ obniżeniu, Tauron Polska Energia wystąpił z żądaniem zmiany ceny i faktycznie zmniejszył odbiory węgla, przenosząc całe ryzyko kontraktu na PGG" - podała Grupa.

We wtorek Tauron, który w ub. roku kupił od Polskiej Grupy Górniczej ponad 2,5 mln ton węgla, wypowiedział zawartą blisko trzy lata temu umowę na dostawy surowca z tej największej górniczej spółki. Tauron tłumaczy to sytuacją rynkową oraz brakiem porozumienia z PGG ws. cen i ilości węgla.

"Warunki gospodarcze, które mają bezpośredni wpływ na działalność emitenta (Grupy Tauron - PAP) uległy istotnej zmianie. Emitent odnotował nadmierne trudności w bieżących odbiorach węgla wskutek ograniczonej produkcji i sprzedaży energii elektrycznej wynikającej z sytuacji rynkowej i pogodowej" - podał Tauron we wtorkowym raporcie bieżącym.(PAP)

mab/ skr/ asa/

Na podstawie umowy PGG dostarcza węgiel energetyczny do spółek: Tauron Wytwarzanie, Tauron Ciepło oraz Nowe Jaworzno Grupa Tauron.

W 2019 r. spółka zakupiła od PGG 2,52 mln ton węgla, co stanowiło 38 proc. tego paliwa zakupionego ogółem, a 44 proc. dostaw węgla do produkcji energii elektrycznej i ciepła zostało zaspokojone surowcem z zakładów górniczych grupy Tauron.

"Emitent zwraca uwagę, że warunki gospodarcze, które mają bezpośredni wpływ na działalność emitenta uległy istotnej zmianie. Emitent odnotował nadmierne trudności w bieżących odbiorach węgla wskutek ograniczonej produkcji i sprzedaży energii elektrycznej wynikającej z sytuacji rynkowej i pogodowej" - napisano w komunikacie.

Jak podano, powyższe okoliczności oraz brak porozumienia z PGG w kwestii zmiany warunków współpracy, w szczególności w odniesieniu do cen jednostkowych węgla oraz rocznych ilości dostaw węgla spowodowały, że Tauron złożył PGG oświadczenie o wypowiedzeniu umowy z zachowaniem sześciomiesięcznego okresu wypowiedzenia ze skutkiem na 30 czerwca 2021 r.

"Oświadczenie zawiera jednak zastrzeżenie, iż w przypadku bezskuteczności oświadczenia Emitenta o wypowiedzeniu Umowy z zachowaniem wyżej wskazanego sześciomiesięcznego okresu wypowiedzenia, oświadczenie to należy traktować jako wypowiedzenie Umowy złożone z zachowaniem dwuletniego okresu wypowiedzenia ze skutkiem na koniec roku kalendarzowego, w którym upłynie okres wypowiedzenia, tj. na dzień 31 grudnia 2022 r." - napisano.

Tauron podał, że wypowiedzenie umowy pozwoli na uniknięcie negatywnych skutków finansowych wynikających z dalszej jej realizacji.

Spółka wyraziła jednocześnie intencję kontunuowania długoterminowej współpracy z PGG na wspólnie określonych, nowych warunkach, dostosowanych do bieżących warunków rynkowych kontraktacji węgla.

Spółka podkreśliła, że wypowiedzenie umowy nie powinno zakłócić działalności operacyjnej grupy. Ewentualne dodatkowe zapotrzebowanie na paliwo węglowe zostanie zaspokojone w szczególności przez produkcję tego surowca przez zakłady górnicze należące do grupy.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Na podstawie umowy PGG dostarcza węgiel energetyczny do spółek: Tauron Wytwarzanie, Tauron Ciepło oraz Nowe Jaworzno Grupa Tauron.

W 2019 r. spółka zakupiła od PGG 2,52 mln ton węgla, co stanowiło 38 proc. tego paliwa zakupionego ogółem.

"Emitent zwraca uwagę, że warunki gospodarcze, które mają bezpośredni wpływ na działalność emitenta uległy istotnej zmianie. Emitent odnotował nadmierne trudności w bieżących odbiorach węgla wskutek ograniczonej produkcji i sprzedaży energii elektrycznej wynikającej z sytuacji rynkowej i pogodowej" - napisano w komunikacie.

Jak podano, powyższe okoliczności oraz brak porozumienia z PGG w kwestii zmiany warunków współpracy, w szczególności w odniesieniu do cen jednostkowych węgla oraz rocznych ilości dostaw węgla spowodowały, że Tauron złożył PGG oświadczenie o wypowiedzeniu umowy z zachowaniem sześciomiesięcznego okresu wypowiedzenia ze skutkiem na 30 czerwca 2021 r. (PAP Biznes)

pel/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 22 grudnia 2020 r. Emitent doręczył spółce Polska Grupa Górnicza S.A. ("PGG") oświadczenie o wypowiedzeniu umowy sprzedaży węgla zawartej 18 stycznia 2018 r. przez Emitenta jako kupującego oraz PGG jako sprzedawcę ("Umowa"). Na podstawie Umowy PGG dostarcza węgiel energetyczny do następujących spółek wchodzących w skład Grupy Kapitałowej Emitenta: TAURON Wytwarzanie S.A., TAURON Ciepło sp. z o.o. oraz Nowe Jaworzno Grupa TAURON sp. z o.o.

PGG jest strategicznym partnerem Emitenta w zakresie dostarczania węgla. W 2019 r. Emitent zakupił od PGG 2,52 mln ton węgla, co stanowiło 38 proc. tego paliwa zakupionego ogółem przez Emitenta, a 44 proc. dostaw węgla do produkcji energii elektrycznej i ciepła przez Grupę Emitenta zostało zaspokojone surowcem z zakładów górniczych należących do Grupy Emitenta.

Emitent zwraca uwagę, że warunki gospodarcze, które mają bezpośredni wpływ na działalność Emitenta uległy istotnej zmianie. Emitent odnotował nadmierne trudności w bieżących odbiorach węgla wskutek ograniczonej produkcji i sprzedaży energii elektrycznej wynikającej z sytuacji rynkowej i pogodowej.

Powyższe okoliczności oraz brak porozumienia Emitenta i PGG w kwestii zmiany warunków współpracy, w szczególności w odniesieniu do cen jednostkowych węgla oraz rocznych ilości dostaw węgla, o które Emitent wnioskował od grudnia 2019 r., spowodowały, że zgodnie z postanowieniami Umowy Emitent złożył PGG oświadczenie o wypowiedzeniu Umowy z zachowaniem sześciomiesięcznego okresu wypowiedzenia ze skutkiem na koniec miesiąca kalendarzowego, tj. na dzień 30 czerwca 2021 r. Oświadczenie zawiera jednak zastrzeżenie, iż w przypadku bezskuteczności oświadczenia Emitenta o wypowiedzeniu Umowy z zachowaniem wyżej wskazanego sześciomiesięcznego okresu wypowiedzenia, oświadczenie to należy traktować jako wypowiedzenie Umowy złożone z zachowaniem dwuletniego okresu wypowiedzenia ze skutkiem na koniec roku kalendarzowego, w którym upłynie okres wypowiedzenia, tj. na dzień 31 grudnia 2022 r.

Działanie wskazane powyżej pozwoli Emitentowi na uniknięcie negatywnych skutków finansowych wynikających z dalszej realizacji Umowy.

Pomimo wypowiedzenia Umowy, Emitent wyraża intencję kontunuowania długoterminowej współpracy z PGG na wspólnie określonych, nowych warunkach, dostosowanych do bieżących warunków rynkowych kontraktacji węgla.

Emitent podkreśla, że wypowiedzenie Umowy nie powinno zakłócić działalności operacyjnej Grupy Emitenta. Ewentualne dodatkowe zapotrzebowanie na paliwo węglowe zostanie zaspokojone w szczególności przez produkcję tego surowca przez zakłady górnicze należące do Grupy Emitenta.

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

kom espi zdz

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

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

seb/ asa/

Zlokalizowana w województwie łódzkim farma będzie składać się z 15 turbin wiatrowych.

"To największa inwestycja OZE w Tauronie w tym roku. W 2025 roku w turbinach wiatrowych na lądzie chcemy mieć zainstalowanych ponad 1.000 MW mocy. Rozwój odnawialnych źródeł energii to priorytet inwestycyjny i rozwojowy Taurona" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Wojciech Ignacok, prezes Tauron Polska Energia.

Tauron ma obecnie dziewięć farm, w których energię elektryczną wytwarzają 182 turbiny wiatrowe o łącznej mocy 380,75 MW. W ubiegłym roku spółka podwoiła moce wiatrowe poprzez akwizycję pięciu farm wiatrowych w północnej Polsce.

Grupa realizuje też projekty budowy farm fotowoltaicznych. Do 2025 roku chce zainwestować w farmy słoneczne o mocy 300 MW.

W tym roku w Jaworznie, na terenie dawnej elektrowni węglowej, Tauron uruchomi pierwszą farmę fotowoltaiczną budowaną w ramach programu Tauron PV. Program ten zakłada uruchomienie farm fotowoltaicznych o łącznej mocy około 150 MW. Farmy powstaną na terenach poprzemysłowych należących do grupy.

Ponadto, do końca tego roku planowane jest przyłączenie i rozruch farmy fotowoltaicznej Choszczno I. Trwają też prace nad wyborem generalnego wykonawcy dla elektrowni Choszczno II. Zakończenie inwestycji planowane jest na grudzień 2021 r.

Tauron za 10 lat planuje wytwarzać ponad 65 proc. energii z OZE, przy jednoczesnym ograniczeniu emisyjności o połowę.(PAP Biznes)

pel/ ana/

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

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

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

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

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

pel/ osz/

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

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

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

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

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

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

seb/ ana/

"Zakończenie modernizacji w Elektrowni Łaziska oznacza, że bloki 200 MW już dzisiaj spełniają rygorystyczne normy emisyjne w zakresie tlenków azotu i siarki. Dzięki temu od stycznia przyszłego roku będą mogły z powodzeniem funkcjonować w rynku mocy płynnie wchodząc w sierpniu w okres obowiązywania nowych wymogów środowiskowych. Jesteśmy przygotowani. To ważne także z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego, gdyż nasze jednostki są stabilnymi źródłami energii" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Tauronu Wytwarzanie Dariusz Niemiec.

Jak podano, istotnym obszarem modernizacji była rozbudowa czterech instalacji SCR (katalitycznego odazotowania spalin), a ponadto prace obejmowały modernizację lub wymianę układów oczyszczania popiołu, wentylatorów i ciągów spalin, dostosowanie urządzeń oraz instalacji magazynowania i dawkowania reagenta, zaprojektowanie i dostosowanie urządzeń, instalacji, systemów oraz infrastruktury niezbędnej do prawidłowego i bezpiecznego funkcjonowania rozbudowanych instalacji SCR.

Równolegle do prac na instalacji SCR prowadzona była modernizacja istniejącej instalacji odsiarczania spalin i układu odprowadzania spalin.

"Aktualnie prowadzone są prace regulacyjne i odbiorowe nowych instalacji, ale już na tym etapie na podstawie wskazań aparatury obiektowej potwierdzono, że instalacje zapewnią dotrzymanie parametrów, które zaczną obowiązywać od 16 sierpnia 2021 roku" - dodano. (PAP Biznes)

doa/ gor/

"Z myślą o efektywnej produkcji paliw dedykowanych dla energetyki, podejmujemy także działania na rzecz utworzenia kopalni zespolonej z zakładów górniczych Janina i Sobieski. To połączenie dwóch silnych kopalń w jeden efektywny zakład górniczy przyspieszy osiągnięcie przez spółkę zyskowności procesu wydobycia poprzez korzyści wynikające z optymalizacji organizacyjnej" - powiedział, cytowany w komunikacie, Tomasz Cudny, prezes Tauron Wydobycie.

Jak poinformowano, zaawansowanie budowy poziomu 800 metrów w Zakładzie Górniczym Janina wynosi blisko 90 proc. Uruchomiono zjazd załogi. Zakończenie całej inwestycji przewidziane jest na trzeci kwartał 2021 roku.

Tauron podał, że kopalnia Janina posiada największe w Polsce złoża węgla energetycznego, szacowane na 2,1 mld ton. (PAP Biznes)

pel/ osz/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

autor: Wojciech Krzyczkowski

wkr/ drag/ pel/

Według wcześniejszych ustaleń wyłączność obowiązywała do 30 listopada 2020 r.

Tauron zwrócił uwagę w komunikacie, że zawarcie ewentualnej transakcji będzie wymagało w szczególności uzyskania stosownych zgód korporacyjnych.

16 czerwca Tauron rozpoczął z PGNiG negocjacje umowy sprzedaży udziałów w spółce Tauron Ciepło w trybie wyłączności ustalonej na okres sześciu tygodni. Wyłączność przedłużono potem o osiem tygodni.

Spółka Tauron Ciepło prowadzi działalność związaną z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej. (PAP Biznes)

pel/ gor/

W nawiązaniu do raportów bieżących nr 24/2020 z 16 czerwca 2020 r., nr 34/2020 z 28 lipca 2020 r. oraz nr 42/2020 z 22 września 2020 r. Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 30 listopada 2020 r. podjął decyzję o przedłużeniu do 31 stycznia 2021 r. okresu wyłączności negocjacyjnej przyznanej Polskiemu Górnictwu Naftowemu i Gazownictwu S.A. w procesie sprzedaży udziałów w spółce TAURON Ciepło Sp. z o.o. ("Transakcja").

Jednocześnie Emitent zwraca uwagę, że zawarcie ewentualnej Transakcji będzie wymagało w szczególności uzyskania stosownych zgód korporacyjnych.

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

kom espi zdz

"Sumarycznie CAPEX powinien być niższy niż w 2020 roku. Chcemy, by nie był on wyższy niż EBITDA" - powiedział PAP Biznes Wadowski.

"W nakładach inwestycyjnych niezmiennie ważny jest segment dystrybucji, możliwy jest lekki wzrost nakładów w tym obszarze. Chcielibyśmy więcej inwestować w obszarze OZE. Będzie też jeszcze końcówka inwestycji w BAT" - dodał.

Jak poinformował, grupa nie realizuje obecnie dużych projektów. Ma bardziej zaawansowane projekty farm fotowoltaicznych o mocy 20 MW.

"Przyglądamy się rynkowi pod względem akwizycji, ale nie mamy w tej chwili nic konkretnego do zakomunikowania" - powiedział Wadowski.

W okresie trzech kwartałów 2020 r. nakłady inwestycyjne grupy Tauron wyniosły 2.728 mln zł i były niższe o 13 mln zł od poniesionych w analogicznym okresie 2019 roku.

Największe nakłady zostały poniesione w segmencie dystrybucja (1.316 mln zł), gdzie środki przeznaczone zostały m.in. na budowę nowych przyłączy (639 mln zł) oraz na modernizację i odtworzenie sieci dystrybucyjnej (597 mln zł).

W segmencie wytwarzanie konwencjonalne nakłady inwestycje wyniosły 955 mln zł i związane były przede wszystkim z budową bloku o mocy 910 MW w Jaworznie (429 mln zł) oraz dostosowaniem jednostek wytwórczych do konkluzji BAT (199 mln zł).

Blok w Jaworznie został oddany do eksploatacji 13 listopada, a Elektrociepłownia Stalowa Wola rozpoczęła prace 30 września.

W październiku Tauron wyemitował pięcioletnie obligacje o łącznej wartości 1 mld zł. Grupa ma zagwarantowane finansowanie na kwotę ponad 3,5 mld zł.

"Przyglądamy się, jak wygląda sytuacja na rynku finansowym, jakie są możliwości. Jeśli będziemy widzieć, że będzie można uzyskać dobre warunki, to możemy rozważyć wyjście na rynek z kolejną emisją. Na razie się przyglądamy, na stole nic dziś nie mamy" - powiedział wiceprezes Tauronu.

Wskaźnik długu netto/EBITDA na koniec września spadł o 0,28x w stosunku do stanu na koniec 2019 roku, do poziomu 2,53x (bez zadłużenia wynikającego z wyemitowanych obligacji podporządkowanych w wysokości ok. 2 mld zł).

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ pr/

"Zakładamy, że wynik EBITDA w 2020 roku będzie bardzo dobry, również ze względu na zdarzenia jednorazowe, w tym rozwiązanie rezerwy. Gdyby doprowadzić wynik do porównywalności, to spodziewamy się w przyszłym roku raczej stabilnego wyniku EBITDA grupy z lekką tendencją wzrostową" - powiedział PAP Biznes wiceprezes Wadowski.

"Osiągnięcie 3,9 mld zł EBITDA zakładanego w konsensusie może być wyzwaniem" - dodał.

Konsensus PAP Biznes na 2021 rok zakłada obecnie, że Tauron będzie miał 3,86 mld zł EBITDA. Przychody grupy według prognoz analityków mają w przyszłym roku sięgnąć 20,2 mld zł, a zysk netto sięgnie 1,11 mld zł.

Wadowski wskazał, że przyszły rok może być całkiem dobry, jeśli pandemia ustąpi, ale spółka stara się być ostrożna z powodu dużej niepewności na rynku energii elektrycznej.

"Ten rok jest nietypowy, bo z powodu lockdownu wielu producentów i odbiorców zostało z energią, której nikt nie potrzebuje. Rynek był przekontraktowany, więc był istotny spadek cen energii. Widać wyraźnie, że ceny na przyszły rok inaczej się już kształtują, widać ostrożność uczestników rynku, co może powodować, że duża poprawa wyniku EBITDA może być wyzwaniem" - powiedział wiceprezes ds. finansowych.

W '21 POPRAWA W WYDOBYCIU I WYTWARZANIU

Jak poinformował Wadowski, w przyszłym roku Tauron spodziewa się poprawy wyniku EBITDA w segmencie wydobycia.

"Poziom produkcji powinien być wyższy rdr. Dodatni wynik EBITDA w 2021 roku będzie jednak wyzwaniem, pomimo zakładanej poprawy wyników. Zakładamy, że dla jednostek węglowych 2021 będzie trudny, widać jak się kształtują ceny energii w kontraktach terminowych, jak wyglądają ceny uprawnień CO2" - powiedział wiceprezes.

Lepszych wyników rdr grupa oczekuje też w segmencie wytwarzania.

"Będą dwa korzystne czynniki: rynek mocy (spodziewamy się ponad 600 mln zł przychodów) i praca bloku w Jaworznie, która będzie już widoczna w tym segmencie przez cały rok" - powiedział Marek Wadowski.

"W segmencie sprzedaży oczekujemy spadku wyniku, gdyż nie będziemy pokazywać w nim wyniku z tytułu odkupów energii, którą sprzedaliśmy z nowego bloku w Jaworznie. Dużo w tym segmencie będzie zależeć od prezesa URE i ostatecznej taryfy G na przyszły rok" - dodał.

Jak poinformował, w segmencie OZE wynik EBITDA zależeć będzie w dużym stopniu do pogody.

"Zakładamy, że wynik powinien być raczej stabilny z lekką tendencją wzrostową, bo np. chcemy oddać do eksploatacji farmę fotowoltaiczną" - powiedział.

Tauron przewiduje, że w segmencie dystrybucji wynik EBITDA w 2021 roku może być porównywalny rdr, gdyby z tegorocznego wyniku wyłączyć wpływ zdarzenia jednorazowego, czyli rozwiązania rezerwy na ekwiwalent za energię, w wysokości 425 mln zł.

Po trzech kwartałach 2020 roku EBITDA grupy Tauron wzrosła do 3,4 mld zł z 3,16 mld zł rok wcześniej.

Największy udział w EBITDA ma segment dystrybucja (71 proc.) który w okresie trzech kwartałów 2020 r. wypracował 2,4 mld zł EBITDA (wzrost o 20 proc. rdr) oraz segment sprzedaż (19 proc.), którego wynik EBITDA osiągnął poziom 641 mln zł (wzrost o 20 proc. rdr).

Segment OZE odpowiada za ponad 6 proc. EBITDA grupy i wynosi 217 mln zł (spadek o 23 proc. rdr). Strata EBITDA w wydobyciu wyniosła 32,4 mln zł wobec 261,6 mln zł straty przed rokiem, a zysk EBITDA w wytwarzaniu spadł do 47,8 mln zł z 373,5 mln zł.

W IV KW. '20 KONTYNUACJA TRENDÓW; MOŻLIWE POGORSZENIE W WYDOBYCIU

Jak powiedział Wadowski, czwarty kwartał nie powinien się zasadniczo różnić od tego, co spółka pokazała w skali dziewięciu miesięcy.

"Widać kontynuację trendów. Wyjątkiem będzie segment wydobycia. Tu z uwagi na dużą ilość przezbrojeń w czwartym kwartale produkcja węgla będzie mniejsza i EBITDA segmentu wydobycie może być gorsza. To wynika jednak z naszych wcześniejszych planów. Wynik segmentu po całym roku może być gorszy niż po 9 miesiącach, ale i tak będzie dużo lepszy niż w ubiegłym roku" - powiedział wiceprezes Tauronu.

Poinformował, że nieźle wygląda sytuacja w dystrybucji.

"Drugi kwartał w dystrybucji był trudny, notowaliśmy duże spadki wolumenów dystrybuowanej energii, co było odzwierciedleniem sytuacji w gospodarce. W trzecim kwartale to się odbudowało, spadki wolumenów były mniejsze od oczekiwań i ten trend się utrzymuje w czwartym kwartale. Spodziewamy się, że w całym 2020 roku wolumen dystrybuowanej energii spadnie o ok. 3 proc. rdr. To bardzo mało, biorąc pod uwagę sytuację w drugim kwartale. Jeśli nic się nie wydarzy niespodziewanego w zakresie pandemii, to czwarty kwartał w dystrybucji nie zapowiada się źle" - powiedział Wadowski.

"W czwartym kwartale utrzymuje się zmiana struktury wolumenu: więcej sprzedajemy gospodarstwom domowym, mniej firmom, co dla dystrybucji ma pozytywny efekt" - dodał.

Dla segmentu wytwarzania pozytywne jest oddanie do eksploatacji bloku w Jaworznie (13 listopada), bo będzie on generował wynik EBITDA.

"Do tej pory EBITDA pokazywana była w segmencie sprzedaż, bo odkupowaliśmy energię na rynku. Od połowy listopada będziemy pokazywali wynik w segmencie wytwarzania, więc wynik powinien się trochę poprawić. To z kolei spowoduje, że w segmencie sprzedaży może być trochę gorzej" - wyjaśnił Marek Wadowski.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ pr/

"Zakładamy na ten rok łączną produkcję węgla na poziomie 4,4-4,5 mln ton" - powiedział Wadowski podczas wideokonferencji dla inwestorów.

"W 2021 roku spodziewamy się wzrostu wolumenu wydobycia do poziomu 5 mln ton" - dodał.

Jak poinformował, czwarty kwartał tego roku będzie słaby w segmencie wydobycia ze względu na istotne spiętrzenie przezbrojeń. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"EBITDA segmentu dystrybucja w 2020 roku będzie nominalnie dużo wyższa z uwagi na rozwiązanie rezerw aktuarialnych. Bez uwzględnienia tego efektu (...) wynik za cały rok będzie się kształtował mniej więcej na poziomie 2019 roku. (...) Spodziewamy się, że w 2021 roku wynik EBITDA, po eliminacji rezerw, będzie relatywnie porównywalny" - powiedział podczas wideokonferencji Roland Makieła, dyrektor wykonawczy Tauronu.

EBITDA segmentu dystrybucji w grupie Tauron po trzech kwartałach 2020 roku wyniosła 2,417 mld zł wobec 2,02 mld zł przed rokiem. Po eliminacji zdarzenia jednorazowego, czyli rozwiązania rezerwy na ekwiwalent za energię w wysokości 425 mln zł, wynik był na poziomie 1,992 mld zł.(PAP Biznes)

pel/ gor/

"Pracujemy nad aktualizacją strategii. Potrzebujemy chwili czasu. Zakładamy, że zaktualizowany dokument to raczej kwestia przyszłego roku" - powiedział wiceprezes Marek Wadowski podczas wideokonferencji.

Pytany o wysokość nakładów inwestycyjnych w przyszłym roku, odpowiedział: "Jest to przedmiotem analiz. Staramy się przyjmować zasadę, by wydatki nie były wyższe niż poziom EBITDA. Nie zamknęliśmy jeszcze analiz projektów, które chcielibyśmy w 2021 roku robić".(PAP Biznes)

pel/ ana/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 376,6 mln zł.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 539,4 mln zł wobec 481,4 mln zł zysku przed rokiem, zysk EBITDA ok. 1.006 mln zł (wzrost o 8 proc. rdr), a przychody ze sprzedaży sięgnęły 4,989 mld zł (4,696 mld zł rok wcześniej).

Tauron informował wcześniej, że według szacunków EBITDA grupy wyniosła w III kwartale 1.006 mln zł, zysk operacyjny 524 mln zł, zysk netto 377 mln zł, a przychody ze sprzedaży 5,101 mld zł.

Po trzech kwartałach 2020 roku grupa Tauron ma 14,9 mld zł przychodów ze sprzedaży, co oznacza wzrost o 6 proc. rdr. Na wzrost przychodów pozytywnie wpłynęły wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej oraz wyższe stawki usług dystrybucyjnych.

EBITDA wzrosła do 3,4 mld zł z 3,16 mld zł rok wcześniej.

Spółka poinformowała w komunikacie prasowym, że szacowany negatywny wpływ COVID-19 na wynik EBITDA wyniósł 171 mln zł.

Największy udział w EBITDA ma segment Dystrybucja (71 proc.) który w okresie trzech kwartałów 2020 r. wypracował 2,4 mld zł EBITDA (wzrost o 20 proc. rdr) oraz segment Sprzedaż (19 proc.), którego wynik EBITDA osiągnął poziom 641 mln zł (wzrost o 20 proc. rdr). Segment OZE odpowiada za ponad 6 proc. EBITDA grupy i wynosi 217 mln zł (spadek o 23 proc. rdr). Strata EBITDA w Wydobyciu wyniosła 32,4 mln zł wobec 261,6 mln zł straty przed rokiem, a zysk EBITDA w Wytwarzaniu spadł do 47,8 mln zł z 373,5 mln zł.

Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł 61 mln zł, wobec 974 mln zł rok wcześniej. Jak podano, spadek jest efektem odpisu utraty wartości aktywów Tauron Ciepło (-822 mln zł) oraz kosztów różnic kursowych.

W okresie trzech kwartałów 2020 r. nakłady inwestycyjne grupy Tauron wyniosły 2.728 mln zł i były niższe o 13 mln zł od poniesionych w analogicznym okresie 2019 roku.

Wskaźnik długu netto/EBITDA spadł do poziomu 2,53x.

Spółka poinformowała w komunikacie, że realizuje program Tauron PV, który zakłada budowę farm fotowoltaicznych o łącznej mocy do 150 MW.

"Do końca roku oddamy do użytku pierwszą farmę budowaną w ramach tego programu" – powiedział, cytowany w komunikacie, prezes Wojciech Ignacok. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 376,6 mln zł.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 539,4 mln zł wobec 481,4 mln zł zysku przed rokiem, zysk EBITDA ok. 1.006 mln zł, a przychody ze sprzedaży sięgnęły 4,989 mld zł (4,696 mld zł rok wcześniej).

Tauron informował wcześniej, że według szacunków EBITDA grupy wyniosła w III kwartale 1.006 mln zł, zysk operacyjny 524 mln zł, zysk netto 377 mln zł, a przychody ze sprzedaży 5,101 mld zł. (PAP Biznes)

pel/ asa/

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

kom espi zdz

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

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

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

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

pel/ ana/

Tauron podał, że nowy blok to najnowocześniejsza jednostka tego typu w polskim systemie energetycznym oraz ważny element rynku mocy. Energia z tego miejsca zaopatrywać będzie około 2,5 mln odbiorców z południa Polski.

"Tauron odpowiada za bezpieczeństwo energetyczne Polski. Blok 910 MW będzie pełnił rolę stabilnego źródła energii, stanowiącego zabezpieczenie dla źródeł odnawialnych. Jest to też nasza ostatnia inwestycja w źródło węglowe. Uwolnione środki finansowe skierujemy na realizację projektów wiatrowych i fotowoltaicznych" - powiedział cytowany w komunikacie Jerzy Topolski, wiceprezes zarządu ds. zarządzania majątkiem w Tauron Polska Energia.

"Druga połowa 2020 roku w Tauronie stoi pod znakiem finalizacji wielkich inwestycji w energetykę konwencjonalną. Jednostka, począwszy od przyszłego roku, będzie także realizowała piętnastoletnie kontrakty mocowe. Inwestycję zakończyliśmy zgodnie z zaplanowanym budżetem" - dodał Topolski.

Spółka podała, że w porównaniu z wycofywanymi z eksploatacji blokami klasy 120 MW, sprawność nowego bloku będzie znacząco wyższa, a emisje SO2 i NOx niższe o ponad 80 proc., natomiast emisja CO2 zmniejszy się o około 31 proc. W następnych miesiącach przeprowadzone zostaną analizy i badania na eksploatowanym bloku, po to, aby wartość emitowanych przez blok do środowiska substancji szkodliwych była możliwie jak najniższa.

Nowy Blok 910 MW nie będzie wymagał składowania ubocznych produktów spalania (UPS) – popiołów, gipsu czy żużlu. Zostaną one wykorzystane m.in. w przemyśle cementowym i budowlanym.

Rafako i Tauron poinformowały również o podpisaniu 13 listopada 2020 r. przez Nowe Jaworzno Grupa Tauron i Rafako SA ugody, która reguluje wzajemne rozliczenia związane z budową bloku energetycznego 910 MW w Jaworznie. Zawarto także aneks do kontraktu, który szczegółowo reguluje postanowienia ugody, w tym m.in. terminy płatności oraz terminy wykonania przez wykonawcę bloku dodatkowych świadczeń.

Strony zrzekły się wzajemnych ekwiwalentnych roszczeń, które wystąpiły w trakcie realizacji kontraktu do dnia podpisania ugody. Rafako wykona dla Tauron dodatkowe prace, w tym optymalizujące działanie bloku, których efektem będzie między innymi zmniejszenie minimum technicznego z 40 do 37 proc. Dodatkowo, o pół roku (do 36 miesięcy) zostanie wydłużona gwarancja techniczna na część wysokociśnieniową kotła. Wykonawca udzieli też licencje na korzystanie z programów komputerowych, które nie są objęte kontraktem. (PAP Biznes)

gor/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 19/2014 z 17 kwietnia 2014 r. w sprawie zawarcia umowy z konsorcjum RAFAKO S.A. - MOSTOSTAL WARSZAWA S.A. ("Konsorcjum", "Umowa") na budowę bloku energetycznego o mocy 910 MW w Elektrowni Jaworzno III ("Blok") oraz raportu bieżącego nr 19/2020 z 4 maja 2020 r. w sprawie terminu oddania Bloku do eksploatacji TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 13 listopada 2020 r.:

1. Blok został oddany do eksploatacji. Jednostka pracuje w polskim systemie elektroenergetycznym.

2. Nowe Jaworzno Grupa TAURON sp. z o.o. ("NJGT", spółka zależna od Emitenta), E003B7 sp. z o.o. (spółka w 100 proc. kontrolowana przez RAFAKO S.A. w restrukturyzacji) i Konsorcjum, w tym RAFAKO S.A. w restrukturyzacji działając za zgodą nadzorcy układu w uproszczonym postępowaniu restrukturyzacyjnym podpisały ugodę ("Ugoda"), która jest wynikiem mediacji prowadzonych przed Sądem Polubownym przy Prokuratorii Generalnej RP i która reguluje w szczególności następujące kwestie:

a) Strony, tj. NJGT i Konsorcjum zrzekły się wzajemnych ekwiwalentnych roszczeń, które wystąpiły do dnia podpisania Ugody, z wyjątkiem m.in. roszczeń NJGT z tytułu rękojmi bądź gwarancji oraz roszczeń regresowych wobec Konsorcjum z tytułu zapłaty roszczeń dalszych podwykonawców oraz roszczeń Konsorcjum za prace wykonane zgodnie z kontraktem,

b) Konsorcjum wykona na rzecz NJGT dodatkowe świadczenia, w tym wykona prace optymalizujące działanie Bloku, których efektem będzie między innymi zmniejszenie minimum technicznego Bloku z 40 proc. do 37 proc. Dodatkowo zostanie wydłużona gwarancja techniczna na część wysokociśnieniową kotła o sześć miesięcy (do 36 miesięcy), dla której NJGT otrzyma dodatkowe zabezpieczenie udzielone przez gwarantów.

Wejście w życie Ugody nastąpi po spełnieniu warunków zawieszających, wśród których kluczowymi są oddanie Bloku do eksploatacji do 15 listopada 2020 r. (warunek został spełniony) oraz przedstawienie przez Konsorcjum porozumienia w formie promesy z instytucjami finansowymi dotyczących sposobu pozyskania środków finansowych niezbędnych do zakończenia projektu (warunek został spełniony).

NJGT i Konsorcjum ustaliły także, że zawarta przed mediatorem Ugoda zostanie skierowana do właściwego sądu powszechnego wraz z wnioskiem o jej zatwierdzenie przez sąd. Po prawomocnym zatwierdzeniu przez sąd ugody zawartej przed mediatorem, ugoda zyskuje moc prawną ugody sądowej.

W związku z zawarciem Ugody NJGT i Konsorcjum zawarły 13 listopada 2020 r. aneks do Umowy ("Aneks"), który w sposób szczegółowy reguluje określone Ugodą uzgodnienia Stron w zakresie dodatkowych świadczeń Konsorcjum, w tym m.in. terminy ich wykonania oraz powiązane z nimi terminy płatności.

Jednocześnie Emitent informuje, że zawarcie Ugody i Aneksu nie spowoduje przekroczenia zakładanego łącznego poziomu nakładów, jakie przewidziano na realizację tej inwestycji, tj. 6,2 mld zł, w tym wynagrodzenie dla Konsorcjum wynikające z podpisanej Umowy oraz zawartych do niej aneksów wyniesie łącznie 4,6 mld zł.

Emitent posiada 85,88 proc. głosów i udziałów w NJGT.

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

kom espi zdz

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

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

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

pel/ osz/

Od stycznia do końca września grupa przyłączyła także 42 odnawialne źródła energii inne niż mikroinstalacje, z których cztery nie zostały wykonane w technologii fotowoltaicznej. W sumie łączna moc instalacji OZE przyłączonych do sieci Tauron w trzech kwartałach 2020 to ok. 458 MW.

"To jest dobra widomość z punktu widzenia rozwoju rynku prosumenta i odnawialnych źródeł energii. Trzeba jednak brać pod uwagę, w jaki sposób takie niestabilne źródła wpływają na pracę sieci elektroenergetycznej. Rosnąca liczba rozproszonych źródeł energii powoduje dwukierunkowe przepływy energii, co wpływa na zarządzanie i eksploatację sieci" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym wiceprezes Tauronu Jerzy Topolski. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Konsensus zakładał też 4,839 mld zł przychodów oraz 417,3 mln zł zysku operacyjnego.

EBITDA Tauronu za III kw. w podziale na segmenty:

- Dystrybucja: 728 mln zł

- OZE: 54 mln zł

- Wytwarzanie: 22 mln zł

- Sprzedaż: 238 mln zł

- Wydobycie: (39) mln zł

Tauron podał, że nakłady inwestycyjne grupy w trzecim kwartale wyniosły 915 mln zł. Po trzech kwartałach CAPEX wyniósł 2,728 mld zł.

Dług netto na 30 września 2020 r. sięgnął 10,098 mld zł. Wskaźnik dług netto/EBITDA na 30 września 2020 r. sięga 2,53x.

Poniżej wybrane szacunkowe dane operacyjne za III kwartał 2020 r.:

- Dystrybucja energii elektrycznej: 12,34 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 11,91 TWh

- Produkcja energii elektrycznej brutto: 2,85 TWh, w tym ze źródeł odnawialnych 0,40 TWh

- Produkcja ciepła: 0,82 PJ

- Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 7,72 TWh

- Produkcja węgla handlowego: 1,10 mln ton

- Sprzedaż węgla handlowego: 1,09 mln ton

Ostateczne wartości zostaną przedstawione w skonsolidowanym raporcie za III kwartał 2020 roku, którego publikację Tauron planuje na 18 listopada 2020 r.

Poniżej szacunkowe wyniki Grupy Tauron za trzeci kwartał i odniesienie ich do konsensusu PAP Biznes. Dane w mln PLN.

(PAP Biznes)

epo/ asa/

EBITDA w podziale na segmenty:

- Dystrybucja: 728 mln zł

- OZE: 54 mln zł

- Wytwarzanie: 22 mln zł

- Sprzedaż: 238 mln zł

- Wydobycie: (39) mln zł

Tauron podał, że nakłady inwestycyjne grupy w trzecim kwartale wyniosły 915 mln zł.

Dług netto na 30 września 2020 r.: 10,098 mld zł

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 30 września 2020 r. sięga 2,53x.

Poniżej wybrane szacunkowe dane operacyjne za III kwartał 2020 r.:

- Dystrybucja energii elektrycznej: 12,34 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 11,91 TWh

- Produkcja energii elektrycznej brutto: 2,85 TWh, w tym ze źródeł odnawialnych 0,40 TWh

- Produkcja ciepła: 0,82 PJ

- Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 7,72 TWh

- Produkcja węgla handlowego: 1,10 mln ton

- Sprzedaż węgla handlowego: 1,09 mln ton

Ostateczne wartości zostaną przedstawione w skonsolidowanym raporcie za III kwartał 2020 roku., którego publikację Tauron planuje na 18 listopada 2020 r.

(PAP Biznes)

epo/ asa/

EBITDA w podziale na segmenty:

- Dystrybucja: 728 mln zł

- OZE: 54 mln zł

- Wytwarzanie: 22 mln zł

- Sprzedaż: 238 mln zł

- Wydobycie: (39) mln zł

Tauron podał, że nakłady inwestycyjne grupy w trzecim kwartale wyniosły 915 mln zł. (PAP Biznes)

epo/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") przekazuje wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe oraz operacyjne Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. ("Grupa TAURON") za I-III kwartał 2020 r. i III kwartał 2020 r.

Spółka informuje, że w związku z trwającym procesem zbycia udziałów w TAURON Ciepło Sp. z o.o. ("TAURON Ciepło") oraz zgodnie z MSSF 5 ("Aktywa trwałe przeznaczone do sprzedaży oraz działalność zaniechana") na dzień bilansowy 30 września 2020 r. zostały spełnione warunki ujęcia udziałów w TAURON Ciepło jako aktywów trwałych przeznaczonych do sprzedaży w jednostkowym sprawozdaniu finansowym Spółki oraz aktywów netto TAURON Ciepło jako grupy do zbycia zaklasyfikowanej jako przeznaczona do sprzedaży w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. Wartości zaprezentowane poniżej jako działalność zaniechana odnoszą się do TAURON Ciepło.

Wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe za:

a) I-III kwartał 2020 r.

Przychody ze sprzedaży i rekompensaty: 15 287 mln zł, w tym działalność zaniechana: 344 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe):

3 414 mln zł, w tym działalność zaniechana: 91 mln zł

EBITDA w podziale na segmenty:

- Dystrybucja: 2 417 mln zł

- OZE: 217 mln zł

- Wytwarzanie: 48 mln zł

- Sprzedaż: 641 mln zł

- Wydobycie: (32) mln zł

EBIT (zysk/strata operacyjna): 886 mln zł, w tym działalność zaniechana: (793) mln zł

Ujemne różnice kursowe od zadłużenia denominowanego w euro: (186) mln zł

Zysk/strata brutto: 601 mln zł, w tym działalność zaniechana: (795) mln zł

Zysk/strata netto: 60 mln zł, w tym działalność zaniechana: (797) mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 2 728 mln zł, w tym działalność zaniechana: 67 mln zł

b) III kwartał 2020 r.

Przychody ze sprzedaży i rekompensaty: 5 101 mln zł, w tym działalność zaniechana: 45 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 1 006 mln zł, w tym działalność zaniechana: 0 mln zł

EBITDA w podziale na segmenty:

- Dystrybucja: 728 mln zł

- OZE: 54 mln zł

- Wytwarzanie: 22 mln zł

- Sprzedaż: 238 mln zł

- Wydobycie: (39) mln zł

EBIT (zysk/strata operacyjna): 524 mln zł, w tym działalność zaniechana: (16) mln zł

Ujemne różnice kursowe od zadłużenia denominowanego w euro: (37) mln zł

Zysk/strata brutto: 484 mln zł, w tym działalność zaniechana: (16) mln zł

Zysk/strata netto: 377 mln zł, w tym działalność zaniechana: (15) mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 915 mln zł, w tym działalność zaniechana: 34 mln zł

Poniższe wskaźniki dotyczą łącznie działalności kontynuowanej i zaniechanej:

Dług netto na 30 września 2020 r.: 10 098 mln zł

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 30 września 2020 r.: 2,53x

Wybrane szacunkowe dane operacyjne za:

a) I-III kwartał 2020 r.

Dystrybucja energii elektrycznej: 36,94 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 35,76 TWh

Produkcja energii elektrycznej brutto: 8,71 TWh, w tym ze źródeł odnawialnych: 1,39 TWh

Produkcja ciepła: 7,51 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 23,71 TWh

Produkcja węgla handlowego: 3,59 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 2,97 mln ton

b) III kwartał 2020 r.

Dystrybucja energii elektrycznej: 12,34 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 11,91 TWh

Produkcja energii elektrycznej brutto: 2,85 TWh, w tym ze źródeł odnawialnych 0,40 TWh

Produkcja ciepła: 0,82 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 7,72 TWh

Produkcja węgla handlowego: 1,10 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 1,09 mln ton

Przedstawione powyżej wyniki finansowe mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.

Ostateczne wartości zostaną przedstawione w skonsolidowanym raporcie za III kwartał 2020 r., którego publikację zaplanowano na 18 listopada 2020 r.

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

kom espi zdz

"Spółki Skarbu Państwa zbudują w całej Polsce 15 szpitali tymczasowych dla chorych na Covid-19. 4 szpitale powstaną na Mazowszu, 4 w Małopolsce, 3 na Dolnym Śląsku, 2 na Śląsku oraz po jednym w Wielkopolsce i na Pomorzu. W całej Polsce baza łóżek dla chorych z koronawirusem zwiększy się dzięki temu o blisko 3 tys." - napisano w komunikacie MAP.

W przedsięwzięcie zaangażowanych jest osiem spółek Skarbu Państwa: PKN Orlen, Tauron, PKO Bank Polski, Lotos, Totalizator Sportowy, Węglokoks, KGHM i Grupa Azoty. W projekt jest też włączony Bank Gospodarstwa Krajowego.

Plany przewidują oddanie pierwszych szpitali jeszcze w listopadzie.

Zgodnie z komunikatem PKN Orlen zajmie się mazowieckimi szpitalami w Płocku i Ostrołęce. KGHM zorganizuje trzy szpitale na Dolnym Śląsku, a Węglokoks dwa na Śląsku. Tauron i PKO Bank Polski pomogą mieszkańcom Małopolski. Szpitale powstaną w Krakowie, Tarnowie oraz Krynicy. Dodatkowo PKO Bank Polski zajmie się szpitalem w Poznaniu, a Totalizator – w Radomiu. Z kolei Lotos zorganizuje szpital w Gdańsku.

Koszty budowy poniesie Skarb Państwa. Do spółek należeć będzie strona organizacyjna oraz inwestycyjna. Strona medyczna oraz administracyjna, a więc zapewnienie m.in. zgód administracyjnych, odpowiedniej kadry i sprzętu – do wojewodów oraz szpitali patronackich. To właśnie z nimi spółki ustalają wszystkie szczegóły.

Wicepremier, minister aktywów państwowych Jacek Sasin wskazał, że resort od początku swojego istnienia funkcjonuje w sytuacji nadzwyczajnej związanej z epidemią koronawirusa.

"W tym czasie skoordynowaliśmy wielką pomoc spółek Skarbu Państwa dla Polaków o wartości prawie 200 mln zł" - powiedział Sasin. (PAP Biznes)

pr/

Według wcześniejszych informacji oprocentowanie pięcioletnich obligacji jest zmienne w oparciu o stopę procentową stanowiącą sumę stawki WIBOR dla depozytów 6-miesięcznych oraz marży wynoszącej 135 punktów bazowych.

W realizację przedsięwzięcia zaangażowane było konsorcjum banków: Santander Bank Polska jako prowadzący księgę popytu oraz PKO Bank Polski, Bank Polska Kasa Opieki oraz Erste Group Bank jako współprowadzący księgę popytu.

Środki finansowe z emisji zostaną przekazane przede wszystkim na projekty wiatrowe, fotowoltaiczne oraz inwestycje przyłączeniowe. (PAP Biznes)

seb/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 49/2020 z 23 października 2020 r. w sprawie podjęcia przez Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") decyzji o emisji obligacji na okaziciela serii A ("Obligacje") w ramach programu emisji obligacji do wartości 2 mld zł, Emitent informuje, że 30 października 2020 r. Obligacje o łącznej wartości nominalnej 1 mld zł zostały opłacone, prawidłowo objęte przez obligatariuszy i tym samym emisja Obligacji doszła do skutku. Warunki emisji Obligacji zostały wskazane we wspomnianym powyżej raporcie bieżącym nr 49/2020 z 23 października 2020 r.

W ramach aktualizacji informacji zawartych w raporcie bieżącym nr 46/2020 z 5 października 2020 r. Emitent informuje, że Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju ("EBOiR") objął Obligacje o łącznej wartości nominalnej 240 mln zł, co stanowi realizację intencji zawartych w umowie ramowej zawartej 5 października 2020 r. pomiędzy Emitentem i EBOiR. Wspomniana umowa ramowa ma zastosowanie jedynie do emisji Obligacji, których dotyczy niniejszy raport bieżący.

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

kom espi zdz

"Premier podpisał w nocy decyzję administracyjną zobowiązującą spółki skarbu państwa lub takie, w których skarb państwa ma udziały do budowy szpitali na 3 tys. miejsc" - powiedział Michał Dworczyk w programie I Polskiego Radia.

Z kolei w rozmowie z Wirtualną Polską Dworczyk wskazał, że decyzje dotyczą sześciu spółek, w tym PKN Orlen, Lotosu, KGHM i PKO BP.

"Spółki mają w jak najszybszym czasie (...) przygotować kolejne łóżka w szpitalach tymczasowych" - powiedział Michał Dworczyk w WP.

Dworczyk wyjaśnił, że decyzje administracyjne wskazują województwa, w których mają powstać szpitale. Spółki w porozumieniu w wojewodami będą podejmować decyzje o konkretnej lokalizacji.

Jak powiedział, wraz z decyzjami spółki otrzymają kontakty do osób, które będą służyć wsparciem merytorycznym i formalno-prawnym oraz podręcznik budowy opracowany w trakcie budowy Szpitala Narodowego.

Dworczyk poinformował, że na ten moment trudno oszacować koszt inwestycji. Spółki mają podpisywać z Ministrem Aktywów Państwowych umowy dotyczące refinansowania.

Z decyzji, do której dotarła PAP Biznes wynika, że finansowanie realizacji inwestycji będzie pochodzić ze środków Funduszu Przeciwdziałania COVID-19, na podstawie umów zawartych przez spółki ze Skarbem Państwa reprezentowanym przez Ministra Aktywów Państwowych.

PKN Orlen podał w piątkowym komunikacie, że zaangażuje się w przygotowanie szpitala tymczasowego w Płocku. Podobny obiekt ma również powstać w Ostrołęce, przy wsparciu Energi, spółki z grupy.

KGHM poinformował z kolei, że w Lubinie, w Miedziowym Centrum Zdrowia, powstaje oddział dla pacjentów z COVID-19. Szpital będzie mógł przyjąć około 50 pacjentów z Dolnego Śląska.

O planach budowy szpitali tymczasowych poinformowały też w piątek Tauron i Węglokoks.

"We współpracy z rządem wybudujemy dwa szpitale w województwie małopolskim. Małopolska to ważny obszar dla Taurona i mieszkańcom tego regionu chcemy pomóc w walce z koronawirusem. W ten sposób włączymy się w walkę z drugą falą pandemii" - powiedział, w komentarzu przesłanym PAP Biznes, Wojciech Ignacok, prezes Tauron Polska Energia.

Z kolei Węglokoks poinformował na Twitterze, że pracuje nad uruchomieniem dwóch szpitali polowych na Śląsku. (PAP Biznes)

pel/ map/ asa/

Zgodnie z art. 16 ustawy z dnia 30 sierpnia 2019 r. o zmianie ustawy - Kodeks spółek handlowych oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2019 r. poz. 1798, ze zm. z Dz.U. z 2020 r. poz. 875), Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "Spółka") wzywa niniejszym akcjonariuszy posiadających akcje Emitenta w formie dokumentu do złożenia posiadanych dokumentów akcji w Spółce, w celu dematerializacji akcji i ich rejestracji w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych S.A.

Dokumenty akcji należy składać w siedzibie Emitenta w Katowicach, przy ul. ks. Piotra Ściegiennego 3, w dni robocze (od poniedziałku do piątku) w godzinach od 9:00 do 15:00 w pokoju nr 942.

Złożenie dokumentów akcji odbędzie się za pisemnym pokwitowaniem wydanym akcjonariuszowi.

Biorąc pod uwagę aktualny stan prawny Emitent informuje, że moc obowiązująca dokumentów akcji wydanych przez Emitenta wygasa z mocy prawa z dniem 1 marca 2021 r.

Niniejsze wezwanie jest piątym i ostatnim wezwaniem wymaganym przez przepisy prawa.

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

kom espi zdz

Jak podano, oprocentowanie obligacji będzie zmienne w oparciu o stopę procentową stanowiącą sumę stawki WIBOR dla depozytów 6-miesięcznych oraz marży wynoszącej 135 punktów bazowych.

Emisję obligacji zaplanowano na 30 października 2020 roku. W realizację przedsięwzięcia zaangażowane jest konsorcjum banków: Santander Bank Polska jako prowadzący księgę popytu oraz PKO Bank Polski, Bank Polska Kasa Opieki oraz Erste Group Bank jako współprowadzący księgę popytu.

Warunki emisji obligacji zawierają formułę obligującą Tauron do spełnienia określonych zobowiązań w zakresie redukcji emisyjności i wzrostu udziału OZE w wytwarzaniu energii.

Zobowiązania te zostały sprecyzowane wprowadzeniem wskaźników zrównoważonego rozwoju do warunków emisji obligacji: wskaźnik redukcji emisji CO2 (średniorocznie o 2 proc.) oraz wskaźnik zwiększenia mocy w OZE (średniorocznie o 8 proc.).

Środki finansowe z emisji zostaną przekazane przede wszystkim na projekty wiatrowe, fotowoltaiczne oraz inwestycje przyłączeniowe.

"Środki uzyskane z obligacji będą jednym z motorów napędowych Zielonego Zwrotu Taurona. Zależy nam przede wszystkim na zwiększeniu udziału odnawialnych źródeł energii w strukturze wytwórczej i szybkim ograniczeniu emisji CO2. Nasz plan przewiduje, że w perspektywie 2030 roku redukcja emisji sięgnie ponad 50 procent. Emisja obligacji to kolejny krok w budowie zdywersyfikowanego finansowania działalności niewęglowej grupy" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Wojciech Ignacok, prezes Tauronu.

W perspektywie 2030 roku Tauron chce produkować ponad 65 proc. energii z OZE, przy jednoczesnym ograniczeniu emisyjności o połowę. Do 2025 r. grupa planuje rozbudować bazę farm fotowoltaicznych do 300 MW oraz farm wiatrowych na lądzie o kolejne 720 MW (w tej chwili firma dysponuje mocą 380 MW zainstalowanej w technologii wiatrowej).

"Wspomniana emisja obligacji na atrakcyjnych warunkach cenowych i bez kowenantów finansowych to kolejny dowód zaufania inwestorów do grupy Tauron i potwierdzenie wiarygodności oraz stabilności finansowej grupy na polskim rynku energetycznym – co cieszy nas szczególnie w tak trudnym obecnie okresie pandemii i ograniczonego zaufania rynku do emitentów" – dodał wiceprezes Marek Wadowski.(PAP Biznes)

pel/ osz/

Jak podano, oprocentowanie obligacji będzie zmienne w oparciu o stopę procentową stanowiącą sumę stawki WIBOR dla depozytów 6-miesięcznych oraz marży wynoszącej 135 punktów bazowych.

Emisję obligacji zaplanowano na 30 października 2020 roku.

Środki finansowe z emisji zostaną przekazane przede wszystkim na projekty wiatrowe, fotowoltaiczne oraz inwestycje przyłączeniowe. (PAP Biznes)

pel/ sar/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 3/2020 z 6 lutego 2020 r. w sprawie ustanowienia programu emisji obligacji do wartości 2 mld zł oraz raportu bieżącego nr 46/2020 z 5 października 2020 r. w sprawie rozpoczęcia działań zmierzających do emisji obligacji w ramach wskazanego wyżej programu, Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 23 października 2020 r., w oparciu o wyniki zakończonego procesu budowania księgi popytu, podjął decyzję o emisji obligacji na okaziciela serii A ("Obligacje") na następujących warunkach:

- Łączna wartość nominalna Obligacji: 1 000 000 000 zł

- Wartość nominalna jednej Obligacji: 1 000 zł

- Cena emisyjna jednej Obligacji: równa wartości nominalnej jednej Obligacji

- Data emisji Obligacji: 30 października 2020 r.

- Data wykupu Obligacji: 30 października 2025 r.

- Opcja wcześniejszego wykupu Obligacji przez Emitenta: wcześniejszy wykup jest możliwy w dniach płatności odsetek

- Możliwość żądania przez obligatariuszy wykupu Obligacji przed terminem: w sytuacji utraty kontroli właścicielskiej przez Skarb Państwa, w wyniku której doszłoby do utraty ratingu inwestycyjnego Emitenta, nieopublikowanie wartości wskaźników zrównoważonego rozwoju lub niewprowadzenie Obligacji do alternatywnego systemu obrotu prowadzonego przez Giełdę Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. w terminie 90 dni roboczych od daty emisji

- Okresy odsetkowe: 6-miesięczne

- Oprocentowanie Obligacji: zmienne w oparciu o stopę procentową stanowiącą sumę stawki WIBOR dla depozytów 6-miesięcznych oraz marży wynoszącej 135 punktów bazowych

- Cel emisji: środki pozyskane z emisji Obligacji mogą zostać przeznaczone na: finansowanie kosztów budowy/nabycia projektów OZE, finansowanie dystrybucji, jak i ogólnej działalności korporacyjnej Grupy związanej z OZE lub transformacją energetyczną na zeroemisyjną oraz refinansowanie zadłużenia Grupy zaciągniętego w celu sfinansowania powyższych przedsięwzięć. Środki z emisji Obligacji nie będą mogły zostać przeznaczone na finansowanie nowych i istniejących bloków węglowych, działalności TAURON Wydobycie S.A. oraz działalności TAURON Wytwarzanie S.A. (w przypadku innych przedsięwzięć niż wskazane w zdaniu poprzednim)

- Wskaźniki zrównoważonego rozwoju zawarte w warunkach emisji Obligacji: wskaźnik redukcji emisji średniorocznie o 2 proc. oraz wskaźnik zwiększenia mocy OZE średniorocznie o 8 proc. W przypadku niezrealizowania powyższych wskaźników marża zostanie podwyższona o 5 punktów bazowych w stosunku do marży bazowej (w przypadku niespełnienia jednego wskaźnika) lub o 10 punktów bazowych (w przypadku niespełnienia dwóch wskaźników jednocześnie). Niezależny audytor będzie potwierdzał prawidłowość obliczeń wskaźników zrównoważonego rozwoju

- Świadczenia z tytułu Obligacji będą mieć wyłącznie charakter pieniężny

- Obligacje nie będą zabezpieczone

- Obligacje zostaną wyemitowane na podstawie art. 33 pkt 1 ustawy z dnia 15 stycznia 2015 r. o obligacjach, na podstawie wyjątków od obowiązku opublikowania prospektu przewidzianych w Rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2017/1129 oraz będą oferowane wyłącznie inwestorom kwalifikowanym w rozumieniu przywołanego rozporządzenia

- Emitent będzie ubiegać się o wprowadzenie Obligacji do alternatywnego systemu obrotu prowadzonego przez Giełdę Papierów Wartościowych w Warszawie S.A.

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

kom espi zdz

Według źródeł rynkowych Tauron rozpoczął budowę książki popytu na obligacje 5 lub 7-letnie przy oczekiwanej przez koncern marży 130-160 pb. Po sygnałach rynkowych podjęto decyzję, że będą to 5-letnie obligacje i wówczas zdecydowano również, że marża wyniesie 125-135 pb.

Łączny zgłaszany popyt przekracza już 1 mld zł. Decyzja o parametrach emisji obligacji Tauronu ma zapaść w piątek rano.

Na początku października Tauron poinformował o rozpoczęciu przygotowań do emisji obligacji, której wartość nominalna może wynieść około 1 mld zł. Koncern zawarł umowę ramową z Europejskim Bankiem Odbudowy i Rozwoju określającą zasady współpracy w zakresie możliwego nabycia obligacji przez EBOiR.

Jak wówczas podano, środki z emisji obligacji będą wspierały realizację transformacji energetycznej grupy, w tym zwiększenie udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w jego strukturze wytwórczej.

W perspektywie 2030 roku Tauron chce produkować ponad 65 proc. energii ze źródeł nisko- i zeroemisyjnych, przy jednoczesnym ograniczeniu emisyjności o połowę.

Decyzja o ostatecznej wartości emisji ma zostać podjęta przez Tauron w trakcie budowy książki popytu. (PAP Biznes)

gty/ epo/ ana/

Grupa Tauron posiada pośrednio 50 proc. akcji w kapitale EC Stalowa Wola. Pozostałe 50 proc. ma grupa PGNiG.

Postępowanie będzie prowadzone w związku z kontraktem zawartym pomiędzy Abener Energia jako generalnym wykonawcą i ECSW jako zamawiającym na budowę bloku gazowo-parowego z członem ciepłowniczym w Stalowej Woli, od którego odstąpiono.

Przedmiotem żądania pozwu jest zapłata przez Abener Energia na rzecz ECSW kwoty 198,7 mln zł oraz 461 tys. euro (równowartość 2,1 mln zł wg średniego kursu NBP z 19 października) wraz z odsetkami.

Jak podano, kwota miałaby być zapłacona tytułem odszkodowania "za szkodę odpowiadającą kosztom usunięcia wad, usterek i niedoróbek robót, dostaw i usług" wykonanych przez Abener Energia w trakcie realizacji kontraktu.

W kwietniu 2019 roku Sąd Arbitrażowy wydał wyrok w sprawie z powództwa Abener Energia i zobowiązał EC Stalowa Wola do zapłaty na rzecz generalnego wykonawcy 333,8 mln zł z odsetkami. We wrześniu tego roku Sąd Apelacyjny oddalił skargę elektrociepłowni o uchylenie tego wyroku.

Budowa elektrociepłowni rozpoczęła się w 2012 roku. Po odstąpieniu od realizacji kontraktu z generalnym wykonawcą - Abener, w 2016 r. wykonano inwentaryzację zrealizowanych do dnia odstąpienia robót, dostaw i usług, po czym opracowano formułę dokończenia inwestycji. Inwestycję zakończono we wrześniu tego roku w formule menedżera kontraktu. (PAP Biznes)

sar/ asa/

Grupa Tauron posiada pośrednio 50 proc. akcji w kapitale EC Stalowa Wola.

Postępowanie będzie prowadzone w związku z kontraktem zawartym pomiędzy Abener Energia jako generalnym wykonawcą i ECSW jako zamawiającym na budowę bloku gazowo-parowego z członem ciepłowniczym w Stalowej Woli, od którego odstąpiono.

Przedmiotem żądania pozwu jest zapłata przez Abener Energia na rzecz ECSW kwoty 198,7 mln zł oraz 461 tys. euro (równowartość 2,1 mln zł wg średniego kursu NBP z 19 października) wraz z odsetkami.

Jak podano, kwota miałaby być zapłacona tytułem odszkodowania "za szkodę odpowiadającą kosztom usunięcia wad, usterek i niedoróbek robót, dostaw i usług" wykonanych przez Abener Energia w trakcie realizacji kontraktu. (PAP Biznes)

sar/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, iż 19 października 2020 r. Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. z siedzibą w Stalowej Woli ("ECSW"), w której Emitent posiada, pośrednio poprzez spółkę zależną TAURON Wytwarzanie S.A., 50 proc. akcji w kapitale zakładowym, złożyła pozew do Sądu Arbitrażowego przy Krajowej Izbie Gospodarczej w Warszawie przeciwko Abener Energia S.A. z siedzibą w Campus Palmas Altas, Sewilla ("Abener Energia").

Postępowanie przed Sądem Arbitrażowym będzie prowadzone w związku z kontraktem zawartym pomiędzy Abener Energia (generalny wykonawca) i ECSW (zamawiający) na budowę bloku gazowo-parowego z członem ciepłowniczym w Stalowej Woli ("Kontrakt"), od którego odstąpiono.

Przedmiotem żądania pozwu jest zapłata przez Abener Energia na rzecz ECSW kwoty 198 663 931,86 zł oraz 461 207,21 euro (co stanowi równowartość 2 098 400,56 zł wg średniego kursu NBP z 19 października 2020 r.) wraz z odsetkami tytułem odszkodowania za szkodę odpowiadającą kosztom usunięcia wad, usterek i niedoróbek robót, dostaw i usług wykonanych przez Abener Energia w trakcie realizacji Kontraktu.

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

kom espi zdz

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

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

pel/ pr/ gor/

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

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

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

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

pr/ osz/

Zgodnie z art. 16 ustawy z dnia 30 sierpnia 2019 r. o zmianie ustawy - Kodeks spółek handlowych oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2019 r. poz. 1798, ze zm. z Dz.U. z 2020 r. poz. 875), Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "Spółka") wzywa niniejszym akcjonariuszy posiadających akcje Emitenta w formie dokumentu do złożenia posiadanych dokumentów akcji w Spółce, w celu dematerializacji akcji i ich rejestracji w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych S.A.

Dokumenty akcji należy składać w siedzibie Emitenta w Katowicach, przy ul. ks. Piotra Ściegiennego 3, w dni robocze (od poniedziałku do piątku) w godzinach od 9:00 do 15:00 w pokoju nr 942.

Złożenie dokumentów akcji odbędzie się za pisemnym pokwitowaniem wydanym akcjonariuszowi.

Biorąc pod uwagę aktualny stan prawny Emitent informuje, że moc obowiązująca dokumentów akcji wydanych przez Emitenta wygasa z mocy prawa z dniem 1 marca 2021 r.

Niniejsze wezwanie jest czwartym spośród pięciu wymaganych przez przepisy prawa. Kolejne wezwanie zostanie opublikowane przez Emitenta w odstępie nie dłuższym niż miesiąc i nie krótszym niż dwa tygodnie.

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

kom espi zdz

"Skala inwestycji byłaby wręcz niewyobrażalna, gdybyśmy nie podjęli innych działań. Wartość sieci dystrybucyjnej niskiego i średniego napięcia trzeba by pomnożyć razy trzy, by zbudować możliwości przepustowe tak, aby parametry jakościowe były dotrzymane przy takim rozwoju mikroinstalacji, jaki obserwujemy" - powiedział PAP Biznes Jerzy Topolski w kuluarach Ogólnopolskiego Szczytu Gospodarczego w Lublinie.

Jak wskazał, dla grupy Tauron koszt inwestycji musiałby wynieść kilkadziesiąt miliardów złotych.

"Stawki musiałyby wzrosnąć trzykrotnie. Gdyby przyszło wymienić całą sieć, to dla Tauronu wydatki szacowane byłyby na kilkadziesiąt miliardów złotych w ciągu trzech-czterech lat, co jest nierealne z punktu widzenia pozwoleń, dostępu do gruntów, wykonawców, możliwości finansowania. Dlatego trzeba szukać rozwiązań" - powiedział wiceprezes Tauronu ds. zarządzania majątkiem.

Topolski zauważył, że problemem jest m.in. "przewymiarowanie" instalacji np. fotowoltaicznych, czyli instalowanie większych instalacji niż potrzeba i gromadzenie w "wirtualnym magazynie" energii np. na sezon zimowy.

Jego zdaniem jednym z rozwiązań mogłoby być np. wprowadzenie zmian współczynników w ramach net meteringu, czy skrócenie możliwego okresu magazynowania nadwyżek wyprodukowanej energii z 365 dni do np. trzech miesięcy. Ponadto, branża proponuje regulacje, które skutkowałyby zmianami w taryfie dystrybucyjnej.

"Z prezesem URE i ministerstwami rozmawiamy o wprowadzeniu takich regulacji, które pozwolą zbudować ofertę na usługę, którą regulator by wycenił wspólnie z operatorami i znalazłaby się w taryfie. Wtedy można by oferować w pewnych godzinach czy sytuacjach +zderegulowanie+ , instalacji, za co płaciłby operator. (...) Trzeba znaleźć optymalny koszt" - powiedział Topolski.

Jak poinformował wiceprezes Tauronu, w segmencie dystrybucji grupy Tauron inwestycje w skali roku wynoszą ok. 2 mld zł i na takim poziomie będą utrzymane.

Pytany o wpływ pandemii na obszar dystrybucji, odpowiedział: "Były przejściowe opóźnienia z powodu pandemii. Wdrożone mechanizmy płynnościowe w grupie spowodowały, że dystrybucja nadrabia zaległości".(PAP Biznes)

pel/ ana/

Jak podano, środki z emisji obligacji będą wspierały realizację transformacji energetycznej grupy, w tym zwiększenie udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w jego strukturze wytwórczej.

W perspektywie 2030 roku Tauron chce produkować ponad 65 proc. energii ze źródeł nisko- i zeroemisyjnych, przy jednoczesnym ograniczeniu emisyjności o połowę.

"Zawarcie umowy nie stanowi jednak obowiązku nabycia przez EBOiR wspomnianych obligacji. W umowie ramowej Tauron zobowiązał się do działania zgodnie ze standardami wskazanymi przez EBOiR, w tym w zakresie polityki środowiskowej, społecznej i wytycznych antykorupcyjnych oraz do przeznaczenia środków finansowych pozyskanych z emisji obligacji na finansowanie wskazanych w umowie ramowej inwestycji. Wszystkie powyższe zobowiązania są zgodne z zaktualizowaną strategią grupy Tauron" - napisano w komunikacie prasowym.

"Od momentu ogłoszenia przez Tauron aktualizacji kierunków strategicznych grupy, aktywnie poszukujemy źródeł finansowania Zielonego Zwrotu. (...) Emisja obligacji na krajowym rynku stanowić będzie więc kolejny krok w ramach budowy zdywersyfikowanego portfela dłużnego grupy, służącego finansowaniu działalności niewęglowej" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym wiceprezes Tauronu Marek Wadowski.

Decyzja o ostatecznej wartości emisji zostanie podjęta przez Tauron w trakcie budowy książki popytu. (PAP Biznes)

doa/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje o rozpoczęciu działań zmierzających do emisji obligacji w ramach programu emisji obligacji ("Program Obligacji"), o którym Emitent informował raportem bieżącym nr 3/2020 z dnia 6 lutego 2020 r. Będzie to pierwsza emisja obligacji w ramach Programu Obligacji, a jej zakładana wartość nominalna może wynieść około 1 000 000 000 złotych. Decyzja o ostatecznej wartości emisji zostanie podjęta przez Emitenta w trakcie budowy książki popytu.

W związku z powyższym w dniu 5 października 2020 r. Emitent i Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju ("EBOiR") zawarli umowę ramową ("Umowa Ramowa") określającą zasady współpracy Emitenta i EBOiR w zakresie możliwego nabycia przez EBOiR obligacji, które Emitent planuje wyemitować. Na mocy Umowy Ramowej Emitent zobowiązał się do działania zgodnie ze standardami wskazanymi przez EBOiR, w tym w zakresie polityki środowiskowej, społecznej i wytycznych antykorupcyjnych EBOiR oraz do przeznaczenia środków finansowych pozyskanych z emisji obligacji na finansowanie wskazanych w Umowie Ramowej inwestycji w obszarze dystrybucji.

Emitent zobowiązał się do realizacji działań zgodnych z ogłoszonymi kierunkami strategicznymi Grupy TAURON (raport bieżący nr 23/2019 z dnia 27 maja 2019 r.), w ramach których założono m.in. stopniowe odstawianie bloków węglowych (klasy 120 MW i 200 MW), rozbudowę portfela odnawialnych źródeł energii ("OZE"), a w rezultacie znaczące zwiększenie udziału mocy z OZE oraz redukcję emisji CO2, jak również ograniczenie kosztów społecznych wynikających z realizacji powyższych działań.

Zawarcie Umowy Ramowej nie stanowi obowiązku nabycia przez EBOiR obligacji, które mogą zostać wyemitowane przez Emitenta. Na Emitencie nie ciąży również zobowiązanie wobec EBOiR do dokonania emisji obligacji.

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

kom espi zdz

Średnia cena docelowa akcji spółki wynosi 2,96 zł (przedział 1,70-4,03 zł).

W poniedziałek na zamknięciu sesji kurs akcji Tauronu wynosił 2,25 zł. (PAP Biznes)

doa/ ana/

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

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

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

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

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

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

pr/ pel/ gor/

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

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

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

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

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

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

kuc/ gor/

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

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

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

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

kuc/ gor/

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

List intencyjny został podpisany przez wszystkie podmioty posiadające udziały w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. (oprócz Emitenta są to: PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., Enea S.A. oraz KGHM Polska Miedź S.A.), która jest odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Emitent posiada 10 proc. udziałów w PGE EJ 1 sp. z o.o.

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

Ewentualna sprzedaż udziałów w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. wpisuje się w kierunki strategiczne ogłoszone przez Emitenta 27 maja 2019 r.

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

kom espi zdz

Za budowę bloku odpowiedzialna była ECSW, spółka w której Tauron oraz PGNiG mają po 50 proc. akcji.

"W drugim półroczu 2020 roku finalizujemy dwie główne inwestycje w moce konwencjonalne Taurona – Elektrociepłownię Stalowa Wola i blok 910 MW w Jaworznie. Nowoczesne jednostki będą stanowić istotny element bezpieczeństwa energetycznego Polski" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Wojciech Ignacok, prezes Tauron Polska Energia.

"Dla grupy PGNiG nowa jednostka jest bardzo istotna w kontekście rosnącego wykorzystania gazu ziemnego w Polsce, które pełnić będzie rolę paliwa przejściowego w drodze do transformacji energetycznej. W Stalowej Woli roczne zużycie gazu wyniesie ok. 0,6 mld m sześć. Biorąc pod uwagę podobne zużycie w finalizowanym bloku gazowo-parowym Elektrociepłowni na Żeraniu w Warszawie, widzimy, jak duże znaczenie mają takie inwestycje dla zapotrzebowania na paliwo gazowe" – powiedział, cytowany w komunikacie, Jerzy Kwieciński, prezes PGNiG.

Blok gazowo-parowy w Stalowej Woli będzie pracował w kogeneracji - zapewni 450 MW mocy elektrycznej dla krajowego systemu energetycznego oraz dostawy ciepła dla mieszkańców Stalowej Woli i Niska. Jednostka będzie mogła zasilić w energię elektryczną 1,2 mln gospodarstw domowych.

Jak podano, w początkowej fazie jednostka będzie pracowała z mocą na poziomie 330 MW, a po kilku tygodniach i niezbędnej wymianie zaworu regulującego temperaturę pary, osiągnie swoją moc docelową – 450 MW.

W Elektrociepłowni Stalowa Wola budowane jest także rezerwowe źródło ciepła, na które składają się kotłownia oraz instalacje pomocnicze i łączące kotłownię z instalacjami budowanego bloku gazowo-parowego. Oba nowe źródła ciepła – podstawowe i rezerwowe – mają zastąpić bloki 120 MWe, które zostaną wkrótce wycofane z użytkowania.

Budowa elektrociepłowni rozpoczęła się w 2012 roku. Po odstąpieniu od realizacji kontraktu z generalnym wykonawcą - Abener, w 2016 r. wykonano inwentaryzację zrealizowanych do dnia odstąpienia robót, dostaw i usług, po czym opracowano formułę dokończenia inwestycji. Inwestycję zakończono w formule menedżera kontraktu. Postępowania arbitrażowe z Abener są w toku. (PAP Biznes)

pel/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ gor/

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

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

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

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

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

pel/ asa/

Zgodnie z art. 16 ustawy z dnia 30 sierpnia 2019 r. o zmianie ustawy - Kodeks spółek handlowych oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2019 r. poz. 1798, ze zm. z Dz.U. z 2020 r. poz. 875), Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "Spółka") wzywa niniejszym akcjonariuszy posiadających akcje Emitenta w formie dokumentu do złożenia posiadanych dokumentów akcji w Spółce, w celu dematerializacji akcji i ich rejestracji w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych S.A.

Dokumenty akcji należy składać w siedzibie Emitenta w Katowicach, przy ul. ks. Piotra Ściegiennego 3, w dni robocze (od poniedziałku do piątku) w godzinach od 9:00 do 15:00 w pokoju nr 942.

Złożenie dokumentów akcji odbędzie się za pisemnym pokwitowaniem wydanym akcjonariuszowi.

Biorąc pod uwagę aktualny stan prawny Emitent informuje, że moc obowiązująca dokumentów akcji wydanych przez Emitenta wygasa z mocy prawa z dniem 1 marca 2021 r.

Niniejsze wezwanie jest trzecim spośród pięciu wymaganych przez przepisy prawa. Kolejne wezwania będą publikowane przez Emitenta w odstępie nie dłuższym niż miesiąc i nie krótszym niż dwa tygodnie każde.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

map/ osz/

"Przed stwierdzeniem wykonalności wyroku Sądu Arbitrażowego, ECSW dokona analizy i podejmie środki oraz skorzysta z przysługujących jej praw w celu ograniczenia negatywnego wpływu powyższego wyroku na sytuację finansową ECSW" - napisano.

Od wyroku Sądu Apelacyjnego przysługuje skarga kasacyjna.

W maju 2019 r. spółki podały, że 25 kwietnia 2019 roku Sąd Arbitrażowy przy Krajowej Izbie Gospodarczej w Warszawie wydał wyrok w sprawie z powództwa Abener Energia przeciwko Elektrociepłowni Stalowa Wola (ECSW) i zobowiązał Elektrociepłownię Stalowa Wola do zapłaty na rzecz Abener Energia 333,8 mln zł z odsetkami.

Postępowanie przed sądem dotyczyło roszczenia o zapłatę, o ustalenie stosunku prawnego oraz o zobowiązanie do złożenia oświadczenia woli w związku z rozwiązanym kontraktem zawartym pomiędzy Abener Energia (generalny wykonawca) i ECSW (zamawiający) na budowę bloku gazowo-parowego o mocy ok. 400 MW z członem ciepłowniczym w Elektrociepłowni Stalowa Wola.

50 proc. akcji ECSW posiada Tauron (pośrednio poprzez spółkę zależną Tauron Wytwarzanie), a pozostałe 50 proc. PGNiG (pośrednio przez spółkę zależną PGNiG Termika).(PAP Biznes)

doa/ gor/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 16/2019 z 2 maja 2019 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, iż powziął informację o wydaniu 22 września 2020 r. przez Sąd Apelacyjny w Rzeszowie ("Sąd Apelacyjny") wyroku, w którym Sąd Apelacyjny oddalił skargę Elektrociepłowni Stalowa Wola S.A. ("ECSW") o uchylenie wyroku Sądu Arbitrażowego przy Krajowej Izbie Gospodarczej ("Sąd Arbitrażowy") z 25 kwietnia 2019 r., na mocy którego ECSW została zobowiązana do zapłaty na rzecz Abener Energia S.A. ("Abener Energia") kwoty 333 793 359,31 zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie oraz kosztami postępowania arbitrażowego.

Postępowanie przed Sądem Arbitrażowym dotyczyło roszczenia o zapłatę, o ustalenie stosunku prawnego oraz o zobowiązanie do złożenia oświadczenia woli w związku z rozwiązanym kontraktem zawartym pomiędzy Abener Energia (generalny wykonawca) i ECSW (zamawiający) na budowę bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli. Opis postępowań sądowych pomiędzy ECSW i Abener Energia został zamieszczony w nocie nr 22 śródrocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej Emitenta za I półrocze 2020 r., które zostało przekazane w formie raportu okresowego 19 sierpnia 2020 r.

Jednocześnie Emitent informuje, że przed stwierdzeniem wykonalności wyroku Sądu Arbitrażowego, ECSW dokona analizy i podejmie środki oraz skorzysta z przysługujących jej praw w celu ograniczenia negatywnego wpływu powyższego wyroku na sytuację finansową ECSW.

Od wyroku Sądu Apelacyjnego przysługuje skarga kasacyjna.

Emitent posiada, pośrednio poprzez spółkę zależną TAURON Wytwarzanie S.A., 50 proc. akcji w kapitale zakładowym ECSW.

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

kom espi zdz

Spółka podała, że zawarcie ewentualnej transakcji będzie wymagało uzyskania stosownych zgód korporacyjnych oraz zgód instytucji finansujących działalność grupy.

16 czerwca Tauron rozpoczął z PGNiG negocjacje umowy sprzedaży udziałów w spółce Tauron Ciepło w trybie wyłączności ustalonej na okres sześciu tygodni. Wyłączność przedłużono potem o osiem tygodni.

Pod koniec sierpnia wiceprezes Tauronu Marek Wadowski mówił, że Tauron może sprzedać udziały w spółce Tauron Ciepło na przełomie 2020 i 2021 roku, jeśli uzgodni z PGNiG warunki transakcji.

Spółka Tauron Ciepło prowadzi działalność związaną z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej. (PAP Biznes)

doa/ ana/

W nawiązaniu do raportów bieżących nr 24/2020 z 16 czerwca 2020 r. oraz nr 34/2020 z 28 lipca 2020 r. Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 22 września 2020 r. podjął decyzję o przedłużeniu do 30 listopada 2020 r. okresu wyłączności negocjacyjnej przyznanej Polskiemu Górnictwu Naftowemu i Gazownictwu S.A. w procesie sprzedaży udziałów w spółce TAURON Ciepło Sp. z o.o. ("Transakcja").

Jednocześnie Emitent zwraca uwagę, że zawarcie ewentualnej Transakcji będzie wymagało w szczególności uzyskania stosownych zgód korporacyjnych oraz zgód instytucji finansujących działalność Grupy Kapitałowej Emitenta.

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

kom espi zdz

Zgodnie z art. 16 ustawy z dnia 30 sierpnia 2019 r. o zmianie ustawy - Kodeks spółek handlowych oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2019 r. poz. 1798, ze zm. z Dz.U. z 2020 r. poz. 875), Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "Spółka") wzywa niniejszym akcjonariuszy posiadających akcje Emitenta w formie dokumentu do złożenia posiadanych dokumentów akcji w Spółce, w celu dematerializacji akcji i ich rejestracji w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych S.A.

Dokumenty akcji należy składać w siedzibie Emitenta w Katowicach, przy ul. ks. Piotra Ściegiennego 3, w dni robocze (od poniedziałku do piątku) w godzinach od 9:00 do 15:00 w pokoju nr 942.

Złożenie dokumentów akcji odbędzie się za pisemnym pokwitowaniem wydanym akcjonariuszowi.

Biorąc pod uwagę aktualny stan prawny Emitent informuje, że moc obowiązująca dokumentów akcji wydanych przez Emitenta wygasa z mocy prawa z dniem 1 marca 2021 r.

Niniejsze wezwanie jest drugim spośród pięciu wymaganych przez przepisy prawa. Kolejne wezwania będą publikowane przez Emitenta w odstępie nie dłuższym niż miesiąc i nie krótszym niż dwa tygodnie każde.

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

kom espi zdz

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 7/2015 z 19 marca 2015 r. w sprawie wypowiedzenia umów na zakup energii i praw majątkowych przez spółkę zależną oraz raportu bieżącego nr 6/2020 z 6 marca 2020 r. w sprawie wydanego 6 marca 2020 r. wyroku wstępnego i częściowego w postępowaniu wytoczonym w 2015 r. przeciwko spółce Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. (spółka zależna od TAURON Polska Energia S.A., "PKH") przez Talia sp. z o.o. TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 8 września 2020 r. Sąd Okręgowy w Gdańsku ("Sąd") uzupełnił w formie wyroku wyżej wskazany wyrok częściowy i wstępny w ten sposób, że uznał żądanie zapłaty odszkodowania za niewykonanie długoterminowej umowy sprzedaży energii elektrycznej zawartej 23 grudnia 2009 r. pomiędzy PKH a Talia sp. z o.o. za usprawiedliwione co do zasady, przy czym w żadnej mierze nie przesądził o wysokości ewentualnego odszkodowania.

Uzupełnienie wyroku zostało wydane w pierwszej instancji i jest nieprawomocne. Orzeczenie zostało ustnie lakonicznie uzasadnione. PKH nie zgadza się w całości z uzupełnieniem wyroku i jest zdania, że zostało ono wydane całkowicie niezasadnie co do meritum i z istotnym naruszeniem procedury, m.in. co do nieprzeprowadzenia postępowania dowodowego w zakresie decydującym w ogóle zarówno dla możliwości uzupełnienia wyroku, jak i uprzedniego wydania wyroku wstępnego i częściowego w tej sprawie. PKH niezwłocznie wystąpi do Sądu o doręczenie wydanego w dniu dzisiejszym orzeczenia wraz z pisemnym uzasadnieniem oraz przystąpi do jego analizy celem możliwie szybkiego zaskarżenia.

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

kom espi zdz

Jak podano, jest to pierwsza elektrownia powstająca w ramach programu TAURON PV, zakładającego uruchomienie pięciu farm fotowoltaicznych o łącznej mocy ponad 100 MW. Farmy powstaną na terenach poprzemysłowych należących do Tauron Wytwarzanie.

Farmę w Jaworznie buduje konsorcjum spółek Tauron Serwis i Tauron Dystrybucja Serwis (obecnie Tauron Nowe Technologie). Obecnie prowadzona jest niwelacja terenu, dostawa i montaż konstrukcji.

Projekt jest współfinansowany z Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Katowicach.

Umowa z WFOŚiGW zakłada udzielenie pożyczki preferencyjnej na budowę farmy fotowoltaicznej z możliwością umorzenia do 3 mln zł. Jak podano, po spełnieniu warunków umowy, Tauron Wytwarzanie będzie mógł wykorzystać umorzoną kwotę na sfinansowanie kolejnej proekologicznej inwestycji. (PAP Biznes)

sar/ asa/

Zgodnie z art. 16 ustawy z dnia 30 sierpnia 2019 r. o zmianie ustawy - Kodeks spółek handlowych oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2019 r. poz. 1798, ze zm. z Dz.U. z 2020 r. poz. 875), Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "Spółka") wzywa niniejszym akcjonariuszy posiadających akcje Emitenta w formie dokumentu do złożenia posiadanych dokumentów akcji w Spółce, w celu dematerializacji akcji i ich rejestracji w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych S.A.

Dokumenty akcji należy składać w siedzibie Emitenta w Katowicach, przy ul. ks. Piotra Ściegiennego 3, w dni robocze (od poniedziałku do piątku) w godzinach od 9:00 do 15:00 w pokoju nr 942.

Złożenie dokumentów akcji odbędzie się za pisemnym pokwitowaniem wydanym akcjonariuszowi.

Biorąc pod uwagę aktualny stan prawny Emitent informuje, że moc obowiązująca dokumentów akcji wydanych przez Emitenta wygasa z mocy prawa z dniem 1 marca 2021 r.

Niniejsze wezwanie jest pierwszym spośród pięciu wymaganych przez przepisy prawa. Kolejne wezwania będą publikowane przez Emitenta w odstępie nie dłuższym niż miesiąc i nie krótszym niż dwa tygodnie każde.

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

kom espi zdz

"Synchronizacja turbozespołu gazowo - parowego kończy realizację inwestycji, potwierdzając możliwość produkcji energii elektrycznej i ciepła z udziałem obydwu turbin: gazowej i parowej. Przed jednostką etap optymalizacji, strojenia i regulacji oraz testów" – powiedział cytowany w komunikacie prezes Turon Polska Energia Wojciech Ignacok.

Blok gazowo-parowy w Stalowej Woli będzie pracował w kogeneracji - zapewni 450 MW mocy elektrycznej dla krajowego systemu energetycznego oraz dostawy ciepła dla mieszkańców Stalowej Woli i Niska. Jednostka będzie mogła zasilić w energię elektryczną 1,2 mln gospodarstw domowych.

W Elektrociepłowni Stalowa Wola budowane jest także rezerwowe źródło ciepła, na które składają się kotłownia oraz instalacje pomocnicze i łączące kotłownię z instalacjami budowanego bloku gazowo-parowego. (PAP Biznes)

seb/ ana/

"Prowadzimy negocjacje z PGNiG. Przedłużyliśmy je mniej więcej do połowy września. Spodziewamy się, że jeśli uzgodnimy warunki transakcji i miałoby do transakcji dojść, to będzie ona miała miejsce na przełomie 2020 i 2021 roku. Ciężko przesądzać o wynikach rozmów" - powiedział Wadowski podczas konferencji dla inwestorów.

Poinformował, że wartość tych aktywów po odpisach to ok. 1,3 mld zł.

16 czerwca Tauron rozpoczął z PGNiG negocjacje umowy sprzedaży udziałów w spółce Tauron Ciepło w trybie wyłączności ustalonej na okres sześciu tygodni. Wyłączność przedłużono potem o osiem tygodni.

Spółka Tauron Ciepło prowadzi działalność związaną z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej.

Wiceprezes Tauronu pytany, czy grupa chce sprzedać udziały w elektrociepłowni Stalowa Wola, przypomniał, że taki zamiar znajduje się w strategii grupy Tauron z 2019 r.

"Podtrzymujemy strategię. Jeśli tylko będziemy prowadzić negocjacje bądź będziemy mieli zaawansowany proces sprzedaży, to będziemy informować" - powiedział Wadowski. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Zakładamy, że w całym 2020 roku produkcja węgla będzie wyższa niż w 2019 r., ale niewiele wyższa i będzie mocno ograniczona w drugim półroczu" - powiedział Wadowski podczas telekonferencji.

"Zakładamy, że drugie półrocze będzie gorsze pod względem produkcji węgla niż pierwsze, właśnie z uwagi na fakt, że trafia on w dużej mierze na zwały. Już nawet przed skorzystaniem z dofinansowania z tarczy antykryzysowej ograniczyliśmy produkcję w jeden dzień w tygodniu" - dodał.

Jak wskazał, nie jest to wystarczające, bo spadek produkcji energii z węgla kamiennego jest bardzo istotny.

"Dotyczy on nie tylko grupy Tauron, ale (...) nasze bloki są dość drogie w systemie, wiec produkcja z tych bloków jest dość niska. Nasza produkcja węgla jest wyższa niż zużycie w grupie, co nie jest łatwą sytuacją" - powiedział.

W pierwszym półroczu 2020 roku produkcja węgla handlowego w grupie Tauron wzrosła o 10 proc. rdr do 2,49 mln ton. W drugim kwartale wydobycie wzrosło o 31 proc. do 1,3 mln ton.

Produkcja energii elektrycznej z jednostek węglowych spadła w I półroczu w grupie o 25 proc. do 4,87 TWh.

Zysk EBITDA grupy w segmencie wydobycia wyniósł w pierwszym półroczu 2020 r. 7 mln zł, a w samym II kwartale 43 mln zł. W analogicznym okresie 2019 roku spółka miała odpowiednio: 143 mln zł straty i 99 mln zł straty EBITDA.

Tauron przewiduje, że w całym 2020 r. EBITDA segmentu będzie ujemna.

"Zakładamy, że wynik EBITDA w segmencie wydobycie w tym roku będzie ujemny, pomimo pozytywnego wyniku w pierwszym półroczu i samym drugim kwartale" - powiedział Marek Wadowski.

Pytany o ewentualne zbycia kopalń, poinformował, że takie procesy nie są w grupie prowadzone. Analizowane są jednak różne możliwości, a działania grupy będą podporządkowane ustaleniom dotyczącym całego krajowego sektora wydobywczego.

"Widzimy wyraźnie, że istotnym zdarzeniem, które będzie miało wpływ na sytuację segmentu wydobycia będą rezultaty rozmów w PGG. Zakładamy, że te rezultaty mogą dotyczyć nie tylko PGG, ale i całego sektora. Na pewno to, jak podejdziemy do aktywów węglowych, będzie związane z rezulatatem tych rozmów" - powiedział Wadowski.(PAP Biznes)

pel/ doa/ ana/

"Projekty, które prowadzimy w zakresie zielonego zwrotu są na różnym etapie. Nie jest tak, że możemy się spodziewać często bardzo spektakularnego projektu, bo projekty wymagają analiz, negocjacji. Są one prowadzone, ale nie mamy projektu, który w krótkim okresie moglibyśmy przedstawić" - powiedział wiceprezes podczas telekonferencji.

"Zapewniam, że prace trwają. Projekty będą się pojawiać, ale zależeć to będzie od tego, w jaki sposób będziemy w stanie wynegocjować warunki" - dodał.

Wadowski zauważył, że pandemia opóźniła procesy zarówno po stronie sprzedających, jak i kupujących.

Wiceprezes poinformował, że Tauron pracuje nad przeglądem inwestycji grupy.(PAP Biznes)

pel/ gor/

"Zakładamy, że w całym 2020 roku produkcja węgla będzie wyższa niż w 2019 r., ale niewiele wyższa i będzie mocno ograniczona w drugim półroczu" - powiedział Wadowski podczas telekonferencji.

"Zakładamy, że drugie półrocze będzie gorsze pod względem produkcji węgla niż pierwsze, właśnie z uwagi na fakt, że trafia on w dużej mierze na zwały. Już nawet przed skorzystaniem z dofinansowania z tarczy antykryzysowej ograniczyliśmy produkcję w jeden dzień w tygodniu" - dodał.

Jak wskazał, nie jest to wystarczające, bo spadek produkcji energii z węgla kamiennego jest bardzo istotny.

"Dotyczy on nie tylko grupy Tauron, ale (...) nasze bloki są dość drogie w systemie, wiec produkcja z tych bloków jest dość niska. Nasza produkcja węgla jest wyższa niż zużycie w grupie, co nie jest łatwą sytuacją" - powiedział.

W pierwszym półroczu 2020 roku produkcja węgla handlowego w grupie Tauron wzrosła o 10 proc. rdr do 2,49 mln ton. W drugim kwartale wydobycie wzrosło o 31 proc. do 1,3 mln ton.

Produkcja energii elektrycznej z jednostek węglowych spadła w I półroczu w grupie o 25 proc. do 4,87 TWh. (PAP Biznes)

pel/ doa/ ana/

"Porozumienie podpisane z Rafako było kluczowe dla przywrócenia sprawnej realizacji projektu. Wypracowane rozwiązania zostały wdrożone, rozpoczął się ponowny rozruch jednostki. Liczymy, że uzgodniony termin przekazania jednostki do eksploatacji, będzie tym ostatecznym" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes zarządu Nowe Jaworzno Grupa Tauron Adam Kampa.

Zgodnie z aneksem, zmodernizowane i zoptymalizowane zostały palniki węglowe, zainstalowano także dodatkowe opomiarowanie i oprzyrządowania dysz palników pyłowych.

Nowe Jaworzno Grupa Tauron podpisało 19 grudnia 2019 r. z konsorcjum Rafako - Mostostal Warszawa aneks do umowy na budowę bloku. Główna część negocjacji w sprawie rozszerzenia zakresu prac przy budowie bloku energetycznego w Jaworznie zakończyła się w październiku. Ustalono wtedy, że cena netto określona w umowie zostanie zwiększona o 52,3 mln zł, do 4,54 mld zł, a przejęcie bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r. Wcześniej zakładano zakończenie budowy w czwartym kwartale 2019 roku.

W 2014 roku Tauron Wytwarzanie podpisał z konsorcjum Rafako i Mostostalu Warszawa umowę na budowę boku w Elektrowni Jaworzno o wartości 4,4 mld zł netto. Przedmiotem umowy jest zaprojektowanie i wykonanie w formule "pod klucz" bloku energetycznego o mocy 910 MWe brutto na parametry nadkrytyczne w należącej do grupy Tauron Elektrowni Jaworzno III. Rafako odpowiada za 99,99 proc. prac. (PAP Biznes)

doa/ gor/

Strata netto, przypisana akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniosła 478,1 mln zł wobec 136,3 mln zł zysku przed rokiem.

Strata operacyjna grupy Tauron wyniosła 112 mln zł wobec 257,5 mln zł zysku przed rokiem, zysk EBITDA 1.450 mln zł (996,5 mln zł przed rokiem), a przychody ze sprzedaży sięgnęły 4,622 mld zł (4,239 mld zł rok wcześniej).

Wyniki są zgodne z wcześniejszymi szacunkami grupy. Tauron informował wcześniej, że według szacunków EBITDA grupy wyniosła w II kwartale 1.450 mln zł, strata operacyjna 112 mln zł, strata netto 479 mln zł, a przychody ze sprzedaży 4,719 mld zł.

W pierwszym półroczu przychody grupy Tauron wzrosły o 6 proc. do 9,9 mld zł. Na wzrost przychodów pozytywnie wpłynęły wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej oraz wyższe stawki usług dystrybucyjnych.

EBITDA grupy wzrosła w tym okresie o 8 proc. do 2,4 mld zł. Segment Dystrybucja zanotował 1,69 mld zł wyniku EBITDA, Sprzedaży 403 mln zł, OZE 164 mln zł, a Wydobycia blisko 7 mln zł.

Tauron szacuje, że z powodu pandemii EBITDA grupy obniżyła się o 147 mln zł.

"Pandemia nie zakłóciła bieżącej działalności operacyjnej żadnej z naszych spółek, tym niemniej szacujemy, że jej skutki przełożyły się na obniżenie EBITDA o około 150 mln zł. Chciałbym podkreślić, że na bieżąco podejmujemy wysiłki mające na celu ochronę pracowników" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Wojciech Ignacok.

Jak podano, spółki z grupy otrzymały łącznie 50 mln zł wsparcia z tarczy antykryzysowej wprowadzonej w związku z pandemią.

Grupa zanotowała w I półroczu 316 mln zł straty netto przypadającej akcjonariuszom jednostki dominującej wobec 672 mln zł zysku rok wcześniej. Na wynik netto pierwszego półrocza znaczący wpływ miały odpisy z tytułu utraty wartości aktywów w segmencie Wydobycie i Wytwarzanie w wysokości 227 mln zł, co wpłynęło na obniżenie wyniku netto o 184 mln zł oraz odpis wynikający z reklasyfikacji aktywów Tauron Ciepło jako aktywów przeznaczonych do sprzedaży (806 mln zł).

W pierwszym półroczu 2020 r. nakłady inwestycyjne grupy wyniosły 1.812 mln zł i były wyższe o 10 proc. rdr.

Wskaźnik dług netto/EBITDA wyniósł na koniec czerwca 2,66x wobec 2,81 na koniec grudnia 2019 r. Grupa ma zagwarantowane finansowanie do kwoty 3,3 mld zł.(PAP Biznes)

doa/ pel/ gor/

Dane operacyjne za drugi kwartał 2020 r.:

Wynik EBITDA grupy Tauron w czwartym kwartale według obszarów działalności (w tys. zł):

(PAP Biznes)

doa/ gor/

Strata netto, przypisana akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniosła 478,1 mln zł wobec 136,3 mln zł zysku przed rokiem.

Strata operacyjna grupy Tauron wyniosła 112 mln zł wobec 257,5 mln zł zysku przed rokiem, zysk EBITDA 1.450 mln zł (996,5 mln zł przed rokiem), a przychody ze sprzedaży sięgnęły 4,622 mld zł (4,239 mld zł rok wcześniej).

Wyniki są zgodne z wcześniejszymi szacunkami grupy. Tauron informował wcześniej, że według szacunków EBITDA grupy wyniosła w II kwartale 1.450 mln zł, strata operacyjna 112 mln zł, strata netto 479 mln zł, a przychody ze sprzedaży 4,719 mld zł. (PAP Biznes)

doa/ gor/

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

kom espi zdz

Według szacunkowych danych w I połowie 2020 roku strata netto grupy wyniosła 317 mln zł, zysk EBITDA 2.408 mln zł, a przychody ze sprzedaży 10,187 mld zł

W podziale na segmenty EBITDA grupy Tauron w II kwartale wyniosła:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 1.005 mln zł;

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 220 mln zł;

- EBITDA segmentu Wydobycie: 43 mln zł.

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 28 mln zł;

- EBITDA segmentu Odnawialne Źródła Energii: 42 mln zł;

Tauron podał, że nakłady inwestycyjne grupy w drugim kwartale wyniosły 872 mln zł.

Dług netto na koniec czerwca 2020 r. wyniósł 10,098 mld zł. Wskaźnik dług netto/EBITDA sięga 2,66x.

Poniżej wybrane szacunkowe dane operacyjne za II kwartał 2020 r.:

- Dystrybucja energii elektrycznej: 11,35 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 11,03 TWh

- Produkcja energii elektrycznej brutto: 2,66 TWh, w tym ze źródeł odnawialnych 0,42 TWh

- Produkcja ciepła: 1,73 PJ

- Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 7,13 TWh

- Produkcja węgla handlowego: 1,30 mln ton

- Sprzedaż węgla handlowego: 0,99 mln ton

Wśród istotnych czynników mających wpływ na wyniki I półrocza 2020 r. i II kwartału 2020 r. Tauron zaliczył między innymi:

- utworzenie w II kwartale 2020 r. odpisów aktualizujących z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów w segmentach wydobycie (179 mln zł) i wytwarzanie (48 mln zł) w łącznej wysokości 227 mln zł. Odpisy nie wpłynęły na EBITDA grupy;

- utworzenie w II kwartale 2020 r. odpisów aktualizujących z tytułu utraty wartości w wysokości 806 mln zł na moment początkowego przeszacowania aktywów netto Tauron Ciepło do wartości godziwej jako grupy do zbycia zaklasyfikowanej jako przeznaczona do sprzedaży. Odpis ten nie wpłynął na EBITDA grupy;

- rozwiązanie w II kwartale 2020 r. rezerw aktuarialnych na świadczenia pracownicze w łącznej wysokości 533 mln zł, co wpłynęło na zwiększenie EBITDA grupy;

- wystąpienie kosztów finansowych z tytułu ujemnych różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zmniejszenie wyniku finansowego brutto grupy w I półroczu 2020 r. o 149 mln zł (brak wpływu na EBITDA). W II kwartale 2020 r. wystąpiły dodatnie różnice kursowe od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zwiększenie wyniku finansowego brutto grupy o 89 mln zł;

- szacowany wpływ pandemii COVID-19 na EBITDA grupy za I półrocze 2020 r. wynosi 147 mln zł i jest konsekwencją przede wszystkim niższych wolumenów dystrybucji i sprzedaży energii elektrycznej.

O planowanych odpisach mających wpływ na wyniki za I połowę 2020 roku spółka informowała na początku sierpnia. Wówczas podała, że utworzy odpisy o wartości 1,03 mld zł, a odpisy w segmentach wydobycia i wytwarzanie obniżą zysk netto grupy o 184 mln zł.

Spółka przedstawi raport za I półrocze 19 sierpnia 2020 r. (PAP Biznes)

seb/ asa/

W podziale na segmenty EBITDA grupy Tauron wyniosła:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 1.005 mln zł;

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 220 mln zł;

- EBITDA segmentu Wydobycie: 43 mln zł.

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 28 mln zł;

- EBITDA segmentu Odnawialne Źródła Energii: 42 mln zł;

Tauron podał, że nakłady inwestycyjne grupy w drugim kwartale wyniosły 872 mln zł.

Dług netto na koniec czerwca 2020 r. wyniósł 10,098 mld zł. Wskaźnik dług netto/EBITDA sięga 2,66x. (PAP Biznes)

seb/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") przekazuje wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe oraz operacyjne Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. ("Grupa TAURON") za I półrocze 2020 r. i II kwartał 2020 r.

Spółka informuje, że w związku z trwającym procesem zbycia udziałów w TAURON Ciepło Sp. z o.o. ("TAURON Ciepło") oraz zgodnie z MSSF 5 ("Aktywa trwałe przeznaczone do sprzedaży oraz działalność zaniechana") na dzień bilansowy 30 czerwca 2020 r. zostały spełnione warunki ujęcia udziałów w TAURON Ciepło jako aktywów trwałych przeznaczonych do sprzedaży w jednostkowym sprawozdaniu finansowym Spółki oraz aktywów netto TAURON Ciepło jako grupy do zbycia zaklasyfikowanej jako przeznaczona do sprzedaży w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. Wartości zaprezentowane poniżej jako działalność zaniechana odnoszą się do TAURON Ciepło.

Wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe za:

a) I półrocze 2020 r.

Przychody ze sprzedaży: 10 187 mln zł, w tym działalność zaniechana: 299 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe):

2 408 mln zł, w tym działalność zaniechana: 92 mln zł

EBIT (zysk/strata operacyjna): 362 mln zł, w tym działalność zaniechana: (778) mln zł

Zysk/strata brutto: 117 mln zł, w tym działalność zaniechana: (779) mln zł

Strata netto: (317) mln zł, w tym działalność zaniechana: (781) mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 1 812 mln zł, w tym działalność zaniechana: 32 mln zł

EBITDA w podziale na segmenty:

- Dystrybucja: 1 689 mln zł

- OZE: 164 mln zł

- Wytwarzanie: 26 mln zł

- Sprzedaż: 403 mln zł

- Wydobycie: 7 mln zł

b) II kwartał 2020 r.

Przychody ze sprzedaży: 4 719 mln zł, w tym działalność zaniechana: 97 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 1 450 mln zł, w tym działalność zaniechana: 16 mln zł

EBIT (strata operacyjna): (112) mln zł, w tym działalność zaniechana: (822) mln zł

Strata brutto: (115) mln zł, w tym działalność zaniechana: (822) mln zł

Strata netto: (479) mln zł, w tym działalność zaniechana: (819) mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 872 mln zł, w tym działalność zaniechana: 19 mln zł

EBITDA w podziale na segmenty:

- Dystrybucja: 1 005 mln zł

- OZE: 42 mln zł

- Wytwarzanie: 28 mln zł

- Sprzedaż: 220 mln zł

- Wydobycie: 43 mln zł

Poniższe wskaźniki dotyczą łącznie działalności kontynuowanej i zaniechanej

Dług netto na 30 czerwca 2020 r.: 10 098 mln zł

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 30 czerwca 2020 r.: 2,66x

Wybrane szacunkowe dane operacyjne za:

a) I półrocze 2020 r.

Dystrybucja energii elektrycznej: 24,6 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 23,86 TWh

Produkcja energii elektrycznej brutto: 5,87 TWh, w tym ze źródeł odnawialnych: 1,00 TWh

Produkcja ciepła: 6,70 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 15,99 TWh

Produkcja węgla handlowego: 2,49 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 1,88 mln ton

b) II kwartał 2020 r.

Dystrybucja energii elektrycznej: 11,35 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 11,03 TWh

Produkcja energii elektrycznej brutto: 2,66 TWh, w tym ze źródeł odnawialnych 0,42 TWh

Produkcja ciepła: 1,73 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 7,13 TWh

Produkcja węgla handlowego: 1,30 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 0,99 mln ton

Istotne czynniki mające wpływ na wyniki I półrocza 2020 r. i II kwartału 2020 r.:

a) utworzenie w II kwartale 2020 r. odpisów aktualizujących z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów w segmentach Wydobycie (179 mln zł) i Wytwarzanie (48 mln zł) w łącznej wysokości 227 mln zł. Powyższe odpisy nie wpłynęły na EBITDA Grupy TAURON,

b) utworzenie w II kwartale 2020 r. odpisów aktualizujących z tytułu utraty wartości w wysokości 806 mln zł na moment początkowego przeszacowania aktywów netto TAURON Ciepło do wartości godziwej jako grupy do zbycia zaklasyfikowanej jako przeznaczona do sprzedaży. Powyższy odpis nie wpłynął na EBITDA Grupy TAURON,

c) rozwiązanie w II kwartale 2020 r. rezerw aktuarialnych na świadczenia pracownicze w łącznej wysokości 533 mln zł, co wpłynęło na zwiększenie EBITDA Grupy TAURON,

d) wystąpienie kosztów finansowych z tytułu ujemnych różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zmniejszenie wyniku finansowego brutto Grupy TAURON w I półroczu 2020 r. o 149 mln zł (brak wpływu na EBITDA). W II kwartale 2020 r. wystąpiły dodatnie różnice kursowe od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zwiększenie wyniku finansowego brutto Grupy TAURON o 89 mln zł (brak wpływu na EBITDA),

e) zgodnie z najlepszą wiedzą Spółki, szacowany wpływ pandemii COVID-19 na EBITDA Grupy TAURON za I półrocze 2020 r. wynosi 147 mln zł i jest konsekwencją przede wszystkim niższych wolumenów dystrybucji i sprzedaży energii elektrycznej,

f) zmiana strategii zabezpieczania potrzeb umorzeniowych w zakresie uprawnień do emisji CO2, w ramach której jednorazowo dokonano zamiany giełdowych kontraktów na zakup uprawnień do emisji CO2 z datą dostawy w grudniu 2020 r. na kontrakty pozagiełdowe z datą dostawy w marcu 2021 r. Transakcje przeprowadzone w ramach realizacji powyższej zmiany strategii obciążyły EBITDA Grupy TAURON w I półroczu 2020 r. w wysokości 125 mln zł,

g) utworzenie w II kwartale 2020 r. odpisu aktualizującego aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego spółki TAURON Wydobycie S.A. w wysokości 249 mln zł, w związku z szacowanym brakiem możliwości jego realizacji w możliwej do przewidzenia przyszłości. Powyższy odpis nie miał wpływu na EBITDA Grupy TAURON.

Przedstawione powyżej wyniki finansowe mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.

Ostateczne wartości zostaną przedstawione w skonsolidowanym raporcie za I półrocze 2020 r., którego publikację zaplanowano na 19 sierpnia 2020 r.

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

kom espi zdz

Analizy spółki wykazały zmiany w zakresie wartości odzyskiwalnej aktywów trwałych w segmentach wydobycia i wytwarzanie, na co wpłynęły: zmiana założeń dotyczących kosztu kapitału dla aktywów węglowych oraz spadek marży na energii elektrycznej na skutek obniżenia ceny energii w jednostkach biomasowych.

"Przeprowadzone analizy dotyczące segmentu Wydobycie wykazały zasadność utworzenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów w wysokości 179 mln zł" - napisano.

"Przeprowadzone analizy dotyczące segmentu Wytwarzanie wykazały zasadność utworzenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów w wysokości 48 mln zł" - dodano.

Dodatkowo, w związku z trwającym procesem sprzedaży udziałów w Tauron Ciepło, grupa zobowiązana jest do wyceny tych aktywów - wstępne analizy dotyczące określenia wartości godziwej udziałów oraz aktywów netto tej spółki wykazały potrzebę utworzenia odpisów aktualizujących z tytułu utraty wartości. W skonsolidowanym sprawozdaniu Tauronu odpisy te mogą wynieść 0,8 mld zł, a w sprawozdaniu jednostkowym 1,4 mld zł. (PAP Biznes)

kuc/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "TAURON") informuje, że 5 sierpnia 2020 r. zostały zakończone główne analizy przeprowadzane w ramach testów na utratę wartości aktywów Grupy Kapitałowej TAURON na 30 czerwca 2020 r.

Analizy wykazały zmiany w zakresie wartości odzyskiwalnej aktywów trwałych w segmentach Wydobycie i Wytwarzanie, na które wpływ mają przede wszystkim następujące czynniki:

- zmiana założeń dotyczących kosztu kapitału dla aktywów węglowych wynikająca m.in. z ryzyka pogorszenia sytuacji gospodarczej, na które ma wpływ pandemia COVID-19,

- spadek marży na energii elektrycznej na skutek obniżenia ceny sprzedaży energii elektrycznej w jednostkach biomasowych.

W odniesieniu do skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej TAURON za I półrocze 2020 r.:

- przeprowadzone analizy dotyczące segmentu Wydobycie wykazały zasadność utworzenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów w wysokości 179 mln zł,

- przeprowadzone analizy dotyczące segmentu Wytwarzanie wykazały zasadność utworzenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów w wysokości 48 mln zł.

Wartość utworzonych odpisów w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym wynosi 227 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniesie 184 mln zł.

Ponadto Emitent informuje, że przeprowadzone analizy w ramach testów na utratę wartości aktywów nie wykazały zasadności utworzenia odpisów w jednostkowym sprawozdaniu finansowym Emitenta za I półrocze 2020 r.

Ujęcie odpisów nie będzie miało wpływu na wynik EBITDA w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym (przez wynik EBITDA Emitent rozumie EBIT powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe).

Emitent zastrzega, że prezentowane powyżej wartości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Ostateczne wyniki testów i wielkość odpisów z tytułu utraty wartości aktywów zostaną przedstawione w sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej TAURON za I półrocze 2020 r.

Dodatkowo Emitent informuje, że w związku z trwającym procesem zbycia udziałów w TAURON Ciepło Sp. z o.o. ("TAURON Ciepło") oraz zgodnie z MSSF 5 ("Aktywa trwałe przeznaczone do sprzedaży oraz działalność zaniechana") w ocenie Emitenta na dzień bilansowy 30 czerwca 2020 r. zostały spełnione warunki ujęcia udziałów w TAURON Ciepło jako aktywów trwałych przeznaczonych do sprzedaży w jednostkowym sprawozdaniu finansowym Emitenta oraz aktywów netto TAURON Ciepło jako grupy do zbycia zaklasyfikowanej jako przeznaczona do sprzedaży w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Emitenta. Zgodnie z MSSF 5 Emitent zobowiązany jest do wyceny powyższych aktywów w kwocie niższej z ich wartości bilansowej i wartości godziwej pomniejszonej o koszty sprzedaży (wartość godziwa).

Wstępne analizy dotyczące określenia wartości godziwej udziałów w TAURON Ciepło oraz aktywów netto tej spółki wykazują zasadność utworzenia odpisów aktualizujących z tytułu utraty wartości na moment początkowego przeszacowania ich do wartości godziwej.

W odniesieniu do skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej TAURON za I półrocze 2020 r. powyższe odpisy aktualizujące mogą wynieść 0,8 mld zł.

W odniesieniu do jednostkowego sprawozdania finansowego TAURON za I półrocze 2020 r. powyższe odpisy aktualizujące mogą wynieść 1,4 mld zł.

Ujęcie odpisów nie będzie miało wpływu na wynik EBITDA w jednostkowym i skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Emitenta.

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

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 32/2020 z 21 lipca 2020 r. w sprawie rejestracji zmian Statutu TAURON Polska Energia S.A. ("Statut"), TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 3 sierpnia 2020 r. Rada Nadzorcza Spółki przyjęła tekst jednolity Statutu uwzględniający zmiany uchwalone przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki w dniu 15 lipca 2020 r. i wpisane przez Sąd Rejonowy Katowice - Wschód w Katowicach Wydział VIII Gospodarczy do Krajowego Rejestru Sądowego.

Tekst jednolity Statutu Spółki stanowi załącznik do niniejszego raportu bieżącego.

Podstawa prawna:

§ 5 pkt 1) 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 r., poz. 757)

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

kom espi zdz

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że Minister Aktywów Państwowych działając na podstawie § 23 ust. 1 pkt 3 Statutu Emitenta powołał z dniem 3 sierpnia 2020 r. Panią Teresę Famulską w skład Rady Nadzorczej Emitenta.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem powołany Członek Rady Nadzorczej nie wykonuje innej działalności konkurencyjnej w stosunku do Emitenta, nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej, spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej jako członek jej organu.

Powołany Członek Rady Nadzorczej oświadczył również, iż nie jest wpisany do Rejestru Dłużników Niewypłacalnych prowadzonego na podstawie ustawy o Krajowym Rejestrze Sądowym.

Powołany Członek Rady Nadzorczej spełnia kryteria niezależności od TAURON Polska Energia S.A. i podmiotów pozostających w istotnym powiązaniu z TAURON Polska Energia S.A. w rozumieniu Załącznika nr II do Zalecenia Komisji Europejskiej z dnia 15 lutego 2005 r. dotyczącego roli dyrektorów niewykonawczych lub będących członkami rady nadzorczej spółek giełdowych i komisji rady (nadzorczej) z uwzględnieniem Dobrych Praktyk Spółek Notowanych na GPW 2016.

Poniżej Emitent przedstawia informacje o powołanym Członku Rady Nadzorczej dotyczące posiadanego wykształcenia, kwalifikacji i zajmowanych wcześniej stanowisk, wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej, wymagane Rozporządzeniem Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych (...).

Teresa Famulska

Absolwentka Akademii Ekonomicznej w Katowicach (obecnie Uniwersytet Ekonomiczny w Katowicach). Posiada tytuł profesora nauk ekonomicznych nadany przez Prezydenta RP na wniosek Rady Wydziału Finansów i Ubezpieczeń Akademii Ekonomicznej w Katowicach.

Posiada uprawnienia zawodowe doradcy podatkowego.

Od ukończenia studiów związana z Uniwersytetem Ekonomicznym w Katowicach. Obecnie jest Kierownikiem Katedry Finansów Publicznych zajmując stanowisko profesora zwyczajnego. W latach 1998-2013 pracowała w Wyższej Szkole Bankowości i Finansów, ostatnio jako dziekan, zajmując stanowisko profesora zwyczajnego.

Autorka ponad 150 publikacji krajowych i zagranicznych z problematyki finansów, głównie finansów publicznych oraz finansów przedsiębiorstw. Obok pracy akademickiej stale współpracuje z praktyką gospodarczą, w tym uczestnicząc w kilkudziesięciu projektach naukowo-badawczych. Prowadziła liczne wykłady oraz szkolenia dla kadr finansowych i menedżerskich przedsiębiorstw oraz pracowników aparatu skarbowego. W latach 2007-2018 pracowała w trzech kolejnych kadencjach Państwowej Komisji Egzaminacyjnej do Spraw Doradztwa Podatkowego, przy czym od 2010 r. w dwóch kolejnych kadencjach z powołania Ministra Finansów pełniła funkcję Przewodniczącej tej Komisji. W latach 2007-2019 członek Komitetu Nauk o Finansach Polskiej Akademii Nauk, w którym w latach 2011-2015 była członkiem Prezydium. Ponadto jest członkiem Polskiego Stowarzyszenia Finansów i Bankowości (od 2004 r. członek Zarządu Głównego), International Fiscal Association, Centrum Informacji i Organizacji Badań Finansów Publicznych i Prawa Podatkowego Krajów Europy Środkowej i Wschodniej oraz Polskiego Towarzystwa Ekonomicznego.

Wiceprzewodnicząca Rady Nadzorczej oraz Przewodnicząca Komitetu Audytu Rady Nadzorczej TAURON Polska Energia S. A. piątej wspólnej kadencji.

Otrzymała następujące nagrody i wyróżnienia: Srebrny Krzyż Zasługi, Złoty i Srebrny Medal za Długoletnią Służbę, Medal Komisji Edukacji Narodowej, nagrody Ministra Edukacji Narodowej oraz Rektora Uniwersytetu Ekonomicznego w Katowicach.

Podstawa prawna:

§ 5 pkt 5) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

"W pierwszym półroczu 2020 roku przyłączyliśmy więcej mikroinstalacji niż w całym 2019 roku. To świadczy o skali rewolucji energetycznej, którą przeprowadzają Polacy na dachach swoich domów. Widzimy, że nawet pandemia koronawirusa nie spowolniła tempa rozwoju fotowoltaiki w Polsce. Szacujemy, że do końca roku przyłączymy około 70 tysięcy mikroinstalacji" - powiedział prezes Tauronu Wojciech Ignacok, cytowany w komunikacie.

W 2017 przyłączono w Tauron Dystrybucja ponad 4 tys. mikroinstalacji o łącznej mocy ok. 25 MW. Dla roku 2018 było to niecałe 8 tysięcy o łącznej mocy ok. 50 MW. W roku 2019 było to już ponad 30 tysięcy mikroinstalacji o łącznej mocy ok. 206 MW. Obecnie poziom całego roku 2019 został przekroczony już w I półroczu 2020.

"Już dziś zdajemy sobie sprawę, że w kolejnych latach mogą się pojawić ograniczenia techniczne oraz możliwości konsumpcji energii wyprodukowanej z odnawialnych źródeł na terenach o dużej liczbie inwestycji w mikroinstalacje. Planujemy więc uruchomienie między innymi dedykowanych programów inwestycyjnych, mających na celu zwiększenie potencjału do przyłączania kolejnych OZE oraz elastyczności sieci dystrybucyjnej" - powiedział wiceprezes Tauronu Jerzy Topolski. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Obecnie trwają uzgodnienia projektowe inwestycji, a rozpoczęcie prac konstrukcyjnych przewiduje się na trzeci kwartał tego roku. Nowe instalacje kogeneracyjne przyczynią się nie tylko do bardziej efektywnego wykorzystania energii chemicznej zawartej w gazie z odmetanowania pokładów węgla, ale również do zwiększenia udziału Grupy Tauron w Rynku Mocy" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Tauronu Wydobycie Tomasz Cudny.

W komunikacie podano, że w celu zwiększenia gospodarczego wykorzystania metanu do obecnie budowanych dwóch silników gazowych planuje się dołączyć dwa kolejne, co docelowo pozwoli na uruchomienie czterech silników o łącznej mocy 11 MW.

Jak podano, realizacja projektu wpisuje się w założenia Strategicznej Agendy Badawczej grupy. Budowę instalacji realizuje spółka Tauron Nowe Technologie. (PAP Biznes)

doa/ ana/

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

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

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

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

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

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

tus/ asa/

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

Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") przekazuje do publicznej wiadomości treść projektów uchwał, które mają być przedmiotem obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia TAURON Polska Energia S.A. zwołanego na dzień 15 lipca 2020 r. na godz. 10:00, w hotelu Novotel Katowice Centrum w Katowicach przy al. Roździeńskiego 16 (sala konferencyjna - parter). Wyżej wymienione projekty uchwał stanowią załącznik do niniejszego raportu bieżącego.

Ponadto przekazuje się dokumenty, które nie zostały wcześniej przekazane do publicznej wiadomości, a które będą przedmiotem obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia:

1) "Sprawozdania z działalności Rady Nadzorczej TAURON Polska Energia S.A. w roku obrotowym 2019", zawierającego w swej treści między innymi: ocenę sytuacji Spółki z uwzględnieniem oceny systemów kontroli wewnętrznej, zarządzania ryzykiem, compliance oraz funkcji audytu wewnętrznego, obejmującej wszystkie istotne mechanizmy kontrolne, w tym zwłaszcza dotyczące raportowania finansowego i działalności operacyjnej, ocenę sposobu wypełniania przez Spółkę obowiązków informacyjnych dotyczących stosowania zasad ładu korporacyjnego, ocenę racjonalności prowadzonej przez Spółkę polityki w zakresie działalności sponsoringowej, charytatywnej lub innej o zbliżonym charakterze oraz ocenę spełniania kryteriów niezależności przez Członków Rady Nadzorczej,

2) "Sprawozdania Rady Nadzorczej z oceny Sprawozdania finansowego TAURON Polska Energia S.A., Skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej TAURON, Sprawozdania Zarządu z działalności TAURON Polska Energia S.A. oraz Grupy Kapitałowej TAURON za rok obrotowy zakończony 31 grudnia 2019 r. wraz z uzasadnieniem oraz wniosku Zarządu dotyczącego pokrycia straty netto za rok obrotowy 2019".

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. 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 TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka"), działając na podstawie art. 395, art. 399 § 1 oraz art. 402(1) Kodeksu spółek handlowych oraz § 30 ust. 1 Statutu Spółki, zwołuje Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki na dzień 15 lipca 2020 r. na godz. 10:00, w hotelu Novotel Katowice Centrum w Katowicach przy al. Roździeńskiego 16 (sala konferencyjna - parter).

Ogłoszenie o zwołaniu Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia TAURON Polska Energia S.A., dokonane zgodnie z art. 402(2) Kodeksu spółek handlowych, stanowi załącznik do niniejszego raportu bieżącego.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 1) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

W miniony wtorek Tauron i PGNiG poinformowały, że gazowa spółka rozpoczęła negocjacje w trybie wyłączności, dotyczące zakupu 100 proc. udziałów w spółce Tauron Ciepło, skupiającej aktywa ciepłownicze Grupy Tauron. Jeżeli strony dojdą do porozumienia, przejęcie kontroli nad tą spółką przez PGNiG ma nastąpić nie wcześniej niż 1 stycznia przyszłego roku.

Wiceprezes Tauron Polska Energia Marek Wadowski przyznał w czwartek, że pandemia koronawirusa wydłużyła etap wyboru oferenta do negocjacji wyłącznych w procesie sprzedaży segmentu ciepłowniczego Grupy.

"W ramach poprzedniego etapu zakończono badanie due diligence, proces uzyskiwania ofert wiążących, etap dodatkowych wyjaśnień oraz proces oceny otrzymanych dokumentów. Teraz możemy zacząć bezpośrednie negocjacje z PGNiG dotyczące szczegółów potencjalnej transakcji, którą chcielibyśmy sfinalizować w pierwszym kwartale 2021 roku" - poinformował PAP Wadowski.

Jego zdaniem, udzielenie wyłączności negocjacyjnej na rzecz PGNiG zostało pozytywnie odebrane przez analityków giełdowych. Przedstawiciele Grupy liczą, że "zielony zwrot", którego częścią jest planowana sprzedaż aktywów ciepłowniczych, w perspektywie przyczyni się do dalszego wzrostu wartości spółki.

Z danych wynika, że w ciągu ostatniego roku (od 17 czerwca 2019 r. do 16 czerwca 2020 r.) zachowanie akcji spółki Tauron Polska Energia wyróżniało się na tle notowań pozostałych krajowych grup energetycznych - Tauron jest liderem pod względem wzrostu kursu, który w skali roku jest wyższy o prawie 50 proc. W ciągu roku wartość rynkowa Tauronu wzrosła o prawie 1,3 mld zł, osiągając poziom 3,9 mld zł. W odniesieniu do tegorocznego minimum z 12 marca br., kurs akcji wzrósł o 157 proc.

Kursy PGE i Enei w ciągu minionego roku spadły odpowiednio o 16 i 12 proc., a kurs Energi (ze względu na ogłoszone wezwanie na jej akcje ogłoszone przez PKN Orlen z ceną 7 zł), zachowywał się dość stabilnie i wzrósł o 11 proc.

Ogłoszona w ub. roku przez zarząd Tauronu strategia tzw. zielonego zwrotu zakłada zwiększenie udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym Grupy do blisko 30 proc. w roku 2025 i ponad 65 proc. w roku 2030. Planowane są m.in. inwestycje w farmy wiatrowe na lądzie, farmy fotowoltaiczne oraz zaangażowanie w budowę morskich farm wiatrowych. Dziś moce wytwórcze Tauronu oparte są głównie o węgiel kamienny. Grupa chce o połowę zredukować emisję CO2 w perspektywie 2030 r.

Tauron Polska Energia jest spółką dominującą w Grupie Tauron – jednym z największych podmiotów gospodarczych w Polsce, dysponującym kapitałem własnym w wysokości ponad 19 mld zł i zatrudniającym ponad 25 tys. pracowników.

Grupa dostarcza ponad 51 TWh energii elektrycznej rocznie do 5,6 mln klientów końcowych - jest największym dystrybutorem energii elektrycznej w Polsce, a także drugim co do wielkości jej producentem i sprzedawcą w kraju oraz największym dostawcą ciepła na Górnym Śląsku. Holding kontroluje ok. 29 proc. polskich zasobów energetycznego węgla kamiennego.

Do spółki Tauron Ciepło, której przejęciem zainteresowane jest PGNiG, należą zakłady w Katowicach, Tychach i Bielsku-Białej oraz tzw. Obszar Ciepłowni Lokalnych. Łączna zainstalowana moc cieplna tych zakładów, pochodząca w większości ze źródeł kogeneracyjnych, sięga 1,1 tys. megawatów, zaś całkowita wartość zamówionej mocy przekracza 2,1 tys. megawatów. Spółka ma ok. tysiąc km sieci ciepłowniczych, dostarczając ciepło do 250 tys. gospodarstw domowych, czyli ok. 700 tys. mieszkańców.(PAP)

mab/ dym/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pr/ gor/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że w dniu 16 czerwca 2020 r. otrzymał oświadczenie Pana Andrzeja Śliwki o rezygnacji z dniem 16 czerwca 2020 r. z funkcji Członka Rady Nadzorczej Emitenta.

Pan Andrzej Śliwka nie podał przyczyn rezygnacji.

Podstawa prawna: § 5 pkt 4) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

"Tauron Ciepło to stabilna spółka działająca w regulowanym segmencie rynku. Jednak dziś przyspieszamy realizację Zielonego Zwrotu i wchodzimy w Odnawialne Źródła Energii. Sprzedaż segmentu ciepłowniczego ułatwi nam zieloną transformację" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Tauronu Filip Grzegorczyk.

Tauron poinformował, że na podstawie przebiegu negocjacji może zdecydować o przedłużeniu przyznanego okresu wyłączności na czas niezbędny do finalizacji negocjacji dokumentacji transakcyjnej.

Celem negocjacji jest określenie warunków potencjalnej transakcji sprzedaży całego posiadanego przez Tauron pakietu udziałów, a zawarcie transakcji uzależnione jest od spełnienia istotnych warunków zawieszających, w tym uzyskania wymaganych zgód administracyjnych i korporacyjnych. Tauron zakłada, że ewentualne przejęcie kontroli PGNiG nad spółką nastąpi nie wcześniej niż 1 stycznia 2021 r.

Tauron - jak podano - dopuszcza także możliwość anulowania procesu zmierzającego do zawarcia transakcji.

Spółka Tauron Ciepło prowadzi działalność związaną z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej. Dysponuje sieciami ciepłowniczymi o łącznej długości 857 km zlokalizowanymi w aglomeracji śląsko-dąbrowskiej. Na moce wytwórcze spółki składa się łącznie 1160 MWt mocy cieplnej oraz 347 MWe mocy elektrycznej, które ulokowane są w 3 elektrociepłowniach oraz obszarze ciepłowni lokalnych. W 2019 r. Tauron Ciepło wygenerował sprzedaż ciepła na poziomie 12,01 PJ (przy produkcji własnej na poziomie 6,02 PJ) oraz energii elektrycznej netto na poziomie 1,20 TWh.

PGNiG podał, że zakup udziałów w spółce jest zgodny ze strategią grupy na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku w zakresie rozwoju PGNiG w obszarze energetyki i ciepłownictwa.

W listopadzie 2019 r. Tauron informował, że zdecydował o dopuszczeniu oferentów do badania due diligence spółki Tauron Ciepło, które może zakończyć się złożeniem ofert wiążących. Zamiar sprzedaży segmentu ciepłowniczego Tauron ujawnił w maju 2019 r. podczas prezentacji założeń Zielonego Zwrotu Taurona.

Zgodnie z przyjętymi wówczas zaktualizowanymi kierunkami rozwoju, transformacja miksu energetycznego grupy będzie wspierana optymalizacją portfela aktywów. Celem strategicznym Taurona jest zwiększenie do dwóch trzecich udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym grupy i redukcja o połowę emisji CO2 w perspektywie 2030 roku. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Celem negocjacji jest określenie warunków potencjalnej transakcji sprzedaży całego posiadanego przez Tauron pakietu udziałów, a zawarcie transakcji uzależnione jest od spełnienia istotnych warunków zawieszających, w tym uzyskania wymaganych zgód administracyjnych i korporacyjnych.

Tauron - jak podano - dopuszcza także możliwość anulowania procesu zmierzającego do zawarcia transakcji.

Spółka Tauron Ciepło prowadzi działalność związaną z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej. Dysponuje sieciami ciepłowniczymi o łącznej długości 857 km zlokalizowanymi w aglomeracji śląsko-dąbrowskiej. Na moce wytwórcze spółki składa się łącznie 1160 MWt mocy cieplnej oraz 347 MWe mocy elektrycznej, które ulokowane są w 3 elektrociepłowniach oraz obszarze ciepłowni lokalnych. W 2019 r. Tauron Ciepło wygenerował sprzedaż ciepła na poziomie 12,01 PJ (przy produkcji własnej na poziomie 6,02 PJ) oraz energii elektrycznej netto na poziomie 1,20 TWh.

PGNiG podał, że zakup udziałów w spółce jest zgodny ze strategią grupy na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku w zakresie rozwoju PGNiG w obszarze energetyki i ciepłownictwa.

W listopadzie 2019 r. Tauron informował, że zdecydował o dopuszczeniu oferentów do badania due diligence spółki Tauron Ciepło, które może zakończyć się złożeniem ofert wiążących. (PAP Biznes)

doa/ asa/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 49/2019 z dnia 22 listopada 2019 r. w sprawie decyzji o dopuszczeniu oferentów do badania due diligence spółki TAURON Ciepło Sp. z o.o. ("TAURON Ciepło", spółka w 100 proc. zależna od TAURON Polska Energia S.A.), Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że w dniu 16 czerwca 2020 r. podjął decyzję o przejściu do kolejnego etapu procesu sprzedaży udziałów w spółce TAURON Ciepło i rozpoczęciu negocjacji umowy sprzedaży udziałów w TAURON Ciepło z Polskim Górnictwem Naftowym i Gazownictwem S.A. ("Oferent") w trybie wyłączności ustalonej na okres sześciu tygodni.

Jednocześnie Emitent informuje, że na podstawie przebiegu negocjacji może podjąć decyzję o przedłużeniu przyznanego Oferentowi okresu wyłączności na czas niezbędny do finalizacji negocjacji dokumentacji transakcyjnej.

Negocjacje mają na celu określenie warunków potencjalnej transakcji sprzedaży przez Emitenta całego posiadanego pakietu udziałów w TAURON Ciepło ("Transakcja"). Emitent przewiduje, że ewentualne przejęcie kontroli nad TAURON Ciepło przez inwestora nastąpiłoby nie wcześniej niż 1 stycznia 2021 r.

Zawarcie ewentualnej Transakcji będzie wymagało w szczególności uzyskania stosownych zgód korporacyjnych oraz zgód instytucji finansujących działalność Grupy Kapitałowej Emitenta. Emitent dopuszcza możliwość anulowania procesu zmierzającego do zawarcia Transakcji.

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

kom espi zdz

URE podał, że zakończył się tegoroczny proces uzgadniania planów rozwoju dotyczących zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną dla największych elektroenergetycznych przedsiębiorstw sieciowych. Plany te uzgadniają z regulatorem Polskie Sieci Elektroenergetyczne, pełniące funkcję operatora systemu przesyłowego, oraz pięciu największych operatorów systemów dystrybucyjnych - Enea Operator, Energa Operator, PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja oraz innogy Stoen Operator.

W ramach uzgodnień dystrybutorzy ocenili realizację dotychczasowych planów rozwoju uzgodnionych na lata 2015-2019 i opracowali nowe plany na lata 2020-2025. Z kolei operator przesyłowy, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, przedłożył Prezesowi URE projekt planu rozwoju dotyczący zaspokojenia zapotrzebowania na energię na lata 2021-2030.

"Z zatwierdzonych dokumentów wynika, że w najbliższych pięciu latach, tj. do 2025 roku, największe przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się dystrybucją i przesyłem energii elektrycznej planują zainwestować prawie 52 mld zł w infrastrukturę sieciową. Zdecydowana większość środków skierowana zostanie na budowę, rozbudowę, modernizację i odtworzenie majątku sieciowego" - napisano w komunikacie prasowym.

Inwestycje w latach 2020-2021 mają wynieść po ok. 8,6 mld zł, a w 2022 roku wzrosnąć do 9,2 mld zł. Na rok 2023 dystrybutorzy oraz operator systemu szacują wydatki na 8,5 mld zł, a w kolejnych dwóch latach mają one wynieść odpowiednio 8,9 mld zł i 8 mld zł.

W komunikacie przypomniano, że uzgadnianie planów rozwoju pozostaje w ścisłym związku z zatwierdzaniem przez Prezesa URE taryf dystrybucyjnych.

"Dlatego rolą regulatora jest także dbałość o to, by plany inwestycyjne uwzględniały długookresową maksymalizację efektywności nakładów i kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwa oraz by nie powodowały w poszczególnych latach nadmiernego wzrostu cen i stawek opłat dla odbiorców jednocześnie zapewniając ciągłość, niezawodność i odpowiednią jakość dostaw energii i gazu" - napisano. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

Termin przyjmowania zgłoszeń upływa 19 czerwca. Wtedy również nastąpi ich otwarcie. Rozmowy kwalifikacyjne mają odbyć się do 23 czerwca.

Obecnie prezesem Tauronu jest Filip Grzegorczyk. Wiceprezesem ds. finansów jest Marek Wadowski, a wiceprezesem ds. zarządzania majątkiem i rozwoju Jarosław Broda.

Grzegorczyk, Broda i Wadowski zostali powołani do zarządu Tauronu w marcu 2017 roku. Kadencja zarządu spółki trwa 3 lata. (PAP Biznes)

sar/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że Minister Aktywów Państwowych działając na podstawie § 23 ust. 1 pkt 1) i 3) Statutu Emitenta:

- odwołał z dniem 5 czerwca 2020 r. Pana Jana Płudowskiego ze składu Rady Nadzorczej Emitenta,

- powołał z dniem 5 czerwca 2020 r. Panią Barbarę Piontek w skład Rady Nadzorczej Emitenta.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem powołany Członek Rady Nadzorczej nie wykonuje innej działalności konkurencyjnej w stosunku do Emitenta, nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej jako członek jej organu.

Powołany Członek Rady Nadzorczej oświadczył również, iż nie jest wpisany do Rejestru Dłużników Niewypłacalnych prowadzonego na podstawie ustawy o Krajowym Rejestrze Sądowym.

Powołany Członek Rady Nadzorczej spełnia kryteria niezależności od TAURON Polska Energia S.A. i podmiotów pozostających w istotnym powiązaniu z TAURON Polska Energia S.A. w rozumieniu Załącznika nr II do Zalecenia Komisji Europejskiej z dnia 15 lutego 2005 r. dotyczącego roli dyrektorów niewykonawczych lub będących członkami rady nadzorczej spółek giełdowych i komisji rady (nadzorczej) z uwzględnieniem Dobrych Praktyk Spółek Notowanych na GPW 2016.

Poniżej Emitent przedstawia informacje o powołanym Członku Rady Nadzorczej dotyczące posiadanego wykształcenia, kwalifikacji i zajmowanych wcześniej stanowisk wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej.

Pani Barbara Piontek, dr hab., prof. nadzw.

Ekonomista, Zastępca Prezesa Katowickiej Specjalnej Strefy Ekonomicznej S.A., profesor Akademii WSB w Dąbrowie Górniczej.

Ceniony ekspert z zakresu zarządzania publicznego (na szczeblu centralnym i samorządowym), rozwoju branż strategicznych, jak również budowania modeli biznesu oraz innowacyjności gospodarki. Ekspert ds. zarządzania strategicznego oraz procesów restrukturyzacji obszarów strategicznych, w tym związanych z bezpieczeństwem strategicznym, także energetycznym. Analityk rynkowy i specjalista ds. wdrożeń nowych technologii. Doradca strategiczny przedsiębiorstw z sektora dużych oraz małych i średnich.

Tworzyła strategie rozwoju dla miast, biznes plany dla inwestycji strategicznych, brała udział w międzynarodowych i krajowych projektach badawczo-rozwojowych. Absolwentka Akademii Ekonomicznej w Katowicach oraz Katolickiego Uniwersytetu Lubelskiego, stopnie naukowe uzyskała na Uniwersytecie Ekonomicznym w Krakowie oraz Uniwersytecie Ekonomicznym we Wrocławiu. Jest członkiem m.in. Społecznej Rady Gospodarczej przy Wojewodzie Śląskim, a także Komitetu Sterującego "Program dla Śląska" przy Wojewodzie Śląskim oraz Rady Wykonawczej ds. Programu dla Śląska przy Kancelarii Prezesa Rady Ministrów.

Posiada długoletnie doświadczenie w nadzorze gospodarczym. Od 2016 r. do 4 czerwca 2020 r. pełniła funkcję Wiceprzewodniczącej Rady Nadzorczej TAURON Wytwarzanie S.A. Od 2018 r. - Przewodnicząca Rady Nadzorczej Pomorskiej Specjalnej Strefy Ekonomicznej.

Autorka i współautorka ponad 240 opracowań naukowych. Współtwórca teorii rozwoju, ekspert w obszarze studiów nad rozwojem zrównoważonym i trwałym, polityki gospodarczej, zarządzania publicznego, zarządzania perspektywicznego, w tym zarządzania bezpieczeństwem strategicznym.

Odznaczona Brązowym i Srebrnym Krzyżem Zasługi Prezydenta RP oraz tytułem Eksperta TNOiK (Towarzystwo Naukowe Organizacji i Kierownictwa).

Podstawa prawna:

§ 5 pkt 4) i 5) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

Kursy spółek energetycznych odbijają od marca. Od marcowego dołka WIG-Energia wzrósł o ok. 50 proc. W poniedziałek wzrosty przyspieszyły. Kurs PGE wzrósł ponad 9 proc. do 5,28 zł. Akcje Tauronu zyskały 4,5 proc., Enei blisko 6 proc. Kurs Energi wzrósł ponad 1 proc.

"Fundamentalnie nic się nie zmieniło, ceny energii są relatywnie niskie, popyt na energię spada. Nie ma wytłumaczenia w fundamentach dla dużego wzrostu kursów. Pojawiły się ostatnio wypowiedzi prezesa PGE, np. dotyczące wydzielenia aktywów węglowych, które mogą sygnalizować zmianę kierunku myślenia i które mogły poprawić trochę sentyment do sektora" - powiedział PAP Biznes Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale.

Prezes PGE Wojciech Dąbrowski ocenia, że wydzielenie wytwarzania opartego na węglu do osobnego podmiotu byłoby rozwiązaniem, które by umożliwiło spółkom energetycznym pozyskiwanie znacznie bardziej konkurencyjnego finansowania na rozwój, w tym energetykę odnawialną. Podkreśla, że pomysł, jeśli zyskałby akceptację polityczną, musiałby być wdrożony w pełnej zgodzie ze stroną społeczną. Koncepcja musiałaby też uzyskać akceptację Komisji Europejskiej.

Krystian Brymora, analityk DM BDM, również ocenia, że inwestorzy pozytywnie odbierają propozycję zarządu PGE, czyli pomysł stworzenia - na wzór niemiecki - rezerwy węglowej.

"Myślę, że przecena sektora, która miała miejsce w 2019 roku i w tym roku miała związek z tym, co się działo w sektorze węgla kamiennego. Rynek obawiał się dokapitalizowania PGG. Wydaje się, że w ostatnim czasie, po zmianie zarządu PGE, jest zmiana retoryki i PGE odcina się od górnictwa węgla kamiennego" - powiedział PAP Biznes Krystian Brymora z DM BDM.

"Wiemy, z jakim dyskontem do zagranicznych podmiotów były handlowane polskie spółki energetyczne, nawet poniżej 3x EBITDA. Zmniejszenie prawdopodobieństwa ryzyka zaangażowania w górnictwo i energetykę węglową powinno skutkować zmniejszeniem tego dyskonta i to właśnie obecnie obserwujemy. Była duża luka w wycenie, teraz sentyment się poprawił, widać odreagowanie" - dodał analityk.

Kubicki z Societe Generale wskazuje, że nie wiadomo, jak wydzielenie aktywów węglowych miałoby wyglądać.

"Gdyby chodziło tylko o wydzielenie aktywów PGE, to pytanie, po jakiej cenie. Gdyby miało dojść do wydzielenia aktywów węglowych wszystkich spółek i wniesienia ich do jednej spółki, to mógłby być problem z urzędem antymonopolowym" - powiedział.

Według Brymory, największym beneficjentem wydzielenia aktywów węglowych mógłby być Tauron.

"Tauron ma relatywnie najwięcej starych elektrowni węglowych, które podobnie jak kopalnie, w naszej ocenie ujemnie kontrybuują do wyceny grupy" - powiedział analityk DM BDM.

Jak zauważa Kubicki, zarząd PGE mówi też, że nie będzie inwestowania w PGG, czy w atom.

"Wydaje się więc, że część ryzyk w PGE zniknęła. Pytanie, czy będzie zgoda polityczna na takie kroki" - powiedział analityk.

W jego ocenie ostatni wzrost zainteresowania spółkami energetycznymi na warszawskiej giełdzie może być też wynikiem zmiany podejścia funduszy inwestycyjnych.

"Możliwe, że nastąpiła też zmiana strategii inwestycyjnej funduszy, które teraz chcą inwestować w wartość i takich aktywów poszukują, a spółki energetyczne w Polsce są przecenione" - powiedział Kubicki.

Krystian Brymora z DM BDM ocenia, że dobry sentyment wokół energetyki trochę potrwa.

"W naszej strategii doważamy sektor energetyczny od kilku miesięcy" - powiedział.

PERSPEKTYWY DLA WYNIKÓW W '20 SĄ NIEZBYT DOBRE

Ten rok może być jednak trudny dla spółek energetycznych pod względem wyników finansowych. Grupa Tauron informowała, że w 2020 r. możliwy jest spadek wyniku EBITDA w dystrybucji i wytwarzaniu. PGE zapowiedziała z kolei, że spodziewa się w tym roku spadku raportowanego wyniku EBITDA rdr we wszystkich segmentach.

"Perspektywy dla tegorocznych wyników finansowych sektora są niezbyt dobre, tak jak i dla innych branż, ale bardziej dotknięte pandemią są banki, handel, turystyka. Energetyka jest relatywnie mniej narażona na skutki kryzysu" - powiedział Krystian Brymora.

"Perspektywy na ten rok dla wyników energetyki są słabe" - ocenił Bartłomiej Kubicki.

"PGE ucierpi z powodu braku darmowych uprawnień do emisji CO2. Spada zyskowność aktywów węglowych, także tych nowych. Bloki w Opolu, Kozienicach nie są wykorzystywane, jak powinny, bo jest niski popyt na energię, do tego mamy import energii i wchodzi więcej wiatru" - dodał.

Analitycy zauważają, że z powodu trwającej pandemii najbardziej ucierpieć mogą segmenty dystrybucja i sprzedaż.

"W segmencie dystrybucji są niższe wolumeny, w sprzedaży wzrost należności" - powiedział Kubicki.

Energa informowała, że w I kwartale tego roku, wpływ pandemii na EBITDA grupy m.in. w postaci zmniejszenia wolumenu sprzedaży i dystrybucji energii oszacowano na około 27 mln zł.

Jak powiedział Brymora z DM BDM najgorszy będzie drugi kwartał.

"W kwietniu zapotrzebowanie na energię spadło o 10 proc., w maju nie widać było dużego odbicia. Według naszych szacunków, po restarcie gospodarki w maju zużycie energii wzrosło o 4 proc. w stosunku do dołka z marca i wciąż jest 5-6 proc. poniżej okresu sprzed pandemii. Na razie więc odmrażanie gospodarki przebiega powoli, co będzie rzutować na segment dystrybucji w drugim kwartale" - powiedział analityk.

Jak dodał, obniżenie stóp procentowych obciąży segment dystrybucji w 2021 r., ale nie powinno mieć znaczenia dla wyceny segmentu.

"Bardziej chodzi o wstrzymanie inwestycji przekładających się na niższą wartość aktywów regulacyjnych. Spółki informowały zresztą, że trwają rozmowy z URE dotyczące zmiany modelu zwrotu z inwestycji w tym obszarze" - powiedział Brymora z DM BDM.

Analitycy wskazują, że w przyszłym roku wyniki energetyki podreperuje rynek mocy.

"Możliwa jest też poprawa wolumenów, jeśli wyjdziemy z kryzysu" - powiedział Bartłomiej Kubicki z Societe Generale.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 25 maja 2020 r. powziął informację, że Minister Aktywów Państwowych działając na podstawie § 23 ust. 1 pkt 1) i 3) Statutu Emitenta powołał z dniem 22 maja 2020 r. Pana Andrzeja Józefa Kanię w skład Rady Nadzorczej Emitenta.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem powołany Członek Rady Nadzorczej nie wykonuje innej działalności konkurencyjnej w stosunku do Emitenta, nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej jako członek jej organu.

Powołany Członek Rady Nadzorczej oświadczył również, iż nie jest wpisany do Rejestru Dłużników Niewypłacalnych prowadzonego na podstawie ustawy o Krajowym Rejestrze Sądowym.

Powołany Członek Rady Nadzorczej nie spełnia kryteriów niezależności od TAURON Polska Energia S.A. i podmiotów pozostających w istotnym powiązaniu z TAURON Polska Energia S.A. w rozumieniu Załącznika nr II do Zalecenia Komisji Europejskiej z dnia 15 lutego 2005 r. dotyczącego roli dyrektorów niewykonawczych lub będących członkami rady nadzorczej spółek giełdowych i komisji rady (nadzorczej) z uwzględnieniem Dobrych Praktyk Spółek Notowanych na GPW 2016.

Poniżej Emitent przedstawia informacje o powołanym Członku Rady Nadzorczej dotyczące posiadanego wykształcenia, kwalifikacji i zajmowanych wcześniej stanowisk wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej.

Pan Andrzej Józef Kania jest absolwentem Politechniki Rzeszowskiej, którą ukończył w 1991 r. Jest również absolwentem Krajowej Szkoły Administracji Publicznej w Warszawie oraz studiów doktoranckich, które odbył w Szkole Głównej Handlowej w Warszawie.

Sprawował ważne funkcje w instytucjach publicznych. Był Naczelnikiem Wydziału w Urzędzie Regulacji Energetyki oraz Dyrektorem Departamentu Energetyki w Ministerstwie Gospodarki. Sprawował również funkcję Dyrektora Biura Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej.

Posiada bogate doświadczenie w zakresie oceny i realizacji inwestycji, poparte wymiernymi rezultatami w zarządzaniu projektami inwestycyjnymi o dużej skali i wysokim ryzyku, osiągniętymi w czasie pełnienia wysokich funkcji zarządczych w obszarze oceny i realizacji inwestycji: 1) był Członkiem Zarządu ds. operacyjnych i inwestycji w strategicznej spółce OLPP Sp. z o.o. z siedzibą w Płocku, 2) był Dyrektorem Centrum Realizacji Inwestycji w PKP PLK S.A. w Warszawie, 3) był Członkiem Zarządu ds. technicznych spółki PGNiG-GAZOPROJEKT S.A. we Wrocławiu.

Pełnił również funkcję Członka Rady Nadzorczej w sześciu spółkach działających w sektorze energii i infrastruktury. W okresie od 30 listopada 2017 r. do 15 marca 2020 r. był Członkiem Rady Nadzorczej Polimex Mostostal S.A.

Aktualnie pełni funkcję Dyrektora Departamentu Bezpieczeństwa i Zarządzania Kryzysowego w Ministerstwie Aktywów Państwowych.

Podstawa prawna: § 5 pkt 5) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

Porozumienie dotyczy zmian w zakresie wypłat ekwiwalentu pieniężnego za ulgowe korzystanie z energii elektrycznej przez byłych pracowników tych spółek. Zmiany wejdą w życie z chwilą wpisu do rejestru zakładowych układów pracy, prowadzonego przez Państwową Inspekcję Pracy.

Tauron szacuje, że rozwiązanie rezerw pozwoli na obniżenie wartości wskaźnika dług netto/EBITDA na koniec I półrocza 2020 r. o ok. 0,4. Na koniec marca wskaźnik był na poziomie 3,27x.

"Naszym priorytetem jest utrzymanie wskaźnika dług netto/EBITDA na bezpiecznym poziomie, a otwarty konsekwentny dialog ze stroną społeczną przynosi wymierne efekty korzystnie wpływające na kondycję finansową grupy" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Marek Wadowski, wiceprezes Tauronu.

"Jest to szczególnie istotne w sytuacji turbulencji gospodarczych wywołanych pandemią koronawirusa. Szacujemy, że rozwiązanie rezerw pozwoli na obniżenie wartości tego wskaźnika na koniec I półrocza 2020 r. o ok. 0,4" – dodał wiceprezes.

Tauron poinformował też w komunikacie, że aktualnie prowadzone są negocjacje z organizacjami związkowymi działającymi w innych spółkach zależnych w zakresie wypłat ekwiwalentu pieniężnego za ulgowe korzystanie z energii elektrycznej, który przysługuje osobom niebędącym już pracownikami grupy. Spółka szacuje, że osiągnięcie porozumień w pozostałych spółkach zależnych skutkowałoby rozwiązaniem rezerw w wysokości ok. 90 mln zł.

W kwietniu Tauron Wydobycie podpisał ze związkami zawodowymi porozumienie, na mocy którego obniżono wymiar czasu pracy o 20 proc. W okresie od maja do lipca pracownicy tego segmentu będą pracowali przez 4 dni w tygodniu.

W Tauron Wytwarzanie wymiar czasu pracy i uposażenie został zredukowany o 10 proc.

Dzięki tym działaniom spółki grupy Tauron będą mogły ubiegać się o środki na ratowanie miejsc pracy, pochodzące z rządowej tarczy antykryzysowej.

"Pomimo napięć jakie na rynkach wywołuje pandemia, Tauron zachowuje stabilność finansową. Na poprawę sytuacji firmy wpływa efektywny dialog ze stroną społeczną" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Tauronu Filip Grzegorczyk. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Porozumienie dotyczy zmian w zakresie wypłat ekwiwalentu pieniężnego za ulgowe korzystanie z energii elektrycznej przez byłych pracowników tych spółek.

Zmiany wejdą w życie z chwilą wpisu do rejestru zakładowych układów pracy, prowadzonego przez Państwową Inspekcję Pracy.(PAP Biznes)

pel/ osz/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 22 maja 2020 r. zarządy spółek zależnych Emitenta TAURON Dystrybucja S.A. ("TAURON Dystrybucja") oraz TAURON Dystrybucja Pomiary Sp. z o.o. ("TAURON Dystrybucja Pomiary") osiągnęły porozumienia i podpisały z reprezentatywnymi organizacjami związkowymi Protokoły dodatkowe zmieniające zakładowe układy zbiorowe pracy ("Protokoły dodatkowe").

Na podstawie Protokołów dodatkowych wprowadza się zmiany w zakresie wypłat ekwiwalentu pieniężnego za ulgowe korzystanie z energii elektrycznej przez emerytów, rencistów i innych uprawnionych niebędących pracownikami TAURON Dystrybucja i TAURON Dystrybucja Pomiary.

Podpisanie Protokołów dodatkowych umożliwi spółkom TAURON Dystrybucja i TAURON Dystrybucja Pomiary rozwiązanie rezerw w łącznej wysokości ok. 350 mln zł, które zostały utworzone na ten cel. Pozytywny wpływ rozwiązania rezerw na wynik EBITDA Grupy Kapitałowej Emitenta ("Grupa TAURON") zostanie ujęty w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 r.

Emitent zwraca uwagę, że Protokoły dodatkowe wejdą w życie z chwilą wpisania do rejestru zakładowych układów pracy prowadzonego przez Państwową Inspekcję Pracy - Okręgowy Inspektorat Pracy w Krakowie.

Dodatkowo Emitent informuje, że aktualnie prowadzone są negocjacje z organizacjami związkowymi działającymi w innych spółkach zależnych Emitenta w zakresie wypłat ekwiwalentu pieniężnego za ulgowe korzystanie z energii elektrycznej, który przysługuje osobom niebędącym już pracownikami Grupy TAURON. Emitent szacuje, że osiągnięcie porozumień w pozostałych spółkach zależnych skutkowałoby rozwiązaniem rezerw w wysokości ok. 90 mln zł.

Emitent zastrzega, że powyższe wartości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie, a ich ujęcie w wynikach finansowych Grupy TAURON jest uzależnione od spełnienia wskazanych warunków.

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

kom espi zdz

Jak podał Fitch, obniżka ratingów odzwierciedla straty spółki w segmencie wydobywczym, opóźnienie oddania do eksploatacji nowego bloku w Jaworznie i niższe zapotrzebowanie na energię z powodu kryzysu gospodarczego wynikającego z pandemii.

"Nowy rating jest na poziomie inwestycyjnym i nie powinien wpłynąć na zaufanie inwestorów wobec Taurona. Ta ocena to przede wszystkim wynik makroekonomicznych konsekwencji pandemii koronawirusa, które ograniczają popyt na energię elektryczną w Polsce i na świecie" - ocenił Marek Wadowski, wiceprezes Tauron Polska Energia ds. finansów, w komentarzu przesłanym PAP Biznes.

W 2019 roku poziom dźwigni finansowej netto opartej na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO wyniósł w Tauronie 4,3x. Fitch przewiduje, że w tym roku pozostanie on powyżej 4,0x, a w latach 2021-24 może wynieść średnio 3,7x.

Agencja wskazuje, że dźwignia pozostanie wysoka z powodu planowanych nakładów inwestycyjnych i akwizycji związanych z transformacją energetyczną. Spółka może przeprowadzić pewne dezinwestycje, np. biznesu ciepłowniczego, ale nie jest to uwzględnione w ratingu.

Jak dodano w komunikacie Fitch, wydobycie jest segmentem o największym ryzyku i wpływa negatywnie na profil kredytowy spółki.

"Nasza organizacja realizuje od ubiegłego roku Zielony Zwrot, dzięki czemu do 2030 roku chcemy oprzeć swoje wytwarzanie w 65 proc. na odnawialnych źródła energii. W pierwszym kwartale tego roku zwiększyliśmy prawie dwukrotnie wynik EBITDA z OZE, co doceniają inwestorzy. Kluczowy dla nas wskaźnik długu do EBITDA utrzymujemy na bezpiecznym poziomie, a kwota dostępnego finansowania wynosi obecnie ponad 2 mld złotych" - powiedział wiceprezes Tauronu Marek Wadowski.

Dodał, że w najbliższym czasie zakończona zostanie inwestycja w blok parowo-gazowy w Stalowej Woli, a w listopadzie planowane jest uruchomienie bloku 910 MW w Jaworznie.

"Najbardziej kapitałochłonne inwestycje w obszarze wytwarzania zakończymy więc w tym roku" - powiedział Wadowski. (PAP Biznes)

pel/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 21 maja 2020 r. agencja Fitch Ratings ("Fitch") zweryfikowała oceny ratingowe przyznane Emitentowi w taki sposób, że wybrane oceny ratingowe zostały potwierdzone na niezmienionym poziomie, a niektóre oceny zostały obniżone. Emitent poniżej prezentuje zakres zmian ocen ratingowych:

1. Długoterminowe ratingi w walucie krajowej i zagranicznej zostały obniżone do "BBB-" z "BBB", perspektywa stabilna,

2. Krótkoterminowe ratingi w walucie krajowej i zagranicznej zostały potwierdzone na poziomie "F3",

3. Krajowy rating długoterminowy został obniżony do "A(pol)" z "A+(pol)", perspektywa stabilna,

4. Rating niezabezpieczonego i niepodporządkowanego zadłużenia w walucie zagranicznej dla euroobligacji w kwocie 500 mln euro został obniżony do "BBB-" z "BBB",

5. Rating obligacji hybrydowych w kwocie 190 mln euro (Europejski Bank Inwestycyjny - "EBI") został obniżony do "BB" z "BB+",

6. Rating obligacji hybrydowych w kwocie 750 mln złotych (EBI) został obniżony do "BB" z "BB+",

7. Rating programu emisji obligacji hybrydowych oraz emisji obligacji hybrydowych w kwocie 400 mln zł (Bank Gospodarstwa Krajowego S.A.) został obniżony do "BB" z "BB+", zaś rating krajowy tego samego programu i obligacji został obniżony do "BBB(pol)" z "BBB+(pol)".

Raport Fitch jest dostępny na stronie internetowej: www.fitchratings.com.

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

kom espi zdz

Jak podał Fitch, obniżka ratingów odzwierciedla straty spółki w segmencie wydobywczym, opóźnienie oddania do eksploatacji nowego bloku w Jaworznie i niższe zapotrzebowanie na energię z powodu kryzysu gospodarczego wynikającego z pandemii.

W 2019 roku poziom dźwigni finansowej netto opartej na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO wyniósł 4,3x. Fitch przewiduje, że w tym roku pozostanie on powyżej 4,0x, a w latach 2021-24 może wynieść średnio 3,7x.

Agencja wskazuje, że dźwignia pozostanie wysoka z powodu planowanych nakładów inwestycyjnych i akwizycji związanych z transformacją energetyczną. Spółka może przeprowadzić pewne dezinwestycje, np. biznesu ciepłowniczego, ale nie jest to uwzględnione w ratingu.

Jak dodano, wydobycie jest segmentem o największym ryzyku i wpływa negatywnie na profil kredytowy spółki.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Jak podał Fitch, obniżka ratingów odzwierciedla straty spółki w segmencie wydobywczym, opóźnienie oddania do eksploatacji nowego bloku w Jaworznie i niższe zapotrzebowanie na energię z powodu pandemii. (PAP Biznes)

pel/ doa/

"W segmencie dystrybucja spodziewamy się spadku EBITDA rdr, przede wszystkim z uwagi na dwa czynniki. Pierwszy to niższy wolumen, bo tylko sam kwiecień to spadek wolumenu o 11 proc., ale nie spodziewamy się, że będzie on aż tak duży w skali całego roku. Drugim czynnikiem jest spadek średnioważonego kosztu kapitału o 0,5 pkt proc." - powiedział Wadowski podczas czwartkowej telekonferencji z analitykami.

W segmencie OZE Tauron spodziewa się wzrostu EBITDA, gdyż po nabyciu farm wiatrowych o mocy 180 MW grupa zwiększyła moce produkcyjne prawie dwukrotnie, do tego od początku roku utrzymują się dobre warunki wietrzne.

"W segmencie wytwarzania spodziewamy się spadku EBITDA przede wszystkim ze względu na niższy wolumen produkcji energii elektrycznej. Przez resztę roku wysoki import będzie miał miejsce, sytuacja rynkowa w 2020 roku powinna być gorsza dla takich jednostek jak w grupie Tauron, plus pandemia koronawirusa powoduje spadek zużycia energii" - powiedział Wadowski.

"W segmencie sprzedaży spodziewamy się wzrostu EBITDA. Głównym czynnikiem będzie sytuacja związana z opóźnieniem oddania bloku 910MW w Jaworznie, czyli odkupowanie energii na rynku. Zakładamy również w tym segmencie, że może wystąpić wyższe ryzyko wzrostu odpisów na należności przeterminowane, gdyż musimy liczyć się z tym, że po ustaniu pandemii jej skutki będą jeszcze przez jakiś czas wpływały na sytuację gospodarczą" - dodał wiceprezes.

Tauron spodziewa się wzrostu EBITDA w segmencie wydobycia przede wszystkim z uwagi na większy wolumen produkcji węgla.

"Ta produkcja będzie jednak ograniczana ze względu na problemy ze sprzedażą i zużyciem energii w naszych jednostkach" - powiedział Wadowski.

Tauron zakłada, że poziom wydatków inwestycyjnych w 2020 roku będzie na bieżąco dostosowywany do sytuacji finansowej grupy, w tym w szczególności do wartości wskaźnika dług netto/EBITDA).

W pierwszym kwartale wydatki inwestycyjne grupy Tauron sięgnęły 940 mln zł (wzrost rdr o 29 proc.).

Wskaźnik dług netto/EBITDA wyniósł na koniec marca 3,27x. Wiceprezes Marek Wadowski zapewnił podczas czwartkowej telekonferencji, że nie ma ryzyka przekroczenia poziomu 3,5x dla tego wskaźnika, czyli ustalonego z finansującymi grupę bankami kowenantu.

"Priorytetem jest sytuacja finansowa i poziom wskaźnika dług netto/EBITDA. W 2020 roku nie spodziewamy się, żeby poziom 3,5x został przekroczony. Większy wskaźnik na koniec marca nie jest dla nas zaskoczeniem, spodziewaliśmy się tego już wcześniej" - powiedział.

"Podejmujemy działania mające na celu jego obniżenie" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Tauron zakłada, że poziom wydatków inwestycyjnych w 2020 roku będzie na bieżąco dostosowywany do sytuacji finansowej grupy, w tym w szczególności do wartości wskaźnika dług netto/EBITDA).

W pierwszym kwartale wydatki inwestycyjne grupy Tauron sięgnęły 940 mln zł (wzrost rdr o 29 proc.).

Wskaźnik dług netto/EBITDA wyniósł na koniec marca 3,27x. Wiceprezes Marek Wadowski zapewnił podczas czwartkowej telekonferencji, że nie ma ryzyka przekroczenia ustalonych z finansującymi grupę bankami poziomów kowenantów. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Wcześniej podobną umowę podpisano ze związkowcami Tauron Wydobycie. Od maja do końca lipca pracownicy tego segmentu grupy będą pracowali przez 4 dni w tygodniu, a ich wynagrodzenie w tym okresie będzie obniżone o 20 proc.

"Te działania pozwolą nam o ubieganie się o środki na ratowanie miejsc pracy w ramach tarczy finansowej" - powiedział Grzegorczyk podczas czwartkowej telekonferencji Tauronu. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"Program restrukturyzacji energetyki jest przez mój resort przygotowywany. (...) Myślę, że w ciągu 2-3 tygodni będziemy mogli opowiedzieć o nim opinii publicznej, po skonsultowaniu również z partnerami społecznymi" - powiedział Sasin w radiowej Trójce.

Wskazał, że z powodu epidemii spółki energetyczne sprzedają mniej energii i mniej zarabiają.

Powtórzył, że do końca czerwca powinien być gotowy program dla górnictwa. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 162,1 mln zł wobec 535,3 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 474 mln zł wobec 744,7 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 957,4 mln zł (1,23 mld zł przed rokiem), a przychody ze sprzedaży sięgnęły 5,468 mld zł (5,313 mld zł rok wcześniej).

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z końca kwietnia. Tauron informował wtedy, że według szacunków EBITDA grupy wyniosła w I kwartale 957 mln zł, zysk operacyjny 474 mln zł, zysk netto 161 mln zł, a przychody ze sprzedaży 5,468 mld zł. Wyniki były zbliżone do konsensusu PAP Biznes, z wyjątkiem niższego prawie o połowę od oczekiwań zysku netto.

Segment Dystrybucja wypracował w I kwartale prawie 684 mln zł EBITDA wobec 701 mln zł rok wcześniej. Segment Sprzedaż miał 182 mln zł EBITDA wobec 165 mln zł przed rokiem, a segment OZE 121 mln zł zysku EBITDA (72 mln zł w I kwartale 2019). EBITDA segmentu Wytwarzanie spadła do 69 mln zł z 315 mln zł przed rokiem. Segment Wydobycie zanotował stratę EBITDA na poziomie ok. 36 mln zł wobec ok. 44 mln zł straty rok wcześniej.

"Czynnikiem, który będzie oddziaływał na wyniki w kolejnych okresach jest epidemia COVID-19. W pierwszym kwartale jej wpływ na działalność grupy był relatywnie niewielki. Podejmujemy szeroko zakrojone działania zapobiegawcze mające na celu ograniczenie negatywnych skutków obecnej sytuacji" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Filip Grzegorczyk.

Nakłady inwestycyjne grupy Tauron w pierwszym kwartale 2020 r. wyniosły 940 mln zł i były o 213 mln zł wyższe rdr.

Największe nakłady zostały poniesione w segmencie Dystrybucja (485 mln zł), z czego największe środki zostały przeznaczone na modernizację i odtworzenie sieci dystrybucyjnej oraz budowę nowych przyłączy. Drugim segmentem, w którym poniesiono istotne nakłady był segment Wytwarzanie konwencjonalne (361 mln zł), w którym inwestycje związane były głównie z budową bloku o mocy 910 MW w Jaworznie (219 mln zł).

Wskaźnik dług netto/EBITDA na koniec marca był na poziomie 3,27x wobec 2,81x na koniec grudnia 2019 r.

Graniczny poziom kowenantu określony w niektórych umowach z instytucjami finansowymi wynosi nie mniej niż 3,5x.

"W związku z obserwowaną tendencją wzrostową tego wskaźnika w I kwartale 2020 r. Tauron podjął szereg inicjatyw mających na celu ograniczenie ryzyka jego przekroczenia, w tym m.in. wprowadzono limity na wydatki inwestycyjne dla poszczególnych spółek z grupy kapitałowej Tauron oraz zidentyfikowano opcje mogące pozytywnie wpłynąć na wynik EBITDA" - napisano w raporcie.

Jak podano, grupa posiada stabilną sytuację w zakresie płynności finansowej i ma zagwarantowane finansowanie do kwoty 1.580 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 162,1 mln zł wobec 535,3 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 474 mln zł wobec 744,7 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 957,4 mln zł (1,23 mld zł przed rokiem), a przychody ze sprzedaży sięgnęły 5,468 mld zł (5,313 mld zł rok wcześniej).

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z końca kwietnia. Tauron informował wtedy, że według szacunków EBITDA grupy wyniosła w I kwartale 957 mln zł, zysk operacyjny 474 mln zł, zysk netto 161 mln zł, a przychody ze sprzedaży 5,468 mld zł. Wyniki były zbliżone do konsensusu PAP Biznes, z wyjątkiem niższego prawie o połowę od oczekiwań zysku netto. (PAP Biznes)

pel/ asa/

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

kom espi zdz

W końcu kwietnia zarząd zatrudniającej ponad 6,6 tys. górniczej spółki podpisał porozumienie ze związkowcami, którzy zgodzili się m.in. na trzymiesięczną redukcję wymiaru czasu pracy i wynagrodzeń o 20 proc. Dzięki temu firma ma zaoszczędzić oraz skorzystać ze wsparcia w ramach rządowej tarczy antykryzysowej.

"W kontekście negatywnych skutków ekonomicznych epidemii, Tauron Wydobycie w ramach funkcjonujących instrumentów tzw. tarczy antykryzysowej wystąpi o rekompensatę, co częściowo pokryje straty spółki" - potwierdził we wtorek rzecznik Tauronu Wydobycie Daniel Iwan. Spółka nie ujawniła, jak dużej rekompensaty spodziewa się w ramach rządowego wsparcia.

Z informacji firmy wynika, że w pierwszym kwartale tego roku dobowa produkcja węgla w zakładach spółki przekroczyła ponad 20 tys. ton węgla. Zatrzymanie wydobycia w środy przez 13 tygodni oznacza zmniejszenie produkcji o ok. 100 tys. ton węgla miesięcznie - łącznie będzie to ok. 300 tys. ton w trzy miesiące.

W całym ub. roku kopalnie spółki Tauron Wydobycie wyprodukowały 3,78 mln ton węgla. Produkcja węgla przyniosła Grupie straty, a ujemna wartość wskaźnika EBITDA w segmencie wydobycia sięgnęła 500 mln zł. Wśród istotnych czynników wpływających na ubiegłoroczne wyniki Grupy, Tauron wymieniał m.in. trudne warunki górniczo-geologiczne w trzech należących do niej kopalniach, co skutkowało niską produkcją węgla.

Przedstawiciele Tauronu Wydobycie tłumaczą, że obecna sytuacja epidemii koronawirusa negatywnie wpływa na całą gospodarkę, powodując m.in. znaczący spadek zapotrzebowania na energię elektryczną w przemyśle - szczególnie energię wytwarzaną w oparciu o węgiel kamienny.

"Konsekwencją jest ograniczenie zużycia węgla kamiennego. Sytuacja ta wpływa negatywnie również na Tauron Wydobycie, którego zakłady górnicze - przy dobrym poziomie produkcji utrzymującym się w pierwszym kwartale br. - są zmuszone do ograniczenia wydobycia, tak aby nie generować zalegania węgla na zwałach, co w konsekwencji mogłoby doprowadzić do zatrzymania pracy kopalń" - czytamy we wtorkowym komunikacie spółki, która deklaruje chęć ochrony miejsc pracy i dostosowania produkcji do aktualnej sytuacji rynkowej.

Obowiązujące od początku maja na trzy miesiące ograniczenie czasu pracy i wynagrodzeń o 20 proc. spółka wprowadziła na podstawie ustawy o Covid-19. W jednym dniu tygodnia w trzech kopalniach firmy ruch zakładów ma odbywać się tak samo jak w dniach wolnych od pracy.

"Specyfika funkcjonowania zakładów górniczych Tauron Wydobycie warunkuje, że optymalnymi dniami wolnymi będą środy. Pracownik wykonujący pracę w tym dniu otrzyma zamiennie inny dzień wolny" – wyjaśnił cytowany we wtorkowym komunikacie prezes firmy Tomasz Cudny.

W kopalniach Tauronu Wydobycie wdrożono specjalne rozwiązania prewencyjne, ograniczające możliwość rozprzestrzeniania się koronawirusa - jego przypadek potwierdzono w kopalni Janina. Oprócz pomiaru temperatury pracowników i dezynfekcji pomieszczeń to m.in. zmiana zasad transportu ludzi w kopalniach - zarówno wyciągami szybowymi, jak i podziemnymi kolejkami. Nowe wytyczne służą ograniczeniu gromadzenia się i przebywania pracowników w dużych skupiskach.

We wtorek spółka Tauron Wydobycie podsumowała także efekty gospodarki pochodzącymi z kopalń odpadami - głównie kamieniem, który jest wydobywany na powierzchnię wraz z węglem. Jak podano w komunikacie, w ostatnich dwóch latach 800 tys. ton takich odpadów przetworzono w pełnowartościowe produkty i wprowadzono na rynek. Znajdują one zastosowanie głównie w budownictwie drogowym i hydrotechnicznym.

"Kruszywa powydobywcze stały się towarem przynoszącym dodatkowe zyski dla firmy" - podała spółka, nie precyzując kwot związanych z tym procesem zysków. Kruszywa wytworzone z kopalnianych odpadów wykorzystano m.in. przy modernizacji linii kolejowej Kraków-Katowice oraz do nasypów drogowych i kolejowych w ramach prac przy budowie nowego bloku energetycznego o mocy 910 megawatów w Jaworznie. (PAP)

mab/ je/ asa/

"Zawarte porozumienie umożliwia przede wszystkim kontynuację prac przy bloku 910 MW i daje Rafako szansę na zakończenie tej inwestycji w akceptowalnym czasie. Zakończenie tej inwestycji w tym roku jest dla nas bardzo ważne, ponieważ blok od 2021 roku objęty jest rynkiem mocy. W lutym podczas ruchu próbnego bloku uszkodzeniu uległ jeden z elementów kotła, w wyniku czego konieczna jest naprawa dysz palników, ich ponowny montaż oraz testy bloku" - poinformował wiceprezes Tauronu Jarosław Broda.

"W dokumencie zidentyfikowany jest zakres koniecznych do wykonania prac dodatkowych w obszarze kotła, które mają na celu uniknięcie podobnych awarii w przyszłości" - dodał Broda.

Zgodnie z porozumieniem - jak podał Tauron - ustalono przyczyny uszkodzenia jednego z elementów kotła oraz że awaria była następstwem niekorzystnego splotu zjawisk podczas rozruchu bloku. Komisja awaryjna uzgodniła także sposób naprawy uszkodzonych elementów kotła, który pozwoli na uniknięcie podobnych awarii w przyszłości.

"W ramach porozumienia ustalono także harmonogram działań uwzględniający procedury zabezpieczające przed ryzykiem ponownego wystąpienia awarii oraz procedury strojenia i prac rozruchowych bloku. Konsorcjum oraz SPV niezwłocznie przystąpią do realizacji prac przewidzianych w ustalonym harmonogramie oraz do realizacji ustaleń komisji awaryjnej" - dodano.

Tauron podał, że zaawansowanie projektu wynosi obecnie ponad 98 proc.

Nowe Jaworzno Grupa Tauron podpisało 19 grudnia 2019 r. z konsorcjum Rafako - Mostostal Warszawa aneks do umowy na budowę bloku. Główna część negocjacji w sprawie rozszerzenia zakresu prac przy budowie bloku energetycznego w Jaworznie zakończyła się w październiku. Ustalono wtedy, że cena netto określona w umowie zostanie zwiększona o 52,3 mln zł, do 4,54 mld zł, a przejęcie bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r. Wcześniej zakładano zakończenie budowy w czwartym kwartale 2019 roku.

Uzgodniono m.in., że konsorcjum wykona dodatkowe zadania, w tym: przeprowadzi działania optymalizacyjne w kierunku rozszerzenia pola paliwowego celem uelastycznienia warunków pracy bloku oraz zagwarantowania spełnienia przyszłych wymagań środowiskowych, m.in. dostarczy dodatkową warstwę katalizatora i instalację dozowania addytywu do instalacji odsiarczania spalin w celu redukcji emisji rtęci.

W 2014 roku Tauron Wytwarzanie podpisał z konsorcjum Rafako i Mostostalu Warszawa umowę na budowę boku w Elektrowni Jaworzno o wartości 4,4 mld zł netto. Przedmiotem umowy jest zaprojektowanie i wykonanie w formule "pod klucz" bloku energetycznego o mocy 910 MWe brutto na parametry nadkrytyczne w należącej do grupy Tauron Elektrowni Jaworzno III. Rafako odpowiada za 99,99 proc. prac.

Tauron posiada 84,76 proc. udziałów w NJGT, pozostałe udziały są własnością Polskiego Funduszu Rozwoju. (PAP Biznes)

doa/ pel/ ana/

Zgodnie z porozumieniem ustalono przyczyny uszkodzenia jednego z elementów kotła oraz że awaria była następstwem niekorzystnego splotu zjawisk podczas rozruchu bloku. Komisja awaryjna uzgodniła także sposób naprawy uszkodzonych elementów kotła, który pozwoli na uniknięcie podobnych awarii w przyszłości.

"W ramach porozumienia ustalono także harmonogram działań uwzględniający procedury zabezpieczające przed ryzykiem ponownego wystąpienia awarii oraz procedury strojenia i prac rozruchowych bloku. Konsorcjum oraz SPV niezwłocznie przystąpią do realizacji prac przewidzianych w ustalonym harmonogramie oraz do realizacji ustaleń komisji awaryjnej" - dodano.

Tauron podał, że zaawansowanie projektu wynosi obecnie ponad 98 proc.

Tauron posiada 84,76 proc. udziałów w NJGT, pozostałe udziały są własnością Polskiego Funduszu Rozwoju. (PAP Biznes)

doa/ ana/

W nawiązaniu do raportów bieżących nr 4/2020 z 13 lutego 2020 r. oraz nr 7/2020 z 6 marca 2020 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 4 maja 2020 r. spółka Nowe Jaworzno Grupa TAURON sp. z o.o. ("NJGT"), konsorcjum RAFAKO S.A. - MOSTOSTAL WARSZAWA S.A. ("Konsorcjum") oraz E003B7 sp. z o.o. ("SPV") podpisały Porozumienie ("Porozumienie") związane z realizacją umowy na budowę bloku energetycznego o mocy 910 MW w Jaworznie ("Blok").

Zgodnie z Porozumieniem, NJGT, Konsorcjum oraz SPV ustaliły przyczyny uszkodzenia jednego z elementów kotła, o którym Emitent informował w raporcie bieżącym nr 4/2020 z 13 lutego 2020 r. Zgodnie z wnioskami przedstawionymi przez komisję awaryjną składającą się z przedstawicieli NJGT, Konsorcjum oraz SPV awaria była następstwem niekorzystnego splotu zjawisk podczas rozruchu Bloku. Każde z tych zjawisk występujące pojedynczo nie mogło doprowadzić do wystąpienia awarii. Ponadto komisja awaryjna uzgodniła sposób naprawy uszkodzonych elementów kotła, który pozwoli na uniknięcie podobnych awarii w przyszłości.

W ramach Porozumienia ustalono także harmonogram działań uwzględniający procedury zabezpieczające przed ryzykiem ponownego wystąpienia awarii oraz procedury strojenia i prac rozruchowych Bloku. Konsorcjum oraz SPV niezwłocznie przystąpią do realizacji prac przewidzianych w ustalonym harmonogramie oraz do realizacji ustaleń komisji awaryjnej.

Konsorcjum szacuje, że oddanie bloku do eksploatacji nastąpi do 15 listopada 2020 r. Termin ten uwzględnia dodatkowy czas niezbędny do usunięcia skutków awarii, o której mowa powyżej.

Zaawansowanie projektu na dzień przekazania niniejszego raportu bieżącego wynosi ponad 98 proc.

Emitent posiada 84,76 proc. głosów i udziałów w NJGT.

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

kom espi zdz

W podziale na segmenty EBITDA grupy Tauron wyniosła:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 684 mln zł;

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 69 mln zł;

- EBITDA segmentu Odnawialne Źródła Energii: 121 mln zł;

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 179 mln zł;

- EBITDA segmentu Wydobycie: (36) mln zł.

Poniżej przedstawiamy wyniki Tauronu w pierwszym kwartale 2020 roku i ich odniesienie do konsensusu PAP i poprzednich wyników.

Tauron podał, że nakłady inwestycyjne grupy w pierwszym kwartale wyniosły 940 mln zł.

Ujemne różnice kursowe od zadłużenia denominowanego w euro sięgnęły 238 mln zł

Dług netto na koniec marca 2020 r. wyniósł 10,861 mld zł. Wskaźnik dług netto/EBITDA sięga 3,27x.

Poniżej wybrane szacunkowe dane operacyjne za I kwartał 2020 r.:

Dystrybucja energii elektrycznej: 13,25 TWh (w tym do odbiorców końcowych: 12,83 TWh)

Produkcja energii elektrycznej brutto: 3,21 TWh, w tym produkcja energii elektrycznej brutto ze źródeł odnawialnych: 0,57 TWh

Produkcja ciepła: 4,96 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 8,86 TWh

Produkcja węgla handlowego: 1,18 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 0,89 mln ton

Tauron w pierwszym kwartale 2020 r. zmienił strategię zabezpieczenia potrzeb umorzeniowych segmentu Wytwarzanie w zakresie uprawnień do emisji CO2. W konsekwencji jednorazowo dokonano zamiany giełdowych kontraktów na zakup uprawnień do emisji CO2 z datą dostawy w grudniu 2020 r. na kontrakty pozagiełdowe z datą dostawy w marcu 2021 r.

Decyzja o zmianie strategii została podjęta w związku z sytuacją rynkową, a w szczególności rosnącymi kosztami utrzymania pozycji na rynku giełdowym, zmianą warunków prawnych i rynkowych w obszarze handlu uprawnieniami do emisji CO2 związanych z brexitem oraz pandemią COVID-19.

Transakcje przeprowadzone w ramach realizacji powyższej zmiany strategii obciążyły koszty operacyjne i EBITDA segmentu Wytwarzanie w I kwartale 2020 r. w wysokości 127 mln zł.

Dokonany zakup wolumenu uprawnień do emisji CO2 z datą dostawy w marcu 2021 r. od kontrahentów na rynku pozagiełdowym po cenach niższych niż zakup pierwotnie zakontraktowany wpłynie na obniżenie kosztów rezerwy na zobowiązania z tytułu emisji CO2 w kolejnych okresach sprawozdawczych. W rezultacie spółka ocenia, że łączny wpływ zmiany strategii zabezpieczającej na wynik operacyjny i EBITDA segmentu Wytwarzanie nie będzie znaczący.

Ponadto Tauron zwraca uwagę, iż dokonany szacunek dodatkowych odpisów aktualizujących na oczekiwane straty kredytowe instrumentów finansowych (należności od odbiorców, udzielonych pożyczek oraz wystawionej gwarancji) oraz zmiany wyceny do wartości godziwej udzielonych pożyczek, wynikające z uwzględnienia wpływu COVID-19, wpłynęły na zwiększenie kosztów grupy o 61 mln zł, z czego 9 mln zł obciążyło wynik operacyjny i EBITDA, a 52 mln zł obciążyło koszty finansowe grupy. (PAP Biznes)

pr/ ana/

(PAP)

pr/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") przekazuje wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe oraz dane operacyjne Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. ("Grupa") za I kwartał 2020 r.

Wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe za I kwartał 2020 r.:

Przychody ze sprzedaży: 5 468 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe):

957 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 684 mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 69 mln zł

- EBITDA segmentu Odnawialne Źródła Energii: 121 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 179 mln zł

- EBITDA segmentu Wydobycie: (36) mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 474 mln zł

Zysk brutto: 231 mln zł

Zysk netto: 161 mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 940 mln zł

Ujemne różnice kursowe od zadłużenia denominowanego w euro: (238) mln zł

Dług netto na 31 marca 2020 r.: 10 861 mln zł

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 31 marca 2020 r.: 3,27x

Wybrane szacunkowe dane operacyjne za I kwartał 2020 r.:

Dystrybucja energii elektrycznej: 13,25 TWh (w tym do odbiorców końcowych: 12,83 TWh)

Produkcja energii elektrycznej brutto: 3,21 TWh, w tym produkcja energii elektrycznej brutto ze źródeł odnawialnych: 0,57 TWh

Produkcja ciepła: 4,96 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 8,86 TWh

Produkcja węgla handlowego: 1,18 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 0,89 mln ton

Spółka informuje, iż w I kwartale 2020 r. podjęto decyzję o zmianie strategii zabezpieczenia potrzeb umorzeniowych segmentu Wytwarzanie w zakresie uprawnień do emisji CO2. W konsekwencji jednorazowo dokonano zamiany giełdowych kontraktów na zakup uprawnień do emisji CO2 z datą dostawy w grudniu 2020 r. na kontrakty pozagiełdowe z datą dostawy w marcu 2021 r. Decyzja o zmianie strategii została podjęta w związku z sytuacją rynkową, a w szczególności rosnącymi kosztami utrzymania pozycji na rynku giełdowym, zmianą warunków prawnych i rynkowych w obszarze handlu uprawnieniami do emisji CO2 związanych z Brexitem oraz pandemią COVID-19. Transakcje przeprowadzone w ramach realizacji powyższej zmiany strategii obciążyły koszty operacyjne i EBITDA segmentu Wytwarzanie w I kwartale 2020 r. w wysokości 127 mln zł. Dokonany zakup wolumenu uprawnień do emisji CO2 z datą dostawy w marcu 2021 r. od kontrahentów na rynku pozagiełdowym po cenach niższych niż zakup pierwotnie zakontraktowany wpłynie na obniżenie kosztów rezerwy na zobowiązania z tytułu emisji CO2 w kolejnych okresach sprawozdawczych. W rezultacie Spółka ocenia, że łączny wpływ zmiany strategii zabezpieczającej na wynik operacyjny i EBITDA segmentu Wytwarzanie nie będzie znaczący.

Ponadto Spółka zwraca uwagę, iż dokonany na dzień bilansowy szacunek dodatkowych odpisów aktualizujących na oczekiwane straty kredytowe instrumentów finansowych (należności od odbiorców, udzielonych pożyczek oraz wystawionej gwarancji) oraz zmiany wyceny do wartości godziwej udzielonych pożyczek, wynikające z uwzględnienia wpływu COVID-19, wpłynęły na zwiększenie kosztów Grupy o 61 mln zł, z czego 9 mln zł obciążyło wynik operacyjny i EBITDA, a 52 mln zł obciążyło koszty finansowe Grupy.

Przedstawione powyżej wyniki finansowe mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.

Ostateczne wyniki finansowe zostaną przedstawione w rozszerzonym skonsolidowanym raporcie kwartalnym za I kwartał 2020 r.

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

kom espi zdz

"Chcemy ochronić nasze zakłady górnicze przed negatywnymi skutkami rynkowymi epidemii, dlatego w porozumieniu ze stroną społeczną podejmujemy zdecydowane działania zaradcze. Ograniczamy czas pracy i tym samym wdrażamy solidarne obniżenie wynagrodzenia zarządu i wszystkich pracowników spółki o 20 proc." – poinformował w środę prezes spółki Tomasz Cudny.

Dodał, że najważniejszym celem wdrażanych działań jest utrzymanie i ochrona miejsc pracy, zapewnienie bezpieczeństwa pracownikom oraz dostosowanie produkcji do sytuacji rynkowej. Tauron Wydobycie zatrudnia obecnie ponad 6,6 tys. pracowników.

Prezes przypomniał, że epidemia koronawirusa przyczyniła się m.in. do znaczącego spadku zapotrzebowania na energię elektryczną w przemyśle. Szczególnie dotyczy to energii wytwarzanej z węgla kamiennego, którego użycie spada.

"Sytuacja ta wpływa negatywnie również na Tauron Wydobycie, którego zakłady górnicze - przy dobrym poziomie produkcji utrzymującym się w pierwszym kwartale br. - są zmuszone do ograniczenia wydobycia, tak aby nie generować zalegania węgla na zwałach, co w konsekwencji mogłoby doprowadzić do zatrzymania pracy kopalń" - wyjaśnia spółka.

Na wprowadzenie działań osłonowych, które pozwolą firmie zaoszczędzić na wynagrodzeniach oraz ubiegać się o środki w ramach rządowej tarczy antykryzysowej, zgodziły się działające w Tauronie Wydobycie reprezentatywne organizacje związkowe.

"Stawiamy na aktywny dialog ze stroną społeczną i regularnie informowanie o sytuacji ekonomicznej spółki w kontekście sytuacji rynkowej, stąd wdrożone rozwiązania w zakresie organizacji pracy zostały wypracowane w toku konsultacji z organizacjami związkowymi wszystkich zakładów górniczych" - zaznaczył prezes Cudny.

Wcześniej projekt podobnego porozumienia odrzucili związkowcy z największej górniczej firmy - Polskiej Grupy Górniczej, uzależniając jego podpisanie od przedstawienia szerszego planu naprawczego dla PGG.

W trzech kopalniach Tauronu Wydobycie (Sobieski w Jaworznie, Janina w Libiążu i Brzeszcze w Brzeszczach) od początku maja w każdą środę nie będzie wydobycia węgla, a jedynie prace zabezpieczające, jak w w dniach wolnych od pracy. Pracownik wykonujący pracę w tym dniu otrzyma zamiennie inny dzień wolny. Przedstawiciele spółki wskazują, że obniżenie wymiaru czasu pracy o 20 proc. ograniczy produkcję węgla, utrzymując jednocześnie fronty wydobywcze.

Z danych spółki Tauron Wydobycie wynika, że w pierwszym kwartale tego roku widoczne były pozytywne efekty wdrożonych w kopalniach firmy działań, zmierzających do wzrostu i ustabilizowania poziomu produkcji węgla - jego dobowa produkcja wynosiła ponad 20 tys. ton.

W kopalniach wdrożono specjalne rozwiązania prewencyjne, ograniczające możliwość rozprzestrzeniania się koronawirusa - jego przypadek potwierdzono w kopalni Janina. Oprócz pomiaru temperatury pracowników i dezynfekcji pomieszczeń to m.in. zmiana zasad transportu ludzi w kopalniach - zarówno wyciągami szybowymi, jak i podziemnymi kolejkami. Nowe wytyczne służą ograniczeniu gromadzenia się i przebywania pracowników w dużych skupiskach.(PAP)

mab/ drag/ ana/

"Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny nie jest objęty zakresem stabilizującej reguły wydatkowej (SRW), jednakże jest częścią sektora finansów publicznych zarówno wg metodyki krajowej (określonej w ustawie o finansach publicznych) jak i metodyki unijnej (ESA2010) i dlatego jego wynik ma wpływ na wynik całego sektora" - napisano.

"Wprowadzenie proponowanego mechanizmu wypłaty rekompensat za wzrost cen energii elektrycznej, bez redukcji innych kosztów/wydatków, spowoduje więc pogorszenie wyniku sektora liczonego według metodyki unijnej o ok. 2,4 mld zł w 2021 r" - napisano.

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

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

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

map/ asa/

"Z uwagi na obecną sytuację wywołaną rozprzestrzenianiem się na niespotykaną skalę choroby zakaźnej COVID-19, podmioty gospodarcze, które znacząco ograniczyły działalność lub zdecydowały się na jej zawieszenie, powodują duży spadek zapotrzebowania na energię elektryczną. Podmiotami tymi są nie tylko małe i średnie przedsiębiorstwa, ale także duzi odbiorcy końcowi energii, których ograniczenie działalności powoduje pogłębienie spadku cen. Nieplanowane ubytki zapotrzebowania na energię elektryczną wzmacniają zagrożenie dla utrzymania płynności finansowej podmiotów zajmujących się sprzedażą energii elektrycznej" - napisano.

"Z punktu widzenia działań zabezpieczających transakcje zakupu energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii różnica w cenie (w okresie do dostawy) musi być pokryta przez depozyt uzupełniający w niespotykanej dotąd skali. Przedkładanie tak dużych zabezpieczeń do Izby Rozliczeniowej Giełd Towarowych ogranicza możliwość dalszego prowadzenia działalności spółek w sposób bezpieczny i między innymi ogranicza bieżące, niełatwe rozliczenia z klientami, jak i możliwości inwestycyjne, tak potrzebne w obecnych czasach" - dodano.

W uzasadnieniu napisano, że w chwili obecnej spółki w ramach wnoszonych zabezpieczeń zamroziły w Izbie Rozliczeniowej Giełd Towarowych kilka miliardów złotych.

Proponowane rozwiązania pozwalają ograniczyć zakres wnoszenia zabezpieczeń w formie pieniężnej, obejmując:

- podniesienie limitu dla możliwych do przedstawienia świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii z odnawialnych źródeł energii (bez współczynnika redukcji i limitów na poziomie danego członka izby oraz całej izby);

- zniesienie współczynnika redukcji dla zabezpieczenia niepieniężnego w postaci uprawnień do emisji (EUA) oraz zniesienie limitów na poziomie danego członka izby oraz całej izby;

- wprowadzenie możliwości przedstawienia, jako zabezpieczenie niepieniężne, poręczenia spółki matki;

- zwolnienie z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia finansowego w stosunku do części wymaganych depozytów w przypadku wykazania odpowiedniego ratingu inwestycyjnego. (PAP Biznes)

map/ osz/

"Widzimy, że nawet pandemia koronawirusa nie wyhamowała liczby przyłączanych mikroinstalacji. Spodziewamy się, że w 2020 roku mimo turbulencji gospodarczych ten trend zostanie utrzymany" - powiedział, cytowany w komunikacie, prezes Tauronu Filip Grzegorczyk.

Tauron podał, że wszystkie mikroinstalacje przyłączone w I kwartale zostały wykonane w technologii fotowoltaicznej. Spółka przyłączyła także 15 odnawialnych źródeł energii innych niż mikroinstalacje, z których tylko jedna nie została wykonana w technologii fotowoltaicznej. Była to elektrownia wodna.

W sumie łączna moc instalacji OZE przyłączonych w pierwszym kwartale wyniosła 94 MW.

Jak podano, w marcu Tauron Dystrybucja nie wstrzymał wymiany liczników na dwukierunkowe.

"Mimo panującej epidemii i wielu ograniczeń z tym związanych, nie odnotowujemy większych problemów podczas realizacji przyłączeń mikroinstalacji. Obecnie nieliczne opóźnienia występują głównie w przypadku niewyrażenia zgody właściciela obiektu na wejście do budynku w celu wymiany licznika. Trzeba zaznaczyć, że w trakcie wymiany liczników przez naszych monterów, zachowane są wymagane procedury i niezbędne środki ochrony przed rozprzestrzenianiem wirusa" – powiedział Robert Zasina, prezes Tauron Dystrybucja.

Statystyki zebrane przez spółkę od początku tego roku wskazują na wzrost liczby przyłączeń mikroinstalacji w kolejnych miesiącach. W marcu było to około 40 proc. więcej przyłączeń w stosunku do stycznia.

W 2017 r. do sieci Tauron Dystrybucja zostało przyłączonych nieco ponad 4 tys. mikroinstalacji o mocy 24 MW. W 2018 r. spółka przyłączyła ponad 8 tys. mikroinstalacji o mocy 48 MW. Natomiast w ubiegłym roku spółka przyłączyła do swojej sieci energetycznej ponad 30 tys. mikroinstalacji o mocy 206 MW. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Chłodzińska związana była z Ministerstwem Skarbu Państwa i Ministerstwem Energii.

Obecnie pełni funkcję dyrektora działu prawnego ds. obsługi prawnej korporacyjnej i inwestycji w PKN Orlen.(PAP Biznes)

pel/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 27 kwietnia 2020 r. Emitent otrzymał oświadczenie Pani Beaty Chłodzińskiej, która pełniła funkcję Przewodniczącej Rady Nadzorczej Emitenta, o rezygnacji z członkostwa w Radzie Nadzorczej TAURON Polska Energia S.A. Pani Beata Chłodzińska nie podała przyczyn rezygnacji.

Podstawa prawna: § 5 pkt 4) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 20 kwietnia 2020 r. Emitent otrzymał oświadczenia o rezygnacji z dniem 20 kwietnia 2020 r. z pełnienia funkcji Członków Rady Nadzorczej Emitenta od poniższych osób:

1. Pana Jacka Szyke, będącego jednocześnie Sekretarzem Rady Nadzorczej,

2. Pana Marcina Szlenka.

Wyżej wymienieni nie podali przyczyn złożonych rezygnacji.

Podstawa prawna: § 5 pkt 4) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

Umowa z WFOŚiGW zakłada udzielenie pożyczki preferencyjnej na budowę farmy fotowoltaicznej z możliwością umorzenia do 3 mln zł. Jak podano, po spełnieniu warunków umowy, Tauron Wytwarzanie będzie mógł wykorzystać umorzoną kwotę na sfinansowanie kolejnej proekologicznej inwestycji.

Farmę w Jaworznie zbuduje konsorcjum spółek Tauron Serwis i Tauron Dystrybucja Serwis. Obecnie na terenie inwestycji trwają prace projektowe. Zakończenie realizacji inwestycji planowane jest jeszcze w tym roku.

Grupa Tauron chce wybudować na swoich terenach instalacje fotowoltaiczne o łącznej mocy 75–150 MWp. Program obejmuje pięć lokalizacji o różnym stopniu zaawansowania i mocy. Inwestycje są rozwijane na terenach zrekultywowanych lub wymagających rekultywacji. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Ustanawia się Pełnomocnika do spraw funkcjonowania i rozwoju przedsiębiorstw energetycznych. Pełnomocnika powołuje i odwołuje Minister Aktywów Państwowych" - napisano.

W zarządzeniu podano, że do zadań pełnomocnika należy koordynacja działań podejmowanych w celu wzmocnienia bezpieczeństwa funkcjonowania i zapewnienia rozwoju przedsiębiorstw

energetycznych objętych nadzorem właścicielskim Ministra Aktywów Państwowych.

W szczególności do zadań Pełnomocnika należeć będzie:

- koordynacja działań w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania sieci dystrybucyjnych i jednostek wytwórczych energii elektrycznej objętych nadzorem właścicielskim Ministra Aktywów Państwowych;

- koordynowanie współpracy pomiędzy podmiotami nadzorowanymi;

- analiza kierunków rozwoju przedsiębiorstw energetycznych z uwzględnieniem kierunków określonych w rządowych dokumentach strategicznych z zakresu energetyki. (PAP Biznes)

map/ asa/

"Od początku 2020 roku obserwujemy pozytywny efekt prowadzonych działań w obszarze wydobycie, co przekłada się na wzrost wolumenu. Jestem jednak daleki od tego, żeby już w 2020 roku wskazywać, że EBITDA będzie dodatnia. W 2020 roku obserwujemy dosyć niskie wykonanie produkcji na konwencjonalnych źródłach energii, czyli coraz mniejsze zużycie węgla kamiennego" - powiedział Wadowski.

Dodał, że w tej chwili Tauron wydobywa węgla za dużo w stosunku do swoich potrzeb, co jest związane z sytuacją makroekonomiczną.

"Zakładamy, że w 2020 roku, pomimo tego, że sytuacja w wydobyciu będzie lepsza, osiągnięcie dodatniego wyniku EBITDA będzie sporym wyzwaniem. W kolejnych latach, kiedy będziemy obserwować pozytywne efekty większego wolumenu związanego z oddawaniem inwestycji (poziom 800 w kopalni Janina) dużo będzie zależało od zużycia węgla kamiennego w Polsce" - powiedział wiceprezes.

Dodał, że wyzwaniem na ten rok będzie to, żeby cała produkcja węgla w zakładach górniczych Tauronu została odebrana przez jednostki wytwórcze.

"Nie będę ukrywał, że sytuacja w segmencie wytwarzania może być trudniejsza niż w 2019 roku. Nie jesteśmy też w stanie precyzyjnie wskazać, jak będzie się ona rozwijała ze względu na pandemię koronawirusa. Nie ma sensu produkować na zwały i mrozić pieniądze przy takim poziomie zapasów" - powiedział Wadowski.

W czwartym kwartale 2019 roku wynik EBITDA segmentu wydobycia w grupie Tauron był ujemny i wyniósł -238 mln zł (rok wcześniej -81 mln zł). Strata operacyjna segmentu w tym czasie sięgnęła 716 mln zł wobec straty operacyjnej rok wcześniej w wysokości 137 mln zł. Przychody segmentu wydobycia Tauronu wyniosły w czwartym kwartale zeszłego roku 211 mln zł wobec 315 mln zł rok wcześniej.

W całym 2019 roku EBITDA segmentu wydobycia sięgnęła -500 mln zł (-90 mln zł w 2018 roku), strata operacyjna wzrosła do 1,39 mld zł z 1,05 mld zł straty rok wcześniej, a przychody w zeszłym roku spadły do 944 mln zł z 1,27 mld zł w 2018 roku.

Prezes Tauronu Filip Grzegorczyk zaprzeczył pogłoskom, jakoby Tauron chciał oddać swoje zakłady górnicze do Spółki Restrukturyzacji Kopalń.

"Nie są prowadzone rozmowy na temat oddania zakładów górniczych Tauron Wydobycie do SRK. Na chwilę obecną jest to niemożliwe, ustawa na to nie pozwala. Trudno prowadzić rozmowy na temat możliwości, która nie jest możliwością otwartą" - powiedział.

Wiceprezes Wadowski poinformował z kolei, że nie ma jeszcze daty wyłączenia bloków węglowych w elektrowniach grupy Tauron.

"Pracujemy nad tym, w jaki sposób segmenty wytwarzania i wydobycia powinny pracować w przyszłości. Zdajemy sobie sprawę, jak i kiedy funkcjonuje rynek mocy, jak te bloki powinny funkcjonować, natomiast sztywnej daty wyłączenia bloków węglowych jeszcze nie wyznaczyliśmy" - powiedział Marek Wadowski. (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Przy generowanym przez nas rocznym wyniku EBITDA w wysokości około 3,5 mld zł i przy naszych obecnych wydatkach inwestycyjnych, oczywiście inwestycje powodują wzrost zadłużenia. Zakładamy jednak, że w 2021 roku wydatki inwestycyjne będą niższe. Przypomnę też, że w strategii mówiliśmy o wyniku EBITDA ponad 4 mld zł i to co przekazaliśmy, jest aktualne, chcemy żeby taka EBITDA była generowana" - powiedział wiceprezes Marek Wadowski.

"Chcemy się skupić na obszarze wzrostu naszych zielonych mocy, a także w dystrybucji, gdzie pracujemy nad tym, żeby nasze możliwości przyłączeniowe Odnawialnych Źródeł Energii rosły" - dodał.

Prezes Tauronu Filip Grzegorczyk poinformował, że Tauron jest w dalszym ciągu zainteresowany akwizycjami nowych projektów wiatrowych i fotowoltaicznych.

Zaprzeczył także, że istnieje ryzyko opóźnienia z powodu pandemii koronawirusa analiz due diligence prowadzonych przez potencjalnych zainteresowanych odkupieniem od Tauronu segmentu ciepłowniczego.

Wiceprezes Wadowski zapewnił, że cele zapisane w aktualizacji strategii z 2019 roku są nadal aktualne. Zakładają one, że docelowo Tauron ma mieć 900 MW w farmach wiatrowych i 300 MW w farmach fotowoltaicznych.

"Nie jesteśmy w stanie precyzyjnie podać kolejnych inwestycji. Cały czas analizujemy rynek, patrzymy, gdzie moglibyśmy zbudować jednostki, bo takich projektów również intensywnie poszukujemy, jak również gdzie możemy zakupić już istniejące farmy" - powiedział.

"Jest za wcześnie, by mówić o konkretach, ale prace trwają. Może się okazać, że pandemia spowolni projekty, ale to będzie tylko czasowe, podtrzymujemy nasze cele przedstawione w maju zeszłego roku" - dodał.

W 2019 roku wydatki inwestycyjne grupy Tauron wzrosły o 8 proc. i wyniosły ponad 4,1 mld zł.

Główne inwestycje miały miejsce w segmencie wytwarzania (1,68 mld zł), w tym na budowę nowych mocy Jaworzno 910 MW wydano 1 mld zł, nakłady odtworzeniowo-modernizacyjne kosztowały 215 mln zł, uciepłowienie Elektrowni Łagisza 104 mln zł, dostosowanie jednostek wytwórczych TW do BAT 42 mln zł.

Wydatki w segmencie dystrybucji wyniosły w zeszłym roku 1,79 mld zł, w tym modernizacja i odtworzenie majątku sieciowego 996 mln zł, budowa nowych przyłączy 667 mln zł, a nakłady na IT, budynki i środki transportu 117 mln zł.

W segmencie wydobycia inwestycje wyniosły 480 mln zł, w tym przygotowanie produkcji 185 mln zł, budowa szybu Grzegorz w ZG Sobieski 94 mln zł, budowa poziomu 800 m w ZG Janina 81 mln zł, a program inwestycyjny ZG Brzeszcze 70 mln zł.

Tauron w 2019 roku przeznaczył też 601 mln zł na kupno farm wiatrowych o mocy 180 MW i kupił projekt budowy farmy PV Choszczno o mocy 6 MW. (PAP Biznes)

pr/ gor/

W 2019 roku wydatki inwestycyjne grupy Tauron wzrosły o 8 proc. i wyniosły ponad 4 mld zł.

"Przy generowanym przez nas rocznym wyniku EBITDA w wysokości około 3,5 mld zł i przy naszych obecnych wydatkach inwestycyjnych, oczywiście inwestycje powodują wzrost zadłużenia. Zakładamy jednak, że w 2021 roku wydatki inwestycyjne będą niższe. Przypomnę też, że w strategii mówiliśmy o wyniku EBITDA ponad 4 mld zł i to co przekazaliśmy, jest aktualne, chcemy żeby taka EBITDA była generowana" - powiedział wiceprezes Marek Wadowski.

"Chcemy się skupić na obszarze wzrostu naszych zielonych mocy, a także w dystrybucji, gdzie pracujemy nad tym, żeby nasze możliwości przyłączeniowe Odnawialnych Źródeł Energii rosły" - dodał.

Prezes Tauronu Filip Grzegorczyk poinformował, że Tauron jest w dalszym ciągu zainteresowany akwizycjami nowych projektów wiatrowych i fotowoltaicznych.

Zaprzeczył także, że istnieje ryzyko opóźnienia z powodu pandemii koronawirusa analiz due diligence prowadzonych przez potencjalnych zainteresowanych odkupieniem od Tauronu segmentu ciepłowniczego. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Jeśli popatrzymy na dane, które są publikowane przez operatora za pierwsze dwa miesiące to obserwujemy spadki zapotrzebowania. Gdyby oczyścić je o rok przestępny (jeden dzień więcej w lutym w tym roku) to zapotrzebowanie względem zeszłego roku już spada za dwa miesiące na poziomie około 3 proc. Odczyty, które pojawiają się za marzec wskazują na kontynuację tego trendu" - powiedział Sebastian Gola podczas czwartkowej wideokonferencji prasowej Tauronu.

"Należy więc się spodziewać, że ten rok będzie podobny do roku poprzedniego i spadek zużycia energii elektrycznej powinien się nieco pogłębić w stosunku do 2019 roku, kiedy odnotowaliśmy spadek o niespełna 1 proc." - dodał.

Gola zwraca uwagę, że pandemia koronawirusa przekłada się na sytuację gospodarczą w Polsce i na świecie, a także na kondycję sektora elektroenergetycznego.

"W pierwszych miesiącach tego roku już obserwowaliśmy spowolnienie gospodarcze i zmniejszenie zużycia energii elektrycznej. To zjawisko postępuje wraz z wprowadzanymi restrykcjami wynikającymi z rozwoju pandemii. Na dzisiaj bardzo ciężko jest jednoznacznie stwierdzić, jak ta sytuacja rozwinie się do końca roku" - powiedział.

Dodał, że pierwsze tygodnie marca pokazały spadki w poszczególnych grupach taryfowych od kilku do kilkunastu procent. Trudno jednak jednoznacznie oszacować, jaki wpływ na ten spadek miała sama pandemia chociażby ze względu na zjawiska pogodowe i wysokie temperatury.

"Koronawirus wywołał panikę na rynkach finansowych, co przełożyło się na zachowania rynków produktów energetycznych. Doszło do gwałtownego spadku cen uprawnień do emisji Co2 i następującego za tym spadku cen energii elektrycznej na rynkach hurtowych. Należy przypatrywać się rozwojowi pandemii w Europie, duże znaczenie będzie też miała sytuacja w USA, monitorujemy na bieżąco sytuację makroekonomiczną" - powiedział szef biura analiz rynku energii Tauronu. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Jest potrzebna zmiana w sektorze energetycznym zarówno pod kątem rynkowym, jak i organizacyjnym. Wynika to przede wszystkim z tego, że obecny kształt rynku i podział na konkretne firmy był tworzony w zupełnie innych okolicznościach i dawno temu, w 2006 roku. Dzisiaj sektor mierzy się z takimi wyzwaniami, jak Green Deal promowany przez Komisję Europejską, nową strukturą rynku, nowymi wymogami" - powiedział Grzegorczyk podczas czwartkowej konferencji prasowej.

"W tym kontekście ze zrozumieniem podchodzimy do wyrażonej przez akcjonariusza dominującego intencji wpisania się w te wyzwania" - dodał.

Filip Grzegorczyk poinformował, że Tauron jest w stałym kontakcie z Ministerstwem Aktywów Państwowych, szczególnie ostatnio w sytuacji awaryjnej, jaką jest pandemia koronawirusa.

Prezes wskazał, że każda grupa energetyczna, w tym Tauron, dokonuje różnego typu analiz, badań, symulacji, projekcji dotyczących tego, jak powinien wyglądać sektor i jak można zoptymalizować jego funkcjonowanie.

"To, że takie analizy są podejmowane również na szczeblu akcjonariusza dominującego, nie może budzić jakichkolwiek wątpliwości ani kontrowersji" - ocenia Grzegorczyk. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Od początku 2020 roku obserwujemy pozytywny efekt prowadzonych działań w obszarze wydobycie, co przekłada się na wzrost wolumenu. Jestem jednak daleki od tego, żeby już w 2020 roku wskazywać, że EBITDA będzie dodatnia. W 2020 roku obserwujemy dosyć niskie wykonanie produkcji na konwencjonalnych źródłach energii, czyli coraz mniejsze zużycie węgla kamiennego" - powiedział Wadowski.

Dodał, że w tej chwili Tauron wydobywa węgla za dużo w stosunku do swoich potrzeb, co jest związane z sytuacją makroekonomiczną.

"Zakładamy, że w 2020 roku, pomimo tego, że sytuacja w wydobyciu będzie lepsza, osiągnięcie dodatniego wyniku EBITDA będzie sporym wyzwaniem. W kolejnych latach, kiedy będziemy obserwować pozytywne efekty większego wolumenu związanego z oddawaniem inwestycji (poziom 800 w kopalni Janina) dużo będzie zależało od zużycia węgla kamiennego w Polsce" - powiedział wiceprezes.

Prezes Tauronu Filip Grzegorczyk zaprzeczył pogłoskom, jakoby Tauron chciał oddać swoje zakłady górnicze do Spółki Restrukturyzacji Kopalń.

"Nie są prowadzone rozmowy na temat oddania zakładów górniczych Tauron Wydobycie do SRK. Na chwilę obecną jest to niemożliwe, ustawa na to nie pozwala. Trudno prowadzić rozmowy na temat możliwości, która nie jest możliwością otwartą" - powiedział. (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Nasza sytuacja finansowa jest stabilna, nie widzimy żadnych problemów z płynnością, jednak sytuacja związana z pandemią koronawirusa jest bezprecedensowa i musimy być przygotowani na każdą ewentualność" - powiedział podczas czwartkowej wideokonferencji prasowej wiceprezes Wadowski.

Dodał, że Tauron będzie się mocno przyglądał możliwości wypłaty dywidendy za rok 2020.

"Jeśli sytuacja na to pozwoli, to taką dywidendę zaproponujemy. Musimy mieć jednak na względzie, że patrząc na nasze możliwości w zakresie dywidendy patrzymy też na nasze możliwości w zakresie zapewnienia stabilnego finansowania dla naszej grupy i realizacji naszych inwestycji" - powiedział.

"Zakładamy, że w 2021 roku będziemy mogli wrócić do dywidendy i realizacji naszej polityki dywidendowej" - dodał Wadowski. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Dane operacyjne za czwarty kwartał 2019 roku:

Wynik EBITDA grupy Tauron w czwartym kwartale według obszarów działalności (w tys. zł):

(PAP)

pel/

Strata netto, przypisana akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniosła 10,9 mln zł wobec 205 mln zł zysku przed rokiem.

Na wynik netto istotny wpływ miały odpisy z tytułu utraty wartości aktywów w segmentach Wydobycie i Wytwarzanie.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 295,5 mln zł wobec 790,7 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 3,6 mld zł (3,5 mld zł przed rokiem, tj. wzrost o 3 proc. rdr).

EBITDA segmentu Wydobycie była ujemna, na poziomie prawie minus 500 mln zł wobec 90 mln zł straty rok wcześniej. W segmencie Wytwarzania grupa zanotowała 984 mln zł zysku EBITDA (wzrost o 35 proc.), w Dystrybucji 2,6 mld zł (wzrost o 6 proc.), a w Sprzedaży 429 mln zł (wzrost o 15 proc.).

Przychody ze sprzedaży sięgnęły 19,56 mld zł (18,1 mld zł rok wcześniej). Rekompensaty wyniosły ponad 950 mln zł.

Wyższe przychody są w głównej mierze rezultatem sytuacji rynkowej, tj. wzrostu hurtowych cen energii elektrycznej.

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z połowy marca. Tauron informował wtedy, że według szacunków EBITDA grupy wyniosła w 2019 r. 3.599 mln zł, zysk operacyjny 295 mln zł, strata netto 12 mln zł, a przychody ze sprzedaży i rekompensaty 20.511 mln zł.

W samym czwartym kwartale strata netto grupy wyniosła 866 mln zł, strata EBIT ok. 1 mld zł, zysk EBITDA 583 mln zł, a przychody z rekompensatami blisko 5,3 mld zł.

Strata EBITDA segmentu Wydobycie wyniosła w IV kwartale 238 mln zł, a segmentu Sprzedaż 105 mln zł. W Dystrybucji grupa zanotowała 606 mln zł zysku EBITDA, a w Wytwarzaniu 319 mln zł zysku.

Łączne nakłady inwestycyjne grupy Tauron w 2019 roku wyniosły 4,1 mld zł wobec 3,8 mld zł przed rokiem.

Na 31 grudnia 2019 roku wskaźnik zadłużenie netto/EBITDA wyniósł 2,81x wobec 2,45x rok wcześniej. (PAP Biznes)

pel/ asa/

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

kom espi zdz

Strata netto, przypisana akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniosła 10,9 mln zł wobec 205 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 295,5 mln zł wobec 790,7 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 3,6 mld zł (3,5 mld zł przed rokiem), a przychody ze sprzedaży sięgnęły 19,56 mld zł (18,1 mld zł rok wcześniej). Rekompensaty wyniosły ponad 950 mln zł.

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z połowy marca. Tauron informował wtedy, że według szacunków EBITDA grupy wyniosła w 2019 r. 3.599 mln zł, zysk operacyjny 295 mln zł, strata netto 12 mln zł, a przychody ze sprzedaży i rekompensaty 20.511 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ asa/

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

Strata netto Tauronu za 2019 r. wynosi 462,83 mln zł.

Jak dodano, przyjęta w 2016 r. polityka dywidendowa pozostaje bez zmian.

Tauron w ramach strategii na lata 2016-25 przyjął politykę dywidendową, zgodnie z którą w perspektywie długoterminowej planował wypłatę dywidendy w wysokości min. 40 proc. skonsolidowanego zysku netto. Prognozy będące podstawą strategii wskazywały wówczas, że pierwszym rokiem, w którym możliwa będzie jej wypłata będzie 2020 r. (PAP Biznes)

doa/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 30 marca 2020 r. Zarząd Emitenta podjął decyzję, iż zarekomenduje Zwyczajnemu Walnemu Zgromadzeniu Emitenta ("ZWZ") pokrycie straty w wysokości 462 830 170,74 zł za rok obrotowy 2019 z kapitału zapasowego. Zarząd Emitenta nie będzie także rekomendował ZWZ wypłaty dywidendy w 2020 r. z kapitału zapasowego.

Jednocześnie Emitent informuje, że polityka dywidendowa ogłoszona w raporcie bieżącym nr 35/2016 z 2 września 2016 r. w zakresie wysokości dywidendy oraz warunków, jakie muszą zostać spełnione do jej wypłaty pozostaje bez zmian.

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

kom espi zdz

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent"), w uzupełnieniu raportu bieżącego nr 12/2020 z 24 marca 2020 r., poniżej przekazuje informacje o wykształceniu, kwalifikacjach i zajmowanych wcześniej stanowiskach wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej Pana Andrzeja Śliwki, powołanego 24 marca 2020 r. przez Ministra Aktywów Państwowych w skład Rady Nadzorczej Emitenta.

Andrzej Śliwka

Absolwent Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Gdańskiego. Ukończył studia podyplomowe Podatki i prawo podatkowe na Uniwersytecie Gdańskim oraz aplikację radcowską przy Okręgowej Izbie Radców Prawnych w Warszawie. Posiada uprawnienia radcy prawnego.

Specjalizuje się w prawie korporacyjnym, umowach gospodarczych i procesie inwestycyjnym. Ponadto w swojej dotychczasowej praktyce zajmował się również: prawem nieruchomości, badaniem due diligence, a także prowadzeniem sporów sądowych.

Obecnie pełni funkcję Zastępcy Dyrektora Departamentu Nadzoru Właścicielskiego I w Ministerstwie Aktywów Państwowych oraz jest członkiem zespołu eksperckiego ds. zwiększenia efektywności Rad Nadzorczych wchodzącego w skład Komisji ds. reformy nadzoru właścicielskiego.

Pan Andrzej Śliwka nie spełnia kryteriów niezależności, o których mowa w zasadzie II.Z.4. Dobrych Praktyk Spółek Notowanych na GPW 2016.

Podstawa prawna: § 5 pkt 5) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

Tauron zawarł umowę kredytową z Banca IMI (główny organizator i prowadzącego księgę), Intesa Sanpaolo (agent płatniczy oraz finansujący) i China Construction Bank (główny organizator, prowadzący księgę oraz finansujący).

Środki z umowy mogą zostać przeznaczone na finansowanie ogólnych celów korporacyjnych grupy z wyłączeniem finansowania wszelkich nowych projektów związanych z aktywami węglowymi.

Zgodnie z umową okres finansowania to pięć lat, z możliwością dwukrotnego przedłużenia o rok, tj. maksymalnie do siedmiu lat.

Oprocentowanie ma być obliczane w oparciu o stopę WIBOR powiększoną o marżę uzależnioną m.in. od stopnia wykorzystania kredytu oraz wypełnienia proekologicznych warunków umownych, czyli redukcji emisyjności oraz zwiększania udziału odnawialnych źródeł energii w strukturze wytwórczej grupy Tauron. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 25 marca 2020 r. zawarł umowę kredytu konsorcjalnego na kwotę 500 mln zł z bankiem Banca IMI S.P.A., London Branch w roli głównego organizatora i prowadzącego księgę ("Główny Organizator"), Banca IMI S.P.A. w roli agenta kredytu, Intesa Sanpaolo S.P.A. działającym za pośrednictwem Intesa Sanpaolo S.P.A. S.A. Oddział w Polsce w roli agenta płatniczego oraz finansującego oraz China Construction Bank (Europe) S.A. działającym za pośrednictwem China Construction Bank (Europe) S.A. (Spółka Akcyjna) Oddział w Polsce w roli głównego organizatora, prowadzącego księgę oraz finansującego ("Umowa Kredytu"). Środki z Umowy Kredytu mogą zostać przeznaczone na finansowanie ogólnych celów korporacyjnych Emitenta i Grupy Emitenta z wyłączeniem finansowania wszelkich nowych projektów związanych z aktywami węglowymi.

Zgodnie z Umową Kredytu okres finansowania to 5 lat od daty zawarcia Umowy Kredytu z możliwością dwukrotnego przedłużenia o rok, tj. maksymalnie do 7 lat ("Okres Finansowania").

Emitent będzie mógł wykorzystać środki w ciągu całego Okresu Finansowania (po spełnieniu standardowych dla tego typu finansowania warunków zawieszających).

Oprocentowanie będzie obliczane w oparciu o zmienną stopę procentową WIBOR, odpowiednią dla danego okresu odsetkowego, powiększoną o marżę uzależnioną m.in. od stopnia wykorzystania kredytu oraz wypełnienia proekologicznych warunków umownych, tj. redukcji emisyjności oraz zwiększania udziału odnawialnych źródeł energii w strukturze wytwórczej Grupy Emitenta.

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

kom espi zdz

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 24 marca 2020 r. powziął informację, że Minister Aktywów Państwowych działając na podstawie § 23 ust. 1 pkt 1 i 3 Statutu Emitenta:

- odwołał z dniem 24 marca 2020 r. Panią Agnieszkę Woźniak ze składu Rady Nadzorczej Emitenta,

- powołał z dniem 24 marca 2020 r. Pana Andrzeja Śliwkę w skład Rady Nadzorczej Emitenta.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem powołany Członek Rady Nadzorczej nie wykonuje innej działalności konkurencyjnej w stosunku do Emitenta, nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej jako członek jej organu.

Powołany Członek Rady Nadzorczej oświadczył również, iż nie jest wpisany do Rejestru Dłużników Niewypłacalnych prowadzonego na podstawie ustawy o Krajowym Rejestrze Sądowym.

Powołany Członek Rady Nadzorczej nie spełnia kryteriów niezależności od TAURON Polska Energia S.A. i podmiotów pozostających w istotnym powiązaniu z TAURON Polska Energia S.A. w rozumieniu Załącznika nr II do Zalecenia Komisji Europejskiej z dnia 15 lutego 2005 r. dotyczącego roli dyrektorów niewykonawczych lub będących członkami rady nadzorczej spółek giełdowych i komisji rady (nadzorczej) z uwzględnieniem Dobrych Praktyk Spółek Notowanych na GPW 2016.

Informacje o powołanym Członku Rady Nadzorczej dotyczące posiadanego wykształcenia, kwalifikacji i zajmowanych wcześniej stanowisk, wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej, wymagane Rozporządzeniem Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych (...), Emitent przekaże odrębnym raportem bieżącym w terminie późniejszym.

Podstawa prawna:

Podstawa prawna: § 5 pkt 4) i 5) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

"Podpisane porozumienie określa ogólne warunki przeprowadzania inwestycji bezpośrednich, w których minimalny poziom każdorazowej inwestycji PFR w spółkę należącą w 100 proc. do Tauron ("spółka holdingowa") będącą właścicielem portfela projektów inwestycyjnych o odpowiedniej wielkości na etapie gotowości do budowy ("aktywa projektowe"), w ujęciu łącznych docelowych nakładów inwestycyjnych tej spółki będzie wynosił nie mniej niż 50 mln zł i realizowany będzie poprzez kolejne dokapitalizowania na potrzeby realizacji nakładów inwestycyjnych" - napisano.

Ponadto, strony obowiązywać będzie okres ograniczenia w rozporządzaniu udziałami w spółkach holdingowych o długości między 5 a 7 lat od momentu nabycia przez PFR udziałów w danej spółce.

Jak podano, dokapitalizowania będą każdorazowo następować w formie i proporcjach zapewniających Tauron docelowy udział na poziomie co najmniej 50 proc. + 1 udział/akcja, a PFR udział nie więcej niż 50 proc. - 1 udział/akcja.

Zasadniczym celem inwestycji będą projekty lądowych farm wiatrowych oraz farm fotowoltaicznych ulokowanych w Polsce.

"Strony przewidują możliwość pozyskania dodatkowego partnera przez sprzedaż udziałów lub przystąpienie do spółki holdingowej" - napisano.

Ostateczne warunki współpracy będą każdorazowo ustalane w dokumentacji transakcyjnej dotyczącej poszczególnych inwestycji.

"Nawiązana współpraca z Polskim Funduszem Rozwoju to istotny krok w zapewnieniu elastycznego finansowania zielonego zwrotu Taurona. W ramach tej strategii tylko do 2025 roku planujemy inwestycje w farmy wiatrowe i farmy fotowoltaiczne o łącznej mocy 1200 MW. W ubiegłym roku nabyliśmy już farmy wiatrowe o mocy 180 MW, a aktualnie szukamy nowych możliwości akwizycyjnych, równocześnie rozwijając własne projekty budowy nowych mocy w OZE" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowy, Filip Grzegorczyk, prezes Tauron Polska Energia.

"Działania na rzecz gospodarki niskoemisyjnej są częścią strategii Polskiego Funduszu Rozwoju. Dlatego stworzyliśmy program PFR Green Hub dedykowany inwestycjom i wsparciu polskich innowacji w obszarze odnawialnych źródeł energii. Nawiązaliśmy współpracę z Tauronem, aby połączyć nasze kompetencje i poprzez wspólne inwestycje zwiększyć udział OZE w polskim miksie energetycznym. Koinwestycje z Tauronem to tylko jeden z elementów programu PFR Green Hub, w którym będziemy realizować szereg innych projektów w kierunku niskoemisyjności" – powiedział Paweł Borys, prezes PFR.

Bartłomiej Pawlak, wiceprezes PFR, dodał, że program PFR Green Hub zakłada zaangażowanie w transformację energetyczną, od inwestycji bezpośrednich, poprzez wsparcie dla środowiska start-upów działających w branży clean-tech, energy-efficiency czy OZE, aż po aktywność marketingową, zarządzanie wiedzą i wsparcie w obszarze rozwiązań systemowych i regulacyjnych.

"Ze strony PFR padła deklaracja o zaangażowaniu umożliwiającym realizację projektów na poziomie 4-5 mld zł" - powiedział Pawlak.

Ogłoszona w maju 2019 r. aktualizacja kierunków strategicznych Tauronu przewiduje zwiększenie do 65 proc. udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych miksie wytwórczym grupy w perspektywie 2030 roku.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Podpisane porozumienie określa ogólne warunki przeprowadzania inwestycji bezpośrednich, w których minimalny poziom każdorazowej inwestycji PFR w spółkę należącą w 100 proc. do Tauron będącą właścicielem portfela projektów inwestycyjnych o odpowiedniej wielkości na etapie gotowości do budowy, w ujęciu łącznych docelowych nakładów inwestycyjnych tej spółki będzie wynosił nie mniej niż 50 mln zł i realizowany będzie poprzez kolejne dokapitalizowania na potrzeby realizacji nakładów inwestycyjnych" - napisano.

Zasadniczym celem inwestycji będą projekty lądowych farm wiatrowych oraz farm fotowoltaicznych ulokowanych w Polsce. (PAP Biznes)

pel/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("TAURON") informuje, że 23 marca 2020 r. podpisane zostało porozumienie między TAURON a funduszami inwestycyjnymi zamkniętymi, których częścią portfela inwestycyjnego zarządza Polski Fundusz Rozwoju S.A. ("PFR"), określające wstępne warunki rozważanej współpracy pomiędzy TAURON oraz PFR ("Strony") w zakresie inwestycji w odnawialne źródła energii ("OZE", "Porozumienie"). Strony uzgodniły, że ewentualne inwestycje w OZE będą prowadzone jako wspólne inwestycje w aktywa w segmencie OZE ("Inwestycje Bezpośrednie"), a także dopuściły możliwość inwestycji w spółki z obszaru cleantech.

Podpisane Porozumienie określa ogólne warunki przeprowadzania Inwestycji Bezpośrednich, w których minimalny poziom każdorazowej inwestycji PFR w spółkę należącą w 100 proc. do TAURON ("Spółka Holdingowa") będącą właścicielem portfela projektów inwestycyjnych o odpowiedniej wielkości na etapie gotowości do budowy ("Aktywa Projektowe"), w ujęciu łącznych docelowych nakładów inwestycyjnych tej spółki będzie wynosił nie mniej niż 50 mln zł i realizowany będzie poprzez kolejne dokapitalizowania na potrzeby realizacji nakładów inwestycyjnych. Ponadto Strony obowiązywać będzie okres ograniczenia w rozporządzaniu udziałami w Spółkach Holdingowych o długości między 5 a 7 lat od momentu nabycia przez PFR udziałów w danej Spółce Holdingowej ("Okres Lock-Up"). Dokapitalizowania będą każdorazowo następować w formie i proporcjach zapewniających TAURON docelowy udział na poziomie co najmniej 50 proc. + 1 udział/akcja, a PFR udział nie więcej niż 50 proc. - 1 udział/akcja.

Zasadniczym celem inwestycji będą projekty lądowych farm wiatrowych oraz farm fotowoltaicznych ulokowanych w Polsce. Strony przewidują możliwość pozyskania dodatkowego partnera przez sprzedaż udziałów lub przystąpienie do Spółki Holdingowej.

Ostateczne warunki współpracy pomiędzy Stronami w zakresie Inwestycji Bezpośrednich będą każdorazowo ustalane w dokumentacji transakcyjnej dotyczącej poszczególnych inwestycji.

Porozumienie ma charakter intencjonalny i nie stanowi wiążącego zobowiązania stron, nie powoduje powstania zobowiązań finansowych, nie zobowiązuje ani nie gwarantuje żadnej ze Stron wyłączności w zakresie inwestycji OZE ani nie wyklucza możliwości samodzielnych inwestycji, jak i współpracy ze stronami trzecimi.

Potencjalna realizacja celu opisanego w Porozumieniu wpisuje się w ogłoszoną 27 maja 2019 r. aktualizację kierunków strategicznych będących uzupełnieniem Strategii Grupy TAURON na lata 2016-2025, która przewiduje znaczące zwiększenie udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w strukturze zainstalowanych mocy wytwórczych Grupy TAURON.

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

kom espi zdz

Konsensu PAP Biznes zakładał 486,1 mln zł EBITDA w IV kw. 2019 roku.

Tauron podał, że przychody ze sprzedaży i rekompensaty grupy w czwartym kwartale 2019 roku wyniosły 5.251 mln zł.

Strata operacyjna Tauronu wyniosła w czwartym kwartale 2019 roku 1.023 mln zł.

Nakłady inwestycyjne wyniosły w tym okresie 1.387 mln zł.

Przychody ze sprzedaży i rekompensaty Tauronu w całym 2019 roku wyniosły 20.511 mln zł.

EBITDA wyniosła 3.599 mln zł, w tym EBITDA segmentu dystrybucja 2.606 mln zł, EBITDA segmentu wytwarzanie 984 mln zł, EBITDA segmentu sprzedaż 429 mln zł a EBITDA segmentu wydobycie: -500 mln zł.

W ubiegłym roku Tauron miał 295 mln zł zysku operacyjnego i 12 mln zł straty netto.

Nakłady inwestycyjne wyniosły 4.128 mln zł.

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 31 grudnia 2019 r. wyniósł 2,81x.(PAP Biznes)

epo/ ana/

Tauron podał, że przychody ze sprzedaży i rekompensaty grupy w czwartym kwartale 2019 roku wyniosły 5.251 mln zł.

Strata operacyjna Tauronu wyniosła w czwartym kwartale 2019 roku 1.023 mln zł.

Nakłady inwestycyjne wyniosły w tym okresie 1.387 mln zł. (PAP Biznes)

epo/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka", "Emitent") przekazuje wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe oraz operacyjne Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. ("Grupa TAURON", "Grupa") za 2019 r. i IV kwartał 2019 r.

Wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe za:

(a) 2019 r.

Przychody ze sprzedaży i rekompensaty: 20 511 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe):

3 599 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 2 606 mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 984 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 429 mln zł

- EBITDA segmentu Wydobycie: (500) mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 295 mln zł

Strata brutto: (15) mln zł

Strata netto: (12) mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 4 128 mln zł

Dług netto na 31 grudnia 2019 r.: 10 130 mln zł

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 31 grudnia 2019 r.: 2,81x

(b) IV kwartał 2019 r.

Przychody ze sprzedaży i rekompensaty: 5 251 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 583 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 606 mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 319 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: (105) mln zł

- EBITDA segmentu Wydobycie: (238) mln zł

EBIT (strata operacyjna): (1 023) mln zł

Strata brutto: (1 121) mln zł

Strata netto: (866) mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 1 387 mln zł

Wybrane szacunkowe dane operacyjne za:

(a) 2019 r.

Dystrybucja energii elektrycznej: 51,73 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 49,98 TWh

Produkcja energii elektrycznej brutto: 13,88 TWh

Produkcja ciepła: 10,85 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 33,73 TWh

Produkcja węgla handlowego: 3,78 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 3,80 mln ton

(b) IV kwartał 2019 r.

Dystrybucja energii elektrycznej: 12,99 TWh, w tym do odbiorców końcowych:12,58 TWh

Produkcja energii elektrycznej brutto: 3,46 TWh

Produkcja ciepła: 3,71 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 8,70 TWh

Produkcja węgla handlowego: 0,84 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 0,83 mln ton

Istotne czynniki mające wpływ na wyniki 2019 r.:

- trudne warunki górniczo-geologiczne w trzech zakładach górniczych należących do Grupy utrzymujące się w trakcie całego 2019 r., co skutkowało uzyskaniem niskiego wolumenu produkcji węgla handlowego,

- wyższa rok do roku marża na sprzedaży energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych (efekt wyższej marży clean dark spread mimo niższego wolumenu produkcji wynikającego przede wszystkim z rosnącego importu energii elektrycznej) i odnawialnych (efekt wyższych cen sprzedaży energii i wyższego wolumenu produkcji wynikającego z korzystnych warunków pogodowych oraz nabycia w III kwartale 2019 r. farm wiatrowych o mocy 180 MW),

- testy na utratę wartości aktywów Grupy TAURON, przeprowadzone na dzień 31 grudnia 2019 r. oraz na dzień 30 czerwca 2019 r. (raport bieżący nr 9/2020 z 17 marca 2020 r. oraz nr 30/2019 z 19 sierpnia 2019 r.), które wykazały zasadność utworzenia odpisów netto z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów, co wpłynęło na obniżenie wyniku operacyjnego Grupy w wysokości 1 305 mln zł. Ujęcie powyższych odpisów nie wpłynęło na poziom wyniku EBITDA Grupy,

- utworzenie w IV kwartale 2019 r. rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie Sprzedaż (raport bieżący nr 56/2019 z 17 grudnia 2019 r.), będącej konsekwencją zatwierdzonej 17 grudnia 2019 r. przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ceny sprzedaży energii elektrycznej na rzecz odbiorców z grup taryfowych G, co wpłynęło na obniżenie wyniku operacyjnego oraz EBITDA Grupy w wysokości 237 mln zł,

- ujęcie zysku z okazyjnego nabycia farm wiatrowych o mocy 180 MW (raport bieżący nr 35/2019 z 3 września 2019 r.), w związku z zakończeniem w dniu przekazania niniejszego raportu głównych prac związanych z ostatecznym rozliczeniem przedmiotowej transakcji, co wpłynęło na zwiększenie wyniku operacyjnego oraz EBITDA Grupy w wysokości 120 mln zł.

Przedstawione powyżej wyniki finansowe mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.

Ostateczne wartości zostaną przedstawione w skonsolidowanym raporcie za 2019 r., którego publikację zaplanowano na 1 kwietnia 2020 r.

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

kom espi zdz

"Mamy zidentyfikowane projekty, niektóre mają już gotowe dopuszczenia formalno-prawne. Pierwszy projekt, o mocy ok. 3 MW, zaczynamy w połowie kwietnia, a następne sukcesywnie po uzyskiwaniu pozwoleń" - powiedział prezes Marcin Chludziński.

Spółka podała w prezentacji, że ma 200 ha własnych gruntów dla projektów PV, z czego 160 ha w sąsiedztwie miejsc zużywających energię.

Prezes podtrzymał, że KGHM rozważa też budowę dużego źródła gazowego.

"Nie zamierzamy kupować źródeł konwencjonalnych od Tauronu ani od żadnych innych firm" - powiedział prezes.

"Jeśli pojawią się projekty wokół zielonej energii czy gazu, które możemy wspólnie efektywnie dla nas kapitałowo i kosztowo realizować, to jesteśmy otwarci" - dodał. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Spółka podała, że w związku z przesunięciem terminu oddania do eksploatacji bloku o mocy 910 MW w Jaworznie do 31 lipca 2020 r., zostały przeprowadzone dodatkowe analizy w ramach testów na utratę wartości aktywów.

"Zakończone 17 marca 2020 r. analizy wykazały istotne zmniejszenie wartości odzyskiwalnej aktywów w segmencie Wytwarzanie i w związku z tym zasadność utworzenia dla tego segmentu dodatkowego odpisu w wysokości 121 mln zł z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów do łącznego poziomu netto 610 mln zł" - napisano w komunikacie.

Jak podano, uwzględniając dodatkowy odpis dla segmentu Wytwarzanie, łączna wartość utworzonych odpisów netto w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym wynosi 1.035 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wynosi 838 mln zł.

Wcześniej Tauron informował o odpisach w łącznej wysokości 914 mln zł, które miały obniżyć wynik netto grupy o 741 mln zł.

Odpisy nie będą miały wpływu na wynik EBITDA.

Tauron zastrzegł, że ostateczne wyniki testów i wielkość odpisów z tytułu utraty wartości aktywów zostaną przedstawione w sprawozdaniach finansowych za 2019 r. Tauron ma opublikować wyniki 1 kwietnia. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Spółka podała, że w związku z przesunięciem terminu oddania do eksploatacji bloku o mocy 910 MW w Jaworznie zostały przeprowadzone dodatkowe analizy w ramach testów na utratę wartości aktywów.

"Zakończone 17 marca 2020 r. analizy wykazały istotne zmniejszenie wartości odzyskiwalnej aktywów w segmencie Wytwarzanie i w związku z tym zasadność utworzenia dla tego segmentu dodatkowego odpisu w wysokości 121 mln zł z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów do łącznego poziomu netto 610 mln zł" - napisano w komunikacie.

Jak podano, uwzględniając dodatkowy odpis dla segmentu Wytwarzanie, łączna wartość utworzonych odpisów netto w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym wynosi 1.035 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wynosi 838 mln zł.

Odpisy nie będą miały wpływu na wynik EBITDA.

Tauron zastrzegł, że ostateczne wyniki testów i wielkość odpisów z tytułu utraty wartości aktywów zostaną przedstawione w sprawozdaniach finansowych za 2019 r. (PAP Biznes)

pel/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 5/2020 z 4 marca 2020 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że w związku z przesunięciem terminu oddania do eksploatacji bloku o mocy 910 MW w Jaworznie (raport bieżący nr 7/2020 z 6 marca 2020 r.) zostały przeprowadzone dodatkowe analizy w ramach testów na utratę wartości aktywów.

Zakończone 17 marca 2020 r. analizy wykazały istotne zmniejszenie wartości odzyskiwalnej aktywów w segmencie Wytwarzanie i w związku z tym zasadność utworzenia dla tego segmentu dodatkowego odpisu w wysokości 121 mln zł z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów do łącznego poziomu netto 610 mln zł.

Uwzględniając dodatkowy odpis dla segmentu Wytwarzanie, łączna wartość utworzonych odpisów netto w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym wynosi 1 035 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wynosi 838 mln zł.

Wartość przedmiotowych odpisów nie będzie miała wpływu na wynik EBITDA w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym (przez wynik EBITDA Emitent rozumie EBIT powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe).

Emitent zastrzega, że prezentowane powyżej wartości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Ostateczne wyniki testów i wielkość odpisów z tytułu utraty wartości aktywów zostaną przedstawione w sprawozdaniach finansowych TAURON Polska Energia S.A. i Grupy Kapitałowej Emitenta za 2019 r.

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

kom espi zdz

Zgodnie z umową, Tauron będzie mógł wykorzystać środki w ciągu dwóch miesięcy od daty zawarcia umowy (po spełnieniu standardowych dla tego typu finansowania warunków zawieszających).

Spłata kredytu nastąpi w terminie pięciu lat od zawarcia umowy.

Oprocentowanie będzie obliczane w oparciu o stałą stopę procentową. (PAP Biznes)

doa/ osz/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 16 marca 2020 r. zawarł z bankiem SMBC BANK EU AG ("Bank") umowę kredytu na kwotę 500 mln zł ("Umowa Kredytu"), z której środki mogą zostać przeznaczone na finansowanie ogólnych celów korporacyjnych Emitenta, z wyłączeniem budowy, nabywania, rozbudowy jakichkolwiek elektrowni węglowych oraz refinansowania wszelkich zaciągniętych zobowiązań finansowych lub wydatków poniesionych na takie cele.

Zgodnie z Umową Kredytu Emitent będzie mógł wykorzystać środki w ciągu dwóch miesięcy od daty zawarcia Umowy Kredytu (po spełnieniu standardowych dla tego typu finansowania warunków zawieszających).

Spłata kredytu nastąpi w terminie pięciu lat od daty zawarcia Umowy Kredytu.

Oprocentowanie będzie obliczane w oparciu o stałą stopę procentową.

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

kom espi zdz

"Podziemna eksploatacja za pomocą sześciu frontów wydobywczych ma ustabilizować poziom wydobycia w spółce w tym roku" - podała firma w czwartkowym komunikacie. Jej prezes Tomasz Cudny zapewnił, że obecnie możliwości spółki pozwalają na stałe utrzymanie dobowej wielkości wydobycia powyżej 20 tys. ton.

Inwestycja w zakładzie górniczym Janina w Libiążu, w ramach której uruchomiono jedną z dwóch nowych ścian, to jedno z największych - obok nowego szybu Grzegorz w kopalni Sobieski w Jaworznie - przedsięwzięć spółki Tauron Wydobycie, która w latach 2016-2020 przeznacza na strategiczne inwestycje łącznie 1,3 mld zł. W ub. roku nakłady Tauronu na inwestycje w segmencie wydobycia węgla sięgnęły 300 mln zł.

Nowy poziom 800 m w kopalni Janina, którego budowa jest już bardzo zaawansowana, ma uzyskać pełną funkcjonalność do jesieni 2021 roku. W ocenie przedstawicieli spółki, węgiel z pierwszej ściany uruchomionej z wykorzystaniem części infrastruktury tego poziomu, charakteryzuje się dobrymi parametrami jakościowymi, co ma szczególne znaczenie w kontekście zasilania nowego bloku energetycznego 910 MW w Jaworznie. Blok ten, budowany kosztem ok. 6 mld zł, ma zostać oddany do użytku w końcu lipca br.

W kopalni Janina m.in. pogłębiono szyb Janina VI do docelowej głębokości 823 m, wykonano szkielet wyrobisk udostępniających poziom 800 m poprzez wydrążenie ok. 5 km wyrobisk oraz przygotowano zasadniczą część dołowej infrastruktury technicznej. Na powierzchni powstaje m.in. baszta wieży szybowej, a także droga dojścia załogi do szybu, infrastruktura drogowa, kolejowa i energetyczna.

Obecnie - jak podała spółka Tauron Wydobycie - znaczna część jej produkcji pochodzi ze ścian, z których każda zapewnia wydobycie powyżej 5 tys. ton węgla na dobę. Co najmniej jedna taka ściana jest w każdym z trzech zakładów górniczych spółki. Druga z uruchomionych w ostatnim czasie ścian - obok tej w kopalni Janina - znajduje się w kopalni Sobieski w Jaworznie.

"Działania restrukturyzacyjne realizowane w Tauron Wydobycie w wielu obszarach w połączeniu ze zwiększonym postępem robót przygotowawczych to dobry prognostyk dla osiągnięcia efektywności ekonomicznej. Każda realizowana przez nas inicjatywa jest zorientowana na działania proefektywnościowe, redukujące koszty i generujące wzrost wydajności pracy" – podkreślił prezes Cudny, cytowany w czwartkowym komunikacie spółki.

Równolegle do prac w kopalni Janina postępuje budowa głębokiego na 870 m szybu Grzegorz w Jaworznie. To jedna z największych obecnie inwestycji w polskim górnictwie węgla kamiennego, także uznana za strategiczną dla spółki Tauron Wydobycie. Pełną funkcjonalność obiekt ma uzyskać w 2023 r. Po jego uruchomieniu podziemna droga dotarcia do ściany wydobywczej skróci się o ponad połowę, z obecnych ok. 11 km do ok. 4,5 km.

Rozpisane do 2025 r. inwestycje trwają również w zakładzie górniczym Brzeszcze - trzeciej, po Sobieskim i Janinie, kopalni należącej do spółki Tauron Wydobycie. W Brzeszczach są prowadzone prace związane z dostosowaniem dołowej infrastruktury sieci wyrobisk górniczych do perspektywicznej działalności wydobywczej kopalni oraz dalsze odtwarzanie i unowocześnianie mocy produkcyjnych, ukierunkowane na wzrost efektywności procesów wydobywczych i wspomagających.

Poprzednio kopalnie spółki Tauron Wydobycie uruchomiły trzy nowe ściany wydobywcze o zdolności produkcyjnej ok. 10-13 tys. ton węgla na dobę w listopadzie ub. roku. Wielkość zasobów w tych trzech ścianach oszacowano na ponad 2 mln ton. Zwiększenie wydobycia miało poprawić wyniki spółki. Wcześniej wiceminister aktywów państwowych Adam Gawęda oceniał, że program naprawczy Tauronu Wydobycie "powoli przynosi małe, ale pewne efekty".

W ub. roku przedstawiciele Tauronu i ówczesnego resortu energii potwierdzili - m.in. podczas obrad sejmowej Komisji ds. Energii i Skarbu Państwa - trudną sytuację finansową spółki Tauron Wydobycie, która miała problemy z wykonaniem zakładanych planów oraz zapewnieniem finansowania niezbędnych inwestycji. Grupa Tauron informowała wówczas, iż rozważana jest sprzedaż kopalni Janina - jednego z trzech zakładów Tauronu Wydobycie, co jednak nie doszło do skutku. We wrześniu ub. roku powstał raport dotyczący sytuacji spółki oraz plan naprawczy.

Jak informowała wcześniej spółka, wartość realizowanego programu inwestycyjnego Tauronu Wydobycie na lata 2016-2020 wynosi 1,3 mld zł. Tylko w ub. roku nakłady na inwestycje w segmencie węglowym przekroczyły 300 mln zł. Najważniejsze projekty to budowa szybu Grzegorz w kopalni Sobieski (do 2023 r.), bardzo już zaawansowana budowa poziomu 800 m w Janinie (do 2021 r.) oraz program inwestycyjny w Brzeszczach. Ich efektem ma być zwiększenie wydobycia i zapewnienie rentowności działania.

W końcu maja br. ub. roku grupa Tauron, której moce wytwórcze oparte są obecnie przede wszystkim na węglu kamiennym ogłosiła, że w perspektywie najbliższej dekady zamierza postawić na nisko- i zeroemisyjne źródła energii - w 2030 r. ich udział w miksie wytwórczym grupy ma przekroczyć 65 proc. Planowane są inwestycje w farmy wiatrowe na lądzie (dodatkowe 900 megawatów mocy), farmy fotowoltaiczne (dodatkowe 300 megawatów) oraz zaangażowanie w budowę morskich farm wiatrowych. Planowane jest stopniowe wyłączanie starych bloków węglowych.(PAP)

mab/ mmu/

"Jak już wcześniej deklarowaliśmy, jesteśmy bardzo otwarci i gotowi do przejęć w segmencie ciepłowniczym. Będziemy szukać każdej okazji do przejęć w tym obszarze, niezależnie czy chodzi o aktywa Tauronu czy innych firm" - powiedział prezes Jerzy Kwieciński podczas czwartkowej telekonferencji z analitykami. (PAP Biznes)

pr/ osz/

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/

"Konsorcjum Rafako - Mostostal Warszaw będące wykonawcą bloku, projektantem kotła oraz podmiotem odpowiedzialnym za uruchomienie kotła szacuje, że oddanie bloku do eksploatacji powinno nastąpić do 31 lipca 2020 r." - podano.

Tauron posiada 84,76 proc. udziałów w NJGT, pozostałe udziały są własnością Polskiego Funduszu Rozwoju.

Nowe Jaworzno Grupa Tauron podpisało 19 grudnia z konsorcjum Rafako - Mostostal Warszawa aneks do umowy na budowę bloku. Główna część negocjacji w sprawie rozszerzenia zakresu prac przy budowie bloku energetycznego w Jaworznie zakończyła się w październiku. Ustalono wtedy, że cena netto określona w umowie zostanie zwiększona o 52,3 mln zł, do 4,54 mld zł, a przejęcie bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r. Wcześniej zakładano zakończenie budowy w czwartym kwartale 2019 roku.

Uzgodniono m.in., że konsorcjum wykona dodatkowe zadania, w tym: przeprowadzi działania optymalizacyjne w kierunku rozszerzenia pola paliwowego celem uelastycznienia warunków pracy bloku oraz zagwarantowania spełnienia przyszłych wymagań środowiskowych, m.in. dostarczy dodatkową warstwę katalizatora i instalację dozowania addytywu do instalacji odsiarczania spalin w celu redukcji emisji rtęci.

W 2014 roku Tauron Wytwarzanie podpisał z konsorcjum Rafako i Mostostalu Warszawa umowę na budowę boku w Elektrowni Jaworzno o wartości 4,4 mld zł netto. Przedmiotem umowy jest zaprojektowanie i wykonanie w formule "pod klucz" bloku energetycznego o mocy 910 MWe brutto na parametry nadkrytyczne w należącej do grupy Tauron Elektrowni Jaworzno III. Rafako odpowiada za 99,99 proc. prac. (PAP Biznes)

epo/ asa/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 4/2020 z 13 lutego 2020 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 6 marca 2020 r. spółka Nowe Jaworzno Grupa TAURON sp. z o.o. ("NJGT") otrzymała informację od RAFAKO S.A. dotyczącą szacowanego terminu oddania bloku energetycznego o mocy 910 MWe w Jaworznie ("Blok") do eksploatacji.

Konsorcjum RAFAKO S.A. - MOSTOSTAL WARSZAWA S.A. będące wykonawcą Bloku, projektantem kotła oraz podmiotem odpowiedzialnym za uruchomienie kotła szacuje, że oddanie Bloku do eksploatacji powinno nastąpić do 31 lipca 2020 r.

Emitent posiada 84,76 proc. głosów i udziałów w NJGT.

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

kom espi zdz

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 7/2015 z 19 marca 2015 r. w sprawie wypowiedzenia umów na zakup energii i praw majątkowych przez spółkę zależną, Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 6 marca 2020 r. Sąd Okręgowy w Gdańsku ("Sąd") w postępowaniu wytoczonym w 2015 r. przeciwko spółce Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. (spółka zależna od Emitenta, "PKH") przez Talia sp. z o.o., wydał wyrok częściowy i wstępny, którym:

1) ustalił, że oświadczenia PKH o wypowiedzeniu umów długoterminowych zawartych pomiędzy PKH i Talia sp. z o.o. na zakup energii elektrycznej i praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia są bezskuteczne i nie wywołują skutku prawnego w postaci rozwiązania obu umów, skutkiem czego umowy te po okresie wypowiedzenia, tj. po dniu 30 kwietnia 2015 r. pozostają w mocy co do wszystkich postanowień i wiążą strony, oraz

2) uznał żądanie zapłaty odszkodowania za niewykonanie umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia za usprawiedliwione co do zasady, przy czym w żadnej mierze nie przesądził o wysokości ewentualnego odszkodowania.

Wyrok został wydany w pierwszej instancji i jest nieprawomocny. Wyrok został ustnie jedynie bardzo lakonicznie uzasadniony. PKH nie zgadza się w całości z wyrokiem i jest zdania, że został wydany całkowicie niezasadnie co do meritum i z istotnym naruszeniem procedury m.in. co do nieprzeprowadzenia postępowania dowodowego w zakresie decydującym w ogóle dla możliwości wydania wyroku wstępnego i częściowego. PKH niezwłocznie wystąpi do Sądu o doręczenie wyroku wraz z pisemnym uzasadnieniem oraz przystąpi do jego analizy celem możliwie szybkiego złożenia apelacji.

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

kom espi zdz

"Jednocześnie sąd uznał za usprawiedliwione co do zasady roszczenia odszkodowawcze dochodzone przez Talia względem PKH z tytułu niewykonywania przez PKH Umowy Sprzedaży Praw Majątkowych" - napisano w komunikacie.

W sierpniu 2019 r. Amon i Talia, spółki zależne Polenergii, złożyły do Sądu Okręgowego w Gdańsku pozwy przeciwko spółce zależnej Tauronu (PE-PKH) w związku z zerwaniem długoterminowych umów sprzedaży energii i domagają się łącznie 48,3 mln zł.

Amon domagał się zapłaty 29 mln zł tytułem odszkodowania wraz z odsetkami i kosztami procesu.

Talia wniosła do sądu o trzecią zmianę powództwa przeciwko PKH w związku z zerwaniem długoterminowych umów sprzedaży energii i praw majątkowych zawartych przez PKH z Talia. Spólka domagała się zapłaty 19,3 mln zł tytułem odszkodowania wraz z odsetkami.

W lipcu 2019 r. Sąd Okręgowy w Gdańsku uwzględnił powództwo spółki Amon, z grupy Polenergia, w części dotyczącej ustalenia bezskuteczności oświadczeń o wypowiedzeniu przez spółkę Polska Energia - Polska Kompania Handlowa umów zawartych w 2009 r. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Na mocy ugody strony postanowiły, że Tauron Ciepło zwróci Elektrobudowie kwotę ok. 10,7 mln zł.

Zapłata nastąpi pod warunkiem złożenia przez spółkę oświadczeń o cofnięciu wszczętych postępowań, w tym złożenia oświadczenia o cofnięciu postępowania przed Sądem Okręgowym w Katowicach przeciwko Tauron Ciepło o zapłatę kwoty ok. 12,6 mln zł.

Jak podano, kwota ok. 1,9 mln zł, stanowiąca różnicę między kwotą wypłaconą Tauron Ciepło przez bank PKO BP z gwarancji bankowej a kwotą zwracaną, stanowi kwotę, która na podstawie zawartej ugody, należna będzie Tauron Ciepło.

"Zawarcie i prawidłowe wykonanie ugody zaspokaja i wyczerpuje wszelkie roszczenia spółki czy Tauron Ciepło w związku z realizacją umowy" - napisano w komunikacie.(PAP Biznes)

pel/ gor/

"Wartość utworzonych odpisów netto w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym (za 2019 rok-PAP) wynosi 914 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniesie 741 mln zł" - podał Tauron w komunikacie.

Jak podano, przeprowadzone analizy dotyczące segmentu Wydobycie wykazały zasadność utworzenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów w wysokości 425 mln zł. Analizy dotyczące segmentu Wytwarzanie wykazały zasadność utworzenia odpisu netto z tego samego tytułu w wysokości 489 mln zł.

Grupa wskazała, że wpływ na istotne zmiany w zakresie wartości odzyskiwalnej aktywów trwałych w obu segmentach ma polityka klimatyczna Unii Europejskiej, która "wpływa na prognozowany poziom marż na sprzedaży energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł konwencjonalnych", a także zmiana warunków rynkowych związanych z wytwarzaniem energii z odnawialnych źródeł energii "skutkująca wzrostem konkurencyjności źródeł odnawialnych w stosunku do źródeł konwencjonalnych". Wpływ na wartość odzyskiwalną aktywów - jak podano - ma także zmiana założeń dotyczących kosztu kapitału.

Tauron podał, że w odniesieniu do jednostkowego sprawozdania finansowego za 2019 rok przeprowadzone analizy wykazały zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości udziałów w Tauron Ciepło w wysokości 168 mln zł, co obniża wynik finansowy brutto o 168 mln zł.

W jednostkowym raporcie spółka również odwróci odpisy z tytułu utraty wartości udziałów w Tauron Ekoenergia w wysokości 185 mln zł, co zwiększy wynik finansowy brutto o 185 mln zł.

Analizy wykazały także zasadność obniżenia na poziomie jednostkowym wartości bilansowej aktywów finansowych z tytułu zaangażowania w spółce zależnej Tauron Wydobycie. Jak podano, w rezultacie przeprowadzonych w 2019 r. testów na utratę wartości oraz wyceny na dzień bilansowy powyższych aktywów finansowych wynik finansowy brutto 2019 roku obniża się o 1.510 mln zł.

"Wartość powyższych odpisów i odwróceń nie będzie miała wpływu na wynik EBITDA w jednostkowym i skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym" - podał Tauron w komunikacie.

Publikacja rocznych sprawozdań finansowych Tauronu zaplanowana jest na 1 kwietnia. (PAP Biznes)

sar/ asa/

Jak podano, przeprowadzone analizy dotyczące segmentu Wydobycie wykazały zasadność utworzenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów w wysokości 425 mln zł.

Analizy dotyczące segmentu Wytwarzanie wykazały zasadność utworzenia odpisu netto z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów w wysokości 489 mln zł.

"Wartość utworzonych odpisów netto w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym (za 2019 rok-PAP) wynosi 914 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniesie 741 mln zł" - podał Tauron w komunikacie. (PAP Biznes)

sar/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "TAURON") informuje, że 4 marca 2020 r. zostały zakończone główne analizy przeprowadzane w ramach testów na utratę wartości aktywów Grupy Kapitałowej TAURON na 31 grudnia 2019 r.

Analizy wykazały istotne zmiany w zakresie wartości odzyskiwalnej aktywów trwałych w segmentach Wytwarzanie i Wydobycie, na które wpływ mają przede wszystkim następujące czynniki:

- polityka klimatyczna Unii Europejskiej, która wpływa na prognozowany poziom marż na sprzedaży energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł konwencjonalnych,

- zmiana warunków rynkowych związanych z wytwarzaniem energii z odnawialnych źródeł energii skutkująca wzrostem konkurencyjności źródeł odnawialnych w stosunku do źródeł konwencjonalnych,

- zmiana założeń dotyczących kosztu kapitału.

W odniesieniu do skonsolidowanego sprawozdania finansowego TAURON Polska Energia S.A. za 2019 r.:

- przeprowadzone analizy dotyczące segmentu Wydobycie wykazały zasadność utworzenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów w wysokości 425 mln zł,

- przeprowadzone analizy dotyczące segmentu Wytwarzanie wykazały zasadność utworzenia odpisu netto z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz praw do użytkowania aktywów w wysokości 489 mln zł.

Wartość utworzonych odpisów netto w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym wynosi 914 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniesie 741 mln zł.

W odniesieniu do jednostkowego sprawozdania finansowego TAURON Polska Energia S.A. za 2019 r. przeprowadzone analizy wykazały:

- zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości udziałów w TAURON Ciepło sp. z o.o. w wysokości 168 mln zł, co obniża wynik finansowy brutto o 168 mln zł,

- zasadność odwrócenia odpisów z tytułu utraty wartości udziałów w TAURON Ekoenergia sp. z o.o. w wysokości 185 mln zł, co zwiększa wynik finansowy brutto o 185 mln zł,

- zasadność obniżenia wartości bilansowej aktywów finansowych (akcje i instrumenty finansowania dłużnego) z tytułu zaangażowania w spółce zależnej TAURON Wydobycie S.A. W rezultacie przeprowadzonych w 2019 r. testów na utratę wartości oraz wyceny na dzień bilansowy powyższych aktywów finansowych wynik finansowy brutto roku 2019 obniża się o 1 510 mln zł.

Wartość powyższych odpisów i odwróceń nie będzie miała wpływu na wynik EBITDA w jednostkowym i skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym (przez wynik EBITDA Emitent rozumie EBIT powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe).

Emitent zastrzega, że prezentowane powyżej wartości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Ostateczne wyniki testów i wielkość odpisów z tytułu utraty wartości aktywów zostaną przedstawione w sprawozdaniach finansowych TAURON Polska Energia S.A. i Grupy Kapitałowej TAURON za 2019 r.

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

kom espi zdz

"Synchronizacja turbozespołu gazowego kończy istotny etap realizacji inwestycji potwierdzając możliwość produkcji energii elektrycznej z udziałem turbiny gazowej" - podano w komunikacie.

Tauron wskazał, że zsynchronizowanie turbiny umożliwia produkcję pary w kotle odzyskowym, która finalnie posłuży do zasilenia turbozespołu parowego.

"Po zakończeniu operacji oczyszczania nastąpi proces przygotowania bloku parowo-gazowego do pracy w pełnej konfiguracji wraz z turbiną parową, a następnie jego optymalizacji technologicznej" - podano w komunikacie.

Powstający w Stalowej Woli blok gazowo-parowy to jednostka o mocy około 450 MWe. Blok będzie pracował w kogeneracji, obok energii elektrycznej będzie wytwarzał ciepło na potrzeby komunalne i parę technologiczną dla pobliskich zakładów przemysłowych.

W elektrociepłowni budowane jest także rezerwowe źródło ciepła, na które składają się kotłownia oraz instalacje pomocnicze i łączące kotłownię z instalacjami budowanego bloku gazowo-parowego.

"W kotłowni zainstalowane są 4 kotły podgrzewające wodę sieciową na potrzeby grzewcze systemu ciepłowniczego Stalowej Woli i Niska oraz jeden kocioł wytwarzający parę wodną dla lokalnych odbiorców przemysłowych" - podano w komunikacie.

Przekazanie instalacji do eksploatacji ma nastąpić w II kwartale 2020 roku. (PAP Biznes)

sar/ asa/

"Nie ograniczamy wydobycia węgla. Mówiliśmy wcześniej, że mamy niesatysfakcjonujący poziom produkcji, więc problem ograniczania nas nie dotyczy" - powiedział dziennikarzom prezes Grzegorczyk.

Nie wykluczył, że w tym roku Tauron dokona kolejnych akwizycji farm wiatrowych, ale nie podał szczegółów ani wielkości potencjalnych transakcji.

Prezes Tauronu odmówił komentarza dot. procesu sprzedaży aktywów ciepłowniczych. Nie chciał też powiedzieć, ile potrwa opóźnienie w przekazaniu nowego bloku w Jaworznie. (PAP Bzines)

pr/ pel/ 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/

"Ukończenie budowy wieży szybowej i górniczego wyciągu szybowego w ZG Janina umożliwi już w połowie tego roku uruchomienie zjazdu ludzi na poziom 800 metrów, a w kolejnych miesiącach pozwoli również na transport tam materiałów wielkogabarytowych" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Tomasz Cudny, prezes Tauron Wydobycie.

W pierwszym kwartale tego roku ma zostać uruchomiona w zakładzie pierwsza ściana wydobywcza na poziomie 800 metrów, z wykorzystaniem części infrastruktury nowej inwestycji. Trwa proces jej uzbrajania w maszyny i urządzenia.

"Zasoby w planowanej do uruchomienia ścianie to ponad 900 tys. ton węgla kamiennego. Pokład ten charakteryzuje się dobrymi parametrami jakościowym węgla. Dobową zdolność wydobywczą ściany w jej normalnym biegu szacuje się na ok. 5000 ton" – powiedział prezes Tomasz Cudny.

Docelowo poziom 800 metrów w ZG Janina pozwoli m.in. na prowadzenie efektywnej eksploatacji dotychczas niedostępnych zasobów węgla. Ponadto inwestycja wyeliminuje eksploatację poniżej poziomu udostępnienia, przez co zwiększy się bezpieczeństwo prowadzenia ruchu zakładu górniczego. Zakończenie całej inwestycji przewidziane jest na trzeci kwartał 2021 r.

Jak podano, kopalnia w Libiążu posiada największe w Polsce złoża węgla energetycznego, szacowane na 2,1 mld ton, a realizowana inwestycja spowoduje, że będzie mogła funkcjonować jeszcze przez kolejnych kilkadziesiąt lat.

Budowa poziomu 800 metrów w ZG Janina to element realizowanych obecnie w Tauron Wydobycie działań, które mają przywrócić kopalniom spółki ich pełne zdolności produkcyjne, poprawiając tym samym jej kondycję. (PAP Biznes)

pel/ asa/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 2/2020 z 30 stycznia 2020 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") powziął informację o wpłynięciu w dniu 13 lutego 2020 r. do spółki Nowe Jaworzno Grupa TAURON sp. z o.o. ("NJGT") pisma ze spółki E003B7 sp. z o.o. (spółka zależna RAFAKO S.A., "E003B7"), w którym E003B7 w szczególności wskazała, że podczas ostatniej fazy testów bloku energetycznego o mocy 910 MWe na parametry nadkrytyczne w Elektrowni Jaworzno III - Elektrownia II ("Blok") doszło do uszkodzenia jednego z elementów kotła. W rezultacie nie będzie możliwe oddanie Bloku do eksploatacji w terminie wskazanym w raporcie nr 2/2020.

Aktualnie trwają prace zespołu składającego się z przedstawicieli wykonawcy oraz NJGT w celu ustalenia zakresu prac i czasu niezbędnego do wymiany uszkodzonych elementów.

O ustaleniu nowego przewidywanego terminu oddania Bloku do eksploatacji Emitent poinformuje odrębnym raportem bieżącym.

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

kom espi zdz

W 2014 roku Tauron Wytwarzanie podpisał z konsorcjum Rafako i Mostostalu Warszawa umowę na budowę boku w Elektrowni Jaworzno o wartości 4,4 mld zł netto. Przedmiotem umowy jest zaprojektowanie i wykonanie w formule "pod klucz" bloku energetycznego o mocy 910 MW brutto na parametry nadkrytyczne w należącej do grupy Tauron Elektrowni Jaworzno III. Rafako odpowiada za 99,99 proc. prac.

"Zgodnie z informacjami pozyskanymi od spółki zależnej emitenta, podczas ostatniej fazy testów bloku nastąpił szereg zdarzeń o charakterze obiektywnym mających wpływ na termin przekazania bloku zamawiającemu" - poinformowało Rafako w komunikacie.

"Po odłączeniu bloku, które miało miejsce m. in. z powodu nadzwyczajnych okoliczności pogodowych stwierdzono, że nastąpiło niemożliwe do przewidzenia zdarzenie polegające na uszkodzeniu jednego z elementów kotła" - dodano.

Spółka podała, że trwają obecnie analizy w celu ustalenia zakresu prac i czasu niezbędnego do wymiany uszkodzonych elementów.

Z nieoficjalnych informacji PAP Biznes wynika, że blok w Elektrowni Jaworzno miałby zostać oddany pod koniec marca.

Pod koniec stycznia Tauron szacował, że blok zostanie oddany do 15 lutego. (PAP Biznes)

sar/ ana/ pel/

W 2014 roku Tauron Wytwarzanie podpisał z konsorcjum Rafako i Mostostalu Warszawa umowę na budowę boku w Elektrowni Jaworzno o wartości 4,4 mld zł netto. Przedmiotem umowy jest zaprojektowanie i wykonanie w formule "pod klucz" bloku energetycznego o mocy 910 MW brutto na parametry nadkrytyczne w należącej do grupy Tauron Elektrowni Jaworzno III. Rafako odpowiada za 99,99 proc. prac.

"Zgodnie z informacjami pozyskanymi od spółki zależnej emitenta, podczas ostatniej fazy testów bloku nastąpił szereg zdarzeń o charakterze obiektywnym mających wpływ na termin przekazania bloku zamawiającemu" - poinformowało Rafako w komunikacie.

"Po odłączeniu bloku, które miało miejsce m. in. z powodu nadzwyczajnych okoliczności pogodowych stwierdzono, że nastąpiło niemożliwe do przewidzenia zdarzenie polegające na uszkodzeniu jednego z elementów kotła" - dodano.

Spółka podała, że trwają obecnie analizy w celu ustalenia zakresu prac i czasu niezbędnego do wymiany uszkodzonych elementów.

Pod koniec stycznia Tauron szacował, że blok w Elektrowni Jaworzno zostanie oddany do 15 lutego. (PAP Biznes)

sar/ ana/

"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/

Ostateczne decyzje w sprawie poszczególnych emisji obligacji w ramach programu będą uzależnione od warunków rynkowych.

Wartość emisji ma być każdorazowo ustalana na moment podjęcia decyzji o emisji.

Tryb oferowania obligacji w ramach programu nie będzie się wiązał z obowiązkiem sporządzenia prospektu. Obligacje będą miały formę zdematerializowanych, niezabezpieczonych papierów wartościowych, denominowanych w złotych, z terminem wykupu od 5 do 10 lat.

Zamiarem Tauronu jest wprowadzenie obligacji do obrotu i notowań w alternatywnym systemie obrotu Catalyst.

"Środki z emisji obligacji będą wspierały realizację transformacji energetycznej grupy emitenta, w tym zwiększenie udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w jego strukturze wytwórczej" - napisano w komunikacie.

Jak podał Tauron, w szczególności środki pozyskane z emisji obligacji zostaną przeznaczone na finansowanie kosztów budowy/nabycia projektów odnawialnych źródeł energii, finansowanie dystrybucji, jak i ogólnej działalności korporacyjnej grupy związanej z OZE lub transformacją energetyczną na zeroemisyjną, finansowanie kosztów budowy lub nabycia projektów, w których paliwem jest biomasa lub gaz oraz refinansowanie zadłużenia grupy zaciągniętego w celu sfinansowania powyższych przedsięwzięć.

"Środki z emisji obligacji nie będą mogły zostać przeznaczone na finansowanie nowych i istniejących bloków węglowych, działalności Tauron Wydobycie oraz działalności Tauron Wytwarzanie (w przypadku innych przedsięwzięć niż wskazane powyżej)" - napisano.

Warunki emisji obligacji, w tym dotyczące terminu wykupu oraz wysokości i sposobu wypłaty oprocentowania zostaną określone dla poszczególnych serii emitowanych obligacji. Warunki będę zawierały wskaźniki zrównoważonego rozwoju w postaci wskaźnika redukcji emisji CO2 oraz wskaźnika zwiększenia mocy w OZE. Poziom realizacji określonych wartości progowych tych wskaźników będzie wpływał na poziom marży odsetkowej obligacji. (PAP Biznes)

pel/ doa/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że w dniu 6 lutego 2020 r. zawarł z Santander Bank Polska S.A. ("Bank") umowę programową ("Umowa Programowa"), na podstawie której został ustanowiony program emisji obligacji ("Program").

W ramach Programu Emitent ma możliwość wyemitowania obligacji maksymalnie do kwoty 2 mld zł, przy czym wartość emisji będzie każdorazowo ustalana na moment podjęcia decyzji o emisji.

Obligacje w ramach Programu będą emitowane na podstawie ustawy z dnia 15 stycznia 2015 r. o obligacjach. Tryb oferowania obligacji w ramach Programu nie będzie się wiązał z obowiązkiem sporządzenia prospektu. Obligacje będą miały formę zdematerializowanych, niezabezpieczonych papierów wartościowych na okaziciela, denominowanych w złotych, z terminem wykupu od 5 do 10 lat (włącznie). Zamiarem Emitenta jest wprowadzenie obligacji do obrotu i notowań w alternatywnym systemie obrotu Catalyst prowadzonym przez Giełdę Papierów Wartościowych w Warszawie S.A.

Środki z emisji obligacji będą wspierały realizację transformacji energetycznej Grupy Emitenta, w tym zwiększenie udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w jego strukturze wytwórczej. W szczególności środki pozyskane z emisji obligacji zostaną przeznaczone na:

(i) finansowanie kosztów budowy/nabycia projektów odnawialnych źródeł energii ("OZE"), (ii) finansowanie dystrybucji, jak i ogólnej działalności korporacyjnej Grupy związanej z OZE lub transformacją energetyczną na zeroemisyjną, (iii) finansowanie kosztów budowy lub nabycia projektów, w których paliwem jest biomasa lub gaz oraz (iv) refinansowanie zadłużenia Grupy zaciągniętego w celu sfinansowania powyższych przedsięwzięć. Środki z emisji obligacji nie będą mogły zostać przeznaczone na finansowanie nowych i istniejących bloków węglowych, działalności TAURON Wydobycie S.A. oraz działalności TAURON Wytwarzanie S.A. (w przypadku innych przedsięwzięć niż wskazane powyżej).

Warunki emisji obligacji, w tym dotyczące terminu wykupu oraz wysokości i sposobu wypłaty oprocentowania zostaną określone dla poszczególnych serii emitowanych obligacji.

Warunki emisji obligacji emitowanych w ramach Programu będę zawierały wskaźniki zrównoważonego rozwoju w postaci wskaźnika redukcji emisji CO2 oraz wskaźnika zwiększenia mocy w OZE. Poziom realizacji określonych wartości progowych niniejszych wskaźników będzie wpływał na poziom marży odsetkowej obligacji.

Zamiarem Emitenta jest dokonanie pierwszej emisji obligacji w okresie trzech miesięcy od daty zawarcia Umowy Programowej. Ostateczne decyzje w sprawie poszczególnych emisji obligacji w ramach Programu zostaną zatwierdzone odpowiednimi zgodami korporacyjnymi Emitenta i będą uzależnione od warunków rynkowych.

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

kom espi zdz

Z danych Bloomberga wynika, że Tauron miał do tej pory 3 rekomendacje "kupuj", 8 "trzymaj" i 2 "sprzedaj". (PAP Biznes)

doa/ asa/

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/

Łączna moc wszystkich przyłączonych w ubiegłym roku odnawialnych źródeł energii wyniosła 278 MW.

"Spodziewamy się, że w 2020 r. do naszej sieci energetycznej może zostać przyłączonych jeszcze więcej mikroinstalacji niż w ubiegłym roku. Tak wygląda dziś rynek. Chcemy skorzystać z tego trendu, bo to pozwala rozwijać grupę Tauron w kierunku koncernu nowoczesnego i multienergetycznego" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Tauronu Filip Grzegorczyk.

Jak podała spółka, spośród wszystkich mikroinstalacji przyłączonych w 2019 r., zdecydowana większość została wykonana w technologii fotowoltaicznej. Tauron przyłączył też pięć elektrowni wodnych i trzy wiatrowe.

Spółka przyłączyła także 64 odnawialne źródła energii inne niż mikroinstalacje, z których siedem nie zostało wykonanych w technologii fotowoltaicznej. Były to cztery elektrownie wiatrowe, dwie wodne i jedna wykorzystująca biogaz rolniczy. Pozostałą część stanowią elektrownie PV.

W 2017 r. do sieci Tauron Dystrybucja zostało przyłączonych nieco ponad 4 tys. mikroinstalacji o mocy 24 MW. W 2018 r. spółka przyłączyła ponad 8 tys. mikroinstalacji o mocy 48 MW.

Łącznie, spółka przyłączyła ponad 47 tys. mikroinstalacji o mocy 309 MW.(PAP Biznes)

pel/ osz/

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/

"W Elektrowni Łaziska nie korzystamy z węgla pochodzącego z Rosji. W Łaziskach, podobnie jak w całym segmencie wytwarzania Grupy Tauron, węgiel kupowany jest wyłącznie na rynku krajowym, u największych podmiotów zajmujących się produkcją i obrotem paliwami" – napisała w komentarzu przysłanym PAP rzeczniczka Tauron Wytwarzanie Patrycja Hamera.

"Ze względu na połączenie taśmociągowe, prawie 60 procent dostarczanego do Łazisk paliwa węglowego pochodzi z KWK Bolesław Śmiały. Istotnym dostawcą są również kopalnie należące do Taurona. Większość węgla zakupionego z kolei w Węglokoksie pochodzi z kopalni Bobrek-Piekary" - dodała.

Według nieoficjalnych informacji, spółka Tauron Wytwarzanie w 98 proc. korzysta w węgla z Polski, pozostałe 2 proc. surowca pochodzi z Australii.

Według rzeczniczki mikołowskiej komendy sierż. szt. Ewy Sikory, tory w Łaziskach Górnych blokuje około 100 osób. Na miejsce zostali skierowani policjanci z Mikołowa, a także z katowickich oddziałów prewencji oraz zespołu antykonfliktowego w komendy wojewódzkiej w Katowicach. "Policjanci będą reagowali w przypadku naruszenia prawa" – zaznaczyła.

Grupa górników od rana blokuje tory, którymi - jak twierdzą związkowcy - do elektrowni wjeżdża węgiel z Rosji. Protestujący przekonują, że import węgla skutkuje m.in. zapełnieniem przykopalnianych zwałowisk rodzimego węgla, a także brakiem pieniędzy z jego sprzedaży, przez co nie ma pieniędzy na podwyżki dla górników.

Wkrótce węgla na przykopalnianych zwałach będzie tak dużo, że trzeba będzie wstrzymać wydobycie kopalń, a górników odesłać na postojowe – przekonuje Sierpień 80, który wzywa rząd do ujawnienia wykazu spółek zależnych od Skarbu Państwa, które importują węgiel oraz pociągnięcia do odpowiedzialności prezesów tych podmiotów. Domagają się także skutecznych działań, które powstrzymają nadmierny import węgla.(PAP)

kon/ mab/ mark/ ana/

"Wykonawca bloku, tj. konsorcjum Rafako i Mostostal Warszawa poinformował NJGT, że blok osiągnie gotowość do przejęcia do eksploatacji 4 lutego 2020 r. Biorąc pod uwagę otrzymaną od Konsorcjum informację, NJGT przeprowadziło wewnętrzną analizę wykonalności harmonogramu budowy bloku" - napisano w komunikacie.

"Uwzględniając dotychczasowy przebieg testów technicznych i ruchu próbnego bloku, NJGT ocenia, że oddanie bloku do eksploatacji powinno nastąpić do 15 lutego 2020 r." - dodano.

Tauron posiada 84,76 proc. udziałów w NJGT, pozostałe udziały są własnością Polskiego Funduszu Rozwoju.

Nowe Jaworzno Grupa Tauron podpisało 19 grudnia z konsorcjum Rafako - Mostostal Warszawa aneks do umowy na budowę bloku. Główna część negocjacji w sprawie rozszerzenia zakresu prac przy budowie bloku energetycznego w Jaworznie zakończyła się w październiku. Ustalono wtedy, że cena netto określona w umowie zostanie zwiększona o 52,3 mln zł, do 4,54 mld zł, a przejęcie bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r. Wcześniej zakładano zakończenie budowy w czwartym kwartale 2019 roku.

Uzgodniono m.in., że konsorcjum wykona dodatkowe zadania, w tym: przeprowadzi działania optymalizacyjne w kierunku rozszerzenia pola paliwowego celem uelastycznienia warunków pracy bloku oraz zagwarantowania spełnienia przyszłych wymagań środowiskowych, m.in. dostarczy dodatkową warstwę katalizatora i instalację dozowania addytywu do instalacji odsiarczania spalin w celu redukcji emisji rtęci.

W 2014 roku Tauron Wytwarzanie podpisał z konsorcjum Rafako i Mostostalu Warszawa umowę na budowę boku w Elektrowni Jaworzno o wartości 4,4 mld zł netto. Przedmiotem umowy jest zaprojektowanie i wykonanie w formule "pod klucz" bloku energetycznego o mocy 910 MWe brutto na parametry nadkrytyczne w należącej do grupy Tauron Elektrowni Jaworzno III. Rafako odpowiada za 99,99 proc. prac. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 57/2019 z 19 grudnia 2019 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 30 stycznia 2020 r. otrzymał od spółki Nowe Jaworzno Grupa TAURON sp. z o.o. ("NJGT") informację o zmianie terminu oddania do eksploatacji bloku energetycznego o mocy 910 MWe na parametry nadkrytyczne w Elektrowni Jaworzno III - Elektrownia II ("Blok").

Wykonawca Bloku, tj. Konsorcjum RAFAKO S.A. - MOSTOSTAL WARSZAWA S.A. ("Konsorcjum") poinformował NJGT, że Blok osiągnie gotowość do przejęcia do eksploatacji 4 lutego 2020 r. Biorąc pod uwagę otrzymaną od Konsorcjum informację, NJGT przeprowadziło wewnętrzną analizę wykonalności harmonogramu budowy Bloku. Uwzględniając dotychczasowy przebieg testów technicznych i ruchu próbnego Bloku, NJGT ocenia, że oddanie Bloku do eksploatacji powinno nastąpić do 15 lutego 2020 r.

Emitent posiada 84,76 proc. głosów i udziałów w NJGT.

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

kom espi zdz

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/

Ciepło generowane przez blok w Łagiszy zastąpi ciepło wytwarzane przez bloki klasy 120 MWe, które będą sukcesywnie wygaszane do końca tego roku.

Jak podał Tauron, na inwestycję złożyły się trzy elementy. Pierwszym było dostosowanie turbiny do pracy w kogeneracji (procesie równoczesnego wytwarzania ciepła i energii). Drugim zadaniem była zabudowa podgrzewaczy ciepłowniczych oraz modernizacja stacji ciepłowniczej. Trzecim natomiast było zwiększenie zabezpieczenia dostaw ciepła polegające na budowie szczytowo rezerwowego źródła ciepła poprzez budowę czterech kotłów olejowych z możliwością dostosowania do spalania gazu. Dzięki inwestycjom powstał układ do wytwarzania ciepła grzewczego, o mocy 150 MWt.

"Po modernizacji blok osiągnie 47 proc. sprawności wytwarzania energii elektrycznej, co znajdzie swoje bezpośrednie przełożenie na zmniejszenie ilości spalanego paliwa i redukcję emisji zanieczyszczeń do środowiska oraz zmniejszenie niskiej emisji w obszarach objętych dostawą ciepła" – powiedział, cytowany w komunikacie, Łukasz Zimnoch, rzecznik prasowy Tauronu.

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki wydał już decyzję zmieniającą koncesję na wytwarzanie ciepła dla Tauron Wytwarzanie, w której uwzględnił rozszerzenie działalności spółki w związku ze zmianą technologiczną w przedmiocie wytwarzania ciepła w Elektrowni Łagisza.

Zmieniona koncesja umożliwi dostarczanie ciepła do ponad 260 węzłów ciepłowniczych zlokalizowanych w budynkach wielorodzinnych, co daje w sumie możliwość podłączenia prawie 20 tys. lokali mieszkalnych w Dąbrowie Górniczej i Będzinie, z możliwością podłączenia części Sosnowca. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zgodnie z § 80 ust. 1 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 ("Rozporządzenie") TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") podaje do publicznej wiadomości terminy przekazywania raportów okresowych w roku 2020:

Jednostkowy raport roczny za rok obrotowy 2019 - 1 kwietnia 2020 r.

Skonsolidowany raport roczny za rok obrotowy 2019 - 1 kwietnia 2020 r.

Skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej za rok obrotowy 2019 - 1 kwietnia 2020 r.

Rozszerzony skonsolidowany raport kwartalny za I kwartał 2020 r. - 13 maja 2020 r.

Rozszerzony skonsolidowany raport za I półrocze 2020 r. - 19 sierpnia 2020 r.

Rozszerzony skonsolidowany raport kwartalny za III kwartał 2020 r. - 18 listopada 2020 r.

Jednocześnie Spółka informuje, że:

- na podstawie §62 ust. 3 Rozporządzenia Spółka nie będzie publikowała jednostkowego raportu półrocznego, w związku z czym w rozszerzonym skonsolidowanym raporcie półrocznym będzie zamieszczone półroczne skrócone sprawozdanie finansowe wraz z raportem podmiotu uprawionego do badania sprawozdań oraz skróconą informacją dodatkową,

- na podstawie §79 ust. 2 Rozporządzenia Spółka nie będzie publikowała jednostkowego ani skonsolidowanego raportu kwartalnego za IV kwartał 2019 r. oraz za II kwartał 2020 r.,

- na podstawie §62 ust. 1 Rozporządzenia Spółka nie będzie publikowała jednostkowych raportów kwartalnych, w związku z czym rozszerzone skonsolidowane raporty kwartalne będą zawierały kwartalną informację finansową.

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

kom espi zdz

Erbud otrzymał od Tauron Ciepło informację o odebraniu z Urzędu Marszałkowskiego Województwa Śląskiego zmienionego pozwolenia zintegrowanego dla Zakładu Wytwarzania Tychy. Dokument zawiera odstępstwo od granicznych wielkości emisyjnych określonych w konkluzjach BAT, co "znacząco wpływa na realizację kontraktu". Uczestnicy postępowania zrzekli się prawa do odwołania, tym samym decyzja stała się prawomocna.

"Zamawiający zastrzegł, że w najbliższych dniach poinformuje konsorcjum oficjalnie o dalszych krokach w kwestii realizacji kontraktu na budowę IOS w ZW Tychy" - napisano w komunikacie.

"Niemniej, na dzień 10.01.2020 r. zamawiający zażądał od konsorcjum zatrzymania działań związanych z realizacją kontraktu, mając na względzie ograniczenie generowania dalszych kosztów na ww. projekcie" - dodano. (PAP Biznes)

kuc/ gor/

W komunikacie podano, że prognozowana strata spółki E003B7, realizującej kontrakt w Elektrowni Jaworzno, wynika z przedłużenia terminu realizacji projektu. Dodano, że w toku negocjacji Rafako uzyskało ponad 30 proc. wnioskowanej kwoty, która miała pokryć koszty wydłużenia kontraktu.

Rafako zamierza oszacować wpływ straty SPV na skonsolidowany wynik finansowy za 2019 rok.

Grupa rozpoczęła prace mające na celu ograniczenie szacowanego negatywnego wyniku.

"Działania te, będą przede wszystkim polegały na dochodzeniu roszczeń z tytułu nadzwyczajnego wzrostu cen od spółki pod firmą Nowe Jaworzno Grupa Tauron, (...) w kwocie nie niższej niż 67,8 mln zł, oszacowaniu i dochodzeniu roszczeń od podwykonawców oraz szeregiem procesów optymalizacyjnych mających na celu obniżenie kosztów dokończenia kontraktu w tym także znaczącego obniżania kosztów stałych SPV" - napisano.

19 grudnia Nowe Jaworzno Grupa Tauron podpisało z konsorcjum Rafako - Mostostal Warszawa aneks do umowy na budowę bloku. Główna część negocjacji w sprawie rozszerzenia zakresu prac przy budowie bloku energetycznego w Jaworznie zakończyła się w październiku. Ustalono wtedy, że cena netto określona w umowie zostanie zwiększona o 52,3 mln zł, do 4,54 mld zł, a przejęcie bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r. Wcześniej zakładano zakończenie budowy w czwartym kwartale 2019 roku.

Uzgodniono m.in., że konsorcjum wykona dodatkowe zadania, w tym: przeprowadzi działania optymalizacyjne w kierunku rozszerzenia pola paliwowego celem uelastycznienia warunków pracy bloku oraz zagwarantowania spełnienia przyszłych wymagań środowiskowych, m.in. dostarczy dodatkową warstwę katalizatora i instalację dozowania addytywu do instalacji odsiarczania spalin w celu redukcji emisji rtęci.

W 2014 roku Tauron Wytwarzanie podpisał z konsorcjum Rafako i Mostostalu Warszawa umowę na budowę boku w Elektrowni Jaworzno o wartości 4,4 mld zł netto. Przedmiotem umowy jest zaprojektowanie i wykonanie w formule "pod klucz" bloku energetycznego o mocy 910 MWe brutto na parametry nadkrytyczne w należącej do grupy Tauron Elektrowni Jaworzno III. Rafako odpowiada za 99,99 proc. prac wymaganych umową.

Zaawansowanie budowy bloku wynosi ponad 95 proc. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

Elektrociepłownia Stalowa Wola - spółka celowa PGNiG Termika i Tauron Wytwarzanie - domaga się od Abener Energia zapłaty 177,85 mln zł oraz 461,2 tys. euro wraz z odsetkami, w ramach odszkodowania za koszty usunięcia wad i usterek powstałych w trakcie prac związanych z budową bloku gazowo-parowego. Chodzi m.in. o zwrot koszty usunięcia wad prawnych turbiny parowej oraz spłaty nieopłaconych podwykonawców Abener.

Równolegle, Sąd Apelacyjny w Rzeszowie rozpatruje skargę ECSW na wyrok arbitrażu w sprawie odstąpienia przez Abener Energia od kontraktu budowy bloku.

Elektrociepłownia Stalowa Wola w styczniu 2016 r. odstąpiła od kontraktu z generalnym wykonawcą budowy bloku gazowo-parowego o mocy 450 MW - firmą Abener Energia - w efekcie naruszenia przez wykonawcę harmonogramu oraz istotnych warunków technicznych kontraktu. Wcześniej EC Stalowa Wola wzywała wykonawcę do należytego wykonania kontraktu pod rygorem odstąpienia od niego.

"W międzyczasie inwestorzy, PGNiG Termika oraz Tauron Wytwarzanie, podjęli szereg kroków w celu dokończenia inwestycji. W marcu 2017 r., po spłaceniu dotychczasowych instytucji finansujących projekt, weszło w życie porozumienie restrukturyzujące projekt" - napisano w komunikacie.

"W marcu 2018 r. pozyskano finansowanie od Banku Gospodarstwa Krajowego i PGNiG. W wyniku przeprowadzenia szeregu analiz, m.in. z uwagi na poziom zaawansowania inwestycji zdecydowano się na formułę menedżera kontraktu (EPCM). Do realizacji EPCM wybrano konsorcjum firm Energopomiar Gliwice - Energoprojekt Katowice" - dodano.

Zakończenie inwestycji w ECSW planowane jest na pierwsze półrocze 2020 r. (PAP Biznes)

kuc/ ana/

Abener Energia wniósł w tej sprawie pozew do Sądu Arbitrażowego przy Krajowej Izbie Gospodarczej w Warszawie.

Abener Energia domaga się od ECSW zapłaty łącznie 156,4 mln zł oraz 0,5 mln euro wraz z ustawowymi odsetkami.

Odszkodowanie ma wynikać z zażądania i uzyskania przez ECSW kosztem Ebener Energia wypłaty z gwarancji należytego wykonania kontraktu lub ewentualnie zwrotu bezpodstawnego wzbogacenia uzyskanego przez ECSW kosztem Abener Energia w związku z uzyskaniem wypłaty z gwarancji należytego wykonania kontraktu.

Gwarancja została udzielona ECSW przez hiszpańską spółkę zgodnie z kontraktem zawartym pomiędzy generalnym wykonawcą i ECSW na budowę bloku gazowo-parowego o mocy elektrycznej brutto ok. 450 MW w Stalowej Woli.

"ECSW przystąpiła do analizy treści pozwu i w odpowiednim czasie złoży odpowiedź na pozew. Wstępna ocena żądań pozwu i jego uzasadnienia wskazuje na ich bezzasadność" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)

pr/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, iż 20 grudnia 2019 r. Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. z siedzibą w Stalowej Woli ("ECSW"), w której Emitent posiada, pośrednio poprzez spółkę zależną TAURON Wytwarzanie S.A., 50 proc. akcji w kapitale zakładowym, otrzymała pozew wniesiony do Sądu Arbitrażowego przy Krajowej Izbie Gospodarczej w Warszawie przez Abener Energia S.A. z siedzibą w Campus Palmas Altas, Sewilla ("Abener Energia", "Powód").

Przedmiotem żądania pozwu jest zapłata przez ECSW na rzecz Powoda łącznej kwoty 156 446 842,98 zł oraz 536 839,02 euro (co stanowi równowartość 2 287 148,96 zł wg kursu NBP z 20 grudnia 2019 r.) wraz z ustawowymi odsetkami za opóźnienie tytułem odszkodowania wynikającego z zażądania i uzyskania przez ECSW kosztem Powoda wypłaty z gwarancji należytego wykonania kontraktu lub ewentualnie zwrotu bezpodstawnego wzbogacenia uzyskanego przez ECSW kosztem Abener Energia w związku z uzyskaniem wypłaty z gwarancji należytego wykonania kontraktu. Gwarancja została udzielona ECSW przez Powoda zgodnie z kontraktem zawartym pomiędzy Powodem (generalny wykonawca) i ECSW (zamawiający) na budowę bloku gazowo-parowego o mocy elektrycznej brutto ok. 450 MW w Stalowej Woli.

ECSW przystąpiła do analizy treści pozwu i w odpowiednim czasie złoży odpowiedź na pozew.

Wstępna ocena żądań pozwu i jego uzasadnienia wskazuje na ich bezzasadność.

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

kom espi zdz

Naczelnik wydziału komunikacji społecznej CBA Temistokles Brodowski potwierdził w rozmowie z PAP, że funkcjonariusze katowickiej delegatury Biura wszczęli kontrolę w spółce, która ma siedzibę w Jaworznie. Tauron Wydobycie SA należy do Grupy Kapitałowej Tauron.

"Kontrola rozpoczęła się 21 października i planowo potrwa trzy miesiące - do stycznia 2020 r. Szef CBA ma ustawowe prawo przedłużenia jej, jednak nie więcej, jak o sześć miesięcy" - powiedział PAP Brodowski. "Agenci przyjrzą się sektorowym zamówieniom publicznym związanym z drążeniem wyrobisk górniczych oraz podziemną eksploatacją złóż węgla kamiennego" - powiedział PAP naczelnik.

Grupa Kapitałowa Tauron to jeden z największych podmiotów gospodarczych w Polsce, dysponujący kapitałem własnym w wysokości około 18 mld zł. Grupa kontroluje ok. 20 proc. polskich zasobów węgla kamiennego.

W skład grupy oprócz zajmującej się wydobyciem węgla kamiennego spółki Tauron Wydobycie SA wchodzą też m.in. Tauron Wytwarzanie - zajmująca się wytwarzaniem energii ze źródeł konwencjonalnych i ze współspalania biomasy, Tauron Ekoenergia - odpowiedzialna za wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych i Tauron Ciepło - wytwarza, sprzedaje i dystrybuuje do odbiorców energię cieplną.

Tauron Dystrybucja świadczy usługi dystrybucji energii elektrycznej, a Tauron Sprzedaż - sprzedaje prąd klientom detalicznym. (PAP)

ago/ par/ map/

Wydatki inwestycyjne Tauronu mogą obejmować szeroko rozumianą energetykę odnawialną, dystrybucję energii elektrycznej, w tym rozbudowę i modernizację sieci, refinansowanie istniejącego zadłużenia finansowego. Umowa zawiera zastrzeżenie, że kredyt nie będzie wykorzystany na finansowanie lub refinansowanie projektów związanych z aktywami węglowymi.

Zgodnie z umową kredytu Tauron będzie mógł wykorzystać środki w ciągu czterech miesięcy od daty umowy. Spłata kredytu nastąpi po pięciu latach. Oprocentowanie będzie obliczane w oparciu o zmienną stopę procentową (WIBOR) powiększoną o marżę banku. (PAP Biznes)

pr/ osz/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 19 grudnia 2019 r. zawarł z bankiem Intesa Sanpaolo S.P.A., działającym za pośrednictwem Intesa Sanpaolo S.P.A. S.A. Oddział w Polsce ("Bank"), umowę kredytu na kwotę 750 mln zł ("Umowa Kredytu"), z której środki mogą zostać przeznaczone na pokrycie wydatków inwestycyjnych Grupy Kapitałowej Emitenta, w tym w szczególności na:

1) szeroko rozumianą energetykę odnawialną,

2) dystrybucję energii elektrycznej, w tym rozbudowę i modernizację sieci,

3) refinansowanie istniejącego zadłużenia finansowego Emitenta,

z zastrzeżeniem, że przedmiotowe finansowanie nie będzie wykorzystane na finansowanie lub refinansowanie projektów związanych z aktywami węglowymi.

Zgodnie z Umową Kredytu Emitent będzie mógł wykorzystać środki w ciągu czterech miesięcy od daty Umowy Kredytu (po spełnieniu standardowych dla tego typu finansowania warunków zawieszających). Spłata kredytu nastąpi po pięciu latach od daty zawarcia Umowy Kredytu.

Oprocentowanie będzie obliczane w oparciu o zmienną stopę procentową (WIBOR) powiększoną o marżę Banku.

Pozyskanie nowego źródła finansowania poprzez zawarcie Umowy Kredytu przyczynia się do wzmocnienia stabilności finansowej Emitenta.

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

kom espi zdz

Główna część negocjacji w sprawie rozszerzenia zakresu prac przy budowie bloku energetycznego w Jaworznie zakończyła się w październiku. Ustalono wtedy, że cena netto określona w umowie zostanie zwiększona o 52,3 mln zł, do 4.537,8 mln zł, a przejęcie bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r. Wcześniej zakładano zakończenie budowy w czwartym kwartale 2019 roku.

Uzgodniono, że konsorcjum wykona dodatkowe zadania, w tym: przeprowadzi działania optymalizacyjne w kierunku rozszerzenia pola paliwowego celem uelastycznienia warunków pracy bloku oraz zagwarantowania spełnienia przyszłych wymagań środowiskowych, m.in. dostarczy dodatkową warstwę katalizatora i instalację dozowania addytywu do instalacji odsiarczania spalin w celu redukcji emisji rtęci.

Dodatkowo konsorcjum po oddaniu bloku do eksploatacji przeprowadzi działania optymalizacyjne mające na celu weryfikację spełniania przez blok zmienionych parametrów technicznych.

Jak podał Tauron, wdrożenie zmian pozytywnie wpłynie na parametry techniczno-środowiskowe bloku oraz umożliwi optymalizację kosztową w trakcie jego eksploatacji.

"Takie rozwiązanie pozwoli na dodatkowe obniżenie poziomu emisji szkodliwych substancji do środowiska, a rozszerzone pole paliwowe umożliwi grupie Tauron większą elastyczność kontraktacji węgla" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, wiceprezes Tauronu Jarosław Broda.

Strony uzgodniły, że niezbędne będzie wprowadzenie zmian do umowy, w szczególności dotyczących jej wartości oraz harmonogramu realizacji budowy bloku. Ustalono, że cena netto określona w umowie zostanie zwiększona o kwotę 52,3 mln zł do kwoty 4.537,8 mln zł, a przejęcie bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r.

Zaawansowanie projektu budowy bloku energetycznego o mocy 910 MWe wynosi ponad 95 proc. Formuła realizacji budowy bloku obejmuje podział projektu na kontrakt główny - kotłownia, maszynownia, obiekty IOS - realizowany przez konsorcjum Rafako - Mostostal Warszawa oraz 12 gospodarek pomocniczych i towarzyszących. (PAP Biznes)

pr/ gor/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 40/2019 z 17 października 2019 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 19 grudnia 2019 r. spółka Nowe Jaworzno Grupa TAURON sp. z o.o., spółka zależna od Emitenta ("NJGT") i konsorcjum RAFAKO S.A. - MOSTOSTAL WARSZAWA S.A. ("Konsorcjum") podpisali aneks do umowy na budowę bloku energetycznego o mocy 910 MWe na parametry nadkrytyczne w Elektrowni Jaworzno III - Elektrownia II ("Umowa").

Kluczowe zmiany Umowy wynikające z podpisanego aneksu zostały zaprezentowane w raporcie bieżącym nr 40/2019 z 17 października 2019 r.

Emitent posiada 84,76 proc. głosów i udziałów w NJGT.

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

kom espi zdz

"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/

"Oczywiście, mamy zdolność inwestycyjną, ale zgodnie z naszą strategią koncentrujemy się na inwestowaniu we własne źródła energii oraz w zwiększanie mocy produkcyjnych" - dodał Chludziński.

KGHM ma 10,39 proc. w kapitale zakładowym Tauronu. Do Skarbu Państwa należy 30,06 proc. akcji Tauronu.

W sobotę wicepremier i minister aktywów państwowych Jacek Sasin zdementował spekulacje dotyczące połączenia PGNiG i Tauronu. Dodał jednocześnie, że połączenia kontrolowanych przez państwo spółek z podobnych branż są możliwe. (PAP Biznes)

doa/

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/

"Biorąc pod uwagę zatwierdzoną cenę sprzedaży energii elektrycznej oraz działając zgodnie z MSR 37 (Rezerwy, zobowiązania warunkowe i aktywa warunkowe), emitent 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" - napisano.

Tauron podał, że wartość rezerwy może ulec zmianie, a jej ostateczna wartość zostanie ujęta w sprawozdaniu finansowym grupy za 2019 r.

We wtorek prezes URE zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla spółki Tauron Sprzedaż na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Taryfa G będzie obowiązywała do 31 grudnia 2020 r. Odbiorcami w grupach taryfowych G są przede wszystkim gospodarstwa domowe. (PAP Biznes)

doa/ gor/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 17 grudnia 2019 r. dokonał oceny wpływu zatwierdzonej 17 grudnia 2019 r. przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ("URE") taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G ("Taryfa G") na wyniki finansowe Grupy Kapitałowej Emitenta.

Prezes URE zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla spółki TAURON Sprzedaż sp. z o.o., (spółka w 100 proc. zależna od Emitenta) na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Taryfa G będzie obowiązywała do 31 grudnia 2020 r. Odbiorcami w grupach taryfowych G są przede wszystkim gospodarstwa domowe.

Biorąc pod uwagę zatwierdzoną cenę sprzedaży energii elektrycznej oraz działając zgodnie z MSR 37 (Rezerwy, zobowiązania warunkowe i aktywa warunkowe), Emitent zidentyfikował konieczność utworzenia w IV 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.

Jednocześnie Emitent zastrzega, że wartość wyżej wskazanej rezerwy może ulec zmianie, a jej ostateczna wartość zostanie ujęta w sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej Emitenta za 2019 rok, które będzie podlegało badaniu przez biegłego rewidenta.

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

kom espi zdz

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/

Adam Dobrowolski, dyrektor departamentu rynków energii elektrycznej i ciepła, pytany o procentowy wzrost rachunku u odbiorców Tauron Sprzedaż, odpowiedział:

„Procentowy wzrost rachunku to 12 proc., a procentowy wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc.".

URE zatwierdził taryfę na sprzedaż energii jedynie dla Tauron Sprzedaż. Pozostałe spółki przedstawiły koszty, które nie były uzasadnione i URE odmówiło zatwierdzenia taryf. Te spółki będą od stycznia korzystać z taryf z 2018 roku.

Jednocześnie prezes URE zatwierdził taryfy dla PSE i pięciu firm dystrybujących energię. (PAP Biznes)

pel/ pr/

Planowany termin oddania elektrowni do użytku to 2021 rok. Całkowity koszt budowy szacowany jest na 15 mln zł za 6 MW. Farma fotowoltaiczna będzie produkowała 6 GWh rocznie i będzie działać od 2021 do 2045 roku.

Zwiększenie do ponad 65 procent udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym – to najważniejsze założenie aktualizacji kierunków strategicznych grupy Tauron. Do 2025 roku planowane są inwestycje w farmy wiatrowe na lądzie (dodatkowe 900 MW), farmy fotowoltaiczne (dodatkowe 300 MW) oraz zaangażowanie w budowę morskich farm wiatrowych. (PAP Biznes)

pel/ gor/

W czwartek po 16.00 akcje spółki wyceniane są na 1,6 zł.

"Uważamy, że konsensus zbyt optymistycznie ocenia wyniki na 2020 r. i nie docenia ryzyk krótko- i średnioterminowych. Poprawę sentymentu może wg nas przynieść głównie sprzedaż kopalni Janina i segmentu ciepła po korzystnej cenie. Przy niekorzystnym risk/reward i przy względnie wysokiej wycenie (5,2x EV/EBITDA 2020P), zalecamy sprzedaż akcji Tauron z ceną docelową 1,40 PLN/akcję (-20 proc. downside)" - napisano w raporcie.

Zdaniem analityków wyniki Tauronu w wytwarzaniu powinny znaleźć się w kolejnych kwartałach pod presją, a do 2023 roku będzie się utrzymywała się ujemna EBITDA w wydobyciu. Możliwość wypłaty dywidendy Trigon DM widzi dopiero po 2025 r.

Autorem raportu jest Michał Kozak. Pierwsze rozpowszechnianie raportu nastąpiło 4 grudnia, o godzinie 8:35.

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

seb/ ana/

"Grupa Tauron widzi konieczność ograniczenia ekspozycji na węgiel. Nie tyle chodzi o sytuację finansową, a bardziej o kwestie podejścia instytucji finansowych do posiadanych przez nas aktywów i refinansowania naszych zobowiązań" - powiedział prezes.

We wtorek Tauron poinformował o zakończeniu procesu poszukiwania potencjalnego inwestora zainteresowanego nabyciem Zakładu Górniczego Janina z powodu nieotrzymania w wyznaczonym terminie ofert zakupu.

"Zainteresowanie było, ale finalnie żadna oferta na nabycie Janiny nie wpłynęła. W związku z tym, będziemy teraz prowadzić prace analityczne, które mają dać odpowiedź na pytanie: co dalej?" - powiedział prezes.

"Musimy się odnieść do zamknięcia procesu zbycia Janiny, do tego, że plan nie wyszedł. Chcieliśmy sprawdzić, czy zbycie jest możliwe. Widzimy, że test wyszedł negatywnie i musimy się do tego odnieść. Niezależnie od tego trwają intensywne prace nad przygotowaniem programu optymalizacyjnego dla Tauron Wydobycie, aby poprzez pewne działania te trzy zakłady jak najszybciej urentownić" - dodał.

W skład Tauron Wydobycie wchodzą trzy zakłady górnicze: Janina, Brzeszcze i Sobieski.

Grupa szuka obecnie nabywców dla spółki Tauron Ciepło.

Odnosząc się do procesu zbycia Tauron Ciepło Grzegorczyk odpowiedział, że przebiega on zgodnie z harmonogramem.

Pod koniec listopada Tauron zdecydował o dopuszczeniu oferentów do badania due diligence spółki Tauron Ciepło, które może zakończyć się złożeniem ofert wiążących.

W rozpoczętym w czerwcu procesie rynkowej weryfikacji możliwości zbycia spółki Tauron Ciepło, Tauron otrzymał wstępne oferty od kilku inwestorów.

Z nieoficjalnych informacji PAP Biznes wynika, że Tauron otrzymał trzy oferty.

Pod koniec maja Tauron przedstawił aktualizację kierunków strategicznych grupy na lata 2016-2025. Zakłada ona zwiększenie do 66 proc. udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym Tauronu do 2030 roku. Spółka bierze pod uwagę ograniczenie działalności w segmentach górniczym i ciepłowniczym oraz sprzedaż części aktywów. Jak wówczas podano, analizowane będą opcje poszukiwania nabywców dla należącej do Tauronu Wydobycie kopalni Janina oraz dla spółki Tauron Ciepło. (PAP Biznes)

pel/ epo/ asa/

"Rozumiemy i podzielamy wyrażoną przez premiera Sasina troskę o budowę dużych czempionów, które byłyby w stanie konkurować na rynku europejskim. Podzielamy zapatrywanie, że budowa takich dużych firm to dobry pomysł. Do ewentualnych wezwań będziemy się odnosić, kiedy do wezwania dojdzie. Widzimy się jako część rodziny spółek Skarbu Państwa" - odpowiedział dziennikarzom prezes, zapytany, czy widzi grupę Tauron w ramach wielosektorowego czempiona.

"Po stronie grupy Tauron nie trwają żadne prace analityczne dotyczące tego, czy chcielibyśmy kogoś przejąć, czy chcielibyśmy być przejęci. Jeśli dojdzie do określonych decyzji, to będą to decyzje właścicielskie, a do decyzji właścicielskich podchodzimy z szacunkiem i zrozumieniem" - dodał.

Grzegorczyk zwrócił uwagę, że prezes Orlenu zapowiedział, że koncern nie ma planów przejmowania innych podmiotów w sektorze energetycznym poza Energą.

W zeszłym tygodniu Jacek Sasin, wicepremier i minister aktywów państwowych poinformował, że tworzenie wielosektorowych, narodowych czempionów wpisuje się w politykę gospodarczą rządu. W ubiegły czwartek PKN Orlen wezwał do sprzedaży 100 proc. akcji Energi po 7 zł za akcję.

Grzegorczyk wskazał także na trwające w Unii Europejskiej negocjacje tzw. Zielonego Ładu.

"Uzgodnienia w Brukseli pokażą, jakie są pytania dla sektora energetycznego i okaże się, czy do 2050 r. będziemy zobowiązani do stworzenia w Polsce gospodarki niskoemisyjnej i jaka ma być rola aktywów państwowych, i jak je poukładać w kontekście tej polityki" - powiedział prezes.

Komisja Europejska przyjęła w środę rano Europejski Zielony Ład. To projekt unijnej strategii, która ma doprowadzić Unię Europejską do neutralności klimatycznej w 2050 roku. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Rozumiemy i podzielamy wyrażoną przez premiera Sasina troskę o budowę dużych czempionów, które byłyby w stanie konkurować na rynku europejskim. Podzielamy zapatrywanie, że budowa takich dużych firm to dobry pomysł. Do ewentualnych wezwań będziemy się odnosić, kiedy do wezwania dojdzie. Widzimy się jako część rodziny spółek Skarbu Państwa" - odpowiedział dziennikarzom prezes, zapytany, czy widzi grupę Tauron w ramach wielosektorowego czempiona.

"Po stronie grupy Tauron nie trwają żadne prace analityczne dotyczące tego, czy chcielibyśmy kogoś przejąć, czy chcielibyśmy być przejęci. Jeśli dojdzie do określonych decyzji, to będą to decyzje właścicielskie, a do decyzji właścicielskich podchodzimy z szacunkiem i zrozumieniem" - dodał.

Grzegorczyk zwrócił uwagę, że prezes Orlenu zapowiedział, że koncern nie ma planów przejmowania innych podmiotów w sektorze energetycznym poza Energą.

W zeszłym tygodniu Jacek Sasin, wicepremier i minister aktywów państwowych poinformował, że tworzenie wielosektorowych, narodowych czempionów wpisuje się w politykę gospodarczą rządu. W ubiegły czwartek PKN Orlen wezwał do sprzedaży 100 proc. akcji Energi po 7 zł za akcję. (PAP Biznes)

pel/ doa/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, zwołanym na dzień 21 listopada 2019 r. oraz kontynuowanym po zarządzonej przerwie w obradach w dniu 6 grudnia 2019 r., akcjonariuszami posiadającymi co najmniej 5% głosów byli:

- Skarb Państwa, któremu przysługiwało 526.848.384 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 53,41% w liczbie głosów uczestniczących w Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu, co odpowiada 30,06% w ogólnej liczbie głosów w Spółce;

- KGHM Polska Miedź S.A., któremu przysługiwało 175.254.939 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 17,77% w liczbie głosów uczestniczących w Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu, co odpowiada 10,00% w ogólnej liczbie głosów w Spółce;

- Nationale - Nederlanden Otwarty Fundusz Emerytalny, któremu przysługiwało 98.630.000 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 10,00% w liczbie głosów uczestniczących w Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu, co odpowiada 5,63% w ogólnej liczbie głosów w Spółce;

- Otwarty Fundusz Emerytalny PZU "Złota Jesień", któremu przysługiwało 55.400.000 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 5,62% w liczbie głosów uczestniczących w Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu, co odpowiada 3,16% w ogólnej liczbie głosów w Spółce.

Równocześnie Spółka informuje, że zgodnie z § 10 Statutu Spółki, prawo głosu KGHM Polska Miedź S.A. zostało ograniczone w ten sposób, że podmiot ten nie mógł wykonywać na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu zwołanym na dzień 21 listopada 2019 r. oraz kontynuowanym po zarządzonej przerwie w obradach w dniu 6 grudnia 2019 r., więcej niż 10% ogółu głosów w Spółce.

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

kom espi zdz

"Kontynuujemy program związany z zieloną energią, jesteśmy po etapie rozpoznawczym. W przyszłym roku należy się spodziewać pierwszych inwestycji w fotowoltaice i w innych technologiach" - powiedział PAP Biznes prezes Marcin Chludziński.

„W przyszłym roku planujemy intensyfikować inwestycje w fotowoltaikę i pierwsze projekty budowy farm. Zgodnie z przyjętą strategią w obszarze polityki energetycznej, już w przyszłym roku chcemy ruszyć z rozbudową kolejnych źródeł energii opartych na technologii gazowej, czy gazowo-parowej, zwiększającej udział produkcji energii z własnych źródeł w jej ogólnym zużyciu" - dodał prezes KGHM.

We wrześniu KGHM podpisał z PGE list intencyjny w sprawie współpracy przy realizacji projektów fotowoltaicznych, które miałyby powstać na terenach należących do KGHM.

KGHM nie wyklucza współpracy z innymi podmiotami przy projektach energetycznych.

"Jesteśmy otwarci na współpracę z innymi podmiotami przy rozwoju projektów energetycznych, tak jak zaczęliśmy współpracę z PGE przy projekcie PV. Jesteśmy otwarci na współpracę ze wszystkimi, którzy mogą nam pomóc w optymalnym zakupie energii elektrycznej. Nie mamy innego celu niż biznesowy w tym obszarze" - powiedział Chludziński.

Opublikowana w grudniu 2018 roku strategia grupy KGHM na lata 2019-23 zakłada, że do końca 2030 roku 50 proc. zapotrzebowania KGHM Polska Miedź na energię elektryczną ma pochodzić ze źródeł własnych oraz odnawialnych źródeł energii. Roczne zużycie energii elektrycznej w spółce wynosi ok. 2,8 TWh. Własne źródła wytwórcze zaspokajają ok. 25 proc. jej zapotrzebowania.

KGHM pozytywnie ocenia plany rozwoju odnawialnych źródeł energii w Tauronie, którego jest akcjonariuszem.

"Tauron zakomunikował kierunki rozwoju związane z mocniejszym rozwojem OZE, co nas - jako akcjonariusza - cieszy. Z uwagą przyglądamy się temu kierunkowi zdefiniowanemu przez Tauron, jednocześnie decydując się na inwestowanie w swój rozwój, swoje źródła energetyczne" - powiedział prezes Marcin Chludziński.

KGHM ma 10,39 proc. w kapitale zakładowym Tauronu. Do Skarbu Państwa należy 30,06 proc. akcji Tauronu.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ pr/

Szacunkowe przychody grupy Tauron z rynku mocy w 2025 wyniosą 138,77 mln zł, a w latach 2026-2028 łącznie 393,70 mln zł.

Cena zamknięcia aukcji na 2024 rok wyniosła 259,87zł/kW/rok.

Spółki grupy Tauron zawarły umowy mocowe na całkowity wolumen obowiązków mocowych wynoszący 573,5 MW.

Są to umowy na: 5 lat (tj. na lata 2024-2028) z obowiązkiem mocowym na poziomie 505 MW, z których szacowane przez spółkę roczne przychody wyniosą 131,23 mln zł, na 2 lata (tj. na lata 2024-2025) z obowiązkiem mocowym na poziomie 29 MW, z których szacowane przez spółkę roczne przychody wyniosą 7,54 mln zł oraz na jeden rok (tj. na rok 2024) z obowiązkiem mocowym na poziomie 39,5 MW, z których szacowane przez spółkę roczne przychody wyniosą 10,26 mln zł. (PAP Biznes)

epo/ ana/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 52/2019 z 6 grudnia 2019 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka", "TAURON") informuje, że spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. ("PSE") przekazała wstępne wyniki aukcji głównej mocy przeprowadzonej 6 grudnia 2019 r. w ramach mechanizmu rynku mocy ("Aukcja").

Zgodnie z informacjami opublikowanymi przez PSE cena zamknięcia Aukcji wyniosła 259,87 zł/kW/rok, a spółki Grupy TAURON zawarły umowy mocowe na całkowity wolumen obowiązków mocowych wynoszący 573,5 MW, w tym umowy na:

a) 5 lat (tj. na lata 2024-2028) z obowiązkiem mocowym na poziomie 505 MW, z których szacowane przez Spółkę roczne przychody wyniosą 131,23 mln zł,

b) 2 lata (tj. na lata 2024-2025) z obowiązkiem mocowym na poziomie 29 MW, z których szacowane przez Spółkę roczne przychody wyniosą 7,54 mln zł,

c) 1 rok (tj. na rok 2024) z obowiązkiem mocowym na poziomie 39,5 MW, z których szacowane przez Spółkę roczne przychody wyniosą 10,26 mln zł.

Biorąc powyższe pod uwagę Spółka szacuje, że przychody Grupy TAURON wynikające z Aukcji wyniosą:

a) w 2024 r.: 149,04 mln zł,

b) w 2025: 138,77 mln zł r,

c) w latach 2026-2028 (łącznie): 393,70 mln zł.

Zgodnie z ustawą z 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy ostateczne wyniki Aukcji zostaną ogłoszone przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w Biuletynie Informacji Publicznej na stronie internetowej tego organu w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia Aukcji. Z mocy wskazanej ustawy, do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników Aukcji, umowy mocowe spółek Grupy TAURON są zawarte pod warunkiem zawieszającym.

W przypadku, gdyby ostateczne wyniki Aukcji różniły się w sposób istotny od wstępnych wyników Aukcji, na podstawie których Spółka dokonała kalkulacji szacunkowych przychodów wynikających z Aukcji, Spółka poda do publicznej wiadomości odpowiednio skorygowane dane.

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/

"Jednocześnie emitent informuje, że będzie prowadził prace o charakterze koncepcyjno-analitycznym, których efektem powinna być realizacja kierunku strategicznego, mającego na celu uelastycznienie portfela aktywów grupy kapitałowej emitenta poprzez dostosowanie aktywów górniczych do planowanego zapotrzebowania grupy kapitałowej emitenta na paliwo" - napisano w komunikacie.

Pod koniec maja Tauron przedstawił aktualizację kierunków strategicznych grupy na lata 2016-2025. Zakłada ona zwiększenie do 66 proc. udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym Tauronu do 2030 roku. Spółka bierze pod uwagę ograniczenie działalności w segmentach górniczym i ciepłowniczym oraz sprzedaż części aktywów. Jak wówczas podano, analizowane będą opcje poszukiwania nabywców dla należącej do Tauronu Wydobycie kopalni Janina oraz dla spółki Tauron Ciepło.

Przedstawiciele grupy informowali niedawno, że pracują nad programem dla segmentu wydobycie, którego wyniki są cały czas pod presją niskiego wydobycia.

Po trzech kwartałach 2019 roku EBITDA segmentu wydobycie Tauronu jest ujemna i wyniosła 262 mln zł. Strata EBIT segmentu wyniosła 676 mln zł, a przychody: 733 mln zł. Produkcja węgla handlowego spadła o 19 proc. do 2,94 mln ton. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Jednocześnie emitent informuje, że będzie prowadził prace o charakterze koncepcyjno-analitycznym, których efektem powinna być realizacja kierunku strategicznego, mającego na celu uelastycznienie portfela aktywów grupy kapitałowej emitenta poprzez dostosowanie aktywów górniczych do planowanego zapotrzebowania grupy kapitałowej emitenta na paliwo" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)

pel/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 23/2019 z 27 maja 2019 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że w ramach rynkowej weryfikacji potencjalnego zbycia Zakładu Górniczego Janina ("ZG Janina") należącego do TAURON Wydobycie S.A., spółki w 100 proc. zależnej od Emitenta, Zarząd Emitenta 10 grudnia 2019 r. podjął decyzję o zakończeniu trwającego od maja 2019 r. procesu poszukiwania potencjalnego inwestora zainteresowanego nabyciem ZG Janina z powodu nieotrzymania w wyznaczonym terminie ofert zakupu.

Jednocześnie Emitent informuje, że będzie prowadził prace o charakterze koncepcyjno-analitycznym, których efektem powinna być realizacja kierunku strategicznego mającego na celu uelastycznienie portfela aktywów Grupy Kapitałowej Emitenta poprzez dostosowanie aktywów górniczych do planowanego zapotrzebowania Grupy Kapitałowej Emitenta na paliwo.

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

kom espi zdz

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/

W 2025 roku może to być od 125,98 mln zł do 143,96 mln zł, a w latach 2026-2028 łącznie od 357,40 mln zł do 408,41 mln zł.

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

Wstępne wyniki Aukcji zostaną podane do publicznej wiadomości przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne w terminie 3 dni roboczych od zakończenia aukcji, tj. do 11 grudnia 2019 roku. Ostateczne wyniki aukcji zostaną ogłoszone przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w Biuletynie Informacji Publicznej na stronie internetowej tego organu w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji.(PAP Biznes)

epo/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 6 grudnia 2019 r. spółki Grupy TAURON wzięły udział w aukcji głównej rynku mocy na okres dostaw przypadający na rok 2024 ("Aukcja") zorganizowanej w ramach mechanizmu rynku mocy wprowadzonego ustawą z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy ("Ustawa").

Według szacunków Spółki, cena zamknięcia Aukcji ukształtuje się w przedziale od 235,91 do 269,58 zł/kW/rok, a przychody Grupy TAURON z rynku mocy, skalkulowane w oparciu o powyższy przedział ceny zamknięcia Aukcji, mogą wynosić:

a) w 2024 r.: od 135,29 mln zł do 154,60 mln zł,

b) w 2025 r.: od 125,98 mln zł do 143,96 mln zł,

c) w latach 2026-2028: łącznie od 357,40 mln zł do 408,41 mln zł.

Zgodnie z Ustawą wstępne wyniki Aukcji zostaną podane do publicznej wiadomości przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. w terminie 3 dni roboczych od zakończenia Aukcji, tj. do 11 grudnia 2019 r., a ostateczne wyniki Aukcji zostaną ogłoszone przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w Biuletynie Informacji Publicznej na stronie internetowej tego organu w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia Aukcji.

Aukcja główna rynku mocy na rok dostaw 2024, o której mowa powyżej, była kolejną aukcją mocy organizowaną na podstawie Ustawy. O wstępnych wynikach aukcji głównej rynku mocy na okres dostaw:

- 2021 rok - Spółka informowała raportem bieżącym nr 31/2018 z 20 listopada 2018 r.,

- 2022 rok - Spółka informowała raportem bieżącym nr 35/2018 z 7 grudnia 2018 r.,

- 2023 rok - Spółka informowała raportem bieżącym nr 40/2018 z 23 grudnia 2018 r.

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

kom espi zdz

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

W załączeniu do niniejszego raportu TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") przekazuje treść uchwały podjętej przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki ("NWZ") zwołane na dzień 21 listopada 2019 r. i kontynuowane po zarządzonej przerwie w obradach w dniu 6 grudnia 2019 r. wraz z wynikami głosowania.

Jednocześnie Spółka informuje, że podczas obrad NWZ, kontynuowanych po zarządzonej przerwie, nie zostały zgłoszone sprzeciwy do protokołu.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 6) i 9) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki zwołane na 21 listopada 2019 r. i kontynuowane po zarządzonej przerwie w obradach 6 grudnia 2019 r. podjęło uchwałę o powołaniu do składu Rady Nadzorczej Spółki V wspólnej kadencji Pana Grzegorza Peczkisa.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem powołany członek Rady Nadzorczej nie prowadzi innej działalności konkurencyjnej w stosunku do działalności wykonywanej przez TAURON Polska Energia S.A., nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej jako członek jej organu.

Powołany członek Rady Nadzorczej oświadczył również, iż nie jest wpisany do Rejestru Dłużników Niewypłacalnych prowadzonego na podstawie ustawy o Krajowym Rejestrze Sądowym.

Ponadto zgodnie ze złożonym oświadczeniem powołany członek Rady Nadzorczej spełnia kryteria niezależności od TAURON Polska Energia S.A. i podmiotów pozostających w istotnym powiązaniu z TAURON Polska Energia S.A. w rozumieniu Załącznika nr II do Zalecenia Komisji Europejskiej z dnia 15 lutego 2005 r. dotyczącego roli dyrektorów niewykonawczych lub będących członkami rady nadzorczej spółek giełdowych i komisji rady (nadzorczej) z uwzględnieniem Dobrych Praktyk Spółek Notowanych na GPW 2016.

Poniżej Spółka przedstawia informacje o powołanym członku Rady Nadzorczej dotyczące posiadanego wykształcenia, kwalifikacji i zajmowanych wcześniej stanowisk wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej.

Grzegorz Peczkis

Absolwent Wydziału Inżynierii Środowiska i Energetyki Politechniki Śląskiej na kierunku Mechanika i Budowa Maszyn. Posiada stopień naukowy doktora nauk technicznych w zakresie budowy i eksploatacji maszyn. Ukończył również studium podyplomowe z zarządzania przedsiębiorstwem oraz studium doskonalenia pedagogicznego dla nauczycieli akademickich.

Pan Grzegorz Peczkis zdobywał doświadczenie zarówno w biznesie, jako prokurent w spółce Diapom sp. z o.o., jak i na uczelni, jako asystent, a następnie adiunkt zatrudniony na Politechnice Śląskiej.

Pan Grzegorz Peczkis jest autorem kilkudziesięciu publikacji naukowych oraz publicystycznych. Uprawniony z dziesięciu patentów przyznanych przez Urząd Patentowy RP.

Podstawa prawna:

Podstawa prawna: § 5 pkt 5) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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/

"Dzięki zaadaptowaniu istniejącej już infrastruktury światłowodowej i zagregowaniu ruchu sieciowego, umożliwiamy dostawcom telekomunikacyjnym poszerzenie obecnej sieci dostępowej bez konieczności ponoszenia wysokich nakładów inwestycyjnych" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Jarosław Broda, wiceprezes Tauronu.

"Wykorzystanie kluczowych kompetencji Tauronu w budowie i eksploatacji infrastruktury sieciowej w nowym obszarze biznesowym, pozwoli nam zrealizować część celu przychodów z nowych produktów założonych w strategii" – dodał.

Spółka prowadzi obecnie prace związane z budową instalacji wewnętrznych, zlokalizowanych w jednostkach oświatowych. Do tej pory zrealizowano już ponad 80 tego typu instalacji. W najbliższym czasie rozpoczną się również prace związane z realizacją pierwszych odcinków sieci liniowej.

Na realizację tej inwestycji grupa otrzymała 187 mln zł dofinansowania, co stanowi blisko 75 proc. środków kwalifikowanych na potrzeby budowy sieci światłowodowej FTTH oraz rozwoju usług dostępu do Internetu szerokopasmowego. Pozyskane dofinansowanie umożliwi realizację 7 projektów na terenie obszarów: rybnickiego, katowicko-tyskiego, oświęcimskiego, krakowskiego – część A, tarnowskiego – część B, wałbrzyskiego – część A i B oraz sosnowieckiego.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Dzięki oddanej inwestycji spółka zwiększy wydajność Zakładu Przeróbki Mechanicznej Węgla w Zakładzie Górniczym Sobieski w Jaworznie i tym samym produkcję sortymentów średnich Groszek, i Jaret®, czyli gatunków najchętniej kupowanych przez indywidualnych odbiorców do ogrzewania domów. Lepsze będą także parametry jakościowe produktów w dostosowaniu do obiektywnych warunków funkcjonowania na rynku z zachowaniem obecnych norm jakościowych obowiązujących w Polsce" - napisano.

Tauron podał, że szacowana wielkość produkcji sortymentów średnich wynosi obecnie 95 tys. ton, a w kolejnych latach będzie wzrastać, do osiągnięcia w 2022 roku wydajności na poziomie 190 tys. ton. Warta 20 mln zł modernizacja rozpoczęła się trzy lata temu.

"Coraz większa grupa odbiorców indywidualnych dostosowuje swoje domowe kotły do spalania ekogroszków. Wpisując się więc w te trendy rynkowe uruchomiliśmy technologię, która poprawi jakość produkowanych paliw węglowych. To jedna z tych inwestycji, które podnoszą wydajność i efektywność zakładu górniczego, a przy tym sprawią że nasze produkty są bardziej przyjazne dla środowiska naturalnego" - powiedział cytowany w komunikacie Tomasz Cudny, prezes zarządu Tauron Wydobycie. (PAP Biznes)

epo/ gor/

"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/

"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/

"Wielkość zasobów w trzech nowych ścianach wydobywczych szacujemy na ponad 2 mln ton. To pokłady o dobrych parametrach jakościowych. Uruchamiamy nowe ściany, ale i pracujemy nad poprawą efektywności pracy naszych zakładów górniczych. Przygotowywany jest program funkcjonowania i optymalizacji kosztowej dla spółki. Naszym priorytetem pozostaje zakończenie inwestycji strategicznych, takich jak budowa szybu Grzegorz w ZG Sobieski i poziomu 800 m w ZG Janina" - powiedział, cytowany w komunikacie, Tomasz Cudny, prezes Tauron Wydobycie.

Wartość realizowanego programu inwestycyjnego w Tauron Wydobycie na lata 2016-2020 wynosi 1,3 mld zł. W tym roku nakłady na inwestycje w tym segmencie wyniosą ponad 300 mln zł.

Największe realizowane zadanie to budowa Szybu Grzegorz w Zakładzie Górniczym Sobieski, którego docelowa głębokość wyniesie 870 metrów. Realizacja inwestycji pozwoli na udostępnienie nowych pokładów węgla. Inwestycja osiągnie pełną funkcjonalność w 2023 r.

Dodatkowo w zakładzie Janina pogłębiony został szyb Janina VI i budowany jest poziom 800 m. Realizowana inwestycja udostępni nowe zasoby wysokiej jakości węgla energetycznego.

W Zakładzie Górniczym Brzeszcze zrewitalizowano ponad 2.000 metrów wyrobisk wentylacyjnych i wydrążono blisko 2.500 metrów wyrobisk inwestycyjnych, a także zmodernizowano stację odmetanowania i zakład przeróbki węgla.

Spółka poinformowała, że jeszcze w tym roku w Jaworznie zostanie uruchomiony kompleks technologiczny umożliwiający produkcję lepszych jakościowo paliw węglowych m.in. do produkcji ekologicznych produktów grzewczych.

Po trzech kwartałach 2019 roku EBITDA segmentu wydobycie Tauronu jest ujemna i wynosi: -262 mln zł. EBIT segmentu wynosi: -676 mln zł, a przychody: 733 mln zł. Produkcja węgla handlowego spadła o 19 proc. do 2,94 mln ton. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Decyzja ta została podjęta m.in. na podstawie otrzymanych wstępnych, niewiążących ofert nabycia Tauron Ciepło" - napisano.

Jak poinformował Tauron w komunikacie prasowym, w rozpoczętym w czerwcu procesie rynkowej weryfikacji możliwości zbycia spółki Tauron Ciepło, Tauron otrzymał wstępne oferty od kilku inwestorów.

Tauron podał, że zawarcie ewentualnej transakcji będzie wymagało w szczególności uzyskania stosownych zgód korporacyjnych oraz zgód instytucji finansujących działalność grupy. Jak dodano, spółka dopuszcza możliwość anulowania procesu zmierzającego do zawarcia transakcji.

"Tauron Ciepło to stabilna spółka działająca w regulowanym segmencie rynku. W przyszłości obszar ten będzie wymagał jednak kolejnych nakładów inwestycyjnych, a dla nas najważniejsze jest odpowiedzialne przeprowadzenie Zielonego Zwrotu Taurona. Wysiłek inwestycyjny chcemy więc skierować w większym stopniu na wzmacnianie segmentu OZE" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Marek Wadowski, wiceprezes Tauronu ds. finansów.

Pod koniec maja Tauron przedstawił aktualizację kierunków strategicznych grupy na lata 2016-2025. Zakłada ona zwiększenie do 66 proc. udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym Tauronu do 2030 roku. Spółka bierze pod uwagę ograniczenie działalności w segmentach górniczym i ciepłowniczym oraz sprzedaż części aktywów. Jak wówczas podano, analizowane będą opcje poszukiwania nabywców dla należącej do Tauronu Wydobycie kopalni Janina oraz dla spółki Tauron Ciepło.

Tauron Ciepło to największy dostawca ciepła sieciowego w konurbacji śląsko-dąbrowskiej i jedna z największych spółek ciepłowniczych w Polsce.

W skład spółki wchodzą zakłady: Zakład Wytwarzania Katowice, Zakład Wytwarzania Tychy, Zakład Wytwarzania Bielsko-Biała oraz Obszar Ciepłowni Lokalnych.

Łączna moc cieplna zainstalowana zakładów wytwórczych wchodzących w skład Tauron Ciepło, pochodząca w większości z wysokosprawnych źródeł kogeneracyjnych, wynosi około 1.100 MW. Całkowita wartość mocy zamówionej wynosi ponad 2100 MW. Łączna długość sieci ciepłowniczej w systemie Tauron Ciepło wynosi około 1000 km. Spółka dostarcza ciepło do 250 tys. gospodarstw domowych. Obsługuje łącznie około 3.500 klientów (spółdzielnie, wspólnoty mieszkaniowe itp.).(PAP Biznes)

pel/ gor/

"Decyzja ta została podjęta m.in. na podstawie otrzymanych wstępnych, niewiążących ofert nabycia Tauron Ciepło" - napisano.

Tauron podał, że zawarcie ewentualnej transakcji będzie wymagało w szczególności uzyskania stosownych zgód korporacyjnych oraz zgód instytucji finansujących działalność grupy. Jak dodano, spółka dopuszcza możliwość anulowania procesu zmierzającego do zawarcia transakcji.

Pod koniec maja Tauron przedstawił aktualizację kierunków strategicznych grupy na lata 2016-2025. Zakłada ona zwiększenie do 66 proc. udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym Tauronu do 2030 roku. Spółka bierze pod uwagę ograniczenie działalności w segmentach górniczym i ciepłowniczym oraz sprzedaż części aktywów. Jak wówczas podano, analizowane będą opcje poszukiwania nabywców dla należącej do Tauronu Wydobycie kopalni Janina oraz dla spółki Tauron Ciepło.

W ubiegłym tygodniu wiceprezes Tauronu Marek Wadowski mówił, że spółka jest w trakcie procesu sprzedaży Tauron Ciepło i kopalni Janina. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Decyzja ta została podjęta m.in. na podstawie otrzymanych wstępnych, niewiążących ofert nabycia Tauron Ciepło" - napisano.

"Zawarcie ewentualnej transakcji będzie wymagało w szczególności uzyskania stosownych zgód korporacyjnych oraz zgód instytucji finansujących działalność grupy kapitałowej emitenta. Emitent dopuszcza możliwość anulowania procesu zmierzającego do zawarcia transakcji" - dodano. (PAP Biznes)

pel/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 23/2019 z 27 maja 2019 r. Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 22 listopada 2019 r. podjął decyzję o dopuszczeniu oferentów do badania due diligence spółki TAURON Ciepło Sp. z o.o. ("TAURON Ciepło"), które może zakończyć się złożeniem ofert wiążących. Decyzja ta została podjęta m.in. na podstawie otrzymanych wstępnych, niewiążących ofert nabycia TAURON Ciepło ("Transakcja").

Zawarcie ewentualnej Transakcji będzie wymagało w szczególności uzyskania stosownych zgód korporacyjnych oraz zgód instytucji finansujących działalność Grupy Kapitałowej Emitenta. Emitent dopuszcza możliwość anulowania procesu zmierzającego do zawarcia Transakcji.

Podstawa prawna:

Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne

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

kom espi zdz

W połowie ubiegłego roku przedstawiciele Tauronu i ówczesnego resortu energii potwierdzili - m.in. podczas obrad sejmowej Komisji ds. Energii i Skarbu Państwa - trudną sytuację finansową spółki Tauron Wydobycie, która miała problemy z wykonaniem zakładanych planów oraz zapewnieniem finansowania niezbędnych inwestycji. Grupa Tauron informowała wówczas, iż rozważana jest sprzedaż kopalni Janina - jednego z trzech zakładów wydobywczych Tauronu Wydobycie.

We wrześniu powstał raport dotyczący sytuacji spółki oraz proponowany plan naprawczy, jednak jego założenia nie zostały dotąd publicznie przedstawione. O nadal trudnej sytuacji spółki informowali w ostatnim czasie przedstawiciele jednego z działających tam związków.

"Nie potwierdzam tego pesymizmu; spółka została zdiagnozowana, został przygotowany raport, jest przygotowany zarys planu naprawczego. W ostatnich dniach w Tauronie Wydobycie oddawane są trzy nowe ściany (...), został wprowadzony program naprawczy, który już powoli przynosi małe, ale pewne efekty" - powiedział dziennikarzom wiceminister Gawęda w kuluarach katowickiej konferencji poświęconej sytuacji górnictwa.

Wiceminister nie chciał przesądzać, czy spółkę czekają zmiany strukturalne. "Za wcześnie, żeby o tym mówić. Dokonujemy pewnych analiz. Chcemy w nowym kształcie Ministerstwa Aktywów Państwowych stworzyć takie instrumenty, które będą w sposób obiektywny i transparentny dokonywały ocen prowadzonych działań, realizacji planów techniczno-ekonomicznych itd." - powiedział Gawęda.

W połowie maja br. podczas obrad sejmowej Komisji ds. Energii i Skarbu Państwa zarząd firmy oraz ówczesny minister energii Krzysztof Tchórzewski potwierdzili, że Tauron analizuje możliwe rozwiązania dla swoich aktywów górniczych, by zapewnić finansowanie koniecznych inwestycji w kopalniach. Rozważana jest m.in. - jak podała później grupa Tauron - możliwość zbycia kopalni Janina. Według nieoficjalnych informacji mogłaby ją przejąć grupa Węglokoks. Jej prezes Tomasz Heryszek latem tego roku potwierdzał, że grupa jest zainteresowana pozyskaniem kolejnych aktywów wydobywczych, zapowiadał też przeprowadzenie due diligence kopalni Janina.

Tauron Wydobycie realizuje obecnie duże inwestycje. Najważniejsze projekty to budowa szybu Grzegorz w kopalni Sobieski (do 2023-24 roku), budowa poziomu 800 m w Janinie (do przełomu lat 2021/21) oraz program inwestycyjny w Brzeszczach. Ich efektem ma być zwiększenie wydobycia i zapewnienie rentowności działania.

W końcu maja br. grupa Tauron, której moce wytwórcze oparte są obecnie przede wszystkim na węglu kamiennym ogłosiła, że w perspektywie najbliższej dekady zamierza postawić na nisko- i zeroemisyjne źródła energii - w 2030 r. ich udział w miksie wytwórczym grupy ma przekroczyć 65 proc. Planowane są inwestycje w farmy wiatrowe na lądzie (dodatkowe 900 megawatów mocy), farmy fotowoltaiczne (dodatkowe 300 megawatów) oraz zaangażowanie w budowę morskich farm wiatrowych. Planowane jest stopniowe wyłączanie starych bloków węglowych.(PAP)

mab/ amac/ gor/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki w dniu 21 listopada 2019 r. akcjonariuszami posiadającymi co najmniej 5% głosów byli:

- Skarb Państwa, któremu przysługiwało 526.848.384 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 53,41% w liczbie głosów uczestniczących w Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu, co odpowiada 30,06% w ogólnej liczbie głosów w Spółce;

- KGHM Polska Miedź S.A., któremu przysługiwało 175.254.939 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 17,77% w liczbie głosów uczestniczących w Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu, co odpowiada 10,00% w ogólnej liczbie głosów w Spółce;

- Nationale - Nederlanden Otwarty Fundusz Emerytalny, któremu przysługiwało 98.630.000 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 10,00% w liczbie głosów uczestniczących w Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu, co odpowiada 5,63% w ogólnej liczbie głosów w Spółce;

- Otwarty Fundusz Emerytalny PZU "Złota Jesień", któremu przysługiwało 55.400.000 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 5,62% w liczbie głosów uczestniczących w Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu, co odpowiada 3,16% w ogólnej liczbie głosów w Spółce.

Równocześnie Spółka informuje, że zgodnie z § 10 Statutu Spółki, prawo głosu KGHM Polska Miedź S.A. zostało ograniczone w ten sposób, że podmiot ten nie mógł wykonywać na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu w dniu 21 listopada 2019 r. więcej niż 10% ogółu głosów w Spółce.

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

W załączeniu do niniejszego raportu TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") przekazuje treść uchwał podjętych 21 listopada 2019 r. przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki ("NWZ") wraz z wynikami głosowań.

Jednocześnie Spółka informuje, że Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie rozpatrzyło punkty od 1 do 8 porządku obrad. Natomiast po rozpatrzeniu punktu 8 porządku obrad została zarządzona przerwa w obradach do dnia 6 grudnia 2019 r. do godziny 10:00.

Spółka informuje, iż nie doszło do odstąpienia przez NWZ od rozpatrzenia któregokolwiek z punktów planowanego porządku. Ponadto Spółka informuje, że podczas obrad NWZ nie zostały zgłoszone sprzeciwy do protokołu.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 6), 7) i 9) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, iż Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki 21 listopada 2019 r. podjęło uchwałę w sprawie zarządzenia przerwy w obradach Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

Wznowienie obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia nastąpi 6 grudnia 2019 r. o godzinie 10.00 w Katowicach w sali konferencyjnej hotelu Novotel Katowice Centrum przy al. Roździeńskiego 16.

Podstawa prawna:

§ 19 ust. 1 pkt 5) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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/

Spółka podała, że spośród wszystkich przyłączonych w trzech kwartałach mikroinstalacji, zdecydowana większość została wykonana w technologii fotowoltaicznej. Oprócz tego przyłączone zostały trzy elektrownie wiatrowe i trzy wodne. Spółka przyłączyła także 59 odnawialnych źródeł energii innych niż mikroinstalacje, z których trzy nie zostały wykonane w technologii fotowoltaicznej. Były to elektrownia wodna, elektrownia wiatrowa i elektrownia wykorzystująca biogaz rolniczy. Pozostałą część stanowią elektrownie PV.

Dla porównania, w całym 2018 roku do sieci spółki zostało przyłączonych ponad 8 tys. mikroinstalacji o łącznej mocy 75 MW. Natomiast w trzech kwartałach ubiegłego roku Tauron przyłączył 4,9 tys. odnawialnych źródeł energii o mocy 46 MW. W całym 2017 roku do sieci spółki zostało przyłączonych nieco ponad 4 tys. mikroinstalacji o łącznej mocy 24 MW.

Jak podano, w sumie Tauron przyłączył już do sieci energetycznej ponad 30 tysięcy mikroinstalacji o łącznej mocy 265 MW. (PAP Biznes)

doa/ osz/

"Jesteśmy na etapie przygotowywania programu funkcjonowania i optymalizacji kosztowej dla segmentu wydobycie. Ten program wkrótce zostanie opracowany, skonsultowany ze stroną społeczną i przedstawiony do publicznej wiadomości. Niezależnie od niego cały czas pracujemy nad poprawą efektywności" - powiedział wiceprezes Wadowski podczas piątkowej konferencji prasowej.

"Żeby jednak mówić o przełomie, musimy zakończyć nasze plany inwestycyjne dotyczące budowy szybu Grzegorz w ZG Sobieski i poziomu 800 m w ZG Janina. Do tego czasu segment będzie pod presją niskiego wydobycia" - dodał.

Po trzech kwartałach 2019 roku EBITDA segmentu wydobycie Tauronu jest ujemna i wynosi: -262 mln zł. EBIT segmentu wynosi: -676 mln zł, a przychody: 733 mln zł. Produkcja węgla handlowego spadła o 19 proc. do 2,94 mln ton.

W samym trzecim kwartale strata EBITDA w wydobyciu wyniosła 119 mln zł. Wolumen produkcji węgla spadł o 37 proc. rdr, do 0,69 mln ton.

"Czwarty kwartał zapowiada się nieco lepiej. To efekt działań organicznych, pracy u podstaw służącej poprawie efektywności, ale nie będzie jeszcze widać przełomu" - powiedział wiceprezes Wadowski podczas telekonferencji dla inwestorów.

Z wypowiedzi wiceprezesa wynika, że w tym roku cash flow segmentu wydobycie może być ujemny na poziomie ok. 700 mln zł.

"To jest trudny rok dla wydobycia, mam nadzieję, że ostatni taki. Efektywność segmentu będzie wyższa już w 2020 roku" - powiedział.

Wiceprezes poinformował, że po zakończeniu zaplanowanych inwestycji segment ma szansę być dodatni pod względem cash flow.

"Cash flow będzie dodatni na bieżąco, ale jeśli chodzi o spłatę zadłużenia, to analizujemy, jakie instrumenty powinniśmy wykorzystać, bo biorąc pod uwagę koszty finansowe może się okazać, że segment nie jest w stanie spłacić kapitału" - powiedział Wadowski.

Jednym z prowadzonych działań poprawiających rentowność jest zmiana struktury produkowanego węgla.

"W większym stopniu nastawiamy się na sortymenty grube i średnie, głównie grube. To powinno pomóc podwyższyć cenę" - powiedział.

Spółka zakłada, że segment może mieć dodatni cash flow przy wydobyciu węgla powyżej 7 mln ton.

Wadowski ocenił, że 2020 rok może być trudny w całym krajowym sektorze górnictwa.

"W branży energetycznej jest niższe zużycie węgla. Import energii wypycha najdroższe jednostki z systemu, tak naprawdę zużywające najwięcej węgla. (...) Na pewno wydobycie będzie pod presją rynku. (...) To będzie pewnie trudny rok. Nie widać sygnałów, które mogłyby wskazywać na poprawę sytuacji" - powiedział.

Wskazał na bardzo wysokie zapasy węgla.

W jego ocenie ceny węgla w przyszłym roku na polskim rynku mogą być stabilne, z lekką tendencją do wzrostu.

"Spodziewamy się, że w 2020 roku ceny węgla w Polsce, z uwagi na kontrakty długoterminowe, które obowiązują przede wszystkim pomiędzy PGG a energetyką, mogą być stabilne, być może lekko wzrosną" - powiedział.

Dodał, że ceny węgla w imporcie raczej nie powinny już być niższe. (PAP Biznes)

pel/ pr/ asa/

"Jesteśmy w trakcie procesu sprzedaży Tauron Ciepło i kopalni Janina. Były prowadzone badania tych aktywów przez potencjalnych oferentów, ale nie ma żadnej decyzji o wyborze zainteresowanych podmiotów. Jeśli taki wybór zostanie dokonany, poinformujemy o tym" - powiedział Wadowski.

Pod koniec maja Tauron przedstawił aktualizację kierunków strategicznych grupy na lata 2016-2025. Zakłada ona zwiększenie do 66 proc. udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym Tauronu do 2030 roku. Spółka bierze pod uwagę ograniczenie działalności w segmentach górniczym i ciepłowniczym oraz sprzedaż części aktywów. Jak wówczas podano, analizowane będą opcje poszukiwania nabywców dla należącej do Tauronu Wydobycie kopalni Janina oraz dla spółki Tauron Ciepło.

Wadowski poinformował też, że Tauron jest w trakcie składania wniosku taryfowego w sprawie cen energii elektrycznej na 2020 rok, ale nie podał szczegółów. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Jesteśmy na etapie przygotowywania programu funkcjonowania i optymalizacji kosztowej dla segmentu wydobycie. Ten program wkrótce zostanie opracowany, skonsultowany ze stroną społeczną i przedstawiony do publicznej wiadomości. Niezależnie od niego cały czas pracujemy nad poprawą efektywności" - powiedział Wadowski.

"Żeby jednak mówić o przełomie, musimy zakończyć nasze plany inwestycyjne dotyczące budowy szybu Grzegorz w ZG Sobieski i poziomu 800 m w ZG Janina. Do tego czasu segment będzie pod presją niskiego wydobycia" - dodał.

Po trzech kwartałach 2019 roku EBITDA segmentu wydobycie Tauronu jest ujemna i wynosi: -262 mln zł. EBIT segmentu wynosi: -676 mln zł, a przychody: 733 mln zł. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Komisja Krajowa WZZ +Sierpień 80+ w związku z zamiarem likwidacji Ministerstwa Energii i rozproszenia kompetencji resortu pomiędzy różne inne ministerstwa, zwraca się bezpośrednio do Pana z wnioskiem o osobiste zajęcie się sprawą (...) Jak wynika z opublikowanych w ostatnich godzinach przez grupę Tauron Polska Energia danych finansowych, spółka Tauron Wydobycie (kopalnie: ZG +Brzeszcze+, ZG +Janina+, ZG +Sobieski+) za trzy kwartały br. osiągnęła stratę w wysokości 262 mln zł. Wobec tego, WZZ +Sierpień 80+ domaga się upublicznienia wyników audytu przeprowadzonego we wrześniu i w październiku br. w spółce Tauron Wydobycie" - napisano w liście do premiera.

W ocenie związkowców, kopalnie Tauron Wydobycie mogą stanąć przed perspektywą likwidacji, wobec braku poczucia odpowiedzialności zarządu spółki.

"Załogi górnicze kopalń Tauron Wydobycie domagają się informacji o zaleceniach pokontrolnych audytu i znać chcą czy winni zaniedbaniom ponieśli jakiekolwiek konsekwencje. W ostatnich czterech latach Tauron Wydobycie był dofinansowywany ogromnymi środkami na inwestycje, lecz środków tych nie zrealizowano zgodnie z przeznaczeniem. Świadczy o tym głęboka zapaść, w którą popadły kopalnie Tauronu. Pomimo ogromnych pieniędzy zapisanych na inwestycje, nastąpił drastyczny spadek mocy wydobywczej. W 2018 roku wydobyto o 1 mln ton węgla mniej. Obecnie natomiast nie nastąpiła żadna poprawa, przez co wszystkie trzy kopalnie spółki nie wydobywają więcej niż 6 tys. ton dobowo. Wynika z tego, że środki publiczne zostały zmarnowane lub wyprowadzone ze spółki przy braku jakichkolwiek działań nadzoru właścicielskiego" - dodano.

Jak podano, WZZ "Sierpień 80" chce dowiedzieć się jakie działania zamierza podjąć Rząd, nowy resort zajmujący się sprawami górnictwa i Grupa Tauron, aby wdrożyć program naprawczy w Tauron Wydobycie, by przywrócić rentowność oraz wyeliminować nieprawidłowości.

"Potrzeba szybkich i trudnych decyzji oraz odważnych działań (...) Ich brak skutkować będzie tym, że wszystkie trzy kopalnie Tauron Wydobycie staną przed realną groźbą likwidacji, a my przed realną likwidacją tysięcy miejsc pracy, które te kopalnie tworzą" - napisano. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Dane operacyjne za trzeci kwartał 2019 roku:

Wynik EBITDA grupy Tauron w trzecim kwartale według obszarów działalności (w tys. zł):

(PAP)

pel/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 188,3 mln zł wobec 285,8 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 330,2 mln zł wobec 350,7 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 808 mln zł (795 mln zł przed rokiem), a przychody sięgnęły 4,862 mld zł (4,476 mld zł rok wcześniej).

EBITDA segmentu Wydobycie była ujemna, na poziomie minus 119 mln zł. W segmencie Wytwarzania grupa zanotowała 126 mln zł zysku EBITDA, w Dystrybucji 663 mln zł, a w Sprzedaży 110 mln zł.

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z końca października. Tauron informował wtedy, że według szacunków EBITDA grupy wyniosła 808 mln zł, zysk operacyjny 330 mln zł, zysk netto 188 mln zł, a przychody 4.862 mln zł.

Po trzech kwartałach 2019 roku grupa Tauron miała 854,5 mln zł zysku netto (bez zmian rdr), 1,32 mld zł zysku operacyjnego (wzrost o 1 proc. rdr), 3 mld zł EBITDA (spadek o 1 proc. rdr) przy przychodach ze sprzedaży i rekompensatach na poziomie 15,26 mld zł (wzrost o 15 proc. rdr).

Spółka podała, że wzrost przychodów został osiągnięty dzięki wyższym przychodom ze sprzedaży energii elektrycznej (wyższe ceny osiągane na rynku hurtowym i detalicznym).

"W trzech kwartałach 2019 r. zanotowaliśmy zbliżony do ubiegłorocznego wynik EBITDA, który wyniósł trzy miliardy złotych. Warto wspomnieć, że w kolejnych okresach wyniki grupy będą wzmacniane przychodami generowanymi przez zakupione farmy wiatrowe (o mocy 180 MW - przyp. PAP Biznes) oraz – od 2020 r. – zyskiem generowanym przez nowy blok w Jaworznie" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, wiceprezes ds. finansów Marek Wadowski.

Prezes Filip Grzegorczyk poinformował, że po tym jak spółka kupiła 5 farm wiatrowych o mocy 180 MW i rocznej produkcji energii z OZE w wysokości ok. 450 GWh, pracuje nad kolejnymi projektami, które pozwolą zrealizować cele strategiczne, w tym m.in. znaczący wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w miksie energetycznym grupy.

Grupa Tauron wyprodukowała w okresie trzech kwartałów 2019 r. 10,4 TWh energii elektrycznej, a rok wcześniej – 11,9 TWh. Jak podała spółka, zmiana wielkości produkcji była konsekwencją realizacji przyjętej strategii handlowej.

Produkcja z odnawialnych źródeł energii wyniosła niemal 1 TWh i zwiększyła się o 41 proc. rdr. Wzrost ten wynikał z występowania korzystnych warunków wietrznych i hydrologicznych oraz wyższej produkcji jednostek biomasowych.

Sprzedaż ciepła po trzech kwartałach 2019 r. ukształtowała się na poziomie 9,6 PJ i była na zbliżonym poziomie rdr.

W ciągu 9 miesięcy grupa dostarczyła łącznie 38,7 TWh energii elektrycznej, bez większych zmian rdr. W trzecim kwartale 2019 r. liczba klientów segmentu Dystrybucja przekroczyła 5,6 mln.

Grupa w trzech kwartałach sprzedała 25 TWh energii do odbiorców końcowych wobec 25,4 TWh przed rokiem.

Produkcja węgla handlowego wyniosła 2,94 mln ton i była niższa o 19 proc. rdr. Spółka tłumaczy, że to m.in. z powodu trudnych warunków geologicznych w ZG Sobieski oraz ZG Brzeszcze. Wolumen sprzedaży węgla w trzech kwartałach 2019 r. wyniósł 2,96 mln ton, co oznacza spadek o 16 proc. rdr i wynika z niższej zrealizowanej produkcji.

Nakłady inwestycyjne grupy Tauron w okresie trzech kwartałów 2019 r. wyniosły 2,74 mld zł i były o 12 proc. wyższe rdr. Było to konsekwencją przede wszystkim zwiększonych nakładów w segmentach Dystrybucja (wzrost o 144 mln zł), Wydobycie (wzrost o 89 mln zł) i Wytwarzanie (wzrost o 63 mln zł).

Jak podała spółka, łączny capex w segmencie Dystrybucja wyniósł 1,33 mld zł, a największe środki przeznaczone zostały na modernizację i odtworzenie sieci dystrybucyjnej (754 mln zł) oraz budowę nowych przyłączy (487 mln zł). W segmencie Wytwarzanie największe wydatki związane były z budową bloku o mocy 910 MW w Jaworznie (513 mln zł). Stan zaawansowania prac przy budowie tego bloku wynosi 96 proc., a jego oddanie do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r.

Na koniec września wskaźnik dług netto/EBITDA wynosił 2,83x (bez zadłużenia wynikającego z wyemitowanych obligacji podporządkowanych w wysokości 1,96 mld zł). Na koniec września 2018 roku wskaźnik wynosił 2,24x. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 188,3 mln zł wobec 285,8 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 330,2 mln zł wobec 350,7 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 808 mln zł (795 mln zł przed rokiem), a przychody sięgnęły 4,862 mld zł (4,476 mld zł rok wcześniej).

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z końca października. Tauron informował wtedy, że według szacunków EBITDA grupy wyniosła 808 mln zł, zysk operacyjny 330 mln zł, zysk netto 188 mln zł, a przychody 4.862 mln zł. (PAP Biznes)

pel/

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/

Zakończenie inwestycji jest zaplanowane na początek przyszłego roku.

"Liczymy na to, że doświadczenia zdobyte przy systemie magazynowania w Cieszanowicach, szczególnie w zakresie technicznej i ekonomicznej użyteczności systemu, zostaną wykorzystane w innych lokalizacjach, gdzie są zainstalowane niestabilne źródła energii. Projekt ma również potwierdzić w praktyce korzyści z magazynowania energii elektrycznej w oparciu o innowacyjne magazyny energii wykorzystujące ogniwa elektrochemiczne" - powiedział Tomasz Rodziewicz, kierownik Biura innowacji i Nowych Technologii w Tauron Dystrybucja.

Budowany pilotażowy stacjonarny system magazynowania energii elektrycznej w Cieszanowicach będzie miał moc znamionową 3,16 MVA, a pojemność użyteczną 774 kWh. Na realizację projektu Tauron Dystrybucja pozyskał dofinasowanie ze środków Unii Europejskiej w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020. (PAP Biznes)

pr/ ana/

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

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 42/2019 z 24 października 2019 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") przekazuje w załączeniu otrzymane 31 października 2019 r. od akcjonariusza Skarb Państwa projekty uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zwołanego na 21 listopada 2019 r. ("NWZ"), dotyczące następujących punktów porządku obrad NWZ:

- Podjęcie uchwały w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenia uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenie uchwały nr 36 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 29 maja 2017 r. w sprawie zmiany uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenia uchwały nr 26 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 8 maja 2019 r. w sprawie zmiany uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu,

- Podjęcie uchwały w sprawie zmiany uchwały nr 6 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Rady Nadzorczej.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 4) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

Elektrobudowa informowała we wrześniu, że podjęła z Tauron Ciepło rozmowy celem wypracowania rozwiązania kończącego spór pomiędzy stronami.

Elektrobudowa i Tauron Ciepło wyraziły wolę zawarcia ugody na posiedzeniu sądu 17 września.

W połowie lipca Bank PKO BP wypłacił na rzecz Tauron Ciepło ok. 12,6 mln zł na podstawie gwarancji bankowej dobrego wykonania umowy z 20 czerwca 2013 roku, wystawionej w związku z realizacją przez Elektrobudowę budowy bloku ciepłowniczego w Zakładzie Wytwarzania w Tychach.

Elektrobudowa poinformowała wtedy o złożeniu pozwu przeciwko Tauron Ciepło oraz bankowi w celu ochrony swoich praw.

O żądaniu przez Tauron Ciepło wypłaty środków z gwarancji bankowej Elektrobudowa informowała na początku lipca. Tauron Ciepło domagał się od niej obniżenia o około 12,5 mln zł wynagrodzenia z tytułu realizacji w latach 2013-2016 kontraktu na budowę nowego bloku ciepłowniczego w Tychach. Spółka podawała również, że Tauron Ciepło skierował na początku czerwca do spółki wezwanie do zapłaty kwoty obniżonego wynagrodzenia oraz odszkodowania, a także informację, iż brak realizacji żądań może skutkować podjęciem działań związanych ze skorzystaniem z gwarancji bankowej. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Po godz. 9.15 kurs Tauronu rośnie ponad 3 proc.

BARTŁOMIEJ KUBICKI, ANALITYK SOCIETE GENERALE:

"Spółka pokazała dobry wynik w dystrybucji, prawie 7 proc. wzrostu EBITDA w trzecim kwartale, ale po 9 miesiącach jest płasko. Pewnie nastąpiły jakieś przesunięcia opeksowe między kwartałami, więc trudno przywiązywać wagę dla samych kwartalnych wyników.

Segment sprzedaży też wypadł całkiem nie najgorzej, ale w tym roku nie można przywiązywać większej wagi do tego segmentu z powodu dużego zamieszania, trudno wyciągnąć wnioski strukturalne.

Najważniejszy jest segment górnictwa, którego wynik jest bardzo słaby. W drugim kwartale mieli 1 mln ton wydobycia, co było historycznie najniższym poziomem, a w trzecim kwartale wydobycie było jeszcze niższe, na poziomie 0,69 mln ton. To świadczy o problemie tych kopalń, z kwartału na kwartał jest coraz gorzej. Przydałaby się jakaś prognoza spółki.

Pomimo tego, że wyniki Tauronu są lekko wyższe rdr i są powyżej konsensusu, jestem rozczarowany, przede wszystkim segmentem wydobycia".

DM BDM (raport poranny):

"Raportowana i oczyszczona EBITDA w 3Q’19 4 proc. wyższa od naszych oczekiwań i 7 proc. od konsensusu. Spółka kolejny raz pokazała sporo zdarzeń jednorazowych w segmencie sprzedaży (+87 mln zł vs +88 mln zł oczekiwań), które dotyczyły głównie korekty rekompensat za 3Q’19 (+59), kwoty różnicy ceny za 1H’19 (+15), rozwiązania rezerwy na G (+50), rekompensaty za 10.19 (+26) i korekty przychodów za 3Q’19 (-52) oraz 1H’19 (-45). Tym samym powtarzalny wynik Sprzedaży jest poniżej oczekiwań i jest to największe odchylenie.

Mniejsza od oczekiwań strata w Wydobyciu przy rekordowo niskiej w historii produkcji (0,7 mln ton przy kwartalnej średniej 1,4 mln ton!!) nie zaciera negatywnego obrazu segmentu. Spółka jest obecnie w procesie zbycia kopalni (Janina), która odpowiada za większą część strat segmentu.

CAPEX w 3Q’19 wyniósł 1,1 mld zł (-4 proc. vs oczekiwania), przez co dług netto kalkulowany przez spółkę do kowenantów wzrósł do 9,67 mld zł (+2,81x EBITDA). Faktyczne zadłużenie netto (z obligacjami hybrydowymi+ MSSF 16) jest oczywiście większe (szac. 11,9 mld zł, ok. 3,45x EBITDA)".

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

Tauron szacuje zysk netto w trzecim kwartale 2019 roku na 188 mln zł, EBITDA za ten okres wyniosła 808 mln zł - poinformowała spółka w komunikacie. Analitycy ankietowani przez PAP Biznes oczekiwali wyniku EBITDA na poziomie 755,5 mln zł, a zysku netto na poziomie 172 mln zł.

Tauron podał, że przychody grupy w trzecim kwartale wyniosły 4.862 mln zł, przy konsensusie 5.108 mln zł.

Zysk operacyjny Tauronu wyniósł w trzecim kwartale 330 mln zł, wobec konsensusu 283,3 mln zł.

Wśród istotnych czynników, mających wpływ na wyniki trzeciego kwartału 2019 r., Tauron wymienił m.in. koszty finansowe z tytułu ujemnych różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zmniejszenie wyniku finansowego brutto grupy w trzecim kwartale o 81 mln zł (brak wpływu na EBITDA).

W segmencie Sprzedaż grupa m.in. skorygowała szacunek rekompensat należnych za trzeci kwartał 2019 r. do wysokości 158 mln zł w związku z regulacjami prawnymi, dotyczącymi cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w 2019 r. (co w stosunku do szacunku ujętego w pierwszym półroczu 2019 r. wpłynęło na wzrost przychodów o kwotę 59 mln zł), rozpoznała rekompensatę w wysokości 26 mln zł za październik 2019 r. oraz skorygowała wartość rekompensat za pierwsze półrocze 2019 r., co wpłynęło na zwiększenie przychodów o 15 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Szacunkowe dane operacyjne za trzeci kwartał i narastająco w porównaniu rdr (wg wyliczeń PAP Biznes):

Wynik EBITDA grupy Tauron w trzecim kwartale i narastająco według obszarów działalności (w mln zł):

(PAP Biznes)

doa/ asa/

Tauron podał, że przychody grupy w trzecim kwartale wyniosły 4.862 mln zł, przy konsensusie 5.108 mln zł.

Zysk operacyjny Tauronu wyniósł w trzecim kwartale 330 mln zł, wobec konsensusu 283,3 mln zł.

EBITDA segmentu dystrybucji wyniosła w trzecim kwartale 663 mln zł, EBITDA segmentu wytwarzanie sięgnęła 126 mln zł, w sprzedaży 110 mln zł, a wynik EBITDA segmentu wydobycie był ujemny i wyniósł minus 119 mln zł.

Narastająco, po dziewięciu miesiącach 2019 r. Tauron szacuje, że grupa wypracowała 3.016 mln zł EBITDA, EBIT 1.319 mln zł, zysk netto 854 mln zł, a przychody 15.260 mln zł.

EBITDA segmentu dystrybucji po dziewięciu miesiącach wynosi 2.000 mln zł, wytwarzania 666 mln zł, sprzedaży 534 mln zł, a wydobycia minus 262 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy po trzech kwartałach sięgnęły 2.741 mln zł. Dług netto na koniec września wynosi 9.674 mln zł, a wskaźnik dług netto/EBITDA 2,83x.

W ciągu dziewięciu miesięcy dystrybucja energii elektrycznej w grupie Tauron wyniosła 38,74 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 37,40 TWh, produkcja energii elektrycznej brutto 10,41 TWh, produkcja ciepła 7,14 PJ, sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 25,02 TWh, produkcja węgla handlowego 2,94 mln ton, a jego sprzedaż 2,96 mln ton.

Wśród istotnych czynników, mających wpływ na wyniki trzeciego kwartału 2019 r., Tauron wymienił m.in. koszty finansowe z tytułu ujemnych różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zmniejszenie wyniku finansowego brutto grupy w trzecim kwartale o 81 mln zł (brak wpływu na EBITDA).

W segmencie Sprzedaż grupa m.in. skorygowała szacunek rekompensat należnych za trzeci kwartał 2019 r. do wysokości 158 mln zł w związku z regulacjami prawnymi, dotyczącymi cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w 2019 r. (co w stosunku do szacunku ujętego w pierwszym półroczu 2019 r. wpłynęło na wzrost przychodów o kwotę 59 mln zł), rozpoznała rekompensatę w wysokości 26 mln zł za październik 2019 r. oraz skorygowała wartość rekompensat za pierwsze półrocze 2019 r., co wpłynęło na zwiększenie przychodów o 15 mln zł.

Dodatkowo, grupa częściowo wykorzystała rezerwę w wysokości 50 mln zł utworzoną w 2018 r. w łącznej wysokości 214 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia związane z dostawami energii dla odbiorców z grupy taryfowej G i częściowo wykorzystała rezerwę w wysokości 34 mln zł utworzoną w pierwszym półroczu 2019 r. w łącznej wysokości 68 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia związane z odbiorcami, którzy zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi skorzystali z prawa do obniżenia ceny zakupu energii elektrycznej w drugim półroczu 2019 r.

Jak podano, w trzecim kwartale w segmencie Sprzedaż grupa ujęła także korekty przychodów w wysokości 52 mln zł z tytułu obniżenia cen sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom, którzy zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi skorzystali z prawa do obniżenia ceny zakupu energii elektrycznej w drugim półroczu 2019 r. oraz zaktualizowała wartość korekt zmniejszających przychody od klientów dotyczące pierwszego półrocza 2019, co wpłynęło na obniżenie przychodów o 45 mln zł.

Grupa podała, że przedstawione wyniki finansowe mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie, a ostateczne wartości zostaną przedstawione w skonsolidowanym raporcie za trzeci kwartał 2019 r., którego publikację zaplanowano na 13 listopada 2019 r. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Tauron podał, że przychody grupy w trzecim kwartale wyniosły 4.862 mln zł, przy konsensusie 5.108 mln zł.

Zysk operacyjny Tauronu wyniósł w trzecim kwartale 330 mln zł, wobec konsensusu 283,3 mln zł.

Wśród istotnych czynników, mających wpływ na wyniki trzeciego kwartału 2019 r., Tauron wymienił m.in. koszty finansowe z tytułu ujemnych różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zmniejszenie wyniku finansowego brutto grupy w trzecim kwartale o 81 mln zł (brak wpływu na EBITDA).

W segmencie Sprzedaż grupa m.in. skorygowała szacunek rekompensat należnych za trzeci kwartał 2019 r. do wysokości 158 mln zł w związku z regulacjami prawnymi, dotyczącymi cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w 2019 r. (co w stosunku do szacunku ujętego w pierwszym półroczu 2019 r. wpłynęło na wzrost przychodów o kwotę 59 mln zł), rozpoznała rekompensatę w wysokości 26 mln zł za październik 2019 r. oraz skorygowała wartość rekompensat za pierwsze półrocze 2019 r., co wpłynęło na zwiększenie przychodów o 15 mln zł. (PAP Biznes)

doa/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") przekazuje wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe oraz operacyjne Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. ("Grupa TAURON") za I-III kwartał 2019 r. i III kwartał 2019 r.

Wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe za:

(a) I-III kwartał 2019 r.

Przychody ze sprzedaży i rekompensaty: 15 260 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 3 016 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 2 000 mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 666 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 534 mln zł

- EBITDA segmentu Wydobycie: (262) mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 1 319 mln zł

Zysk brutto: 1 105 mln zł

Zysk netto: 854 mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 2 741 mln zł

Dług netto na 30 września 2019 r.: 9 674 mln zł

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 30 września 2019 r.: 2,83x

(b) III kwartał 2019 r.

Przychody ze sprzedaży i rekompensaty: 4 862 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 808 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 663 mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 126 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 110 mln zł

- EBITDA segmentu Wydobycie: (119) mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 330 mln zł

Zysk brutto: 230 mln zł

Zysk netto: 188 mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 1 099 mln zł

Wybrane szacunkowe dane operacyjne za:

(a) I-III kwartał 2019 r.

Dystrybucja energii elektrycznej: 38,74 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 37,40 TWh

Produkcja energii elektrycznej brutto: 10,41 TWh

Produkcja ciepła: 7,14 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 25,02 TWh

Produkcja węgla handlowego: 2,94 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 2,96 mln ton

(b) III kwartał 2019 r.

Dystrybucja energii elektrycznej: 12,66 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 12,18 TWh

Produkcja energii elektrycznej brutto: 3,26 TWh

Produkcja ciepła: 0,73 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 8,00 TWh

Produkcja węgla handlowego: 0,69 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 0,78 mln ton

Istotne czynniki mające wpływ na wyniki III kwartału 2019 r.:

a) koszty finansowe z tytułu ujemnych różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zmniejszenie wyniku finansowego brutto Grupy TAURON w III kwartale 2019 r. o 81 mln zł (brak wpływu na EBITDA),

b) w segmencie Sprzedaż w III kwartale 2019 r. Grupa TAURON:

- skorygowała szacunek rekompensat należnych za III kwartał 2019 r. do wysokości 158 mln zł w związku z regulacjami prawnymi dotyczącymi cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w 2019 r. (co w stosunku do szacunku ujętego w I półroczu 2019 r. wpłynęło na wzrost przychodów o kwotę 59 mln zł), rozpoznała rekompensatę w wysokości 26 mln zł za październik 2019 r. zgodnie z MSR 37.53 do wysokości nieprzekraczającej utworzonej rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia oraz skorygowała wartość rekompensat za I półrocze 2019 r. (kwota różnicy ceny), co wpłynęło na zwiększenie przychodów o 15 mln zł,

- częściowo wykorzystała rezerwę w wysokości 50 mln zł utworzoną w 2018 r. w łącznej wysokości 214 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia związane z dostawami energii dla odbiorców z grupy taryfowej G i częściowo wykorzystała rezerwę w wysokości 34 mln zł utworzoną w I półroczu 2019 r. w łącznej wysokości 68 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia związane z odbiorcami, którzy zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi skorzystali z prawa do obniżenia ceny zakupu energii elektrycznej w II półroczu 2019 r.,

- ujęła korekty przychodów w wysokości 52 mln zł z tytułu obniżenia cen sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom, którzy zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi skorzystali z prawa do obniżenia ceny zakupu energii elektrycznej w II półroczu 2019 r. oraz zaktualizowała wartość korekt zmniejszających przychody od klientów dotyczące I półrocza 2019, co wpłynęło na obniżenie przychodów o 45 mln zł.

Przedstawione powyżej wyniki finansowe mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.

Ostateczne wartości zostaną przedstawione w skonsolidowanym raporcie za III kwartał 2019 r., którego publikację zaplanowano na 13 listopada 2019 r.

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

kom espi zdz

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

Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, iż w dniu 30 października 2019 r. otrzymał od akcjonariusza reprezentującego co najmniej jedną dwudziestą kapitału zakładowego Spółki, tj. KGHM Polska Miedź S.A., żądanie umieszczenia w porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zwołanego na dzień 21 listopada 2019 r. ("NWZ") punktu dotyczącego podjęcia uchwał w sprawie zmian w składzie Rady Nadzorczej Spółki.

W związku z powyższym, działając na podstawie art. 401 § 2 Kodeksu spółek handlowych, Spółka niniejszym ogłasza o dokonanej zmianie w porządku obrad NWZ, polegającej na dodaniu punktu, który oznacza się jako 9. Jednocześnie dotychczasowy punkt 9 w brzmieniu: "Zamknięcie obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia" oznacza się jako 10. Brzmienie punktów 9 i 10 zostało przedstawione poniżej:

9. Podjęcie uchwał w sprawie zmian w składzie Rady Nadzorczej Spółki.

10. Zamknięcie obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

Zmieniony porządek obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia:

1. Otwarcie obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

2. Wybór Przewodniczącego Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

3. Stwierdzenie prawidłowości zwołania Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia i jego zdolności do powzięcia wiążących uchwał.

4. Przyjęcie porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

5. Podjęcie uchwały w sprawie uchylenia tajności głosowania w sprawie wyboru komisji powoływanych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie.

6. Wybór Komisji Skrutacyjnej Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

7. Podjęcie uchwały w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenia uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenie uchwały nr 36 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 29 maja 2017 r. w sprawie zmiany uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenia uchwały nr 26 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 8 maja 2019 r. w sprawie zmiany uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu.

8. Podjęcie uchwały w sprawie zmiany uchwały nr 6 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Rady Nadzorczej.

9. Podjęcie uchwał w sprawie zmian w składzie Rady Nadzorczej Spółki.

10. Zamknięcie obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

Poniżej Spółka przedstawia uzasadnienie otrzymane od KGHM Polska Miedź S.A. dotyczące nowego punktu porządku obrad NWZ.

Uzasadnienie do punktu 9 porządku obrad:

KGHM Polska Miedź S.A. zamierza zaproponować uzupełnienie składu Rady Nadzorczej Spółki. Odpowiednie wnioski zostaną przedstawione na NWZ.

Spółka w załączeniu przekazuje zmieniony projekt uchwały w sprawie przyjęcia porządku obrad NWZ.

Treść pozostałych opublikowanych w raporcie bieżącym nr 42/2019 projektów uchwał NWZ nie uległa zmianie.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 3) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. 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 TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") przekazuje do publicznej wiadomości treść projektów uchwał, które mają być przedmiotem obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia TAURON Polska Energia S.A. zwołanego na dzień 21 listopada 2019 r. na godz. 10:00 w hotelu Novotel Katowice Centrum w Katowicach przy al. Roździeńskiego 16 (sala konferencyjna - parter).

Wyżej wymienione projekty uchwał stanowią załącznik do niniejszego raportu bieżącego.

Równocześnie Zarząd Spółki informuje, iż projekty uchwał dotyczące następujących punktów porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki:

1) Podjęcie uchwały w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenia uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenie uchwały nr 36 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 29 maja 2017 r. w sprawie zmiany uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenia uchwały nr 26 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 8 maja 2019 r. w sprawie zmiany uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu,

2) Podjęcie uchwały w sprawie zmiany uchwały nr 6 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki pod firmą: TAURON Polska Energia S.A. z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Rady Nadzorczej,

zostaną opublikowane odrębnym raportem bieżącym niezwłocznie po ich otrzymaniu od Ministra Energii, wykonującego uprawnienia akcjonariusza Skarbu Państwa reprezentującego 30,06% kapitału zakładowego Spółki, który zażądał zwołania Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki i umieszczenia wyżej wymienionych punktów w porządku obrad. Minister Energii żądając zwołania Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki poinformował, iż projekty uchwał we wskazanym powyżej zakresie zostaną przekazane bez zbędnej zwłoki po ich uprzednim doprecyzowaniu.

Szczegółowa podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. 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

W związku z otrzymanym w dniu 18 października 2019 r. od Ministra Energii, wykonującego uprawnienia akcjonariusza Skarbu Państwa reprezentującego 30,06% kapitału zakładowego TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka"), żądaniem zwołania Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki i umieszczenia w porządku obrad punktów dotyczących zasad kształtowania wynagrodzeń członków Zarządu i Rady Nadzorczej Spółki, Zarząd Spółki, działając na podstawie art. 398, art. 399 § 1, art. 400 i art. 402 1 Kodeksu spółek handlowych oraz § 30 ust. 1 Statutu Spółki, zwołuje Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki na dzień 21 listopada 2019 r. na godz. 10:00 w hotelu Novotel Katowice Centrum w Katowicach przy al. Roździeńskiego 16 (sala konferencyjna - parter).

Ogłoszenie o zwołaniu Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia TAURON Polska Energia S.A., dokonane zgodnie z art. 402 2 Kodeksu spółek handlowych stanowi załącznik do niniejszego raportu bieżącego.

Szczegółowa podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 1) 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 (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 757).

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

kom espi zdz

Dyrektor w Funduszu Górnośląskim Łukasz Gruszewski wyjaśnił, że zaangażowanie Funduszu w to przedsięwzięcie wynika m.in. z posiadanych aktywów, które mogą zostać wykorzystane bezkosztowo pod budowę elektrowni fotowoltaicznych, co przełożyłoby się na korzyści w procesie inwestycyjnym i ostateczną kalkulację ceny.

Wyjaśnił, że na razie partnerzy ustalili część zasad współpracy, nie są natomiast jeszcze rozstrzygnięte kwestie m.in. kto będzie inwestorem czy też, kto będzie odpowiadał za wykonanie przedsięwzięcia.

Istniejący od blisko 25 lat Fundusz Górnośląski to spółka należąca do samorządu woj. śląskiego. Do jej głównych zadań należy rozwój rynków kapitałowych w regionie oraz działanie na rzecz rozwoju przedsiębiorczości i tworzenia miejsc pracy. Swoją misję realizuje m.in. poprzez inwestycje w podmioty gospodarcze oraz współpracę z samorządami. (PAP)

mtb/ je/ osz/

Rozszerzenie zakresu umowy nie spowoduje przekroczenia zakładanych łącznych nakładów na inwestycję.

"W wyniku negocjacji uzgodniono, że konsorcjum wykona dodatkowe zadania, w tym: przeprowadzi działania optymalizacyjne w kierunku rozszerzenia pola paliwowego celem uelastycznienia warunków pracy bloku oraz zagwarantowania spełnienia przyszłych wymagań środowiskowych, m.in. dostarczy dodatkową warstwę katalizatora i instalację dozowania addytywu do instalacji odsiarczania spalin w celu redukcji emisji rtęci" - napisano w komunikacie Tauronu.

"Dodatkowo konsorcjum po oddaniu bloku do eksploatacji przeprowadzi działania optymalizacyjne mające na celu weryfikację spełniania przez blok zmienionych parametrów technicznych" - dodano.

Jak podał Tauron, wdrożenie zmian pozytywnie wpłynie na parametry techniczno-środowiskowe bloku oraz umożliwi optymalizację kosztową w trakcie jego eksploatacji.

"Takie rozwiązanie pozwoli na dodatkowe obniżenie poziomu emisji szkodliwych substancji do środowiska, a rozszerzone pole paliwowe umożliwi grupie Tauron większą elastyczność kontraktacji węgla" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, wiceprezes Tauronu Jarosław Broda.

Strony uzgodniły, że niezbędne będzie wprowadzenie zmian do umowy, w szczególności dotyczących jej wartości oraz harmonogramu realizacji budowy bloku. Ustalono, że cena netto określona w umowie zostanie zwiększona o kwotę 52,3 mln zł do kwoty 4.537,8 mln zł, a przejęcie bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r.

Wcześniej zakładano zakończenie budowy w czwartym kwartale 2019 roku.

Wprowadzenie zmian do umowy wymaga stosownych zgód korporacyjnych.

Jednocześnie Tauron poinformował, że zmiana warunków umowy nie spowoduje przekroczenia zakładanego łącznego poziomu nakładów, jakie przewidziano na realizację inwestycji, tj. 6,2 mld zł.

Zaawansowanie projektu budowy bloku energetycznego o mocy 910 MWe wynosi ponad 95 proc.

Jak podano, prace rozruchowe zostały rozpoczęte w drugim półroczu 2018 r. Aktualnie projekt jest w fazie rozruchu gorącego.

Formuła realizacji budowy bloku obejmuje podział projektu na kontrakt główny - kotłownia, maszynownia, obiekty IOS - realizowany przez konsorcjum Rafako - Mostostal Warszawa oraz 12 gospodarek pomocniczych i towarzyszących.

880 mln zł w projekt Jaworzno zainwestował Polski Fundusz Rozwoju. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"W wyniku negocjacji uzgodniono, że konsorcjum wykona dodatkowe zadania, w tym: przeprowadzi działania optymalizacyjne w kierunku rozszerzenia pola paliwowego celem uelastycznienia warunków pracy bloku oraz zagwarantowania spełnienia przyszłych wymagań środowiskowych, m.in. dostarczy dodatkową warstwę katalizatora i instalację dozowania addytywu do instalacji odsiarczania spalin w celu redukcji emisji rtęci" - napisano w komunikacie.

"Dodatkowo konsorcjum po oddaniu bloku do eksploatacji przeprowadzi działania optymalizacyjne mające na celu weryfikację spełniania przez blok zmienionych parametrów technicznych" - dodano.

Jak podał Tauron, wdrożenie zmian pozytywnie wpłynie na parametry techniczno-środowiskowe bloku oraz umożliwi optymalizację kosztową w trakcie jego eksploatacji.

"Dzięki rozszerzeniu zakresu prac możliwe będzie obniżenie poziomu substancji emitowanych przez blok do środowiska, a rozszerzone pole paliwowe umożliwi grupie Tauron większą elastyczność kontraktacji węgla" - podała spółka.

W związku z tym uzgodniono, że niezbędne będzie wprowadzenie zmian do umowy, w szczególności dotyczących jej wartości oraz harmonogramu realizacji budowy bloku. Ustalono, że cena netto określona w umowie zostanie zwiększona o kwotę 52,3 mln zł do kwoty 4.537,8 mln zł, a przejęcie bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r. Wprowadzenie zmian do umowy wymaga stosownych zgód korporacyjnych.

Jednocześnie Tauron poinformował, że zmiana warunków umowy nie spowoduje przekroczenia zakładanego łącznego poziomu nakładów, jakie przewidziano na realizację inwestycji budowy bloku energetycznego o mocy 910 MWe, tj. 6,2 mld zł.

Zaawansowanie projektu wynosi ponad 95 proc. (PAP Biznes)

pel/ asa/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 37/2019 z 17 września 2019 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że został powiadomiony, iż zespoły negocjacyjne spółki Nowe Jaworzno Grupa TAURON sp. z o.o., spółka zależna od Emitenta i konsorcjum RAFAKO S.A. - MOSTOSTAL WARSZAWA S.A. ("Konsorcjum") zakończyły 17 października 2019 r. główną część negocjacji.

Negocjacje dotyczyły rozszerzenia zakresu prac określonych w umowie na budowę bloku energetycznego o mocy 910 MWe na parametry nadkrytyczne ("Blok") w Elektrowni Jaworzno III - Elektrownia II ("Umowa").

W wyniku negocjacji uzgodniono, że Konsorcjum wykona dodatkowe zadania, w tym: przeprowadzi działania optymalizacyjne w kierunku rozszerzenia pola paliwowego celem uelastycznienia warunków pracy Bloku oraz zagwarantowania spełnienia przyszłych wymagań środowiskowych, m.in. dostarczy dodatkową warstwę katalizatora i instalację dozowania addytywu do instalacji odsiarczania spalin w celu redukcji emisji rtęci.

Dodatkowo Konsorcjum po oddaniu Bloku do eksploatacji przeprowadzi działania optymalizacyjne mające na celu weryfikację spełniania przez Blok zmienionych parametrów technicznych.

Wdrożenie wyżej wymienionych zmian pozytywnie wpłynie na parametry techniczno-środowiskowe Bloku oraz umożliwi optymalizację kosztową w trakcie jego eksploatacji. Dzięki rozszerzeniu zakresu prac możliwe będzie obniżenie poziomu substancji emitowanych przez Blok do środowiska, a rozszerzone pole paliwowe umożliwi Grupie TAURON większą elastyczność kontraktacji węgla.

W związku z tym uzgodniono, że niezbędne będzie wprowadzenie zmian do Umowy, w szczególności dotyczących jej wartości oraz harmonogramu realizacji budowy Bloku. Ustalono, że cena netto określona w Umowie zostanie zwiększona o kwotę 52,3 mln zł do kwoty 4 537,8 mln zł, a przejęcie Bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r. Wprowadzenie powyższych zmian do Umowy wymaga stosownych zgód korporacyjnych.

Jednocześnie Emitent informuje, że zmiana warunków Umowy nie spowoduje przekroczenia zakładanego łącznego poziomu nakładów, jakie przewidziano na realizację tej inwestycji, tj. 6,2 mld zł. Zaawansowanie projektu na dzień przekazania niniejszego raportu bieżącego wynosi ponad 95 proc.

Emitent poinformuje odrębnym raportem bieżącym o zawarciu aneksu wprowadzającego powyższe zmiany do Umowy.

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

kom espi zdz

Jak dodano, głównym celem realizowanych projektów będzie budowa i modernizacja sieci elektroenergetycznej pozwalająca na zwiększenie zdolności przyłączenia odnawialnych źródeł energii.

"Do naszej sieci dystrybucyjnej przyłączamy coraz więcej odnawialnych źródeł energii. Tylko w pierwszym półroczu tego roku przyłączyliśmy ich więcej, niż w całym 2018 roku. To dla energetyki duże wyzwanie, bo stale musimy dbać o dostosowanie naszej infrastruktury do wymagań przyłączanych instalacji. W ubiegłym roku przeznaczyliśmy ponad 1,1 mld zł na inwestycje związane z modernizacją i odtworzeniem sieci oraz przyłączyliśmy 63 tys. nowych klientów. Pozyskane dofinansowanie uzupełni nasze nakłady inwestycyjne, które w 2019 roku wynoszą ponad 1,7 mld zł" – powiedział Jerzy Topolski, wiceprezes Tauron Dystrybucja.

Dotychczas spółka wybudowała i zmodernizowała ponad 176 km sieci elektroenergetycznych SN i nN dla odnawialnych źródeł energii na terenie województwa dolnośląskiego oraz 180 km na terenie województwa małopolskiego. Do połowy 2020 roku planowanych jest kolejnych 80 km na terenie województwa małopolskiego.

Jak podała spółka, Tauron Dystrybucja podpisał 46 umów na dofinansowanie działań inwestycyjnych w ramach perspektywy finansowej 2014-2020 na kwotę dotacji ponad 195 mln zł. Są to projekty inwestycyjne mające na celu osiągnięcie funkcjonalności sieci inteligentnych, ograniczenie strat sieciowych, zapewnienie warunków technicznych dla realizacji nowych przyłączeń, w tym możliwości przyłączenia OZE oraz wzrost bezpieczeństwa energetycznego oraz jakości i ciągłości zasilania odbiorców. (PAP Biznes)

pel/ gor/

20 kwietnia 2017 r. Grupa Azoty i Tauron podpisały list intencyjny w sprawie projektu zgazowania węgla w Kędzierzynie Koźlu o wartości od 400 do 600 mln euro.

W lutym 2019 r. przedstawiciele Grupy Azoty informowali, że prace dotyczące projektu zgazowania węgla w Kędzierzynie są kontynuowane i przebiegają zgodnie z harmonogramem.

Informowano wówczas, że utworzenie spółki celowej wymaga uzyskania zgody UOKiK. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Jak podano, długoterminowa umowa serwisowa obejmuje m.in. ciągłe monitorowanie urządzenia, okresowe przeglądy, a także dostarczanie i montaż części zamiennych.

Zakładana jest możliwość przedłużenia umowy na kolejnych dwanaście lat.

Blok gazowo-parowy o mocy 450 MW budowany jest w Stalowej Woli przez spółkę Tauron Wytwarzanie z partnerem strategicznym PGNiG. Obok energii elektrycznej blok będzie wytwarzał ciepło na potrzeby komunalne i parę technologiczną dla pobliskich zakładów przemysłowych. Jednostka przejmie rolę podstawowego źródła ciepła dla około 60 tys. okolicznych mieszkańców.

Na terenie budowy trwają końcowe prace montażowe, a uruchomienie bloku do eksploatacji planowane jest na koniec pierwszego kwartału 2020 roku. (PAP Biznes)

doa/ ana/

"W liście strony podkreślają, że ich intencją jest nabycie bloku biomasowego należącego do Tauron Wytwarzanie przez ECSW. Strony rozpoczynają analizy warunków technicznych, ekonomicznych i prawnych nabycia bloku przez ECSW" - napisano w komunikacie prasowym.

Elektrociepłownia Stalowa Wola, w której Tauron Wytwarzanie oraz PGNiG Termika mają po 50 proc. akcji, buduje w Stalowej Woli nowoczesny blok gazowo-parowy o mocy 450 MWe. Blok będzie pracował w wysokosprawnej kogeneracji. Obok energii elektrycznej, będzie wytwarzał ciepło na potrzeby komunalne i parę technologiczną dla pobliskich zakładów przemysłowych. Przejęcie bloku do eksploatacji planowane jest na koniec I kwartału 2020 roku. (PAP Biznes)

doa/ 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/

"Nie spodziewamy się wielkich zmian w zakresie wyniku (EBITDA - przyp. PAP Biznes), ale zaznaczam, że jesteśmy przed formułowaniem szczegółowych planów. To bardziej nasze oczekiwania na dzisiaj" - powiedział Wadowski podczas telekonferencji.

Wadowski wskazał, że w segmencie wytwarzania główny wzrost wyniku EBITDA w przyszłym roku będzie miał miejsce w obszarze OZE, głównie dzięki zwiększeniu mocy wytwórczych w farmach wiatrowych, co - jak powiedział - powinno przynieść poprawę EBITDA o ponad 100 mln zł.

"W części konwencjonalnej efekt BAT-ów i nowego bloku w Jaworznie powinien się mniej więcej zbilansować, choć jeszcze nie przygotowaliśmy kontraktacji energii na 2020 rok" - powiedział wiceprezes.

W segmencie dystrybucji Tauron spodziewa się w 2020 roku stabilnej sytuacji.

"Zakładamy, że może wystąpić spadek tempa wzrostu w tym segmencie. Nie spodziewamy się wysokich wzrostów ilości dystrybuowanej energii, ale i istotnych spadków. W tym segmencie powinno być raczej stabilnie. Dużo zależy od taryfy zatwierdzonej przez URE" - powiedział Wadowski.

"W segmencie sprzedaży spodziewamy się poprawy. Zakładamy, że w 2020 roku ilość sprzedawanej energii może nieco wzrosnąć, ale nie spodziewamy się wielkich zmian w zakresie EBITDA, raczej sytuacja powinna być podobna do 2019 roku. Wiele zależy od tego, czy finalnie pojawią się w 2020 roku regulacje dotyczące cen" - dodał wiceprezes.

Poinformował, że w segmencie wydobycia Tauron spodziewa się poprawy efektywności wydobycia, ale nie na takim poziomie, by nastąpił przełom.

"To będzie praca organiczna. Musimy dokończyć strategiczne inwestycje" - powiedział.

Wskazał, że wyniki grupy Tauron w 2020 roku mogą też zależeć od ewentualnej sprzedaży kopalni Janina lub spółki Tauron Ciepło.

"Gdyby takie transakcje doszły do skutku, a to trudno jeszcze przesądzać, to mogą wpłynąć istotnie na wynik EBITDA" - powiedział wiceprezes Tauronu.

Po I półroczu 2019 roku grupa Tauron ma 2,21 mld zł EBITDA, co oznacza spadek o 2 proc. rdr. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Nie spodziewamy się wielkich zmian w zakresie wyniku (EBITDA - przyp. PAP Biznes), ale zaznaczam, że jesteśmy przed formułowaniem szczegółowych planów" - powiedział Wadowski podczas telekonferencji. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Ustawa prądowa w skali całego roku będzie miała neutralny wpływ na wyniki Tauronu" - powiedział Wadowski.

Tzw. ustawa prądowa oznacza wypłacanie spółkom energetycznym rekompensat finansowych z tytułu różnic cen prądu. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 666,1 mln zł wobec 567 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 988,6 mln zł wobec 954,9 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 2.208 mln zł (2.261,8 mln zł przed rokiem), a przychody sięgnęły 10.397,9 mln zł (8.825,5 mln zł rok wcześniej).

W komunikacie prasowym podano, że w wypracowanie w pierwszym półroczu przychodów wyższych o 18 proc. to konsekwencja głównie wyższych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, będących pochodną wyższych cen energii na rynku hurtowym i detalicznym.

W samym drugim kwartale Tauron miał 996,2 mln zł EBITDA wobec 936,2 mln zł rok wcześniej, przy przychodach na poziomie 5.085 mln zł (wobec 4.188 mln zł rok wcześniej). Zysk netto sięgnął 142,2 mln zł wobec 68,2 mln zł straty netto rok wcześniej.

Największy udział w EBITDA grupy mają: Segment Dystrybucja (61 proc. udziału) z EBITDA w wysokości 1.337 mln zł oraz Segment Wytwarzanie (24 proc. udziału) z EBITDA na poziomie 539 mln zł. EBITDA segmentu sprzedaży wyniosła 423 mln zł, a wydobycia minus 143 mln zł.

W drugim kwartale EBITDA segmentu Wydobycie była ujemna i wyniosła 98,7 mln zł, EBITDA segmentu Wytwarzanie wyniosła 152,4 mln zł, segmentu Dystrybucja 656 mln zł, a segmentu Sprzedaż 258,3 mln zł.

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy sprzed tygodnia. Tauron szacował wtedy, że w pierwszym półroczu przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 10.398 mln zł, EBITDA wyniosła 2.208 mln zł, zysk operacyjny 989 mln zł, a zysk netto 667 mln zł.

Tauron podawał wówczas, że w sprawozdaniu finansowym za pierwsze półrocze ujmie szacunek należnych rekompensat w wysokości 722 mln zł, korektę zmniejszającą przychody ze sprzedaży energii elektrycznej w wysokości 452 mln zł oraz utworzenie rezerwy w wysokości 68 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia.

W ocenie Tauronu, kompleksowy wpływ ustawy o cenach energii na wyniki miał być w pierwszym półroczu 2019 r. "zasadniczo" neutralny.

Nakłady inwestycyjne grupy w pierwszym półroczu 2019 r. wyniosły 1,64 mld zł i były wyższe o 5 proc. od nakładów poniesionych w tym samym okresie ubiegłego roku (1,56 mld zł).

Spółka podała, że wzrost spowodowany był przede wszystkim wyższymi inwestycjami w segmentach: Dystrybucja (wzrost o 90 mln zł) i Wydobycie (wzrost o 66 mln zł).

Łączny capex w segmencie Dystrybucja wyniósł 863 mln zł, a największe środki przeznaczone zostały na modernizację i odtworzenie sieci dystrybucyjnej (502 mln zł) oraz budowę nowych przyłączy (300 mln zł).

W segmencie Wytwarzanie największe wydatki związane były z budową bloku o mocy 910 MW w Jaworznie (254 mln zł). Stan zaawansowania prac na budowie bloku 910 MW w Jaworznie przekroczył 95 proc.

"Grupa Tauron posiada stabilną sytuację w zakresie płynności finansowej i ma zagwarantowane finansowanie do kwoty 4,23 mld zł. W kwietniu 2019 r. agencja ratingowa Fitch Ratings potwierdziła długoterminowe ratingi Tauron w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie +BBB+ z perspektywą stabilną" - napisano.

"Działania Grupy Tauron w pierwszym półroczu 2019 skupiały się na aktualizacji kierunków strategicznych. Przewidują one transformację naszego miksu energetycznego w kierunku zielonej energii. Jestem przekonany, że wyznaczone kierunki strategiczne skutecznie przyczynią się do wzrostu wartości Grupy Tauron" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Tauronu Filip Grzegorczyk.

Dodał, że dzięki sfinalizowaniu na początku września transakcji zakupu pięciu farm wiatrowych położonych w północnej Polsce udało się podwoić moce wiatrowe.

W stosunku do końca 2018 r., w pierwszym półroczu 2019 r. nastąpił wzrost zobowiązań finansowych netto o 3 proc. oraz wzrost wskaźnika dług netto/EBITDA do poziomu 2,60x (bez zadłużenia wynikającego z wyemitowanych obligacji podporządkowanych w wysokości 1,96 mld zł).

Produkcja węgla handlowego w I półroczu 2019 r. wyniosła 2,26 mln ton i była niższa o 11 proc. rdr. Niższa produkcja była wynikiem licznych przezbrojeń ścian i trudnych warunków górniczo-geologicznych.

Wolumen sprzedaży węgla wyniósł 2,19 mln ton, wobec 2,5 mln ton przed rokiem. W pierwszym półroczu 53 proc. zapotrzebowania na węgiel do produkcji energii elektrycznej i ciepła zostało zaspokojone surowcem z własnych zakładów górniczych grupy.

W pierwszym półroczu grupa Tauron wyprodukowała 7,15 TWh energii elektrycznej, tj. o 5 proc. mniej rdr. Było to przede wszystkim konsekwencją niższej sprzedaży energii elektrycznej z produkcji własnej.

Wielkość produkcji energii ze źródeł odnawialnych wyniosła 0,69 TWh, tj. o 35 proc. więcej rdr, co wynikało z korzystnych warunków wietrznych, hydrologicznych oraz wyższej produkcji jednostek biomasowych.

Produkcja ciepła osiągnęła poziom 6,41 PJ i była niższa o 5 proc. rdr. Sprzedaż ciepła zmniejszyła się o 1 proc. do poziomu 8,8 PJ, co było efektem wyższych temperatur zewnętrznych.

Segment Dystrybucja dostarczył klientom 26,08 TWh energii elektrycznej, wobec 26,01 TWh rok wcześniej. Liczba klientów przyłączonych do sieci wzrosła o ponad 60 tys., tj. do 5,63 mln.

W I półroczu 2019 r. sprzedaż detaliczna energii elektrycznej przez spółki segmentu Sprzedaż osiągnęła poziom 17,03 TWh, wobec 17,20 TWh w roku ubiegłym. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Dane operacyjne za drugi kwartał i narastająco w I półroczu 2019 roku:

Wynik EBITDA grupy Tauron w drugim kwartale i w I półroczu 2019 r. według obszarów działalności (w tys. zł):

(PAP)

doa/ osz/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 666,1 mln zł wobec 567 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 988,6 mln zł wobec 954,9 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 2.208 mln zł (2.261,8 mln zł przed rokiem), a przychody sięgnęły 10.397,9 mln zł (8.825,5 mln zł rok wcześniej).

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy sprzed tygodnia. Tauron szacował wtedy, że przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 10.398 mln zł, EBITDA wyniosła 2.208 mln zł, zysk operacyjny 989 mln zł, a zysk netto 667 mln zł.

W samym drugim kwartale Tauron miał 996,2 mln zł EBITDA wobec 936,2 mln zł rok wcześniej, przy przychodach na poziomie 5.085 mln zł (wobec 4.188 mln zł rok wcześniej). Zysk netto sięgnął 142,2 mln zł wobec 68,2 mln zł straty netto rok wcześniej.(PAP Biznes)

doa/ osz/

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

kom espi zdz

"Rozmowy powinny się zakończyć, zgodnie z harmonogramem, do końca września, natomiast rozmawiamy z doradcą inwestycyjnym Tauronu o ewentualnym wydłużeniu tego terminu. Nie jesteśmy bowiem w stanie realnie zbudować biznesplanu” - powiedział dziennikarzom Heryszek w kuluarach Ogólnopolskiego Szczytu Gospodarczego w Siedlcach.

„Mamy jeszcze dużo pytań związanych z techniczną stroną kopalni Janina, czy w ogóle aktywów Tauronu Wydobycie. Sytuacja jest o tyle trudna, że dotyczy inwestycji w toku, więc precyzyjne określenie zakończenia inwestycji i otrzymania jakiejś stopy zwrotu jest dla nas priorytetem” - dodał.

Prezes poinformował, że Węglokoks może potrzebować na analizy jeszcze dodatkowych trzech tygodni. Spodziewa się, że inni zainteresowani przejęciem kopalni też mogą liczyć na przedłużenie terminu.

„Według naszej wiedzy Tauron wysłał zaproszenie do pięciu podmiotów, ale nie wiemy, ilu jest uczestników procesu. Myślę, że pozostali gracze, którzy ewentualnie są, też będą wyrażać wolę, by przedłużyć termin” - powiedział Heryszek.

Według informacji „DGP” zainteresowanie kopalnią Janina wyraziła PG Silesia, należąca do czeskiego koncernu EPH. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Emitent wstępnie szacuje, że kompleksowy wpływ ustawy na wyniki finansowe grupy Tauron powinien być zasadniczo neutralny z uwagi na fakt, że wysokość rekompensat i różnicy ceny, którą otrzyma grupa Tauron powinna pokryć korektę zmniejszającą przychody ze sprzedaży oraz brak podwyżki w 2019 r. cen sprzedaży energii w taryfie G zatwierdzanej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki" - napisano w komunikacie.

Zaktualizowane szacunki wskazują, że w drugim kwartale 2019 r. EBITDA segmentu dystrybucji wyniosła 656 mln zł, EBITDA segmentu wytwarzanie sięgnęła 152 mln zł, w sprzedaży 258 mln zł, a wynik EBITDA segmentu wydobycie był ujemny i wyniósł -99 mln zł. Jest to zgodne z wcześniejszymi szacunkami, z wyjątkiem wyniku segmentu sprzedaży, który miał wynieść 57 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy w drugim kwartale - według szacunków - sięgnęły 915 mln zł, a zysk brutto 221 mln zł.

W całym pierwszym półroczu przychody wyniosły 10.398 mln zł, EBITDA 2,208 mln zł, EBIT 989 mln zł, zysk netto 667 mln zł, a zysk brutto 875 mln zł.

EBITDA segmentu dystrybucji w pierwszym półroczu wynosi - według szacunków - 1,337 mld zł, wytwarzania 539 mln zł, sprzedaży 423 mln zł (wcześniej szacunki wskazywały na 222 mln zł), a wydobycia minus 143 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy w pierwszym półroczu sięgnęły 1,642 mld zł. Dług netto na koniec czerwca wynosi 8,818 mld zł, a wskaźnik dług netto/EBITDA 2,60x.

Zgodnie z szacunkami grupy z początku września, strata w drugim kwartale 2019 roku miała wynieść 1 mln zł, a EBITDA 795 mln zł. Tauron podawał, że przychody grupy w drugim kwartale wyniosły 4,815 mld zł, a EBIT 59 mln zł. W całym pierwszym półroczu grupa Tauron miała wypracować 10,128 mld zł przychodów, 2,007 mld zł EBITDA, 787 mln zł zysku operacyjnego, 674 mln zł zysku brutto oraz 523 mln zł zysku netto.

Tauron podał w poniedziałek, że w sprawozdaniu finansowym za pierwsze półrocze ujmie szacunek należnych rekompensat w wysokości 722 mln zł, korektę zmniejszającą przychody ze sprzedaży energii elektrycznej w wysokości 452 mln zł oraz utworzenie rezerwy w wysokości 68 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia.

Rezerwa dotyczy odbiorców, którzy skorzystali z prawa do obniżenia ceny zakupu energii elektrycznej w drugim półroczu 2019 r.

"(...) w pierwszym półroczu 2019 r. grupa Tauron zrealizowała stratę w związku z dostawami energii dla odbiorców z grupy taryfowej G. W związku z tym w pierwszym półroczu 2019 r. grupa Tauron częściowo wykorzystała rezerwę w wysokości 101 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia. Przedmiotowa rezerwa została ujęta w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za 2018 r. w łącznej wysokości 214 mln zł" - dodano.

Publikacja skonsolidowanego raportu za pierwsze półrocze 2019 r. planowana jest na 30 września 2019 r. (PAP Biznes)

doa/ osz/

"Emitent wstępnie szacuje, że kompleksowy wpływ ustawy na wyniki finansowe grupy Tauron powinien być zasadniczo neutralny z uwagi na fakt, że wysokość rekompensat i różnicy ceny, którą otrzyma grupa Tauron powinna pokryć korektę zmniejszającą przychody ze sprzedaży oraz brak podwyżki w 2019 r. cen sprzedaży energii w taryfie G zatwierdzanej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki" - napisano w komunikacie.

W całym pierwszym półroczu przychody mają wynieść 10.398 mln zł, EBITDA 2,208 mln zł, EBIT 989 mln zł, a zysk netto 667 mln zł.

Zgodnie z szacunkami grupy z początku września, strata w drugim kwartale 2019 roku miała wynieść 1 mln zł, a EBITDA 795 mln zł. Tauron podawał, że przychody grupy w drugim kwartale wyniosły 4,815 mld zł, a EBIT 59 mln zł. W całym pierwszym półroczu grupa Tauron miała wypracować 10,128 mld zł przychodów, 2,007 mld zł EBITDA, 787 mln zł zysku operacyjnego, 674 mln zł zysku brutto oraz 523 mln zł zysku netto.

Tauron podał w poniedziałek, że w sprawozdaniu finansowym za pierwsze półrocze ujmie szacunek należnych rekompensat w wysokości 722 mln zł, korektę zmniejszającą przychody ze sprzedaży energii elektrycznej w wysokości 452 mln zł oraz utworzenie rezerwy w wysokości 68 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia.

Rezerwa dotyczy odbiorców, którzy skorzystali z prawa do obniżenia ceny zakupu energii elektrycznej w drugim półroczu 2019 r.

"(...) w pierwszym półroczu 2019 r. grupa Tauron zrealizowała stratę w związku z dostawami energii dla odbiorców z grupy taryfowej G. W związku z tym w pierwszym półroczu 2019 r. grupa Tauron częściowo wykorzystała rezerwę w wysokości 101 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia. Przedmiotowa rezerwa została ujęta w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za 2018 r. w łącznej wysokości 214 mln zł" - dodano. (PAP Biznes)

doa/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 36/2019 z 6 września 2019 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") przekazuje aktualizację wybranych szacunkowych skonsolidowanych danych finansowych Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. ("Grupa TAURON") za I półrocze 2019 r. i II kwartał 2019 r.

Aktualizacja danych finansowych wynika przede wszystkim z oszacowania wpływu Ustawy z 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z późn. zm. ("Ustawa") na wyniki Grupy TAURON.

Biorąc powyższe pod uwagę Emitent w półrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym sporządzonym na 30 czerwca 2019 r. ujmie skutki Ustawy, w tym:

• szacunek należnych rekompensat (tj. kwoty różnicy ceny i rekompensat finansowych) w wysokości 722 mln zł,

• korektę zmniejszającą przychody ze sprzedaży energii elektrycznej w wysokości 452 mln zł. Korekty dotyczą wszystkich odbiorców, dla których cenę z 30 czerwca 2018 r. stosuje się w pierwszym półroczu 2019 r. i w stosunku do których nie zostały obniżone ceny w umowach od dnia 1 stycznia 2019 r.,

• utworzenie rezerwy w wysokości 68 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia. Rezerwa ta dotyczy odbiorców, którzy zgodnie z zapisami Ustawy skorzystali z prawa do obniżenia ceny zakupu energii elektrycznej w II półroczu 2019 r.

Jednocześnie Emitent informuje, że w I półroczu 2019 r. Grupa TAURON zrealizowała stratę w związku z dostawami energii dla odbiorców z grupy taryfowej G. W związku z tym w I półroczu 2019 r. Grupa TAURON częściowo wykorzystała rezerwę w wysokości 101 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia. Przedmiotowa rezerwa została ujęta w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za 2018 r. w łącznej wysokości 214 mln zł.

Emitent wstępnie szacuje, że kompleksowy wpływ Ustawy na wyniki finansowe Grupy TAURON powinien być zasadniczo neutralny z uwagi na fakt, że wysokość rekompensat i różnicy ceny, którą otrzyma Grupa TAURON powinna pokryć korektę zmniejszającą przychody ze sprzedaży oraz brak podwyżki w 2019 r. cen sprzedaży energii w taryfie G zatwierdzanej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

W związku z powyższym Emitent poniżej prezentuje wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe za:

(a) I półrocze 2019 r.

Przychody ze sprzedaży: 10 398 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe):

2 208 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 337 mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 539 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 423 mln zł

- EBITDA segmentu Wydobycie: (143) mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 989 mln zł

Zysk brutto: 875 mln zł

Zysk netto: 667 mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 1 642 mln zł

Dług netto na 30 czerwca 2019 r.: 8 818 mln zł

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 30 czerwca 2019 r.: 2,60x

(b) II kwartał 2019 r.

Przychody ze sprzedaży: 5 085 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 996 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 656 mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 152 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 258 mln zł

- EBITDA segmentu Wydobycie: (99) mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 261 mln zł

Zysk brutto: 221 mln zł

Zysk netto: 142 mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 915 mln zł

Przedstawione powyżej wyniki finansowe mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.

Ostateczne wartości zostaną przedstawione w skonsolidowanym raporcie za I półrocze 2019 r., którego publikację zaplanowano na 30 września 2019 r.

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

kom espi zdz