Tauron Polska Energia SA

"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

Kamiński nadzorował pracę obszarów zarządzania korporacyjnego, zasobów ludzkich, strategii marketingowej i relacji z klientami, funkcjonowania i zarządzania systemami IT, ochrony danych osobowych oraz zakupów i administracji. (PAP Biznes)

pr/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że w dniu 21 września 2019 r. Rada Nadzorcza Emitenta odwołała Pana Kamila Kamińskiego ze składu Zarządu Emitenta i pełnionej funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Klienta i Wsparcia Korporacyjnego.

Podstawa prawna:

§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 (Dz. U. 2018 r., poz. 757).

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

kom espi zdz

Cena docelowa dla akcji Tauronu została podniesiona do 2,06 zł z 1,98 zł, co oznacza potencjał wzrostu o 24 proc. w stosunku do ostatniego kursu zamknięcia. Z kolei cena docelowa Energi została obniżona do 7,4 zł z 10,2 zł wcześniej, to implikuje 7,2 proc. potencjału wzrostu.

Z danych Bloomberga wynika, że średnia cena docelowa dla Tauronu wynosi 2,16 zł, a dla Energi 8,92 zł.

W środę na zamknięciu kurs Tauronu wynosił 1,66 zł, a Energi 6,9 zł. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Na posiedzeniu sądu 17 września Elektrobudowa i Tauron Ciepło wyraziły wolę zawarcia ugody, której warunki będą uzgadniane do nowego terminu posiedzenia.

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)

pr/ gor/

Zaproponowane przez konsorcjum prace umożliwią rozszerzenie tzw. pola paliwowego Bloku (dopuszczenie szerszego asortymentu węgla), co pozwoli optymalizować koszty produkcji energii elektrycznej.

W ocenie konsorcjum prace dodatkowe przyniosą grupie kapitałowej Tauron wymierne korzyści finansowe i eksploatacyjne. Konsorcjum wskazuje, że zgoda Tauronu na ewentualne rozszerzenie zakresu prac może mieć wpływ na harmonogram realizacji budowy bloku i wartość umowy.

Tauron poinformował, że przystąpi do negocjacji propozycji przedstawionych przez konsorcjum. (PAP Biznes)

pr/ gor/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 7/2017 z 1 marca 2017 r. Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 17 września 2019 r. Nowe Jaworzno Grupa TAURON Sp. z o.o., spółka zależna od Emitenta, otrzymała wniosek konsorcjum RAFAKO S.A. - MOSTOSTAL WARSZAWA S.A. ("Konsorcjum") stanowiący zaproszenie do negocjacji w sprawie 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").

Konsorcjum zaproponowało wykonanie dodatkowych prac, które pozytywnie wpłyną na parametry techniczno-środowiskowe Bloku oraz umożliwią rozszerzenie tzw. pola paliwowego Bloku (dopuszczenie szerszego asortymentu węgla), co pozwoli optymalizować koszty produkcji energii elektrycznej. W ocenie Konsorcjum prace dodatkowe przyniosą Grupie Kapitałowej Emitenta wymierne korzyści finansowe i eksploatacyjne. Konsorcjum wskazuje, że zgoda Emitenta na ewentualne rozszerzenie zakresu prac może mieć wpływ na harmonogram realizacji budowy Bloku i wartość Umowy.

W związku z powyższym Nowe Jaworzno Grupa TAURON Sp. z o.o. przystąpi do negocjacji propozycji przedstawionych przez Konsorcjum.

Emitent poinformuje odrębnym raportem o ich wynikach oraz ewentualnym wpływie na warunki określone w Umowie.

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

kom espi zdz

KRYSTIAN BRYMORA, ANALITYK DM BDM:

"Wyniki Tauronu są zgodne z oczekiwaniami naszymi i rynku na poziomie EBITDA, czy skorygowanej EBITDA. Spodziewaliśmy się podobnego podejścia do ustawy prądowej jak kwartał wcześniej, czyli rozwiązania części rezerw na sprzedaż w taryfie G. Cały czas spółka zaznacza, że trwają szacunki co do pełnego wpływu ustawy i rekompensat na jej wyniki.

Dość słaby wynik spółka pokazała w segmencie sprzedaży mimo rozwiązania rezerwy. Po oczyszczeniu ten wynik jest jeszcze słabszy. Może to świadczyć o tym, że spółka nie jest w pełni zakontraktowana w tym obszarze, co może rodzić ryzyka w wynikach sprzedaży w kolejnych okresach".

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

Tauron szacuje stratę netto w drugim kwartale 2019 roku na 1 mln zł, EBITDA za ten okres wyniosła 795 mln zł. Analitycy ankietowani przez PAP Biznes oczekiwali wyniku EBITDA na poziomie 760,7 mln zł, a przedział oczekiwań wynosił od 715 do 803 mln zł.

EBITDA segmentu dystrybucji wyniosła w drugim kwartale 656 mln zł, EBITDA segmentu wytwarzanie sięgnęła 152 mln zł, w sprzedaży 57 mln zł, a wynik EBITDA segmentu wydobycie był ujemny i wyniósł -99 mln zł.

Tauron podał, że przychody grupy w drugim kwartale wyniosły 4,815 mld zł, przy konsensusie 4,842 mld zł.

Zysk operacyjny Tauronu wyniósł w drugim kwartale 59 mln zł.

Konsensus zakładał, że w drugim kwartale Tauron pokaże 190 mln zł zysku netto, ale nie uwzględniał on odpisów, o których spółka poinformowała 19 sierpnia.

Wśród istotnych czynników mających wpływ na wyniki drugiego kwartału 2019 r. Tauron wymienia utworzenie odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w segmencie Wydobycie w wysokości 269 mln zł. Łączny szacunkowy wpływ odpisów na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniósł 218 mln zł.

Dodatkowo na wyniki wpływ miały przychody finansowe z tytułu dodatnich różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zwiększenie wyniku finansowego brutto grupy Tauron w drugim kwartale 2019 r. o 42 mln zł, a także częściowe wykorzystanie w drugim kwartale rezerwy utworzonej w 2018 r. w wysokości 50 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia związane z dostawami energii dla odbiorców z grupy taryfowej G.

W całym pierwszym półroczu grupa Tauron wypracowała 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.

EBITDA segmentu dystrybucji w pierwszym półroczu wynosi 1,337 mld zł, wytwarzania 539 mln zł, sprzedaży 222 mln zł, a wydobycia minus 143 mln zł.(PAP Biznes)

pel/ asa/

EBITDA segmentu dystrybucji wyniosła w drugim kwartale 656 mln zł, EBITDA segmentu wytwarzanie sięgnęła 152 mln zł, w sprzedaży 57 mln zł, a wynik EBITDA segmentu wydobycie był ujemny i wyniósł -99 mln zł.

Tauron podał, że przychody grupy w drugim kwartale wyniosły 4,815 mld zł, przy konsensusie 4,842 mld zł.

Zysk operacyjny Tauronu wyniósł w drugim kwartale 59 mln zł.

Konsensus zakładał, że w drugim kwartale Tauron pokaże 190 mln zł zysku netto, ale nie uwzględniał on odpisów, o których spółka poinformowała 19 sierpnia.

Wśród istotnych czynników mających wpływ na wyniki drugiego kwartału 2019 r. Tauron wymienia utworzenie odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w segmencie Wydobycie w wysokości 269 mln zł.

Łączny szacunkowy wpływ odpisów na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniósł 218 mln zł.

Dodatkowo na wyniki wpływ miały przychody finansowe z tytułu dodatnich różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zwiększenie wyniku finansowego brutto grupy Tauron w drugim kwartale 2019 r. o 42 mln zł (brak wpływu na EBITDA), a także częściowe wykorzystanie w drugim kwartale rezerwy utworzonej w 2018 r. w wysokości 50 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia związane z dostawami energii dla odbiorców z grupy taryfowej G.

Spółka zwraca uwagę, że wyniki finansowe za pierwsze półrocze nie uwzględniają - za wyjątkiem wyżej wspomnianego rozwiązania części rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia - ewentualnego wpływu na wyniki grupy Tauron regulacji prawnych dotyczących ustabilizowania cen dostarczania energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w 2019 r. Aktualnie trwają prace mające na celu obliczenie wpływu zamrożenia cen energii w 2019 r. na wyniki finansowe spółki.

W całym pierwszym półroczu grupa Tauron wypracowała 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.

EBITDA segmentu dystrybucji w pierwszym półroczu wynosi 1,337 mld zł, wytwarzania 539 mln zł, sprzedaży 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 2,77x.

W pierwszym półroczu dystrybucja energii elektrycznej w grupie Tauron wyniosła 26,08 TWh, w tym do odbiorców końcowych 25,23 TWh, produkcja energii elektrycznej brutto 7,15 TWh, produkcja ciepła 6,41 PJ, sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 17,03 TWh, produkcja węgla handlowego 2,26 mln ton, a jego sprzedaż 2,19 mln ton.

Tauron zaznaczył, że przedstawione 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. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Tauron podał, że przychody grupy w drugim kwartale wyniosły 4,815 mld zł, przy konsensusie 4,842 mld zł.

Zysk operacyjny Tauronu wyniósł w drugim kwartale 59 mln zł.

Konsensus zakładał, że w drugim kwartale Tauron pokaże 190 mln zł zysku netto, ale nie uwzględniał on odpisów, o których spółka poinformowała 19 sierpnia.

Wśród istotnych czynników mających wpływ na wyniki drugiego kwartału 2019 r. Tauron wymienia utworzenie odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w segmencie Wydobycie w wysokości 269 mln zł.

Łączny szacunkowy wpływ odpisów na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniósł 218 mln zł. (PAP Biznes)

pr/ gor/

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 2019 r. i II kwartał 2019 r.

Wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe za:

(a) I półrocze 2019 r.

Przychody ze sprzedaży: 10 128 mln zł

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

2 007 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 337 mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 539 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 222 mln zł

- EBITDA segmentu Wydobycie: (143) mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 787 mln zł

Zysk brutto: 674 mln zł

Zysk netto: 523 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.: 2,77x

(b) II kwartał 2019 r.

Przychody ze sprzedaży: 4 815 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 795 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 656 mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 152 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 57 mln zł

- EBITDA segmentu Wydobycie: (99) mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 59 mln zł

Zysk brutto: 19 mln zł

Wynik netto: (1) mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 915 mln zł

Wybrane szacunkowe dane operacyjne za:

(a) I półrocze 2019 r.

Dystrybucja energii elektrycznej: 26,08 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 25,23 TWh

Produkcja energii elektrycznej brutto: 7,15 TWh

Produkcja ciepła: 6,41 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 17,03 TWh

Produkcja węgla handlowego: 2,26 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 2,19 mln ton

(b) II kwartał 2019 r.

Dystrybucja energii elektrycznej: 12,54 TWh, w tym do odbiorców końcowych: 12,14 TWh

Produkcja energii elektrycznej brutto: 3,33 TWh

Produkcja ciepła: 1,66 PJ

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 8,10 TWh

Produkcja węgla handlowego: 0,99 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 0,99 mln ton

Istotne czynniki mające wpływ na wyniki II kwartału 2019 r.:

a) utworzenie odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w segmencie Wydobycie w wysokości 269 mln zł. Łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniósł 218 mln zł. Szczegółowe informacje o utworzonych odpisach zostały przedstawione w raporcie bieżącym nr 30/2019 z 19 sierpnia 2019 r.,

b) przychody finansowe z tytułu dodatnich różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zwiększenie wyniku finansowego brutto Grupy TAURON w II kwartale 2019 r. o 42 mln zł (brak wpływu na EBITDA),

c) w II kwartale 2019 r. Grupa TAURON częściowo wykorzystała rezerwę utworzoną w 2018 r. w wysokości 50 mln zł mln zł na kontrakty rodzące obciążenia związane z dostawami energii dla odbiorców z grupy taryfowej G. O utworzeniu rezerwy Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 6/2019 z 15 marca 2019 r.

Spółka zwraca uwagę, że wyniki finansowe za I półrocze 2019 r. nie uwzględniają - za wyjątkiem wyżej wspomnianego rozwiązania części rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia - ewentualnego wpływu na wyniki Grupy TAURON regulacji prawnych dotyczących ustabilizowania cen dostarczania energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w 2019 r. Aktualnie trwają prace mające na celu obliczenie wpływu zamrożenia cen energii w 2019 r. na wyniki finansowe Grupy TAURON.

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

Jak podano, budowa polega na realizacji pięciu grup zadań, w ramach których dotychczas w części podziemnej inwestycji pogłębiono szyb „Janina VI” do docelowej głębokości 823 m, wykonano szkielet wyrobisk udostępniających poziom 800 metrów poprzez wydrążenie ok. 5 km wyrobisk oraz zabudowano zasadniczą część dołowej infrastruktury technicznej.

W części naziemnej inwestycji budowana jest infrastruktura powierzchniowa szybu „Janina VI”. Istotną częścią inwestycji jest również modernizacja zakładu przeróbki mechanicznej węgla.

Zakład Górniczy Janina posiada największe w Polsce złoża węgla energetycznego, szacowane na 2,1 mld ton.

Budowa poziomu 800 metrów w Zakładzie Górniczym Janina ma pozwolić m.in. na zwiększenie koncentracji wydobycia, prowadzenie eksploatacji w korzystniejszych warunkach górniczo-geologicznych, a także częściową eliminację prowadzenia eksploatacji poniżej poziomu udostępnienia, przez co zwiększy się poziom bezpieczeństwa prowadzenia ruchu zakładu górniczego.

Uruchomienie górniczego wyciągu szybowego szybu „Janina VI” w połowie 2020 r. ma przyspieszyć prace transportowe.

Pierwsza ściana na poziomie 800 metrów, z wykorzystaniem części infrastruktury nowej inwestycji, zostanie oddana do użytku w ciągu kilku miesięcy. Rozpoczął się już proces jej uzbrajania w maszyny i urządzenia. Zakończenie całej inwestycji przewidziane jest na trzeci kwartał 2021 r.

"Naszym priorytetem jest ukończenie zaplanowanych inwestycji w każdym z zakładów górniczych Tauron Wydobycie, tak aby przywrócić tym kopalniom ich pełne zdolności produkcyjne" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Tauron Wydobycie Tomasz Cudny.

"Wszystkie podejmowane działania są ukierunkowane na poprawę efektywności oraz wydajności wydobycia, a tym samym zabezpieczenie dostaw węgla do jednostek wytwórczych grupy Tauron, w tym do nowego bloku energetycznego o mocy 910 MW w Jaworznie" – dodał.

Wartość programu inwestycyjnego Tauron Wydobycie na lata 2016-2020 wynosi 1,3 mld zł. W 2019 r. nakłady na inwestycje w segmencie Wydobycie grupy Tauron wyniosą ponad 300 mln zł.

Spółka poinformowała, że w Zakładzie Górniczym Sobieski na budowie Szybu Grzegorz rozpoczęło się drążenie głębokiego na 870 metrów szybu głębinowego. Realizacja inwestycji, która pełną funkcjonalność osiągnie w 2023 r. pozwoli kopalni na skrócenie dróg transportu ludzi, powietrza i materiałów do miejsc pracy górników, a także podniesie wydajność pracy załogi poprzez wydłużenie efektywnego czasu jej pracy.

W Zakładzie Górniczym Brzeszcze zaawansowanie programu inwestycyjnego przekroczyło 50 procent. (PAP Biznes)

pel/ ana/

„Due diligence jest prowadzone. (…) Żadne decyzje nie zapadły. (…) Do końca września chcemy się spotkać z Tauronem, porozmawiać o szczegółach i siąść do negocjacji” - powiedział dziennikarzom Heryszek w kuluarach Forum Ekonomicznego w Krynicy.

Dodał, że do tego czasu Węglokoks powinien poznać np. klasę węgla w Janinie, czy koszty produkcji. (PAP Biznes)

pel/ ana/

„Spodziewamy się, że farmy przyniosą ponad 100 mln zł EBITDA rocznie” - powiedział wiceprezes Marek Wadowski na konferencji.

„Ta transakcja czyni naszą grupę jeszcze bardziej bezpieczną” - dodał prezes Filip Grzegorczyk.

Zarząd Tauronu podpisał we wtorek dokumentację transakcyjną zakupu przez swoje spółki zależne pięciu farm wiatrowych należących do grupy in.ventus i wierzytelności przysługujących Hamburg Commercial Bank AG. Wartość transakcji to 137,1 mln zł.

„Dzięki tej transakcji przebiliśmy magiczne 10 proc. udziału OZE w miksie energetycznym. To jest dopiero początek, nasze ambicje są dużo dalej idące, ale od czegoś trzeba zacząć. Jesteśmy drugą grupą energetyczną w kraju pod względem ilości OZE” - powiedział prezes Filip Grzegorczyk.

„Ta transakcja nie tylko zmienia Tauron od strony miksu, ale i jest bardzo opłacalna” - powiedział wiceprezes Jarosław Broda.

Prezes poinformował, że o istotnej poprawie finansów grupy Tauron będzie można mówić w 2021 roku.

„To jeden z tych elementów, które mają nas do tego doprowadzić” - powiedział Grzegorczyk.

Wiceprezes Broda poinformował, że Tauron nie tylko chce kupować istniejące farmy wiatrowe.

„Pracujemy nad tym, by kupić projekty z pozwoleniem na budowę, rozglądamy się za ciekawymi projektami” - powiedział Broda.

W ubiegłym tygodniu Tauron przyjął warunki nabycia farm wiatrowych, zlokalizowanych w północnej Polsce i uruchomionych w latach 2009-2011. Ich łączna moc zainstalowana wynosi 180 MW, a średnioroczna produkcja energii elektrycznej kształtuje się na poziomie ok. 450 tys. MWh.

Na podstawie podpisanej dokumentacji transakcyjnej ma zostać wycofane powództwo wniesione przez Hamburg Commercial Bank AG przeciwko Tauron Sprzedaż, którego przedmiotem jest zapłata odszkodowania w wysokości 36,3 mln zł i kar umownych w wysokości 196,6 mln zł.

Jednocześnie Tauron podał, że po przeprowadzeniu transakcji możliwe będzie zakończenie postępowań toczących się z powództwa spółek należących do grupy in.ventus przeciwko spółkom grupy kapitałowej Tauron. (PAP Biznes)

pel/ sar/ ana/

„W 2020 roku urentowniona zostanie kopalnia Janina, bo tam budowany jest poziom 800, który w 2020 roku oddany zostanie do eksploatacji" - powiedział Grzegorczyk na konferencji prasowej podczas Forum Ekonomicznego w Krynicy.

Dodał, że budowa szybu Grzegorz w kopalni Sobieski powinna się zakończyć w 2024 roku.

Pytany przez dziennikarzy, kiedy cała spółka Tauron Wydobycie mogłaby stać się rentowna, odpowiedział, że prawdopodobnie najwcześniej w 2021 roku.

Zauważył, że ewentualna sprzedaż kopalni Janina mogłaby opóźnić dojście spółki Tauron Wydobycie do rentowności, ale kluczowa dla grupy jest budowa szybu Grzegorz w kopalni Sobieski.

"Znacznie mniejszy się skala, bo Janina to w zasadzie połowa Tauron Wydobycie. Po drugie, strategicznie i bardzo długofalowo potrzebujemy szybu Grzegorz, który jest dedykowany do nowego bloku (w Jaworznie – przyp. PAP Biznes)" - powiedział prezes. (PAP Biznes)

pel/ kuc/

„Spodziewamy się, że farmy przyniosą ponad 100 mln zł EBITDA rocznie” - powiedział wiceprezes Marek Wadowski na konferencji.

„Ta transakcja czyni naszą grupę jeszcze bardziej bezpieczną” - dodał prezes Filip Grzegorczyk.

Zarząd Tauronu podpisał we wtorek dokumentację transakcyjną zakupu przez swoje spółki zależne pięciu farm wiatrowych należących do grupy in.ventus i wierzytelności przysługujących Hamburg Commercial Bank AG. Wartość transakcji to 137,1 mln zł.

W ubiegłym tygodniu Tauron przyjął warunki nabycia farm wiatrowych, zlokalizowanych w północnej Polsce i uruchomionych w latach 2009-2011. Ich łączna moc zainstalowana wynosi 180 MW, a średnioroczna produkcja energii elektrycznej kształtuje się na poziomie ok. 450 tys. MWh.

Na podstawie podpisanej dokumentacji transakcyjnej ma zostać wycofane powództwo wniesione przez Hamburg Commercial Bank AG przeciwko Tauron Sprzedaż, którego przedmiotem jest zapłata odszkodowania w wysokości 36,3 mln zł i kar umownych w wysokości 196,6 mln zł.

Jednocześnie Tauron podał, że po przeprowadzeniu transakcji możliwe będzie zakończenie postępowań toczących się z powództwa spółek należących do grupy in.ventus przeciwko spółkom grupy kapitałowej Tauron. (PAP Biznes)

pel/ kuc/ ana/

W ubiegłym tygodniu Tauron przyjął warunki nabycia farm wiatrowych, zlokalizowanych w północnej Polsce i uruchomionych w latach 2009-2011. Ich łączna moc zainstalowana wynosi 180 MW, a średnioroczna produkcja energii elektrycznej kształtuje się na poziomie ok. 450 tys. MWh.

Transakcja zostanie przeprowadzona w drodze nabycia przez spółki zależne Tauronu polskich spółek osobowych będących właścicielami farm wiatrowych oraz niemieckich spółek osobowych będących ich komandytariuszami. Spółki zależne przejmą ogół praw i obowiązków dotychczasowych wspólników spółek projektowych, przy jednoczesnym nabyciu wierzytelności przysługujących bankowi w stosunku do tych spółek.

Cena zakupu ma podlegać korektom wynikającym w szczególności z efektów współpracy stron. Cena nabycia została skalkulowana na bazie mechanizmu "locked-box" na koniec grudnia 2018 r.

Po przeprowadzeniu transakcji portfel przejmowanych spółek nie będzie posiadał zadłużenia finansowego w stosunku do podmiotów spoza grupy kapitałowej Tauron.

Na podstawie podpisanej dokumentacji transakcyjnej ma zostać wycofane powództwo wniesione przez Hamburg Commercial Bank AG przeciwko Tauron Sprzedaż, którego przedmiotem jest zapłata odszkodowania w wysokości 36,3 mln zł i kar umownych w wysokości 196,6 mln zł.

Jednocześnie Tauron podał, że po przeprowadzeniu transakcji możliwe będzie zakończenie postępowań toczących się z powództwa spółek należących do grupy in.ventus przeciwko spółkom grupy kapitałowej Tauron.

"Przedmiotem tych postępowań jest żądanie zapłaty przez spółki grupy kapitałowej emitenta na rzecz spółek grupy in.ventus odszkodowań w wysokości ok. 25,6 mln euro oraz ustalenie odpowiedzialności za szkody mogące powstać w przyszłości, oszacowane przez spółki grupy in.ventus na ok. 35,7 mln euro" - napisano w komunikacie.

W lipcu Tauron uzyskał zgodę prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów na dokonanie koncentracji. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

W nawiązaniu do raportów bieżących: nr 27/2018 z 2 października 2018 r., nr 31/2019 z 27 sierpnia 2019 r. oraz nr 34/2019 z 2 września 2019 r., Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje o podpisaniu w dniu 3 września 2019 r. dokumentacji transakcyjnej nabycia przez spółki w 100 proc. zależne od Emitenta: TEC1 Sp. z o.o., TEC2 Sp. z o.o., TEC3 Sp. z o.o. ("Spółki Zależne") pięciu farm wiatrowych należących do grupy in.ventus i wierzytelności przysługujących Hamburg Commercial Bank AG (wcześniej HSH Nordbank AG) z siedzibą w Hamburgu ("Bank") wobec spółek zarządzających farmami wiatrowymi ("Transakcja").

Transakcja została przeprowadzona w drodze nabycia przez Spółki Zależne polskich spółek osobowych będących właścicielami farm wiatrowych oraz niemieckich spółek osobowych będących ich komandytariuszami ("Spółki Projektowe"). Spółki Zależne przejęły ogół praw i obowiązków dotychczasowych wspólników Spółek Projektowych przy jednoczesnym nabyciu wierzytelności przysługujących Bankowi w stosunku do Spółek Projektowych.

Łączna cena nabycia została uzgodniona w dokumentacji transakcyjnej na kwotę 137,1 mln euro i będzie podlegać korektom wynikającym w szczególności z efektów współpracy stron. Cena nabycia została skalkulowana na bazie mechanizmu "locked-box" na dzień 31 grudnia 2018 r.

Po przeprowadzeniu Transakcji portfel przejmowanych spółek nie będzie posiadał zadłużenia finansowego w stosunku do podmiotów spoza grupy kapitałowej Emitenta.

Na podstawie podpisanej dokumentacji transakcyjnej zostanie wycofane powództwo wniesione przez Bank przeciwko TAURON Sprzedaż Sp. z o.o., którego przedmiotem jest zapłata odszkodowania w wysokości 36,3 mln zł i kar umownych w wysokości 196,6 mln zł.

Jednocześnie Emitent informuje, że po przeprowadzeniu Transakcji możliwe będzie zakończenie postępowań toczących się z powództwa spółek należących do grupy in.ventus przeciwko spółkom grupy kapitałowej Emitenta. Przedmiotem tych postępowań jest żądanie zapłaty przez spółki grupy kapitałowej Emitenta na rzecz spółek grupy in.ventus odszkodowań w wysokości ok. 25,6 mln euro oraz ustalenie odpowiedzialności za szkody mogące powstać w przyszłości, oszacowane przez spółki grupy in.ventus na ok. 35,7 mln euro (stan na 31 marca 2019 r.).

Pozostałe warunki Transakcji są zgodne z warunkami opisanymi w raporcie bieżącym nr 31/2019 w sprawie przyjęcia warunków transakcji nabycia farm wiatrowych.

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

kom espi zdz

„Powinniśmy się konsolidować, porozmawiać o specjalizacji. (…) Dynamika w poszczególnych segmentach jest nieco inna. (…) Sugerowałbym myślenie o dwóch, może trzech wyspecjalizowanych firmach” - powiedział Broda podczas panelu na Forum Ekonomicznym w Krynicy. (PAP Biznes)

pel/ ana/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 31/2019 z 27 sierpnia 2019 r. w sprawie przyjęcia warunków transakcji nabycia pięciu farm wiatrowych należących do grupy in.ventus i wierzytelności przysługujących Hamburg Commercial Bank AG ("Bank") wobec spółek zarządzających farmami wiatrowymi ("Transakcja") Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 2 września 2019 r. Rada Nadzorcza Emitenta podjęła uchwałę w sprawie określenia sposobu wykonywania prawa głosu (poprzez głosowanie "ZA") na nadzwyczajnych zgromadzeniach wspólników TEC1 Sp. z o.o., TEC2 Sp. z o.o. i TEC3 Sp. z o.o. ("Spółki Zależne"), w zakresie wyrażenia zgody na nabycie składników aktywów trwałych i podwyższenia kapitału zakładowego oraz objęcia udziałów w Spółkach Zależnych przez Emitenta ("Uchwała").

Na mocy Uchwały możliwe będzie podpisanie dokumentacji dotyczącej Transakcji.

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

kom espi zdz

Amon domaga się kwoty 27,4 mln zł, ze względu na niewykonanie przez PE-PKH umowy sprzedaży energii wytworzonej przez farmę wiatrową w miejscowości Łukaszów w okresie od 25 września 2017 r. do 31 lipca 2019 r.

Drugie żądanie odszkodowania, w wysokości 1,6 mln zł, dotyczy niewykonania przez PE-PKH umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia, będących potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej przez farmę wiatrową w miejscowości Łukaszów w okresie od 1 sierpnia 2017 r. do końca 2017 r.

PE-PKH przystąpiła do analizy treści pozwu.

"Wstępna ocena żądań pozwu i jego uzasadnienia wskazuje na ich bezzasadność" - napisano w komunikacie Tauronu.

O wypowiedzeniu przez spółkę zależną umów długoterminowych, m.in. firmie Amon, Tauron informował w marcu 2015 roku. Grupa podała wówczas, że przyczyną wypowiedzenia umów było naruszenie ich postanowień przez kontrahentów, polegające na odmowie przystąpienia w dobrej wierze do renegocjacji warunków umów. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 2 września 2019 r. spółka zależna od Emitenta: Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa Sp. z o.o. ("PE-PKH") otrzymała odpis pozwu wniesionego przeciwko PE-PKH przez Amon Sp. z o.o. z siedzibą w Łebczu ("Powód").

Przedmiotem żądania pozwu jest zapłata przez PE-PKH na rzecz Powoda łącznej kwoty 29 009 189,38 zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie liczonymi od dnia wniesienia pozwu do dnia zapłaty tytułem:

- odszkodowania (na łączną kwotę 1 576 475,44 zł) z tytułu niewykonania przez PE-PKH Umowy Sprzedaży Praw Majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia, będących potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w odnawialnym źródle energii - farmie wiatrowej w miejscowości Łukaszów w okresie od 1 sierpnia 2017 r. do 31 grudnia 2017 r.,

- odszkodowania (na łączną kwotę 27 432 713,94 zł) z tytułu niewykonania przez PE-PKH Umowy Sprzedaży Energii Elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii - farmie wiatrowej w miejscowości Łukaszów w okresie od 25 września 2017 r. do 31 lipca 2019 r.

O wypowiedzeniu przez PE-PKH wyżej wskazanych umów długoterminowych Emitent informował w raporcie bieżącym nr 7/2015 z 19 marca 2015 r.

PE-PKH 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

TAURON Polska Energia S.A. informuje o zmianie terminu publikacji rozszerzonego skonsolidowanego raportu półrocznego za I półrocze 2019 r. i podjęciu decyzji o przekazaniu tego raportu do wiadomości publicznej 30 września 2019 r.

Podstawa prawna:

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

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

kom espi zdz

Jak wynika z komunikatu, członkiem konsorcjum jest PUH EL Professional Mariusz Maszota. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Farmy wiatrowe zlokalizowane są w północnej Polsce i zostały uruchomione w latach 2009-2011. Ich łączna moc zainstalowana wynosi 180 MW, a średnioroczna produkcja energii elektrycznej kształtuje się na poziomie ok. 450 tys. MWh.

Jak podano, transakcja zostanie przeprowadzona w drodze nabycia przez spółki zależne Tauronu polskich spółek osobowych będących właścicielami farm wiatrowych oraz niemieckich spółek osobowych będących ich komandytariuszami. Spółki zależne przejmą ogół praw i obowiązków dotychczasowych wspólników spółek projektowych przy jednoczesnym nabyciu wierzytelności przysługujących bankowi w stosunku do tych spółek.

Łączna cena nabycia została uzgodniona na dzień przekazania niniejszego raportu na kwotę ok. 137 mln euro i będzie podlegać korektom wynikającym w szczególności z efektów współpracy stron. Cena nabycia została skalkulowana na bazie mechanizmu "locked-box" na dzień 31 grudnia 2018 r.

Cena nabycia zostanie zapłacona ze środków pochodzących z dokapitalizowania przez Tauron spółek zależnych nabywających spółki projektowe. Tauron sfinansuje podwyższenia kapitału spółek zależnych ze środków zgromadzonych na rachunkach bankowych.

Strony negocjacji uzgodniły również, że po przeprowadzeniu transakcji bank zobowiąże się do cofnięcia powództwa wobec Tauron Sprzedaż.

Tauron poinformował, że po przeprowadzeniu transakcji możliwe będzie zakończenie postępowań toczących się z powództwa spółek należących do grupy in.ventus przeciwko spółkom grupy.

W lipcu Tauron uzyskał zgodę prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów na dokonanie koncentracji.

"Nabycie 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" - napisano w komunikacie.

Tauron podał, że podanie szacowanego wpływu danych finansowych spółek projektowych i transakcji na sprawozdania finansowe spółki nie jest możliwe z uwagi na to, że sprawozdania finansowe spółek projektowych sporządzane są obecnie zgodnie z odpowiednio polskimi lub niemieckimi przepisami o rachunkowości.

Na dzień przejęcia spółek Tauron wyceni do wartości godziwej możliwe do zidentyfikowania, nabywane w ramach transakcji aktywa i przejęte zobowiązania, przy czym zgodnie z MSSF, wycena zakończy się nie później niż w ciągu jednego roku od dnia przejęcia. Do dnia zakończenia wyceny Tauron będzie prezentował w swoich sprawozdaniach finansowych tymczasowe wartości nabywanych aktywów i przejmowanych zobowiązań. (PAP Biznes)

pel/ epo/ ana/

Farmy wiatrowe zlokalizowane są w północnej Polsce i zostały uruchomione w latach 2009-2011. Ich łączna moc zainstalowana wynosi 180 MW, a średnioroczna produkcja energii elektrycznej kształtuje się na poziomie ok. 450 tys. MWh.(PAP Biznes)

epo/ ana/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 27/2018 z 2 października 2018 r. w sprawie rozpoczęcia negocjacji dotyczących nabycia farm wiatrowych, Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 27 sierpnia 2019 r. przyjął warunki transakcji nabycia pięciu farm wiatrowych należących do grupy in.ventus i wierzytelności przysługujących Hamburg Commercial Bank AG (wcześniej HSH Nordbank AG) z siedzibą w Hamburgu ("Bank") wobec spółek zarządzających farmami wiatrowymi ("Transakcja") oraz postanowił wystąpić do Rady Nadzorczej z wnioskiem o określenie sposobu wykonywania prawa głosu przez wyłącznego wspólnika, tj. TAURON Polska Energia S.A., na nadzwyczajnych zgromadzeniach wspólników spółek w 100 proc. zależnych od Emitenta: TEC1 Sp. z o.o., TEC2 Sp. z o.o., TEC3 Sp. z o.o. ("Spółki Zależne") w sprawach dotyczących Transakcji.

Transakcja zostanie przeprowadzona w drodze nabycia przez Spółki Zależne polskich spółek osobowych będących właścicielami farm wiatrowych oraz niemieckich spółek osobowych będących ich komandytariuszami ("Spółki Projektowe"). Spółki Zależne przejmą ogół praw i obowiązków dotychczasowych wspólników Spółek Projektowych przy jednoczesnym nabyciu wierzytelności przysługujących Bankowi w stosunku do Spółek Projektowych.

Łączna cena nabycia została uzgodniona na dzień przekazania niniejszego raportu na kwotę ok. 137 mln euro i będzie podlegać korektom wynikającym w szczególności z efektów współpracy stron. Cena nabycia została skalkulowana na bazie mechanizmu "locked-box" na dzień 31 grudnia 2018 r.

Cena nabycia zostanie zapłacona ze środków pochodzących z dokapitalizowania przez Emitenta Spółek Zależnych nabywających Spółki Projektowe. Emitent sfinansuje opłacenie podwyższenia kapitału Spółek Zależnych ze środków zgromadzonych na rachunkach bankowych.

Strony negocjacji uzgodniły również, że po przeprowadzeniu transakcji Bank zobowiąże się do cofnięcia powództwa wobec TAURON Sprzedaż Sp. z o.o., o którym Emitent informował w raporcie bieżącym nr 4/2019 z 7 marca 2019 r.

Jednocześnie Emitent informuje, że po przeprowadzeniu Transakcji możliwe będzie zakończenie postępowań toczących się z powództwa spółek należących do grupy in.ventus przeciwko spółkom Grupy Kapitałowej Emitenta.

Farmy wiatrowe zlokalizowane są w północnej Polsce i zostały uruchomione w latach 2009-2011. Ich łączna moc zainstalowana wynosi 180 MW, a średnioroczna produkcja energii elektrycznej kształtuje się na poziomie ok. 450 tys. MWh.

Podanie na dzień przekazania niniejszego raportu szacowanego wpływu danych finansowych Spółek Projektowych i Transakcji na sprawozdania finansowe Emitenta nie jest możliwe z uwagi na to, że sprawozdania finansowe Spółek Projektowych sporządzane są obecnie zgodnie z odpowiednio polskimi lub niemieckimi przepisami o rachunkowości, natomiast sprawozdania finansowe Emitenta sporządzane są zgodnie z Międzynarodowymi Standardami Sprawozdawczości Finansowej ("MSSF").

Na dzień przejęcia Spółek Projektowych Emitent wyceni do wartości godziwej możliwe do zidentyfikowania nabywane w ramach Transakcji aktywa i przejęte zobowiązania, przy czym zgodnie z MSSF, wycena zakończy się nie później niż w ciągu jednego roku od dnia przejęcia. Do dnia zakończenia wyceny Emitent będzie prezentował w swoich sprawozdaniach finansowych tymczasowe wartości nabywanych aktywów i przejmowanych zobowiązań.

Emitent uzyskał zgodę Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów na dokonanie koncentracji, o czym poinformował w raporcie bieżącym nr 27/2019 z 25 lipca 2019 r.

Nabycie 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.

Emitent będzie informował o kolejnych istotnych zdarzeniach dotyczących Transakcji w formie raportów bieżących.

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

kom espi zdz

W przypadku umowy z września 2016 roku o wartości 289,2 mln zł na dostawę i montaż instalacji katalitycznego odazotowania spalin dla kotłów w Elektrowni Kozienice Rafako oszacowało dodatkowe koszty realizacji umowy na 52,9 mln zł, co wynika przede wszystkim z nadzwyczajnego wzrostu cen rynkowych oraz robót wykraczających poza zakres umowy.

Rafako oszacowało swoje roszczenia na 67,8 mln zł. Wpływ zmiany szacunkowej wartości kosztów realizacji kontraktu dot. Elektrowni Kozienice na wynik skonsolidowany GK Rafako za pierwsze półrocze 2019 r. wyniesie (-)52,9 mln zł w przypadku nieosiągnięcia porozumienia w przedmiocie roszczeń do dnia publikacji wyników za I półrocze 2019 roku.

W przypadku umowy z września 2016 roku o wartości 148,3 mln euro na budowę bloku kogeneracyjnego opalanego biopaliwem zawartej z litewską spółką (Projekt Wilno) dodatkowe koszty wynoszą 61 mln zł. Jednocześnie Rafako oszacowało roszczenia w wysokości 60,7 mln zł.

Wpływ zmiany szacunkowej wartości kosztów realizacji kontraktu dot. Projektu Wilno na wynik skonsolidowany Rafako za I półrocze 2019 r. wyniesie (-)35,6 mln zł, w przypadku nieosiągnięcia porozumienia w przedmiocie roszczeń do dnia publikacji tych wyników.

Dodatkowe koszty z tytułu umowy o wartości 4,49 mld zł netto z kwietnia 2014 roku z Grupą Tauron na budowę bloku energetycznego o mocy 910 MW w Jaworznie oszacowane zostały na 66 mln zł. Wpływ zmiany szacunkowej wartości wyniku kontraktu dot. projektu Jaworzno na wynik skonsolidowany Rafako za pierwsze półrocze 2019 r. wyniesie (-)45,6 mln zł, w przypadku nieosiągnięcia porozumienia do dnia publikacji wyników spółki.

W przypadku umowy z grudnia 2017 roku dotyczącej budowy dwóch bloków parowych opalanych węglem w Indonezji Rafako nie odnotowało istotnych zmian w szacunkowych kosztach realizacji umowy, której wartość wynosi ok. 850,3 mln zł netto (w tym wartość wynagrodzenia zastrzeżonego dla spółki wynosi ok. 295 mln zł netto). (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Celem jest, by te kopalnie, niezależnie od tego czy właścicielem będzie Tauron Wydobycie, czy inna spółka, dobrze funkcjonowały. Zakończenie zaplanowanych inwestycji, uruchomienie wysokowydajnych ścian wydobywczych i stabilizacja wydobycia - to zadania nr 1" - powiedział PAP Biznes wiceminister Adam Gawęda.

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. Poinformowała, że analizowane będą opcje poszukiwania nabywców dla należącej do Tauronu Wydobycie kopalni Janina oraz dla spółki Tauron Ciepło. Due diligence kopalni Janina ma przeprowadzić Węglokoks.

"Tauron Wydobycie jest w procesie biznesowej weryfikacji zbycia zakładu górniczego Janina. Wynik odpowie nam na pytanie, czy do tego zbycia dojdzie i kto kupi kopalnię Janina" - powiedział Gawęda.

Wiceminister mówił ostatnio, że w jego ocenie rozdzielenie należących do Tauron Wydobycie kopalń Sobieski i Janina, przy rozpoczętej w Sobieskim budowie szybu Grzegorz może być niewskazane, gdyż prawdopodobnie w przyszłości nowy szyb mógłby służyć także kopalni Janina.

Na początku sierpnia rada nadzorcza Tauron Wydobycie powołała nowy zarząd spółki. Stanowisko prezesa objął Tomasz Cudny, w przeszłości m.in. prezes Katowickiego Holdingu Węglowego i prezes Spółki Restrukturyzacji Kopalń.

"Spółka Tauron Wydobycie jest w trudnej sytuacji. Do spółki przyszedł nowy zespół, który bada tego przyczyny, bo postawienie dobrej diagnozy, to możliwość skutecznego leczenia. Celem jest jak najszybsze, w miarę możliwości technicznych i organizacyjnych, postawienie spółki +na nogi+ i poprawa jej płynności finansowej" - powiedział wiceminister Adam Gawęda.

"Zarząd Tauron Wydobycie ma podjąć zdecydowane działania i szybko przygotować wstępny raport. Mamy już pierwsze wnioski z przeglądu. Nie mam jeszcze pełnej informacji, ale wstępne wyniki wskazują, że z dużo większym zaangażowaniem należy prowadzić rozpoczęte inwestycje i drążenie wyrobisk" - ocenił pełnomocnik ds. restrukturyzacji górnictwa.

Jak mówił wiceminister, na przełomie sierpnia i września ma być gotowy wstępny raport z wnioskami dotyczącymi aktualnej sytuacji i perspektyw spółki Tauron Wydobycie, a plan naprawczy dla firmy powinien być znany w połowie września.

W kopalni Janina trwa budowa poziomu 800 m, która ma się zakończyć w 2021 roku. W kopalni Sobieski strategiczną inwestycją jest budowa szybu Grzegorz. W maju, przy okazji publikacji wyników za I kwartał, Tauron informował, że inwestycja jest zaawansowana w blisko 40 proc., a jej zakończenie zaplanowano na 2023 rok. Z kolei program inwestycyjny w kopalni Brzeszcze był wtedy zrealizowany w blisko 50 proc.

W I kwartale segment wydobycie w grupie Tauronu zanotował 44 mln zł straty EBITDA przy przychodach na poziomie 292 mln zł. Nakłady inwestycyjne w tym segmencie w pierwszych trzech miesiącach tego roku wyniosły 119 mln zł.

Produkcja węgla handlowego w grupie Tauron w pierwszym kwartale wyniosła 1,26 mln ton wobec 1,42 mln ton rok wcześniej. Sprzedaż węgla spadła do 1,2 mln ton z 1,43 mln ton przed rokiem.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ osz/

Pozwy zostały złożone przeciwko spółce Polska Energia-Pierwsza Kompania Handlowa (PKH).

Amon domaga się zapłaty 29 mln zł tytułem odszkodowania wraz z odsetkami i kosztami procesu.

"Wniesienie nowego pozwu przez Amon wynika z faktu, że wyrokiem częściowym i wstępnym z dnia 25 lipca 2019 r., Sąd Okręgowy w Gdańsku, IX Wydział Gospodarczy uwzględnił powództwo Amon w części dotyczącej ustalenia bezskuteczności oświadczeń o wypowiedzeniu przez PKH umów sprzedaży energii i praw majątkowych" - napisano w komunikacie.

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. Talia domaga się zapłaty 19,3 mln zł tytułem odszkodowania wraz z odsetkami.

W lipcu 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.

W czerwcu 2018 r. spółki z grupy Polenergia: Amon i Talia zażądały od Tauronu zapłaty łącznie 78,9 mln zł odszkodowania. Przedmiotem ich pozwu było także żądanie ustalenia odpowiedzialności Tauronu za szkody, które mogą powstać w przyszłości z czynów niedozwolonych wobec tych spółek w łącznej kwocie 265,3 mln zł.(PAP Biznes)

seb/ ana/

"Tauron prowadzi obecnie program budowy farm fotowoltaicznych na niewykorzystanych gospodarczo terenach. Program jest jedną z inicjatyw wpisujących się w przyjęte kierunki strategiczne, opierające się na rozwoju czystej energii, które będą podstawą budowy wartości Grupy Tauron do 2030 r." – powiedział, cytowany w komunikacie, prezes Filip Grzegorczyk.

Spółka poinformowała, że obecnie program jest na etapie przygotowywania, w tym uzyskiwania niezbędnych decyzji administracyjnych. Obejmuje on pięć lokalizacji, a potencjał każdej z farm jest silnie uzależniony od uwarunkowań lokalizacyjnych, co rzutuje na wielkość mocy instalacji. Inwestycje są rozwijane na obszarach noszących ślady działalności przemysłowej – tereny po byłych elektrowniach oraz składowiska odpadów paleniskowych.

Tauron podał, że najbardziej zaawansowane obecnie są projekty w Jaworznie i Mysłowicach. W Jaworznie trwa procedura wyboru wykonawcy farmy, a w Mysłowicach toczy się postępowanie na opracowanie projektu budowlano-wykonawczego wraz z analizą produktywności oraz uzyskania pozwolenia na budowę farmy. W Stalowej Woli aktualnie trwa procedura uzyskania decyzji o uwarunkowaniach środowiskowych.

Aktualizacja kierunków strategicznych grupy Tauronu na lata 2016-2025 zakłada zwiększenie do ponad 65 proc. udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym Tauronu do 2030 roku. Do 2025 r. 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/ osz/

W jednostkowym sprawozdaniu finansowym zostanie ujęte utworzenie odpisów z tytułu utraty wartości akcji i obligacji w Tauron Wydobycie w wysokości 157 mln zł. Ponadto zgodnie z MSSF 9 "Instrumenty finansowe" zostanie ujęte utworzenie odpisu z tytułu oczekiwanych strat kredytowych dotyczących objętych przez spółkę obligacji wyemitowanych przez Tauron Wydobycie i pożyczek udzielonych spółce Tauron Wydobycie w wysokości 408 mln zł. Łączny szacunkowy wpływ odpisów na obniżenie jednostkowego wyniku finansowego netto wyniesie 477 mln zł.

Jak podano, odpisy nie będą miały wpływu na wynik EBITDA w jednostkowym i skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Tauronu.

Tauron poinformował, że analizy w ramach testów na utratę wartości aktywów grupy na 30 czerwca 2019 r. wykazały istotne zmiany w zakresie wartości odzyskiwalnej aktywów trwałych w segmencie wydobycie.

"Były one efektem aktualizacji założeń techniczno-ekonomicznych, głównie w zakresie planów eksploatacji i dostępności złóż" - napisano w komunikacie.

Spółka zastrzegła, że zaprezentowane wartości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.

Tauron opublikuje raport półroczny 16 września 2019 r. (PAP Biznes)

pel/ gor/

W jednostkowym sprawozdaniu finansowym zostanie ujęte utworzenie odpisów z tytułu utraty wartości akcji i obligacji w Tauron Wydobycie w wysokości 157 mln zł. Ponadto zgodnie z MSSF 9 "Instrumenty finansowe" zostanie ujęte utworzenie odpisu z tytułu oczekiwanych strat kredytowych dotyczących objętych przez spółkę obligacji wyemitowanych przez Tauron Wydobycie i pożyczek udzielonych spółce Tauron Wydobycie w wysokości 408 mln zł. Łączny szacunkowy wpływ odpisów na obniżenie jednostkowego wyniku finansowego netto wyniesie 477 mln zł.

Jak podano, odpisy nie będą miały wpływu na wynik EBITDA w jednostkowym i skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Tauronu. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "TAURON") informuje, że 19 sierpnia 2019 r. zostały zakończone główne analizy przeprowadzane w ramach testów na utratę wartości aktywów Grupy Kapitałowej TAURON na 30 czerwca 2019 r.

Analizy wykazały istotne zmiany w zakresie wartości odzyskiwalnej aktywów trwałych w segmencie Wydobycie. Były one efektem aktualizacji założeń techniczno-ekonomicznych, głównie w zakresie planów eksploatacji i dostępności złóż.

W konsekwencji w sprawozdaniach finansowych Emitenta za I półrocze 2019 r. powyższe zdarzenie zostanie zaprezentowane w następujący sposób:

- w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym zostanie ujęte utworzenie odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w wysokości 269 mln zł. Szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniesie 218 mln zł,

- w jednostkowym sprawozdaniu finansowym zostanie ujęte utworzenie odpisów z tytułu utraty wartości akcji i obligacji w TAURON Wydobycie S.A. w wysokości 157 mln zł. Ponadto zgodnie z MSSF 9 "Instrumenty finansowe" zostanie ujęte utworzenie odpisu z tytułu oczekiwanych strat kredytowych dotyczących objętych przez Emitenta obligacji wyemitowanych przez TAURON Wydobycie S.A. i pożyczek udzielonych przez Emitenta spółce TAURON Wydobycie S.A. w wysokości 408 mln zł. Łączny szacunkowy wpływ odpisów na obniżenie jednostkowego wyniku finansowego netto wyniesie 477 mln zł.

Wartość powyższych odpisów 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 I półrocze 2019 roku.

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

kom espi zdz

"Od zeszłego tygodnia mamy podpisane umowy, które nas upoważniają do odbierania pewnych danych, przesyłanych przez grupę Tauron - bo rozmawiamy w tej chwili o aktywach wydobywczych Taurona (...); chodzi o aktywa kopalni Janina" - powiedział w poniedziałek PAP prezes Węglokoksu Tomasz Heryszek wskazując, iż na razie badanie ma charakter finansowy.

"Proces badania dzisiaj oparty jest tylko i wyłącznie na danych finansowych, natomiast przed nami także ocena i due diligence techniczny tych aktywów. Myślę, że to będzie kwestia najbliższych tygodni i w okolicach września będziemy wiedzieli, czy ta kopalnia jest w kręgu naszego zainteresowania" - dodał prezes.

Potwierdził, że wstępnie Węglokoks byłby zainteresowany Janiną, jednak ostatecznie zdecydują o tym - jak mówił - "tylko i wyłącznie parametry biznesowe".

"Jesteśmy spółką, która bardzo rozsądnie musi oglądać każdą złotówkę z każdej strony kilka razy, w związku z tym na pewno nie zdecydujemy się na udział w aktywie, które nie będzie dla nas dawało stopy zwrotu" - zastrzegł Heryszek. Jego zdaniem bliższych informacji w tej sprawie można spodziewać się nie wcześniej niż na przełomie września i października.

Wcześniej wiceminister energii Adam Gawęda ocenił, że na przełomie sierpnia i września powinien być gotowy wstępny raport z wnioskami dotyczącymi aktualnej sytuacji i perspektyw spółki Tauron Wydobycie (nad raportem pracuje zarząd jej firmy), a plan naprawczy dla spółki powinien być znany w połowie września. W rozmowie z dziennikarzami wiceszef resortu energii uznał za przedwczesne przesądzanie, czy któraś z kopalń spółki - chodzi o kopalnię Janina w Libiążu, którą interesuje się Węglokoks - mogłaby trafić do innej firmy.

"Byłbym dzisiaj ostrożny co do deklarowania, że któraś z tych kopalń (należących do Tauronu Wydobycie - PAP) przejdzie do innej spółki" - powiedział w poniedziałek PAP wiceminister. Wskazał, że analizowane jest m.in. to, czy w przyszłości, będący w trakcie budowy nowy szyb kopalni Sobieski (druga z kopalń Tauronu), może służyć także kopalni Janina.

"Moim zdaniem - szczególnie mam tu na myśli kopalnie Janina i Sobieski - w przypadku budowy szybu Grzegorz warto byłoby zastanowić się - i taka jest też moja inicjatywa i propozycja - by również pod tym kątem dokonać analizy. Bo prawdopodobnie szyb Grzegorz będzie potrzebny zarówno kopalni Sobieski, jak również w przyszłości być może będzie potrzeba wykorzystania tego szybu do kopalni Janina. W związku z tym rozłączanie, rozdzielanie tego byłoby na tym etapie - moim zdaniem - niewskazane" - wyjaśnił Gawęda. "Czy któraś z tych kopalń (należących do Tauronu - PAP) będzie wyodrębniona - na tym etapie takich decyzji ani deklaracji nie podejmuję" - podkreślał wiceminister.

W połowie maja podczas obrad sejmowej Komisji ds. Energii i Skarbu Państwa zarząd firmy oraz 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. W maju Tauron podał, że bierze też pod uwagę optymalizację portfela inwestycyjnego oraz ograniczenie działalności w segmentach górniczym i ciepłowniczym - analizowane są m.in. opcje poszukiwania nabywców lub partnerów nie tylko dla kopalni Janina, ale także dla spółki Tauron Ciepło.(PAP)

mab/ pad/ ana/

"Sławomir Obidziński został nowym prezesem Tauron Wydobycie. Jego zadaniem jest wprowadzenie w spółce zmian, które mają doprowadzić do tego, by stała się spółką wspierającą Tauron Wytwarzanie, dostarczającą jej usługi" - powiedziało PAP Biznes źródło w grupie Tauron.

W ubiegłym tygodniu grupa Tauron uzupełniła strategię na lata 2016-25 o nowe kierunki strategiczne. Zakłada m.in. zaangażowanie w energetykę zero- i niskoemisyjną i wyłączenie starych bloków węglowych.

Tauron bierze też pod uwagę optymalizację portfela inwestycyjnego oraz ograniczenie działalności w segmentach górniczym i ciepłowniczym. Analizowane będą m.in. opcje poszukiwania nabywców Zakładu Górniczego Janina i spółki Tauron Ciepło. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Przy przejściu 20 proc. osób do ZUS po reformie OFE, do FRD napłynie 30 mld zł, z czego 24 mld w polskich akcjach. Aktywa FRD w takim scenariusz będą wynosić ok. 70 mld zł (obecnie ok. 42 mld zł - PAP), przy czym obecnie ok. 6 mld FRD trzyma w polskich akcjach. Gdyby FRD trzymał ok. 30 mld zł w polskich akcjach, to faktycznie mógłby zostać minimalnie przekroczyć limit zaangażowania w polskie akcje na poziomie 30 proc." - powiedział Borys w kuluarach EKF w Sopocie.

"Jeżeli to byłoby problemem, to Ministerstwo Inwestycji i Rozwoju powinno rozważyć zmianę limitu" - dodał.

Projekt ustawy likwidującej OFE zakłada, że z domyślnej opcji przeniesienia aktywów na IKE skorzysta ok. 80 proc. obecnych członków OFE. Po reformie zarządzanie środkami FRD wykonywane będzie przez TFI, którego jedynym akcjonariuszem jest Polski Fundusz Rozwoju. Zgodnie z wprowadzanymi zmianami środki FRD będą mogły być lokowane w akcjach spółek notowanych na rynku regulowanym na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej oraz obligacjach zamiennych na akcje tych spółek, a także notowanych na tym rynku prawach poboru i prawach do akcji lub akcjach, prawach poboru i prawach do akcji, będących przedmiotem oferty publicznej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej - do wysokości 30 proc. wartości aktywów. (PAP Biznes)

tus/ osz/

Zapytany o finansowanie projektów Tauronu innych niż Jaworzno Borys powiedział: "Jesteśmy otwarci".

Dodał, że fundusze rozwoju powinny "mieć za priorytet" finansowanie projektów na rzecz energii odnawialnej.

Pod koniec maja wiceprezes Tauronu Jarosław Broda informował, że spółka szacuje wydatki inwestycyjne w lądowe farmy wiatrowe i farmy fotowoltaiczne na 5-6 mld zł do 2025 r., z czego udział kapitałowy Tauronu sięgnąłby 20 proc. tej kwoty.

W grudniu 2018 r. Tauron informował, że Polski Fundusz Rozwoju przystąpił do spółki Nowe Jaworzno Grupa Tauron (NJGT), realizującej budowę bloku o mocy 910 MW w Jaworznie. Fundusz, będący stroną podpisanej w marcu umowy inwestycyjnej, opłacił pierwszą transzę kapitału w wysokości 100 mln zł. (PAP Biznes)

tus/ doa/ osz/

„Jeżeli pojawi się okazja na rynku i będzie to biznesowo uzasadnione, jesteśmy zainteresowani rozwojem aktywów wydobywczych” – powiedział podczas środowej konferencji prasowej w Katowicach Heryszek, który z początkiem czerwca obejmie funkcję prezesa Węglokoksu.

Według wcześniejszych informacji prasowych, prowadzone z udziałem Węglokoksu rozmowy dotyczą ewentualnego przejęcia części aktywów wydobywczych grupy energetycznej Tauron – chodzi o kopalnię Janina w Libiążu.

Wiceminister energii Grzegorz Tobiszowski potwierdził, że rozmowy dotyczące wzmocnienia grupy Węglokoksu kolejnymi aktywami wydobywczymi są prowadzone, zastrzegł jednak, że ze względu na publiczny charakter spółki, której sprawa dotyczy (Tauron notowany jest na giełdzie – PAP) na obecnym etapie nie można podać szczegółów w tej sprawie.

„Ze względu na ład korporacyjny spółki giełdowej nie możemy na tym etapie w tej chwili nic więcej powiedzieć. Jeżeli Tauron zaproponuje nam jakiekolwiek rozwiązania w tej kwestii, z pewnością będziemy je rozważać” – zapewnił wiceprezes Węglokoksu, wskazując na konieczność zachowania poufności prowadzonych rozmów.

„Pewne rozmowy są prowadzone (…). Węglokoks nie wyklucza poszerzenia swojego aktywa wydobywczego, poszukuje podmiotów (…). Obecnie są prowadzone rozmowy. W związku z tym, żeby mogły one być trwałe i skuteczne, ważne, żeby dopracować pewne szczegóły. Stąd są potrzebne do tych rozmów wszystkie strony i dopracowana ścieżka, jak ewentualnie miałoby to wyglądać. Dlatego też w trakcie rozmów nie za bardzo możemy mówić o detalach czy szczegółach” – zastrzegł wiceminister Tobiszowski, wskazując, iż obecnie rozmowy są domeną prowadzących je stron.

"Prowadzone są rozmowy w innym podmiocie, który jest w grupie kapitałowej energetycznej - tam toczą się rozmowy, analizy" - mówił wiceminister, proszony o potwierdzenie, że Węglokoksowi chodzi o aktywa wydobywcze grupy Tauron. Ocenił, że "pewne niuanse powinny być rozstrzygnięte kupiecko", w dwustronnych rozmowach.

Heryszek zapowiedział, że oprócz wzmocnienia aktywów wydobywczych, Węglokoks chce także m.in. rozwijać aktywa logiczne oraz synergie produkcyjno-sprzedażowe m.in. z Polską Grupą Górniczą, a także brać aktywny udział w konsolidacji branży produkcyjno-handlowej.

Podczas środowej konferencji wiceprezes Heryszek podsumował ubiegłoroczne wyniki Węglokoksu, który w 2018 r. wyeksportował 1,3 mln ton węgla, 1,6 mln ton sprzedał w kraju, a 1 mln ton zaimportował oraz sprzedał w ramach tradingu. Przychody grupy sięgnęły 2,6 mld zł, a wskaźnik EBITDA osiągnął wartość 101 mln zł.

Należąca do grupy Węglokoksu spółka Węglokoks Kraj, do której należy kopalnia Bobrek-Piekary, wyprodukowała w minionym roku 2,5 mln ton węgla, osiągając 753 mln zł przychodów. Wartość wskaźnika EBITDA wyniosła ok. 96 mln zł.(PAP)

mab/ amac/ ana/

Uruchomiony przez grupę projekt "Operator II" zakłada budowę do końca 2020 roku 97 stacji ładowania prądem zmiennym (AC) oraz 21 stacji ładowania prądem stałym (DC). Po jego zakończeniu Tauron będzie dysponował siecią ponad 150 własnych stacji ładowania.

Dodatkowo, w trzecim kwartale 2019 roku Tauron rozpocznie świadczenie odpłatnych usług ładowania.

"W budowanej ofercie z obszaru elektromobilności pojawi się między innymi sprzedaż stacji ładowania pojazdów elektrycznych, świadczenie usług SaaS (Software as a Service) dla posiadaczy własnych stacji ładowania, a także kompleksowe rozwiązania związanie z obszaru e-mobility" - napisano.

Projekt skierowany jest również do posiadaczy istniejących już stacji ładowania, gdzie spółka zaoferuje wypełnienie obowiązków ustawowych w zakresie operatora stacji oraz dostawcy usług ładowania, a także zapewni serwis infrastruktury ładowania e-pojazdów.

Jak podano, Tauron realizuje już projekty dla klientów komercyjnych w zakresie budowy stacji ładowania pojazdów elektrycznych w formie generalnego wykonawstwa.

W ramach pierwszego projektu Operator, Magenta Grupa Tauron, we współpracy z ING Bankiem Śląskim, wybudowała 27 stacji ładowania pojazdów elektrycznych i uruchomiła usługę carsharingu na terenie Katowic.

Jak podał Tauron, teraz działania obejmą cały teren działalności grupy. (PAP Biznes)

pel/

O pożarze endogenicznym, stwierdzonym 500 metrów pod ziemią w jaworznickiej kopalni Sobieski, poinformowało w czwartek rano Wojewódzkie Centrum Zarządzania Kryzysowego w Katowicach (WCZK).

Pożar stwierdzono krótko po północy, z zagrożonego rejonu wycofano 90 pracowników bez użycia pochłaniaczy i aparatów ucieczkowych. Podczas powstawania zagrożenia i wycofywania załogi nikt nie doznał obrażeń. Trwa akcja przeciwpożarowa polegająca na schładzaniu calizny węglowej wodą – podały służby kryzysowe wojewody śląskiego.

W czwartek przed południem informację na temat zdarzenia podał też Daniel Iwan ze spółki Tauron Wydobycie. Jak zaznaczył, podniesione stężenia gazów w powietrzu kopalnianym stwierdzono w likwidowanym wyrobisku ścianowym, czyli przestrzeni, gdzie już zakończono wydobycie węgla.

Iwan podkreślił, że skuteczny monitoring pomiarowy pozwolił na wykrycie zdarzenia w jego początkowej fazie.

"W zdarzeniu nikt nie został poszkodowany i nie ma ono wpływu na produkcję zakładu górniczego" - zapewnił przedstawiciel Tauronu Wydobycie.

Pożary endogeniczne to naturalne i stosunkowo częste zjawisko w górnictwie. Powodem ich powstawania jest samozagrzanie węgla w tzw. zrobach ściany wydobywczej, czyli w miejscach po eksploatacji węgla. W tego typu przypadkach zwykle nie występuje otwarty ogień, ale zadymienie i podwyższona temperatura. Pożary endogeniczne są zwykle wykrywane przez kopalniane czujniki, które alarmują o podwyższonych stężeniach tlenku węgla i innych gazów.

Pożar w kopalni Sobieski nie był jedynym niebezpiecznym zdarzeniem, do którego doszło minionej doby w kopalniach węgla w woj. śląskim. W środę wieczorem w doszło do wypadku w kopalni Knurów-Szczygłowice: 850 m pod ziemią oderwały się skały stropowe, raniąc dwóch górników. Są lekko poszkodowani, trafili do szpitali w Katowicach-Ochojcu i Rybniku – podało WCZK.(PAP)

mtb/ kon/ mam/ gor/

Jak podało Wojewódzkie Centrum Zarządzania Kryzysowego w Katowicach (WCZK), do pożaru w kopalni należącej do spółki Tauron Wydobycie doszło krótko po północy. Objawiał się on wzrostem stężeń tlenków węgla.

„Z zagrożonego rejonu wycofano 90 pracowników bez użycia pochłaniaczy i aparatów ucieczkowych. Podczas powstawania zagrożenia i wycofywania załogi nikt nie doznał obrażeń. Trwa akcja ratownicza przeciwpożarowa polegająca na schładzaniu calizny węglowej wodą” – podało WCZK.

Pożary endogeniczne to naturalne i stosunkowo częste zjawisko w górnictwie. Powodem ich powstawania jest samozagrzanie węgla w tzw. zrobach ściany wydobywczej, czyli w miejscach po eksploatacji węgla. W tego typu przypadkach zwykle nie występuje otwarty ogień, ale zadymienie i podwyższona temperatura. Pożary endogeniczne są zwykle wykrywane przez kopalniane czujniki, które alarmują o podwyższonych stężeniach tlenku węgla i innych gazów.

Pożar w ZG „Sobieski” nie był jedynym niebezpiecznym zdarzeniem, do którego doszło minionej doby w kopalniach węgla w woj. śląskim. W środę wieczorem w doszło do wypadku w kopalni Knurów-Szczygłowice – 850 m pod ziemią oderwały się skały stropowe, raniąc dwóch górników. Są lekko poszkodowani, trafili do szpitali w Katowicach-Ochojcu i Rybniku – podało WCZK.(PAP)

kon/ amac/ gor/

W nawiązaniu do raportów bieżących nr 32/2018 i 33/2018 Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 17 kwietnia 2019 r. otrzymał pismo od PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE"), w którym PGE poinformowała, iż odstąpiła od procesu nabycia udziałów w PGE EJ 1 sp. z o.o. ("PGE EJ 1") będących w posiadaniu mniejszościowych wspólników PGE EJ 1.

TAURON Polska Energia S.A. posiada 10 proc. udziałów w PGE EJ 1.

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

kom espi zdz

Agencja przyznała też rating obligacjom hybrydowym o wartości 400 mln zł w walucie krajowej na poziomie "BB+" i krajowy rating na poziomie "BBB+ (pol)". Obligacje te zostały wyemitowane w marcu w ramach programu emisji obligacji hybrydowych z 2017 r. zawartego z Bankiem Gospodarstwa Krajowego.

W komunikacie prasowym Tauron podał, że agencja ratingowa zwróciła uwagę na przyszłe wpływy z rynku mocy, znaczący udział regulowanego segmentu dystrybucja w wyniku EBITDA grupy oraz ograniczenie nakładów inwestycyjnych po zakończeniu budowy bloku 910 MW w Jaworznie.

"Potwierdzenie przez agencję Fitch oceny ratingowej na poziomie BBB odzwierciedla stabilną pozycję rynkową grupy Tauron. Pomimo ponoszenia znaczących nakładów inwestycyjnych, w tym realizacji budowy bloku w Jaworznie, grupa koncentruje się na utrzymaniu stabilności finansowej i dotrzymaniu wskaźnika zadłużenia określonego w umowach finansowania. W kolejnych latach planujemy, że wartość inwestycji i wskaźnik zadłużenia ulegnie stopniowemu obniżeniu" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Tauronu Filip Grzegorczyk.

"Obecnie w grupie Tauron trwają prace nad aktualizacją strategii, która będzie uwzględniać zmiany w otoczeniu regulacyjnym i rynkowym" - dodał prezes.

Wiceprezes Tauronu Marek Wadowski powiedział, że realizacja programu inwestycyjnego przy zachowaniu stabilności finansowej grupy wymaga elastycznych mechanizmów finansowania.

"Dlatego w ostatnim czasie podjęliśmy szereg działań w tym zakresie, czego efektem jest m.in. utrzymanie ratingu na poziomie inwestycyjnym" - dodał.

Wartość realizowanego przez grupę programu inwestycyjnego w 2018 r. wyniosła ponad 3,7 mld zł.

"Na rok 2020 planowane są niższe nakłady inwestycyjne i większe przychody z ukończonych inwestycji. Największa część wydatków inwestycyjnych będzie przypadać na obszar dystrybucji i ten trend będzie kontynuowany również w latach kolejnych" - napisano. (PAP Biznes)

doa/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 17 kwietnia 2019 r. agencja ratingowa Fitch Ratings ("Fitch") potwierdziła długoterminowe ratingi Spółki w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie "BBB" z perspektywą stabilną oraz nadała rating w walucie krajowej na poziomie "BB+" oraz rating krajowy na poziomie "BBB+(pol)" obligacjom hybrydowym Spółki o wartości 400 mln zł wyemitowanym 29 marca 2019 r. w ramach programu emisji obligacji hybrydowych z 2017 r. zawartego z Bankiem Gospodarstwa Krajowego S.A. ("BGK").

Pełna lista ocen ratingowych obejmuje:

- długoterminowe ratingi w walucie krajowej i zagranicznej potwierdzone na poziomie "BBB"; perspektywa stabilna,

- krótkoterminowe ratingi w walucie krajowej i zagranicznej potwierdzone na poziomie "F3",

- krajowy rating długoterminowy potwierdzony na poziomie "A+(pol)"; perspektywa stabilna,

- rating niezabezpieczonego i niepodporządkowanego zadłużenia w walucie zagranicznej dla euroobligacji o wartości 500 mln euro potwierdzony na poziomie "BBB",

- krajowy rating niezabezpieczonego i niepodporządkowanego zadłużenia potwierdzony na poziomie "A+(pol)",

- rating obligacji hybrydowych o wartości 190 mln euro (Europejski Bank Inwestycyjny - "EBI") potwierdzony na poziomie "BB+",

- rating obligacji hybrydowych o wartości 750 mln złotych (EBI) potwierdzony na poziomie "BB+",

- rating programu emisji obligacji hybrydowych o wartości 400 mln złotych (BGK) potwierdzony na poziomie "BB+",

- rating krajowy programu emisji obligacji hybrydowych o wartości 400 mln złotych (BGK) potwierdzony na poziomie "BBB+(pol)",

- nadanie ratingu w walucie krajowej obligacjom hybrydowym o wartości 400 mln zł (BGK) na poziomie "BB+",

- nadanie ratingu krajowego obligacjom hybrydowym o wartości 400 mln zł (BGK) na poziomie "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

Agencja przyznała też rating obligacjom hybrydowych o wartości 400 mln zł w walucie krajowej na poziomie "BB+" i krajowy rating na poziomie "BBB+ (pol)". (PAP Biznes)

doa/ ana/

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

Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") w związku z otrzymaniem w dniu 16 kwietnia 2019 r. od akcjonariusza reprezentującego powyżej jednej dwudziestej kapitału zakładowego Spółki, tj. Ministra Energii, wykonującego uprawnienia akcjonariusza Skarbu Państwa, żądania umieszczenia w porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zwołanego na dzień 8 maja 2019 r. ("ZWZ") poniższych punktów:

- Podjęcie uchwał w sprawie zmiany uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu.

- Podjęcie uchwał w sprawie zmiany "Statutu TAURON Polska Energia S.A.".

Działając na podstawie art. 401 § 2 Kodeksu spółek handlowych, Spółka niniejszym ogłasza o dokonanej zmianie w porządku obrad ZWZ, polegającej na dodaniu punktów, które oznacza się jako 17 i 18. Jednocześnie dotychczasowy punkt 17 w brzmieniu: "Zamknięcie obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia" oznacza się jako 19. Brzmienie punktów 17, 18 i 19 zostało przedstawione poniżej:

17. Podjęcie uchwał w sprawie zmiany uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu.

18. Podjęcie uchwał w sprawie zmiany "Statutu TAURON Polska Energia S.A."

19. Zamknięcie obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

Zmieniony porządek obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia:

1. Otwarcie obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

2. Wybór Przewodniczącego Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

3. Stwierdzenie prawidłowości zwołania Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia i jego zdolności do powzięcia wiążących uchwał.

4. Przyjęcie porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

5. Podjęcie uchwały w sprawie uchylenia tajności głosowania w sprawie wyboru komisji powoływanych przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie.

6. Wybór Komisji Skrutacyjnej Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

7. Przedstawienie wyników finansowych Spółki i Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A.

8. Przedstawienie następujących sprawozdań Rady Nadzorczej:

1) "Sprawozdania z działalności Rady Nadzorczej TAURON Polska Energia S.A. w roku obrotowym 2018", 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 2018 r. wraz z uzasadnieniem oraz wniosku Zarządu dotyczącego pokrycia straty netto za rok obrotowy 2018".

9. Przedstawienie "Sprawozdania TAURON Polska Energia S.A. dotyczącego wydatków reprezentacyjnych, wydatków na usługi prawne, usługi marketingowe, usługi public relations i komunikacji społecznej oraz na usługi doradztwa związanego z zarządzaniem poniesionych w 2018", zaopiniowanego przez Radę Nadzorczą.

10. Rozpatrzenie "Sprawozdania finansowego TAURON Polska Energia S.A. za rok zakończony dnia 31 grudnia 2018 roku zgodnego z Międzynarodowymi Standardami Sprawozdawczości Finansowej zatwierdzonymi przez Unię Europejską" i podjęcie uchwały w przedmiocie jego zatwierdzenia.

11. Rozpatrzenie "Skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. za rok zakończony dnia 31 grudnia 2018 roku zgodnego z Międzynarodowymi Standardami Sprawozdawczości Finansowej zatwierdzonymi przez Unię Europejską" i podjęcie uchwały w przedmiocie ich zatwierdzenia.

12. Rozpatrzenie "Sprawozdania Zarządu z działalności TAURON Polska Energia S.A. oraz Grupy Kapitałowej TAURON za rok obrotowy 2018" i podjęcie uchwały w przedmiocie jego zatwierdzenia.

13. Podjęcie uchwały w sprawie pokrycia straty netto za rok obrotowy 2018.

14. Podjęcie uchwał w sprawie absolutorium dla wszystkich Członków Zarządu Spółki, którzy pełnili funkcję w roku obrotowym 2018.

15. Podjęcie uchwał w sprawie absolutorium dla wszystkich Członków Rady Nadzorczej Spółki, którzy pełnili funkcję w roku obrotowym 2018.

16. Podjęcie uchwał w sprawie dokonania zmian w składzie Rady Nadzorczej Spółki.

17. Podjęcie uchwał w sprawie zmiany uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 15 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu.

18. Podjęcie uchwał w sprawie zmiany "Statutu TAURON Polska Energia S.A."

19. Zamknięcie obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

Poniżej Spółka przedstawia uzasadnienie otrzymane od Ministra Energii dotyczące nowych punktów porządku obrad ZWZ.

Uzasadnienie do punktu 17 porządku obrad:

Dokonanie aktualizacji ogólnego katalogu Celów Zarządczych dla Zarządu TAURON Polska Energia S.A. uzasadnione jest planowanym zakończeniem realizacji w 2019 r. większości Celów Zarządczych, a co za tym idzie mogącymi wystąpić w przyszłości problemami w zakresie ich uszczegóławiania przez Radę Nadzorczą. Zgodnie z dyspozycją zawartą w § 3 ust. 4 uchwały Walnego Zgromadzenia z dnia 15 grudnia 2016 r. Rada Nadzorcza została upoważniona do uszczegółowienia Celów Zarządczych wraz z określeniem wag tych celów oraz obiektywnych i mierzalnych kryteriów ich realizacji i rozliczania. Pozostawienie przedmiotowych Celów Zarządczych w dotychczasowym brzmieniu rodzi ryzyko braku możliwości ich realizacji, a także naruszenia kompetencji Walnego Zgromadzenia, w przypadku wyznaczania przez Radę Nadzorczą celów nieobjętych ogólnym katalogiem celów określonych w uchwale Walnego Zgromadzenia.

Uwzględniając zrealizowanie lub planowane w 2019 r. zakończenie wykonania ogólnych Celów Zarządczych o charakterze niefinansowym, których osiągnięte efekty opisano powyżej, zasadnym i celowym jest ich zaktualizowanie. Zaproponowane Cele Zarządcze mają na celu zapewnienie realizacji kierunków rozwoju założonych w Strategii Grupy Kapitałowej, przy uwzględnieniu zmieniającego się otoczenia rynkowego i regulacji prawnych oraz potrzeby doskonalenia systemów i procedur związanych z obsługą klientów.

Ustalone przez Walne Zgromadzenie Cele Zarządcze będą miały zastosowanie po uszczegółowianiu ich przez Radę Nadzorczą Spółki na kolejne lata, począwszy od roku 2020.

Uzasadnienie do punktu 18 porządku obrad:

W związku z nowelizacją ustawy z dnia 16 grudnia 2016 r. o zasadach zarządzania mieniem państwowym, zachodzi konieczność dokonania zmian postanowień implementowanych do Statutu Spółki w 2017 r.

Znowelizowana ustawa doprecyzowała niektóre zapisy budzące wątpliwości interpretacyjne, jakie pojawiły się od czasu wejścia w życie ustawy. Dotyczy to m.in. art. 17 ust. 2 pkt 1 ustawy gdzie uszczegółowiono, że umowy o usługi prawne, usługi marketingowe, usługi w zakresie stosunków międzyludzkich (public relations) i komunikacji społecznej oraz usługi doradztwa związanego z zarządzaniem będą wymagały zgody organu nadzorczego, jeżeli wysokość wynagrodzenia przewidzianego za świadczone usługi łącznie w tej umowie lub innych umowach zawieranych z tym samym podmiotem będzie przekraczała 500 000 zł netto, w stosunku rocznym. Ma to zapobiec unikaniu zawierania umów przekraczających powyższy próg poprzez dzielenie wynagrodzenia na kilka umów zawieranych z tym samym podmiotem. W art. 17 ust. 4 ustawy odnoszącym się do zasad zbywania składników aktywów trwałych w trybie przetargu lub aukcji oraz wyjątków od obowiązku ich zastosowania, doprecyzowano, że próg określony na 20 000 zł odnosi się do wartości rynkowej.

Powyższe zmiany znajdą odzwierciedlenie w § 20 ust. 2 pkt 10 Statutu oraz § 38 ust. 1 Statutu.

Ponadto znowelizowana ustawa dopuszcza możliwość przypisania kompetencji, o których mowa w art. 17 ust 1 ustawy z dnia 16 grudnia 2016 r. o zasadach zarządzania mieniem państwowym, Radzie Nadzorczej Spółki. Mając powyższe na uwadze zasadnym jest dokonanie stosownych zmian § 20 ust. 2 Statutu w zakresie rozporządzania składnikami aktywów trwałych.

Dodatkowo zaproponowane zmiany dotyczą wprowadzonego ustawą obowiązku sporządzania przez Zarząd sprawozdania ze stosowania dobrych praktyk określonych przez Prezesa Rady Ministrów na podstawie art. 7 ust. 3 ustawy o zasadach zarządzania mieniem państwowym w zakresie ładu korporacyjnego, społecznej odpowiedzialności biznesu oraz sponsoringu. Ustawa z dnia 21 lutego 2019 r. o zmianie ustawy o zasadach zarządzania mieniem państwowym oraz niektórych innych ustaw dopuściła możliwość przedkładania organowi nadzorczemu, zamiast walnemu zgromadzeniu sprawozdań, o których mowa w art. 17 ust. 6 ustawy o zasadach zarządzania mieniem państwowym.

Pozostałe zmiany mają charakter redakcyjny.

Równocześnie informuje się, iż Minister Energii powiadomił, że projekty uchwał we wskazanym powyżej zakresie zostaną przedłożone bez zbędnej zwłoki, po ich uprzednim doprecyzowaniu.

Spółka w załączeniu przekazuje zmieniony projekt uchwały w sprawie przyjęcia porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki.

Treść pozostałych opublikowanych w raporcie bieżącym nr 10/2019 projektów uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia 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 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia TAURON Polska Energia S.A. zwołanego na dzień 8 maja 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 załączniki 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) "Sprawozdanie z działalności Rady Nadzorczej TAURON Polska Energia S.A. w roku obrotowym 2018", zawierające 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) "Sprawozdanie 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 2018 r. wraz z uzasadnieniem oraz wniosku Zarządu dotyczącego pokrycia straty netto za rok obrotowy 2018".

3) "Sprawozdanie TAURON Polska Energia S.A. dotyczące wydatków reprezentacyjnych, wydatków na usługi prawne, usługi marketingowe, usługi public relations i komunikacji społecznej oraz na usługi doradztwa związanego z zarządzaniem poniesionych w 2018 r.".

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

Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka"), działając na podstawie art. 395 § 1, art. 399 § 1 oraz art. 402 (1) Kodeksu spółek handlowych oraz § 30 ust. 1 Statutu Spółki, zwołuje Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki na dzień 8 maja 2019 r. 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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

lgs/ pad/ amac/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

lgs/ pad/ amac/ ana/

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

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

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

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

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

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

pr/ osz/

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

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

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

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

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

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

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

pel/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

W piątek Tauron poinformował o utworzenie rezerwy w wysokości 214 mln zł, związanej z wpływem ustawy zamrażającej ceny energii w 2019 roku. Spółka podała również, że w wyniku utworzenia rezerwy szacowany zysk EBITDA w czwartym kwartale wyniesie 403 mln zł, a nie 617 mln zł, jak spółka szacowała w lutym. Strata netto wynieść ma 648 mln zł, a nie 459 mln zł, jak szacowano wcześniej.

Zgodnie z piątkowymi szacunkami, w całym 2018 roku przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 18,12 mld zł (bez zmian w porównaniu z poprzednimi szacunkami), EBITDA wyniosła 3,38 mld zł (wcześniej zakładano 3,59 mld zł), zysk operacyjny wyniósł 791 mln zł (wcześniej: 1,01 mld zł), a zysk netto 207 mln zł, podczas gdy wcześniej zakładano, że wyniesie on 395 mln zł. (PAP Biznes)

kuc/ gor/

TAURON Polska Energia S.A. informuje o zmianie terminu publikacji jednostkowego raportu rocznego TAURON Polska Energia S.A., skonsolidowanego raportu rocznego Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. oraz skonsolidowanego sprawozdania z płatności na rzecz administracji publicznej za rok 2018 i podjęciu decyzji o przekazaniu tych raportów do publicznej wiadomości w dniu 3 kwietnia 2019 r.

Zgodnie z informacją zawartą w raporcie bieżącym nr 1/2019 z 30 stycznia 2019 r. pierwotna data publikacji tych raportów była ustalona na 24 kwietnia 2019 r.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

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

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

lgs/ skr/ pr/

"Zawiązanie rezerwy to wymóg rachunkowy wynikający z oszacowania potencjalnych skutków ustawy dotyczącej cen sprzedaży energii elektrycznej w 2019 roku (...) Wraz z pojawieniem się w 2019 roku nowelizacji ustawy i rozporządzenia, w szczególności umożliwiających wyliczenie kwoty rekompensat, ale także zmieniających zasady ustalania cen sprzedaży, grupa przeprowadzi analizy prawne i księgowe, tak aby dokonać niezbędnych aktualizacji wysokości rezerwy na kolejne dni bilansowe" - powiedział cytowany w komunikacie Marek Wadowski, wiceprezes spółki.

Zgodnie z nowymi szacunkami w całym 2018 roku, przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 18.122 mln zł (bez zmian w porównaniu z poprzednimi szacunkami), EBITDA wyniosła 3.375 mln zł (wcześniej zakładano 3.589 mln zł), zysk operacyjny wyniósł 791 mln zł (wcześniej: 1.011 mln zł), a zysk netto 207 mln zł, podczas gdy wcześniej zakładano, że wyniesie on 395 mln zł.

Spółka podała, że w konsekwencji utworzenia rezerwy wskaźnik dług netto do EBITDA, liczony według definicji zawartej w warunkach emisji obligacji (serii TPEA1119) wyemitowanych w listopadzie 2014 r., może przekroczyć poziom 3,0. Wskaźnik ten liczony dla obligacji krajowych o wartości 1,75 mld zł może osiągnąć poziom 3,04x.

"Ewentualne przekroczenie poziomu 3,0 dla tej emisji nie będzie miało negatywnego wpływu na działalność organizacji. Spółka ma zagwarantowane finansowanie na wykup tych obligacji, przypadający w listopadzie 2019 r." - napisano w komunikacie.

"Zakładaliśmy, że z uwagi na kulminację wydatków inwestycyjnych taka sytuacja może wystąpić w bieżącym roku. Dlatego też już trzy lata temu podpisaliśmy porozumienia z obligatariuszami, którzy wyrazili taką wolę, skutecznie zabezpieczające Spółkę przed ewentualnymi roszczeniami wynikającymi z przekroczenia bariery 3,0. Zgodnie z warunkami emisji obligacje te zostaną przez nas wykupione w listopadzie tego roku" - powiedział cytowany w komunikacie Wadowski.

Tauron podał, że ostateczne wyniki finansowe zostaną przedstawione w zaudytowanym raporcie rocznym za 2018 r. 24 kwietnia.(PAP Biznes)

seb/ gor/

"Podstawą utworzenia rezerwy było dokonanie szacunku wpływu regulacji prawnych dotyczących ustabilizowania cen dostarczania energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w 2019 r., a w szczególności ustawy z 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych ustaw , na wyniki finansowe Segmentu Sprzedaż Grupy Kapitałowej Emitenta. Rezerwa dotyczy przede wszystkim umów na dostawę energii dla gospodarstw domowych (tzw. taryfa G)" - napisano w komunikacie.

Zgodnie z nowymi szacunkami w całym 2018 roku, przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 18.122 mln zł (bez zmian w porównaniu z poprzednimi szacunkami), EBITDA wyniosła 3.375 mln zł (wcześniej zakładano 3.589 mln zł), zysk operacyjny wyniósł 791 mln zł (wcześniej: 1.011 mln zł), a zysk netto 207 mln zł, podczas gdy wcześniej zakładano, że wyniesie on 395 mln zł. (PAP Biznes)

seb/ gor/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że w związku z utworzeniem rezerwy w wysokości 214 mln zł, o czym Emitent informował w raporcie bieżącym nr 6/2019 z 15 marca 2019 r., wskaźnik zadłużenia netto/EBITDA liczony zgodnie z definicją zawartą w warunkach emisji obligacji na okaziciela serii TPEA1119, wyemitowanych w dniu 4 listopada 2014 r. na łączną kwotę 1 750 000 000 zł ("Wskaźnik", "Obligacje"), w oparciu o wstępne wyniki finansowe, może na dzień 31 grudnia 2018 r. osiągnąć poziom 3,04x (ostateczna wartość Wskaźnika będzie obliczona na podstawie zatwierdzonego skonsolidowanego sprawozdania finansowego Emitenta).

Oznacza to, że Wskaźnik może przekroczyć maksymalny dopuszczalny poziom 3,0x, który został wskazany w warunkach emisji Obligacji.

Emitent informuje, że w odróżnieniu od definicji zawartych w innych umowach finansowania, definicja Wskaźnika uwzględnia w zadłużeniu Emitenta zobowiązania wynikające z wyemitowanych obligacji podporządkowanych w wysokości 1,54 mld zł.

Jednocześnie Emitent wskazuje, że w marcu 2016 r. podpisał porozumienia z częścią posiadaczy Obligacji ("Porozumienia"), którzy według stanu na dzień 15 marca 2019 r. są uprawnieni do wykonywania łącznie 41,93 proc. głosów na zgromadzeniu obligatariuszy. Na mocy Porozumień obligatariusze będący ich stroną są zobowiązani do uczestnictwa w każdym zgromadzeniu obligatariuszy dotyczącym Obligacji i głosowania ze wszystkich posiadanych obligacji przeciwko podjęciu uchwały zezwalającej na złożenie Emitentowi żądania wcześniejszego wykupu Obligacji w związku z przekroczeniem przez Wskaźnik poziomu 3,0x. O Porozumieniach Emitent informował szczegółowo w raporcie bieżącym nr 16/2016 z 22 marca 2016 r. Porozumienia zabezpieczają Emitenta przed ryzykiem żądania wcześniejszego wykupu Obligacji, gdyż podjęcie uchwały zgromadzenia obligatariuszy w sprawie żądania wcześniejszego wykupu Obligacji wymaga uzyskania większości 66 i 2/3 proc. głosów obligatariuszy obecnych na zgromadzeniu.

Zobowiązania wynikające z Porozumień pozostają w mocy, o ile wskaźnik zadłużenia netto/EBITDA nie przekroczy poziomu 3,5x (definicja niniejszego wskaźnika zawarta w Porozumieniach nie uwzględnia zobowiązań z tytułu obligacji podporządkowanych, tzn. jest ona zbieżna z definicjami ujętymi w innych umowach finansowania Emitenta).

Jednocześnie Emitent informuje, że ewentualne przekroczenie przez Wskaźnik poziomu 3,0x nie spowoduje naruszenia innych umów finansowania zawartych przez Emitenta i nie wywoła negatywnych konsekwencji związanych z tymi umowami, w szczególności zgodnie z treścią klauzul umownych nie może stanowić podstawy wezwania do wcześniejszej spłaty zadłużenia.

Termin wykupu Obligacji przypada na dzień 4 listopada 2019 r., a Emitent posiada środki pieniężne na ten cel.

Emitent oświadcza, że jego sytuacja finansowa i płynnościowa jest stabilna. Emitent posiada także zagwarantowane środki na realizację prowadzonych inwestycji, w szczególności na dokończenie budowy bloku o mocy 910 MW w Jaworznie.

Emitent informuje, że w przypadku innych umów finansowania zawierających warunek finansowy w postaci wskaźnika zadłużenia netto/EBITDA maksymalna dopuszczalna wartość została ustalona na poziomie 3,5x lub wyższym. W kalkulacji wskaźnika zadłużenia netto/EBITDA dla tych umów finansowania nie uwzględnia się zadłużenia wynikającego z wyemitowanych obligacji podporządkowanych. Na dzień 31 grudnia 2018 r. wartość kalkulowanego w ten sposób wskaźnika, w oparciu o wstępne wyniki finansowe, wyniosła 2,54x (z uwzględnieniem rezerwy, o której Emitent informował w raporcie bieżącym nr 6/2019 z 15 marca 2019 r.).

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 w ramach prac nad sporządzeniem skonsolidowanego sprawozdania finansowego za 2018 r., działając zgodnie z MSR 37 Rezerwy, zidentyfikował konieczność utworzenia w IV kwartale 2018 r. rezerwy w Segmencie Sprzedaży na kontrakty rodzące obciążenia w wysokości 214 mln zł.

Podstawą utworzenia rezerwy było dokonanie szacunku wpływu regulacji prawnych dotyczących ustabilizowania cen dostarczania energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w 2019 r., a w szczególności ustawy z 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych ustaw ("Ustawa"), na wyniki finansowe Segmentu Sprzedaż Grupy Kapitałowej Emitenta. Rezerwa dotyczy przede wszystkim umów na dostawę energii dla gospodarstw domowych (tzw. taryfa G).

Emitent podkreśla, iż rezerwa została oszacowana w oparciu o stan prawny obowiązujący na 31 grudnia 2018 r. i będzie aktualizowana na kolejne daty bilansowe zgodnie z regulacjami prawnymi obowiązującymi w tych datach.

O prowadzonych analizach prawnych i księgowych dotyczących ujęcia wspomnianych wyżej regulacji w sprawozdaniach finansowych Grupy TAURON, Emitent informował w raporcie bieżącym nr 3/2019 z 26 lutego 2019 r.

Biorąc pod uwagę fakt utworzenia rezerwy oraz w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 3/2019 z 26 lutego 2019 r. Emitent poniżej prezentuje zaktualizowane szacunkowe wyniki finansowe Grupy TAURON za 2018 r. i IV kwartał 2018 r.

(a) 2018 r.

Przychody ze sprzedaży: 18 122 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 3 375 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Wydobycie: (207) mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 731 mln zł

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 2 517 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 321 mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 791 mln zł

Ujemne różnice kursowe: (83) mln zł

Zysk brutto: 505 mln zł

Zysk netto: 207 mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 3 672 mln zł

(b) IV kwartał 2018 r.

Przychody ze sprzedaży: 4 820 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 403 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Wydobycie: (113) mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 82 mln zł

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 561 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: (131) mln zł

EBIT (strata operacyjna): (515) mln zł

Ujemne różnice kursowe: (20) mln zł

Strata brutto: (584) mln zł

Strata netto: (648) mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 1 347 mln zł

Dług netto na 31 grudnia 2018 r.: 8 629 mln zł

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 31 grudnia 2018 r.: 2,54x (w kalkulacji wskaźnika nie uwzględniono zadłużenia w wysokości 1,54 mld zł wynikającego z wyemitowanych obligacji podporządkowanych).

Ostateczne wyniki finansowe zostaną przedstawione w zaudytowanym skonsolidowanym raporcie rocznym Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. za 2018 r.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

pel/ ana/

Jak podano, KGHM przedstawi odpowiednie wnioski na ZWZ.

Zwyczajne walne zgromadzenie Tauronu nie zostało jeszcze zwołane.

KGHM Polska Miedź kontroluje 10,39 proc. kapitału zakładowego Tauronu. (PAP Biznes)

sar/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 11 marca 2019 r. otrzymał drogą elektroniczną od KGHM Polska Miedź S.A. ("KGHM") - akcjonariusza reprezentującego 10,39 proc. kapitału zakładowego Spółki - żądanie umieszczenia w porządku obrad najbliższego Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki ("ZWZ") punktu: podjęcie uchwał w sprawie dokonania zmian w składzie Rady Nadzorczej Spółki.

KGHM poinformował, że zamierza zaproponować dokonanie zmian w składzie Rady Nadzorczej Spółki i odpowiednie wnioski przedstawi na ZWZ.

Jednocześnie Spółka informuje, iż ZWZ zostanie zwołane zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa, a informacja o jego zwołaniu i porządku obrad zostanie przekazana w odrębnym raporcie oraz zamieszczona na stronie internetowej Spółki.

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

kom espi zdz

HSH Nordbank domaga się zapłaty 232,88 mln zł tytułem odszkodowania i kar umownych oraz odsetek w związku z przejęciem od trzech spółek z grupy in.ventus roszczeń, jakie w ocenie tych spółek, wynikają z wypowiedzenia umów na zakup tzw. zielonych certyfikatów.

"Spółka Tauron Sprzedaż przystąpiła do analizy treści pozwu. Wstępna ocena żądań pozwu i jego uzasadnienia wskazuje na całkowitą bezzasadność dochodzonych roszczeń" - napisano w komunikacie.

W lutym 2017 roku Tauron Sprzedaż złożyła oświadczenia o wypowiedzeniu długoterminowych umów na zakup zielonych certyfikatów, co było konsekwencją nieosiągnięcia porozumienia w sprawie renegocjacji tych umów.

Tauron potwierdził jednocześnie w komunikacie prasowym kontynuowanie rozpoczętych jesienią 2018 r. negocjacji w sprawie nabycia pięciu farm wiatrowych należących do grupy in.ventus.

Farmy wiatrowe, będące przedmiotem negocjacji, zlokalizowane są na północy Polski w województwach kujawsko-pomorskim, zachodniopomorskim oraz warmińsko-mazurskim i obejmują 82 turbiny. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Pod oświadczeniem, odnoszącym się do prasowych doniesień o ujemnych wynikach finansowych górniczych firm mimo rosnących cen węgla, podpisali się prezesi i wiceprezesi Polskiej Grupy Górniczej (PGG), Jastrzębskiej Spółki Węglowej (JSW), Lubelskiego Węgla Bogdanka, Tauronu Wydobycie oraz katowickiego Węglokoksu.

Największy krajowy producent węgla kamiennego - Polska Grupa Górnicza - poinformowała, że w minionym roku wypracowała na podstawowej działalności ponad 490 mln zł zysku, wobec 86 mln zł rok wcześniej.

"W minionym roku Polska Grupa Górnicza zarabiała na każdej tonie wydobytego węgla 25 zł; jest to najlepszy wynik, zarówno w przypadku PGG, jak i jej poprzedniczki, Kompanii Węglowej. Spółka realizuje także ambitny plan inwestycyjny, przeznaczając każdego roku na zakup sprzętu oraz przygotowanie nowych wyrobisk około 2 mld zł" - napisano w oświadczeniu.

Wynik finansowy Węglokoksu wyniósł w minionym roku 113 mln zł brutto. W stosunku do 2017 r. spółka o 20 proc. zwiększyła przychody i - jak podano w czwartek - "dokonała znaczącej dywersyfikacji rynkowej, stając się spółką handlową działającą na wielu marżowych rynkach i w różnych kategoriach produktowych".

Dodatni wynik wypracowała także należąca do grupy Węglokoksu spółka Węglokoks Kraj, posiadająca kopalnię Bobrek-Piekary. W 2018 r. wydobyła ona ok. 2,5 mln ton węgla, a jej wstępnie szacowany zysk brutto wyniósł ok. 56 mln zł.

"W 2018 r. roku spółki grupy kapitałowej Węglokoks przeznaczyły na wydatki inwestycyjne 235 mln zł; w tym roku planowane wydatki inwestycyjne wyniosą ponad 210 mln zł. Będą to w dużej mierze inwestycje odtworzeniowe, modernizacje i unowocześnianie infrastruktury, zakup maszyn i urządzeń oraz duże projekty logistyczne" - podała spółka.

Grupa kapitałowa JSW w ciągu trzech kwartałów ub. roku wypracowała 1,44 mld zł zysku netto. Przychody ze sprzedaży wyniosły 7,3 mld zł wobec 6,7 mld zł w tym samym okresie 2017. "Wzrost przychodów był efektem sprzedaży większej ilości węgla i trendów cenowych na rynku koksu" - poinformowała w oświadczeniu JSW. Wyniki spółki za cały ub. rok nie zostały jeszcze oficjalnie opublikowane. Również JSW realizuje inwestycje, m.in. zmierzające do wzrostu produkcji węgla w kolejnych latach.

Stały wzrost i stabilizację przychodów notuje także - jak napisano w oświadczeniu - podlubelska kopalnia Bogdanka, której prawie cała produkcja sprzedawana jest w oparciu o kontrakty długoterminowe, zawierające formuły cenowe wyznaczające poziom cen na dany rok.

"Zastosowanie formuł cenowych stabilizuje przychody spółki w długim okresie, ale jednocześnie sprawia, że zmiany cen surowca na rynku - zarówno wzrost jak i spadek - odzwierciedlone są w przychodach firmy z rocznym opóźnieniem. Powyższe oznacza, iż wpływ wzrostu cen węgla obserwowany w roku 2018, znajdzie odzwierciedlenie w wynikach spółki w 2019 roku" - wyjaśnili przedstawiciele Bogdanki.

Szefowie spółek węglowych oszacowali, że w 2018 r. wysokość odprowadzonych przez te firmy podatków do budżetu państwa i związanych z nim instytucji przekroczyła 5 mld zł.(PAP)

autor: Marek Błoński

mab/ pś/ asa/

"Spółka zależna przystąpiła do analizy treści pozwu i w odpowiednim czasie złoży odpowiedź na pozew" - napisano w komunikacie Tauronu.

"Wstępna ocena żądań pozwu i jego uzasadnienia w ocenie spółki zależnej wskazuje na całkowitą bezzasadność dochodzonych roszczeń" - dodano.

O wypowiedzeniu przez Tauron Sprzedaż tych umów spółka informowała w lutym 2017 roku. (PAP Biznes)

seb/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 7 marca 2019 r. spółce zależnej od Emitenta - TAURON Sprzedaż sp. z o.o. ("Spółka Zależna") doręczono odpis pozwu wniesionego przeciwko Spółce Zależnej przez HSH Nordbank AG z siedzibą w Hamburgu ("Powód").

Przedmiotem żądania pozwu jest zapłata przez Spółkę Zależną na rzecz Powoda łącznej kwoty 232 878 578,36 zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie liczonymi od dnia wniesienia pozwu do dnia zapłaty, tytułem:

- odszkodowania (na łączną kwotę 36 251 978,36 zł) z tytułu niewykonywania przez Spółkę Zależną umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w odnawialnym źródle energii oraz

- kar umownych (na łączną kwotę 196 626 600 zł) naliczonych w związku z wypowiedzeniem wyżej wymienionych umów.

Powód dochodzi roszczeń wynikających z nabycia w drodze przelewu wierzytelności przysługujących, według jego twierdzeń, pierwotnie spółkom grupy in.ventus, tj.:

- in.ventus sp. z o.o. EW Dobrzyń sp.k.,

- in.ventus sp. z o.o. INO 1 sp.k.,

- in.ventus sp. z o.o. EW Gołdap sp.k.

O wypowiedzeniu przez Spółkę Zależną długoterminowych umów na zakup praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych Emitent informował raportem bieżącym nr 6/2017 z 28 lutego 2017 r.

Sądem właściwym dla rozpoznania powództwa jest Sąd Okręgowy w Krakowie.

Spółka Zależna przystąpiła do analizy treści pozwu i w odpowiednim czasie złoży odpowiedź na pozew.

Wstępna ocena żądań pozwu i jego uzasadnienia w ocenie Spółki Zależnej wskazuje na całkowitą bezzasadność dochodzonych roszczeń.

Ponadto, w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 27/2018 z 2 października 2018 r., Emitent informuje, że kontynuuje negocjacje w sprawie nabycia należących do spółek grupy in.ventus farm wiatrowych zlokalizowanych w północnej Polsce.

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

kom espi zdz

"Przyjazd i rozładunek pierwszego transportu węgla to jeden z kluczowych momentów dla całej inwestycji. Po raz pierwszy, w warunkach pracy, przetestowane zostają układy, urządzenia i instalacje związane z nawęglaniem bloku 910 MW. Układ kolejowy oraz nawęglanie to gospodarki pomocnicze realizowane poza kontraktem głównym i koordynowane przez Tauron Wytwarzanie oraz Nowe Jaworzno Grupa Tauron" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Jarosław Broda, wiceprezes Tauronu ds. zarządzania majątkiem i rozwoju.

W ciągu roku nowy blok może spalać ponad 2,5 mln ton węgla.

"Tauron Wydobycie będzie strategicznym dostawcą paliwa węglowego na potrzeby nowego bloku energetycznego w Jaworznie, co wynika z ilości paliwa oraz bliskiej odległości realizowanych dostaw z zakładów górniczych. Paliwo będzie pochodziło głównie z Zakładu Górniczego Sobieski. Parametry jakościowe pochodzącego z tego zakładu miału węglowego, a w szczególności bardzo niska zawartość chloru, są najbardziej odpowiednie do eksploatacji nowego bloku energetycznego w Jaworznie. W celu uzupełnienia dostaw, przewidywane są również w przyszłości dostawy miałów węglowych z Zakładu Górniczego Janina" – powiedział Zdzisław Filip, prezes Tauron Wydobycie.

Blok 910 MW w Jaworznie rocznie ma wytwarzać około 6,5 TWh energii elektrycznej, co odpowiada zapotrzebowaniu 2,5 mln gospodarstw domowych. (PAP Biznes)

pel/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ osz/

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

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

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

pel/ osz/

Szacunkowe dane operacyjne za czwarty kwartał i narastająco w porównaniu rdr (wg wyliczeń PAP Biznes):

Wynik EBITDA grupy Tauron w czwartym kwartale i narastająco według obszarów działalności (w mln zł):

(PAP)

pel/

Szacunkowa strata operacyjna grupy Tauron wyniosła 294 mln zł, a przychody grupy sięgnęły 4.820 mln zł.

Konsensus PAP Biznes, oparty o siedem prognoz, zakładał w IV kwartale przychody na poziomie 4,71 mld zł, EBITDA na poziomie 601 mln zł, EBIT w wysokości 169 mln zł i zysk netto jednostki dominującej na poziomie 94,3 mln zł.

Tauron podał, że na wyniki IV kwartału 2018 r. istotny wpływ miały przeprowadzone na 31 grudnia 2018 r. testy na utratę wartości aktywów grupy. Wykazały one zasadność utworzenia w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym odpisów netto z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w wysokości 467 mln zł. Ich łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku netto wynosi 378 mln zł.

Narastająco, w 2018 roku, przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 18.122 mln zł, EBITDA wyniosła 3.589 mln zł, zysk operacyjny wyniósł 1.011 mln zł, a zysk netto 395 mln zł.

Spółka poinformowała, że EBITDA segmentu wydobycie w czwartym kwartale była ujemna i wyniosła -113 mln zł. Zysk EBITDA segmentu wytwarzanie wyniósł 82 mln zł, segmentu dystrybucja 561 mln zł, a segmentu sprzedaż 83 mln zł.

Narastająco, strata EBITDA segmentu wydobycie sięgnęła 207 mln zł. Zysk EBITDA segmentu wytwarzanie wyniósł 731 mln zł, segmentu dystrybucja 2.517 mln zł, a segmentu sprzedaż 534 mln zł.

Grupa podała, że produkcja węgla handlowego w czwartym kwartale wyniosła 1,4 mln ton, a jego sprzedaż wyniosła 1,33 mln ton.

Produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 4,30 TWh, a produkcja ciepła 3,86 PJ. Dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 13,13 TWh, w tym do odbiorców końcowych 12,65 TWh.

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej w czwartym kwartale wyniosła 9,15 TWh.

Nakłady inwestycyjne grupy w czwartym kwartale wyniosły 1.347 mln zł, a w całym 2018 roku sięgnęły 3.672 mln zł.

Dług netto na koniec grudnia wyniósł 8.629 mln zł, a wskaźnik dług netto/EBITDA 2,4x.

Tauron zwrócił uwagę, że szacunkowe wyniki grupy nie uwzględniają ewentualnego wpływu na nie regulacji prawnych dotyczących ustabilizowania cen dostarczania energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w 2019 r. oraz interpretacji lub wytycznych właściwych organów władzy państwowej w sprawie stosowania tych regulacji przez przedsiębiorstwa energetyczne.

"Na dzień przekazania raportu emitent prowadzi analizy prawne i księgowe dotyczące ujęcia wspomnianych wyżej regulacji w sprawozdaniach finansowych Grupy Tauron" - napisano. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Na wyniki finansowe czwartego kwartału 2018 roku istotny wpływ miały przeprowadzone na 31 grudnia testy na utratę wartości aktywów Grupy Tauron. Wykazały one zasadność utworzenia w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym odpisów netto z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w wysokości 467 mln zł. Łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wynosi 378 mln zł.

Dane w mln zł.

---

Konsensus tworzony jest na podstawie prognoz biur maklerskich zebranych wcześniej przez PAP. Są one dostępne w pełnej wersji Serwisu Ekonomicznego PAP Biznes oraz na stronie http://biznes.pap.pl/konsensusy. Baza konsensusów PAP zawiera prognozy wyników kwartalnych i rocznych dla ponad 200 spółek notowanych na GPW. (PAP Biznes)

pr/

Szacunkowa strata operacyjna wyniosła 294 mln zł, a przychody grupy sięgnęły 4.820 mln zł.

EBITDA segmentu wydobycie w czwartym kwartale była ujemna i wyniosła -113 mln zł. Zysk EBITDA segmentu wytwarzanie wyniósł 82 mln zł, segmentu dystrybucja 561 mln zł, a segmentu sprzedaż 83 mln zł. (PAP Biznes

pel/

TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") przekazuje do wiadomości publicznej wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe oraz dane operacyjne Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. ("Grupa TAURON") za 2018 r. oraz za IV kwartał 2018 r.

Wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe za:

(a) 2018 r.

Przychody ze sprzedaży: 18 122 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 3 589 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Wydobycie: (207) mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 731 mln zł

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 2 517 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 534 mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 1 011 mln zł

Ujemne różnice kursowe: (83) mln zł

Zysk brutto: 737 mln zł

Zysk netto: 395 mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 3 672 mln zł

(b) IV kwartał 2018 r.

Przychody ze sprzedaży: 4 820 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 617 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Wydobycie: (113) mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 82 mln zł

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 561 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 83 mln zł

EBIT (strata operacyjna): (294) mln zł

Ujemne różnice kursowe: (20) mln zł

Strata brutto: (351) mln zł

Strata netto: (459) mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 1 347 mln zł

Dług netto na 31 grudnia 2018 r.: 8 629 mln zł

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 31 grudnia 2018 r.: 2,4x

Wybrane szacunkowe dane operacyjne za:

(a) 2018 r.

Produkcja węgla handlowego: 5,01 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 4,87 mln ton

Produkcja energii elektrycznej brutto: 16,21 TWh

Produkcja ciepła: 11,29 PJ

Dystrybucja energii elektrycznej: 51,97 TWh (w tym do odbiorców końcowych: 49,90 TWh)

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 34,52 TWh

(b) IV kwartał 2018 r.

Produkcja węgla handlowego: 1,40 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 1,33 mln ton

Produkcja energii elektrycznej brutto: 4,30 TWh

Produkcja ciepła: 3,86 PJ

Dystrybucja energii elektrycznej: 13,13 TWh (w tym do odbiorców końcowych: 12,65 TWh)

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 9,15 TWh

Emitent informuje, że na wyniki finansowe IV kwartału 2018 r. istotny wpływ miały przeprowadzone na 31 grudnia 2018 r. testy na utratę wartości aktywów Grupy TAURON. Wykazały one zasadność utworzenia w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym odpisów netto z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w wysokości 467 mln zł. Łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wynosi 378 mln zł.

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

Emitent zwraca uwagę, że zaprezentowane w niniejszym raporcie bieżącym szacunkowe wyniki Grupy TAURON za IV kwartał 2018 r. i 2018 r. nie uwzględniają ewentualnego wpływu na wyniki Grupy TAURON regulacji prawnych dotyczących ustabilizowania cen dostarczania energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w 2019 r. oraz interpretacji lub wytycznych właściwych organów władzy państwowej w sprawie stosowania tych regulacji przez przedsiębiorstwa energetyczne. Na dzień przekazania raportu Emitent prowadzi analizy prawne i księgowe dotyczące ujęcia wspomnianych wyżej regulacji w sprawozdaniach finansowych Grupy TAURON.

Ostateczne wyniki finansowe zostaną przedstawione w zaudytowanym skonsolidowanym raporcie rocznym Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. za 2018 r.

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

kom espi zdz

„Projekt (zgazowania węgla – przyp. PAP Biznes) z Tauronem konsekwentnie realizujemy. Przebiega on zgodnie z harmonogramem. Jesteśmy przed decyzją o utworzeniu spółki celowej wspólnie z Tauronem, która będzie realizowała dalsze prace” - powiedział podczas sejmowej komisji prezes Grupy Azoty Wojciech Wardacki.

Adam Żurek, dyrektor departamentu korporacyjnego strategii i rozwoju Grupy Azoty, poinformował, że prowadzone analizy wykazały, że najbardziej interesująca byłaby produkcja metanolu, a do zgazowania rozpatrywany jest jedynie węgiel ze śląskich kopalń.

Dyrektor poinformował, że w ramach analiz rozpatrywanych było kilkanaście technologii. Wytypowano łącznie sześć technologii, dla każdego etapu procesu po dwie technologie.

„Tauron potwierdził wyniki analiz i zainteresowanie kontynuacją projektu” - powiedział dyrektor Żurek.

Poinformował, że utworzenie spółki celowej wymaga uzyskania zgody UOKiK.

„Mamy przygotowane wszystkie dokumenty. (…) Czekamy na uzyskanie zgód, zakładamy spółkę, przewidujemy okres około 16 miesięcy na wybór technologii, licencji, by po tych 16 miesiącach ewentualnie wejść w etap projektowania” - powiedział Żurek. (PAP Biznes)

pel/ asa/

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

"Od czasu wejścia w życie ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw do Prezesa URE zaczęły docierać niepokojące sygnały od odbiorców końcowych (innych niż gospodarstwa domowe) o poważnych problemach związanych z brakiem ofert sprzedaży energii elektrycznej, a w konsekwencji brakiem możliwości zawarcia umów na sprzedaż tej energii. W kilkunastoletniej historii funkcjonowania detalicznego rynku energii elektrycznej taką sytuację należy uznać za bezprecedensową" - napisano.

URE pisze, że sytuacja szczególnie jest trudna dla odbiorców, którym w sposób naturalny skończyły się/kończą się umowy terminowe zawarte kilka lat wstecz, chcą zmienić sprzedawcę i nie mogą znaleźć nowych ofert na rynku. Jednocześnie dotychczasowi sprzedawcy nie chcą kontynuować z nimi współpracy.

"(...)Powyżej opisane okoliczności mogą prowadzić do sytuacji, w której odbiorcy końcowi nie mogąc znaleźć konkurencyjnych ofert na rynku energii będą musieli ponosić wszystkie konsekwencje

(szczególnie finansowe) związane z uruchomieniem sprzedaży rezerwowej. W przypadku rozwiązania umowy sprzedaży rezerwowej przez odbiorcę zostanie dokonane wstrzymanie dostarczania energii elektrycznej. Warto również podkreślić, że najczęściej sprzedaż rezerwową po wyższych cenach świadczą sprzedawcy pełniący funkcję sprzedawcy z urzędu, którzy jednocześnie nie chcą zawierać nowych, standardowych umów sprzedaży z odbiorcami końcowymi" - napisano.

"Dlatego też Prezes URE zwrócił się do Ministra Energii oraz Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji z prośbą o przyjrzenie się problemowi i podjęcie stosownych działań wg kompetencji" - dodano. (PAP Biznes)

map/

Projekt trafił w poniedziałek do Sejmu jako poselski.

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ osz/

Spółka poinformowała, że analizy wykazały istotne zmiany w zakresie wartości odzyskiwalnej aktywów trwałych w segmentach wytwarzanie i wydobycie, na które wpływ mają przede wszystkim: rozstrzygnięcie trzech aukcji głównych rynku mocy na lata dostaw 2021-2023; projekt rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii, które dla jednostek wytwórczych - niespełniających określonych kryteriów emisyjności w zakresie CO2 - przewiduje wyłączenie wsparcia w formie płatności z rynku mocy; wzrost opłacalności wytwarzania energii z OZE w stosunku do generacji konwencjonalnej (efekt wzrostu rynkowych cen energii oraz zielonych certyfikatów); wzrost kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2.

Jak podał Tauron, w odniesieniu do skonsolidowanego sprawozdania za rok 2018 przeprowadzone analizy dotyczące segmentu Wytwarzanie wykazały: w ramach energetyki konwencjonalnej zasadność utworzenia odpisów netto z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w wysokości 788,4 mln zł, a w ramach OZE zasadność odwrócenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w wysokości 321,9 mln zł.

Analizy wykazały też, w odniesieniu do jednostkowego sprawozdania Tauronu za 2018 rok, zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości akcji w Tauron Wydobycie w wysokości 54,1 mln zł, zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości akcji w Tauron Wytwarzanie w wysokości 1.814,3 mln zł oraz zasadność odwrócenia odpisów z tytułu utraty wartości udziałów w Tauron Ekoenergia w wysokości 402,4 mln zł.

Wartość netto odpisów w jednostkowym sprawozdaniu wynosi 1.466 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie jednostkowego wyniku finansowego netto Tauronu wyniesie 1.466 mln zł.

Tauron poinformował, że wartość odpisów nie będzie miała wpływu na wynik EBITDA w jednostkowym i skonsolidowanym sprawozdaniu spółki.(PAP Biznes)

pel/ osz/

Spółka poinformowała, że analizy wykazały istotne zmiany w zakresie wartości odzyskiwalnej aktywów trwałych w segmentach wytwarzanie i wydobycie, na które wpływ mają przede wszystkim następujące czynniki wewnętrzne i zewnętrzne: rozstrzygnięcie trzech aukcji głównych rynku mocy na lata dostaw 2021-2023; projekt rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii, które dla jednostek wytwórczych niespełniających określonych kryteriów emisyjności w zakresie CO2 przewiduje wyłączenie wsparcia w formie płatności z rynku mocy; wzrost opłacalności wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych w stosunku do generacji konwencjonalnej (efekt wzrostu rynkowych cen energii oraz zielonych certyfikatów); wzrost kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2.

Jak podał Tauron, w odniesieniu do skonsolidowanego sprawozdania za rok 2018 przeprowadzone analizy dotyczące segmentu Wytwarzanie wykazały: w ramach energetyki konwencjonalnej zasadność utworzenia odpisów netto z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w wysokości 788,4 mln zł, a w ramach OZE zasadność odwrócenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w wysokości 321,9 mln zł.

Wartość odpisów nie będzie miała wpływu na wynik EBITDA. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "TAURON") informuje, że 18 lutego 2019 r. zostały zakończone główne analizy przeprowadzane w ramach testów na utratę wartości aktywów Grupy Kapitałowej TAURON na 31 grudnia 2018 r.

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

- rozstrzygnięcie trzech aukcji głównych rynku mocy na lata dostaw 2021-2023;

- projekt rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii, które dla jednostek wytwórczych niespełniających określonych kryteriów emisyjności w zakresie CO2 przewiduje wyłączenie wsparcia w formie płatności z rynku mocy;

- wzrost opłacalności wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych w stosunku do generacji konwencjonalnej (efekt wzrostu rynkowych cen energii oraz zielonych certyfikatów);

- wzrost kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2.

W odniesieniu do skonsolidowanego sprawozdania finansowego TAURON Polska Energia S.A. za rok 2018 przeprowadzone analizy dotyczące segmentu Wytwarzanie wykazały:

- w ramach energetyki konwencjonalnej zasadność utworzenia odpisów netto z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w wysokości 788,4 mln zł,

- w ramach odnawialnych źródeł energii zasadność odwrócenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych w wysokości 321,9 mln zł.

Nadwyżka odpisów tworzonych nad odwróconymi w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym (wartość netto odpisów) wynosi 466,5 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniesie 377,9 mln zł.

W odniesieniu do jednostkowego sprawozdania finansowego TAURON Polska Energia S.A. za rok 2018 przeprowadzone analizy wykazały:

- zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości akcji w TAURON Wydobycie S.A. w wysokości 54,1 mln zł.

- zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości akcji w TAURON Wytwarzanie S.A. w wysokości 1 814,3 mln zł,

- zasadność odwrócenia odpisów z tytułu utraty wartości udziałów w TAURON Ekoenergia sp. z o.o. w wysokości 402,4 mln zł.

Nadwyżka odpisów tworzonych nad odwróconymi w jednostkowym sprawozdaniu finansowym (wartość netto odpisów) wynosi 1 466 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie jednostkowego wyniku finansowego netto wyniesie 1 466 mln zł.

Wartość powyższych odpisów 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 2018 rok.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ gor/

Tauron podał, że wdraża zapisy ustawy z 28 grudnia 2018 roku dotyczącej cen energii.

"Od początku roku trwają prace dedykowanego zespołu, którego zadaniem jest opracowanie metod i harmonogramu wdrożenia ustawy. Prowadzone są analizy wpływu ustawy na działalność Tauronu, z zastrzeżeniem, że ich ukończenie uzależnione jest od terminu publikacji aktów wykonawczych. W tej chwili zakładamy, że kształt regulacji będzie neutralny dla kondycji grupy Tauron" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, wiceprezes Kamil Kamiński.

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

pel/ ana/

Raport został przygotowany przy kursie 2,38 zł. W środę o godz. 11.33 akcje spółki kosztowały 2,35 zł.

"Rozpoczynamy wydawanie rekomendacji dla spółki Tauron od zalecenia redukuj z ceną docelową 2,18 zł/akcję. Wskazujemy, że wyraźna poprawa sentymentu inwestycyjnego do sektora energetycznego w ostatnich 6 miesiącach nie korespondowała z obniżeniem prognoz wyników finansowych na lata 2018-2019, a Tauron w tym kontekście może stanowić potencjalne rozczarowanie wynikowe w 4Q’18-1Q’19" - napisano.

"W 2019 roku, w związku z rekordowymi nakładami inwestycyjnymi (koniec budowy Jaworzna 910 MW), dostrzegamy ryzyko istotnego wzrostu zadłużenia, a w dłuższym terminie znaczących inwestycji w segmencie OZE, co wynika z niedopasowania miksu wytwarzania do założeń PEP 2040" - dodano.

Autorem raportu, który został rozpowszechniony 8 lutego o godzinie 12:27, jest Krystian Brymora.

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

epo/ osz/

Jak zaznaczył, na rok 2020 planowany jest już mniejszy wysiłek inwestycyjny i większe przychody z ukończonych inwestycji.

2019 r. to ostatni rok wysokich nakładów inwestycyjnych, związanych głównie z budową bloku 910 MW w Elektrowni Jaworzono III oraz z kończeniem elektrociepłowni gazowej w Stalowej Woli. Przy inwestycjach tych rozmiarów, zwłaszcza na ostatnim etapie, zawsze mogą pojawić się nieoczekiwane problemy, ale na razie ich nie widać. "Nie zakładamy żadnych korekt, czy opóźnień" - powiedział Wadowski.

Zwrócił uwagę, że w ostatnim roku budowy zadłużenie jest najwyższe, a efektów finansowych jeszcze nie ma. "Tymczasem grupa musi pilnować zobowiązań wobec banków i warunków emisji obligacji, z których najważniejszy to wskaźnik długu netto do EBITDA (wskaźnik rentowności firmy, zysk przed potrąceniem odsetek, podatków i amortyzacji - PAP) nieprzekraczający 3,5" - zaznaczył.

"Z tego powodu ten rok będzie raczej pod znakiem oszczędności i przyglądania się wydatkom. W konstruowanym obecnie planie rzeczowo-finansowym na 2019 r. patrzymy, które inwestycje są niezbędne, a gdzie można ograniczyć wydatki, nie pogarszając jednocześnie wyników ekonomicznych i operacyjnych" - poinformował Wadowski. Jak dodał, już dzisiaj widać, że potencjalne tegoroczne wydatki powinny być obniżone o ok. 1,4 mld zł w stosunku do oczekiwań zgłoszonych przez spółki należące do grupy kapitałowej Tauron.

"To nie są inwestycje, które się dzieją, ale takie, które potencjalnie mogą się pojawić. Mówimy o kwocie redukcji w stosunku do zgłoszonego zapotrzebowania" - wyjaśnił Wadowski. Podkreślił jednocześnie, że jeśli jakaś inwestycja jest potrzebna, ale niekoniecznie musi rozpocząć się w 2019 r. to w ramach tych 1,4 mld zł jest przesuwana na kolejne lata.

Według wiceprezesa Tauronu, na rok 2020 planowany jest już mniejszy wysiłek inwestycyjny i większe przychody z ukończonych inwestycji. Największym projektem Tauronu będzie modernizacja należących do TAURON Wytwarzanie bloków 200 MW za ok. 700 mln zł, aby dostosować je do konkluzji BAT (zaostrzone normy emisji), co jest konieczne by uczestniczyć od 2021 r. w rynku mocy.

"To dla nas ważne, bo w 2021 r. nie ma już rozbudowanego programu inwestycyjnego, a pojawiają się nowe źródła przychodów, w tym przede wszystkim z rynku mocy. W dodatku rynek jest tak skonstruowany, że największe przychody generuje na początku kilkunastoletniego okresu swojego funkcjonowania. W pierwszym roku będzie to ponad 640 mln zł" - podkreślił Wadowski.

W późniejszych latach ważnym kierunkiem rozwoju będzie energetyka odnawialna. Tauron negocjuje zakup farm wiatrowych o mocy ok. 200 MW, co w przypadku pozytywnego zakończenia tego procesu oznaczałoby dwukrotne zwiększenie mocy wiatrowych grupy jeszcze w 2019 r. "Ale analizujemy, jakie inne projekty w obszarze OZE byłyby atrakcyjne, np. PV (fotowoltaika). Chcemy, aby udział energii odnawialnej w naszej strukturze wytwarzania stale rósł" - zaznaczył Wadowski. Przyszłościowym kierunkiem jest szeroko rozumiany sektor klienta, informatyzacja, sprzedaż nowych usług, oferty poszerzone o np. zdalne sterowanie i zarządzanie zużyciem energii.

Tauron przewiduje, że w 2019 r. koszt produkcji energii elektrycznej, nie tylko w spółce, ale i w całej polskiej energetyce będzie wysoki z powodu cen węgla i uprawnień do emisji CO2. "Zakładamy, że cena węgla i CO2 będą na wysokim poziomie w porównaniu do lat poprzednich" - powiedział Wadowski.

Według niego, na wyniki działalności będą też miały wpływ zdarzenia zewnętrzne. Spodziewany niższy wzrost gospodarczy w Niemczech może się przełożyć na niższą produkcję u klientów, którzy dużo eksportują do Niemiec. "Wśród klientów Tauronu takie podmioty są liczne. Może być tak, że ich zużycie energii elektrycznej może spaść. To może stanowić pewne wyzwanie dla polskiej energetyki - wysokie koszty wytwarzania przy ograniczeniu sprzedaży do kooperantów gospodarki niemieckiej" - wyjaśnił wiceprezes. (PAP)

autor: Wojciech Krzyczkowski

wkr/ mmu/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ pr/

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

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

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

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

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

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

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

RYNEK CZEKA NA ROZSTRZYGNIĘCIA WS. USTAWY DOT. CEN ENERGII

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

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

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

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

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

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

W jego ocenie kolejnym problemem jest chaotyczna polityka dotycząca sektora.

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

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

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

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

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

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

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

Jego zdaniem jest bardzo duże ryzyko co do wypłaty dywidend.

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ pr/

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

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

Wskazał, że wśród giełdowych spółek projekty wiatrowe ma Polenergia.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ osz/

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 2019:

Jednostkowy raport roczny za rok obrotowy 2018 - 24 kwietnia 2019 r.

Skonsolidowany raport roczny za rok obrotowy 2018 - 24 kwietnia 2019 r.

Skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej za rok obrotowy 2018 - 24 kwietnia 2019 r.

Rozszerzony skonsolidowany raport kwartalny za I kwartał 2019 r. - 22 maja 2019 r.

Rozszerzony skonsolidowany raport za I półrocze 2019 r. - 21 sierpnia 2019 r.

Rozszerzony skonsolidowany raport kwartalny za III kwartał 2019 r. - 13 listopada 2019 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 2018 r. oraz za II kwartał 2019 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

Pięć spółek wymienionych w projekcie rozporządzenia zostało zgłoszonych przez organy wykonujące wobec nich prawa z akcji należących do Skarbu Państwa. Są to: Grupa Azoty, KGHM Polska Miedź, PKN Orlen, Tauron Polska Energia, TK Telekom.

Ponadto, do wykazu zostały zgłoszone trzy podmioty, w których Skarb Państwa nie posiada akcji i udziałów tj. EmiTel, PKP Energetyka oraz Innogy Stoen Operator.

W rozporządzeniu napisano, że nabycie akcji w liczbie zapewniającej osiągnięcie albo przekroczenie 20 proc., 25 proc., 33 proc. albo 50 proc. ogólnej liczby głosów na walnym zgromadzeniu albo zgromadzeniu wspólników lub udziału w kapitale zakładowym, wymaga zgody Prezesa Rady Ministrów lub ministra właściwego do spraw energii jako organu kontroli.

"Należy podkreślić, iż celem przyjętego rozwiązania jest wprowadzenie mechanizmu kontroli bezpośrednio nawiązującego do ochrony bezpieczeństwa publicznego i porządku publicznego w sektorach zidentyfikowanych jako podlegających ochronie. Jak wskazano w uzasadnieniu do projektu ustawy o kontroli niektórych inwestycji regulacja została oparta na rozwiązaniach prawnych obowiązujących w innych państwach, w tym: Stanach Zjednoczonych, Kanadzie, Francji, Niemczech (2013 r.) i Austrii (2011 r.)" - wyjaśnia Kancelaria premiera.

Kancelaria tłumaczy na przykładzie spółki KGHM jak łatwo uzyskać jest kontrolę nad tą spółką.

Skarb Państwa posiada w KGHM 31,79 proc. akcji stanowiących. Drugim największym akcjonariuszem jest Nationale-Nederlanden OFE, który posiada 5,05 proc. akcji oraz Powszechne Towarzystwo Emerytalne PZU 5,05 proc. i Aviva PTE BZ WBK SA 5,02 proc. Pozostała część akcji (czyli ponad połowa) znajduje się w rękach akcjonariuszy indywidualnych i instytucjonalnych, z których żaden nie posiada akcji reprezentujących 5 proc. lub więcej ogólnej liczby głosów w KGHM.

"Istnienie tak licznego, rozdrobnionego akcjonariatu niesie ze sobą ryzyko przejęcia kontroli nad spółką, w drodze m.in. ogłoszenia wezwania do zapisywania się na sprzedaż lub zamianę akcji. Statut Spółki nie przewiduje instrumentów ochrony Spółki przed próbami wrogiego przejęcia. Zgodnie ze statutem Spółki, Skarbowi Państwa nie zostały przyznane żadne szczególne uprawnienia, poza zwołaniem Walnego Zgromadzenia. Ponadto regulacje wewnętrzne Spółki nie przewidują mechanizmów ochronnych w zakresie blokowania lub ograniczania możliwości osiągnięcia albo nabycia istotnego uczestnictwa lub pozycji dominującej w tej Spółce, w sposób niekontrolowany i wrogi, w tym również w razie gdy taka sytuacja narusza cele określone w art. 11 ust. 1 pkt 2 lit. a-d ustawy o kontroli niektórych inwestycji" - napisano. (PAP Biznes)

map/ osz/

Tauron Polska Energia wnioskował o środki na rozbudowę i modernizację sieci dystrybucji energii elektrycznej.

"Projekt obejmuje budowę oraz modernizację sieci dystrybucji energii elektrycznej w celu utrzymania i poprawy parametrów jakościowych dostaw energii oraz umożliwienia realizacji nowych przyłączeń, w tym OZE i stacji ładowania pojazdów" - podał MIiR.

Projekt inwestycji wart jest 1,728 mld zł. (PAP Biznes)

map/ osz/

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

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

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

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

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

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

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

pel/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

pr/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

aop/ mok/ pr/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

awy/ brw/ pś/ pr/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

FIRMY ENERGETYCZNE MUSZĄ RENEGOCJOWAĆ UMOWY Z KLIENTAMI

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pr/ gor/

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

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

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

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

pr/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pr/ ana/

W rezultacie tej transakcji Fundusz Inwestycji Infrastrukturalnych – Kapitałowy FIZ Aktywów Niepublicznych stał się wspólnikiem spółki NJGT.

"Zaawansowanie budowy przekroczyło 85 proc. Obecnie trwają odbiory poszczególnych instalacji technologicznych do rozruchu oraz inne prace przygotowawcze do pierwszej synchronizacji bloku, która planowana jest w II kwartale 2019 roku. Oznacza to, że już niebawem projekt wejdzie w fazę finalizacji, by w 2019 roku blok mógł dostarczać energię do polskich domów i przedsiębiorstw" - powiedział cytowany w komunikacie Jarosław Broda, wiceprezes Tauronu.

Umowa inwestycyjna, której stronami są Tauron, Nowe Jaworzno Grupa Tauron (NJGT) oraz Fundusz Inwestycji Infrastrukturalnych – Kapitałowy FIZ AN i Fundusz Inwestycji Infrastrukturalnych – Dłużny FIZ AN (których częścią portfela inwestycyjnego zarządza PFR), została zawarta 28 marca 2018 r.

Na jej podstawie fundusze (najpierw Fundusz Kapitałowy, a następnie Fundusz Dłużny) zainwestują w budowę bloku łącznie do 880 mln zł, w drodze obejmowania przez nie nowych udziałów w spółce celowej NJGT będącej obecnie jednoosobową spółką Tauronu. Opłacanie kolejnych transz i ich wysokość jest uzależniona od ponoszenia wydatków NJGT.

Udział funduszy w kapitale zakładowym NJGT na dzień oddania bloku energetycznego do eksploatacji powinien wynosić ok. 14 proc., a udział Tauronu co najmniej 50 proc. + 1 udział.

Spółka Nowe Jaworzno Grupa Tauron powstała poprzez wydzielenie zorganizowanej części przedsiębiorstwa z Tauron Wytwarzanie i rozpoczęła działalność w kwietniu 2017 roku.

Tauron podał, że blok o sprawności 45,9 proc. netto budowany jest w technologii węglowej na parametry nadkrytyczne z wyprowadzeniem mocy linią 400 kV, przyłączonej do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Planowane roczne zużycie węgla wyniesie do 2,8 mln ton. Paliwo w większości będzie pochodzić z kopalń grupy Tauron. Blok wytworzy rocznie do 6,5 TWh energii elektrycznej, co odpowiada zapotrzebowaniu 2,5 mln gospodarstw domowych.(PAP Biznes)

seb/ ana/

Spółka podała, że fundusz, będący stroną umowy inwestycyjnej, opłacił pierwszą transzę kapitału w wysokości 100 mln zł. W rezultacie tej transakcji Fundusz Inwestycji Infrastrukturalnych – Kapitałowy FIZ Aktywów Niepublicznych stał się wspólnikiem spółki NJGT.

Umowa inwestycyjna w tej sprawie została zawarta 28 marca 2018 r. Na jej podstawie fundusze (najpierw Fundusz Kapitałowy, a następnie Fundusz Dłużny) zainwestują w budowę bloku łącznie do 880 mln zł, w drodze obejmowania przez nie nowych udziałów w spółce celowej NJGT będącej obecnie jednoosobową spółką Tauronu. Opłacanie kolejnych transz i ich wysokość jest uzależniona od ponoszenia wydatków NJGT.

Udział funduszy w kapitale zakładowym NJGT na dzień oddania bloku energetycznego do eksploatacji powinien wynosić ok. 14 proc., a udział Tauronu co najmniej 50 proc. + 1 udział.(PAP Biznes)

seb/ gor/

Cena zamknięcia piątkowej aukcji na 2023 rok wyniosła 202,99 zł/kW/rok, a spółki grupy Tauron zawarły umowy mocowe na 1 rok (tj. na rok 2023) z obowiązkiem mocowym na poziomie 393,23 MW, z których szacowane przez spółkę przychody w 2023 r. wyniosą 79,82 mln zł. (PAP Biznes)

pr/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 39/2018 z 21 grudnia 2018 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka", "TAURON") informuje, że spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. ("PSE") przekazała wstępne wyniki aukcji głównej mocy przeprowadzonej 21 grudnia 2018 r. w ramach mechanizmu rynku mocy ("Aukcja").

Zgodnie z informacjami opublikowanymi przez PSE cena zamknięcia Aukcji wyniosła 202,99 zł/kW/rok, a spółki Grupy TAURON zawarły umowy mocowe na 1 rok (tj. na rok 2023) z obowiązkiem mocowym na poziomie 393,23 MW, z których szacowane przez Spółkę przychody w 2023 r. wyniosą 79,82 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

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

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

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

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

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

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

pr/

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

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

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

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

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

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

pr/

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

pr/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ pr/ gor/

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

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

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

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

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

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

pel/ pr/ gor/

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

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

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

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

mm/ drag/ je/ pr/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ pr/ gor/

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

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

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

pel/ pr/ gor/

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

pel/ pr/ gor/

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

epo/ gor/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 21 grudnia 2018 r. spółki Grupy TAURON wzięły udział w aukcji głównej rynku mocy na okres dostaw 2023 r. ("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 189,95 do 217,06 zł/kW/rok, a przychody Grupy TAURON z rynku mocy, skalkulowane w oparciu o powyższe przedziały ceny zamknięcia Aukcji, mogą wynosić w 2023 r. od 74,69 mln zł do 85,36 mln zł.

Zgodnie z Ustawą wstępne wyniki Aukcji zostaną podane do publicznej wiadomości przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne w terminie 3 dni roboczych, tj. do 28 grudnia 2018 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 2023, o której mowa powyżej, była trzecią aukcją 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.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

doa/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

Obligacje spółki zostały objęte przez BGK w latach 2014-2015, a ich termin wykupu przypada w latach 2019-2020 (w łącznej kwocie 270 mln zł).

Zgodnie z umową środki z kredytu będą udostępnione do 31 grudnia 2020 r., a spłacane będą w równych ratach kapitałowych w okresie od 2024 r. do 2033 r. Oprocentowanie będzie określane na podstawie zmiennej stopy procentowej (WIBOR 6M) powiększonej o marżę BGK.

"Zawarcie Umowy Kredytu przyczyni się do wzmocnienia stabilności finansowej spółki poprzez pozyskanie nowego źródła finansowania oraz wydłużenie terminu zapadalności zadłużenia" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)

seb/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 19 grudnia 2018 r. pomiędzy Spółką a Bankiem Gospodarstwa Krajowego ("BGK") została podpisana umowa kredytu na kwotę 1 000 000 000 zł ("Umowa Kredytu"), z którego środki zostaną przeznaczone na:

1) refinansowanie obligacji Spółki objętych przez BGK w latach 2014-2015, których termin wykupu przypada w latach 2019-2020 (w łącznej kwocie 270 000 000 zł),

2) finansowanie wydatków inwestycyjnych Grupy TAURON.

Zgodnie z Umową Kredytu środki będą udostępnione do 31 grudnia 2020 r., a spłacane będą w równych ratach kapitałowych w okresie od 2024 r. do 2033 r. Oprocentowanie będzie określane na podstawie zmiennej stopy procentowej (WIBOR 6M) powiększonej o marżę BGK.

Zawarcie Umowy Kredytu przyczyni się do wzmocnienia stabilności finansowej Spółki poprzez pozyskanie nowego źródła finansowania oraz wydłużenie terminu zapadalności zadłużenia.

Kredyt zostanie uruchomiony po spełnieniu standardowych dla tego typu finansowania warunków zawieszających.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/

Obecnie w cenie jednej MWh jest 20 zł akcyzy.

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

pel/ ana/