Tauron Polska Energia SA

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/

Spółka podpisała z EBI umowę subskrypcyjną, stanowiąca podstawę do przeprowadzenia emisji B obligacji hybrydowych o łącznej wartości nominalnej 350 mln zł i umowę projektową określającą szczegółowe wymogi dotyczące finansowanego zadania inwestycyjnego.

Emisja B stanowi uzupełnienie emisji A o wartości nominalnej 400 mln zł, o której spółka informowała kilka dni temu.

Obligacje będą emitowane w ramach jednej serii. Data emisji obligacji została ustalona na 19 grudnia 2018 r.

Emitowane obligacje stanowić będą podporządkowane, niezabezpieczone, kuponowe papiery wartościowe na okaziciela, które zostaną objęte przez EBI w ramach operacji Europejskiego Funduszu na rzecz Inwestycji Strategicznych uruchomionego przez EBI wspólnie z Komisją Europejską w celu realizacji tzw. planu Junckera.

Termin wykupu został określony na 12 lat od daty emisji, przy czym w ciągu pierwszych 7 lat nie będzie możliwy wcześniejszy wykup obligacji przez spółkę oraz nie będzie możliwa wcześniejsza sprzedaż obligacji przez EBI na rzecz osób trzecich.

Obligacje będą oprocentowane w tym okresie według stałej stopy procentowej, natomiast w kolejnym 5-letnim okresie finansowania według zmiennej stopy procentowej (WIBOR 6M) powiększonej o ustaloną marżę. Umowa przewiduje możliwość odroczenia terminów płatności odsetek od obligacji, maksymalnie do dnia wykupu obligacji lub do piątego dnia od dnia podjęcia decyzji o wypłacie dywidendy.

Spółka informowała, że środki, które zostaną pozyskane z emisji obligacji będą przeznaczone na pokrycie wydatków Tauron Dystrybucja związanych z rozwojem i modernizacją infrastruktury sieci elektroenergetycznej w latach 2018-2022. (PAP Biznes)

pel/ asa/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 36/2018 z 11 grudnia 2018 r. dotyczącego pozyskania z Europejskiego Banku Inwestycyjnego ("EBI") finansowania hybrydowego w kwocie 400 000 000 zł ("Emisja A") TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 13 grudnia 2018 r. pomiędzy Spółką a EBI zostały podpisane następujące umowy:

a) umowa subskrypcyjna ("Umowa Subskrypcyjna"), stanowiąca podstawę do przeprowadzenia emisji obligacji hybrydowych ("Obligacje") o łącznej wartości nominalnej 350 000 000 zł ("Emisja B"),

b) umowa projektowa ("Umowa Projektowa"), określająca szczegółowe wymogi dotyczące finansowanego zadania inwestycyjnego.

Emisja B stanowi uzupełnienie Emisji A, w związku z tym w grudniu 2018 r. Spółka podpisała z EBI umowy na emisje obligacji podporządkowanych o łącznej wartości 750 000 000 zł.

Zgodnie z Umową Subskrypcyjną Obligacje będą emitowane w ramach jednej serii. Data emisji Obligacji została ustalona na dzień 19 grudnia 2018 r. Pozostałe warunki i parametry Obligacji są zgodne z opisem zawartym w raporcie bieżącym nr 36/2018 z 11 grudnia 2018 r.

Emisja zostanie zrealizowana 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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ pr/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

map/ pr/ pel/

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

"Myślimy także o pomocy dla samorządów" - dodał.

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

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

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

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

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

map/ pr/

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

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

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

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

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

pel/

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

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

pel/ osz/

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

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

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

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

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

wkr/ je/ pel/ osz/

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

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

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

wkr/ je/ osz/

Umowa subskrypcyjna stanowi podstawę do przeprowadzenia emisji obligacji, a umowa projektowa określa szczegółowe wymogi dotyczące finansowanego zadania inwestycyjnego.

"Środki, które zostaną pozyskane z emisji obligacji będą przeznaczone na pokrycie wydatków Tauron Dystrybucja związanych z rozwojem i modernizacją infrastruktury sieci elektroenergetycznej w latach 2018-2022" - napisano.

Emitowane obligacje stanowić będą podporządkowane, niezabezpieczone, kuponowe papiery wartościowe na okaziciela, które zostaną objęte przez EBI w ramach operacji Europejskiego Funduszu na rzecz Inwestycji Strategicznych uruchomionego przez EBI wspólnie z Komisją Europejską w celu realizacji tzw. planu Junckera.

Zgodnie z umową subskrypcyjną obligacje będą emitowane w ramach jednej serii. Data emisji obligacji została ustalona na 17 grudnia 2018 r.

Termin wykupu został określony na 12 lat od daty emisji, przy czym w ciągu pierwszych 7 lat nie będzie możliwy wcześniejszy wykup obligacji przez spółkę oraz nie będzie możliwa wcześniejsza sprzedaż obligacji przez EBI na rzecz osób trzecich.

Obligacje będą oprocentowane w tym okresie według stałej stopy procentowej, natomiast w kolejnym 5-letnim okresie finansowania według zmiennej stopy procentowej (WIBOR 6M) powiększonej o ustaloną marżę. Umowa przewiduje możliwość odroczenia terminów płatności odsetek od obligacji, maksymalnie do dnia wykupu obligacji lub do piątego dnia od dnia podjęcia decyzji o wypłacie dywidendy.

"Planowana emisja obligacji będzie miała pozytywny wpływ na stabilność finansową spółki, ponieważ obligacje są wyłączone z kalkulacji wskaźnika zadłużenie netto/EBITDA, stanowiącego kowenant w krajowych programach emisji obligacji zawartych przez spółkę (z wyłączeniem obligacji serii TPEA1119 notowanych w Alternatywnym Systemie Obrotu na rynku Catalyst z dniem wykupu przypadającym na 4 listopada 2019 r.). Ponadto obligacje będą mogły zostać zaliczone przez agencję ratingową jako kapitał w wysokości 50 proc. tego finansowania" - napisano. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Umowa subskrypcyjna stanowi podstawę do przeprowadzenia emisji obligacji, a umowa projektowa określa szczegółowe wymogi dotyczące finansowanego zadania inwestycyjnego.

"Środki, które zostaną pozyskane z emisji obligacji będą przeznaczone na pokrycie wydatków Tauron Dystrybucja związanych z rozwojem i modernizacją infrastruktury sieci elektroenergetycznej w latach 2018-2022" - napisano.

Emitowane obligacje stanowić będą podporządkowane, niezabezpieczone, kuponowe papiery wartościowe na okaziciela, które zostaną objęte przez EBI w ramach operacji Europejskiego Funduszu na rzecz Inwestycji Strategicznych uruchomionego przez EBI wspólnie z Komisją Europejską w celu realizacji tzw. planu Junckera. (PAP Biznes)

pel/ osz/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 11 grudnia 2018 r. pomiędzy Spółką a Europejskim Bankiem Inwestycyjnym ("EBI") zostały podpisane następujące umowy:

a) umowa subskrypcyjna ("Umowa Subskrypcyjna") stanowiąca podstawę do przeprowadzenia emisji obligacji hybrydowych ("Obligacje") o łącznej wartości nominalnej 400 000 000 zł,

b) umowa projektowa ("Umowa Projektowa") określająca szczegółowe wymogi dotyczące finansowanego zadania inwestycyjnego.

Środki, które zostaną pozyskane z emisji Obligacji będą przeznaczone na pokrycie wydatków TAURON Dystrybucja S.A. związanych z rozwojem i modernizacją infrastruktury sieci elektroenergetycznej w latach 2018-2022.

Emitowane Obligacje stanowić będą podporządkowane, niezabezpieczone, kuponowe papiery wartościowe na okaziciela, które zostaną objęte przez EBI w ramach operacji Europejskiego Funduszu na rzecz Inwestycji Strategicznych uruchomionego przez EBI wspólnie z Komisją Europejską w celu realizacji tzw. planu Junckera.

Zgodnie z Umową Subskrypcyjną Obligacje będą emitowane w ramach jednej serii. Data emisji Obligacji została ustalona na 17 grudnia 2018 r. Termin wykupu został określony na 12 lat od daty emisji, przy czym zgodnie z charakterystyką finansowania hybrydowego zdefiniowano pierwszy okres finansowania na 7 lat ("I Okres Finansowania"), w którym nie będzie możliwy wcześniejszy wykup Obligacji przez Spółkę oraz nie będzie możliwa wcześniejsza sprzedaż Obligacji przez EBI na rzecz osób trzecich (w obu przypadkach z zastrzeżeniem wyjątków określonych w Umowie Subskrypcyjnej).

Obligacje będą oprocentowane według stałej stopy procentowej w I Okresie Finansowania, natomiast w kolejnym 5-letnim okresie finansowania ("II Okres Finansowania") według zmiennej stopy procentowej (WIBOR 6M) powiększonej o ustaloną marżę. Umowa przewiduje możliwość odroczenia terminów płatności odsetek od Obligacji, maksymalnie do dnia wykupu Obligacji lub do piątego dnia od dnia podjęcia decyzji o wypłacie dywidendy.

Podporządkowany charakter Obligacji sprawia, iż w przypadku upadłości lub likwidacji emitenta, zobowiązania wynikające z Obligacji będą miały pierwszeństwo zaspokojenia jedynie przed wierzytelnościami akcjonariuszy Spółki.

Planowana emisja Obligacji będzie miała pozytywny wpływ na stabilność finansową Spółki, ponieważ Obligacje są wyłączone z kalkulacji wskaźnika zadłużenie netto / EBITDA, stanowiącego kowenant w krajowych programach emisji obligacji zawartych przez Spółkę (z wyłączeniem obligacji serii TPEA1119 notowanych w Alternatywnym Systemie Obrotu na rynku Catalyst z dniem wykupu przypadającym na 4 listopada 2019 r.). Ponadto Obligacje będą mogły zostać zaliczone przez agencję ratingową jako kapitał w wysokości 50 proc. tego finansowania.

Emisja zostanie zrealizowana 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

"W Polsce węgiel stanowi ok. 80 proc. miksu energetycznego. Dlatego potrzebujemy z jednej strony czystej energii, a z drugiej wydajniejszych technologii, które dotyczą nie tylko wykorzystania węgla, ale również jego zrównoważonego wydobycia" - wskazało ministerstwo.

Wśród najbardziej zaawansowanych projektów badawczych w tym zakresie MPiT wskazało na produkcję metanolu i amoniaku w połączeniu z wytwarzaniem energii elektrycznej w oparciu o zgazowanie węgla.

"W ubiegłym roku Grupa Azoty i Tauron podpisały list intencyjny. (…) Zgazowanie węgla na potrzeby przemysłu chemicznego jest opłacalne ekonomicznie; jest szansą rozwoju tej branży i zmniejszy zapotrzebowanie na gaz ziemny z importu” - napisano w informacji resortu.

Pytana przez PAP w kuluarach COP24 o trwające projekty dotyczące zgazowania węgla minister Emilewicz powiedziała, że są one „monitorowane”. Odnosząc się do przedsięwzięcia Azotów i Tauronu szefowa MPiT wskazała, że pod jego kątem „jest prowadzona analiza technologiczna”.

„Mamy dzisiaj na świecie dwie technologie w tym wymiarze, które moglibyśmy zakupić: japońską i niemiecką. Decyzja w tej sprawie – sama uczestniczyłam w dyskusji z dwoma spółkami – to decyzja biznesowa. Mam nadzieję, że zostanie finalnie podjęta, zostanie wybrana technologia i rozpocznie się proces inwestycyjny” - powiedziała.

Pytana czy przedsięwzięcie może spiąć się biznesowo zastrzegła, że jest to „projekt kosztowny”.

„Tego typu instalacje istnieją na świecie – w Stanach Zjednoczonych, w Japonii, a zatem wydaje się, że ten projekt może być obiecujący. Jak każda tego typu technologiczna nowość na początku jest to bardziej kosztochłonne, ale wydaje się, że w przypadku Polski jest to jedno z rozwiązań” - oceniła.

Projekt, analizowany przez Grupę Azoty i Tauron, dotyczy ewentualnego zgazowania węgla w pierwszym etapie na potrzeby produkcji chemicznej - amoniaku i metanolu. List intencyjny, zmierzający do budowy w Kędzierzynie-Koźlu, kosztem 400-600 mln euro, instalacji zgazowania węgla do wytwarzania tych produktów, Tauron i Azoty podpisały 20 kwietnia 2017 roku.

Grupa Azoty podjęła następnie analizę ekonomicznych uwarunkowań realizacji przedsięwzięcia - tzw. preFeed (prace studyjne - tzw. Preliminary Front End Engineering Design). Potem sporządzone miało być feasibility study (studium wykonalności). W dalszej kolejności ma powstać spółka celowa do realizacji przedsięwzięcia.

Pod koniec 2017 roku pojawiły się doniesienia medialne, jakoby wstępne analizy przedsięwzięcia (preFeed) wskazywały, że inwestycja nie będzie opłacalna – m.in. wobec restrykcyjnej unijnej polityki klimatycznej i związanych z tym ryzyk wysokich opłat za emisję.

Jak mówił wówczas PAP wiceprezes grupy Tauron Jarosław Broda, energetyczny koncern jest w tym przedsięwzięciu przede wszystkim partnerem technologicznym Azotów, a kluczem do realizacji ewentualnej instalacji powinna być decyzja ws. odbioru docelowego produktu po cenie, która zapewni rentowność inwestycji. Dotąd partnerzy nie informowali o powołaniu spółki celowej.

Przedsięwzięcie Azotów i Tauronu jest jednym z dwóch rozważanych w Polsce projektów zgazowania. Budowę instalacji zgazowania węgla dla produkcji energii elektrycznej (IGCC) analizuje grupa energetyczna Enea, do której należy kopalnia Bogdanka.

Pod koniec września prezes Bogdanki Artur Wasil sygnalizował, że studium wykonalności projektu, w ramach którego w pobliżu kopalni mogłaby powstać elektrownia zasilana gazem pochodzącym z węgla, powinno być gotowe do końca 2018 r.

Ponadto zaawansowane są badania nad wykorzystaniem gazu koksowego do produkcji wodoru, który można stosować np. w niskoemisyjnym transporcie. Prowadzi je Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla w Zabrzu, z udziałem Jastrzębskiej Spółki Węglowej.(PAP)

mtb/ drag/ pr/

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

KOSZT PROGRAMU REKOMPENSAT WYNIESIE OK. 4-5 MLD ZŁ

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

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

Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.

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

SPÓŁKI ENERGETYCZNE MIAŁYBY ZASILIĆ FUNDUSZ KWOTĄ OK. 1 MLD ZŁ

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

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

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

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

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

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

pel/ osz/

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

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

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

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

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

Źródłami finansowania funduszu, który będzie obsługiwał wypłaty rekompensat, mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Wcześniej Tauron szacował, że przychody grupy z tyułu aukcji mocy mogą sięgnąć w 2022 roku od 82,5 mln zł do 92,8 mln zł. Spółki grupy Taron zobowiązały się do dostarczenia mocy na poziomie 422,23 MW.

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)

tj/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 34/2018 z 5 grudnia 2018 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka", "TAURON") informuje, że 7 grudnia 2018 r. spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. ("PSE") przekazała wstępne wyniki aukcji głównej mocy przeprowadzonej 5 grudnia 2018 r. w ramach mechanizmu rynku mocy ("Aukcja").

Zgodnie z informacjami opublikowanymi przez PSE cena zamknięcia Aukcji wyniosła 198,00 zł/kW/rok, a spółki Grupy TAURON zawarły umowy mocowe na 1 rok (tj. na rok 2022) z obowiązkiem mocowym na poziomie 422,23 MW, z których szacowane przez Spółkę przychody w 2022 r. wyniosą 83,6 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

PSE podały, że aukcja główna na rok dostaw 2022 zakończyła się w rundzie 7. z ceną zamknięcia 198,00 zł/kW/rok.

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW.

Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.(PAP Biznes)

pel/

Aukcja zakończyła się w rundzie 7, gdzie cena wywoławcza wynosiła 219,66 zł, a cena minimalna 195,28 zł.

"Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW"- podały Polskie Sieci Elektroenergetyczne w piątkowym komunikacie.

Kolejna aukcja główna odbędzie się 21 grudnia 2018 r. i będzie dotyczyła roku dostaw 2023.

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

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

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

pel/ gor/

Aukcja zakończyła się w rundzie 7.

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW.

Kolejna aukcja główna odbędzie się 21 grudnia 2018 r. i będzie dotyczyła roku dostaw 2023. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Perspektywa dla polskich spółek energetycznych jest stabilna. PGE i Energa mają nadal miejsce, by zwiększyć zadłużenie w ramach obecnych ratingów. Z kolei Tauron i Enea mają dźwignię bliską maksymalnemu poziomowi dla obecnych ratingów, ale spodziewamy się, że ich dźwignia będzie stabilna" - powiedział PAP Biznes Arkadiusz Wicik, dyrektor z europejskiego zespołu energetycznego Fitch Ratings.

W przypadku PGE maksymalny poziom dźwigni finansowej netto opartej na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO dla obecnego ratingu wynosi 3,0x, podczas gdy - według prognoz - w 2019 roku może ona wynieść 2,5x. Dla Energi maksymalna dźwignia wynosi 3,5x, a w przyszłym roku może wynieść poniżej 3,0x.

Maksymalna dźwignia dla Tauronu wynosi 3,5x, a dla Enei 3,0x.

Aktualnie rating Fitch dla PGE jest na poziomie "BBB+", a dla Tauronu, Enei i Energi wynosi "BBB".

OSTROŁĘKA C NEGATYWNA DLA RATINGÓW ENEI I ENERGI

Agencja Fitch ocenia, że planowana inwestycja budowy nowej elektrowni węglowej Ostrołęka C jest negatywna dla ratingów Enei i Energi.

"Inwestycja Ostrołęka C jest negatywna dla ratingów Enei i Energi z trzech powodów. Po pierwsze, to przejście w stronę biznesu wytwórczego, który jest bardziej ryzykowny z punktu widzenia profilu kredytowego niż dystrybucja. Po drugie, projekt jest duży, wart ok. 6 mld zł, a obie spółki mają już spore zadłużenie. Po trzecie, wzrost cen CO2 został przeniesiony na hurtowe ceny energii, ale nie musi tak być w przyszłości" - powiedział PAP Biznes Artur Galbarczyk, dyrektor europejskiego zespołu energetycznego.

Wskazał jednocześnie, że te czynniki są obecnie "mitygowane".

"Projekt ubiega się o płatności z rynku mocy. Ma być realizowany przy wsparciu innych podmiotów, więc zakładamy, że obie spółki przeznaczą po 1 mld zł" - powiedział.

Fitch przewiduje, że na czas budowy bloku Ostrołęka C Enea i Energa nie będą wypłacać dywidend.

W ocenie agencji, do wypłaty dywidendy od ok. 2020 roku wrócić mogą z kolei PGE i Tauron.

"Zakładamy, że spółki energetyczne: PGE i Tauron powrócą do wypłaty dywidendy od około 2020 roku, choć na niższych poziomach" - powiedział Galbarczyk.

TROCHĘ WIĘCEJ PLUSÓW PO STRONIE OFFSHORE VS. ATOM

Dwa tygodnie temu Ministerstwo Energii przedstawiło projekt polityki energetycznej Polski do 2040 roku. Z dokumentu wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne.

"Projekt polityki energetycznej do 2040 roku zakłada łączne nakłady na inwestycje w wysokości 400 mld zł, z czego 130 mld zł w latach 2021-30, a 270 mld zł w latach 2031-40. Polskie spółki energetyczne nie będą w stanie sfinansować tych inwestycji w całości. Zakładamy, że pojawią się też inni inwestorzy, w tym inwestorzy finansowi, zagraniczne spółki energetyczne oraz że gospodarstwa domowe będą inwestować w energetykę prosumencką" - powiedział Arkadiusz Wicik.

Projekt PEP 2040 przewiduje duże inwestycje w morskie farmy wiatrowe i energetykę jądrową. Pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r. W 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane - według prognoz - 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW. Z kolei ok. 2033 r. miałby zostać uruchomiony w Polsce pierwszy blok pierwszej elektrowni jądrowej o mocy ok. 1-1,5 GW, a docelowo miałoby być 6 bloków jądrowych o łącznej mocy 6-9 GW.

"Z punktu widzenia kredytodawców, gdy porównujemy atom i morską energetykę wiatrową, to widzimy trochę więcej pozytywów po stronie offshore" - ocenił dyrektor Fitch.

Wskazał, że skala i czas przygotowania projektów są na korzyść offshore.

"W przypadku elektrowni jądrowej potrzeba co najmniej 10 lat, a w offshore czas jest krótszy i wynosi kilka lat. W przypadku inwestycji jądrowych jest też ryzyko dużych opóźnień i przekroczenia budżetów, jak to ma miejsce w obecnie prowadzonych procesach budowy nowych elektrowni w Finlandii i Francji" - powiedział Wicik.

W jego ocenie atom ma również ograniczone opcje finansowania.

"Łatwiej sfinansować offshore niż atom. Projekty offshore można realizować z inwestorami finansowymi czy branżowymi z zagranicy. W przypadku atomu pozyskanie finansowania będzie trudniejsze. Ponadto, kredytobiorcy będą oczekiwać długoterminowego mechanizmu wsparcia" - powiedział dyrektor Fitch.

"Ministerstwo Energii bierze jednak pod uwagę także inne czynniki poza finansowymi, w tym stabilność dostaw, emisję CO2 czy ceny energii dla odbiorców" - dodał.

Jego zdaniem projekt atomowy może być "zarządzalny" dla spółek, jeśli zostanie wdrożony z silnym wsparciem: kontraktem różnicowym albo rynkiem mocy.

"Zdecydowanie jednak cztery polskie spółki energetyczne nie mają możliwości, by sfinansować 6-9 GW mocy w technologii jądrowej" - powiedział Wicik.

"Pozytywne jest, że według projektu polityki energetycznej najpierw będą inwestycje w morskie farmy wiatrowe, a dopiero potem elektrownia jądrowa. To daje firmom trochę przestrzeni" - dodał.

W projekcie polityki energetycznej założono, że koszt budowy 1 GW mocy w offshore wynosi 14,6 mld zł, a w przypadku atomu 20 mld zł.

Agencja nie będzie na razie uwzględniać tego typu inwestycji w swoich założeniach.

"Horyzont dla naszych ratingów wynosi pięć lat. Koncentrujemy się więc na inwestycjach, które już są zaplanowane i realizowane w tym okresie. Tymczasem polityka energetyczna zakłada inwestycje w długim horyzoncie i dopóki nie ma szczegółów dotyczących udziału poszczególnych firm w inwestycjach oraz sposobu finansowania tych inwestycji, nie uwzględniamy ich w naszych założeniach" - powiedział Arkadiusz Wicik.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Cen dla jednostek samorządowych i większych przedsiębiorstw prezes URE nie wyznacza. To cena na styku sprzedawcy i samorządu. Zauważamy, że ceny są wysokie nie tylko w stosunku do samorządów, ale i części dużych przedsiębiorstw. Z tego tytułu przygotowuję w tej chwili wystąpienie do przewodniczących rad nadzorczych, korzystając z prawa większościowego akcjonariusza, z prośbą o dokonanie audytów kosztów w kierunku wprowadzenia nadzwyczajnych procedur oszczędności w przedsiębiorstwach (energetycznych - PAP) celem sprowadzenia cen do minimum na tyle, na ile można" - powiedział w czwartek w Sejmie minister Tchórzewski.

"Mam nadzieję, że w ciągu roku ceny się jeszcze zmienią. (...) Jako minister nakazać nie mogę, ale zwracam się do przewodniczących rad nadzorczych o dokładne zbadanie poziomu kosztów i tego, dlaczego ceny są takie, a nie inne" - powiedział minister.

Wskazał, że możliwości ingerencji przez ministra energii są małe w związku z upublicznieniem spółek energetycznych.

"Decydują warunki rynkowe. Trudno mówić, że to tylko odpowiedzialność ministra energii" - powiedział.

"Wdrażamy nadzwyczajne programy oszczędnościowe w spółkach w takim zakresie jak umożliwia ład korporacyjny. (...) W takim zakresie będziemy się starać wdrażać nadzwyczajne programy i iść w kierunku takim, by w przyszłym roku jeszcze zmniejszyć taryfy" - dodał.

Tchórzewski powtórzył, że podejmowane będą działania w celu zmniejszenia skutków wzrostu cen energii dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw.

Poinformował, że planowane rekompensaty obejmą miejskie i wiejskie gospodarstwa domowe, hospicja, domy opieki społecznej, akademiki, internaty, domy dziecka, małe i średnie przedsiębiorstwa i wszystkich innych korzystających z taryfy G.

Dodał, że nie ma potrzeby notyfikacji w przypadku pomocy dla obywateli, a rekompensaty dla małych i średnich firm mieszczą sie w zakresie dozwolonej pomocy publicznej.

Tchórzewski zauważył, że prezes URE odniesie się do wniosków taryfowych składanych przez spółki energetyczne w połowie grudnia i dopiero wtedy będzie wiadomo, ile wyniosą rachunki za energię w 2019 roku.

Zaznaczył jednocześnie, że cena energii jest jedną ze składowych rachunku za energię elektryczną i jej procentowa zmiana nie przekłada się w proporcji jeden do jednego na zmianę rachunku płaconego przez odbiorców.

"Są jeszcze koszty dystrybucji, akcyza, VAT - one stanowią w rachunku gospodarstw domowych 50 proc. kosztów. Jeśli mówimy, że cena energii wzrasta o 5 proc., to rachunek wzrasta o 2,5 proc." - powiedział minister.

Wcześniej minister szacował, że rekompensaty dla gospodarstw domowych mogłyby kosztować ok. 1,8-2,1 mld zł, a podobną kwotę pochłonąć miałyby rekompensaty dla małych i średnich firm. Zapowiadał, że w przyszłym tygodniu projekt w tej sprawie trafi do Sejmu. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Cen dla jednostek samorządowych i większych przedsiębiorstw prezes URE nie wyznacza. To cena na styku sprzedawcy i samorządu. Zauważamy, że ceny są wysokie nie tylko w stosunku do samorządów, ale i części dużych przedsiębiorstw. Z tego tytułu przygotowuję w tej chwili wystąpienie do przewodniczących rad nadzorczych, korzystając z prawa większościowego akcjonariusza, z prośbą o dokonanie audytów kosztów w kierunku wprowadzenia nadzwyczajnych procedur oszczędności w przedsiębiorstwach (energetycznych - PAP) celem sprowadzenia cen do minimum na tyle, na ile można" - powiedział w czwartek w Sejmie minister Tchórzewski.

"Mam nadzieję, że w ciągu roku ceny się jeszcze zmienią. (...) Jako minister nakazać nie mogę, ale zwracam się do przewodniczących rad nadzorczych o dokładne zbadanie poziomu kosztów i tego, dlaczego ceny są takie, a nie inne" - powiedział minister.

Wskazał, że możliwości ingerencji przez ministra energii są małe w związku z upublicznieniem spółek energetycznych.

"Decydują warunki rynkowe. Trudno mówić, że to tylko odpowiedzialność ministra energii" - powiedział.

Tchórzewski powtórzył, że podejmowane będą działania w celu zmniejszenia skutków wzrostu cen energii dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw.

Poinformował, że planowane rekompensaty obejmą miejskie i wiejskie gospodarstwa domowe, hospicja, domy opieki społecznej, akademiki, internaty, domy dziecka, małe i średnie przedsiębiorstwa i wszystkich innych korzystających z taryfy G.

Tchórzewski zauważył, że prezes URE odniesie się do wniosków taryfowych składanych przez spółki energetyczne w połowie grudnia i dopiero wtedy będzie wiadomo, ile wyniosą rachunki za energię w 2019 roku.

Zaznaczył jednocześnie, że cena energii jest jedną ze składowych rachunku za energię elektryczną i jej procentowa zmiana nie przekłada się w proporcji jeden do jednego na zmianę rachunku płaconego przez odbiorców.

"Są jeszcze koszty dystrybucji, akcyza, VAT - one stanowią w rachunku gospodarstw domowych 50 proc. kosztów. Jeśli mówimy, że cena energii wzrasta o 5 proc., to rachunek wzrasta o 2,5 proc." - powiedział minister.

Wcześniej minister szacował, że rekompensaty dla gospodarstw domowych mogłyby kosztować ok. 1,8-2,1 mld zł, a podobną kwotę pochłonąć miałyby rekompensaty dla małych i średnich firm. Zapowiadał, że w przyszłym tygodniu projekt w tej sprawie trafi do Sejmu. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Cena docelowa Enei została podniesiona z 12,62 zł na 15,58 zł, PGE z 13,6 zł na 14,82 zł, a Tauronu z 2,77 zł na 3,06 zł.

W środę na zamknięciu za jedną akcję Enei płacono 10,86 zł, za akcję PGE 11,74 zł, Tauronu 2,37 zł, a Energi 9,71 zł.

"Ostatnie wzrosty rynkowych spreadów CDS oraz korzystne rozstrzygnięcie aukcji mocowej budują najbardziej sprzyjające otoczenie dla wytwarzania w Polsce od wielu lat. (...) Sektor ma zapewnione stabilne przychody mocowe w 5-15 letnich kontraktach, wchodzi w okres dodatnich przepływów pieniężnych, a rentowność segmentu wytwarzania rośnie i to przy rekordowych cenach CO2" - napisano w raporcie.

Jak podano, korzystnie wygląda polityka energetyczna kraju z rosnącą wagą OZE i "słabo" uargumentowaną koniecznością budowy elektrowni atomowej.

"Podtrzymujemy pozytywną rekomendację dla całego indeksu WIG-Energia, ze szczególnym wskazaniem na Eneę" - dodano.

Autorzy raportu prognozują, że obecny cykl inwestycyjny powoli wygasa, co wraz z poprawą wyników pozwoli na wygenerowanie gotówki w przyszłym roku.

"Systematyczny spadek poziomu zadłużenia z 1,9x na koniec 2018 do 1,5x w 2020 powinien uzasadnić powrót do polityki dywidendowej" - napisano.

Analitycy szacują, że EBITDA dla Enei w 2018 roku wyniesie 2622,7 mln zł, a w 2019 roku 3588,8 mln zł. Dla Energi EBITDA ma być na poziomie 2068,2 mln zł w 2018 roku, a w 2019 roku na poziomie 2205,8 mln zł. Dla PGE szacują EBITDA w wysokości 6748,7 mln zł w 2018 roku i 7693,8 mln zł w 2019 roku. Prognozowana EBITDA Tauronu ma wynieść 3604,5 mln zł w 2018 roku, a w 2019 roku 3695,4 mln zł.

Autorem raportu, którego pierwsze udostępnienie miało miejsce 29 listopada o godzinie 8.43, jest Kamil Kliszcz.

Depesza PAP Biznes stanowi wyciąg z raportu. W załączniku zamieszczamy plik PDF z raportem. (PAP Biznes)

doa/ ana/

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

Cena zamknięcia aukcji, która zakończyła się w 7 rundzie, mieści się w przedziale od 219,66 zł/kW do 195,28 zł/kW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 366,00 zł/kW/rok.

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 13.000 MW. Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2022 wynosiło 10.544,181 MW.

Aukcja na na 2023 rok odbędzie się 21 grudnia.

Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2021, która odbyła się 15 listopada, wyniosła 240,32 zł/kW/rok.

Po pierwszej aukcji mocy Tauron szacował, że przychody grupy wynikające z aukcji w 2021 roku wyniosą 642,25 mln zł. W latach 2022-2025 przychody z tego tytułu miałyby wynieść 539,92 mln zł rocznie, w latach 2026-2035 z kolei 185,69 mln zł rocznie, a w latach 2036-2037 być na poziomie 1,12 mln zł rocznie. (PAP Biznes)

doa/ asa/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 5 grudnia 2018 r. spółki Grupy TAURON wzięły udział w aukcji głównej rynku mocy na okres dostaw 2022 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 195,28 do 219,66 zł/kW/rok, a przychody Grupy TAURON z rynku mocy, skalkulowane w oparciu o powyższe przedziały ceny zamknięcia Aukcji, mogą wynosić w 2022 r. od 82,5 mln zł do 92,8 mln zł.

Zgodnie z Ustawą wstępne wyniki Aukcji zostaną podane do publicznej wiadomości przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne w terminie 3 dni roboczych, tj. do 10 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 2022, o której mowa powyżej, była drugą aukcją organizowaną na podstawie Ustawy. O wstępnych wynikach akcji głównej rynku mocy na rok dostaw 2021 Spółka informowała raportem bieżącym nr 31/2018 z 20 listopada 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 7. rundzie cena wywoławcza wynosiła 219,66 zł, a cena minimalna 195,28 zł.

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

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 13.000 MW.

Jak podano, wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy została wyznaczona na podstawie sumy oferowanych obowiązków mocowych wynikających ze wszystkich wydanych przez PSE certyfikatów dotyczących aukcji głównej na rok dostaw 2022, w tym także certyfikatów warunkowych, oraz została pomniejszona w związku z zawarciem umów mocowych w wyniku aukcji głównej na rok dostaw 2021 obejmujących rok dostaw 2022.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2022 wynosiło 10.544,181 MW.

Jak podano, wskazana wielkość może zostać skorygowana w przypadku unieważnienia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki lub Ministra Energii aukcji głównej na rok dostaw 2021, na podstawie przepisów ustawy o rynku mocy.

Cena maksymalna aukcji wynosiła 366,00 zł/kW/rok.

Aukcja na 2023 rok odbędzie się 21 grudnia. (PAP Biznes)

doa/ pel/

"Zakładamy, że zadłużenie wzrośnie do około 60 mld zł w latach 2019-21. To będzie głównie efekt akwizycji Unipetrolu i Lotosu" - powiedział Galbarczyk podczas konferencji "Credit Outlook 2019: European Energy, Oil & Gas, and Utilities".

Agencja Fitch spodziewa się, że 2018 rok będzie rokiem z największymi nakładami na inwestycje i akwizycje w sektorze, gdyż większość projektów albo jest kończona, albo jest na zaawansowanym etapie.

Fitch przewiduje, że do 2021 roku wydatki spółek na inwestycje i akwizycje będą spadać. Jak powiedział Galbarczyk, dotyczy to głównie PGE, Tauronu, Enei i Energi, których dźwignia finansowa jest wyższa. W przypadku PKN Orlen i PGNiG jest więcej miejsca na dodatkowe projekty inwestycyjne.

Galbarczyk zauważył, że PKN Orlen i PGNiG są teraz głównymi płatnikami dywidend w sektorze. W ocenie agencji, od 2020 roku spółki energetyczne wrócą do wypłaty dywidend, ale na niższych poziomach niż wcześniej.

"W przypadku Enei i Energi nie spodziewamy się dywidend, bo spółki będą budować Ostrołękę C" - powiedział dyrektor.

Poinformował, że projekt Ostrołęka C jest negatywny dla ratingów Enei i Energi, ale obecnie ryzyka są zmitygowane. Fitch zakłada m.in., że projekt zapewni sobie płatności z rynku mocy. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Tauron posiada 10 proc. udziałów w spółce PGE EJ1.

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

W czwartek KGHM wyraził wstępne zainteresowanie sprzedażą swoich udziałów w PGE EJ1.

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

kuc/ gor/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 32/2018 z 28 listopada 2018 r. Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że wyraził wstępne zainteresowanie sprzedażą wszystkich posiadanych udziałów w PGE EJ1 sp. z o.o.

Spółka posiada 10 proc. udziałów w PGE EJ1 sp. z o.o.

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

kom espi zdz

Jak przypomniała, tak jak w poprzednich latach Urząd wezwał czterech tzw. sprzedawców z urzędu - PGE, Tauron, Enea, Energa - do przedłożenia wniosków taryfowych na 2019 r. Wnioski taryfowe na sprzedaż energii wpłynęły do URE 15 listopada.

"Przedsiębiorstwa wnioskują o duże podwyżki, bo średnio rzędu ponad 30 proc. Prowadzimy teraz postępowania taryfowe" - poinformowała rzecznik Urzędu. Jak zaznaczyła Agnieszka Głośniewska o poziomie, na jakim będą kształtowały się opłaty za energię elektryczną w 2019 r. w gospodarstwach domowych, będzie wiadomo dopiero po zakończeniu procesu taryfowego.

Obowiązujące taryfy na sprzedaż energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych obowiązują do 31 grudnia br. Aby nowe taryfy mogły wejść w życie z początkiem roku prezes URE musiałby zakończyć postępowania do połowy grudnia.(PAP)

wkr/ skr/ pel/ ana/

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

Około godz. 14.05 kurs PGE spada o 5,1 proc. Notowania Tauronu rosną o 0,9 proc., Enei idą w dół o 0,9 proc., a kurs KGHM rośnie o 2,3 proc.

Celem PGE, jak podano w komunikacie, jest "restrukturyzacja operacyjna i kosztowa spółki oraz integracja działalności" w ramach grupy PGE.

"Realizacja transakcji będzie możliwa po przeprowadzeniu wyceny przez niezależnego doradcę oraz uzyskaniu zgód korporacyjnych przez wszystkie zaangażowane podmioty" - poinformowała energetyczna grupa w komunikacie.

Opublikowany 23 listopada projekt Polityki Energetycznej Państwa zakłada, że począwszy od 2033 roku w Polsce powstawać będzie co dwa lata nowy blok jądrowy. W sumie ma powstać 6 bloków o mocy 6-9 GW.

Analitycy sceptycznie ocenili projekt polityki energetycznej i prawdopodobieństwo jej realizacji w zaproponowanym kształcie, wskazując m.in. na brak szczegółów w sprawie modelu finansowania elektrowni jądrowej. (PAP Biznes)

sar/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 28 listopada 2018 r. otrzymał pismo od spółki Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE"), w którym PGE wyraziła wstępne zainteresowanie nabyciem wszystkich udziałów w PGE EJ1 sp. z o.o., których właścicielem jest Spółka.

PGE EJ1 sp. z o.o. to spółka odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej.

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

kom espi zdz

Agencja pozytywnie oceniła wyniki aukcji dodając, że płatności, które spółki energetyczne otrzymają w rezultacie aukcji zapewnią im stałe źródło przychodów.

Dodano, że chociaż wyniki ocenia się pozytywnie, wytwórcy będą musieli zmierzyć się z rosnącymi kosztami działalności w ciągu kilku najbliższych lat, wskazując na rosnące koszty emisji CO2.

Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2021 wyniosła 240,32 zł/kW/rok.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW.

Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia. (PAP Biznes)

doa/ maf/ kd/ gor/

PKEE podał, że popiera główne elementy proponowanej Polityki: dywersyfikację i rozwój wytwarzania energii ze źródeł niskoemisyjnych, co doprowadzi do ograniczenia emisji CO2 w sektorze elektroenergetyki o 50 proc. do 2040 roku; ograniczenie udziału węgla w wytwarzaniu energii do ok. 60 proc. w 2030 roku (produkcja energii elektrycznej z węgla spadnie z 130 TWh w 2020 roku do 75 TWh w 2040 roku); wzrost udziału energii z OZE do 27 proc. całości w 2030 roku (pełne wykorzystanie potencjału morskich farm wiatrowych i fotowoltaiki może zapewnić łącznie do 30 GW nowych mocy wytwórczych do 2040 roku) oraz budowę elektrowni jądrowej.

"PKEE uważa, że ta strategia dobrze przystaje do długoterminowej polityki klimatyczno-energetycznej UE i jest znaczącym krokiem naprzód dla kraju wysoce uzależnionego od paliw węglowych w sektorze energetyki wytwórczej, mającego wiele miejsc pracy w regionach górniczych, w połączeniu z jednym z niższych poziomów PKB w Unii Europejskiej na mieszkańca" - napisano w komunikacie PKEE.

"Realizacja tej ambitnej polityki będzie wymagała ponoszenia niesamowicie wysokich nakładów inwestycyjnych i PKEE ma nadzieję, że polska energetyka na realizację swoich celów otrzyma pomoc finansową w ramach negocjacji nad wieloletnią perspektywą finansową (MFF) i nadchodzącymi przepisami wykonawczymi, wdrażającymi mechanizmy kompensacyjne w ramach znowelizowanej dyrektywy EU ETS. Polskie spółki energetyczne będą się borykały z brakiem pieniędzy na inwestycje. Wybieglibyśmy poza najbliższe MFF i powiązali dyskusje o finansach z oczekiwaniami na rok 2050. Dlatego popieramy utworzenie Funduszu Sprawiedliwej Transformacji Energetycznej w ramach prac nad nową wieloletnią perspektywą finansową UE po 2020 roku" - dodano.

PKEE jest zdania, że komunikat Komisji zapoczątkowuje formalną dyskusję i zadanie na najbliższy rok.

"Popieramy realistyczny harmonogram – neutralność węglowa może być osiągalna dla EU w ujęciu średnim, ale nie w takim samym stopniu przez wszystkie kraje członkowskie o różnych strukturach paliw energetycznych" - podał PKEE.

Według PKEE, końcowy pozostający procent emisji sektora energetyki będzie wymagał kompensowania i emisji ujemnych. Konieczne jest oszacowanie ostatecznych kosztów i dostępności komercyjnej takich rozwiązań (CCS, obszary leśne, kredyty międzynarodowe) oraz cen CO2 na półwiecze.

PKEE podał, że popiera stopniową elektryfikację gospodarki Unii Europejskiej w obszarach niepodlegających dyrektywie EU ETS, w tym branż energochłonnych oraz sektorów transportu i budownictwa. Jednocześnie będzie minimalizować wpływ środowiskowy sektora energetyki do roku 2050 poprzez stopniowe przekształcanie struktury paliw w kierunku niskoemisyjnym.

"Plany UE do roku 2050 muszą uwzględniać specyficzne uwarunkowania Polski" - napisał PKEE.

Polski Komitet Energii Elektrycznej jest stowarzyszeniem sektora elektroenergetycznego. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Projekt jest daleki od realiów. Widać za dużo partykularnych interesów, a za mało patrzenia całościowo na energetykę. Polityka energetyczna idzie w dziwnym kierunku, oderwanym od światowych trendów technologicznych i kosztowych. Nie znam kraju, który by tak ryzykował" - powiedział PAP Biznes Wiśniewski.

"Dobrze, że w miksie są morska energetyka wiatrowa i fotowoltaika, ale szkoda, że tak późno. Nie potrafię jednak w sposób racjonalny wytłumaczyć zamykania lądowej energetyki wiatrowej i powolnej ścieżki wzrostu udziału zielonej energii w miksie energetycznym, bo to uderza w pozycję Polski w UE, utrudnia wykorzystanie funduszy unijnych i zamyka drogę do rozwoju elektromobilności" - dodał.

Wskazał, że proponowany w projekcie miks oznacza olbrzymie koszty.

"Nawet w ramach źródeł odnawialnych i niskoemisyjnych planowane są najdroższe obecnie źródła: czyli morska energetyka wiatrowa i źródło jądrowe. Dodatkowo, jest utrzymywane wysokie zapotrzebowanie na węgiel zwłaszcza do 2030 r. To niezwykle kosztotwórcze" - powiedział prezes.

Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne. W 2030 r. udział OZE w produkcji energii elektrycznej netto miałby wynieść ok. 27 proc. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW).

Planowany jest m.in. rozwój fotowoltaiki, zwłaszcza od 2022 r. Z prognoz ME wynika, że w 2020 r. w elektrowniach fotowoltaicznych zainstalowanych miałoby być 900 MW, w 2030 r. 10,2 GW, a w 2040 r. 20,2 GW.

"Ta technologia powoli się zrównuje kosztowo z kosztami energetyki wiatrowej. Ma olbrzymi niewykorzystany potencjał. Cieszę się, że została zauważona. W dokumencie napisano, że została wybrana nie z przyczyn ekonomicznych, a dlatego, że pozwoli rozładować problemy w szczycie letnim" - powiedział Wiśniewski.

Ocenił jednak, że zbyt małą produkcję ze źródeł fotowoltaicznych (0,8 TWh) przewiduje się na 2020 r.

"Fotowoltaika to szybka technologia, w 2020 roku mogłoby być spokojnie 3 TWh. Wszystkie inne technologie są powolne, mają kłopoty z oceną oddziaływania na środowisko, czy pozwoleniem budowlanym" - powiedział.

Polityka energetyczna zakłada też rozwój morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r.). W 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane - według prognoz - 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW.

"Trudno się nie cieszyć na plany rozwoju offshore do 40 TWh produkcji w 2040 r. To jednak potężne opóźnienie w stosunku do wcześniejszych założeń. Brakuje mi teraz pilotażu, by system mógł się uczyć" - powiedział Wiśniewski.

Zauważył, że problematyczna jest jednoczesna budowa morskich farm wiatrowych i elektrowni jądrowej z uwagi na dużą podaż energii w tym samym czasie i obciążenie inwestycjami krajowych koncernów energetycznych.

W projekcie Polityki energetycznej nie przewiduje się tak dynamicznego wzrostu udziału lądowych farm wiatrowych w bilansie energetycznym, jak w latach poprzednich. Z prognoz zawartych w dokumencie wynika, że w 2020 roku w wietrze na lądzie miałoby być zainstalowane 6,4 GW, a w 2040 roku już jedynie 800 MW. Minister energii Krzysztof Tchórzewski tłumaczył, że wynika to z przedwyborczych zobowiązań politycznych.

"To przejaw skrajnej niegospodarności, jeśli mamy ten majątek doprowadzić do skorodowania" - ocenił prezes IEO.

Wskazał, że powinna być możliwość repoweringu, czyli zastępowania starszych elektrowni nowymi, z większą wydajnością.

"Majątek jest już przyłączony. Gdyby stare turbiny zamienić na nowe, sprawniejsze, to moglibyśmy przy tych samych lokalizacjach podwoić produkcję do 30 TWh. Mielibyśmy najtańszą energię, zmniejszylibyśmy koszt energii w systemie" - powiedział Wiśniewski.

Projekt Polityki energetycznej do 2040 r. został przedłożony przez Ministerstwo Energii do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.(PAP Biznes)

pel/ asa/

"Z dużym zadowoleniem przyjmujemy uwzględnienie w proponowanym miksie energetyki wiatrowej na morzu. 10 GW to nie jest w pełni wykorzystanie potencjału Morza Bałtyckiego, ale to jest dobry kierunek w polityce energetycznej kraju" - powiedział PAP Biznes prezes Janusz Gajowiecki.

"Jednocześnie niezrozumiała jest rezygnacja z dalszego rozwoju farm wiatrowych na lądzie" - dodał.

Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. przy stabilnym wykorzystaniu przez energetykę. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW).

Planowany jest m.in. rozwój fotowoltaiki (zwłaszcza od 2022 r.) oraz morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r.). W projekcie podano, że kluczowe znaczenie dla inwestycji offshore będzie mieć możliwość ich bilansowania w KSE. Z prognoz wynika, że w 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW.

Nie przewiduje się z kolei tak dynamicznego wzrostu udziału lądowych farm wiatrowych w bilansie energetycznym, jak w latach poprzednich.

Jak wskazano w projekcie, istotnym utrudnieniem w wykorzystywaniu energetyki wiatrowej na lądzie jest brak zależności między pracą elektrowni a zapotrzebowaniem na energię, dlatego tempo ich rozwoju powinno być zależne od kosztów i możliwości bilansowania. Problemem jest także - według ME - zróżnicowany poziom akceptacji elektrowni wiatrowych przez społeczność lokalną.

Z prognoz zawartych w dokumencie wynika, że w 2020 roku w wietrze na lądzie miałoby być zainstalowane 6,4 GW, a w 2040 roku już jedynie 800 MW. Minister energii Krzysztof Tchórzewski tłumaczył, że wynika to z zobowiązań politycznych, wyborczych. Poinformował jednocześnie, że w tym roku i w roku przyszłym uruchomionych będzie w aukcjach ok. 2,5 GW zainstalowanej mocy.

Janusz Gajowiecki wskazał, że lądowe farmy wiatrowe to najbardziej konkurencyjna cenowo technologia wytwarzania energii.

W niedawnej aukcji dla nowych farm wiatrowych na lądzie zakontraktowano prawie 42 TWh energii elektrycznej po średniej ceny 196,17 zł za MWh, czyli poniżej cen rynkowych i poniżej prognozowanych kosztów produkcji bloków węglowych.

"Gdyby przepisy pozwalały na instalowanie jeszcze nowocześniejszych turbin wiatrowych, to ten poziom cen mógłby być jeszcze niższy niż osiągnięty w ostatnich aukcjach" - ocenił prezes PSEW.

"To najtańsza i najczystsza technologia w sytuacji kryzysu klimatycznego. Żadna inna nie jest w stanie dostarczyć tyle energii w krótkim czasie od momentu podjęcia decyzji, a mamy gotowych ok. 3 GW projektów z pełnym pozwoleniem na budowę" - dodał Gajowiecki.

Wskazał, że są możliwości wymiany turbin na nowocześniejsze, a wygaszanie elektrowni wiatrowych byłoby sprzeczne z interesem głównie spółek Skarbu Państwa, które mają najstarszy portfel wytwarzania farm wiatrowych w Polsce (ok. 20 proc. całego portfela należy do grup energetycznych).

"Tymczasem wszystkie kraje inwestują w nowe technologie, wykorzystując dotychczasowe lokalizacje. Dzisiejsze turbiny nowej technologii osiągają produktywność rzędu 40-50 proc. wykorzystania mocy zainstalowanej wobec ponad 20 proc. produktywności w starych turbinach. W niektórych krajach są prowadzone programy +life-time extension+ i turbiny, dzięki pracom serwisowym, pracują nie 15 lat, a 20 - 25 lat. Nigdzie na świecie się nie rezygnuje z tej technologii" - powiedział prezes PSEW.

Projekt Polityki energetycznej do 2040 r. został przedłożony przez Ministerstwo Energii do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.

"Jesteśmy otwarci na dialog z rządem" - powiedział prezes PSEW.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. przy stabilnym wykorzystaniu przez energetykę. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne, zwłaszcza fotowoltaika i offshore. Wygaszane miałyby być wiatraki na lądzie. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW). W latach 2033-2039 r. miałyby zostać zbudowane 4 bloki jądrowe o całkowitej mocy ok. 4-6 GW, dwa kolejne w latach 2041 i 2043.

Łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym w latach 2021-2040 są zakładane na ok. 400 mld zł.

"Nie przywiązywałbym się do tego projektu. To fikcja ekonomiczna" - powiedział PAP Biznes Krzysztof Kubiszewski, analityk Trigon DM.

"EBITDA sektora energetycznego to 15 mld zł rocznie, a free cash flow to ok. 2-3 mld zł rocznie. Tymczasem zakładany CAPEX na transformację miksu energetycznego to 400 mld zł, a jednocześnie mówi się, że ceny energii mają nie rosnąć. EBITDA sektora przez 20 lat jest niższa niż planowane nakłady inwestycyjne, podczas gdy sektor już dziś jest relatywnie zadłużony" - ocenił Kubiszewski.

"Najtańsze technologie, na które nas stać, czyli gaz i wiatr na lądzie zostają - według projektu - porzucone, a w zamian mielibyśmy budować atom i fotowoltaikę" - dodał analityk.

Robert Maj, analityk Ipopema Securities, uważa, że rezygnacja z farm wiatrowych na lądzie jest "mało racjonalna".

"Infrastruktura jest już wybudowana. Rezygnacja z wiatru to kompletnie niezrozumiałe zmarnowanie potencjału i wydanych już pieniędzy. Możliwy przecież byłby repowering turbin" - ocenił Maj w rozmowie z PAP Biznes.

Analityk Ipopema Securities wskazuje, że brakuje szczegółów dotyczących atomu, zwłaszcza modelu finansowania inwestycji.

"Trudno powiedzieć, jakie byłyby implikacje dla spółek energetycznych, bo nie znamy modelu finansowania energetyki jądrowej" - powiedział Robert Maj.

Wskazał na niespójności w dokumencie.

"To projekt, który ma być dyskutowany do 15 stycznia, a napisano, że do końca 2018 roku ma być opracowany model finansowania atomu. W Czechach od dwóch lat trwa dyskusja na temat rozbudowy elektrowni atomowej, a ciągle nie ma ustalonego modelu finansowania. Nierealne wydaje się więc opracowanie modelu u nas w ciągu miesiąca. Zakłada się też, że w 2019 roku mają być przygotowane regulacje, by atom był prawnie możliwy, co też wydaje się ambitnym zadaniem, tym bardziej, że będą wybory" - powiedział analityk Ipopemy.

"Z harmonogramu wynika, że oddanie pierwszego reaktora jądrowego planowane jest na 2033 roku, a budowa miałaby trwać 9 lat. To ambitnie, patrząc na opóźnienia przy budowie tego typu jednostek w Europie. Bufor na błędy jest bardzo mały" - dodał.

Krzysztof Kubiszewski z Trigona zauważa, że skoro - według harmonogramu - atom miałby być budowany od 2023-24 roku, to realne decyzje trzeba podjąć za cztery lata.

"Do tego czasu może być inny rząd, a przynajmniej inny minister energii i kolejna już polityka energetyczna" - powiedział.

W poniedziałek na akcjach spółek energetycznych przeważają wzrosty. Ok. godz. 11.20 kurs PGE rośnie o 0,4 proc., a Energi 0,5 proc. Tauron drożeje 1,4 proc., a akcje Enei tanieją 0,9 proc.

"Widać, że rynek już się nie przywiązuje do zapowiedzi Ministerstwa Energii" - ocenił Kubiszewski.

"W ubiegłym tygodniu, gdy minister energii mówił o 10 GW w atomie, to kurs PGE spadał mocno, ale po wcześniejszych mocnych wzrostach. W piątek po publikacji projektu polityki była negatywna reakcja kursu, ale potem spółka szybko to odrobiła. Inwestorzy się trochę uodparniają na tę kwestię" - powiedział Robert Maj z Ipopemy.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Projekt został przedłożony przez ME do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski powiedział, że PEP bierze pod uwagę oczekiwany wzrost zużycia energii w kraju. Projekt zakłada niezależność energetyczną oraz spełnienie oczekiwań KE w kwestii redukcji emisji CO2. W stosunku do roku 1990 r. emisja w 2030 r. ma spaść o 30 proc.

Projekt zawiera osiem głównych kierunków: optymalne wykorzystanie własnych zasobów energetycznych; rozbudowa infrastruktury wytwórczej i sieciowej; dywersyfikacja dostaw gazu ziemnego i ropy naftowej oraz rozbudowa infrastruktury sieciowej; rozwój rynków energii; wdrożenie energetyki jądrowej; rozwój OZE; rozwój ciepłownictwa i kogeneracji oraz poprawę efektywności energetycznej.

PEP zakłada, że popyt na węgiel kamienny będzie pokrywany zasobami własnymi, a relacja import–eksport będzie miała charakter uzupełniający. Popyt na gaz ziemny i ropę naftową będzie pokrywany głównie surowcem importowanym, przy czym realizowane będą działania mające na celu realną dywersyfikację kierunków i źródeł dostaw. Jednocześnie nadal poszukiwane będą krajowe złoża.

60 PROC. WĘGLA W WYTWARZANIU ENERGII W 2030 R.

Krajowe zasoby węgla mają pozostać głównym elementem bezpieczeństwa energetycznego Polski i podstawą bilansu energetycznego państwa, ale wzrost popytu będzie pokrywany przez źródła inne niż konwencjonalne moce węglowe.

"Wykorzystanie węgla przez energetykę utrzyma się na stabilnym poziomie, ale udział węgla w strukturze zużycia energii będzie spadał (do ok. 60 proc. w 2030 r.) ze względu na wzrost zużycia energii" - napisano.

Minister energii poinformował, że do 2040 r. udział produkcji energii z węgla miałby spaść do ok. 35 proc.

21 PROC. UDZIAŁU OZE W FINALNYM ZUŻYCIU ENERGII W '30

Polska deklaruje osiągnięcie 21 proc. udziału OZE w finalnym zużyciu energii (w elektroenergetyce – wzrost udziału OZE, w ciepłownictwie i chłodnictwie – 1-1,3 pkt proc. r/r. przyrostu w udziale, w transporcie – 10 proc. udziału w 2020 r., 14 proc. w 2030 r.) w 2030 r.

"Przyjęty cel 21 proc. udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. przełoży się na ok. 27 proc. udziału OZE w produkcji energii elektrycznej netto i będzie wymagał znacznego wysiłku ekonomicznego oraz organizacyjnego. Kluczową rolę w osiągnieciu celu w elektroenergetyce będzie mieć rozwój fotowoltaiki (zwłaszcza od 2022 r.) oraz morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu zostanie uruchomiona po 2025 r.)" - napisano w projekcie.

Minister pytany, czy resort przewiduje jeszcze aukcje OZE dla farm wiatrowych na lądzie, odpowiedział: „W tym nie. W przyszłym jeszcze będą”.

PIERWSZY BLOK JĄDROWY W '33; DO '43 ŁĄCZNIE 6-9 GW

Projekt przewiduje, że z uwagi na pożądany efekt środowiskowy, brak obciążenia kosztami polityki klimatyczno-środowiskowej oraz stabilność wytwarzania energii elektrycznej, ok. 2033 r. uruchomiony zostanie w Polsce pierwszy blok pierwszej elektrowni jądrowej (o mocy ok. 1-1,5 GW). W latach 2033-2039 r. miałyby zostać zbudowane 4 bloki jądrowe o całkowitej mocy ok. 4-6 GW, dwa kolejne w latach 2041 i 2043. Moc całkowita bloków jądrowych miałaby wynieść 6-9 GW.

W 2035 r. udział tej technologii w wytwarzaniu energii elektrycznej może wynieść ok. 10 proc.

"Nakłady inwestycyjne na energetykę jądrową są wysokie, ale koszty energii elektrycznej są dużo niższe w porównaniu z elektrowniami konwencjonalnymi. Żywotność tych elektrowni jest dużo dłuższa od pozostałych. (...) To się wiąże z bardzo niskimi kosztami eksploatacji, czyli niskimi kosztami paliwa i brakiem konieczności ponoszenia kosztów polityki klimatycznej" - powiedział minister Tchórzewski.

"W Polsce energetyka jądrowa nie zdominuje miksu, ale będzie stanowić ważny element w zapewnieniu dostaw energii w podstawie systemu elektroenergetycznego. To też ważne z punktu widzenia uzyskania średniego poziomu emisji w Polsce" - dodał.

Minister powiedział, że w ramach tego projektu czeka "wiele trudnych zadań", w tym wybór lokalizacji pierwszej elektrowni, zakończenie prac nad modelem finansowania, wybór technologii i generalnego wykonawcy, uproszczenie formalnej strony procesu inwestycyjnego.

Tchórzewski zastrzegł, że ostatecznej decyzji całego rządu w kwestii atomu jeszcze nie ma.

GAZ PALIWEM PRZEJŚCIOWYM

Z projektu wynika, że stopień wykorzystania mocy gazowych będzie zależny od konieczności bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego, w szczególności niesterowalnych OZE oraz cen surowca. Zwiększone możliwości dywersyfikacji dostaw surowca do Polski oraz rozbudowa infrastruktury wewnętrznej zapewnią bezpieczeństwo wykorzystania gazu ziemnego przez elektroenergetykę.

Projekt PEP traktuje gaz jako paliwo przejściowe - poinformował pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Piotr Naimski. Jako powody wymienił emisyjność i brak krajowych zasobów.

"Gaz będzie używany w perspektywie strategii jako element regulacyjny, nie będziemy przestawiali gwałtownie polskiej energetyki na gaz" - podkreślił.

Naimski podtrzymał plany rozbudowy terminala LNG, Baltic Pipe i krajowego wydobycia. Poinformował, że ok. 2037-2040 będzie można przeznaczyć na cele energetyczne ok. 5 mld m sześc. gazu rocznie i to zapewni zaopatrzenie elektrowni regulacyjnych.

400 MLD ZŁ NAKŁADÓW NA ZMIANĘ MIKSU W LATACH 2021-40

Projekt polityki energetycznej zakłada, że zainstalowana moc netto do 2040 roku miałaby wzrosnąć do 72,6 GW z ok. 40 GW obecnie. Z kolei produkcja energii elektrycznej ma, według prognoz, wzrosnąć do 232 TWh do 2040 r. z ok. 165 TWh w 2020 roku i 200 TWh w 2030 r.

Aby pokryć zakładane zapotrzebowanie na moc, łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym w latach 2021-2040 są zakładane na ok. 400 mld zł.

„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł. Bez celu OZE (27 proc. udziału OZE w elektroenergetyce - przyp. PAP Biznes) 350 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski na piątkowej konferencji prasowej.

Tauron, po ogłoszeniu projektu Polityki Energetycznej Polski, poinformował o rozpoczęciu prac nad aktualizacją strategii grupy w zakresie kształtowania miksu wytwórczego i planuje przedstawić ją po pierwszym kwartale 2019 roku. Tauron ocenia, że projekt jest zbieżny z kierunkami rozwoju grupy.

Pozytywnie projekt PEP ocenia Polska Grupa Energetyczna.

"Skierowanie do konsultacji projektu PEP2040 oceniamy pozytywnie, ponieważ docelowo pozwoli ona określić ramy i kierunki rozwoju polskiej energetyki. Będziemy teraz szczegółowo analizować ten dokument i planujemy wziąć udział w konsultacjach. Grupa PGE dysponuje kilkoma opcjami strategicznymi rozwoju po 2020 r. i dzięki temu będzie mogła dokonać optymalnego wyboru, uwzględniającego ostateczny kształt PEP2040 i przyszłych regulacji" - napisał na Twitterze Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE.

W załączniku dokumenty przedstawione przez resort energii do konsultacji. (PAP Biznes)

pel/ gor/

„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł. Bez celu OZE (27 proc. udziału OZE w elektroenergetyce - przyp. PAP Biznes) 350 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski na piątkowej konferencji prasowej.

Z przedstawionego wraz z projektem polityki energetycznej do 2040 r. dokumentu "Wnioski z analiz prognostycznych w zakresie bilansu elektroenergetycznego do 2040 r." wynika, że to nakłady, jakie należy ponieść w latach 2021-40, aby pokryć zakładane zapotrzebowanie na moc.

Zainstalowana moc netto do 2040 roku miałaby wzrosnąć do 72,6 GW z ok. 40 GW obecnie. Z kolei produkcja energii elektrycznej ma, według prognoz, wzrosnąć do 232 TWh do 2040 r. z ok. 165 TWh w 2020 roku i 200 TWh w 2030 r.

Prognoza struktury mocy zainstalowanej netto wg technologii do 2040 r. [MW]

Prognoza wytwarzania energii elektrycznej do 2040 r. wg technologii [TWh]

Resort energii podał, że powyższe prognozy są wynikiem modelowania optymalizacyjnego kształtu bilansu elektroenergetycznego w perspektywie 2040 r. wykonane w oparciu o kluczowe przesądzenia polityczne przedstawione w polityce energetycznej (także wynikające ze zobowiązań międzynarodowych) oraz parametrów techniczno-ekonomicznych źródeł wytwórczych energii.(PAP Biznes)

pel/ asa/ gor/

„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"W związku z ogłoszeniem projektu Polityki Energetycznej Polski i planowanymi zmianami regulacyjnymi, jak i wynikami aukcji rynku mocy, Tauron podjął prace nad aktualizacją „Strategii Grupy TAURON na lata 2016-2025” w zakresie kształtowania miksu wytwórczego. Aktualizację strategii Tauron przedstawi po pierwszym kwartale 2019 roku" - napisano w komunikacie.

Tauron podał, że nowy projekt PEP jest zbieżny z celami grupy.

Według zaprezentowanego w piątek dokumentu podstawą bezpieczeństwa energetycznego Polski do roku 2040 roku będzie węgiel stanowiący 60 proc. miksu energetycznego.

"Grupa Tauron podtrzymuje, że ostatnią inwestycją w duże źródło węglowe jest blok o mocy 910 MW w Jaworznie, jednocześnie deklarując dalszą modernizację i poprawę efektywności aktywów wytwórczych i wydobywczych" - napisano w komunikacie.

"Grupa Tauron pozytywnie odnosi się do akcentowanej w projekcie PEP kwestii bezpiecznej transformacji Śląska w perspektywie społecznej i gospodarczej. Grupa Tauron wierzy w możliwość sprawiedliwej transformacji obszarów przemysłowych w Europie" - dodano.

Przedstawiony przez Ministerstwo Energii projekt polityki energetycznej Polski do 2040 roku zakłada, że w 2030 roku 60 proc. prądu pochodzić będzie z węgla przy założeniu zużycia na obecnym poziomie, do 2040 nastąpi spadek udziału węgla poniżej 30 proc. W 2033 roku ma powstać pierwsza elektrownia atomowa.

Projekt polityki energetycznej zakłada, że począwszy od 2033 roku w Polsce powstawać będzie co dwa lata nowy blok jądrowy. W sumie ma powstać 6 bloków o mocy 6-9 GW.(PAP Biznes)

seb/ ana/

"W związku z ogłoszeniem projektu Polityki Energetycznej Polski i planowanymi zmianami regulacyjnymi, jak i wynikami aukcji rynku mocy, Tauron podjął prace nad aktualizacją „Strategii Grupy TAURON na lata 2016-2025” w zakresie kształtowania miksu wytwórczego. Aktualizację strategii Tauron przedstawi po pierwszym kwartale 2019 roku" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)

seb/ ana/

Zgodnie z informacjami opublikowanymi we wtorek przez PSE cena zamknięcia aukcji wyniosła 240,32 zł/kW/rok.

Spółki grupy Tauron zawarły umowy mocowe na całkowity wolumen obowiązków mocowych wynoszący 2.672,5 MW, w tym umowy: na 17 lat (z obowiązkiem mocowym 4,7 MW), z której szacowane roczne przychody wyniosą 1,12 mln zł, na 15 lat (z obowiązkiem mocowym 768 MW), z której szacowane roczne przychody wyniosą 184,57 mln zł, na 5 lat (z obowiązkiem mocowym 1.474 MW), z których szacowane roczne przychody wyniosą 354,23 mln zł oraz na 1 rok (z obowiązkiem mocowym 425,8 MW), z których roczne przychody - według szacunków - wyniosą 102,34 mln zł.

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

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

Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok.

Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia. (PAP Biznes)

sar/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 30/2018 z 15 listopada 2018 r. TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka", "TAURON") informuje, że 20 listopada 2018 r. spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. ("PSE") przekazała wstępne wyniki aukcji głównej mocy przeprowadzonej 15 listopada 2018 r. w ramach mechanizmu rynku mocy ("Aukcja").

Zgodnie z informacjami opublikowanymi przez PSE cena zamknięcia Aukcji wyniosła 240,32 zł/kW/rok, a spółki Grupy TAURON zawarły umowy mocowe na całkowity wolumen obowiązków mocowych wynoszący 2 672,5 MW, w tym umowy na:

a) 17 lat (tj. na lata 2021-2037) z obowiązkiem mocowym na poziomie 4,7 MW, z której szacowane przez Spółkę roczne przychody wyniosą 1,12 mln zł,

b) 15 lat (tj. na lata 2021-2035) z obowiązkiem mocowym na poziomie 768 MW, z której szacowane przez Spółkę roczne przychody wyniosą 184,57 mln zł,

c) 5 lat (tj. na lata 2021-2025) z obowiązkiem mocowym na poziomie 1 474 MW, z których szacowane przez Spółkę roczne przychody wyniosą 354,23 mln zł,

d) 1 rok (tj. na rok 2021) z obowiązkiem mocowym na poziomie 425,8 MW, z których szacowane przez Spółkę roczne przychody wyniosą 102,34 mln zł.

Biorąc powyższe pod uwagę Spółka szacuje, że przychody Grupy TAURON wynikające z Aukcji wyniosą:

a) w 2021 r.: 642,25 mln zł,

b) w latach 2022-2025: 539,92 mln zł rocznie,

c) w latach 2026-2035: 185,69 mln zł rocznie,

d) w latach 2036-2037: 1,12 mln zł rocznie.

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, tj. 7 grudnia 2018 r. 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

kuc/

W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. PSE miały 3 dni robocze na podanie jej wstępnych wyników.

Aukcja zakończyła się w piątej rundzie, gdzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.

"Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2021 wynosi 22.427,066 MW" - podały Polskie Sieci Elektroenergetyczne we wtorkowym komunikacie.

Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.

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

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

Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok. (PAP Biznes)

pel/ sar/ osz/

W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. PSE miały 3 dni robocze na podanie jej wstępnych wyników.

Aukcja zakończyła się w piątej rundzie, gdzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.

Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.

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

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

Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok. (PAP Biznes)

pel/ sar/ osz/

W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. Polskie Sieci Elektroenergetyczne poinformowały, że została zakończona w 5. rundzie.

Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia, ale już wiadomo, że cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 218,56 do 240,40 zł/kW/rok.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.

Analitycy wskazują, że osiągnięta w aukcji cena jest wyższa niż można się było spodziewać.

"Przy przedziale cenowym 218,56-240,4 zł/kW/rok budżet rynku mocy na 2021 wynosi 5-5,5 mld zł. Dotychczasowe oczekiwania mieściły się w granicach 3-4 mld zł (w OSR do ustawy o rynku mocy z 08.12.2017 budżet szacowano na 3,7 mld zł rocznie)" - napisano w piątkowym raporcie BDM.

"Wysoka cena jest pozytywna dla spółek wytwórczych, nie spodziewaliśmy się alokacji aż tak dużego budżetu" - powiedział PAP Biznes Paweł Puchalski, analityk Santander BM.

Analitycy BDM zauważają, że po wynikach pierwszej aukcji głównej rynku mocy najwięcej wsparcia w relacji do swoich aktywów otrzyma PGE (73 proc. zainstalowanej mocy), niemniej będzie to wsparcie głównie dla starych bloków, tylko na 1 rok.

Najwięcej wsparcia dla bloków nowych (na 15 lat) i modernizowanych (na 5 lat) otrzymały Enea i Tauron.

"W rezultacie porównując NPV uzyskanego wsparcia do aktualnej kapitalizacji największymi beneficjentami wczorajszej aukcji wydają się być właśnie Enea i Tauron" - napisano w raporcie BDM.

Na Eneę i Tauron wskazuje też Robert Maj, analityk Ipopema Securities.

"Aukcje pomagają wszystkim, całemu sektorowi. PGE dostanie najwięcej środków, ale patrząc na wyniki i wielkość spółek, to Enea i Tauron wygrywają, dla nich znaczenie tych pieniędzy będzie większe" - powiedział PAP Biznes Maj.

Kolejna aukcja, na 2022 rok, odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.

"Te aukcje będą też bardzo ciekawe, bo cena może się ukształtować zupełnie inaczej" - powiedział Puchalski.

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

Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane. Zwycięzcami aukcji zostaną jednostki o najniższym koszcie dostawy, przy czym zachowana będzie neutralność technologiczna.

Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok.

Poniżej wyniki pierwszej aukcji rynku mocy (na 2021 rok):

Źródło: raport BDM, spółki, PSE. Dla Tauronu moc obliczona wg podanego wsparcia w mln zł.

Ok. godz. 12.00 kurs PGE zyskuje 1,8 proc., a Tauronu 1 proc. Papiery Enei drożeją 1,1 proc., a akcje Energi zyskują 0,5 proc.(PAP Biznes)

pel/ ana/

„Dziś upływa termin dla sprzedawców z urzędu do złożenia wniosków taryfowych na rok przyszły. Otrzymaliśmy wszystkie cztery wnioski” - poinformowała PAP Biznes Głośniewska.

Chodzi o spółki PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea.

Kilka dni temu wiceprezes grupy PGE Emil Wojtowicz oceniał, że przy podejmowaniu decyzji w sprawie taryfy G (dla gospodarstw domowych) na 2019 rok Urząd Regulacji Energetyki zrównoważy interesy spółek obrotu i konsumentów.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski nie wykluczał kilka tygodni temu, że w 2019 r. będzie podwyżka rachunku za energię elektryczną dla gospodarstw domowych, ale - jak mówił - nie przekroczy ona 5 proc. Zapowiadał, że w przypadku, gdyby rachunek miał wzrosnąć powyżej 5 proc., resort energii przedstawi projekt ustawy łagodzącej skutki społeczne polityki klimatycznej Unii Europejskiej.

Prezes URE Maciej Bando informował wcześniej, że Urząd Regulacji Energetyki w sytuacji rosnących cen energii może być zmuszony zadbać o interesy przedsiębiorstw energetycznych przy ustalaniu wysokości taryfy G. (PAP Biznes)

pel/ asa/

W ramach aukcji spółki grupy Tauron zobowiązały się do pozostawania w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego oraz dostawy określonej mocy elektrycznej do tego systemu w okresach zagrożenia, jakie mogą zostać ogłoszone przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

Według szacunków spółki, cena zamknięcia aukcji ukształtuje się w przedziale od 218,56 do 240,40 zł/kW/rok.

PSE poinformowały w czwartek, że aukcja główna na rynku mocy na rok dostaw 2021 została zakończona w piątej rundzie, a wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 26.000 MW.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.

Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia. (PAP Biznes)

kuc/ ana/

TAURON Polska Energia S.A. ("Spółka") informuje, że 15 listopada 2018 r. spółki Grupy TAURON wzięły udział w pierwszej aukcji głównej mocy ("Aukcja") zorganizowanej w ramach mechanizmu rynku mocy wprowadzonego ustawą z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy ("Ustawa"). W Aukcji spółki Grupy TAURON oferowały tzw. obowiązek mocowy, tj. zobowiązanie do:

1) pozostawania w okresie dostaw w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego przez poszczególne Jednostki Rynku Mocy Grupy TAURON (jednostki wytwarzające energię elektryczną lub jednostki redukcji zapotrzebowania na energię), oraz

2) dostawy określonej mocy elektrycznej do tego systemu w okresach zagrożenia, jakie mogą zostać ogłoszone przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. ("PSE") zgodnie z Ustawą.

Według szacunków Spółki, cena zamknięcia Aukcji ukształtuje się w przedziale od 218,56 do 240,40 zł/kW/rok, a przychody Grupy TAURON z rynku mocy mogą wynosić:

a) w 2021 r.: od 584,1 mln zł do 642,47 mln zł

b) w latach 2022-2025: od 437,26 mln zł do 540,1 mln zł rocznie

c) w latach 2026-2035: od 168,87 mln zł do 185,75 mln zł rocznie

d) w latach 2036-2037: od 1,02 mln zł do 1,12 mln zł rocznie

Zgodnie z Ustawą wstępne wyniki Aukcji zostaną podane do publicznej wiadomości przez PSE w terminie 3 dni roboczych, tj. do 20 listopada 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, tj. 7 grudnia 2018 r.

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

kom espi zdz

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

W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. Rozpoczęła się o godz. 8.00.

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 26.000 MW.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.

Z harmonogramu aukcji wynika, że w piątej rundzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.

Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Chcemy, by praktycznie wszystkie nasze jednostki wzięły udział w aukcji. Strategii aukcyjnej nie ujawniamy” - powiedział Wadowski podczas telekonferencji dla inwestorów.

Aukcje mocowe na dostawy w latach 2021-23 mają się odbyć w grudniu tego roku.

Wiceprezes podtrzymał, że Tauron będzie mógł wypłacać dywidendę od 2020 roku. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Po trzech kwartałach 2018 roku wolumen produkcji węgla handlowego spadł o 23 proc. rdr do 3,61 mln ton. W samym trzecim kwartale wydobycie spadło o 20 proc. rdr do 1,09 mln ton.

EBITDA segmentu wydobycie po trzech kwartałach wyniosła minus 94 mln zł, a w samym trzecim kwartale strata EBITDA wyniosła 29 mln zł.

"Spodziewamy się, że czwarty kwartał w segmencie wydobycia będzie podobny jak kwartał trzeci. Przewidujemy, że obraz całego roku będzie taki jak po 9 miesiącach” - powiedział PAP Biznes wiceprezes Wadowski.

Tauron przewiduje pewien wzrost wydobycia w przyszłym roku.

"Jest spora szansa, że w 2019 roku wielkość wydobycia będzie nieco wyższa, ale to nadal będzie poziom poniżej naszych oczekiwań” - powiedział Wadowski.

"Trudno powiedzieć, jaki będzie przyszłoroczny wynik segmentu, bo to zależeć będzie też od ceny węgla, ale na pewno chcemy, by w ciągu 2-3 lat wydobycie było rentowne. Chcemy to uzyskać przede wszystkim za pomocą większego wolumenu wydobycia” - dodał.

Poinformował, że Tauron chciałby, by w przyszłości wolumen produkcji wyniósł powyżej 7 mln ton.

"Mamy aspirację, by wynik tego segmentu był na zdecydowanie wyższym poziomie niż +Zero plus+” - powiedział Wadowski.

Poinformował, że spółka spodziewa się w 2019 roku lekkiego wzrostu cen węgla na rynku krajowym.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Wszystko wskazuje na to, że w całym 2018 roku uda nam się osiągnąć EBITDA na poziomie zbliżonym rok do roku” - powiedział PAP Biznes Wadowski.

Po trzech kwartałach 2018 roku EBITDA grupy Tauron wyniosła 2,97 mld zł, co oznacza wzrost o 1 proc. rdr.

Wadowski ocenił, że ceny energii w przyszłym roku będą zależne od cen CO2. Jego zdaniem raczej nie można się spodziewać istotnego spadku cen uprawnień do emisji CO2 tak, by wróciły do poziomu z 2017 roku. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Nakłady inwestycyjne w 2019 roku będą wyższe niż w tym roku z powodu prac nad blokiem w Jaworznie. Chcemy go oddać zgodnie z harmonogramem” - powiedział PAP Biznes Wadowski.

Po trzech kwartałach 2018 roku CAPEX grupy wyniósł 2,33 mld zł i był wyższy rdr.

Wadowski poinformował, że Tauron ma zagwarantowane finansowanie na poziomie ponad 5,3 mld zł. Spółka nie przewiduje nowego finansowania do spłaty w 2019 r. 1,9 mld zł z tytułu obligacji.

NIE MA RYZYKA PRZEKROCZENIA KOWENANTÓW W ‘19

Wiceprezes Tauronu poinformował, że grupa nie przewiduje przekroczenia kowenantów w 2019 roku na poziomie 3,5 x dług netto/EBITDA.

"Nie zadłużymy się tak, by przekroczyć wskaźnik dług netto/EBITDA na poziomie 3,5x. Będziemy podejmować działania, by mitygować takie ryzyko” - powiedział Wadowski.

"Nawet przy bardzo negatywnym scenariuszu w 2019 roku nie grozi nam przekroczenie kowenantów” - dodał.

Pytany, jak spółka zamierza sfinansować ewentualną transakcję kupna farm wiatrowych o mocy ok. 200 MW, odpowiedział: "Jesteśmy w stanie sfinansować ewentualną transakcję przejęcia farm wiatrowych ze środków, które już mamy. Nie wykluczamy jednak pozyskania nowych środków, jeśli będzie to korzystne. Na razie prowadzimy negocjacje w sprawie zakupu farm. Mogą one doprowadzić do transakcji w różnym kształcie".

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Jeśli chodzi o taryfę dystrybucyjną, to nie dotrzymaliśmy wskaźników SAIDI i SAIFI. Może się więc pojawić efekt niższej taryfy w 2019 roku. Stanowisko prezesa URE i projekt regulacji jakościowej idzie w tym kierunku, by obniżki taryfy nie było" - powiedział Wadowski na konferencji prasowej.

"Oceniamy, że prawdopodobieństwo obniżenia taryfy w obszarze dystrybucji jest bardzo niskie" - dodał.

Wiceprezes poinformował, że do 15 listopada spółka złoży do URE wniosek w sprawie taryfy G.

"Nie chcemy się wypowiadać jak ta propozycja będzie się kształtować, bo staramy się przygotować jak najlepszą propozycję taryfy. (...) Pracujemy, by była jak najbardziej korzystna dla naszych klientów" - powiedział.

Pytany, jak kształtuje się taryfa C dla klientów, którym skończyły się umowy, odpowiedział: "Ta taryfa jest wyższa, ale wzrosty nie są zbyt duże. (...) Wzrosty wynikają ze wzrostu cen energii, ale nie są tak wysokie jak wzrosty cen energii na rynku". (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Prezes URE wezwał cztery grupy do przedstawienia nowych taryf. Do 15 listopada przedstawimy nową propozycję taryfy. Nie chcemy się wypowiadać jak ta propozycja będzie się kształtować, bo staramy się przygotować jak najlepszą" - poinformował na konferencji Wadowski.

Wadowski dodał, że taryfa to przede wszystkim koszty energii, ale i inne parametry.

"Pracujemy, by była jak najbardziej korzystna dla naszych klientów" - powiedział wiceprezes. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Po trzech kwartałach 2018 roku grupa Tauron ma w segmencie wydobycia 94 mln zł straty EBITDA.

Wadowski poinformował, że słabe wyniki to efekt niższego wydobycia, a sytuacja w tym segmencie jest efektem wysokich oszczędności w obszarze inwestycji w poprzednich okresach.

Dodał, że obecnie Tauron prowadzi trzy działania inwestycyjne w segmencie wydobycia. To budowa szybu Grzegorz w ZG Sobieski, pogłębianie szybu w ZG Janina i program inwestycyjny w kopalni Brzeszcze.

"Te inwestycje mają nam umożliwić zwiększenie wydobycia. To wymaga czasu, efektów jeszcze nie widać" - powiedział wiceprezes.

"Spodziewamy się, że działania inwestycyjne doprowadzą stopniowo do poprawy sytuacji. Pierwsze efekty będą w 2019 roku, a pełne efekty to okres 2-3 lat" - powiedział Wadowski. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 285,8 mln zł wobec 188 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 350,7 mln zł wobec 353,8 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 778 mln zł (794 mln zł przed rokiem), a przychody sięgnęły 4.476,3 mln zł (4.116 mln zł rok wcześniej).

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z końca października. Tauron szacował wtedy, że przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 4.476 mln zł, EBITDA wyniosła 778 mln zł, zysk operacyjny 351 mln zł, a zysk netto 286 mln zł. Spółka podawała, że na wyniki III kwartału, w porównaniu rdr, wpływ miał w segmencie wydobycia niższy wolumen produkcji węgla handlowego wynikający z harmonogramu przezbrajania ścian w trzech zakładach górniczych grupy oraz trudnych warunków o charakterze górniczo-geologicznym. Z kolei w segmencie wytwarzania wpływ miały wyższe koszty rezerwy związanej z zakupem uprawnień do emisji CO2 wynikające ze wzrostu ich cen oraz wyższe jednostkowe koszty zużycia węgla kamiennego.

Szacunkowe wyniki Tauronu były lepsze od oczekiwań rynkowych. Na poziomie EBITDA wynik przebił konsensus PAP Biznes o 8 proc. Analitycy wskazywali na pozytywne zaskoczenie w segmentach dystrybucji i sprzedaży.

Wynik EBITDA grupy Tauron w trzecim kwartale i narastająco według obszarów działalności (w tys. zł):

Po trzech kwartałach 2018 roku Tauron ma 2,97 mld zł EBITDA wobec 2,95 mld zł rok wcześniej przy przychodach na poziomie 13,3 mld zł (wzrost o 3 proc. rdr). Zysk netto jednostki dominującej sięgnął 852,9 mln zł wobec 1.192,2 mln zł zysku netto rok wcześniej.

Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej wyniosły w tym okresie 2,33 mld zł wobec 2,92 mld zł rok wcześniej.

Produkcja węgla handlowego wyniosła po trzech kwartałach 3,61 mln ton i była niższa o 23 proc. rdr ze względu na niekorzystne warunki geologiczno-górnicze w ZG Janina.

Grupa wyprodukowała 11,9 TWh energii elektrycznej, tj. o 15 proc. mniej rdr, i - jak tłumaczy - wynika to z przyjętej strategii handlowej. Wolumen produkcji z OZE wyniósł 0,69 TWh, tj. o 27 proc. mniej rdr, co wynikało z niższego wykorzystania biomasy oraz trudnych warunków hydrologicznych i wietrznych.

Produkcja ciepła zmniejszyła się o 6 proc. i wyniosła 7,42 PJ. Sprzedaż ciepła wyniosła 9,7 PJ i była niższa o 9 proc. rdr ze względu na niższe zapotrzebowanie odbiorców.

Segment Dystrybucja dostarczył swoim klientom łącznie 38,8 TWh energii elektrycznej, tj. o 1,4 proc. więcej rdr. Liczba klientów przyłączonych do sieci Tauron Dystrybucja na koniec września wzrosła o 62 tys., tj. do 5,58 mln. Spółki segmentu Sprzedaż sprzedały łącznie 25,4 TWh energii elektrycznej do 5,4 mln klientów. Jak podał Tauron, niższa o 0,2 TWh sprzedaż energii elektrycznej wynika przede wszystkim z mniejszego zapotrzebowania klientów biznesowych.

2,3 MLD ZŁ NAKŁADÓW INWESTYCYJNYCH PO TRZECH KWARTAŁACH

Nakłady inwestycyjne grupy Tauron po trzech kwartałach wyniosły 2,3 mld zł i były wyższe o 5 proc. rdr. Największe nakłady zostały poniesione w segmencie Dystrybucja (1,2 mld zł), w którym capex przeznaczony był przede wszystkim na modernizację sieci dystrybucyjnej (637 mln zł) oraz budowę nowych przyłączy (466 mln zł).

Nakłady w segmencie Wytwarzanie (909 mln zł) przeznaczone były przede wszystkim na budowę bloku o mocy 910 MW w Jaworznie, który zostanie przekazany do eksploatacji w listopadzie 2019 r. Projekt jest zaawansowany w ponad 80 proc.

W samym trzecim kwartale CAPEX grupy wyniósł ok. 844 mln zł wobec ok. 722 mln zł rok wcześniej.

Na koniec września 2018 r. zobowiązania finansowe netto grupy Tauron wyniosły 8,2 mld zł i były wyższe o 3,2 proc. w porównaniu ze stanem na 31 września 2017 r. Na koniec września wskaźnik długu netto do EBITDA wynosił 2,2x.

"Dzięki naszym działaniom, mającym na celu dywersyfikację źródeł finansowania i optymalizację terminu zapadalności zadłużenia, wskaźnik długu netto do EBITDA utrzymuje się na bezpiecznym poziomie. Mamy także zagwarantowane finansowanie na poziomie ponad 5,3 mld zł. Na stabilną sytuację finansową grupy istotny wpływ mają systematycznie realizowane inicjatywy podnoszące efektywność funkcjonowania całej organizacji" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Marek Wadowski, wiceprezes Tauronu ds. finansów. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Dane operacyjne za trzeci kwartał i narastająco od początku roku:

Wynik EBITDA grupy Tauron w trzecim kwartale i narastająco według obszarów działalności (w tys. zł):

(PAP)

pel/ ana/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 285,8 mln zł wobec 188 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 350,7 mln zł wobec 353,8 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 778 mln zł (794 mln zł przed rokiem), a przychody sięgnęły 4.476,3 mln zł (4.116 mln zł rok wcześniej).

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z końca października. Tauron szacował wtedy, że przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 4.476 mln zł, EBITDA wyniosła 778 mln zł, zysk operacyjny 351 mln zł, a zysk netto 286 mln zł.

Po trzech kwartałach 2018 roku Tauron ma 2,97 mld zł EBITDA wobec 2,95 mld zł rok wcześniej przy przychodach na poziomie 13,3 mld zł (wzrost o 3 proc. rdr). Zysk netto jednostki dominującej sięgnął 852,9 mln zł wobec 1.192,2 mln zł zysku netto rok wcześniej.(PAP Biznes)

pel/ ana/

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

kom espi zdz

KRZYSZTOF KUBISZEWSKI, ANALITYK TRIGON DM:

"Wyniki są trochę lepsze od moich oczekiwań na poziomie EBITDA.

Wyniki EBITDA w segmencie dystrybucji i sprzedaży są wyższe od moich założeń odpowiednio o 30 mln zł i 25 mln zł.

Słabiej wypadły natomiast segmenty wytwarzania i wydobycia".

ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES (raport poranny):

"Wstępne wyniki III kwartału są powyżej naszych oczekiwań i konsensusu PAP.

Najwięcej do wyniku dołożył się segment dystrybucji, w którym wolumeny były 2 proc. wyższe od naszych założeń. Segment sprzedaży mógł skorzystać w tym okresie, gdyż wielu prywatnych, niezależnych sprzedawców zaprzestało działalności z powodu wzrostu cen energii. Uważamy, że Tauron mógł przejąć tę część rynku, co jest też widoczne w relatywnie wysokich wolumenach sprzedaży.

Segment wytwarzania wypadł lepiej od oczekiwań, naszym zdaniem z powodu przychodów z ORM (operacyjnej rezerwy mocy - przyp. PAP Biznes)".

KAMIL KLISZCZ, ANALITYK DM MBANKU (raport poranny):

"Pozytywne zaskoczenie powinno wspierać dzisiaj kurs Tauronu, gdyż EBITDA po 9 miesiącach stanowi 82/81 proc. naszych/rynkowych oczekiwań na cały rok".

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

Grupa Tauron szacuje, że miała w trzecim kwartale 2018 roku 778 mln zł EBITDA. Konsensus PAP Biznes przewidywał, że EBITDA wyniesie w tym okresie 719,2 mln zł.

Szacunkowy zysk netto Tauronu wyniósł 286 mln zł, zysk operacyjny 351 mln zł, a przychody grupy sięgnęły 4.476 mln zł.

Konsensus PAP Biznes, oparty o osiem prognoz, zakładał w III kwartale przychody na poziomie 4.354,4 mln zł, EBITDA na poziomie 719,2 mln zł, EBIT w wysokości 298,2 mln zł i zysk netto jednostki dominującej na poziomie 187,3 mln zł.

EBITDA segmentu wydobycie w trzecim kwartale wyniosła była ujemna i wyniosła -29 mln zł. Zysk EBITDA segmentu wytwarzanie wyniósł 57 mln zł, segmentu dystrybucja 621 mln zł, a segmentu sprzedaż 125 mln zł.

Po trzech kwartałach przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 13.302 mln zł, EBITDA wyniosła 2.972 mln zł, zysk operacyjny wyniósł 1.306 mln zł, zysk brutto 1.088 mln zł, a zysk netto 855 mln zł.

Spółka poinformowała, że na wyniki III kwartału, w porównaniu rdr, wpływ miał w segmencie wydobycia niższy wolumen produkcji węgla handlowego. Z kolei w segmencie wytwarzania wpływ miały wyższe koszty rezerwy związanej z zakupem uprawnień do emisji CO2 wynikające ze wzrostu ich cen oraz wyższe jednostkowe koszty zużycia węgla kamiennego.

Przychody finansowe z tytułu dodatnich różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro wpłynęły na zwiększenie wyniku finansowego brutto grupy w III kwartale o 85 mln zł. W III kwartale 2017 r. ujęcie różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro wpłynęło na zmniejszenie wyniku finansowego brutto grupy o 60 mln zł.(PAP Biznes)

pel/ ana/

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)

pel/ ana/

Szacunkowy zysk netto Tauronu wyniósł 286 mln zł, zysk operacyjny 351 mln zł, a przychody grupy sięgnęły 4.476 mln zł.

Konsensus PAP Biznes, oparty o osiem prognoz, zakładał w III kwartale przychody na poziomie 4.354,4 mln zł, EBITDA na poziomie 719,2 mln zł, EBIT w wysokości 298,2 mln zł i zysk netto jednostki dominującej na poziomie 187,3 mln zł.

Narastająco, po trzech kwartałach, przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 13.302 mln zł, EBITDA wyniosła 2.972 mln zł, zysk operacyjny wyniósł 1.306 mln zł, zysk brutto 1.088 mln zł, a zysk netto 855 mln zł.

EBITDA segmentu wydobycie w trzecim kwartale wyniosła była ujemna i wyniosła -29 mln zł. Zysk EBITDA segmentu wytwarzanie wyniósł 57 mln zł, segmentu dystrybucja 621 mln zł, a segmentu sprzedaż 125 mln zł.

Narastająco, strata EBITDA segmentu wydobycie sięgnęła 94 mln zł. Zysk EBITDA segmentu wytwarzanie wyniósł 649 mln zł, segmentu dystrybucja 1.957 mln zł, a segmentu sprzedaż 451 mln zł.

Spółka poinformowała, że na wyniki III kwartału, w porównaniu rdr, wpływ miał w segmencie wydobycia niższy wolumen produkcji węgla handlowego wynikający z harmonogramu przezbrajania ścian w trzech zakładach górniczych grupy oraz trudnych warunków o charakterze górniczo-geologicznym. Z kolei w segmencie wytwarzania wpływ miały wyższe koszty rezerwy związanej z zakupem uprawnień do emisji CO2 wynikające ze wzrostu ich cen oraz wyższe jednostkowe koszty zużycia węgla kamiennego.

Przychody finansowe z tytułu dodatnich różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro wpłynęły na zwiększenie wyniku finansowego brutto grupy w III kwartale o 85 mln zł. W III kwartale 2017 r. ujęcie różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro wpłynęło na zmniejszenie wyniku finansowego brutto grupy o 60 mln zł.

Grupa podała, że produkcja węgla handlowego w trzecim kwartale wyniosła 1,09 mln ton, a jego sprzedaż wyniosła 1,04 mln ton.

Produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła w trzecim kwartale 4,35 TWh, a produkcja ciepła 0,7 PJ. Dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 12,83 TWh, w tym do odbiorców końcowych 12,25 TWh.

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej w trzecim kwartale wyniosła 8,17 TWh.

Nakłady inwestycyjne grupy w trzecim kwartale wyniosły 844 mln zł, a od początku roku sięgnęły 2.325 mln zł.

Dług netto na koniec września wyniósł 8.166 mln zł, a wskaźnik dług netto/EBITDA 2,24x.

Tauron opublikuje raport za III kwartał 6 listopada.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Szacunkowy zysk netto Tauronu wyniósł 286 mln zł, zysk operacyjny 351 mln zł, a przychody grupy sięgnęły 4.476 mln zł.

Konsensus PAP Biznes, oparty o osiem prognoz, zakładał w III kwartale przychody na poziomie 4.354,4 mln zł, EBITDA na poziomie 719,2 mln zł, EBIT w wysokości 298,2 mln zł i zysk netto jednostki dominującej na poziomie 187,3 mln zł.

EBITDA segmentu wydobycie w trzecim kwartale wyniosła była ujemna i wyniosła -29 mln zł. Zysk EBITDA segmentu wytwarzanie wyniósł 57 mln zł, segmentu dystrybucja 621 mln zł, a segmentu sprzedaż 125 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ ana/

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)

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 9 miesięcy 2018 r. oraz za III kwartał 2018 r.

Wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe za:

(a) 9 miesięcy 2018 r.

Przychody ze sprzedaży: 13 302 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 2 972 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Wydobycie: (94) mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 649 mln zł

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 957 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 451 mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 1 306 mln zł

Zysk brutto: 1 088 mln zł

Zysk netto: 855 mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 2 325 mln zł

(b) III kwartał 2018 r.

Przychody ze sprzedaży: 4 476 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 778 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Wydobycie: (29) mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 57 mln zł

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 621 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 125 mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 351 mln zł

Zysk brutto: 363 mln zł

Zysk netto: 286 mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 844 mln zł

Dług netto na 30 września 2018 r.: 8 166 mln zł

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 30 września 2018 r.: 2,24x

Wybrane szacunkowe dane operacyjne za:

(a) 9 miesięcy 2018 r.

Produkcja węgla handlowego: 3,61 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 3,54 mln ton

Produkcja energii elektrycznej brutto: 11,90 TWh

Produkcja ciepła: 7,42 PJ

Dystrybucja energii elektrycznej: 38,84 TWh (w tym do odbiorców końcowych: 37,25 TWh)

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 25,37 TWh

(b) III kwartał 2018 r.

Produkcja węgla handlowego: 1,09 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 1,04 mln ton

Produkcja energii elektrycznej brutto: 4,35 TWh

Produkcja ciepła: 0,70 PJ

Dystrybucja energii elektrycznej: 12,83 TWh (w tym do odbiorców końcowych: 12,25 TWh)

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 8,17 TWh

Istotne czynniki mające wpływ na wyniki III kwartału 2018 r. (w porównaniu z III kwartałem 2017 r.):

a) niższy wolumen produkcji węgla handlowego wynikający z harmonogramu przezbrajania ścian w trzech zakładach górniczych Grupy TAURON oraz trudnych warunków o charakterze górniczo-geologicznym (segment Wydobycie),

b) wyższe koszty rezerwy związanej z zakupem uprawnień do emisji CO2 wynikające ze wzrostu rynkowych cen uprawnień oraz wyższe jednostkowe koszty zużycia węgla kamiennego (segment Wytwarzanie),

c) przychody finansowe z tytułu dodatnich różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zwiększenie wyniku finansowego brutto Grupy TAURON w III kwartale 2018 r. o 85 mln zł. W III kwartale 2017 r. ujęcie różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro wpłynęło na zmniejszenie wyniku finansowego brutto Grupy TAURON o 60 mln zł (brak wpływu na EBITDA).

Emitent zastrzega, że prezentowane powyżej wartości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Ostateczne wartości zostaną przedstawione w skonsolidowanym raporcie za III kwartał 2018 r., którego publikację zaplanowano na 6 listopada 2018 r.

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

kom espi zdz

W nawiązaniu do raportów bieżących nr 11/2018 z 28 marca 2018 r., nr 23/2018 z 17 lipca 2018 r. i nr 24/2018 z 26 lipca 2018 r. dotyczących dokumentacji transakcyjnej określającej zasady inwestycji Funduszu Inwestycji Infrastrukturalnych - Kapitałowego Funduszu Inwestycyjnego Zamkniętego Aktywów Niepublicznych i Funduszu Inwestycji Infrastrukturalnych - Dłużnego Funduszu Inwestycyjnego Zamkniętego Aktywów Niepublicznych (łącznie "Fundusze"), których częścią portfela inwestycyjnego zarządza Polski Fundusz Rozwoju S.A. ("PFR"), w spółkę Nowe Jaworzno Grupa Tauron sp. z o.o. ("Spółka Celowa") realizującą projekt budowy bloku energetycznego 910 MW w Jaworznie, Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że 19 października 2018 r. Emitent otrzymał decyzję Szefa Krajowej Administracji Skarbowej z 19 października 2018 r. zatwierdzającą warunki Umowy Sprzedaży Energii Elektrycznej ("Umowa") zawartej przez Emitenta i Spółkę Celową jako uprzedniego porozumienia cenowego ("Decyzja APA"). Tym samym organ podatkowy potwierdził prawidłowość wyboru metody kalkulacji wynagrodzenia w transakcji objętej Umową oraz uznał porównywalność warunków, które ustaliły pomiędzy sobą strony Umowy z warunkami, jakie ustaliłyby podmioty niezależne. Decyzja APA obowiązuje przez okres pięciu lat licząc od 1 listopada 2019 r.

Decyzja APA jest ostatnim dokumentem, który Emitent był zobowiązany otrzymać w ramach realizacji warunków zawieszających przystąpienia Funduszy do Spółki Celowej. Warunki te zostały zdefiniowane w Umowie Inwestycyjnej zawartej przez Emitenta, Fundusze i Spółkę Celową 28 marca 2018 r. ("Umowa Inwestycyjna").

Emitent i Fundusze rozpoczną działania zmierzające do przystąpienia Funduszy do Spółki Celowej w charakterze jej wspólników mniejszościowych po potwierdzeniu spełnienia wszystkich warunków tego przystąpienia określonych w Umowie Inwestycyjnej.

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

kom espi zdz

Podpisane porozumienie zakłada, że w pierwszym etapie spółki uruchomią stacje szybkiego ładowania w "strategicznych" dla obu grup lokalizacjach.

Tauron podał, że do grudnia uruchomi system 22 terminali ładowania samochodów elektrycznych.

"Ta bazowa infrastruktura będzie służyła m.in. usłudze carsharingu. Już jesienią użytkownicy będą mogli wypożyczyć jeden z 20 samochodów dostępnych we flocie operatora" - podano w komunikacie. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Kaźmierski pytany przez dziennikarzy, jakie mogą być aukcje na OZE w przyszłym roku, odpowiedział: " To zależy od tego, jak pójdą aukcje w tym roku. Będziemy musieli się adaptować do sytuacji. Jeśli coś pójdzie nie tak, to trzeba będzie nadganiać”.

Poinformował, że przyszłoroczne aukcje OZE prawdopodobnie odbędą się w połowie roku.

"Na pewno w przyszłym roku będzie dużo fotowoltaiki, więcej niż teraz. To zależy od podaży projektów” - powiedział Kaźmierski w kuluarach Ogólnopolskiego Szczytu Gospodarczego.

Według dyrektora w 2020 roku zainstalowana moc w fotowoltaice może przekroczyć 2 GW.

"Będzie powyżej 2 GW. (…) na pewno przekroczymy w 2020 roku 2 GW zainstalowanej mocy” - powiedział.

Kaźmierski poinformował, że w przypadku lądowych farm wiatrowych pojawiają się inwestorzy gotowi do budowy instalacji na zasadach komercyjnych.

"Mamy głosy, że wielu inwestorów, jeśli nie wygrają aukcji, jest gotowych budować komercyjnie. To ci, którzy mają szanse na finansowanie” - powiedział. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"W ramach podpisanego listu intencyjnego Tauron i PKN Orlen zadeklarowały powołanie zespołu roboczego. Jego zadaniem będzie m.in. analiza warunków współpracy na jakich spółka z Grupy Kapitałowej Orlen udostępni Tauronowi teren do ewentualnej budowy nowoczesnego źródła wytwarzania w czeskich Neratowicach. Zespół będzie się składał z przedstawicieli każdej z firm, a liderem oraz koordynatorem jego prac będzie Tauron" - napisano w komunikacie.

"Inwestycja, której dotyczą analizy, ma być wysokosprawnym źródłem energii elektrycznej i ciepła w postaci pary m.in. dla należącej do Grupy Kapitałowej Orlen, jednej z największych firm chemicznych w czeskim przemyśle – spółki Spolana" - dodano.

Podano również, że wytworzona w ramach inwestycji energia elektryczną będzie mogła być dostarczana dla spółki obrotu Tauron Czech, z przeznaczeniem na czeski lub polski rynek energii. (PAP Biznes)

kuc/ asa/

"Strategia rozwoju grupy Tauron na lata 2016 - 2025 została przyjęta we wrześniu 2016 roku i jest konsekwentnie realizowana. Jednakże od czasu przyjęcia strategii zaistniało kilka istotnych przesłanek, zarówno regulacyjnych jak i rynkowych, które nie były uwzględniane w roku 2016, bo nie były znane konkretne uwarunkowania prawne lub trudno je było przewidzieć. W strategii nie zakładaliśmy np. tak wysokiego poziomu cen CO2, czy 100 proc. obliga. W zakresie rynku mocy, który w tamtym okresie był na etapie koncepcji, nie zakładaliśmy potencjalnych korzyści, bo nie było założeń do ich racjonalnego uwzględnienia. Tymczasem rynek mocy jest rzeczywistością i niedługo poznamy rozstrzygnięcia w tym temacie. Wkrótce pojawi się też polityka energetyczna z określonym miksem energetycznym" - powiedział PAP Biznes Grzegorczyk.

"To są zdarzenia, które w sensie obiektywnym uzasadniają aktualizację strategii. Poza przesłankami zewnętrznymi, za aktualizacją strategii przemawia wdrożenie w grupie Tauron modelu biznesowego i organizacji procesowej" - dodał prezes Tauronu.

We wrześniu 2016 roku grupa Tauron opublikowała strategię rozwoju na lata 2016 - 2025. Jednym z jej głównych założeń jest zapewnienie stabilności finansowej grupy dzięki poprawie efektywności i inicjatywom strategicznym. Spółka zakładała wzrost EBITDA do powyżej 4 mld zł w 2020 r. oraz powyżej 5 mld zł w 2025 r. Zredukowała CAPEX na lata 2016-2020 do ok. 18 mld zł. Tauron prognozował, że pierwszym rokiem, w którym możliwa będzie wypłata dywidendy będzie 2020 r. (PAP Biznes)

pel/

"Trudno ignorować politykę klimatyczną, choć jako sektor boleśnie ją odczuwamy. Energetykę niskoemisyjną trzeba łączyć z zasobami, którymi dysponujemy, czyli z energetyką węglową. Bowiem OZE zawsze będzie wymagać backupu w postaci źródeł konwencjonalnych" - powiedział PAP Biznes prezes Grzegorczyk.

"W grupie Tauron nie planujemy już budować dużych elektrowni węglowych, Jaworzno jest ostatnim takim blokiem. Trzeba się jednak rozwijać w obszarze wytwarzania energii elektrycznej, dlatego rozważamy nowe inwestycje w aktywa wytwórcze o mocy ok. 700 MW, w tym z OZE. Na tę wartość składają się mniej lub bardziej określone projekty, tj.: 200 MW farm wiatrowych, których nabycie negocjujemy, farmy fotowoltaiczne, a w dłuższej perspektywie zobaczymy, jak się rozwinie kwestia offshore, oraz czy pojawią się kolejne możliwości akwizycyjne" - dodał prezes.

Poinformował, że długoterminowym celem grupy jest zmodernizowane wytwarzanie konwencjonalne, wsparte OZE, które stanowiłyby istotną część mocy zainstalowanej.

"Będziemy do tego dążyć stopniowo, w zależności od tego, jak będzie się zmieniało otoczenie regulacyjne. Każdy projekt OZE poprawia postrzeganie grupy Tauron, daje dowód dywersyfikacji naszego miksu wytwórczego oraz stabilizuje sytuację finansową" - powiedział Grzegorczyk.

W ubiegłym tygodniu Tauron otrzymał zaproszenie do rozpoczęcia negocjacji w sprawie nabycia farm wiatrowych zlokalizowanych w północnej Polsce należących do grupy in.ventus. Łączna moc tych farm wynosi około 200 MW.

"Złożono nam ofertę nabycia pięciu farm wiatrowych o łącznej mocy 200 MW położonych na terenie Polski. Odpowiedzieliśmy na to zaproszenie pozytywnie. Nasza oferta nie była jedyną, ale spotkała się z najlepszym przyjęciem. Jesteśmy teraz na etapie negocjowania warunków" - powiedział prezes Tauronu.

"Dobrze by było zakończyć rozmowy i sfinalizować transakcję na przełomie roku" - dodał.

Poinformował, że ewentualne przejęcie farm będzie bezpieczne dla sytuacji finansowej grupy.

"Chcemy, by transakcja ta była bezpieczna dla finansów grupy. Ona nie zachwieje jej naszą stabilnością finansową, ponieważ ewentualne jej finansowanie jest zabezpieczone" - powiedział prezes.

"Kilka lat temu były obawy o kondycję finansową grupy Tauron, o kwestię przekroczenia kowenantu długu netto/EBITDA. Tymczasem na koniec 2018 roku wskaźnik dług netto/EBITDA będzie znacząco poniżej górnego dopuszczalnego poziomu, przy rosnących nakładach na blok w Jaworznie" - dodał Grzegorczyk.

W PLANACH PROJEKTY W FOTOWOLTAICE; POTENCJALNIE OFFSHORE

Prezes poinformował, że spółka analizuje kwestię budowy farm fotowoltaicznych, ma portfel projektów o mocy 74 – 150 MW.

"Jesteśmy w fazie poważnych prac analityczno-projektowych, jeśli chodzi o farmy fotowoltaiczne. Mamy portfel projektów o mocy 74 – 150 MW. Wiążemy z nim duże nadzieje, rozważamy pięć potencjalnych lokalizacji na terenach należących do grupy, niewykorzystanych gospodarczo, a w przypadku pozytywnych wyników analiz możliwe jest, że pierwszą taką farmę uruchomimy już w 2021 roku" - powiedział Grzegorczyk.

Powtórzył, że Tauron jest zainteresowany udziałem w projekcie budowy farm wiatrowych na morzu.

"Jesteśmy zainteresowani udziałem w projekcie offshore zarówno we współpracy z innym partnerem, jak i samodzielnie, ale czekamy na oprzyrządowanie regulacyjne, które pozwoli obliczyć jego opłacalność. Bez systemu wsparcia koszt opłacalność tej technologii trudno policzyć. Jeśli koncerny energetyczne miałyby brać na siebie koszty przyłączenia wysp, to rentowność takich inwestycji byłaby dyskusyjna" - ocenił prezes.

"Energetyka odnawialna jest ze swej natury droga i wymaga systemu wsparcia. Energia z węgla jest najtańsza, gdyby zdjąć z niego wszystkie daniny publiczno-prawne, koszty CO2" - dodał.

Poinformował, że spółka nadal zastanawia się nad projektem budowy bloku parowo-gazowego w Łagiszy.

"Inwestycja jest uzależniona od rozwiązań w zakresie przedłużenia wsparcia dla kogeneracji. Jeśli będzie korzystne, to projekt zostanie uruchomiony" - powiedział Filip Grzegorczyk.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/

Warta ponad 6 mld zł budowa bloku energetycznego o mocy 910 MW w Elektrowni Jaworzno III to jedna z największych inwestycji w kraju i największe przedsięwzięcie realizowane obecnie przez grupę Tauron. Zakończenie inwestycji planowane jest na czwarty kwartał 2019 roku.

"(...) Realizacja inwestycji o budżecie 6 mld zł w niesprzyjających warunkach rynkowych to ogromne wyzwanie finansowe, technologiczne i logistyczne. Tym bardziej jesteśmy zadowoleni, że kolejne etapy inwestycji są domykane zgodnie z zaplanowanym harmonogramem" - skomentował prezes Tauronu Filip Grzegorczyk, cytowany w komunikacie prasowym.

Pierwszą fazę prac rozruchowych, czyli tzw. rozruch zimny, rozpoczęto poprzez podanie napięcia na transformator sprzęgłowy, łączący systemy zasilania potrzeb własnych z Elektrowni Jaworzno II. Uruchomiono również transformator rezerwowo-rozruchowy, zasilający instalacje blokowe w energię dostarczaną napowietrzną linią z rozdzielni w Byczynie.

Także centralny system sterowania, który pełni funkcję centrum sterowniczego, został już sprawdzony, uruchomiony i jest gotowy do wszystkich prac rozruchowych. "System sterowania można przyrównać do mózgu, a sieć do neuronów. Sygnały w organizmie przesyłane są do wszystkich jego części; tu podobnie – z systemu sterowania sygnały płyną do wszystkich uruchamianych urządzeń i systemów bloku" - podał Tauron.

Zakończone pozytywnie testy rozproszonego systemu sterowania pozwoliły na rozpoczęcie operacji łączenia elementów systemu z instalacjami i urządzeniami bloku oraz testy.

"Wszystkie prowadzone prace przygotowują instalacje do kolejnego etapu testów, tym razem na gorąco. Po ich przejściu przystąpimy do operacji trawienia, a następnie dmuchania kotła. Ten etap planujemy na pierwszy kwartał przyszłego roku" – zapowiedział wiceprezes Tauronu ds. zarządzania majątkiem i rozwoju Jarosław Broda.

Nowy blok energetyczny jest już połączony rurociągiem z docelowym źródłem wody. Także linia energetyczna, która po synchronizacji bloku z siecią będzie służyła do tzw. wyprowadzenia mocy, jest już gotowa i w najbliższym czasie posłuży m.in. do zasilenia transformatora rezerwowo–rozruchowego.

Blok jest połączony ze swoim docelowym miejscem przyłączenia do sieci przesyłowej PSE, czyli do rozdzielni w Byczynie. Zaawansowane są także prace związane z przygotowaniem układu torowego, którym będzie dostarczany węgiel na potrzeby nowego bloku.

Przewidywany okres eksploatacji bloku to co najmniej 30 lat. W porównaniu do obecnie eksploatowanych bloków 200-magawatowych, nowa jednostka będzie emitowała prawie 30 proc. dwutlenku węgla mniej, a emisja pozostałych gazów zmniejszy się o przeszło 50 proc. (PAP)

autor: Marek Błoński

mab/ skr/ osz/

"Transakcja może zostać przeprowadzona w drodze nabycia przez emitenta niemieckich oraz polskich spółek osobowych operujących farmami" - napisano w komunikacie.

Dodano, że w takim przypadku Tauron przejmie ogół praw i obowiązków dotychczasowych wspólników przejmowanych spółek przy jednoczesnym nabyciu wierzytelności bankowej w stosunku tych spółek.

W komunikacie podano również, że Tauron dopuszcza także przeprowadzenie transakcji poprzez zakup przedsiębiorstw polskich spółek projektowych in.ventus.

W czerwcu spółka in.ventus Mogilno I, w imieniu własnym oraz pięciu innych spółek z grupy in.ventus, zażądała od Tauronu zapłaty 12,3 mln euro odszkodowania. Przedmiotem jej pozwu jest także żądanie ustalenia odpowiedzialności Tauronu za szkody, które mogą powstać w przyszłości z czynów niedozwolonych w kwocie 35,7 mln euro.

Zarzuty in.ventus dotyczą m.in. zerwania przez spółkę zależną Tauronu, Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa, umów zakupów energii elektrycznej produkowanej przez in.ventus oraz świadomego skorzystania przez Tauron ze szkody wyrządzonej wskutek odstąpienia od tych umów.

W marcu 2015 roku Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa, spółka zależna Tauronu, wypowiedziała 12 kontrahentom, właścicielom farm wiatrowych, długoterminowe umowy na zakup energii i praw majątkowych, które były zawierane w latach 2009-10. Przyczyną wypowiedzenia umów było - jak podawała PE-PKH - naruszenie ich postanowień przez kontrahentów polegające na odmowie przystąpienia w dobrej wierze do renegocjacji warunków. Właścicielami farm wiatrowych były: in.ventus, Polenergia oraz Grupa Enerco i Invenergy. (PAP Biznes)

kuc/ ana/

"Transakcja może zostać przeprowadzona w drodze nabycia przez emitenta niemieckich oraz polskich spółek osobowych operujących farmami" - napisano w komunikacie.

"Emitent dopuszcza także przeprowadzenie transakcji poprzez nabycie przedsiębiorstw polskich spółek projektowych" - dodano. (PAP Biznes)

kuc/ ana/

Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że w dniu 2 października 2018 r. otrzymał zaproszenie do rozpoczęcia negocjacji ("Negocjacje") w sprawie nabycia przez Emitenta należących do grupy in.ventus farm wiatrowych zlokalizowanych w północnej Polsce ("Transakcja").

Łączna moc zainstalowana farm wiatrowych, o których mowa powyżej wynosi około 200 MW.

Transakcja może zostać przeprowadzona w drodze nabycia przez Emitenta niemieckich oraz polskich spółek osobowych operujących farmami ("Spółki Projektowe"). W takim przypadku Emitent przejmie ogół praw i obowiązków dotychczasowych wspólników Spółek Projektowych przy jednoczesnym nabyciu wierzytelności bankowej w stosunku do Spółek Projektowych. Emitent dopuszcza także przeprowadzenie Transakcji poprzez nabycie przedsiębiorstw polskich spółek projektowych.

Celem Negocjacji będzie określenie możliwości, zasad, warunków i parametrów finansowych Transakcji. Zawarcie Transakcji będzie uzależnione od uzyskania satysfakcjonujących wszystkie strony wyników Negocjacji.

O podpisaniu prawnie wiążącej dokumentacji dotyczącej Transakcji lub o zakończeniu Negocjacji dotyczących Transakcji w inny sposób Emitent poinformuje odrębnym raportem bieżącym.

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

kom espi zdz

"Tauron rozważa i analizuje różnego typu możliwości inwestycji w regulowane aktywa wytwórcze, w tym OZE. Chodzi tu m.in. o farmy wiatrowe onshore i offshore. Tauron będzie mógł się zaangażować pod warunkiem ich opłacalności" - powiedział na posiedzeniu komisji prezes Tauronu Filip Grzegorczyk.

Prezes poinformował, że planowane jest dostosowanie do wymagań konkluzji BAT jednostek wytwórczych w Tauron Wytwarzanie i Tauron Ciepło. Szacunkowy koszt ma wynieść ok. 800-900 mln zł.

Poinformował też, że w 2018 roku nakłady inwestycyjne grupy Tauron w segmencie dystrybucji wyniosą 2,1 mld zł wobec 1,7 mld zł w 2017 roku. (PAP Biznes)

pel/ osz/

W stosunku do kursów na giełdzie 1 października wyznaczona cena docelowa dla akcji Enei oznacza potencjał wzrostu o 40 proc., a w przypadku Tauronu o 1,1 proc. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"Odnosząc się do kwestii dotyczących spadających cen akcji spółek z udziałem Skarbu Państwa z sektora elektroenergetyki uprzejmie informuję, że zachowanie się cen jest monitorowane przez Ministerstwo Energii. Z przeprowadzonych analiz wynika, że ceny akcji spółek z sektora, w których swój udział posiada Skarb Państwa (PGE, Tauron, Enea, Energa) znajdują się obecnie na historycznych minimach" - napisał wiceminister.

Dodał, że jednocześnie rekomendacje analityków branżowych nie pozostawiają wątpliwości, że w ocenie rynku obecne ceny akcji są znacząco niedoszacowane. Średnie prognozowane w perspektywie kolejnych 12 miesięcy ceny akcji wymienionych czterech spółek mają w ocenie analityków potencjał wzrostu od 40 proc. (PGE) do blisko 60 proc. (Energa). Wśród wydanych w tym roku rekomendacji dla inwestorów zdecydowana większość to rekomendacje „kupuj” oraz „trzymaj”, przy marginalnym udziale rekomendacji „sprzedaj”.

"Spadek wartości rynkowej spółek z sektora, wg analityków branżowych, mógł być związany z obniżeniem się zdolności do wypłacania przez nie wysokich dywidend, co było publicznie komunikowane i jest związane z wysokimi kosztami ponoszonymi przez te spółki w związku z realizacją strategii inwestycyjnych, mających na celu modernizację polskiego systemu elektroenergetycznego" - napisał Skobel.

Spółki elektroenergetyczne z udziałem Skarbu Państwa mają w swoich statutach zapisy, zgodnie z którymi realizują zadania związane z zapewnieniem bezpieczeństwa energetycznego Polski.

"Niepewność związana z rentownością nowych inwestycji, których zwrot z zaangażowanego kapitału rozłożony jest na wiele lat, może skutkować niechęcią do podejmowania ryzyka i poszukiwaniem innych opcji inwestycyjnych przez akcjonariuszy" - ocenia.

Wiceminister energii nie zgadza się z zarzutami inwestorów, iż burzę na rynku, zwłaszcza w kontekście inwestycji w branży energetycznej, wywoływały komunikaty płynące z Ministerstwa Energii, w tym również bezpośrednie wypowiedzi ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego.

"Nie uważam, by jakiekolwiek wypowiedzi Ministra Energii lub komunikaty Ministerstwa mogły powodować burzę na rynku kapitałowym. Krótkoterminowe zachowanie się inwestorów rynku kapitałowego często nie ma związku z analizą fundamentalną wartości notowanych na giełdzie podmiotów. Ewentualne spadki notowań skorelowane chronologicznie z komunikatami Ministerstwa Energii mogły być związane z niezrozumieniem potencjalnych efektów proponowanych przez Ministerstwo Energii działań lub rozwiązań" - napisał Skobel.

"Ministerstwo Energii w swoich działaniach realizuje działania mające za zadanie zapewnić bezpieczeństwo energetyczne, w tym bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej, co ściśle wiąże się również z działalności spółek sektora elektroenergetycznego z udziałem Skarbu Państwa" - dodał.

Wiceminister odrzuca również zarzuty o pogorszeniu wyników spółek z branży energetycznej.

"(...)Mimo zauważalnego obniżenia się w ostatnich latach poziomu przychodów i wyniku operacyjnego jednej spośród tych spółek (PGE), wskaźniki rentowności operacyjnej wszystkich wymienionych pozostają na poziomach zbliżonych do poziomów odnotowywanych w latach wcześniejszych. Zmienność wyników jest rzeczą naturalną, a przyczyny tych wahań są pochodną ogólnej kondycji gospodarki oraz wielu uwarunkowań makroekonomicznych, na które same spółki nie mają wpływu, jak np. rosnące ceny surowców energetycznych" - napisał Tadeusz Skobel w odpowiedzi na poselską interpelację. (PAP Biznes)

pr/ map/ ana/

"Ceny uprawnień do emisji CO2 poszybowały w górę w ostatnim czasie. Wczoraj minister Tchórzewski spotykał się z komisarzem ds. energii i zmian klimatycznych Miguelem Arias Canete i komisarz ds. pomocy publicznej Margrethe Vestager i zwracał uwagę na to zjawisko, prosząc jednocześnie pisemnie, by przyjrzeli się temu zjawisku ze strony ewentualnego uruchomienia mechanizmów przewidzianych w momencie, gdy w okresie określonego czasu następuje nagły wzrost, jak również prosił, by Komisja przy pomocy służb przyjrzała się, czy na rynku nie dochodziło do praktyk uzgodnionych, które miały na celu podwyższenie ceny w sposób bardziej znaczny, niż by to wynikało z fundamentalnych przesłanek” - powiedział Dąbrowski podczas kongresu energetycznego DISE.

Dodał, że na odpowiedź Komisji trzeba będzie chwilę poczekać.

Zauważył, że duży wzrost cen CO2 zaniepokoił nie tylko polski rząd, najprawdopodobniej do tego stanowiska przyłączą się także Rumunia, Grecja i Hiszpania.

"Zjawisko zostało zauważone, nie zostało zignorowane, został zasygnalizowany problem i miejmy nadzieję, że sytuacja wróci do normy” - powiedział wiceminister.

Dodał, że wszyscy się spodziewali, że cena uprawnień może rosnąć, ale tempo wzrostu przekroczyło oczekiwania.

W popołudniowym komunikacie prasowym resort energii poinformował, że podczas spotkania z komisarz Margrethe Vestager minister Krzysztof Tchórzewski poruszył aktualnie prowadzone przez Ministerstwo Energii sprawy w zakresie pomocy publicznej. Rozmowa dotyczyła w szczególności elementów wymaganych do uzyskania pozytywnej decyzji notyfikacyjnej dla ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji oraz kwestii procesu notyfikacji pakietu na rzecz czystego transportu.

Natomiast w rozmowie z komisarzem Miguelem Canete zostały omówione przede wszystkim kwestie stanu prac przygotowawczych nad Krajowym Planem na rzecz energii i klimatu. Poruszone zostały również możliwości zapewnienia środków finansowych w negocjowanej obecnie na forum Unii Europejskiej Nowej Perspektywie Finansowej po 2021 r., na potrzeby sektora energetyki, a także transformacji strukturalnej regionów węglowych w kontekście Śląska.

"Ministerstwo Energii przywiązuje dużą wagę do aktywnej i konsekwentnej współpracy oraz dialogu z Komisją Europejską. Jesteśmy w stałym kontakcie i staramy się na bieżąco uzgadniać wyzwania związane z polskim sektorem energetycznym. Cieszymy się, że nasz głos jest uwzględniany przez partnerów europejskich" – powiedział cytowany w komunikacie minister Tchórzewski, podsumowując przeprowadzone konsultacje z Komisją Europejską.

"Z niepokojem patrzę jednak na bardzo szybki wzrost cen uprawnień do emisji CO2. Wydaje się, że taka sytuacja w krótkim okresie może być skutkiem zamierzonych działań rynkowych, co wpływa niekorzystnie na ceny energii elektrycznej w Polsce. Przekazałem na ręce komisarzy Margrethe Vestager i Miguela Canete pismo z prośbą o zbadanie tej sprawy" - dodał minister energii.

Ceny uprawnień do emisji CO2 gwałtownie rosną na giełdzie w Londynie od kilku miesięcy. Jeszcze na początku roku kosztowały kilka euro, a we wrześniu ceny CO2 wzrosły do 25 euro i są tym samym najwyższe od dekady. W opinii wielu ekspertów ceny CO2 w dalszym ciągu mogą rosnąć.

O zamiarze podjęcia rozmów z Komisją Europejską na temat sytuacji na rynku CO2 minister Tchórzewski poinformował po raz pierwszy tydzień temu w rozmowie z PAP Biznes. Zauważył on wtedy, że w niektórych państwach unijnych są duże firmy, które mogą skupować uprawnienia do emisji CO2 z wyprzedzeniem i dyktować ceny. Dodał, że to, iż świadectwa są handlowane bezpośrednio na terenie całej UE stawia Polskę w trudniejszej sytuacji, bo nasza siła nabywcza jest mniejsza.

Rosnące ceny CO2 negatywnie wpływają na wyniki finansowe m.in. polskich koncernów energetycznych. Minister Tchórzewski zapewnił w czwartkowym komunikacie, że gospodarstwom domowym nie grożą jednak podwyżki cen energii.

Tymczasem w środę prezes Urzędu Regulacji Energetyki Maciej Bando, który wkrótce ma zatwierdzić taryfy na 2019 roku, zasygnalizował, że w sytuacji rosnących cen energii może być zmuszony zadbać o interesy przedsiębiorstw energetycznych przy ustalaniu wysokości taryfy G (dla gospodarstw domowych) na 2019 rok.

Prezes URE pytany przez dziennikarzy w kuluarach Kongresu Energetycznego DISE we Wrocławiu, jaka będzie decyzja Urzędu w sprawie wysokości taryfy G dla gospodarstw domowych w sytuacji rosnących cen energii odpowiedział: "Chodzi nie tylko o dbałość o grupę G. Dzisiaj też trzeba zadbać o przedsiębiorstwa, które mogą być zmuszane, by nie przynosić wniosków o podwyżki taryf, co jest absurdalne, ale są takie sygnały. Regulator równoważy interesy. Może zajść taka sytuacja, że trzeba będzie szalę przechylić w stronę przedsiębiorstwa". (PAP Biznes)

pel/ pr/ osz/

"OZE to niewątpliwie kierunek, którym trzeba podążać. OZE to jest przyszłość. Przy tych cenach CO2 ta transformacja jest tak niechciana, jak konieczna. Mamy tu swoje plany. Chwilowo lokujemy je bardziej na lądzie niż na morzu, choćby poprzez dość zaawansowany plan budowy farm fotowoltaicznych. Mamy też plany dotyczące farm wiatrowych” - powiedział Grzegorczyk podczas kongresu energetycznego DISE we Wrocławiu, nie podając szczegółów.

Dodał, że w ramach szukania nowych biznesów spółka stawia też na rozwój elektromobilności.

Prezes Grzegorczyk ocenił, że Tauron od samego początku był w dużo trudniejszej sytuacji niż inne grupy energetyczne, gdyż miał sporo aktywów węglowych i sporo niezmodernizowanego majątku wytwórczego.

„Sytuacja finansowa grupy Tauron, od początku niełatwa, wymusiła restrukturyzację, która trwa do dnia dzisiejszego” - powiedział prezes.

Ocenił, że w grupie Tauron trwa „nieustająca walka o to, by przetrwać na bardzo trudnym rynku”.

„To nie jest kura znosząca złote jajka” - powiedział Grzegorczyk.

Przypomniał jednocześnie, że nie spełniły się obawy o przekroczenie przez spółkę zapisanego w kowenantach poziomu zadłużenia netto w stosunku do EBITDA.

„Wskaźnik jest na niższym poziomie niż planowano” - powiedział.

Prezes Grzegorczyk odniósł się też do planów zwiększenia obliga giełdowego.

„Naszym zdaniem, obligo musi być na poziomie 100 proc. i musi to być efektywne 100 proc. W przeciwnym razie to nie ma sensu. (…) Wyrównanie szans wymaga obliga” - powiedział prezes Tauronu. (PAP Biznes)

pel/ pr/ asa/

"Ceny uprawnień do emisji CO2 poszybowały w górę w ostatnim czasie. Wczoraj minister Tchórzewski spotykał się z komisarzami Canete i Vestager i zwracał uwagę na to zjawisko, prosząc jednocześnie pisemnie, by przyjrzeli się temu zjawisku ze strony ewentualnego uruchomienia mechanizmów przewidzianych w momencie, gdy w okresie określonego czasu następuje nagły wzrost, jak również prosił, by Komisja przy pomocy służb przyjrzała się, czy na rynku nie dochodziło do praktyk uzgodnionych, które miały na celu podwyższenie ceny w sposób bardziej znaczny, niż by to wynikało z fundamentalnych przesłanek” - powiedział Dąbrowski podczas kongresu energetycznego DISE.

Dodał, że na odpowiedź Komisji trzeba będzie chwilę poczekać.

Zauważył, że duży wzrost cen CO2 zaniepokoił nie tylko polski rząd, najprawdopodobniej do tego stanowiska przyłączą się także Rumunia, Grecja i Hiszpania.

"Zjawisko zostało zauważone, nie zostało zignorowane, został zasygnalizowany problem i miejmy nadzieję, że sytuacja wróci do normy” - powiedział wiceminister.

Dodał, że wszyscy się spodziewali, że cena uprawnień może rosnąć, ale tempo wzrostu przekroczyło oczekiwania.

Agencja Bloomberg podała tydzień temu, że ceny uprawnień do emisji CO2 spadły w ubiegły czwartek w Europie najmocniej od czterech lat, po tym jak minister energii Krzysztof Tchórzewski w rozmowie z PAP Biznes ocenił, że sytuacja na rynku CO2 wymaga interwencji i zainteresowania się ze strony Komisji Europejskiej.(PAP Biznes)

pel/ gor/

"OZE to niewątpliwie kierunek, którym trzeba podążać. OZE to jest przyszłość, przy tych cenach CO2 ta transformacja jest tak niechciana, jak konieczna. Mamy tu swoje plany. Bardziej chwilowo lokujemy je na lądzie niż na morzu, choćby poprzez zaawansowany plan budowy farmy fotowoltaicznej. Mamy też plany dotyczące farm wiatrowych” - powiedział Grzegorczyk podczas kongresu energetycznego DISE we Wrocławiu, nie podając szczegółów.(PAP Biznes)

pel/ gor/

W środę indeks WIG Energia poszedł w górę o 4,55 proc. i znalazł się najwyżej od 4 września. Był to najwyższy dzienny wzrost od 7 grudnia 2017 roku.

Prezes URE Maciej Bando poinformował w środę, że Urząd Regulacji Energetyki w sytuacji rosnących cen energii może być zmuszony zadbać o interesy przedsiębiorstw energetycznych przy ustalaniu wysokości taryfy G (dla gospodarstw domowych).

Po tej informacji PGE poszła w górę o 5,1 proc., Energa zwyżkowała o 6,7 proc., Tauron zyskał 5,4 proc., a Enea wzrosła o 2,7 proc.

"Jest to kolejny sygnał wysyłany przez regulatora, że prawdopodobnie zaakceptuje podwyżki cen energii elektrycznej dla klientów taryfy G. Szacujemy, że cena musiałaby wzrosnąć średnio o co najmniej 15-20 proc., aby przenieść podwyżki cen energii elektrycznej na klientów detalicznych. Może to być trudne do osiągnięcia, zwłaszcza, że znajdujemy się przed serią wyborów politycznych" - ocenili analitycy Ipopema Securities w raporcie porannym.

"Obawiamy się, że zamiast tego szef URE może zostać odwołany. Miało to już miejsce w 2007 roku, kiedy ówczesny szef URE zaproponował zniesienie regulacji dla klientów detalicznych" - dodali.

Analitycy szacują, że w przypadku braku podwyżek cen dla taryfy G w 2019 roku, PGE dotknęłaby strata z tego tytułu w wysokości 273 mln zł (0,15 zł na akcję), Tauron 290 mln zł (0,17 zł na akcję), Eneę 134 mln zł (0,30 zł za akcję), a Energę 161 mln zł (0,39 zł za akcję). (PAP Biznes)

sar/ gor/

Tauron zaprezentował innowacyjny projekt podczas IV Kongresu Energetycznego, który w środę rozpoczął się we Wrocławiu.

Jarosław Broda, wiceprezes zarządu Tauron Polska Energia ds. zarządzania majątkiem i rozwoju, podkreślił, że prace nad instalacją przekształcającą CO2 w SNG to wynik działań spółki zmierzających do sprostania dwóm wyzwaniom energetyki.

„To wielkoskalowe składowanie energii oraz zagospodarowanie CO2. Masowe magazynowanie energii to jeden z głównych czynników, który będzie budował przyszłe systemu energetyczne, zaś wychwyt i ekonomiczne wykorzystanie CO2 to przyszłość jeśli chodzi o troskę o klimat” - mówił wiceprezes.

Prezes Tauron Wytwarzanie Kazimierz Szynol powiedział, że nowatorskie rozwiązanie wykorzystuje pracującą w elektrowni w Łaziskach instalację do usuwania CO2 ze spalin oraz uzupełnioną i zintegrowaną instalację do produkcji z wody w procesie elektrolizy wodoru.

„Przy użyciu tych instalacji jesteśmy w stanie produkować gaz syntetyczny” - mówił Szynol.

Dodał, że wyprodukowany gaz może być kierowany do sieci gazowej, albo wykorzystywany jako paliwo do samochodów. „W procesie produkcji uzyskuje się ciepło i kieruje się je z powrotem do instalacja wychwytu spali, która potrzebuje tego ciepła bardzo dużo” - powiedział prezes.

Szynol podkreślił, że pilotażowa instalacja została uruchomiona w tym roku.

„Mamy już stację, w którym można zatankować do auta wyprodukowany gaz” - powiedział.

Dodał, że obecnie trwają prace nad optymalizacją instalacji. Tauron chce, by produkowała ona 500 metrów sześciennych gazu na godzinę.

„W 2020 r. chcemy dokonać pierwszej komercjalizacji tego projektu” - powiedział Szynol.

Pilotażowa instalacja CO2-SNG została zaprojektowana i zbudowana w Elektrowni Łaziska w ramach projektu realizowanego przez międzynarodowe konsorcjum, którego liderem jest TAURON Wytwarzanie. Projekt jest dofinansowany ze środków KIC InnoEnergy. Koszt tego projektu to 5,5 mln zł.(PAP)

autor: Piotr Doczekalski

pdo/ je/ asa/

Prezes URE pytany przez dziennikarzy w kuluarach Kongresu Energetycznego DISE we Wrocławiu, jaka będzie decyzja Urzędu w sprawie wysokości taryfy G dla gospodarstw domowych w sytuacji rosnących cen energii odpowiedział: "Chodzi nie tylko o dbałość o grupę G. Dzisiaj też trzeba zadbać o przedsiębiorstwa, które mogą być zmuszane, by nie przynosić wniosków o podwyżki taryf, co jest absurdalne, ale są takie sygnały. Regulator równoważy interesy. Może zajść taka sytuacja, że trzeba będzie szalę przechylić w stronę przedsiębiorstwa".

"Zobaczymy, co spółki przyniosą we wnioskach taryfowych" - dodał.

Od dłuższego czasu ceny energii rosną, również z powodu wzrostu cen CO2, a zdaniem ekspertów wzrosty cen nie są zjawiskiem chwilowym. Ich zdaniem ceny prawdopodobnie będą rosły z powodu konieczności realizacji inwestycji w sektorze.

"Nie wydaje się niestety, by (wzrosty cen energii – przyp. PAP Biznes) były chwilowe” - powiedział Jarosław Dybowski, dyrektor wykonawczy PKN Orlen ds. energetyki podczas debaty na Kongresie Energetycznym DISE.

"Jeśli chodzi o wyzwania stojące przed energetyką, nakłady, jakie trzeba ponieść, to w długim okresie czasu, niezależnie od wzrostu cen CO2, ale ze względu na przeniesienie koniecznych nakładów inwestycyjnych, prawdopodobnie ceny będą tylko i wyłącznie rosły” - dodał.

Prezes URE Maciej Bando zauważył, że wzrosty cen energii najbardziej dotykają sektor małych i średnich przedsiębiorstw.

„Drobni i średni przedsiębiorcy są najbardziej dotknięci wszelkimi zmianami na rynku. To ta grupa docelowa, która miała tworzyć i rozwijać polską gospodarkę, a w rzeczywistości to jest ta grupa, którą najbardziej dotykają wzrosty cen, to ta grupa, która w najbliższych miesiącach może czuć się kolejny raz rozczarowana i zawiedziona” - powiedział Bando podczas panelu.

Prezes zaapelował do przedsiębiorstw energetycznych: „Pamiętajcie, że nie można obciążać grupy C kosztem innych, bo to trzon rozwoju gospodarczego”.

Bando ocenił podczas kongresu DISE, że polski model rynku energetycznego jest przestarzały i wymaga zmian.

„Zacznijmy wreszcie rozmawiać o modelu rynku. Obecnie obowiązujący model rynku jest modelem przestarzałym. (...) Miejmy odwagę powiedzieć, że należy go zmienić, należy wejść z bilansowaniem zdecydowanie niżej, na sektor dystrybucji, należy przebudować zupełnie usługi systemowe” - powiedział prezes URE. (PAP Biznes)

pel/ pr/ asa/

"Jeśli przyjmiemy założenie, że Komisja Europejska będzie skutecznie regulowała rynek pod kątem swoich celów, a wydaje się, że ma do tego wiele instrumentów, to w średnim terminie nie oczekiwałbym wielkiego spadku cen CO2” - powiedział Broda dziennikarzom w kuluarach kongresu energetycznego we Wrocławiu.

Jego zdaniem wysokie poziomy cen CO2 nie są dużym zaskoczeniem.

"Zaskoczeniem jest tempo wzrostu, ale konsekwentnie od lat celem Komisji Europejskiej jest taka wysokość cen CO2, która zapewnia konkurencyjność produkcji z gazu. Komisja Europejska ma wiele narzędzi, by cenę CO2 stymulować” - powiedział Jarosław Broda.

Wysokie ceny CO2 przekładają się na wzrost cen energii hurtowej w Polsce.

"Jako energetyka obserwujemy ten rajd cen z niezadowoleniem. On się nie przekłada na poprawę naszych marż, za to będzie obciążał naszych klientów. To na pewno duże wyzwanie regulacyjne, by zastanowić się, w jaki sposób te konsekwencje wzrostu cen zmitygować” - powiedział wiceprezes Tauronu.

"Tauronowi nie zależy wcale na tak wysokich cenach energii. Zależy nam, by energia, którą nasi klienci odbierają, była w cenach, które gwarantują naszym klientom rozwój a nam rentowną produkcję” - dodał Broda. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Prezes URE pytany przez dziennikarzy w kuluarach Kongresu Energetycznego DISE we Wrocławiu, jaka będzie decyzja Urzędu w sprawie wysokości taryfy G dla gospodarstw domowych w sytuacji rosnących cen energii odpowiedział:

"Chodzi nie tylko o dbałość o grupę G. Dzisiaj też trzeba zadbać o przedsiębiorstwa, które mogą być zmuszane, by nie przynosić wniosków o podwyżki taryf, co jest absurdalne, ale są takie sygnały. Regulator równoważy interesy. Może zajść taka sytuacja, że trzeba będzie szalę przechylić w stronę przedsiębiorstwa".

"Zobaczymy, co spółki przyniosą we wnioskach taryfowych" - dodał.

Od dłuższego czasu ceny energii rosną, również z powodu wzrostu cen CO2, a zdaniem ekspertów wzrosty cen nie są zjawiskiem chwilowym. Ich zdaniem ceny prawdopodobnie będą rosły z powodu konieczności realizacji inwestycji w sektorze.

"Nie wydaje się niestety, by (wzrosty cen energii – przyp. PAP Biznes) były chwilowe” - powiedział Jarosław Dybowski, dyrektor wykonawczy PKN Orlen ds. energetyki podczas debaty na Kongresie Energetycznym DISE.

"Jeśli chodzi o wyzwania stojące przed energetyką, nakłady, jakie trzeba ponieść, to w długim okresie czasu, niezależnie od wzrostu cen CO2, ale ze względu na przeniesienie koniecznych nakładów inwestycyjnych, prawdopodobnie ceny będą tylko i wyłącznie rosły” - dodał. (PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

Ministerstwo Energii zaproponowało projekt zmian legislacyjnych wprowadzających 100 proc. obliga giełdowego dla energii elektrycznej, z wyłączeniem kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych.

"Wyjaśniono, że warunki utrzymywania zabezpieczeń finansowych i uczestnictwa w giełdzie, są obecnie dyskutowane pomiędzy IRGIT, TGE oraz wytwórcami energii elektrycznej. Zaznaczono, że przedmiotowa dyskusja uwzględnia projektowany wzrost obliga. ME uczestniczy w rozmowach z wyżej wskazanymi podmiotami" - napisano.

Jak podał resort energii główne kwestie problemowe zgłaszane w ramach konsultacji przez branżę polegały m.in na wprowadzeniu rozwiązań zapewniających, by stawki opłat giełdowych ustalane były na poziomie odpowiadającym pokryciu wyłącznie uzasadnionych kosztów działalności TGE oraz IRGiT oraz zapewniającym ochronę uczestników obrotu przed bezzasadnie wysokim poziomem stawek tych opłat.

Branża chciała też, aby umieszczono w uzasadnieniu projektu oraz w Ocenie Skutków Regulacji informacji o potrzebie zmian systemu gwarantowania przez IRGiT rozliczeń zawieranych na TGE, transakcji na energię elektryczną, proponując powrót do dyskusji nad funkcjonującym w przeszłości rozwiązaniem, polegającym na przyznaniu przez IRGIT wytwórcom energii współczynnika obniżenia zabezpieczenia do 50 proc. (PAP Biznes)

map/ ana/

We wtorek Energetyczne Centrum poinformowało na swojej stronie internetowej, że "pomimo wdrażanych intensywnie od kilku miesięcy procesów restrukturyzujących, nie może dalej prowadzić koncesjonowanej działalności w sposób stabilny i przewidywalny" oraz że we wtorek, 11 września, zaprzestaje świadczenia usług sprzedaży energii elektrycznej.

Kilka dni temu, 7 września, podobny komunikat wystosowała spółka Energia dla firm.

Właścicielem obu firm jest Polski Fundusz Energetyczny FIZAN.

Kilka miesięcy temu Energetyczne Centrum informowało, że ma prawie 150 tys. klientów.

Klienci obu spółek przechodzą na tzw. sprzedaż rezerwową, co oznacza, że zachowają ciągłość dostaw energii, a ich sprzedawcą zostanie tzw. sprzedawca rezerwowy wyznaczony na terenie Operatora Systemu Dystrybucyjnego.

Jak podały obie spółki w komunikatach, ceny sprzedaży rezerwowej mogą być jednak wyższe od cen dotychczasowych, w standardowych taryfach.

Do jak najszybszego wyboru nowego sprzedawcy energii przekonują inne spółki obrotu. Komunikaty skierowane do klientów, którzy stracili sprzedawcę, wystosowali Tauron, Energa czy Fortum.(PAP Biznes)

pel/ ana/

pr/ ana/

"Mamy do czynienia z sytuacją niestandardową. To się nigdy nie zdarzyło, żeby cena emisji CO2 w ciągu roku wzrosła o 300 proc. I nie wykluczałbym scenariusza, że do końca roku cena ta sięgnie 25 euro" - powiedział PAP Grzegorczyk.

Pod koniec 2017 r. ceny uprawnień do emisji CO2 w systemie ETS były na poziomie 6 euro za tonę, a w sierpniu 2018 r. osiągnęły poziom 20 euro. Tauron szacuje, że w II półroczu 2018 r. z tytułu emisji może ponieść dwa razy większe koszty niż w pierwszej połowie roku.

Zdaniem prezesa Grzegorczyka nie ma wątpliwości, że "cena CO2 to parapodatek ekologiczny, który płacimy za taką a nie inną, świadomą i coraz bardziej wymagającą politykę UE". "To świadoma próba niezwykle intensywnego przymuszenia do transformacji energetycznej" - dodał. "Nie jest to dla nas sytuacja komfortowa" - podkreślił prezes Taurona, dodając, że wytwórcy energii nie mają na nią żadnego wpływu.

Jak mówił Grzegorczyk, żeby ta transformacja mogła się powieść, to nie można dziś "dusić" tych, którzy tę transformację mają przeprowadzić. Jego zdaniem w systemie energetycznym nie ma miejsca na gwałtowny przewrót, to co widać w cenach CO2, to próba rewolucji. "Obawiam się, że jest to kompletnie przeciwskuteczne" - ocenił. "Co do zasady akceptujemy kierunek transformacji w stronę OZE” - podkreślił jednocześnie. Transformacja to jednak proces, który wymaga czasu i pieniędzy.

Prezes Taurona przypomniał, że UE zaakceptowała deklarację zarówno polskiego rządu, jak i i polskich spółek energetycznych, że elektrownia Ostrołęka będzie ostatnim dużym źródłem na węgiel, a po zakończeniu trwających budów bloków węglowych, Polska przejdzie w kierunku nowych zero- i niskoemisyjnych rozwiązań. Na te zmiany potrzeba jednak pieniędzy, a dziś jesteśmy bezsensownie zmuszani do wydawania ich na CO2, a na transformację ostatecznie może nam zabraknąć - ocenił Grzegorczyk.

Zaznaczył, że ten trend, niezależny od polskich podmiotów, jest trendem niebezpiecznym dla całego państwa, bo wzrost cen emisji CO2 będzie oddziaływał na cenę energii, a potem dotknie całej gospodarki, wpłynie na inwestycje czy delokalizację niektórych instalacji przemysłowych. "Mówiąc wprost, jest to wpędzanie polskich obywateli w ubóstwo energetyczne. Przez politykę wobec CO2 energia może stać się dobrem luksusowym" - powiedział Grzegorczyk.

Prezes Taurona zaznaczył, że z punktu widzenia sytuacji spółki, korzystnymi okolicznościami będą planowane na 2019 r. uruchomienie gazowej elektrowni w Stalowej Woli oraz nowego bloku węglowego w Elektrowni Jaworzno III. Jednostka o mocy 450 MW w Stalowej Woli jest ukończona w 86 proc., zaawansowanie budowy bloku 910 MW w Jaworznie przekroczyło natomiast 70 proc. Grzegorczyk przypomniał, że źródło gazowe jest o wiele mniej emisyjne od węglowego, a blok w Jaworznie, mimo iż jest blokiem węglowym, to jednak nowoczesnym, z dużo wyższą sprawnością i niższą emisyjnością niż stare źródła, które zastąpi. "Niewątpliwie będzie to korzystne finansowo, bo będziemy potrzebować mniej uprawnień do emisji. Ale jeśli ich cena będzie dalej rosła w tak zastraszającym tempie, to problem pozostanie nawet dla efektywnych źródeł węglowych i gazowych" - ocenił. (PAP)

autor: Wojciech Krzyczkowski

wkr/ son/ seb/

"Wynik segmentu dystrybucji będzie na koniec 2018 roku lepszy niż w 2017 roku, ale kolejne kwartały tego roku nie będą już tak dobre, jak w pierwszym półroczu" - powiedział podczas spotkania z analitykami Marek Wadowski.

"EBITDA segmentu dystrybucji w trzecim i czwartym kwartale może być niższa ze względu choćby na pewne przesunięcia kosztów stałych" - dodał.

W 2017 roku EBITDA Tauronu w segmencie dystrybucji wyniosła 2,283 mld zł.

Po sześciu miesiącach 2018 roku segment dystrybucji Tauronu przyniósł 1,336 mld zł EBITDY wobec 1,203 mld zł EBITDY rok wcześniej. Poprawa wyników to z jednej strony efekt rozwiązania rezerwy, a z drugiej - spadek kosztów stałych z tytułu niższych kosztów pracy i kosztów utrzymania majątku.

Przychody segmentu dystrybucji po dwóch kwartałach tego roku wynoszą 3,464 mld zł wobec 3,368 mld zł rok wcześniej.

W pierwszym półroczu dystrybucja energii elektrycznej przez grupę Tauron wyniosła 26,01 TWh i była wyższa rok do roku o 1 proc.

Wydatki inwestycyjne w tym segmencie wyniosły w pierwszym półroczu 2018 roku 796 mln zł, a rok temu spółka wydała na inwestycje 677 mln zł. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"W drugim półroczu 2018 roku nasze wydobycie powinno być nieco wyższe niż w pierwszym półroczu, ale przekroczenie poziomu wydobycia z zeszłego roku będzie sporym wyzwaniem. Można się spodziewać, że wydobycie w tym roku będzie niższe niż w 2017 roku" - powiedział podczas konferencji z analitykami wiceprezes Wadowski.

Produkcja węgla handlowego w pierwszym półroczu 2018 roku w grupie Tauron spadła rdr o 24 proc. do 2,53 mln ton. W 2017 roku produkcja węgla wyniosła 6,45 mln ton wobec 6,37 mln ton przed rokiem.

"Prowadzimy prace zmierzające do zwiększenia wydobycia, ale wydobycie węgla powyżej 7 mln ton to perspektywa dwóch-trzech lat. Lata 2019 i 2020 nadal będą pod presją, chociaż powinno być nieco lepiej" - powiedział Wadowski.

Tauron prowadzi obecnie budowę poziomu 800 metrów w Zakładzie Górniczym Janina (zaawansowanie prac wynosi 60 proc.) oraz budowę szybu Grzegorz w Zakładzie Górniczym Sobieski (23 proc.). Spółka realizuje też program inwestycyjny w Zakładzie Górniczym Brzeszcze (zaawansowanie 32 proc.).

Wiceprezes Tauronu poinformował także, że dopiero za dwa-trzy lata można będzie zanotować trwalszą poprawę wyniku EBITDA w segmencie wydobycie, po tym jak zostanie zwiększony poziom wydobycia.

"Zarówno w pierwszym półroczu, jak i w całym 2018 r. nie osiągniemy takiego poziomu wydobycia, żeby mówić o dodatniej EBITDA. W kolejnych latach powinno być lepiej, ale nie na tyle lepiej, żebyśmy mogli mówić o trwałej poprawie" - powiedział.

Po pierwszym półroczu 2018 roku segment wydobycia Tauronu wygenerował ujemną EBITDĘ w wysokości 66 mln zł wobec 5 mln zł ujemnej EBITDY rok wcześniej.

W całym 2017 roku EBITDA segmentu wydobycie wyniosła -83 mln zł wobec -82,1 mln zł w roku 2016. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Koszty CO2 w drugim półroczu 2018 roku mogą być nawet dwukrotnie wyższe niż w pierwszym półroczu" - powiedział podczas czwartkowej konferencji prasowej wiceprezes Wadowski.

"Spodziewamy się, że w 2019 roku ceny CO2 będą nadal rosły i może to mieć istotny negatywny wpływ na nasze wyniki. Ostateczna wielkość tego wpływu będzie uzależniona od kształtu naszej polityki zabezpieczania się przed wzrostem cen CO2" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"W pierwszym półroczu najtrudniejszą sytuację mieliśmy w kopalni Janina, nieco lepszą w Sobieskim. Najlepsza sytuacja była z kolei w kopalni Brzeszcze, która z kolei miała trudności w 2017 roku" - powiedział na czwartkowej konferencji prasowej wiceprezes Wadowski.

"Segment wydobycie charakteryzuje się dużą zmiennością. W drugim półroczu sytuacja powinna się poprawić, ale osiągnięcie poziomu produkcji i EBITDY z 2017 roku będzie wyzwaniem" - dodał.

Po pierwszym półroczu 2018 roku segment wydobycia Tauronu wygenerował ujemną EBITDĘ w wysokości 66 mln zł wobec 5 mln zł ujemnej EBITDY rok wcześniej.

W całym 2017 roku EBITDA segmentu wydobycie wyniosła -83 mln zł wobec -82,1 mln zł w roku 2016.

Przychody ze sprzedaży w segmencie wydobycia po sześciu miesiącach 2018 roku wynoszą 679 mln zł wobec 782 mln zł przed rokiem.

Produkcja węgla handlowego w pierwszym półroczu 2018 r. w grupie Tauron spadła rdr o 24 proc. do 2,53 mln ton. W 2017 roku produkcja węgla wyniosła 6,45 mln ton wobec 6,37 mln ton przed rokiem. (PAP Biznes)

pr/ sar/ osz/

Dane operacyjne za drugi kwartał i narastająco w I półroczu 2018 roku:

Wynik EBITDA grupy Tauron w drugim kwartale i w I półroczu 2018 r. według obszarów działalności (w tys. zł):

(PAP)

pel/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 567 mln zł wobec 1.004 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 954,9 mln zł wobec 1.295,5 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 2.193,9 mln zł (2.152,3 mln zł przed rokiem), a przychody sięgnęły 9.202,4 mln zł (8.758 mln zł rok wcześniej).

Wzrost przychodów o 3 proc. rdr zanotował segment Dystrybucja, przychody segmentu Sprzedaż utrzymały się na poziomie I półrocza 2017 r., a spadek o 13 proc. rdr nastąpił w segmencie Wydobycie z powodu niskiej produkcji węgla.

EBITDA segmentu Wydobycie była ujemna i wyniosła -65,7 mln zł, EBITDA segmentu Wytwarzanie 591,8 mln zł, segmentu Dystrybucja 1.336 mln zł, a segmentu Sprzedaż 326,4 mln zł.

Wynik EBITDA segmentu wytwarzanie był o 62 proc. wyższy rdr głównie z uwagi na rozwiązanie rezerw z tytułu świadczeń pracowniczych o wartości 230 mln zł, które miało miejsce w I kwartale 2018 r.

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z początku sierpnia. Tauron szacował wtedy, że przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 9.202 mln zł, EBITDA wyniosła 2.187 mln zł, zysk operacyjny 948 mln zł, a zysk netto 563 mln zł.

Istotny wpływ na wyniki grupy w I półroczu 2018 r. miało utworzenie odpisów z tytułu utraty wartości aktywów trwałych oraz utraty wartości firmy w segmencie Wydobycie w wysokości 733 mln zł, a także odwrócenie wcześniej utworzonych odpisów w segmencie Wytwarzanie w wysokości 345 mln zł. W konsekwencji nadwyżka odpisów tworzonych nad odwróconymi wyniosła 388 mln zł, a łączny wpływ na obniżenie skonsolidowanego zysku netto wyniósł 303 mln zł.

W samym drugim kwartale Tauron miał 902 mln zł EBITDA wobec 930 mln zł rok wcześniej przy przychodach na poziomie 4,38 mld zł (wzrost o 5 proc. rdr). Strata netto sięgnęła 68 mln zł wobec 365 mln zł zysku netto rok wcześniej.

Tauron podał w komunikacie prasowym, że realizowany w grupie program poprawy efektywności przyniósł efekty o łącznej wartości 1.369 mln zł (w okresie 2016 r. – I półrocze 2018 r.).

"W pierwszym półroczu skumulowane rezultaty programu wyniosły około 300 mln zł, a łączny uzyskany do tej pory pozytywny efekt finansowy jest już wyższy od pierwotnie zakładanego" - napisano.

Nakłady inwestycyjne grupy Tauron w I półroczu wyniosły 1,48 mld zł i były zbliżone rdr. Największe nakłady zostały poniesione w segmencie Dystrybucja (793 mln zł), w którym capex przeznaczony był przede wszystkim na modernizację sieci dystrybucyjnej (436 mln zł) oraz budowę nowych przyłączy (288 mln zł).

Istotna część nakładów w segmencie wytwarzanie (437 mln zł) przeznaczona była na budowę bloku o mocy 910 MW w Elektrowni Jaworzno III. Planowane całkowite wydatki na budowę tej jednostki mają wynieść ok. 6,2 mld zł. Blok zostanie przekazany do eksploatacji w listopadzie 2019 r.

Na koniec czerwca 2018 r. zobowiązania finansowe netto grupy Tauron wyniosły 8,4 mld zł i były wyższe o 4,7 proc. w porównaniu ze stanem na 31 grudnia 2017 r. Na koniec czerwca wskaźnik długu netto do EBITDA wynosił 2,3.

Produkcja węgla handlowego w I półroczu 2018 r. wyniosła 2,53 mln ton i była niższa o 24 proc. rdr ze względu na trudne warunki geologiczne w ZG Janina oraz prowadzone prace przezbrojeniowe w ZG Sobieski i ZG Janina. Wolumen sprzedaży węgla był zbliżony do wielkości produkcji tego surowca i wyniósł 2,5 mln ton. W I półroczu około 50 proc. zapotrzebowania na węgiel do produkcji energii elektrycznej i ciepła zostało zaspokojone surowcem z własnych zakładów górniczych grupy.

W I półroczu grupa Tauron wyprodukowała 7,55 TWh energii elektrycznej, tj. o 20 proc. mniej rdr. Jak podała spółka, zmniejszenie wolumenu produkcji energii było konsekwencją przyjętej strategii produkcyjno-handlowej.

Wielkość produkcji energii ze źródeł odnawialnych wyniosła 0,51 TWh, tj. o 23 proc. mniej rdr, co wynikało przede wszystkim z istotnego ograniczenia spalania biomasy oraz spadku produkcji energii przez elektrownie wodne i wiatrowe, spowodowane niesprzyjającymi warunkami atmosferycznymi.

Produkcja ciepła osiągnęła poziom 6,73 PJ i była niższa o 5 proc. rdr. Sprzedaż ciepła zmniejszyła się o 9 proc. z powodu mniejszego zapotrzebowania odbiorców na skutek wysokich temperatur.

Segment Dystrybucja dostarczył klientom 26,01 TWh energii elektrycznej tj. o 1 proc. więcej rdr. Liczba klientów przyłączonych do sieci wzrosła o ponad 60 tys., tj. do 5,56 mln.

W I półroczu 2018 r. sprzedaż detaliczna energii elektrycznej przez spółki segmentu Sprzedaż osiągnęła poziom 17,2 TWh i była na poziomie ubiegłorocznym. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 567 mln zł wobec 1.004 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 954,9 mln zł wobec 1.295,5 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 2.193,9 mln zł (2.152,3 mln zł przed rokiem), a przychody sięgnęły 9.202,4 mln zł (8.758 mln zł rok wcześniej).

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z początku sierpnia. Tauron szacował wtedy, że przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 9.202 mln zł, EBITDA wyniosła 2.187 mln zł, zysk operacyjny 948 mln zł, a zysk netto 563 mln zł.

Istotny wpływ na wyniki grupy w I półroczu 2018 r. miało utworzenie odpisów z tytułu utraty wartości aktywów trwałych oraz utraty wartości firmy w segmencie Wydobycie w wysokości 733 mln zł, a także odwrócenie wcześniej utworzonych odpisów w segmencie Wytwarzanie w wysokości 345 mln zł. W konsekwencji nadwyżka odpisów tworzonych nad odwróconymi wyniosła 388 mln zł, a łączny wpływ na obniżenie skonsolidowanego zysku netto wyniósł 303 mln zł.

W samym drugim kwartale Tauron 902 mln zł EBITDA wobec 930 mln zł rok wcześniej przy przychodach na poziomie 4,38 mld zł (wzrost o 5 proc. rdr). Strata netto sięgnęła 68 mln zł wobec 365 mln zł zysku netto rok wcześniej.(PAP Biznes)

pel/

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

kom espi zdz

Projekt ustawy przewiduje, że wytwórca energii elektrycznej jest obowiązany sprzedawać wytworzoną energię na giełdach towarowych, na rynku organizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium kraju rynek regulowany lub na zorganizowanej platformie obrotu prowadzonej przez spółkę prowadzącą w kraju giełdę towarową.

Obowiązek ten nie dotyczy energii elektrycznej: dostarczanej od przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się jej wytwarzaniem do odbiorcy końcowego za pomocą linii bezpośredniej; wytworzonej z odnawialnych źródeł energii; wytworzonej w kogeneracji ze średnioroczną sprawnością przemiany wyższą niż 52,5 proc.; zużywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem na potrzeby własne; niezbędnej do wykonywania przez operatorów systemów elektroenergetycznych ich zadań; wytworzonej w jednostce wytwórczej o łącznej mocy zainstalowanej nie wyższej niż 50 MWe.

Projekt zakłada, że prezes URE, na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, zwalnia z tego obowiązku w jednostkach wytwórczych, które rozpoczęły wytwarzanie energii elektrycznej po raz pierwszy po dniu 1 lipca 2017 r. w przypadku energii: 1) sprzedawanej w ramach wykonywania długoterminowych umów zawartych przez spółki energetyczne z instytucjami finansowymi, w celu realizacji inwestycji wytwórczych, w tym w ramach długoterminowych umów z innymi niż instytucje finansowe podmiotami, zawartych w celu zabezpieczenia przychodów oraz 2) sprzedawanej w ramach wykonywania długoterminowych zobowiązań wynikających z umów zawartych ze wspólnikami/akcjonariuszami, także będącymi przedsiębiorstwami energetycznymi, w związku z udzielonym wytwórcy finansowaniem typu korporacyjnego z przeznaczeniem na realizację inwestycji wytwórczej.

Zwolnienie dotyczyć ma też energii wytwarzanej na potrzeby operatora systemu przesyłowego wykorzystywanej na potrzeby prawidłowego funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego.

Przedsiębiorstwa energetyczne mają przekazywać Prezesowi URE informacje o zawartych umowach, na podstawie których sprzedają wytworzoną energię elektryczną poza giełdą, w terminie 7 dni od dnia ich zawarcia. Na podstawie tych danych Prezes URE ogłaszać będzie średnią kwartalną cenę energii elektrycznej niepodlegającej obligu w terminie 14 dni od dnia zakończenia kwartału.

Resort podał w Ocenie Skutków Regulacji, że zasadniczym celem projektowanej regulacji, czyli podniesienia zakresu obowiązku sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej z 30 proc. do 100 proc. jest poprawa przejrzystości, zwiększenie płynności oraz przewidywalności na rynku energii elektrycznej.

"Wpływ giełdowego rynku energii na życie gospodarcze i sytuację obywateli jest tak duży, że nie można pozwolić na funkcjonowanie tego rynku w sposób nieprzejrzysty. Obecnie dochodzi do sytuacji, w których pionowo zintegrowane grupy energetyczne mogą handlować energią pomiędzy podmiotami wewnątrz swojej struktury, co skutkuje faktem, że znaczna część energii omija główny rynek giełdowy. Podwyższenie obliga, ma na celu zwiększenie płynności i przewidywalności na rynku energii elektrycznej. Proponowane rozwiązanie jest niezbędne do uzyskania pełnej transparentności hurtowego rynku energii elektrycznej oraz uzyskania oczekiwanych efektów" - napisano w uzasadnieniu projektu.

Przedstawiony projekt nowelizacji Prawa energetycznego obejmuje też m.in. propozycję uregulowania instytucji sprzedaży rezerwowej, czyli sprzedaży paliw gazowych lub energii elektrycznej do odbiorcy końcowego przyłączonego do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej lub gazowej lub do sieci przesyłowej gazowej realizowanej przez sprzedawcę rezerwowego w przypadku zaprzestania sprzedaży paliw gazowych lub energii elektrycznej przez dotychczasowego sprzedawcę.

Jak podał resort energii, proponowane zmiany ustawy Prawo energetyczne wynikają również z konieczności wdrożenia do polskiego porządku prawnego przyjmowanych na gruncie Unii Europejskiej Kodeksów Sieci i Wytycznych, stanowiących środki mające na celu budowę wspólnego, jednolitego rynku energii elektrycznej.

Uwagi do projektu, w ramach uzgodnień międzyresortowych, mają zostać zgłoszone do 17 sierpnia.

W załączniku przedstawiamy projekt wraz z uzasadnieniem i Oceną Skutków Regulacji.(PAP Biznes)

pel/ map/ gor/

Tauron wnioskował o 1,728 mld zł na rozbudowę i modernizację sieci dystrybucji energii elektrycznej.

W syntetycznym opisie wniosku podano, że "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".

Umowa oczekuje jeszcze podpisania. (PAP Biznes)

map/ asa/

Sygnatariuszami dokumentu są Polskie Sieci Elektroenergetyczne oraz Enea Operator, Energa-Operator, innogy Stoen Operator, PGE Dystrybucja i Tauron Dystrybucja.

Porozumienie zawiera deklarację wzajemnej współpracy i pomocy OSD i OSP przy usuwaniu skutków awarii sieci elektroenergetycznych na liniach napowietrznych i kablowych oraz przy odbudowie systemu elektroenergetycznego. Celem jest przyspieszenie przywracania dostaw energii elektrycznej klientom dotkniętym awariami, w szczególności wywołanymi ekstremalnymi zjawiskami atmosferycznymi.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski powiedział, że porozumienie wynika m.in. z doświadczeń nabytych w ubiegłym roku, kiedy spółki zmagały się z huraganami związanymi z gwałtownymi burzami.

"Wypracowały się pewne formuły nieoficjalnej współpracy. Spółki sobie wzajemnie udzielały pomocy, ale system rozliczeń wymaga sformalizowania pewnych procesów” - powiedział na konferencji minister energii Krzysztof Tchórzewski.

Wskazał, że inwestycje w modernizację i rozwój sieci stają się priorytetem dla całego sektora. Dodał, że jednym z wyzwań jest kablowanie sieci. (PAP Biznes)

pel/ osz/

27 czerwca tego roku Tauron Wydobycie złożył do UOKiK wniosek o zgodę na przejęcie 100 proc. udziałów w spółce Katowicki Węgiel.

Katowicki Węgiel prowadzi działalność w zakresie produkcji i sprzedaży energetycznych paliw węglowych (tzw. ekogroszków oraz węglowych mieszanek miałowych). (PAP Biznes)

sar/ osz/

"Wyniki Tauronu są lepsze od oczekiwań na poziomie EBITDA. W stosunku do moich oczekiwań wynik jest prawie 10 proc. wyższy" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.

"Wygląda na to, że zaskoczył na plus segment wytwarzania. Wolumeny są podobne do moich założeń, ale podejrzewam, że cena musiała być lepsza. Myślę, że Tauron sprzedawał więcej energii na spotach. Dystrybucja też wygląda nieźle" - dodał analityk.

Tauron szacuje, że miał w drugim kwartale 2018 roku 895 mln zł EBITDA i 73 mln zł zysku operacyjnego przy przychodach na poziomie 4.377 mln zł. Zgodnie z szacunkami, strata netto w tym okresie wyniosła 74 mln zł, a strata brutto 73 mln zł.

Konsensus PAP Biznes, oparty o sześć prognoz, zakładał przychody na poziomie 4.339 mln zł, EBITDA na poziomie 826,6 mln zł, EBIT w wysokości 400,5 mln zł i zysk netto na poziomie 240,5 mln zł. Nie uwzględniał on jednak zdarzeń jednorazowych.

Tymczasem 27 lipca Tauron podał, że wynik netto grupy w pierwszym półroczu 2018 roku będzie niższy o 303 mln zł z powodu utworzenia odpisów związanych z utratą wartości aktywów grupy. Analizy wykazały zasadność utworzenia odpisów w segmencie wydobycie w wysokości 733 mln zł, a także odwrócenia wcześniej utworzonych odpisów w segmencie wytwarzanie w wysokości 345 mln zł.

Odpisy nie mają wpływu na wynik EBITDA.

EBITDA segmentu wydobycie w drugim kwartale była ujemna i wyniosła -76 mln zł. EBITDA segmentu wytwarzanie wyniosła 126 mln zł, segmentu dystrybucja 691 mln zł, a segmentu sprzedaż 149 mln zł.

W całym pierwszym półroczu EBITDA segmentu wydobycie była ujemna i wyniosła -66 mln zł, EBITDA segmentu wytwarzanie 592 mln zł, segmentu dystrybucja 1.329 mln zł, a segmentu sprzedaż 326 mln zł.

Grupa podała, że produkcja węgla handlowego w drugim kwartale wyniosła 1,10 mln ton, a jego sprzedaż wyniosła 1,07 mln ton.

Produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła w drugim kwartale 3,62 TWh, a produkcja ciepła 1,05 PJ. Dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 12,59 TWh, w tym do odbiorców końcowych 12,09 TWh. Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej w drugim kwartale wyniosła 7,93 TWh.

Nakłady inwestycyjne grupy w drugim kwartale wyniosły 912 mln zł, a w całym pierwszym półroczu 1.480 mln zł. Dług netto na koniec czerwca wyniósł 8.419 mln zł, a wskaźnik dług netto/EBITDA 2,3x.

Tauron opublikuje raport za I półrocze 22 sierpnia.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Szacunkowe dane operacyjne za drugi kwartał i pierwsze półrocze 2018 roku w porównaniu rdr (wg wyliczeń PAP Biznes):

Wynik EBITDA grupy Tauron w drugim kwartale i pierwszym półroczu według obszarów działalności (w mln zł):

(PAP)

pel/ gor/

Konsensus PAP Biznes, oparty o sześć prognoz, zakładał przychody w drugim kwartale na poziomie 4.339 mln zł, EBITDA na poziomie 826,6 mln zł, EBIT w wysokości 400,5 mln zł i zysk netto na poziomie 240,5 mln zł.

Łącznie w pierwszym półroczu przychody ze sprzedaży grupy wyniosły 9.202 mln zł, EBITDA wyniosła 2.187 mln zł, zysk operacyjny wyniósł 948 mln zł, zysk brutto 719 mln zł, a zysk netto 563 mln zł.

27 lipca Tauron podał, że wynik netto grupy w pierwszym półroczu 2018 roku będzie niższy o 303 mln zł z powodu utworzenia odpisów związanych z utratą wartości aktywów grupy. Analizy wykazały istotne zmiany w zakresie wartości odzyskiwalnej aktywów trwałych w segmentach wydobycie i wytwarzanie.

EBITDA segmentu wydobycie w drugim kwartale była ujemna i wyniosła -76 mln zł. EBITDA segmentu wytwarzanie wyniosła 126 mln zł, segmentu dystrybucja 691 mln zł, a segmentu sprzedaż 149 mln zł.

W całym pierwszym półroczu EBITDA segmentu wydobycie była ujemna i wyniosła -66 mln zł, EBITDA segmentu wytwarzanie 592 mln zł, segmentu dystrybucja 1.329 mln zł, a segmentu sprzedaż 326 mln zł.

Grupa podała, że produkcja węgla handlowego w drugim kwartale wyniosła 1,10 mln ton, a jego sprzedaż wyniosła 1,07 mln ton.

Produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła w drugim kwartale 3,62 TWh, a produkcja ciepła 1,05 PJ. Dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 12,59 TWh, w tym do odbiorców końcowych 12,09 TWh.

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej w drugim kwartale wyniosła 7,93 TWh.

Nakłady inwestycyjne grupy w drugim kwartale wyniosły 912 mln zł, a w całym pierwszym półroczu 1.480 mln zł.

Dług netto na koniec czerwca wyniósł 8.419 mln zł, a wskaźnik dług netto/EBITDA 2,3x. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Konsensus PAP Biznes, oparty o sześć prognoz, zakładał przychody na poziomie 4.339 mln zł, EBITDA na poziomie 826,6 mln zł, EBIT w wysokości 400,5 mln zł i zysk netto na poziomie 240,5 mln zł.

27 lipca Tauron podał, że wynik netto grupy w pierwszym półroczu 2018 roku będzie niższy o 303 mln zł z powodu utworzenia odpisów związanych z utratą wartości aktywów grupy. Analizy wykazały istotne zmiany w zakresie wartości odzyskiwalnej aktywów trwałych w segmentach wydobycie i wytwarzanie.

EBITDA segmentu wydobycie w drugim kwartale była ujemna i wyniosła -76 mln zł. EBITDA segmentu wytwarzanie wyniosła 126 mln zł, segmentu dystrybucja 691 mln zł, a segmentu sprzedaż 149 mln zł. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Zarząd 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 I półrocze 2018 r. oraz za II kwartał 2018 r.

Wybrane szacunkowe skonsolidowane dane finansowe za:

(a) I półrocze 2018 r.

Przychody ze sprzedaży: 9 202 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 2 187 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Wydobycie: (66) mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 592 mln zł

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 329 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 326 mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 948 mln zł

Zysk brutto: 719 mln zł

Zysk netto: 563 mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 1 480 mln zł

(b) II kwartał 2018 r.

Przychody ze sprzedaży: 4 377 mln zł

EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy na aktywa niefinansowe): 895 mln zł, w tym:

- EBITDA segmentu Wydobycie: (76) mln zł

- EBITDA segmentu Wytwarzanie: 126 mln zł

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 691 mln zł

- EBITDA segmentu Sprzedaż: 149 mln zł

EBIT (zysk operacyjny): 73 mln zł

Strata brutto: (73) mln zł

Strata netto: (74) mln zł

Nakłady inwestycyjne (CAPEX): 912 mln zł

Dług netto na 30 czerwca 2018 r.: 8 419 mln zł

Wskaźnik dług netto/EBITDA na 30 czerwca 2018 r.: 2,3x

Wybrane szacunkowe dane operacyjne za:

(a) I półrocze 2018 r.

Produkcja węgla handlowego: 2,53 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 2,50 mln ton

Produkcja energii elektrycznej brutto: 7,55 TWh

Produkcja ciepła: 6,73 PJ

Dystrybucja energii elektrycznej: 26,01 TWh (w tym do odbiorców końcowych: 25,00 TWh)

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 17,20 TWh

(b) II kwartał 2018 r.

Produkcja węgla handlowego: 1,10 mln ton

Sprzedaż węgla handlowego: 1,07 mln ton

Produkcja energii elektrycznej brutto: 3,62 TWh

Produkcja ciepła: 1,05 PJ

Dystrybucja energii elektrycznej: 12,59 TWh (w tym do odbiorców końcowych: 12,09 TWh)

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 7,93 TWh

Istotne czynniki mające wpływ na wyniki II kwartału 2018 r. (w porównaniu z II kwartałem 2017 r.):

a) utworzenie odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz utraty wartości firmy w segmencie Wydobycie w wysokości 733 mln zł, a także odwrócenie wcześniej utworzonych odpisów w segmencie Wytwarzanie w wysokości 345 mln zł. W konsekwencji nadwyżka odpisów tworzonych nad odwróconymi w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym (wartość netto odpisów) wyniesie 388 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniesie 303 mln zł. Szczegółowe informacje zostały przedstawione w raporcie bieżącym nr 25/2018 z 27 lipca 2018 r.

b) koszty finansowe z tytułu ujemnych różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro, co wpłynęło na zmniejszenie wyniku finansowego brutto Grupy TAURON w II kwartale 2018 r. o 126 mln zł. W II kwartale 2017 r. ujęcie różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro wpłynęło na zmniejszenie wyniku finansowego brutto Grupy TAURON o 3 mln zł (brak wpływu na EBITDA).

Emitent zastrzega, że prezentowane powyżej wartości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Ostateczne wartości zostaną przedstawione w skonsolidowanym raporcie za I półrocze 2018 r. którego publikację zaplanowano na 22 sierpnia 2018 r.

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

kom espi zdz

Raport wydano przy kursie 2,12 zł, a we wtorek na zamknięciu sesji za jedną akcję spółki płacono na GPW 2,25 zł.

Analitycy podali, że - biorąc pod uwagę 29 proc. spadek kursu akcji Tauronu, skutkujący dwucyfrowym potencjałem wzrostu względem 12-miesięcznej wyceny DM BOŚ - rekomendacja została podniesiona ze względu na "napięty" bilans, brak dywidendy do 2020 roku oraz zbliżoną do ubiegłorocznej dynamika zysków rdr.

"22 sierpnia Tauron opublikuje swoje wyniki finansowe za II kw. br. Oczekujemy lekkiego spadku rdr skorygowanej EBITDA (vs. 7 proc. wzrost EBITDA rdr w I kw. i dwucyfrowy spadek w IV kw. 2017)" - podano w raporcie.

"Zakładamy pogorszenie wyników powtarzalnych w ujęciu rok do roku w segmencie wytwarzania i wydobycia, odmiennie niż w I kwartale. Natomiast oczekujemy dalszej poprawy rdr wyników w kluczowym segmencie, czyli dystrybucji, podobnie jak w ubiegłym kwartale. Niestety spodziewamy się również kontynuacji słabych wyników w segmencie obrotu" - dodano.

Pierwsza dystrybucja raportu, którego autorem jest Jakub Viscardi, miała miejsce 25 lipca o godzinie 8.35.

Depesza jest skrótem rekomendacji. W załączniku do depeszy zamieszczamy plik PDF z wymaganymi prawem informacjami DM BOŚ. (PAP Biznes)

sar/ asa/

Ministerstwo Energii poinformowało w poniedziałek, że zaproponuje projekt zmian legislacyjnych wprowadzających 100 proc. obliga giełdowego dla energii elektrycznej, z wyłączeniem kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych, w celu uspokojenia rynku energii elektrycznej. Minister energii Krzysztof Tchórzewski jednocześnie zwrócił się do przedsiębiorstw energetycznych, aby od 1 sierpnia 2018 roku obrót energią prowadziły wyłącznie w oparciu o rynek giełdowy.

Obecnie obligo giełdowe, które oznacza obowiązkową sprzedaż energii przez jej wytwórców za pośrednictwem giełdy, wynosi 30 proc. W 2017 roku obowiązywało obligo giełdowe na poziomie 15 proc. wyprodukowanej energii.

"Cena na rynku nieregulowanym była zazwyczaj lekko niższa niż na rynku regulowanym, ale uważamy, że różnice nie były wyższe niż kilka punktów procentowych. Zwiększona płynność jest z pewnością lepsza dla rynku, ceny kontraktów forward staną się bardziej wiarygodne niż obecnie" - napisał w porannym komentarzu Robert Maj, analityk Ipopema Securities.

Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale, ocenia, że kontrakty roczne na energię na TGE są płynne i zwiększenie wolumenu energii raczej nie wpłynie na ich ceny.

"Kontrakty roczne są i tak bardzo płynne. Ich ceny odzwierciedlają koszty, w tym koszty CO2 i węgla, choć - moim zdaniem - kontrakty na 2019 rok jeszcze nie do końca odzwierciedlają ceny węgla na przyszły rok. Jeśli będzie wzrost cen węgla, to marże spółek jeszcze bardziej spadną" - powiedział PAP Biznes Kubicki.

"Zwiększenie płynności na kontraktach rocznych pewnie nic nie zmieni w cenach energii. Może jedynie zmienić w kontraktach kwartalnych, gdzie płynność jest mała i widać było w maju i czerwcu mocne wzrosty cen" - dodał.

Na Towarowej Giełdzie Energii w ostatnich miesiącach mocno zwyżkowały ceny energii elektrycznej w kontraktach terminowych. Na przełomie maja i czerwca cena energii BASE w kontrakcie z dostawą w III kwartale 2018 roku przekroczyła 300 zł/MWh, podczas gdy rok wcześniej ceny wynosiły ok. 180 zł/MWh. Na rynku pojawiły się wtedy głosy, że mogło dochodzić do manipulacji cen energii na TGE. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Maciej Bando zapowiedział zbadanie sytuacji.

W poniedziałek cena energii BASE w kontraktach z dostawą na IV kwartał 2018 roku wynosiła ok. 240 zł/MWh, a kontrakt na 2019 rok wyceniany był na ok. 226 zł/MWh (wobec ok. 182 zł/MWh na początku tego roku).

Paweł Puchalski, analityk DM BZ WBK, również zwraca uwagę, że ceny energii na giełdzie są pochodną przede wszystkim cen CO2 i węgla.

"W mojej ocenie, podniesienie obliga do poziomu 100 proc. nie wpłynie na ceny energii, ponieważ one zależą głównie od cen CO2 i cen węgla. Zmniejszyć może się natomiast ryzyko wielotygodniowych istotnych wahań cen dzięki poprawie płynności na TGE. Nie wpłynie to jednak - moim zdaniem - na średnią cenę, a jeśli, to ceny mogą zostać skorygowane w dół jedynie w niewielkim stopniu, dzięki potencjalnej eliminacji nadzwyczajnych szczytów" - powiedział PAP Biznes analityk DM BZ WBK.

Analitycy wskazują, że przy obligu na poziomie 100 proc. spółkom, które produkują mniej energii niż sprzedają, łatwiej się będzie zahedgować. Na zmianach skorzystać powinna np. Energa.

"Spółkom, które są +krótkie w energię elektryczną+, czyli produkują mniej energii, łatwiej się będzie zahedgować. To oznacza, że np. odrobinę łatwiej będzie miała Energa. Może spółka nie będzie już miała tak słabych wyników w segmencie sprzedaży, jak w II kwartale, gdy prawdopodobnie kupowała energię po 300 zł/MWh, hedgując się na kolejne okresy. Myślę, że w pewnym stopniu skorzystać może także Tauron" - powiedział Paweł Puchalski.

"Z kolei PGE łatwiej jest, w mojej ocenie, się bilansować, gdy nie musi całej energii wprowadzać na giełdę. W mojej ocenie, obligo na poziomie 100 proc. byłoby dla spółki nieco mniej korzystnym rozwiązaniem" - dodał analityk.

Prezes Tauronu Filip Grzegorczyk w rozmowie z PAP Biznes pozytywnie ocenił zaproponowane przez resort energii zmiany. Jego zdaniem 100-procentowe obligo giełdowe przyczyni się m.in. do większej transparentności rynku, poprawi płynność na Towarowej Giełdzie Energii, powinno się też przyczynić do spadku cen hurtowych energii z powodu zwiększonej podaży. Dodał, że to także korzystne rozwiązanie dla grupy Tauron, która ma krótką pozycję (w wytwarzaniu względem sprzedaży - PAP Biznes) i musi dokupować energię na giełdzie. W związku z tym od 1 sierpnia Tauron będzie maksymalizować ilość energii sprzedawanej za pośrednictwem TGE.

Zwiększenie obliga pozytywnie ocenia też Energa.

"Wzrost obliga giełdowego do 100 procent jest pozytywną informacją dla naszej grupy, ponieważ przekłada się na wzrost płynności na giełdzie, poprawę transparentności kształtowania się cen energii elektrycznej, a także ogranicza możliwość wpływania na cenę przez uczestników posiadających dominującą pozycję. Wzrost obliga doprowadzi do stabilizacji sytuacji na rynku energii elektrycznej, a dodatkowo wdrożenie tych zmian sprzyjałoby zmniejszeniu ryzyka gwałtownych ruchów cenowych" - poinformował PAP Biznes Adam Kasprzyk, rzecznik prasowy Energi.

"Już sama zapowiedź zmiany została dobrze przyjęta przez rynek. Na giełdzie cena hurtowa energii elektrycznej zaczęła spadać, co jest dobrą prognozą na przyszłość. Co ważne, minimalizacja ryzyka występowania gwałtownych ruchów cenowych na TGE przełoży się na większą stabilność cen dla odbiorców indywidualnych" - dodał.

Z kolei rzecznik prasowy PGE Maciej Szczepaniuk napisał na Twitterze, że grupa podziela troskę o rozwój rynku energii i przyjmuje do wiadomości informacje o zmianach dotyczących obowiązku obrotu energią. "PGE będzie realizować handel poprzez rynki zorganizowane w całości" - napisał.

Niezwłocznie zmiany zamierza też wprowadzić Enea. "Grupa Enea jest od dawna aktywnym uczestnikiem rynku giełdowego. Ze zrozumieniem przyjmujemy propozycje zmian w obszarze obrotu energią i zamierzamy je realizować w tym zakresie niezwłocznie" - poinformował PAP Biznes Piotr Ludwiczak, kierownik biura PR Enei.

Analitycy oceniają, że podwyższenie obliga będzie korzystne dla GPW, właściciela TGE.

Łukasz Jańczak, analityk Ipopema Securities, ocenił w porannym raporcie, że po zmianach przychody GPW mogą wzrosnąć o 40-50 mln zł, a zysk netto o 30-40 mln zł w skali roku.(PAP Biznes)

pel/ asa/

Ministerstwo Energii poinformowało w poniedziałek, że zaproponuje projekt zmian legislacyjnych wprowadzających 100 proc. obliga giełdowego dla energii elektrycznej, z wyłączeniem kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych, w celu uspokojenia rynku energii elektrycznej. Minister energii Krzysztof Tchórzewski jednocześnie zwrócił się do przedsiębiorstw energetycznych, aby od 1 sierpnia 2018 roku obrót energią prowadziły wyłącznie w oparciu o rynek giełdowy.

Obecnie obligo giełdowe, które oznacza obowiązkową sprzedaż energii przez jej wytwórców za pośrednictwem giełdy, wynosi 30 proc. W 2017 roku obowiązywało obligo giełdowe na poziomie 15 proc. wyprodukowanej energii.

Jak mówił we wtorek wiceminister energii Grzegorz Tobiszowski, 100-procentowe obligo giełdowe ma dotyczyć spółek energetycznych, w których udziały ma Skarb Państwa. "Na tym etapie mówimy tylko o Skarbie Państwa, natomiast dajemy sobie jeszcze czas na analizy do wrześniowego posiedzenia Sejmu" - powiedział wiceminister.

Zaproponowane przez resort energii zmiany pozytywnie ocenił prezes Tauronu Filip Grzegorczyk.

"Pomysł Ministerstwa Energii jednym posunięciem rozwiązuje kilka strukturalnych problemów rynku. Po pierwsze, rozwiązuje problem bilansu grup energetycznych, czyli tego, że jedne mają pozycję długą, a inne krótką. Po drugie, 100 proc. obligo zapewni przejrzystość rynku i nie będzie już zarzutów o manipulację cenami. Po trzecie, giełda będzie głębokim rynkiem, z dużą płynnością. To wszystko leży w interesie konsumentów energii" - powiedział PAP Biznes prezes Tauronu.

Jego zdaniem, 100-procentowe obligo giełdowe przyczyni się m.in. do większej transparentności rynku, poprawi płynność na Towarowej Giełdzie Energii, powinno się też przyczynić do spadku cen hurtowych energii z powodu zwiększonej podaży. Dodał, że to także korzystne rozwiązanie dla grupy Tauron, która ma krótką pozycję (w wytwarzaniu względem sprzedaży - PAP Biznes) i musi dokupować energię na giełdzie. W związku z tym - jak podał Tauron - od 1 sierpnia będzie maksymalizować ilość energii sprzedawanej za pośrednictwem TGE.

Zwiększenie obliga pozytywnie ocenia też Energa.

"Wzrost obliga giełdowego do 100 procent jest pozytywną informacją dla naszej grupy, ponieważ przekłada się na wzrost płynności na giełdzie, poprawę transparentności kształtowania się cen energii elektrycznej, a także ogranicza możliwość wpływania na cenę przez uczestników posiadających dominującą pozycję. Wzrost obliga doprowadzi do stabilizacji sytuacji na rynku energii elektrycznej, a dodatkowo wdrożenie tych zmian sprzyjałoby zmniejszeniu ryzyka gwałtownych ruchów cenowych" - poinformował PAP Biznes Adam Kasprzyk, rzecznik prasowy Energi.

"Już sama zapowiedź zmiany została dobrze przyjęta przez rynek. Na giełdzie cena hurtowa energii elektrycznej zaczęła spadać, co jest dobrą prognozą na przyszłość. Co ważne, minimalizacja ryzyka występowania gwałtownych ruchów cenowych na TGE przełoży się na większą stabilność cen dla odbiorców indywidualnych" - dodał.

Z kolei rzecznik prasowy PGE Maciej Szczepaniuk napisał na Twitterze, że grupa podziela troskę o rozwój rynku energii i przyjmuje do wiadomości informacje o zmianach dotyczących obowiązku obrotu energią. "PGE będzie realizować handel poprzez rynki zorganizowane w całości" - napisał.

Niezwłocznie zmiany zamierza też wprowadzić Enea.

"Grupa Enea jest od dawna aktywnym uczestnikiem rynku giełdowego. Ze zrozumieniem przyjmujemy propozycje zmian w obszarze obrotu energią i zamierzamy je realizować w tym zakresie niezwłocznie" - poinformował PAP Biznes Piotr Ludwiczak, kierownik biura PR Enei. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Ministerstwo Energii poinformowało w poniedziałek, że zaproponuje projekt zmian legislacyjnych wprowadzających 100 proc. obliga giełdowego dla energii elektrycznej, z wyłączeniem kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych, w celu uspokojenia rynku energii elektrycznej. Minister energii Krzysztof Tchórzewski jednocześnie zwrócił się do przedsiębiorstw energetycznych, aby od 1 sierpnia 2018 roku obrót energią prowadziły wyłącznie w oparciu o rynek giełdowy.

Obecnie obligo giełdowe, które oznacza obowiązkową sprzedaż energii przez jej wytwórców za pośrednictwem giełdy, wynosi 30 proc. W 2017 roku obowiązywało obligo giełdowe na poziomie 15 proc. wyprodukowanej energii.

Prezes Tauronu Filip Grzegorczyk pozytywnie ocenia zaproponowane przez resort energii zmiany. Jego zdaniem 100-procentowe obligo giełdowe przyczyni się m.in. do większej transparentności rynku i poprawi płynność na Towarowej Giełdzie Energii.

"Pomysł Ministerstwa Energii jednym posunięciem rozwiązuje kilka strukturalnych problemów rynku. Po pierwsze, rozwiązuje problem bilansu grup energetycznych, czyli tego, że jedne mają pozycję długą, a inne krótką. Po drugie, 100 proc. obligo zapewni przejrzystość rynku i nie będzie już zarzutów o manipulację cenami. Po trzecie, giełda będzie głębokim rynkiem, z dużą płynnością. To wszystko leży w interesie konsumentów energii" - powiedział PAP Biznes prezes Filip Grzegorczyk.

Dodał, że to także korzystne rozwiązanie dla grupy Tauron, która ma krótką pozycję (w wytwarzaniu względem sprzedaży - PAP Biznes) i musi dokupować energię na giełdzie.

"Wysoka płynność zwiększy dostępność sprzedawanej energii tzn. będziemy mieli skąd ją kupić i cena będzie wiarygodna" - powiedział prezes.

Na Towarowej Giełdzie Energii obserwowane są w ostatnich miesiącach duże zwyżki cen energii elektrycznej w kontraktach terminowych. Na przełomie maja i czerwca cena energii BASE w kontrakcie z dostawą w III kwartale 2018 roku przekroczyła 300 zł/MWh, podczas gdy rok wcześniej ceny wynosiły ok. 180 zł/MWh. Na rynku pojawiły się wtedy głosy, że mogło dochodzić do manipulacji cen energii na TGE. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Maciej Bando zapowiedział zbadanie sytuacji.

W poniedziałek cena energii BASE w kontraktach z dostawą na IV kwartał 2018 roku wynosiła ok. 240 zł/MWh, a kontrakt na 2019 rok wyceniany był na ok. 226 zł/MWh (wobec ok. 182 zł/MWh na początku tego roku).

"Niewątpliwie wysoka cena energii hurtowej, którą mamy obecnie na TGE, nie wynika z żadnego racjonalnego powodu, poza wzrostem cen CO2. Na pewno nie można ulegać pewnym mitom dotyczącym węgla. Chciałbym podkreślić, że wzrost cen nie wynika z obecnych cen węgla" - powiedział prezes Tauronu.

"Pogłębienie rynku, wprowadzenie całej energii na rynek giełdowy wyeliminuje ryzyko, że taka sytuacja mogłaby się powtórzyć. 100 proc. obligo powinno się też przyczynić do spadku cen hurtowych energii z powodu zwiększonej podaży" - ocenił prezes.

Grupa oczekuje, że w związku ze zwiększeniem wolumenu energii, który trafiać będzie na giełdę, TGE obniży stawki.

"W sytuacji, w której na TGE pojawi się tak wysoki wolumen energii, oczekiwać należy od TGE znaczącego obniżenia opłat transakcyjnych" - powiedział Grzegorczyk.

Prezes Tauronu poinformował, że spółka nie planuje występowania z wnioskiem o podwyższenie cen energii w taryfie G w tym roku. Na przyszły rok nie przewiduje "rewolucji cenowej".

"Grupa Tauron nie przewiduje w tym roku podniesienia cen energii dla gospodarstw domowych. Nie wystąpimy z wnioskiem taryfowym do URE o podwyższenie cen w taryfie G. Nie spodziewam się też rewolucji cenowej w 2019 roku. Nie możemy doprowadzić naszą polityką cenową do zwiększania ubóstwa energetycznego" - powiedział prezes Tauronu.

W poniedziałek PSE nie wykluczyły ograniczeń w pracy niektórych elektrowni z powodu przekroczenia dopuszczalnej temperatury wody chłodzącej w związku z utrzymującymi się upałami.

Grzegorczyk poinformował, że problem póki co nie dotyczy jednostek wytwórczych Tauronu.

"Większość naszych bloków jest odporna na wysokie temperatury. Póki co nie widzimy problemów z wytwarzaniem związanych z upałami, nasze bloki pracują" - powiedział prezes grupy Tauron.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/

Analizy wykazały istotne zmiany w zakresie wartości odzyskiwalnej aktywów trwałych w segmentach wydobycie i wytwarzanie.

Wpływ na to miały m.in. wysoka zmienność warunków górniczo-geologicznych w kopalniach należących do grupy kapitałowej Tauron, niekorzystny układ frontu wydobywczego (krótkie wybiegi ścian), co generuje dodatkowe koszty przezbrojeń, ograniczona konkurencja na rynku materiałów i usług górniczych skutkująca znaczącym wzrostem ich cen, wzrost kosztów CO2 i cen węgla, a także zmiany regulacji w zakresie OZE mające pozytywny wpływ na wyniki finansowe generowane przez aktywa oparte na odnawialnych źródłach energii.

Analizy na utratę wartości aktywów grupy Tauron za I półrocze 2018 roku wykazały zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz utraty wartości firmy w segmencie wydobycie w wysokości 733 mln zł, a także odwrócenia wcześniej utworzonych odpisów w segmencie wytwarzanie w wysokości 345 mln zł.

Nadwyżka odpisów tworzonych nad odwróconymi w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym (wartość netto odpisów) wynosi 388 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniesie 303 mln zł.

W odniesieniu do jednostkowego sprawozdania finansowego Tauronu za I półrocze 2018 r. przeprowadzone analizy wykazały zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości akcji w obszarze wydobycie w wysokości 1041 mln zł. Natomiast w obszarze wytwarzanie nadwyżka odpisów odwróconych nad tworzonymi dotycząca akcji i udziałów wynosi 65 mln zł.

Nadwyżka odpisów tworzonych nad odwróconymi w jednostkowym sprawozdaniu finansowym (wartość netto odpisów) wynosi 976 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie jednostkowego wyniku finansowego netto wyniesie 976 mln zł.

Powyższe odpisy nie będą miały wpływu na wynik EBITDA Tauronu.

Tauron zastrzega, że wielkości odpisów mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Ostateczne wyniki testów i wielkość odpisów z tytułu utraty wartości aktywów zostaną przedstawione w sprawozdaniach finansowych Tauronu za I półrocze 2018 r., których publikację zaplanowano na 22 sierpnia. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Analizy na utratę wartości aktywów grupy Tauron za I półrocze 2018 roku wykazały zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz utraty wartości firmy w segmencie wydobycie w wysokości 733 mln zł, a także odwrócenia wcześniej utworzonych odpisów w segmencie wytwarzanie w wysokości 345 mln zł.

Nadwyżka odpisów tworzonych nad odwróconymi w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym (wartość netto odpisów) wynosi 388 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniesie 303 mln zł.

W odniesieniu do jednostkowego sprawozdania finansowego Tauronu za I półrocze 2018 r. przeprowadzone analizy wykazały zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości akcji w obszarze wydobycie w wysokości 1041 mln zł. Natomiast w obszarze wytwarzanie nadwyżka odpisów odwróconych nad tworzonymi dotycząca akcji i udziałów wynosi 65 mln zł.

Nadwyżka odpisów tworzonych nad odwróconymi w jednostkowym sprawozdaniu finansowym (wartość netto odpisów) wynosi 976 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie jednostkowego wyniku finansowego netto wyniesie 976 mln zł.

Powyższe odpisy nie będą miały wpływu na wynik EBITDA Tauronu.(PAP Biznes)

pr/

Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "TAURON") informuje, że 27 lipca 2018 r. zostały zakończone główne analizy przeprowadzane w ramach testów na utratę wartości aktywów Grupy Kapitałowej TAURON na 30 czerwca 2018 r.

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

- wysoka zmienność warunków górniczo-geologicznych w kopalniach należących do Grupy Kapitałowej TAURON, co niekorzystnie wpływa na osiągane wolumeny produkcji węgla handlowego,

- niekorzystny układ frontu wydobywczego (krótkie wybiegi ścian), co generuje dodatkowe koszty przezbrojeń,

- ograniczona konkurencja na rynku materiałów i usług górniczych skutkująca znaczącym wzrostem ich cen,

- wzrost kosztów CO2 i cen węgla,

- zmiany regulacji w zakresie OZE (dotyczące sposobu wyznaczania opłaty zastępczej oraz opodatkowania farm wiatrowych) mające pozytywny wpływ na wyniki finansowe generowane przez aktywa oparte na odnawialnych źródłach energii.

W odniesieniu do skonsolidowanego sprawozdania finansowego TAURON Polska Energia S.A. za I półrocze 2018 r. przeprowadzone analizy wykazały zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz utraty wartości firmy w segmencie Wydobycie w wysokości 733 mln zł, a także odwrócenia wcześniej utworzonych odpisów w segmencie Wytwarzanie w wysokości 345 mln zł.

Nadwyżka odpisów tworzonych nad odwróconymi w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym (wartość netto odpisów) wynosi 388 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie skonsolidowanego wyniku finansowego netto wyniesie 303 mln zł.

W odniesieniu do jednostkowego sprawozdania finansowego TAURON Polska Energia S.A. za I półrocze 2018 r. przeprowadzone analizy wykazały zasadność utworzenia odpisów z tytułu utraty wartości akcji w obszarze Wydobycie w wysokości 1 041 mln zł. Natomiast w obszarze Wytwarzanie nadwyżka odpisów odwróconych nad tworzonymi dotycząca akcji i udziałów wynosi 65 mln zł.

Nadwyżka odpisów tworzonych nad odwróconymi w jednostkowym sprawozdaniu finansowym (wartość netto odpisów) wynosi 976 mln zł, a łączny szacunkowy wpływ na obniżenie jednostkowego wyniku finansowego netto wyniesie 976 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 2018 r., których publikację zaplanowano na 22 sierpnia 2018 r.

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

kom espi zdz

"Dla spółek sektora górnictwa węgla kamiennego, (...) skutek finansowy wynikający z kosztów składek podstawowych w części obciążającej pracodawcę w skali roku wyniesie ok. 107,7 mln zł" - napisał Tchórzewski.

Dodał, że stanowi to dla spółek sektora górnictwa węgla kamiennego "bardzo duże obciążenie finansowe, w szczególności dla podmiotów będących w trakcie procesów restrukturyzacyjnych".

Tchórzewski zaznaczył, że wprowadzenie PPK spowoduje obniżenie wynagrodzenia netto w sektorze górniczym.

"Ministerstwo Energii skonsultowało projekt PPK, m.in. z przedstawicielami strony społecznej. Z pozyskanych informacji wynika, że projektowane rozwiązania doprowadzą do faktycznego obniżenia wynagrodzenia otrzymywanego +do ręki+". Powyższa sytuacja może doprowadzić do wystosowania przez pracowników branży górniczej roszczeń rekompensacyjnych z tytułu powyższego obciążenia" - napisał.

"Mając na uwadze powyższe, zwracam się z prośbą o wyłączenie sektora górnictwa węgla kamiennego z obowiązku ustanowienia PPK (...)" - dodał.

Tchórzewski zadeklarował wolę współpracy przy PPK.

"(...) deklaruję pełną wolę współpracy w zakresie wypracowania rozwiązań niepodważających idei przyświecających projektowi ustawy o pracowniczych planach kapitałowych, które jednocześnie nie spowodują znacznych obciążeń dla branży górniczej" - napisał.

W czerwcu Teresa Czerwińska, minister finansów, powiedziała, że sceptycznie podchodzi do jakichkolwiek wyłączeń sektorowych, bo chce, żeby projekt był jak najbardziej powszechny.

W odpowiedzi na uwagi Tchórzewskiego wiceminister finansów, Tomasz Robaczyński, napisał, że spółki górnicze będą uczestniczyć w PPK na normalnych zasadach.

"Uwagi Ministra Energii (...) dotyczące postulatu wyłączenia sektora górnictwa węgla kamiennego z obowiązku tworzenia pracowniczych planów kapitałowych (PPK), nie zostały uwzględnione. Pracownicy branży górniczej będą mogli nie przystąpić do PPK, na takich samych zasadach jak inne osoby zatrudnione, tj. po złożeniu oświadczenia" - napisał Robaczyński w odpowiedzi na uwagi Tchórzewskiego. (PAP Biznes)

pud/ gor/

"Dla spółek sektora górnictwa węgla kamiennego, (...) skutek finansowy wynikający z kosztów składek podstawowych w części obciążającej pracodawcę w skali roku wyniesie ok. 107,7 mln zł" - napisał Tchórzewski.

Dodał, że stanowi to dla spółek sektora górnictwa węgla kamiennego "bardzo duże obciążenie finansowe, w szczególności dla podmiotów będących w trakcie procesów restrukturyzacyjnych".

Tchórzewski zaznaczył, że wprowadzenie PPK spowoduje obniżenie wynagrodzenia netto w sektorze górniczym.

"Ministerstwo Energii skonsultowało projekt PPK, m.in. z przedstawicielami strony społecznej. Z pozyskanych informacji wynika, że projektowane rozwiązania doprowadzą do faktycznego obniżenia wynagrodzenia otrzymywanego +do ręki+". Powyższa sytuacja może doprowadzić do wystosowania przez pracowników branży górniczej roszczeń rekompensacyjnych z tytułu powyższego obciążenia" - napisał.

"Mając na uwadze powyższe, zwracam się z prośbą o wyłączenie sektora górnictwa węgla kamiennego z obowiązku ustanowienia PPK (...)" - dodał.

Tchórzewski zadeklarował wolę współpracy przy PPK.

"(...) deklaruję pełną wolę współpracy w zakresie wypracowania rozwiązań niepodważających idei przyświecających projektowi ustawy o pracowniczych planach kapitałowych, które jednocześnie nie spowodują znacznych obciążeń dla branży górniczej" - napisał.

W czerwcu Teresa Czerwińska, minister finansów, powiedziała, że sceptycznie podchodzi do jakichkolwiek wyłączeń sektorowych, bo chce, żeby projekt był jak najbardziej powszechny. (PAP Biznes)

pud/ gor/

Niniejszy raport jest publikowany w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 11/2018 z 28 marca 2018 r. dotyczącego podpisania dokumentacji transakcyjnej określającej zasady inwestycji Funduszu Inwestycji Infrastrukturalnych - Kapitałowego Funduszu Inwestycyjnego Zamkniętego Aktywów Niepublicznych i Funduszu Inwestycji Infrastrukturalnych - Dłużnego Funduszu Inwestycyjnego Zamkniętego Aktywów Niepublicznych (łącznie: "Fundusze"), zarządzanych przez Polski Fundusz Rozwoju S.A. ("PFR"), w spółkę Nowe Jaworzno Grupa Tauron sp. z o.o. ("Spółka Celowa"), realizującą projekt budowy bloku energetycznego 910 MW w Jaworznie.

Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że w ocenie Emitenta według stanu na 26 lipca 2018 r. zostały spełnione wszystkie warunki zawieszające wymagane do przystąpienia Funduszy do Spółki Celowej określone w Umowie Inwestycyjnej podpisanej przez Emitenta, Fundusze i Spółkę Celową 28 marca 2018 r. ("Umowa Inwestycyjna"), których realizacja miała nastąpić w terminie 4 miesięcy od dnia zawarcia Umowy Inwestycyjnej, tj.:

(i) Emitent i PFR uzyskali bezwarunkową zgodę Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów na dokonanie koncentracji polegającej na utworzeniu przez Emitenta oraz PFR wspólnego przedsiębiorcy o nazwie Nowe Jaworzno Grupa Tauron sp. z o.o., o której Emitent powiadomił raportem bieżącym nr 23/2018 z 17 lipca 2018 r.,

(ii) Emitent i Spółka Celowa zawarły Umowę Sprzedaży Energii Elektrycznej i Umowę Sprzedaży Węgla,

(iii) Emitent i Spółka dokonali uzgodnionych w Umowie Inwestycyjnej czynności prawnych.

Zgodnie z Umową Inwestycyjną Fundusze mogą przedstawić swoje stanowisko dotyczące spełnienia wyżej wymienionych warunków zawieszających w terminie 10 dni roboczych od dnia doręczenia im zawiadomienia o spełnieniu ostatniego warunku zawieszającego.

Emitent informuje także, że złożył wniosek o wydanie przez Szefa Krajowej Administracji Skarbowej decyzji zatwierdzającej warunki Umowy Sprzedaży Energii Elektrycznej jako uprzedniego porozumienia cenowego ("Decyzja APA"). Zgodnie z Umową Inwestycyjną warunek ten powinien zostać spełniony w terminie 7 miesięcy od dnia zawarcia Umowy Inwestycyjnej, tj. do 28 października 2018 r. Decyzja APA będzie ostatnim dokumentem, który Emitent powinien uzyskać w ramach realizacji warunków zawieszających przystąpienia Funduszy do Spółki Celowej.

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

kom espi zdz

Termin realizacji umowy został określony na 24 stycznia 2020 r.

(PAP Biznes)

mat/ gor/

JSW przedstawiła program zagospodarowania terenów po zamykanej kopalni węgla kamiennego Krupiński. Terenem pokopalnianym zarządzać będzie spółka celowa, powołana przez spółkę zależną JSW - JSW Innowacje, Katowicką Specjalną Strefę Ekonomiczną i Spółkę Restrukturyzacji Kopalń.

Prezes JSW Daniel Ozon poinformował, że teren po kopalni Krupiński zajmuje 70 hektarów, z czego ponad 1/3 terenu zajmują zabudowania.

„Ten teren ma duży potencjał. (…) Chcemy ściągnąć tu działalność przemysłową, która generuje miejsca pracy” - powiedział prezes JSW.

Poinformował, że pierwszy zakład produkcyjny, w którym zatrudnienie znajdzie 50 osób, zostanie uruchomiony na terenie pokopalnianym w czwartym kwartale tego roku.

„Docelowo do końca 2021 r, rozwijając spółkę córkę, zatrudnimy łącznie 170 osób. To będzie inwestycja wielkości 60 mln zł” - powiedział Daniel Ozon.

W rozmowie z dziennikarzami wyjaśnił, że chodzi o zakłady należące do Jastrzębskich Zakładów Remontowych.

W czwartek podpisano siedem listów intencyjnych, dotyczących przyszłych inwestycji na terenie po Krupińskim.

JSW podpisała list intencyjny z Famurem o współpracy w zakresie opracowania m.in. nowych eksportowych rynków zbytu.

W planach rewitalizacji jest m.in. budowa linii produkcyjnych autobusów elektrycznych i napędzanych wodorem oraz dostawczego samochodu elektrycznego. Partnerami są Pol-Mot, właściciel Ursusa oraz producent z branży automotive Edag.

We współpracy z PKP Cargo na terenach pogórniczych ma powstać zakład, który będzie remontować i budować wagony oraz przerabiać lokomotywy na napęd wodorowy.

List intencyjny z Tauronem dotyczy współpracy przy opracowaniu koncepcji podziemnej elektrowni szczytowo-pompowej i magazynu energii o wielkości ok. 100 MW. Według wstępnych analiz budowa magazynu kosztowałaby 740 mln zł. JSW liczy, że projekt mógłby być współfinansowany ze środków unijnych.

Powstać miałyby też fabryka ogniw wodorowych, fabryka włókien węglowych i park innowacji, a we współpracy z BGK Nieruchomości samowystarczalne osiedle mieszkaniowe w ramach programu Mieszkanie+, wykorzystujące do ogrzewania geotermię.

"JSW Innowacje ma przede wszystkim zarządzać procesem rewitalizacji terenu po kopalni Krupiński. Będziemy się przyglądać możliwościom dołączenia się po stronie finansowej do tych projektów. Dziś za wcześnie, by o tym mówić" - powiedział dziennikarzom prezes JSW Daniel Ozon.

Kopalnia Krupiński w Suszcu powstała w latach 80., w marcu 2017 r. JSW przekazała ją jako trwale nierentowną do SRK w celu likwidacji. (PAP Biznes)

pel/ ana/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 11/2018 z 28 marca 2018 r. dotyczącego podpisania dokumentacji transakcyjnej określającej zasady inwestycji Funduszu Inwestycji Infrastrukturalnych - Kapitałowego Funduszu Inwestycyjnego Zamkniętego Aktywów Niepublicznych i Funduszu Inwestycji Infrastrukturalnych - Dłużnego Funduszu Inwestycyjnego Zamkniętego Aktywów Niepublicznych (łącznie: "Fundusze"), zarządzanych przez Polski Fundusz Rozwoju S.A. ("PFR"), w spółkę Nowe Jaworzno Grupa Tauron sp. z o.o. ("Spółka Celowa"), realizującą projekt budowy bloku energetycznego 910 MW w Jaworznie ("Blok"), Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że w dniu 17 lipca 2018 r. Emitentowi została doręczona decyzja Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów ("Prezes UOKiK") z dnia 13 lipca 2018 r. o udzieleniu bezwarunkowej zgody na dokonanie koncentracji polegającej na utworzeniu wspólnego przedsiębiorcy o nazwie Nowe Jaworzno Grupa Tauron sp. z o.o. przez Emitenta oraz PFR, działającego za pośrednictwem Funduszy, na zasadach określonych we wniosku Emitenta i PFR. Wspólnym przedsiębiorcą, o którym mowa w wyżej wskazanej decyzji Prezesa UOKiK, będzie Spółka Celowa.

Udzielenie powyższej zgody przez Prezesa UOKiK oznacza spełnienie jednego z warunków zawieszających przewidzianych Umową Inwestycyjną podpisaną przez Emitenta, Fundusze i Spółkę Celową w dniu 28 marca 2018 r., stanowiącą jeden z dokumentów objętych dokumentacją transakcyjną, o której mowa w raporcie bieżącym nr 11/2018.

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

kom espi zdz

"Bez wsparcia projekt w Łagiszy nie ma uzasadnienia ekonomicznego. Sądzimy, że jedynie właściwy system wsparcia mógłby zapewnić opłacalność tego bloku" - powiedział prezes dziennikarzom we wtorek w Katowicach.

Zawieszony w 2016 r. projekt budowy gazowego bloku o mocy 413 MWe w elektrowni Łagisza przewiduje, że będzie to jednostka kogeneracyjna, czyli produkująca jednocześnie energię elektryczną i ciepło. Wartość projektu szacowano wcześniej na ok. 1,5 mld zł.

Jak mówił prezes, z decyzjami dotyczącymi przyszłości tego projektu grupa czeka na przygotowywane w Ministerstwie Energii rozporządzenie do ustawy o rynku mocy, a także na nową ustawę o wsparciu dla kogeneracji. Gdy obie regulacje będą gotowe, Tauron zamierza przeanalizować, czy i jakie wsparcie uzasadniałoby wznowienie projektu w Łagiszy.

"Na tej podstawie będziemy mogli przeprowadzić symulacje i ocenić opłacalność projektu, by zdecydować, czy warto zgłaszać Łagiszę do projektów realizowanych w ramach rynku mocy, czy też np. skorzystać ze wsparcia dla kogeneracji" - wyjaśnił Grzegorczyk, oceniając, że kształt regulacji będzie miał decydujący wpływ na opłacalność bloku w Łagiszy.

Plany budowy kogeneracyjnego bloku na gaz w Łagiszy zostały zawieszone wraz z przedstawieniem we wrześniu 2016 r. nowej strategii grupy Tauron na lata 2016-2025 - znalazł się w niej zapis o wstrzymaniu budowy.

"Projekt bloku gazowego w Łagiszy jest cały czas +na stole+. Przede wszystkim rynek mocy zdecyduje czy ta inwestycja będzie +odwieszona+, czy też nie" - mówił prezes grupy Tauron.

Z końcem 2018 r. wygasa obecny system wsparcia dla kogeneracji. Ministerstwo Energii zapowiedziało, że do tego czasu powstanie ustawa o nowym systemie, zgodnym z regulacjami UE. Ponadto na koniec tego roku zapowiedziano także pierwsze aukcje dla jednostek wytwórczych, które chcą korzystać z rynku mocy; stąd Tauron liczy na to, że decyzje dotyczące przyszłości projektu w Łagiszy zostaną podjęte przed najbliższą zimą.

Największa obecnie inwestycja grupy Tauron - budowa nowego bloku węglowego o mocy 910 megawatów w elektrowni w Jaworznie - jest zawansowana w ok. 70 proc. Przedstawiciele grupy zapewniają, że prace przebiegają zgodnie z harmonogramem, a blok ma być oddany do użytku w ostatnim kwartale przyszłego roku. Zastąpi on pięć wyeksploatowanych jednostek węglowych o mocy 120 megawatów każda. (PAP)

mab/ son/ ana/

Spółka in.ventus Mogilno I dochodzi roszczeń własnych, jak i pięciu innych spółek z grupy in.ventus.

Tauron podał, że według spółki in.ventus podstawa powództw wynika m.in. z czynu niedozwolonego Tauronu polegającego w szczególności na powierzeniu spółce zależnej – Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa w likwidacji sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie (PKH) dokonywania dla potrzeb grupy Tauron zakupów energii elektrycznej oraz praw majątkowych, na podstawie długoterminowych umów, nakłanianiu PKH oraz osób pełniących funkcje jej likwidatorów do zerwania oraz niewykonywania tych umów oraz świadomym skorzystaniu przez Tauron ze szkody wyrządzonej wskutek ich zerwania.

W marcu 2015 roku Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa, spółka zależna Tauronu, wypowiedziała 12 kontrahentom, właścicielom farm wiatrowych, długoterminowe umowy na zakup energii i praw majątkowych, które były zawierane w latach 2009-10. Przyczyną wypowiedzenia umów było - jak podawała PE-PKH - naruszenie ich postanowień przez kontrahentów polegające na odmowie przystąpienia w dobrej wierze do renegocjacji warunków. Właścicielami farm wiatrowych były: Polenergia, In.ventus oraz Grupa Enerco i Invenergy.

Tauron podał, że sądem właściwym dla rozpoznania pozwu jest Sąd Okręgowy w Katowicach. Spółka przystąpiła do analizy treści pozwu i w odpowiednim czasie złoży odpowiedź.

Zdaniem Tauronu wstępna ocena żądań pozwu i jego uzasadnienia wskazuje na "całkowitą bezzasadność dochodzonych roszczeń".(PAP Biznes)

pel/ gor/

Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "Spółka") informuje, że w dniu 29 czerwca 2018 r. otrzymał odpis pozwu wniesionego przeciwko Emitentowi przez in.ventus sp. z o.o. Mogilno I sp. k. we Wrocławiu ("Powód") o:

a) zapłatę przez Emitenta tytułem odszkodowania na rzecz Powoda kwoty 12 286 229,70 euro (tj. 53 587 619,46 zł według średniego kursu NBP z 29 czerwca 2018 r.),

b) ustalenie odpowiedzialności za szkody, które mogą powstać w przyszłości, a wynikające z czynów niedozwolonych, o łącznej wartości szacowanej na kwotę 35 705 848,71 euro (tj. 155 734 629,73 zł według średniego kursu NBP z 29 czerwca 2018 r.).

Przedmiotowym pozwem Powód dochodzi roszczeń własnych, jak i przejętych przez Powoda w drodze umów przelewu wierzytelności od: in.ventus sp. z o.o. Mogilno II sp. k., in.ventus sp. z o.o. Mogilno III sp. k., in.ventus sp. z o.o. Mogilno IV sp. k., in.ventus sp. z o.o. Mogilno V sp. k., in.ventus sp. z o.o. Mogilno VI sp. k.

Podstawa powództwa, według twierdzeń przedstawionych przez Powoda, wynika z czynów niedozwolonych Emitenta, polegających w szczególności na:

a) powierzeniu spółce zależnej - Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. ("PKH") dokonywania na podstawie umów długoterminowych dla potrzeb Emitenta i jego Grupy Kapitałowej zakupów energii elektrycznej oraz praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia, potwierdzających wytworzenie energii w źródłach odnawialnych ("Umowy Długoterminowe"),

b) nakłanianiu PKH oraz osób pełniących funkcje jej likwidatorów do zerwania oraz niewykonywania Umów Długoterminowych,

c) świadomym skorzystaniu przez Emitenta ze szkody wyrządzonej wskutek zerwania Umów Długoterminowych.

O wypowiedzeniu przez PKH Umów Długoterminowych Emitent informował raportem bieżącym nr 7/2015 z dnia 19 marca 2015 r.

Sądem właściwym dla rozpoznania pozwu jest Sąd Okręgowy w Katowicach.

Spółka, wraz z pełnomocnikiem procesowym, przystąpiła do analizy treści pozwu i w odpowiednim czasie złoży odpowiedź na pozew.

Jednocześnie Emitent podkreśla, że wstępna ocena żądań pozwu i jego uzasadnienia wskazuje na całkowitą bezzasadność dochodzonych roszczeń.

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

kom espi zdz

Spółka Katowicki Węgiel prowadzi działalność w zakresie produkcji i sprzedaży energetycznych paliw węglowych (tzw. ekogroszków oraz węglowych mieszanek miałowych). Jej jedynym wspólnikiem jest Katowicki Holding Węglowy. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Wprowadzenie rynku mocy, zgodnie z ustawą, oznacza dla nas możliwość wzięcia udziału w aukcji mocowej na konkurencyjnych i przejrzystych zasadach. Grupa Tauron liczy, że istotna część jej aktywów wytwórczych będzie uczestniczyła w rynku mocy, co przyczyni się do urentownienia segmentu wytwarzania. Na dziś jest on rentowny, choć nie tak, jak byśmy tego chcieli. Liczymy na to, że rynek mocy pomoże nam zbudować pozycję finansową pozwalającą na modernizację grupy w kierunkach wytyczonych europejskimi trendami oraz ułatwi nam choćby rozwój OZE" - powiedział PAP Biznes prezes Filip Grzegorczyk.

"Badamy rynek zarówno pod kątem akwizycji w OZE, jak też zastanawiamy się nad samodzielnym rozwojem tego segmentu. Przed nami dwie kluczowe niewiadome, które determinują decyzje w tym zakresie. Po pierwsze, jak zadziała rynek mocy w kontekście tzw. pakietu zimowego. Po drugie, co będzie z ustawą i systemem wsparcia dla kogeneracji" - dodał.

Ustawa jest ważna dla spółki ze względu na ewentualny powrót do projektu budowy bloku gazowo-parowego w Elektrowni Łagisza.

"Ta ustawa jest dla nas istotna z punktu widzenia ewentualnego powrotu do projektu budowy bloku gazowo-parowego w Elektrowni Łagisza. Powstaje pytanie, czy po wznowieniu projektu wystawić go na aukcjach rynku mocy, czy może skorzystać z przygotowywanych mechanizmów wsparcia dla kogeneracji. Należy zakładać, że prawdopodobnie druga opcja byłaby bardziej opłacalna i w miejsce tego bloku można by włączyć do rynku mocy inne jednostki" - powiedział Grzegorczyk.

Tauron chciałby inwestować w energetykę wiatrową.

"Chcielibyśmy inwestować w energetykę wiatrową, myślimy o własnym projekcie morskiej farmy wiatrowej. Musimy jednak poczekać na ustawę o offshore, która pokaże, jak opłacalna może być ta inwestycja. Wydaje się, że to przyszłość energetyki, ale warunkiem jest duże wsparcie" - powiedział prezes Tauronu.

Grupa jest też zainteresowana akwizycjami w ciepłownictwie.

"Jest kilka niedużych projektów, które bierzemy pod uwagę, ale nie podjęliśmy jeszcze ostatecznej decyzji. Na razie inwestujemy w rozwój infrastruktury ciepłowniczej w ramach likwidacji niskiej emisji w konurbacji śląsko-dąbrowskiej" - powiedział Grzegorczyk.

NIE JEST POTRZEBNY KOLEJNY, PO PFR, INWESTOR DLA JAWORZNA

Trwa budowa bloku energetycznego o mocy 910 MW w Jaworznie. Budżet inwestycji wynosi ok. 6,2 mld zł. Pod koniec marca fundusze inwestycyjne zarządzane przez Polski Fundusz Rozwoju podpisały z Tauronem umowę inwestycyjną i umowę wspólników określające warunki zaangażowania w realizację budowy bloku. Fundusze zainwestują w budowę do 880 mln zł.

Prezes poinformował, że Tauron nie przewiduje kolejnego inwestora dla tego projektu.

"Jaworzno było kalkulowane bez założenia istnienia rynku mocy i było w projekcjach rentowne. Rozważaliśmy opcję doproszenia kolejnego, po PFR, partnera dla tego projektu, ale zdecydowaliśmy, że nie ma takiej potrzeby. PFR wystarczy, jest optymalnym partnerem" - powiedział Grzegorczyk.

Pytany, czy do czasu oddania inwestycji do eksploatacji jest ryzyko przekroczenia kowenantów, odpowiedział: "Jesteśmy przekonani, że kowenanty w grupie nie zostaną przekroczone. Sytuacja grupy w tym zakresie jest bezpieczna, a oddanie do użytku dwóch inwestycji: Jaworzna i Stalowej Woli da nam bardzo duży oddech".

Przy okazji publikacji wyników za I kwartał Tauron informował, że zaawansowanie inwestycji w Jaworznie wynosi ok. 60 proc. Termin zakończenia inwestycji przewidywany jest na IV kw. 2019 r.

Na koniec marca zobowiązania finansowe netto grupy osiągnęły poziom 8,4 mld zł (wzrost o 4,7 proc. w porównaniu ze stanem na 31 grudnia 2017 r.), a wskaźnik długu netto do EBITDA wynosił 2,3x. Spółka informowała, że chce utrzymać w tym roku wskaźnik dług netto/EBITDA poniżej 3,0. Kowenanty ustalone są na maksymalnym poziomie 3,5x.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ asa/

W Programie Gwarantowanym (z płatnością za gotowość i wykorzystanie) przyjętych zostało 16 ofert, a w Programie Bieżącym (z płatnością za wykorzystanie) 5 ofert.

"W obu przypadkach (Program Gwarantowany i Program Bieżący) usługi polegają na realizacji przez wykonawcę zmniejszenia poboru energii na polecenie OSP i mogą być świadczone przez obiekty redukcji opomiarowane w sposób umożliwiający rozliczenie redukcji" - napisano w komunikacie.

Suma pozyskanej mocy dyspozycyjnej, która będzie mogła być zredukowana na zlecenie OSP (w Programie Gwarantowanym) wynosi w poszczególnych godzinach przedziału gwarancji: latem (od 10.00 do 18.00 w dniach roboczych) od 345 do 521 MW; zimą (od 16.00 do 20.00 w dniach roboczych) od 500 do 524 MW.

W Pakiecie letnim Programu Gwarantowanego wybrane zostały oferty złożone przez:

1. Zakłady Górniczo-Hutnicze “Bolesław”

2. ArcelorMittal Warszawa

3. CMC Poland

4. RE Alloys

5. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna

6. Power Block

7. Polski Koncern Naftowy Orlen

8. Enspirion

9. PCC Rokita

10. EnerNOC Polska

W Pakiecie zimowym Programu Gwarantowanego wybrane zostały oferty złożone przez:

1. ArcelorMittal Warszawa

2. CMC Poland

3. RE Alloys

4. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna

5. Enspirion

6. PCC Rokita

W Programie Bieżącym wybrane zostały oferty złożone przez:

1. Tauron Polska Energia

2. Enspirion

3. EnerNOC Polska

4. Power Block

5. Innogy Polska

(PAP Biznes)

pel/ asa/

Tauron podał, że według twierdzeń przedstawionych przez Amon oraz Talia, podstawa powództw wynika m.in. z czynu niedozwolonego Tauronu polegającego na powierzeniu spółce zależnej – Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa w likwidacji sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie (PKH) dokonywania dla potrzeb grupy Tauron zakupów energii elektrycznej oraz praw majątkowych, na podstawie długoterminowych umów zawartych przez PKH z Amon oraz Talia, a następnie – wobec niewyrażenia zgody na wprowadzenie zmian do umów – na postawieniu PKH w stan likwidacji oraz podjęciu w toku likwidacji czynności skutkujących wypowiedzeniem tych umów.

W marcu 2015 roku Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa, spółka zależna Tauronu, wypowiedziała 12 kontrahentom, właścicielom farm wiatrowych, długoterminowe umowy na zakup energii i praw majątkowych, które były zawierane w latach 2009-10. Przyczyną wypowiedzenia umów było - jak podawała PE-PKH - naruszenie ich postanowień przez kontrahentów polegające na odmowie przystąpienia w dobrej wierze do renegocjacji warunków. Właścicielami farm wiatrowych były: Polenergia, In.ventus oraz Grupa Enerco i Invenergy.

Tauron podał, że sądem właściwym dla rozpoznania pozwu jest Sąd Okręgowy w Katowicach. Spółka przystąpiła do analizy treści pozwu i w odpowiednim czasie złoży odpowiedź.

"Emitent podkreśla, że dokonana wstępna ocena żądań pozwu i ich uzasadnienia wskazuje, że powództwa wytoczone przez Amon oraz Talia są bezprzedmiotowe oraz całkowicie bezzasadne" - napisano w komunikacie Tauronu. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Przedmiotem ich pozwu jest także żądanie ustalenia odpowiedzialności Tauronu za szkody, które mogą powstać w przyszłości z czynów niedozwolonych: wobec Amon w łącznej kwocie 158,3 mln zł, wobec Talia w łącznej kwocie prawie 107 mln zł.

Spółka podała, że według twierdzeń przedstawionych przez Amon oraz Talia, podstawa powództw wynika m.in. z czynu niedozwolonego Tauronu polegającego na powierzeniu spółce zależnej – Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa w likwidacji sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie (PKH) dokonywania dla potrzeb grupy Tauron zakupów energii elektrycznej oraz praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia, potwierdzających wytworzenie energii w źródłach odnawialnych oraz zakupu zielonych certyfikatów, będących potwierdzeniem wytworzenia energii w farmie wiatrowej, na podstawie długoterminowych umów zawartych przez PKH z Amon oraz Talia, a następnie – wobec niewyrażenia zgody na wprowadzenie zmian do umów – na postawieniu PKH w stan likwidacji oraz podjęciu w toku likwidacji czynności skutkujących wypowiedzeniem tych umów.

"Emitent podkreśla, że dokonana wstępna ocena żądań pozwu i ich uzasadnienia wskazuje, że powództwa wytoczone przez Amon oraz Talia są bezprzedmiotowe oraz całkowicie bezzasadne" - napisano w komunikacie Tauronu. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent", "Spółka") informuje, że w dniu 18 czerwca 2018 r. otrzymał odpis pozwu wniesionego przeciwko Emitentowi przez:

(i) spółkę pod firmą Amon sp. z o.o. z siedzibą w Łebczu ("Amon"),

(ii) spółkę pod firmą Talia sp. z o.o. z siedzibą w Łebczu ("Talia").

Amon oraz Talia wchodzą w skład Grupy Kapitałowej Polenergia S.A.

Przedmiotem pozwu wniesionego przez Amon i Talia jest żądanie zapłaty przez Emitenta odszkodowania:

(i) na rzecz Amon w kwocie 47.556.025,51 złotych,

(ii) na rzecz Talia w kwocie 31.299.182,52 złotych,

oraz żądanie ustalenia odpowiedzialności Emitenta za szkody, które mogą powstać w przyszłości z czynów niedozwolonych:

(i) wobec Amon w łącznej kwocie 158.262.177,70 złotych,

(ii) wobec Talia w łącznej kwocie 106.964.520,73 złotych.

Podstawa powództw, według twierdzeń przedstawionych przez Amon oraz Talia, wynika z:

a) czynu niedozwolonego Emitenta polegającego na powierzeniu spółce zależnej - Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa w likwidacji sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie ("PKH") dokonywania dla potrzeb Emitenta (i jego Grupy Kapitałowej) zakupów energii elektrycznej oraz praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia, potwierdzających wytworzenie energii w źródłach odnawialnych oraz zakupu praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia, będących potwierdzeniem wytworzenia energii w odnawialnym źródle energii (farmie wiatrowej), na podstawie długoterminowych umów zawartych przez PKH z Amon oraz Talia (łącznie "Umowy Długoterminowe"), a następnie - wobec niewyrażenia zgody na wprowadzenie zmian do Umów Długoterminowych - na postawieniu PKH w stan likwidacji oraz podjęciu w toku likwidacji czynności skutkujących wypowiedzeniem Umów Długoterminowych;

b) czynu niedozwolonego Emitenta polegającego na świadomym skorzystaniu przez Spółkę ze szkody wyrządzonej Amon oraz Talia;

c) czynu niedozwolonego popełnionego przez PKH oraz osoby pełniące funkcje likwidatorów PKH, wykonujących czynności powierzone przez Emitenta na rachunek Spółki, polegającego na zerwaniu Umów Długoterminowych oraz zaprzestaniu nabywania od powodów energii elektrycznej oraz praw majątkowych.

O wypowiedzeniu przez PKH Umów Długoterminowych Emitent informował raportem bieżącym nr 7/2015 z dnia 19 marca 2015 r.

Sądem właściwym dla rozpoznania pozwu jest Sąd Okręgowy w Katowicach.

Spółka, wraz z pełnomocnikiem procesowym, przystąpiła do analizy treści pozwu i w odpowiednim czasie złoży odpowiedź na pozew.

Jednocześnie Emitent podkreśla, że dokonana wstępna ocena żądań pozwu i ich uzasadnienia wskazuje, że powództwa wytoczone przez Amon oraz Talia są bezprzedmiotowe oraz całkowicie bezzasadne.

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

kom espi zdz

"Dla spółek sektora górnictwa węgla kamiennego, (...) skutek finansowy wynikający z kosztów składek podstawowych w części obciążającej pracodawcę w skali roku wyniesie ok. 107,7 mln zł" - napisał Tchórzewski.

Dodał, że stanowi to dla spółek sektora górnictwa węgla kamiennego "bardzo duże obciążenie finansowe, w szczególności dla podmiotów będących w trakcie procesów restrukturyzacyjnych".

Tchórzewski zaznaczył, że wprowadzenie PPK spowoduje obniżenie wynagrodzenia netto w sektorze górniczym.

"Ministerstwo Energii skonsultowało projekt PPK, m.in. z przedstawicielami strony społecznej. Z pozyskanych informacji wynika, że projektowane rozwiązania doprowadzą do faktycznego obniżenia wynagrodzenia otrzymywanego +do ręki+" - napisał.

"Powyższa sytuacja może doprowadzić do wystosowania przez pracowników branży górniczej roszczeń rekompensacyjnych z tytułu powyższego obciążenia" - dodał.

Minister energii uważa również, że termin wejścia ustawy w życie jest zbyt szybki.

"Również proponowana data wejścia w życie ustawy, tj. 1 stycznia 2019 r., a tym samym objęcia pracowników PPK, jest terminem zbyt krótkim. Zaproponowany termin może powodować problemy z wdrożeniem, przeprowadzeniem szkoleń, przygotowaniem merytorycznym pracowników obsługujących, przeprowadzeniem kampanii informacyjnej dla uczestników oraz przygotowaniem systemów informatycznych do obsługi potraceń składek" - napisał.

"Mając na uwadze powyższe, zwracam się z prośbą o wyłączenie sektora górnictwa węgla kamiennego z obowiązku ustanowienia PPK (...)" - dodał.

W opinii do pierwotnego projektu PPK Tchórzewski napisał, że ustawa może zostać źle odebrana w społeczeństwie i negatywnie wpłynąć na wynik w wyborach samorządowych. Po kilku dniach zmienił zdanie i napisał, że po uzyskaniu wyjaśnień został przekonany, że ustawa o PPK spotka się z szerokim poparciem społecznym.

Zgodnie z projektem program ma być wprowadzany etapowo. Firmy zatrudniające co najmniej 250 osób miałyby tworzyć PPK od 1 stycznia 2019 r.; zatrudniające co najmniej 50 osób - od 1 lipca 2019 r.; zatrudniające co najmniej 20 osób – od 1 stycznia 2020 r.; zatrudniające co najmniej 1 osobę – od 1 lipca 2020 r.

Minister finansów Teresa Czerwińska powiedziała jednak pod koniec maja, że ze względu na potrzebę dłuższego vacatio legis, PPK powinny wejść w życie 1 lipca 2019 r. Paweł Borys, prezes Polskiego Funduszu Rozwoju, powiedział zaś w zeszłym tygodniu, że nawet wejście w życie ustawy pod koniec 2019 r. wymagałoby "ekspresowego tempa". (PAP Biznes)

pud/ asa/

Negocjacje płacowe w poszczególnych spółkach grupy energetycznej Tauron są następstwem ramowego porozumienia, podpisanego 8 czerwca ub. roku przez prezydium działającej w grupie Rady Społecznej z zarządem spółki.

Jak podała w piątek Solidarność, w części spółek rozmowy płacowe zostały już zakończone - przedstawiciele zakładowych organizacji związkowych ustalili z zarządami tych firm wysokość jednorazowej premii, którą pracownicy otrzymają w tym roku, lub - jak w spółce skupiającej aktywa ciepłownicze grupy - porozumieli się co do wysokości podwyżki wynagrodzeń.

W ubiegłorocznym ramowym porozumieniu zapisano m.in., że w 2017 i w 2018 roku pracownicy otrzymają jednorazową premię, której wysokość zostanie uzgodniona przez związki działające w poszczególnych spółkach oraz pracodawcę.

W zatrudniającej ponad 6,6 tys. osób spółce Tauron Wydobycie, do której należą kopalnie węgla kamiennego w Jaworznie, Libiążu i Brzeszczach, uzgodniono, że do końca czerwca pracownicy otrzymają jednorazową premię - średnio 1850 zł brutto na pracownika. Wysokość premii dla poszczególnych osób będzie zróżnicowana ze względu na liczbę przepracowanych dniówek oraz rodzaj wykonywanej pracy.

Jak poinformował szef Solidarności w spółce Waldemar Sopata, dla pracowników zatrudnionych bezpośrednio przy produkcji kwota bazowa do obliczenia wysokości premii wyniesie 2130 zł brutto, dla pracowników zatrudnionych w ciągu technologicznym (np. w zakładzie mechanicznej przeróbki węgla) 1950 zł brutto, a dla pozostałych pracowników 1792 zł brutto.

"Mimo zróżnicowania tej kwoty, premia wypłacona w poszczególnych grupach i tak będzie wyższa niż w zeszłym roku" – skomentował przewodniczący. Pracownicy, którzy mieli większy udział w wykonaniu zadań produkcyjnych, otrzymają wyższą premię - to również wynika z zawartego przed rokiem na szczeblu całej grupy Tauron ramowego porozumienia płacowego.

Jeden z zapisów porozumienia w spółce Tauron Wydobycie dotyczy zwiększenia funduszu wynagrodzeń jeszcze w 2018 roku o kwotę, jaka zostanie łącznie przyznana na premie. Na dopracowanie szczegółów tego rozwiązania strony mają ponad pół roku.

W innej spółce grupy Tauron - Tauron Ciepło, skupiającej aktywa ciepłownicze, zdecydowano się - zamiast jednorazowej premii - na podwyżkę wynagrodzeń pracowników co najmniej o 120 zł brutto, z wyrównaniem od stycznia 2018 r. Taka kwota to część obligatoryjna, którą dostaną prawie wszyscy pracownicy, natomiast pozostałe środki na wzrost wynagrodzeń będą rozdysponowane uznaniowo przez przełożonych oraz prezesa Tauron Ciepło.

"Prezes zdecyduje o podziale puli na podwyżki wynoszącej ponad 400 tys. zł, a kierownicy rozdysponują wśród załogi 250 tys. zł. Uzgodniliśmy, że ta ostatnia część podwyżki, będąca w gestii kierowników, będzie mogła wynosić maksymalnie 100 zł na pracownika. Chodzi o to, aby z tych pieniędzy skorzystało jak najwięcej ludzi" – wyjaśnił przewodniczący Solidarności w spółce Tadeusz Nowak.

Choć zgodnie z zgodnie porozumienia ramowego sprzed roku, w latach 2017-2018 pracownicy spółek z grupy mieli otrzymać jednorazowe premie, a w dopiero w 2019 r. podwyżki płac zasadniczych, w zatrudniającej niespełna 1,5 tys. osób spółce Tauron Ciepło strony porozumiały się w sprawie podwyżek już w tym roku. "Takie rozwiązanie jest, naszym zdaniem, korzystniejsze dla pracowników" – ocenił Nowak.

8 czerwca ub. roku prezydium Rady Społecznej Tauron Polska Energia podpisało z zarządem spółki ramowe porozumienie płacowe, które umożliwiło rozpoczęcie negocjacji dotyczących wzrostu wynagrodzeń w poszczególnych spółkach grupy. Ustalono, ż w latach 2017-2018 pracownicy spółek z grupy Tauron otrzymają jednorazową premię, natomiast w czwartym kwartale 2018 r. rozpoczną się negocjacje dotyczące wzrostu płac zasadniczych w 2019 r.

Jak informował po podpisaniu ramowego porozumienia płacowego prezes grupy Tauron Filip Grzegorczyk, zgodnie z tym ustaleniami, do końca 2019 r. wysokość premii w zatrudniającej ok. 25 tys. osób grupie Tauron będzie uzależniona od osiągnięcia zakładanego wyniku EBITDA oraz realizacji wyznaczonych inicjatyw oszczędnościowych. Porozumienie sprecyzowało zasady polityki płacowej spółki w latach 2017-2019. W przypadku realizacji zakładanych wskaźników ekonomicznych oznacza to dodatkowe środki dla pracowników, jednak wypłata dodatkowych świadczeń zależy nie tylko od osiągnięcia określonego na dany rok wyniku EBITDA (zysk przed odsetkami, podatkami i amortyzacją), ale również od realizacji inicjatyw oszczędnościowych w poszczególnych obszarach działania grupy.

Notowana na warszawskiej giełdzie spółka Tauron Polska Energia SA jest liderem grupy kapitałowej zajmującej się wydobyciem węgla, wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą energii. Grupa obejmuje swoim działaniem 18 proc. powierzchni Polski i jest największym dystrybutorem oraz drugim pod względem wielkości krajowym sprzedawcą i wytwórcą energii elektrycznej.(PAP)

mab/ dym/ ana/

"Projekty innowacyjnych rozwiązań dla energetyki, które odpowiadają na wyzwania rynkowe z obszarów działalności Grupy Tauron, znajdą się w centrum zainteresowania nowego funduszu EEC Magenta. Powołany przez Tauron, Polski Fundusz Rozwoju oraz Narodowe Centrum Badań i Rozwoju CVC (zarządzany przez PFR) fundusz typu Corporate Venture Capital (CVC) jest pierwszym tego typu podmiotem na polskim rynku" - napisano w komunikacie Tauronu.

"Utworzenie funduszu CVC stanowi kolejny element budowy w Grupie Tauron ekosystemu współpracy z innowacyjnymi przedsiębiorstwami. Oczekujemy, że nowy fundusz przyniesie Grupie korzyści dzięki koncentracji działalności na inwestycjach w innowacyjne firmy, które potencjalnie wesprą długoterminowy rozwój Grupy" – mówi cytowany w komunikacie prezes Tauron Polska Energia Filip Grzegorczyk.

Docelowa kapitalizacja funduszu utworzonego w ramach PFR Starter FIZ wyniesie 50 mln zł, a funduszu utworzonego w ramach PFR NCBR CVC wyniesie 160 mln zł. Udział Tauronu w funduszach nie przekroczy odpowiednio 25 i 49 proc.

Prezes PFR Paweł Borys wyjaśnił, że jednym ze strategicznych celów PFR jest rozwój w Polsce rynku finansowania młodych innowacyjnych firm tzw. rynku venture capital. Jest on ważnym elementem budowy nowoczesnej gospodarki 4.0.

"Realizując program Start in Poland budujemy kompletny ekosystem, który ma uczynić z Polski hub innowacji o znaczeniu europejskim. Fundusz EEC Magenta jest pierwszym tego typu projektem na polskim rynku. Tworzy go profesjonalny zespół zarządzający z doświadczeniem z Doliny Krzemowej. Niezależnie od źródeł kapitału, zespół zarządzający będzie inwestował na zasadach rynkowych dążąc do maksymalizacji wartości spółek, w które będzie inwestował i wartości portfela dla inwestorów" – zapewnił Borys. (PAP)

mmu/ je/ pr/ ana/

Rynek mocy to mechanizm mający stanowić dodatkowe źródło wynagrodzenia dla wytwórców energii w zamian za gotowość do zaoferowania - w razie potrzeby - określonych mocy elektrowni. Za tę gotowość zapłacą odbiorcy energii w postaci tzw. opłaty mocowej doliczanej do rachunków za energię. Mechanizm ma zapewnić moc niezbędną do pokrycia popytu na energię oraz stanowić zachętę do inwestycji w nowe źródła wytwórcze. W lutym rynek mocy został notyfikowany przez Komisję Europejską.

"Po pierwsze, rynek mocy daje bezpieczeństwo dostaw energii dla gospodarstw domowych i przedsiębiorstw. Bez tego mechanizmu mogłyby nam grozić ograniczenia mocy, a firmy energetyczne stanęłyby przed problemem nierentownego utrzymywania mocy w gotowości. Po drugie, biorąc pod uwagę postulaty unijne dotyczące klimatu - rynek mocy wspiera realną transformację sektora energetycznego w kierunku zaprogramowanym przez Unię Europejską, czyli m.in. zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii w miksie energetycznym i obniżenia poziomu emisji gazów cieplarnianych. Po trzecie, rynek mocy poprawia kondycję finansową podmiotów energetycznych i ich konkurencyjność" - powiedział PAP Biznes Filip Grzegorczyk.

"Miks energetyczny Polski musi być zdywersyfikowany i siłą rzeczy będzie ulegał transformacji. Minister energii Krzysztof Tchórzewski zapewniał, że elektrownia w Ostrołęce będzie ostatnią budowaną konwencjonalną elektrownią węglową w Polsce. Elektrownie węglowe, które są dziś oddawane do eksploatacji: Kozienice, Opole, Jaworzno to nowoczesne i wysokosprawne jednostki przystosowane do spełniania restrykcyjnych norm z zakresu ochrony środowiska, znacznie ograniczające emisje CO2 oraz pozostałych gazów emisyjnych” – powiedział prezes Grupy Tauron.

"Udział węgla w polskim miksie będzie się zmniejszał i wytwarzanie w większym stopniu będzie korzystać z innych źródeł. Kierunek jest jasny, pytanie tylko o czas oraz źródła i model finansowania. Nie jesteśmy w stanie zrobić tego z dnia na dzień, a pieniądze z rynku mocy dadzą podmiotom energetycznym impuls do transformacji" - dodał.

Wiceprezes PKEE wskazał na przykład Hiszpanii, gdzie mechanizm mocowy, nienotyfikowany w Komisji Europejskiej, funkcjonuje od 20 lat.

"Dając zastrzyk finansowy do transformacji gospodarki, przyczynił się on do rozwoju OZE, a przy okazji wsparł stabilizację funkcjonowania sieci energetycznych. Zapłacono więc za utrzymanie w gotowości konwencjonalnych źródeł wytwórczych niezbędnych dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego i na tej bazie rozwijano OZE" – powiedział Grzegorczyk.

"Model, w którym rozwój OZE wspierany jest przez wytwarzanie konwencjonalne wydaje się sensownym rozwiązaniem także dla Polski. Dziś w systemie energetycznym Polski mamy dużo źródeł wykorzystujących węgiel, które należy wspierać, by wygenerować środki finansowe na stopniową zmianę miksu energetycznego” - dodał.

Obecnie trwają prace nad przyszłym kształtem rynku energii elektrycznej w Europie, w ramach tzw. pakietu zimowego procedowane jest m.in. rozporządzenie w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Dla energetyki węglowej kluczowy będzie ostateczny kształt przepisów dotyczących limitu emisyjności, który miałby być warunkiem udziału w mechanizmach mocowych. Zakładany limit 550 g CO2/kWh wykluczałby bowiem z rynku mocy źródła oparte na węglu.

Grzegorczyk uważa, że polski rynek mocy powinien być wyłączony z ograniczenia emisyjności (tzw. EPS 550) lub korzystać z derogacji.

"Od Unii Europejskiej oczekiwałbym większej konsekwencji w działaniu. Jeśli Polska zgłasza projekt ustawy o rynku mocy i jest on notyfikowany przez Komisję Europejską, to jest wysoce niesprawiedliwe, że zaraz potem pojawia się projekt regulacji, która w zasadzie powoduje, że rynek mocy nie jest możliwy do wdrożenia” - powiedział.

"Gdy Komisja Europejska zgadzała się na rynek mocy w Polsce, wiedziała, jaka jest struktura źródeł wytwórczych w naszym kraju i jakie źródła będą mogły brać udział w systemie. Trzeba zachować pewną sekwencję zdarzeń prawnych. Jeśli jest rynek mocy, jest aukcja, przedsiębiorstwo ją wygrywa, to domagalibyśmy się, by unijny prawodawca nie kwestionował tego, co się stanie do momentu wejścia w życie pakietu zimowego. Niech parametr emisyjności na poziomie 550 g CO2/kWh dotyczy tych jednostek, które będą budowane po wejściu w życie pakietu zimowego, ale nie przed. Chcemy, żeby prawa nabyte były respektowane. Kontrakty mocowe, które zostaną zawarte w wyniku wygranych aukcji rynku mocy przed wejściem w życie regulacji pakietu zimowego, nie powinny być objęte jego zapisami” - dodał.

Branża oczekuje też sprawiedliwego traktowania wszystkich państw członkowskich Unii Europejskiej.

"Dlaczego EPS 550 nie obowiązuje w przypadku niemieckiego systemu rezerw, a ma obowiązywać w przypadku rozwiązań polskich? Dlaczego ma być wsparcie publiczne dla jednostek węglowych w Niemczech a nie dla jednostek węglowych w Polsce? Trzeba pamiętać, że mamy inny punkt startu w transformacji niż większość państw Unii Europejskiej i powinno to być uwzględniane w polityce Unii Europejskiej” - ocenił prezes Tauronu.

Pytany o rozwój OZE w grupie Tauron, odpowiedział: „Grupa Tauron ma dużo mocy zainstalowanej w OZE i chciałaby mieć więcej. W 2019 r. zamykamy 8 wysokoemisyjnych bloków węglowych o mocy 120 MW każdy i w to miejsce wchodzi nowy blok o mocy 900 MW w Jaworznie o wyższej sprawności. To ostatnia jednostka węglowa w Grupie Tauron. Blok w Stalowej Woli jest oparty na gazie. Poważnie myślimy też o zwiększeniu mocy opartych na OZE. To jest ta stopniowa transformacja w kierunku energetyki niskoemisyjnej, której chce Unia Europejska. Tak wygląda prawdziwy proces transformacji sektora energetycznego, przy zachowaniu racjonalnych kosztów i bezpieczeństwa energetycznego”.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ osz/

Na Towarowej Giełdzie Energii obserwuje się ostatnio dużą zwyżkę cen energii elektrycznej w kontraktach terminowych. Dotyczy to zwłaszcza III kw. 2018 r., gdzie cena energii w podstawowym kontrakcie kwartalnym przekroczyła 300 zł za MWh, barierę 300 zł/MWh przekroczyły też kontrakty miesięczne na sierpień i wrzesień 2018. Dla porównania, przed rokiem ceny w identycznych kontraktach na III kw. 2017 r. wynosiły w granicach 180 zł/MWh.

W ocenie prezesa Tauronu Filipa Grzegorczyka źródło tych podwyżek tkwi w polityce klimatycznej UE. „Dzisiejsza cena CO2 to 16 euro za tonę, co w przypadku Polski oznacza dodatkowe 70 zł w cenie MWh energii” - powiedział PAP Grzegorczyk.

„Musimy wyraźnie powiedzieć, że ceny, jakie dziś mamy nie są wynikiem działalności koncernów energetycznych ani wynikiem działalności rządu. Bo dziś jedna czwarta ceny to podatek ekologiczny, nakładany na Brukselę” - dodał.

Jego zdaniem, wzrost cen energii to w niewielkim stopniu efekt wyższych cen węgla.

„Zauważamy pewien lekki wzrost. Mamy przecież własne kopalnie, od których kupujemy węgiel po cenach rynkowych. Ale wzrost ceny węgla nie przekłada się jeden do jednego na cenę energii. Na razie przekłada się tylko na obniżenie marży sprzedawcy” - ocenił Grzegorczyk.

Według niego, UE z polityką klimatyczną idzie „za daleko, w kierunku ubóstwa energetycznego”. „Za chwilę okaże się, że energia w Polsce stanie się dobrem luksusowym” - powiedział Grzegorczyk. „Musimy apelować o większe wyważenie tego trójkąta polityki energetycznej. Nie możemy wywrócić i rynku, i bezpieczeństwa w imię klimatu” - dodał.

Jego zdaniem, Polska w całości wpisuje się w unijną politykę klimatyczno-energetyczną, jest jednak kwestia punktu wyjścia, który dla Polski był inny niż dla innych państw.

„Dziś mamy 80 proc. energii elektrycznej z węgla, ale jeszcze stosunkowo niedawno było to 99 proc. Transformacja musi trochę potrwać” - powiedział Grzegorczyk.

Prezes Tauronu przypomniał, że kreatorem polityki energetycznej jest rząd, który poprzez ministra energii jasno zadeklarował, że ostatnim blokiem węglowym będzie Ostrołęka C. „A potem przed nami spora transformacja zarówno w kierunku atomu, jak i energii wiatrowej” - ocenił.

autor: Wojciech Krzyczkowski(PAP)

wkr/ dym/ ana/

"Przy wszystkich argumentach przemawiających przeciwko tej tezie (polityka, CO2, toksyczne projekty, brak dywidend) zwracamy uwagę na kilka czynników, które przy obecnej niskiej kapitalizacji indeksu WIG-Energia, budują wartość opcji kupna Enei, Energi, PGE czy Tauronu" - napisano w raporcie.

Wśród tych czynników wymieniają perspektywę znacznej poprawy FCF w kolejnych 5 latach i zwiększenia komponentu equity w ramach EV, coraz głośniejszy lobbing przeciwko projektowi atomowemu i brak jednomyślności w rządzie, potencjał zaskoczeń w systemach wsparcia, zaskakująco wysokie ceny energii i CDS szczególnie dla zintegrowanych i nowych bloków węglowych, rosnące ceny zielonych certyfikatów, perspektywę wyższego WACC w dystrybucji, wskaźnik EV/EBITDA 20 proc. poniżej 3-letniej średniej i 50 proc. dyskonta do Stoxx Utilities, a także silny bilans sektora.

Analitycy DM mBanku zwracają uwagę, że od lokalnego minimum ustanowionego w lutym, ceny energii na rynku niemieckim wzrosły już prawie o 30 proc. napędzane zwyżkami cen węgla (+13 proc.), gazu (+25 proc.) i CO2 (+60 proc. na fali entuzjazmu po zatwierdzeniu reformy ETS). W efekcie mimo rosnących rentowności obligacji skarbowych, sentyment do sektora użyteczności publicznej jest bardzo dobry, a indeks branżowy wzrósł o 6 proc. dystansując szeroki rynek o kilka punktów.

Poniżej przedstawiamy zestawienie rekomendacji DM mBanku dla spółek energetycznych notowanych na GPW.

Autorem raportu jest Kamil Kliszcz. Pierwsze rozpowszechnianie raportu nastąpiło 29 maja, o godzinie 08.34.

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

pr/ ana/

„Łagisza na gaz musi być opłacalna, jeśli w ogóle mamy ten temat podejmować. Opłacalna będzie, kiedy wejdzie do rynku mocy po określonej cenie albo kiedy pojawi się ustawa o wsparciu dla kogeneracji” - powiedział Grzegorczyk.

Zawieszony projekt budowy gazowego bloku o mocy 413 MWe w elektrowni Łagisza przewiduje, że będzie to jednostka kogeneracyjna, czyli produkująca jednocześnie energię elektryczną i ciepło.

Grzegorczyk podkreślił, że nie chodzi o połączenie tych dwóch elementów. "Prawdopodobnie ustawa o wsparciu dla kogeneracji zwiększy opłacalność. Natomiast bez tego wsparcia można szukać dla Łagiszy szansy w rynku mocy” - wyjaśnił.

Jak dodał, być może Tauron zgłosi gazowy projekt w Łagiszy do aukcji rynku mocy, ale spółka liczy na to, że kształt ustawy kogeneracyjnej będzie znany wcześniej. „Na pewno końcówka 2018 r. będzie dla tego projektu bardzo ważna” - zaznaczył prezes Tauronu.

Jak podkreślił, w razie decyzji o odwieszeniu, projekt mógłby zostać zrealizowany relatywnie szybko. Przypomniał, że zawieszono go na etapie przetargu, ale jeszcze przed jego rozstrzygnięciem. Dlatego wystarczy wznowić postępowanie przetargowe. Miejsce pod budowę jest, wyprowadzenia mocy oraz pozwolenia także - dodał.

„To byłaby relatywnie szybka inwestycja, ale to regulacje decydują o jej opłacalności” - podkreślił Filip Grzegorczyk. Plany budowy kogeneracyjnego bloku na gaz w Łagiszy zostały zawieszone wraz z przedstawieniem we wrześniu 2016 r. nowej strategii grupy Tauron na lata 2016-2025. Znalazł się w niej zapis o wstrzymaniu budowy.

Z końcem 2018 r. wygasa obecny system wsparcia dla kogeneracji. Ministerstwo Energii zapowiedziało, że do tego czasu powstanie ustawa o nowym systemie, zgodnym z regulacjami UE.

Na koniec tego roku zapowiedziano także pierwsze aukcje dla jednostek wytwórczych, które chcą korzystać z rynku mocy. (PAP)

wkr/ son/ asa/

W październiku 2017 r. Comarch otrzymał do Tauronu Dystrybucja notę obciążeniową wzywającą członków konsorcjum (Comarch, Apator Rector, Tukaj Mapping Central Europe oraz Eurosystem) do solidarnej zapłaty kwoty 30,2 mln zł za zwłokę w wykonaniu umowy na wykonanie i wdrożenie Systemu Zarządzania Majątkiem Sieciowym.

Zgodnie z zawartą ugodą Tauron zweryfikował żądanie zapłaty kar umownych z tytułu zwłoki w wykonaniu etapu 2, etapu 3 i paszportyzacji do kwoty 11,1 mln zł, zrzekając się dalszego dochodzenia naliczonych kar umownych. Ponadto, konsorcjum wykona na rzecz Tauronu dodatkowe zadania za wynagrodzeniem w kwocie prawie 24 mln zł.

Comarch podał, że zgodnie z postanowieniami zawartej ugody, kary z ugody będą podlegały rozliczeniu poprzez potrącenie umowne z wierzytelnościami konsorcjum o zapłatę wynagrodzenia za wykonanie dodatkowych prac i usług.

"Jednocześnie w dniu 5 czerwca 2018 roku Comarch zawarła z Apator Rector porozumienie, w którym Apator Rector zobowiązała się zwolnić Comarch z obowiązku świadczenia na rzecz Tauron kar umownych wynikających z ugody, jak również, zrzekła się wobec Comarch roszczeń z tytułu wykonania ugody. Apator Rector zobowiązała się ponadto w zawartym porozumieniu do wykonania dodatkowych prac i usług wynikających z zawartej z Tauron ugody" - napisano w komunikacie.

Strony podjęły działania mające na celu zatwierdzenie ugody przez właściwy sąd. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Spółka wyceniana jest obecnie przy 0,19x P/BV i z perspektywy tego wskaźnika jest 5 najtańszą spółką energetyczną na BBG (poniżej PAK na 7 miejscu)" - napisano.

Analitycy prognozują, że w 2018 roku przychody Tauronu wyniosą prawie 18 mld zł, a EBITDA 3,6 mld zł. Na 2019 rok przewidują spadek EBITDA do 3,4 mld zł.

Autorem raportu jest Krzysztof Kubiszewski. Pierwsze rozpowszechnianie raportu nastąpiło 29 maja, o godzinie 17.15.

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

pel/ osz/

"Chcielibyśmy, by poziom wydobycia zamknął się na poziomie z 2017 roku, ale spodziewamy się, że ciężko to będzie utrzymać i poziom może być niższy, nie dramatycznie niższy, ale na tyle, że dodatni poziom EBITDA będzie sporym wyzwaniem" - powiedział Wadowski podczas telekonferencji.

W I kwartale segment wydobycia zanotował 10 mln zł zysku EBITDA.

Produkcja węgla handlowego spadła w tym okresie o 6 proc. rdr do 1,42 mln ton, co było wynikiem wystąpienia trudnych warunków geologicznych w kopalni Janina oraz opóźnienia rozruchu na jednej ze ścian w kopalni Sobieski.

"Problemy, które miały miejsce w I kwartale w kopalni Janina nie zniknęły i raczej, pomimo wysiłków, będą mieć miejsce w dalszej części roku" - powiedział Wadowski.

Pytany o wydobycie w kopalni Brzeszcze odpowiedział: "Cieszymy się, że kopalnia Brzeszcze realizuje plan, wydobywa więcej węgla niż w 2017 roku. Patrząc na perspektywy, trzeba mieć świadomość, że każda kopalnia realizuje cykl wydobycia wynikający z planu ruchu. Raczej nie widzimy możliwości, by kopalnia Brzeszcze aż tak pozytywnie pracowała przez cały rok, co wynika z planowanych przezbrojeń".

Wiceprezes ocenił, że w przyszłym roku możliwe będą dalsze, nieduże wzrosty cen węgla.

"Nie możemy wykluczyć, że w kolejnym roku cena węgla jeszcze wzrośnie, ale ten wzrost najprawdopodobniej będzie kilkuprocentowy" - powiedział Wadowski. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Spodziewamy się, że koszty zakupu uprawnień do emisji CO2 raczej nie będą maleć w kolejnych kwartałach, spodziewamy się wzrostu kdk. Sumarycznie cały 2018 rok zamknie się dużo większymi kosztami uprawnień do emisji CO2. Na wpływ kosztów emisji CO2 ma też poziom produkcji. W I kwartale była niższa produkcja. W zależności od produkcji koszty mogą być niższe, ale generalnie widzimy tendencję wzrostową" - powiedział Wadowski podczas telekonferencji.

Dariusz Niemiec, dyrektor zarządzający Tauronu, ocenił, że wzrost rynkowych cen uprawnień do emisji CO2 jest jednym z głównych czynników wzrostu cen energii na rynku spot i rynku terminowym. Dodał, że na poziom cen energii wpływ może mieć też m.in. bardzo niski stan wód w Polsce, co może stanowić ryzyko obniżenia latem mocy niektórych elektrowni. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 875,5 mln zł wobec 810,8 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 1.292,2 mln zł (1.222,5 mln zł przed rokiem), a przychody sięgnęły 4.825,5 mln zł (4.591,1 mln zł rok wcześniej).

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z końca kwietnia. Grupa szacowała wtedy, że miała w pierwszym kwartale 1.292 mln zł EBITDA, 875 mln zł zysku operacyjnego i 637 mln zł zysku netto przy przychodach na poziomie 4.826 mln zł.

Główne czynniki mające wpływ na poziom uzyskanych przychodów to: wzrosty wolumenów w segmentach Sprzedaży i Dystrybucji, wyższe ceny sprzedaży energii w Segmencie Wytwarzanie oraz wyższe wolumeny sprzedaży energii poza Grupę w związku ze wzrostem tzw. obliga giełdowego.

EBITDA segmentu Wydobycie wyniosła 10,3 mln zł, segmentu Wytwarzanie 465,3 mln zł, segmentu Dystrybucja 638,1 mln zł, a segmentu Sprzedaż 177,8 mln zł.

Marża EBITDA oraz EBIT wyniosły w pierwszym kwartale odpowiednio: 26,8 proc. i 18,1 proc. i były wyższe od wypracowanych rok wcześniej odpowiednio o 0,2 p.p. i 0,5 p.p.

W pierwszym kwartale nakłady inwestycyjne grupy wyniosły 569 mln zł i były niższe od poniesionych w analogicznym okresie ubiegłego roku o 10,5 proc.

Grupa podała, że największe nakłady zostały poniesione w segmencie Dystrybucja, w którym CAPEX przeznaczony był przede wszystkim na modernizację sieci dystrybucyjnej (140 mln zł) oraz budowę nowych przyłączeń (116 mln zł).

Jak podano, 190 mln zł zostało przeznaczonych na budowę bloku o mocy 910 MW w Elektrowni Jaworzno III. Planowane całkowite wydatki na budowę tej jednostki to ok. 6,2 mld zł, a blok ma zostać przekazany do eksploatacji w listopadzie 2019 roku. Tauron podał, że prace na budowie w Jaworznie przebiegają zgodnie z harmonogramem, a ich zaawansowanie przekroczyło 60 proc.

Jak wynika z raportu, na koniec marca 2018 roku zobowiązania grupy względem nakładów na rzeczowe aktywa trwałe i aktywa niematerialne wyniosły 3,854 mld zł.

Na koniec marca zobowiązania finansowe netto grupy wyniosły 8,4 mld zł, czyli wzrosły o 4,7 proc. względem 31 grudnia 2017 roku. Jak podano, wskaźnik długu netto do EBITDA wyniósł 2,3x.

Grupa miała na koniec marca w banku i w kasie 448,6 mln zł środków pieniężnych wobec 703,2 mln zł na koniec grudnia.

Tauron podał w komunikacie prasowym, że realizowany przez grupę Program Poprawy Efektywności - włączając pierwszy kwartał tego roku - przyniósł efekty o łącznej wartości 1.227 mln zł. Oznacza to, że uzyskane dotychczas oszczędności stanowią 94 proc. łącznych efektów zaplanowanych na lata 2016-2018. Jak podano, największy udział w rezultatach miały segmenty Wytwarzanie i Dystrybucja.

Produkcja węgla handlowego w grupie Tauron w pierwszym kwartale wyniosła 1,42 mln ton i była niższa o 6 proc. rdr. Wolumen sprzedaży węgla wyniósł 1,43 mln ton.

Grupa wyprodukowała 3,94 TWh energii elektrycznej, tj. o 19 proc. mniej w stosunku do ubiegłego roku (4,89 TWh). Produkcja energii ze źródeł odnawialnych wyniosła 0,24 TWh, tj. o 27 proc. mniej wobec ubiegłego roku (0,33 TWh).

Produkcja ciepła w pierwszym kwartale wyniosła 5,68 PJ i była wyższa o 7 proc. rdr, a sprzedaż ciepła wyniosła 7,69 PJ, tj. o 3 proc. więcej niż rok wcześniej.

Segment Dystrybucja dostarczył w pierwszym kwartale łącznie 13,42 TWh energii elektrycznej (wzrost o 1 proc. rdr) i świadczył usługi dystrybucyjne na rzecz 5,55 mln odbiorców.

"Zwiększenie wolumenu dostawy odbiorcom końcowym jest przede wszystkim wynikiem zwiększonego poboru energii elektrycznej przez odbiorców przemysłowych" - podano w komunikacie.

W tym samym okresie spółki segmentu Sprzedaż sprzedały łącznie 9,27 TWh energii elektrycznej detalicznej do 5,4 mln klientów, czyli o 2 proc. więcej rdr. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Zysk netto, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 636,2 mln zł wobec 639,8 mln zł zysku przed rokiem.

Zysk operacyjny grupy Tauron wyniósł 875,5 mln zł wobec 810,8 mln zł przed rokiem, zysk EBITDA 1.292,2 mln zł (1.222,5 mln zł przed rokiem), a przychody sięgnęły 4.825,5 mln zł (4.591,1 mln zł rok wcześniej).

EBITDA segmentu Wydobycie wyniosła 10,3 mln zł, segmentu Wytwarzanie 465,3 mln zł, segmentu Dystrybucja 638,1 mln zł, a segmentu Sprzedaż 177,8 mln zł.

Wyniki są zgodne z szacunkami grupy z końca kwietnia. Grupa szacowała wtedy, że miała w pierwszym kwartale 1.292 mln zł EBITDA, 875 mln zł zysku operacyjnego i 637 mln zł zysku netto przy przychodach na poziomie 4.826 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ sar/ osz/

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

kom espi zdz

„Szacujemy inwestycje na dostosowanie bloków do wymogów BAT na 700-900 mln zł” - powiedział Wadowski podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego.

W rozmowie z PAP Biznes wyjaśnił, że szacunki te dotyczą łącznie Tauronu Wytwarzanie (max. 700 mln zł) i Tauronu Ciepło (max. 200 mln zł).

Wadowski ocenił, że wyzwaniem dla branży przy dostosowaniu do BAT-ów będzie kwestia zdolności wykonawczych i dostępności tego typu firm przy obecnym rynku pracownika.

Prezes Rafako, Agnieszka Wasilewska-Semail, wskazała, że energetyka zawodowa od pewnego czasu przygotowuje się do wypełniania wymogów BAT.

„Nie ma obaw, że możemy nie zdążyć, choć moce wykonawcze mogą być pewnym wyzwaniem. Jeśli patrzymy na mniejszą energetykę, na ciepłownictwo, to wyzwanie jest duże” - powiedziała. (PAP Biznes)

pel/ pr/ jtt/

Carsharing, czyli system wynajmu aut, z reguły na krótki okres, ma służyć zarówno mieszkańcom Katowic, jak i odwiedzającym miasto gościom. Inicjatorzy przedsięwzięcia chcą, by projekt ruszył przed zaplanowanym na grudzień w Katowicach szczytem klimatycznym ONZ – COP24.

List intencyjny w sprawie wspólnych działań w sferze elektromobilności szefowie ING Banku Śląskiego i Tauronu podpisali we wtorek podczas trwającego w Katowicach Europejskiego Kongresu Gospodarczego oraz towarzyszących kongresowi European Startup Days – w ramach tego wydarzenia prezentowane są również nowatorskie rozwiązania energetyczne.

Prezes Tauronu Filip Grzegorczyk podkreślił, że zaangażowanie firmy w rozwój nowego segmentu rynku, jakim jest elektromobilność, wpisuje się w rządową Strategię na Rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju, ale także jest odpowiedzią na przyszłe potrzeby klientów.

„Planujemy na swoim obszarze dystrybucyjnym realizację kolejnych projektów związanych z eletromobilnością; współpraca z ING Bankiem Śląskim pozwoli nam na skorzystanie z najlepszych rozwiązań systemowych dostępnych na europejskim rynku w tym zakresie” – ocenił Grzegorczyk.

W ramach prowadzonych projektów badawczo-rozwojowych i współpracy ze startupami grupa Tauron rozwija w ostatnim czasie technologie, które będą użyteczne na tworzącym się rynku elektromobilności- chodzi m.in. o rozwiązania dla magazynowania energii czy balansowania mocy w sieci ładowarek.

Tauron jest również zaangażowany w prace nad stworzeniem polskiego samochodu elektrycznego, posiadając udziały w spółce ElectroMobilityPoland. Grupa realizowała też pilotaże testujące rozwiązania z zakresu elektrycznej mobilności w komunikacji miejskiej i użytkowania pojazdów elektrycznych we flotach firmowych.

Prezes ING Banku Śląskiego Brunon Bartkiewicz poinformował, że ING zamierza aktywnie uczestniczyć w kreowaniu rynku samochodów elektrycznych i towarzyszącej infrastruktury, dzieląc się również swoimi międzynarodowymi doświadczeniami w tym zakresie. ING uczestniczy m.in. w testowaniu rozwiązań dla carsharingu elektrycznych aut i platform wspierających rozwój tzw. smart mobilności.

„Technologie i wszystko co wiąże się z budową innej infrastruktury energetycznej na świecie to kolosalny biznes - dziś jest on na początku drogi, ale w kolejnych latach to on będzie w bardzo poważnym stopniu dyktował, gdzie jest postęp technologiczny, gdzie są zmiany, gdzie są przewagi konkurencyjne. Jako Grupa ING czujemy odpowiedzialność, żeby promować te rozwiązania w Polsce” – powiedział PAP prezes Bartkiewicz.

„Stąd rządowe plany dotyczące m.in. rozwoju elektromobilności i przechodzenia na inne źródła energii całkowicie łączą się z naszym myśleniem” - dodał prezes ING Banku Śląskiego, podkreślając, że w działaniach banku na rzecz elektromobilności i odnawialnych źródeł energii nie chodzi o efekt propagandowy, ale o faktyczne przedsięwzięcia, wynikające zarówno z odpowiedzialności, jak i trendów biznesowych.

„Wokół elementów związanych z czystą, zieloną, energią będą w najbliższym czasie przechodziły kolosalne zmiany. Firmy, które dzisiaj nie będą odchodzić od tzw. brunatnej energii, za chwilę – sądzę, że w ciągu najbliższych pięciu lat - zostaną dotknięte kosztami finansowymi o wielkiej skali” – ocenił Bartkiewicz.

„Należy spodziewać deklaracji kolejnych deklaracji od dużych korporacji na świecie, że będą przyjmować podobną politykę. Jako ING uważamy, że należy wysyłać jednoznaczne sygnały, bo najgorszym elementem jest brak przewidywalności dla naszych partnerów - szczególnie w obszarze energii, który charakteryzuje się tym, że inwestycje mają charakter długoterminowy” – podsumował prezes ING Banku Śląskiego.

W ubiegłym tygodniu grupa ING opublikowała raport o elektromobilności, przygotowany wspólnie z firmą doradczą EY. Eksperci prognozują, że do 2023 r. sprzedaż samochodów elektrycznych podwoi się; ich cena będzie stopniowo spadać, wraz z rozwojem technologicznym - obecnie próg rentowności jest osiągany dopiero po przejechaniu 50 tys. km rocznie.

W ocenie analityków, prognozowane podwojenie sprzedaży aut elektrycznych w ciągu najbliższych pięciu lat będzie efektem rozwoju technologii produkcji baterii, a co za tym idzie spadku cen samochodów tego typu; nie bez znaczenia będą też rosnące wymogi środowiskowe związane z emisją gazów cieplarnianych. Eksperci szacują, że w 2023 r. auta elektryczne będą stanowić ok. 6 proc. wszystkich sprzedawanych samochodów.

Obecnie największą przeszkodą w rozwoju tego rynku jest cena samochodów elektrycznych, w tym cena baterii, odpowiadająca nawet za połowę całego kosztu auta. Eksperci EY i ING uważają, że nowe technologie produkcji baterii Li-ion z jednej strony spowodują spadek ceny, z drugiej odpowiedzą na oczekiwania użytkowników – czyli pozwolą na swobodne przejechanie 600 km.

Drugą najpoważniejszą barierą jest infrastruktura. Użytkownicy elektrycznych aut oczekują większej liczby miejsc do ładowania, zwłaszcza szybkiego. Z badania przeprowadzonego przez ING w Holandii wynika, że prawie 75 proc. kierowców oczekuje, że ładowanie baterii będzie trwać maksymalnie 15 minut.

Poza ceną samego auta (czyli w dużej mierze ceną baterii) ważnym parametrem jest też koszt użytkowania takiego samochodu i różnica pomiędzy ceną energii elektrycznej, a ceną innych paliw: benzyny, ropy czy gazu. Według ekspertów EY, w rozwoju mogłoby pomóc, poza niższą ceną baterii, zwolnienie z podatku VAT – wtedy próg rentowności byłby osiągany już przy 30 tys. kilometrów rocznie.

Unia Europejska wymaga, by do 2020 r. zbudowano infrastrukturę pozwalającą na płynne poruszanie się EV w zaludnionych aglomeracjach. Plan rozwoju elektromobilności przyjęty przez polski rząd zakłada zbudowanie prawie 7 tys. punktów ładowania.

W lutym br. prezydent podpisał ustawę o elektromobilności i paliwach alternatywnych. Nowe prawo zmierza do upowszechnienia w Polsce elektromobilności oraz transportu z wykorzystaniem paliw alternatywnych. Ma to nastąpić poprzez stworzenie systemu zachęt do zakupu aut elektrycznych, rozwój infrastruktury do ładowania, wsparcie tych technologii w transporcie publicznym. Ustawa nakłada na samorządy obowiązek rozwoju ekologicznego transportu.

Zgodnie z ustawą, do końca 2019 r. infrastruktura ładowania będzie powstawała w miarę możliwości na zasadach komercyjnych. Potem określone samorządy (powyżej 100 tys. mieszkańców i 60 tys. samochodów) powinny tworzyć plany budowy uzupełniających je publicznych sieci. Samorządy powinny współpracować przy tym z dystrybutorami energii, a ci budować następnie stacje ładowania, na końcu wyłaniając dla nich zarządców. (PAP)

autor: Marek Błoński

mab/ amac/ osz/

Firma MSCI od ponad 40 lat tworzy indeksy akcji dla inwestorów instytucjonalnych. (PAP Biznes)

kuc/

Minister pytany o planowane konsorcjum firm, które miałoby realizować projekt jądrowy przypominał, że właścicielem spółki, która ma za zadanie zbudować elektrownię jądrową są spółki energetyczne i KGHM.

„Z punktu widzenia możliwości finansowych muszę z tego projektu wycofać Tauron i KGHM. Ich deklaracja na poziomie udziału po 10 proc. spowodowałaby zobowiązania na poziomie 800-850 mln zł. KGHM ma kłopoty z aktywami zagranicznymi, a Tauron realizuje dużą inwestycję w Jaworznie. Już tylko z tej przyczyny muszę znaleźć kogoś innego” – powiedział PAP Biznes Tchórzewski.

„Jeśli chodzi o Eneę, to spółka zaangażowała się w budowę bloku w Ostrołęce, chce też realizować projekt zgazowania węgla przy Bogdance i też by się chciała wycofać z tego projektu” – dodał.

„PGE realizuje z kolei inwestycje w Opolu, Turowie, planuje budowę bloków w Dolnej Odrze” – dodał.

Pytany, czy PGE miałoby być w projekcie jądrowym powiedział: „chciałbym, żeby pozostała".

Proszony o komentarz do informacji medialnych, że PGE podjęła decyzję o porzuceniu roli lidera w projekcie odpowiedział: "nie ma takiej decyzji, PGE nadal ma mieć wiodącą rolę”.

W ubiegłym tygodniu media spekulowały, że rolę lidera projektu elektrowni atomowej miałby natomiast przejąć PKN Orlen.

Pytany, czy do projektu włączyłby się Orlen odpowiedział jedynie: „Orlen jest na etapie olbrzymich przekształceń”.

Wcześniej, podczas panelu na Europejskim Kongresie Gospodarczym minister powiedział, że „musi być strategiczny inwestor, który będzie to +ciągnął+, prowadzę w tej dziedzinie rozmowy”.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ ana/

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

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

23 grudnia 2009 roku Amon i Talia zawarły z Pierwszą Kompanią Handlową długoterminowe umowy sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii oraz sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii w odnawialnych źródłach energii, jakimi są farmy wiatrowe w Modlikowicach i Łukaszowie należące do Amon i Talia.

Prawa majątkowe i energia były nabywane przez PKH dla potrzeb Grupy Tauron.

"Wobec spadku cen rynkowych oraz niewyrażenia przez Amon i Talia zgody na wprowadzenie do umów zmian korzystnych wyłącznie dla Grupy Tauron, podjęto działania zmierzające do uchylenia się od wykonania zaciągniętych zobowiązań i wygaszenia długoterminowych umów. Tauron odstąpił od połączenia PKH z Tauron Sprzedaż oraz doprowadził do przeniesienia składników majątkowych oraz zyskownych segmentów działalności PKH na inne spółki z Grupy Tauron, pozostawiając w PKH wyłącznie umowy długoterminowe" - napisano w komunikacie Polenergii.

"Tak przygotowana PKH została przez Tauron postawiona w stan likwidacji, aby w jej toku lub na skutek zakończenia procesu likwidacji i wykreślenia PKH z Rejestru doszło odpowiednio do zerwania lub wygaśnięcia umów" - dodano.

Zdaniem Amon i Talia, Tauron - jako jedyny wspólnik PKH i jako podmiot, który podjął działania zmierzające do wygaśnięcia długoterminowych umów oraz do złożenia bezpodstawnych oświadczeń o wypowiedzeniu tych umów i zaprzestania przez PKH nabywania energii i praw majątkowych na podstawie tych umów, oraz jako podmiot, który powierzył PKH i jej likwidatorom określone czynności i świadomie skorzystał z wyrządzonej Amon i Talia szkody - jest odpowiedzialny za szkodę, jaką w związku z zerwaniem długoterminowych umów poniosły i nadal ponoszą Amon i Talia. (PAP Biznes)

pr/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 5/2018 z 8 marca 2018 r. w sprawie finansowania spółki Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. Zarząd TAURON Polska Energia S.A. ("Emitent") informuje, że w dniu dzisiejszym otrzymał z Banku Gospodarstwa Krajowego informację, iż zostały spełnione wszystkie warunki zawieszające określone w umowie pożyczki zawartej pomiędzy Elektrociepłownią Stalowa Wola S.A. (podmiot, w którym Emitent posiada pośrednio, poprzez spółkę zależną TAURON Wytwarzanie S.A., 50% udziału w kapitale zakładowym) a Bankiem Gospodarstwa Krajowego i Polskim Górnictwem Naftowym i Gazownictwem S.A.

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

kom espi zdz

O godz. 15.50 kurs Tauronu rośnie o 3 proc.

ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES:

Uważam, że to są niezłe wyniki. EBITDA jest 4 proc. powyżej moich założeń, nawet po oczyszczeniu o one-off w wysokości 230 mln zł związany z rozwiązaniem rezerw.

Segment górniczy zaraportował wynik EBITDA na poziomie 10 mln zł, a ja zakładałem 8 mln zł. To całkiem niezły wynik, zrobiony prawdopodobnie mimo słabszego wolumenu na wyższej zrealizowanej cenie sprzedaży.

Segment wytarzania też pokazał wynik powyżej moich oczekiwań. Tu jest zaszyty one-off, ale mimo wszystko jest to powyżej moich oczekiwań, pomimo relatywnie niższych wolumenów rdr. Myślę, że efektywna zrealizowana cena energii była całkiem przyzwoita.

Segment dystrybucji wygląda nieźle, podobnie jak segment sprzedaży.

Wyniki Tauronu są całkiem solidne i przyzwoite, pomimo tego one-offu.

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

Tauron szacuje, że miał w I kwartale 2018 roku 1.292 mln zł EBITDA, 875 mln zł zysku operacyjnego i 637 mln zł zysku netto przy przychodach na poziomie 4.826 mln zł - podała spółka w komunikacie.

Zgodnie z szacunkami grupy, EBITDA segmentu Wydobycie wyniosła 10 mln zł, segmentu Wytwarzanie 465 mln zł, segmentu Dystrybucja 638 mln zł, a segmentu Sprzedaż 178 mln zł.

W I kwartale 2017 roku grupa Tauron miała 640,5 mln zł zysku netto, 773,5 mln zł zysku operacyjnego, 1,18 mld zł EBITDA i prawie 4,6 mld zł przychodów ze sprzedaży.

Tauron poinformował w czwartkowym komunikacie, że wśród czynników, które miały wpływ na wyniki w porównaniu z I kwartałem 2017 r. było rozwiązanie rezerw z tytułu świadczeń pracowniczych w Tauron Wytwarzanie w wysokości 230 mln zł.

Spółka podała też, że koszty finansowe z tytułu ujemnych różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro wpłynęły na zmniejszenie wyniku finansowego brutto grupy o 22 mln zł. Z kolei w I kwartale 2017 r. ujęcie różnic kursowych od zadłużenia denominowanego w euro wpłynęło na zwiększenie wyniku finansowego brutto grupy o 74 mln zł.

Na zmniejszenie wyniku finansowego brutto grupy w I kwartale 2018 r. miały również koszty finansowe w wysokości 30 mln zł z tytułu wyceny pożyczek udzielonych przez Tauron Elektrociepłowni Stalowa Wola.

CAPEX Tauronu w I kwartale wyniósł 569 mln zł.

Na koniec marca 2018 roku dług netto wynosił 8.419 mln zł, a wskaźnik dług netto/EBITDA 2,3x.

Tauron podał, że w I kwartale 2018 roku produkcja węgla handlowego wyniosła 1,42 mln ton, a sprzedaż 1,43 mln ton. Produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 3,94 TWh, a produkcja ciepła 5,68 PJ.

Dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 13,5 TWh (w tym do odbiorców końcowych: 13 TWh), a sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 9,27 TWh.

Tauron przedstawi raport kwartalny 16 maja 2018 r. (PAP Biznes)

pel/ asa/