Energa S.A.

Management Reports • Nov 13, 2024

Informacja do skróconego skonsolidowanego raportu Grupy Kapitałowej Energa za III kwartał 2024 roku

Gdańsk, dnia 13 listopada 2024 roku

1.		PODSUMOWANIE3
2.		PODSTAWOWE INFORMACJE O GRUPIE ENERGA6
	2.1.	Charakterystyka działalności i struktura Grupy 6
	2.2.	Najważniejsze zdarzenia okresu sprawozdawczego i po dniu bilansowym oraz inne informacje mające istotny wpływ na ocenę sytuacji majątkowej, finansowej i wynik finansowy Grupy……………………………………………………………………………………………………………6
	2.3.	Nakłady inwestycyjne i realizacja kluczowych projektów10
3.		SYTUACJA FINANSOWO-MAJĄTKOWA 14
	3.1.	Zasady sporządzania kwartalnego skonsolidowanego sprawozdania finansowego 14
	3.2.	Omówienie wielkości ekonomiczno-finansowych ujawnionych w kwartalnym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym14
	3.3.	Charakterystyka struktury aktywów i pasywów skonsolidowanego sprawozdania z sytuacji finansowej19
	3.4.	Opis istotnych pozycji pozabilansowych21
	3.5.	Prognozy wyników finansowych 21
	3.6.	Czynniki wpływu na wyniki Grupy Energa w perspektywie co najmniej jednego kwartału 21
4.		DZIAŁALNOŚĆ SEGMENTÓW GRUPY ENERGA23
	4.1.	Linia Biznesowa Dystrybucja 23
	4.1.1.	Działalność biznesowa i operacyjna23
	4.1.2.	Wyniki finansowe 24
	4.2.	Linia Biznesowa Wytwarzanie 26
	4.2.1.	Działalność biznesowa i operacyjna26
	4.2.2.	Wyniki finansowe 27
	4.3.	Linia Biznesowa Sprzedaż30
	4.3.1.	Działalność biznesowa i operacyjna30
	4.3.2.	Wyniki finansowe 31
5.		OTOCZENIE REGULACYJNO-BIZNESOWE 35
	5.1.	Rynek energii elektrycznej w Polsce 35
	5.2.	Otoczenie regulacyjne 39
6.		AKCJE I AKCJONARIAT43
	6.1.	Informacje o akcjach i akcjonariacie Spółki Energa 43
	6.2.	Notowania akcji Spółki na GPW43
	6.3.	Oceny ratingowe 44
	6.4.	Zestawienie stanu akcji w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących 44
7.		POZOSTAŁE INFORMACJE O GRUPIE46
	7.1.	Informacje o istotnych umowach i transakcjach 46
	7.2.	Zarządzanie ryzykiem46
	7.2.1	Opis najistotniejszych ryzyk47
	7.3.	Postępowania toczące się przed sądem, organem właściwym dla postępowania arbitrażowego lub organem administracji publicznej 54
	7.4.	Zatrudnienie oraz zwolnienia grupowe i spory zbiorowe67
		Spis tabel ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….69
		Spis rysunków69
		Słownik skrótów i pojęć 70

1. PODSUMOWANIE

GRUPA ENERGA PO 9 MIESIĄCACH 2024 ROKU

Jedna z wiodących grup energetycznych oraz niezawodny dostawca energii i usług dla 1/4 kraju, z 59% udziałem produkcji z OZE w produkcji własnej.

Wyniki finansowe
Przychody	EBITDA	Marża EBITDA
16 830 mln zł	2 780 mln zł	16,5%

Odnawialne źródła energii
Produkcja OZE	Moc zainstalowana	Moc zainstalowana wg. źródeł
1 182 GWh	653 MWe	Biomasa 13% Wiatr 37% PV 19% El. przepływowe 31%

Dane operacyjne
Wolumen dostarczonej energii		Produkcja ee brutto		Sprzedaż detaliczna ee
	16,9 TWh		2,0 TWh		12,3 TWh

Kapitalizacja i oceny ratingowe Energi SA*
Kapitalizacja*	Cena akcji*	Rating Fitch	Rating Moody's
5,65 mld zł	13,64 zł	BBB+	Baa2

* Stan na 30 września 2024 roku

Kluczowe Linie Biznesowe
Dystrybucja	Wytwarzanie	Sprzedaż
Energa Operator	Energa Wytwarzanie	Energa Obrót
EBITDA: 2 292 mln zł	EBITDA: 327 mln zł	EBITDA: 176 mln zł

Inwestycje
3 057 mln zł	Nowoprzyłączeni klienci	Modernizacja linii WN, ŚN i NN	Nowe źródła OZE*
Z czego Dystrybucja: 1 622 mln zł	45 tys.	2 121 km	801 MW

*przyłączone do sieci dystrybucji

Elektrownia Wodna w Straszynie

Podstawowe informacje o Grupie Energa

2. PODSTAWOWE INFORMACJE O GRUPIE ENERGA

2.1. Charakterystyka działalności i struktura Grupy

Podstawowa działalność Grupy Kapitałowej Energa ("Grupa", "Grupa Energa") obejmuje dystrybucję, wytwarzanie oraz obrót energią elektryczną i cieplną, a koncentruje się w następujących liniach biznesowych:

Linia Biznesowa Dystrybucja to podstawowa dla rentowności Grupy Linia Biznesowa zajmująca się dystrybucją energii elektrycznej, która jest w Polsce działalnością regulowaną, prowadzoną w oparciu o taryfy zatwierdzane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ("URE"). Funkcję podmiotu wiodącego Linii pełni spółka Energa Operator SA ("Energa Operator", "EOP"). Grupa Energa pozostaje naturalnym monopolistą na terenie północnej i środkowej Polski, gdzie znajdują się jej aktywa dystrybucyjne, za pomocą których dostarcza energię elektryczną do 3,4 mln klientów, z czego około 3,2 mln stanowią klienci z umowami kompleksowymi, a 172 tys. to klienci TPA (ang. Third Party Access). Na koniec września 2024 roku łączna długość linii energetycznych eksploatowanych przez Grupę wynosiła ponad 199 tys. km i obejmowała swoim zasięgiem obszar blisko 75 tys. km², co stanowiło około 24% powierzchni kraju.

Linia Biznesowa Wytwarzanie działa w oparciu o cztery Obszary Wytwarzania: Elektrownia w Ostrołęce, Woda, Wiatr i Pozostałe (w tym kogeneracja – CHP). Całkowita zainstalowana moc wytwórcza w elektrowniach Grupy wynosiła na koniec września 2024 roku około 1,4 GW. Podmiotem wiodącym tej Linii Biznesowej jest spółka Energa Wytwarzanie SA ("Energa Wytwarzanie", "EWYT"). W ciągu pierwszych 9 miesięcy 2024 roku Grupa wytworzyła ok. 2,0 TWh energii elektrycznej brutto, z czego 37% pochodziło z węgla kamiennego, 39% z wody, 17% z wiatru, 3% z biomasy i 4% z fotowoltaiki. Grupa swoją wysoką pozycję pod względem udziału energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych w energii wytworzonej ogółem zawdzięcza głównie produkcji energii w hydroelektrowniach i elektrowniach wiatrowych. Zielona energia powstaje w 44-ech małych elektrowniach wodnych, 2-óch dużych elektrowniach wodnych (we Włocławku i Żydowie), 6-ciu farmach wiatrowych, a także w instalacji spalającej biomasę (w spółce Energa Kogeneracja Sp. z o.o.) oraz posiadanych instalacjach fotowoltaicznych. Na koniec września 2024 roku w Grupie zainstalowanych było około 0,7 GW w odnawialnych źródłach energii, z których Grupa w ciągu pierwszych dziewięciu miesięcy 2024 roku wyprodukowała 1 182 GWh energii elektrycznej brutto.

Linia Biznesowa Sprzedaż, której podmiotem wiodącym jest Energa Obrót SA ("Energa Obrót", "EOB"), prowadzi sprzedaż energii elektrycznej, gazu i dodatkowych usług do wszystkich segmentów klientów - od przemysłu poprzez duży, średni i mały biznes, a na gospodarstwach domowych kończąc. Na koniec III kwartału 2024 roku Grupa Energa obsługiwała około 3,3 mln odbiorców, z czego 3,0 mln stanowili klienci taryfy G, a na pozostałą część składali się klienci grup taryfowych: C, B i A, w porządku malejącym.

Zmiany w strukturze i organizacji Grupy

Na dzień 30 września 2024 roku w skład Grupy Energa, łącznie z podmiotem dominującym – spółką Energa SA ("Energa" "Spółka", "Emitent"), wchodziło 30 spółek.

W dniu 29 sierpnia 2024 roku Energa Wytwarzanie nabyła od spółek z Grupy Greenvolt 100% udziałów w spółkach celowych PVE 28 Sp. z o.o. oraz VRS 14 Sp. z o.o, które realizują projekty inwestycyjne w obszarze fotowoltaiki.

W dniu 4 września 2024 roku zarejestrowana została zmiana nazwy spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. - obecnie funkcjonuje ona pod nazwą Aktywa Ostrołęka Sp. z o.o.

2.2. Najważniejsze zdarzenia okresu sprawozdawczego i po dniu bilansowym oraz inne informacje mające istotny wpływ na ocenę sytuacji majątkowej, finansowej i wynik finansowy Grupy

Najważniejsze zdarzenia I półrocza 2024 roku zostały przedstawione w Sprawozdaniu Zarządu Energi SA z działalności Grupy Kapitałowej Energa w I półroczu 2024 roku. Istotne zdarzenia w III kwartale 2024 roku oraz po dniu bilansowym zostały przedstawione poniżej.

2.2.1. Istotne zdarzenia okresu sprawozdawczego

Informacja o zatwierdzeniu przez Prezesa URE taryfy dla energii elektrycznej dla klientów grup taryfowych G od dnia 1 lipca 2024 roku do dnia 31 grudnia 2025 roku

W dniu 5 lipca 2024 roku Emitent powziął informację od Energa Obrót o dokonaniu oceny wpływu na wynik finansowy obszaru obrotu zatwierdzonej w dniu 28 czerwca 2024 roku przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ("Prezes URE") taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców grup taryfowych G na okres od dnia 1 lipca 2024 roku do dnia 31 grudnia 2025 roku dla EOB na poziomie średnio 623 zł za MWh. Po analizach opartych o prognozy dla całego ww. okresu taryfowego, Energa Obrót nie zidentyfikowała konieczności zawiązania dodatkowej rezerwy na umowy rodzące obciążenia z zastrzeżeniem, że pogorszenie wyniku tej spółki w II połowie 2024 roku na skutek powyższej decyzji Prezesa URE szacowane było w wysokości około 350 mln zł. Szacunki te oparte były na wówczas zakontraktowanym przez Energa Obrót wolumenie i cenie energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla podanego wyżej okresu taryfowego oraz prognozach dotyczących przyszłej kontraktacji.

Wniesienie pozwu o uchylenie uchwały Walnego Zgromadzenia Energi

W dniu 23 sierpnia 2024 roku Spółka poinformowała o otrzymaniu od Sądu Okręgowego w Gdańsku, IX Wydział Gospodarczy, odpisu pozwu o uchylenie uchwały nr 5 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Energi SA z dnia 20 czerwca 2024 roku w sprawie podziału zysku netto za rok obrotowy 2023 i przeznaczenia tego zysku w całości na kapitał zapasowy. Spółka nie zgadza się z wniesionym pozwem i złożyła na niego odpowiedź.

Decyzja o niewnoszeniu skargi kasacyjnej od wyroku Sądu Apelacyjnego w sprawie o stwierdzenie nieważności lub uchylenie uchwały Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Energa SA

W dniu 27 września 2024 roku Zarząd Emitenta podjął decyzję o niewnoszeniu skargi kasacyjnej od wyroku Sądu Apelacyjnego w Gdańsku z dnia 21 marca br. We wskazanym wyroku sąd w całości oddalił apelację wniesioną przez Spółkę od wyroku sądu I instancji uchylającego uchwałę nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 29 października 2020 r. w sprawie wycofania z obrotu na rynku regulowanym prowadzonym przez Giełdę Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. 269.139.114 akcji Spółki zwykłych na okaziciela serii AA oznaczonych w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych S.A. kodem ISIN PLENERG00022.

2.2.2. Istotne zdarzenia po dniu bilansowym

Powołanie Prezesa Zarządu Energa SA

W dniu 4 listopada 2024 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwałę o powołaniu Pana Sławomira Staszaka, Wiceprezesa Zarządu Spółki, na funkcję Prezesa Zarządu Energa SA VII Kadencji z dniem 4 listopada br.

Złożenie rezygnacji z pełnienia funkcji w Radzie Nadzorczej Energa SA

Pani Paula Ziemiecka-Księżak złożyła oświadczenie o rezygnacji z pełnienia funkcji Członka Rady Nadzorczej Spółki z dniem 6 listopada 2024 roku. Oświadczenie zostało złożone bez podania przyczyny rezygnacji.

2.2.3. Inne informacje mające istotny wpływ na ocenę sytuacji majątkowej, finansowej oraz wynik finansowy Grupy

Wpływ konfliktów zbrojnych na działalność Grupy

Grupa monitoruje na bieżąco sytuację w Ukrainie oraz strefie Gazy pod kątem wpływu na jej działalność, niemniej jednak utrzymująca się duża dynamika wydarzeń sprawia, że prognozowanie dalszych skutków gospodarczych wojny obarczone jest dużym ryzykiem przyjęcia błędnych założeń. Biorąc pod uwagę dużą dynamikę zmian sytuacji geopolitycznej oraz gospodarczej i trudności w opracowaniu lub uzyskaniu jednoznacznych i wysoce prawdopodobnych prognoz ekonomicznych i finansowych, na ten moment nie jest możliwe dokładne oszacowanie potencjalnego wpływu konfliktu na działalność i wyniki finansowe Grupy.

Dla pełnej oceny wpływu obecnej sytuacji na przyszłe wyniki finansowe Grupy kluczowy będzie dalszy przebieg działań militarnych, zakres i efektywność nałożonych sankcji oraz reakcja banków centralnych i innych instytucji finansowych na kryzys.

Mając na względzie powyższe, Grupa identyfikuje następujące ryzyka rynkowe:

• Ryzyko osłabienia złotego względem głównych walut, w tym przede wszystkim PLN/EUR. Grupa zabezpiecza ryzyko walutowe dla posiadanych zobowiązań w walutach obcych oraz podejmuje działania w celu zabezpieczenia tego ryzyka w odniesieniu do planowanych projektów inwestycyjnych.
• Ryzyko wzrostu cen surowców energetycznych (węgla i gazu) na skutek ograniczenia ich dostępności w rezultacie embarga nałożonego na Rosję. Zaznaczyć należy, iż Grupa nie nabywa paliw od podmiotów pochodzących z Rosji, Białorusi, Ukrainy czy Izraela.

Grupa bierze pod uwagę, iż bieżąca sytuacja może mieć istotny wpływ na dostępność i ceny węgla kamiennego, w związku z czym Grupa identyfikuje ryzyko negatywnego wpływu tego czynnika na jej działalność i wyniki finansowe. Grupa na bieżąco monitoruje dostępność i zachowanie cen tego paliwa w odniesieniu do kolejnych okresów i podejmuje działania mające na celu zabezpieczenie dostaw i cen umożliwiających nieprzerwaną i rentowną działalność Linii Biznesowej Wytwarzanie.

Istniejące źródła wytwórcze Grupy w znikomym stopniu wykorzystują paliwo gazowe (obecnie jedynie kotły rezerwowo-szczytowe w Elblągu obciążone są tym ryzykiem).

• Ryzyko negatywnego wpływu na działalność Grupy interwencji Rządu RP na krajowym rynku energii elektrycznej, co jest rezultatem wzrostu cen energii elektrycznej w okresie od wybuchu wojny w Ukrainie – m.in. ustawowe ograniczenie cen energii elektrycznej dla wybranych grup odbiorców, rekompensaty dla przedsiębiorstw obrotu energią w kwocie niepokrywającej pełnego zakresu kosztów, konieczność zwrotu przez wytwórców energii części przychodów ponad ustawowo określony poziom, polityka taryfowa Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
• Ryzyko braku dostępności oraz wzrostu cen nabywanych materiałów elektroenergetycznych a także innych komponentów. Wzrost cen w tym obszarze może przełożyć się na wyższe koszty bieżących remontów oraz wyższe nakłady na realizowane przedsięwzięcia inwestycyjne w zakresie infrastruktury dystrybucyjnej i wytwórczej. W szczególności Grupa monitoruje sytuację w zakresie terminowości dostaw elementów infrastruktury pomiarowej oraz podejmuje stosowne działania dostosowawcze niezbędne dla zapewnienia ciągłości działań operacyjnych w zakresie instalacji liczników w sieci dystrybucyjnej.
• Podwyższone ryzyko ataków na infrastrukturę IT, wytwórczą i dystrybucyjną służącą realizacji głównych celów biznesowych Grupy, co rodzi konieczność poniesienia wyższych kosztów ochrony systemów IT i obiektów budowlanych oraz zastosowania bardziej zaawansowanych narzędzi, urządzeń, systemów zabezpieczających.
• Ryzyko dalszego wzrostu inflacji i stóp procentowych, i w konsekwencji ryzyko ograniczenia dostępu do zewnętrznych źródeł finansowania lub pogorszenia ich warunków, co może wpłynąć na wzrost kosztów finansowania dłużnego dla Grupy.
• Ponadto, sytuacja gospodarcza (wysoka inflacja, pogorszenie prognoz PKB, wysokie koszty kredytowania) może rzutować na pogorszenie sytuacji płynnościowej przedsiębiorstw i gospodarstw domowych w Polsce, co może spowodować spadek dyscypliny płatniczej klientów Grupy. Na moment sporządzenia niniejszego sprawozdania Grupa nie identyfikuje zagrożenia z tytułu opóźnień w realizacji należności od klientów jednak bierze pod uwagę taką możliwość, dlatego podejmowane są stosowne działania monitorujące sytuację płatniczą poszczególnych grup odbiorców. Istotny wpływ na płynność w Linii Biznesowej Sprzedaż, związany z powstaniem należności z tytułu rekompensat od Zarządcy Rozliczeń, miało wejście w życie ustaw dotyczących Tarczy Solidarnościowej i Cen maksymalnych.

Grupa nie identyfikuje natomiast bezpośredniego negatywnego wpływu wojny w Ukrainie oraz sytuacji w strefie Gazy na wyniki finansowe osiągnięte w 3 kwartale 2024 roku.

Spółki Grupy nie posiadają kontaktów biznesowych z podmiotami gospodarczymi zarejestrowanymi na terytorium Ukrainy, Rosji, Białorusi czy Izraela.

Wpływ przepisów regulujących ceny energii

W związku z ustawą z dnia 7 grudnia 2023 roku o zmianie ustawy w celu wsparcia odbiorców energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła, która wydłużyła do 30 czerwca 2024 roku:

• okres wsparcia dla odbiorców energii elektrycznej z grup taryfowych G w postaci zamrożenia cen energii elektrycznej (nowelizacja ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 roku w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej), oraz
• obowiązywanie mechanizmów zamrożenia cen energii elektrycznej dla wybranych odbiorców do urzędowo ustalonego poziomu ceny maksymalnej (nowelizacja ustawy z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku),

jak również w związku z decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z dnia 15 grudnia 2023 roku o zatwierdzeniu na 2024 rok Taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców grup taryfowych G, Grupa rozliczyła w okresie 9 miesięcy 2024 roku część rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia w kwocie 355 mln zł (z utworzonej rezerwy w kwocie 472 mln zł).

Jednocześnie w oparciu o obowiązujące przepisy w sprawozdaniu z zysków lub strat w pozycji przychodów z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny Grupa zaprezentowała 1456 mln zł z tytułu rekompensat przysługujących przedsiębiorstwom obrotu energią elektryczną oraz operatorom systemów dystrybucyjnych w konsekwencji stosowania w rozliczeniach z odbiorcami uprawnionymi zamrożonych cen energii elektrycznej i gazu oraz opłat za świadczenie usług dystrybucji.

W okresie 9 miesięcy 2024 roku Grupa ujęła Odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w kwocie 7 mln zł w kategorii Podatki i opłaty w układzie rodzajowym kosztów oraz jako Koszty sprzedaży w układzie kalkulacyjnym.

W dniu 19 września 2023 roku weszło w życie Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 9 września 2023 roku, zmieniające rozporządzenie w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną (dalej: Rozporządzenie), wprowadzające dla gospodarstw domowych obniżkę (premię) na rachunku za energię elektryczną w kwocie 125,34 zł, wyliczoną jako 12% iloczynu średniej ceny z taryf sprzedawców z urzędu na 2022 roku dla grupy taryfowej G11 (tj. 0,4140 zł/kWh) oraz wolumenu energii wynoszącego 2523 kWh.

W okresie 9 miesięcy 2024 roku Grupa rozliczyła naliczone premie w kwocie 318 mln zł, wobec szacowanej w sprawozdaniu skonsolidowanym za 2023 rok wartości 313 mln zł.

Zgodnie z aktualnym brzmieniem postanowień:

• ustawy z dnia 7 października 2022 roku o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 roku oraz w 2024 roku w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej (dalej: ustawa z 7 października 2022 roku), oraz
• ustawy dnia 27 października 2022 roku o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku oraz 2024 roku (dalej: ustawa z 27 października 2022 roku),

Grupa ma obowiązek udzielenia w 2024 roku upustu wskazanym w tych ustawach odbiorcom uprawnionym, którzy wykażą się odpowiednią oszczędnością zużycia energii elektrycznej.

Kwotę upustu dla danego punktu poboru energii elektrycznej odbiorcy uprawnionego stanowi:

• równowartość 10% łącznej kwoty rozliczenia sprzedaży energii elektrycznej oraz usługi dystrybucji energii elektrycznej poniesionej przez odbiorcę uprawnionego w okresie od 1 października 2022 do 31 grudnia 2023 roku (dot. odbiorców uprawnionych dla których upust udzielany jest zgodnie z ustawą z dnia 7 października 2022 roku),
• równowartość 10% łącznej kwoty rozliczenia sprzedaży energii elektrycznej poniesionej przez odbiorcę uprawnionego w okresie od dnia 1 stycznia 2023 do dnia 31 grudnia 2023 roku (dot. odbiorców uprawnionych dla których upust udzielany jest zgodnie z ustawą z dnia 20 października 2022 roku).

Kwoty ww. upustów są objęte mechanizmem rekompensat dla sprzedawców z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny. Złożenie przez sprzedawcę wniosku o rekompensatę z tytułu upustu następuję w terminie:

• do 30 listopada 2024 roku w przypadku odbiorców uprawnionych, których rozliczenie roczne za 2023 roku nastąpiło do 30 czerwca 2024 roku,
• do 31 stycznia 2025 roku w przypadku odbiorców uprawnionych, których rozliczenie roczne za 2023 roku nastąpiło do 31 grudnia 2024 roku.

W okresie 9 miesięcy 2024 roku Grupa zaprezentowała upusty dotyczące części sprzedażowej jako pomniejszenie należności z tytułu dostaw i usług oraz jako pomniejszenie przychodów ze sprzedaży towarów, natomiast upusty dotyczące części dystrybucyjnej (udzielane zgodnie z ustawą z dnia 7 października 2022 roku), jako pomniejszenie należności z tytułu dostaw i usług oraz jako pomniejszenie przychodów ze sprzedaży usług.

W okresie 9 miesięcy 2024 roku oszacowano wartość upustów od części sprzedażowej na wartość 159 mln zł, a od części dystrybucyjnej na wartość 43 mln zł.

Ponadto w dniu 13 czerwca 2024 roku weszła w życie Ustawa z dnia 23 maja 2024 roku o bonie energetycznym oraz o zmianie niektórych ustaw w celu ograniczenia cen energii elektrycznej, gazu ziemnego i ciepła systemowego.

Ustawa w szczególności przedłużyła obowiązywanie mechanizmu ceny maksymalnej za energię elektryczną w II połowie 2024 roku, ustalając ją na poziomie 500 zł/MWh dla gospodarstw domowych oraz na poziomie 693 zł/MWh dla jednostek samorządu terytorialnego, podmiotów użyteczności publicznej oraz mikroprzedsiębiorców, małych i średnich przedsiębiorców. Przedsiębiorstwa energetyczne otrzymają rekompensaty za stosowanie ww. ceny maksymalnej w II połowie 2024 roku. Zapisy ustawy ograniczają rozliczenia z klientami do stosowania tylko ceny maksymalnej, bez dodatkowych składowych cenowych zawartych w ofertach. Te składniki nie są pokrywane rekompensatami co powoduje redukcję zyskowności wcześniej zawartych umów z klientami grup taryfowych G i C.

Ponadto Ustawa nałożyła na przedsiębiorstwa energetyczne obowiązek przedłożenia do zatwierdzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetycznej zmiany taryfy z okresem jej obowiązywania nie krótszym niż do dnia 31 grudnia 2025 r.

W odpowiedzi na złożony przez Energę-Obrót S.A. wniosek, w dniu 28 czerwca 2024 roku Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził taryfę dla energii elektrycznej dla odbiorców grup taryfowych G na okres od dnia 1 lipca 2024 r. do dnia 31 grudnia 2025 r. na poziomie średnio 623 zł za MWh.

Przeprowadzona analiza wpływu regulacji dotyczących wejścia w życie Ustawy z dnia 23 maja 2024 roku o bonie energetycznym oraz o zmianie niektórych ustaw w celu ograniczenia cen energii elektrycznej, gazu ziemnego i ciepła systemowego, która wprowadza zmiany w obszarze mechanizmu ceny maksymalnej na okres II półrocza 2024 roku oraz zatwierdzenia w dniu 28 czerwca 2024 roku nowej stawki taryfy Prezesa URE na okres lipiec 2024 – grudzień 2025 roku, nie wykazała istnienia kontraktów rodzących obciążenia w okresie 18 miesięcy.

Grupa oszacowała, że w wyniku zmiany taryfy nastąpi pogorszenie jej wyniku finansowego osiąganego na umowach z klientami objętymi taryfą G Prezesa URE w II połowie 2024 roku w wysokości około 350 mln zł.

2.3. Nakłady inwestycyjne i realizacja kluczowych projektów

W ciągu pierwszych 9 miesięcy 2024 roku nakłady inwestycyjne w Grupie Energa wyniosły 3 057 mln zł i były o 169 mln zł, tj. 6% wyższe niż w analogicznym okresie roku poprzedniego. Inwestycje Linii Biznesowej Dystrybucja stanowiły 53% wszystkich nakładów poniesionych przez Grupę i wyniosły 1 622 mln zł.

Inwestycje w Linii Biznesowej Dystrybucja obejmowały przyłączanie odbiorców i źródeł energii elektrycznej oraz związaną z tym budowę nowych sieci, a także modernizację i odtworzenie istniejącego majątku związaną z poprawą jakości usług i/lub wzrostem zapotrzebowania na moc.

W Linii Biznesowej Wytwarzanie nakłady na inwestycje wyniosły 364 mln zł, z czego istotny udział stanowiły zadania związane z budową nowych mocy OZE (szczególnie mocy PV).

Natomiast w Linii Biznesowej Sprzedaż przeznaczono na inwestycje 68 mln zł, z czego jednostkowo najwięcej na prace związane z majątkiem oświetleniowym.

Linia Biznesowa Pozostałe i korekty zrealizowała nakłady w wysokości 1 003 mln zł, w tym nakłady związane z budową CCGT w Ostrołęce wyniosły 352 mln zł, natomiast przeznaczone na budowę CCGT w Grudziądzu 598 mln zł.

Stan realizacji programu inwestycyjnego za 9 miesięcy 2024 roku

Opis projektu	Nakłady inwestycyjne za 9 miesięcy 2024 roku (mln zł)
Linia Biznesowa Dystrybucja	1 622
Przyłączenie odbiorców i źródeł ee oraz związana z tym budowa nowych sieci	724
Modernizacja i odtworzenie istniejącego majątku związana z poprawą jakości usług i/lub wzrostem zapotrzebowania na moc	718
Pozostałe nakłady inwestycyjne, kolizje i korekty	180
Linia Biznesowa Wytwarzanie	364
Budowa nowych mocy OZE (w tym PV Mitra)	264
Budowa nowych mocy CHP (w Kaliszu)	45
Pozostałe nakłady inwestycyjne	55
Linia Biznesowa Sprzedaż	68
Nakłady inwestycyjne na majątek oświetleniowy	33
Pozostałe nakłady inwestycyjne	35
Pozostałe spółki, projekty i korekty	1 003
CCGT Ostrołęka	352
CCGT Grudziądz	598
Pozostałe inwestycje i korekty	53
Razem	3 057

Program inwestycyjny w obszarze aktywów ciepłowniczych

W lokalizacji Elbląg prowadzone są prace przygotowawcze w zakresie zadania dot. budowy silników gazowych 3xSG10. Energa Kogeneracja Sp. z o.o. ("EKO") we wrześniu 2024 roku złożyła ofertę w aukcji CHP i uzyskała wsparcie w postaci premii kogeneracyjnej na okres 15 lat od dnia pierwszego, po dniu rozstrzygnięcia aukcji, wytworzenia, wprowadzenia do sieci i sprzedaży energii elektrycznej z tej nowej jednostki kogeneracji (po uprzednim uzyskaniu lub zmianie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej).

W lokalizacji Kalisz realizowany jest kontrakt na budowę kotłowni rezerwowo-szczytowej oraz stacji uzdatniania wody. W trzecim kwartale 2024 roku dla kotła o mocy 10 MWt uzyskano pozwolenie na użytkowanie. W toku jest proces dotyczący odbioru instalacji nowej stacji uzdatniania wody i dwóch kotłów o mocy 20 MWt każdy. Realizowane są również prace dot. budowy układu kogeneracyjnego opartego o silniki gazowe 2xSG10. W trzecim kwartale br. trwały prace dotyczące montażu instalacji gazowych, instalacji technologicznych w komorach silników, kominów silników, instalacji elektrycznych, w obrębie rozdzielnic elektrycznych. Przeprowadzono próby ciśnieniowe instalacji gazowej.

W lokalizacji Ostrołęka prowadzone były prace przygotowawcze w zakresie budowy nowego, kogeneracyjnego źródła ciepła do zasilania systemu ciepłowniczego miasta Ostrołęka po 2025 roku. Uruchomione zostało postępowanie przetargowe na wybór generalnego wykonawcy kotłowni rezerwowo-szczytowej i projekt układu kogeneracyjnego.

W trzecim kwartale 2024 roku realizowane były także inwestycje rozwojowe i modernizacyjne w obszarze sieci ciepłowniczych.

Projekt budowy elektrowni CCGT Ostrołęka

W grudniu 2021 roku w wyniku aukcji głównej rynku mocy na 2026 rok CCGT Ostrołęka Sp. z o.o. zawarła umowę mocową (695,951 MW) na okres 17 lat. W dniu 24 marca 2022 roku CCGT Ostrołęka Sp. z o.o. wydała generalnemu wykonawcy inwestycji tzw. Polecenie Rozpoczęcia dotyczące prac związanych z budową elektrowni gazowo-parowej. 29 czerwca 2023 roku została zawarta umowa kredytowa na finansowanie budowy z konsorcjum polskich i zagranicznych instytucji finansowych. W dniu 3 października 2023 roku podpisany został aneks do umowy z dnia 25 czerwca 2021 roku z generalnym wykonawcą inwestycji, na mocy którego m.in. zwiększone zostało wynagrodzenie generalnego wykonawcy z ok. 2,5 mld zł do ok. 2,85 mld zł netto, zaś termin podpisania świadectwa odbioru warunkowego elektrowni został ustalony na 31 grudnia 2025 roku. Trwa etap budowy. W trzecim kwartale 2024 roku dokonano odbiorów kolejnych odcinków prac generalnego wykonawcy.

Projekt budowy elektrowni CCGT Grudziądz

W grudniu 2021 roku w wyniku aukcji głównej rynku mocy na 2026 rok CCGT Grudziądz Sp. z o.o. zawarła umowę mocową (518,370 MW) na okres 17 lat. W dniu 24 czerwca 2022 roku spółka przekazała teren budowy generalnemu wykonawcy tej inwestycji. 18 maja 2023 roku odbyło się wmurowanie kamienia węgielnego. Trwa budowa bloku. W trzecim kwartale 2024 roku dokonano odbiorów kolejnych odcinków prac generalnego wykonawcy.

Projekt CCGT Gdańsk

Dnia 16 września 2022 roku Energa zawarła z ORLEN S.A. ("ORLEN") porozumienie w sprawie finansowania budowy elektrowni gazowo-parowej w Gdańsku. W trzecim kwartale 2024 roku spółka CCGT Gdańsk Sp. z o.o. kontynuowała działania związane z utrzymywaniem wykonalności projektu CCGT Gdańsk, w tym w szczególności prowadząc prace związane z rozwojem uzyskiwanych w okresie przygotowania produktów projektowych, jak i uzyskania gotowości do przystąpienia do mechanizmów Rynku Mocy.

Projekt PV Mitra

Celem projektu jest przygotowanie, budowa i oddanie do eksploatacji instalacji fotowoltaicznej składającej się z zespołu elektrowni fotowoltaicznych o łącznej mocy zainstalowanej ok. 65 MW. W trzecim kwartale 2024 roku, m.in. ukończono układanie i podpięto linie kablowe AC do inwerterów, zakończono układanie i podłączono kable SN w stacjach transformatorowych.

Projekty fuzji i przejęć OZE

W 2023 roku Energa Wytwarzanie podpisała z firmą Greenvolt umowę przedwstępną na zakup farmy wiatrowej i czterech instalacji fotowoltaicznych o łącznej mocy 59 MW. Transakcja dotyczy dwóch projektów OZE realizowanych w woj. wielkopolskim. Pierwszym jest projekt Opalenica, obejmujący trzy farmy fotowoltaiczne o łącznej mocy 22 MW. Drugim – hybrydowy projekt Sompolno, łączący turbiny wiatrowe o mocy 26 MW i instalację fotowoltaiczną o mocy 10 MW. Nabywane aktywa w ciągu roku mogą wyprodukować 111 GWh energii, czyli równowartość zużycia ponad 55 tys. gospodarstw domowych. Za budowę i doprowadzenie obu projektów do fazy operacyjnej odpowiada Greenvolt Power, spółka będąca częścią Grupy Greenvolt. Zawarcie umów przyrzeczonych dla portfolio Opalenica zostało zrealizowane 29 sierpnia 2024 roku, a dla portfolio Sompolno planowane jest na I kwartał 2025 roku, po wybudowaniu i uzyskaniu koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej dla poszczególnych instalacji OZE.

W 2023 roku Energa Wytwarzanie i Lewandpol Holding sp. z o.o. podpisały przedwstępną umowę zakupu 100% udziałów w spółce E&G sp. z o.o. realizującej projekty budowy instalacji fotowoltaicznych i farmy wiatrowej Kleczew Solar & Wind o łącznej mocy ok. 270 MW w województwie wielkopolskim. Projekt stwarza możliwość ewentualnej rozbudowy o dodatkowe moce wiatrowe w przyszłości, w formule cable pooling. Powyższa transakcja uzależniona jest od spełniania szeregu warunków zawieszających, a jej zamknięcie planowane jest w IV kwartale 2024 roku. Zgodnie z założeniami, jeśli ww. transakcja dojdzie do skutku, ORLEN zapewni wsparcie finansowe dla Grupy Energa na sfinansowanie tej inwestycji.

W marcu 2024 roku Energa Green Development Sp. z o.o. nabyła od spółek ONDE (GK Erbud) i Goalscreen Holdings Limited (związana z Neo Energy Group) 100% udziałów w spółce celowej Farma Wiatrowa Szybowice sp. z o.o., do której należy projekt budowy elektrowni wiatrowej Szybowice (woj. opolskie, pow. Prudnicki). FW Szybowice ma składać się z 17 turbin Vestas, każda o mocy 2,2 MW oraz wysokości 180 m. Budowa farmy ma zostać zrealizowana w ciągu 21 m-cy od wydania przez inwestora polecenia rozpoczęcia prac, co miało miejsce 20 marca 2024 roku.

W dniu 12 kwietnia 2024 roku Energa Wytwarzanie nabyła od Lightsource bp 100% udziałów w spółce celowej Wena Projekt 2 sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie, posiadającej prawa do projektu instalacji fotowoltaicznej o łącznej mocy ok. 130 MW. Tego samego dnia wydano polecenie rozpoczęcia prac generalnemu wykonawcy. Instalacja fotowoltaiczna powstaje w gminie Kotla w powiecie głogowskim, w województwie dolnośląskim. Oddanie instalacji do eksploatacji przewidywane jest przed końcem 2025 roku.

W dniu 5 listopada 2024 roku Energa Green Development Sp. z o.o. nabyła od spółki EGN Polska T. Bąkowski W. Kalisz B. Królikowski sp. k. 100% udziałów w spółce Helios Polska Energia Sp. z o.o. z siedzibą w Koninie, rozwijającej projekt farmy fotowoltaicznej PV Łosienice o mocy zainstalowanej 39,9 MW, zlokalizowanej w gminie Kościerzyna. Jednocześnie tego samego dnia wydano polecenie rozpoczęcia prac budowlanych (NTP) generalnemu wykonawcy. Spółka oczekuje, że pozwolenie na użytkowanie gotowej farmy zostanie wydane do końca 2025 roku. Cena zakupu 100% udziałów wyniosła ok. 26 mln zł. Grupa ocenia, że całkowite nakłady związane z realizacją projektu wyniosą ok. 140 mln zł.

Elektrownia Wodna w Straszynie

Sytuacja finansowo-majątkowa Grupy Energa

3. SYTUACJA FINANSOWO-MAJĄTKOWA

3.1. Zasady sporządzania kwartalnego skonsolidowanego sprawozdania finansowego

Skrócone kwartalne skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej Energa za okres 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2024 roku zostało sporządzone:

• zgodnie z Międzynarodowymi Standardami Sprawozdawczości Finansowej, które zostały zatwierdzone przez Unię Europejską,
• zgodnie z zasadą kosztu historycznego, z wyjątkiem instrumentów finansowych wycenianych w wartości godziwej przez wynik finansowy oraz instrumentów pochodnych zabezpieczających,
• w milionach złotych ("mln zł"),

przy założeniu kontynuowania działalności gospodarczej przez Grupę w dającej się przewidzieć przyszłości. Na dzień sporządzenia sprawozdania finansowego nie stwierdza się istnienia okoliczności wskazujących na zagrożenie kontynuowania działalności Grupy Energa.

Zasady (polityka) rachunkowości zastosowane do sporządzenia Skróconego kwartalnego skonsolidowanego sprawozdania finansowego zostały przedstawione w nocie 7 Skróconego śródrocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej Energa za okres 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2024 roku.

3.2. Omówienie wielkości ekonomiczno-finansowych ujawnionych w kwartalnym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym

Tabela 1: Skonsolidowane sprawozdanie z zysków lub strat (mln zł)

w mln zł	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)
Przychody ze sprzedaży	5 066	5 109	43	1%
Przychody z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny	989	115	(874)	-88%
Koszt własny sprzedaży	(5 123)	(4 585)	538	11%
Zysk brutto ze sprzedaży	932	639	(293)	-31%
Pozostałe przychody operacyjne	55	69	14	25%
Koszty sprzedaży	(347)	(160)	187	54%
Koszty ogólnego zarządu	(123)	(130)	(7)	-6%
Pozostałe koszty operacyjne	(55)	(66)	(11)	-20%
Zysk z działalności operacyjnej	462	352	(110)	-24%
Wynik na działalności finansowej	(168)	(186)	(18)	-11%
Udział w zysku/(stracie) jednostek wykazywanych metodą praw własności	1	(8)	(9)	< -100%
Zysk lub strata brutto	295	158	(137)	-46%
Podatek dochodowy	(100)	(80)	20	20%
Zysk lub strata netto za okres	195	78	(117)	-60%
EBITDA	751	671	(80)	-11%

w mln zł	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Przychody ze sprzedaży	16 260	15 374	(886)	-5%
Przychody z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny	3 229	1 456	(1 773)	-55%
Koszt własny sprzedaży	(15 281)	(14 147)	1 134	7%
Zysk brutto ze sprzedaży	4 208	2 683	(1 525)	-36%
Pozostałe przychody operacyjne	371	236	(135)	-36%
Koszty sprzedaży	(1 444)	(481)	963	67%
Koszty ogólnego zarządu	(434)	(358)	76	18%
Pozostałe koszty operacyjne	(217)	(238)	(21)	-10%
Zysk z działalności operacyjnej	2 484	1 842	(642)	-26%
Wynik na działalności finansowej	(439)	(541)	(102)	-23%
Udział w zysku/(stracie) jednostek wykazywanych metodą praw własności	6	(40)	(46)	< -100%
Zysk lub strata brutto	2 051	1 261	(790)	-39%
Podatek dochodowy	(432)	(350)	82	19%
Zysk lub strata netto za okres	1 619	911	(708)	-44%
EBITDA	3 358	2 780	(578)	-17%

Rysunek 1: EBITDA bridge w podziale na linie biznesowe (mln zł)

EBITDA Grupy w III kwartale 2024 roku wyniosła 671 mln zł w porównaniu do 751 mln zł w analogicznym okresie roku poprzedniego.

Największy spadek EBITDA, o 426 mln zł do poziomu -74 mln zł, odnotowano w Linii Biznesowej Sprzedaż w wyniku przedłużenia na II półrocze br. regulacji w zakresie cen sprzedaży energii elektrycznej (Ustawa z dnia 23 maja 2024 roku o bonie energetycznym oraz o zmianie niektórych ustaw w celu ograniczenia cen energii elektrycznej, gazu ziemnego i ciepła systemowego), co negatywnie wpłynęło na wyniki III kwartału br. (ujemna EBITDA). Ponadto, negatywnie na zmianę EBITDA w porównaniu z III kwartałem 2023 roku wpłynął niższy poziom wykorzystania rezerw na kontrakty rodzące obciążenia związanych z regulacjami w zakresie cen energii elektrycznej.

Z kolei poprawę EBITDA o 328 mln zł zanotowała Linia Biznesowa Dystrybucja i był to przede wszystkim efekt niższej r/r ceny zakupu energii elektrycznej na pokrycie strat sieciowych.

Największy udział w EBITDA Grupy w III kwartale 2024 roku miała Linia Biznesowa Dystrybucja (102%), natomiast udział Linii Biznesowej Wytwarzanie ukształtował się na poziomie 11%. Linia Biznesowe Sprzedaż oraz Pozostałe i korekty nie kontrybuowały pozytywnie do EBITDA Grupy w sprawozdawanym okresie.

Zysk z działalności operacyjnej ("EBIT") Grupy w III kwartale 2024 roku wyniósł 352 mln zł i był o 110 mln zł niższy niż w analogicznym okresie 2023 roku. Największy wpływ na zmianę wyniku EBIT r/r miały czynniki operacyjne opisane powyżej.

Wynik na działalności finansowej w III kwartale 2024 roku był niższy o 18 mln r/r. Niższe saldo było efektem wzrostu kosztu odsetek, na skutek wzrostu salda zadłużenia.

W efekcie zysk netto Grupy w III kwartale 2024 roku wyniósł 78 mln zł w porównaniu do 195 mln zł w analogicznym okresie 2023 roku (spadek o 117 mln zł, tj. 60%).

W III kwartale 2024 roku przychody ze sprzedaży Grupy wyniosły 5 224 mln zł (w tym 115 mln zł z tytułu rekompensat od Zarządcy Rozliczeń pokrywających ubytek przychodów od klientów objętych regulacjami w zakresie cen energii elektrycznej) i były niższe od przychodów osiągniętych w analogicznym okresie 2023 roku o 14%, tj. o 831 mln zł. Głównym czynnikiem wpływającym na obniżenie przychodów r/r były niższe ceny sprzedaży energii elektrycznej, co było odzwierciedleniem spadku cen na rynku. Łączne przychody Grupy Energa z Rynku Mocy w III kwartale 2024 roku wyniosły 65 mln zł (246 mln zł w okresie 9 miesięcy 2023 roku), wobec 67 mln zł w III kwartale 2023 roku (191 mln zł w okresie 9 miesięcy 2023 roku).

EBITDA Grupy w okresie 9 miesięcy 2024 roku wyniosła 2 780 mln zł w porównaniu do 3 358 mln zł w analogicznym okresie 2023 roku. Największy wzrost zanotowała Linia Biznesowa Dystrybucja z wynikiem EBITDA wyższym o 342 mln zł, co było przede wszystkim efektem niższej r/r ceny zakupu energii elektrycznej na pokrycie strat sieciowych. Największy spadek EBITDA zanotowała Linia Biznesowa Sprzedaż (spadek o 918 mln zł), co było głównie efektem spadku marży na sprzedaży energii elektrycznej, w tym m.in. w związku z przedłużonymi na 2024 rok regulacjami w zakresie cen sprzedaży energii elektrycznej.

Poniżej zaprezentowano wpływ znaczących zdarzeń o nietypowym charakterze obciążających wynik EBITDA (kryterium istotności przyjęto na poziomie 25 mln zł).

Tabela 2: Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych (mln zł)

EBITDA (mln PLN)
III kw. 2024
EBITDA	671
Skorygowana EBITDA	678
III kw. 2023
EBITDA	751
Skorygowana EBITDA	1 001
w tym:
Wpływ Rozporządzenia o obniżce cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych	237
EBITDA (mln PLN)
9 m-cy 2024
EBITDA	2 780
Skorygowana EBITDA	2 723
w tym:
Zysk na zmianie struktury udziałowej w związku z zakupem udziałów w Elektrowni Ostrołęka Sp. z o.o.	(42)

9 m-cy 2023

EBITDA	3 358
Skorygowana EBITDA	3 508
w tym:
Przychód z tytułu "exit fee"	(120)
Wpływ Rozporządzenia o obniżce cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych	237

Tabela 3: Skonsolidowane sprawozdanie z sytuacji finansowej (mln zł)

w mln zł	Stan na dzień 31 grudnia 2023	Stan na dzień 30 września 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
AKTYWA
Aktywa trwałe
Rzeczowe aktywa trwałe	20 513	22 924	2 411	12%
Aktywa niematerialne	985	754	(231)	-23%
Aktywa z tytułu prawa do użytkowania	1 152	1 185	33	3%
Wartość firmy	-	17	17	-
Inwestycje w jednostki stowarzyszone i we wspólne przedsięwzięcia wyceniane metodą praw własności	163	121	(42)	-26%
Aktywa z tytułu podatku odroczonego	232	206	(26)	-11%
Pozostałe długoterminowe aktywa finansowe	32	26	(6)	-19%
Pozostałe aktywa długoterminowe	252	270	18	7%
	23 329	25 503	2 174	9%
Aktywa obrotowe
Zapasy	409	277	(132)	-32%
Należności z tytułu podatku dochodowego	372	8	(364)	-98%
Należności z tytułu dostaw i usług	5 135	4 664	(471)	-9%
Pozostałe krótkoterminowe aktywa finansowe	1 276	847	(429)	-34%
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	521	606	85	16%
Pozostałe aktywa krótkoterminowe	637	796	159	25%
	8 350	7 198	(1 152)	-14%
SUMA AKTYWÓW	31 679	32 701	1 022	3%
PASYWA Kapitał własny
Kapitał podstawowy	4 522	4 522	-	-
Różnice kursowe z przeliczenia jednostki zagranicznej	(1)	(3)	(2)	< -100%
Kapitał rezerwowy	1 031	1 031	-	-
Kapitał zapasowy	1 711	1 748	37	2%
Kapitał z aktualizacji wyceny instrumentów zabezpieczających	(9)	(3)	6	67%
Zyski zatrzymane	4 260	5 120	860	20%

Kapitał własny przypadający właścicielom jednostki dominującej	11 514	12 415	901	8%
Udziały niekontrolujące	928	900	(28)	-3%
	12 442	13 315	873	7%
Zobowiązania długoterminowe
Kredyty i pożyczki	1 543	3 530	1 987	> 100%
Zobowiązania z tytułu emisji dłużnych papierów wartościowych	1 811	1 772	(39)	-2%
Rezerwy długoterminowe	644	725	81	13%
Rezerwa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	975	1 041	66	7%
Rozliczenia międzyokresowe i dotacje długoterminowe	378	369	(9)	-2%
Zobowiązania z tytułu leasingu	903	932	29	3%
Pozostałe zobowiązania finansowe długoterminowe	37	49	12	32%
Zobowiązania z tytułu umów	7	7	-	-
	6 298	8 425	2 127	34%
Zobowiązania krótkoterminowe
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług	1 593	1 608	15	1%
Zobowiązania z tytułu umów	691	606	(85)	-12%
Bieżąca część kredytów i pożyczek	2 551	2 325	(226)	-9%
Zobowiązania z tytułu emisji dłużnych papierów wartościowych	39	33	(6)	-15%
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego	5	74	69	> 100%
Rozliczenia międzyokresowe i dotacje	218	214	(4)	-2%
Rezerwy krótkoterminowe	2 091	912	(1 179)	-56%
Pozostałe zobowiązania finansowe	5 324	4 943	(381)	-7%
Pozostałe zobowiązania krótkoterminowe	427	246	(181)	-42%
	12 939	10 961	(1 978)	-15%
Zobowiązania razem	19 237	19 386	149	1%
SUMA PASYWÓW	31 679	32 701	1 022	3%

Na dzień 30 września 2024 roku suma bilansowa Grupy Energa wyniosła 32 701 mln zł i była wyższa o 1 022 mln zł w stosunku do stanu na koniec 2023 roku.

W ramach aktywów trwałych najistotniejsza zmiana dotyczyła pozycji rzeczowych aktywów trwałych i związana była w szczególności z nakładami poniesionymi na budowę źródeł wytwórczych w spółkach CCGT Ostrołęka i CCGT Grudziądz oraz inwestycjami prowadzonymi w Linii Biznesowej Dystrybucja (nakłady na rozbudowę i modernizację sieci oraz przyłączenie odbiorców i źródeł energii elektrycznej). Ponadto nastąpił spadek wartości aktywów niematerialnych, związany przede wszystkim z umorzeniem praw majątkowych.

W ramach aktywów obrotowych najistotniejsza zmiana nastąpiła w ramach należności z tytułu dostaw i usług. Spadek dotyczył w szczególności spółek Energa Obrót oraz Energa Wytwarzanie. Dodatkowo, w stosunku do 31 grudnia 2023 roku, zmniejszeniu uległ poziom pozycji pozostałe krótkoterminowe aktywa finansowe i związany był w szczególności ze spadkiem poziomu należności z tytułu cash poolingu oraz innych krótkoterminowych należności finansowych.

Kapitał własny Grupy Energa na dzień 30 września 2024 roku wyniósł 13 315 mln zł i finansował Grupę w 41%.

W ramach zobowiązań wzrost zadłużenia (wzrost poziomu pożyczek udzielonych przez ORLEN na potrzeby finansowania programów inwestycyjnych w spółkach zależnych Grupy Energa) został skompensowany spadkiem poziomu rezerw (zmiana wynika z sukcesywnego rozwiązywania rezerwy na umowy rodzące obciążenia, zawiązanej w następstwie wejścia w życie ustaw regulujących ceny energii elektrycznej oraz wykorzystania rezerwy na zobowiązania z tytułu emisji CO2), pozostałych zobowiązań finansowych (w szczególności spadek zobowiązań z tytułu cash poolingu oraz zobowiązań z tytułu nabycia rzeczowych aktywów trwałych i aktywów niematerialnych) oraz pozostałych zobowiązań krótkoterminowych (spadek związany z uregulowaniem przez spółki wytwórcze zobowiązań do Zarządy Rozliczeń z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny).

w mln zł	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej	1 724	2 919	1 195	69%
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	(4 302)	(3 666)	636	15%
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej	1 736	831	(905)	-52%
Zwiększenie / (Zmniejszenie) netto stanu środków pieniężnych	(842)	84	926	> 100%

Rysunek 2: Skonsolidowane sprawozdanie z przepływów pieniężnych (mln zł)

Łączne przepływy netto środków pieniężnych z działalności operacyjnej, inwestycyjnej i finansowej Grupy w okresie 9 miesięcy 2024 roku były dodatnie i wyniosły 84 mln zł, wobec ujemnych przepływów w wysokości (842) mln zł w analogicznym okresie 2023 roku.

Wartość przepływów z działalności operacyjnej wyniosła 2 919 mln zł wobec 1 724 mln zł w tożsamym okresie 2023 roku. Dodatnie przepływy z działalności operacyjnej w okresie 9 miesięcy 2024 roku wynikały przede wszystkim z wypracowanego zysku brutto w kwocie 1 261 mln zł (wobec 2 051 mln zł w okresie 9 miesięcy 2023 roku) oraz dodatniej zmiany stanu kapitału pracującego wynoszącej 289 mln zł, na którą wpływ miał głównie spadek należności z tytułu dostaw i usług (w analogicznym okresie 2023 roku była ona ujemna i wyniosła (2 367) mln zł).

Przepływy netto z działalności inwestycyjnej w okresie 9 miesięcy 2024 roku wyniosły (3 666) mln zł, wobec (4 302) mln zł w analogicznym okresie 2023 roku. Wynikały one przede wszystkim z wydatków na zakup rzeczowych aktywów trwałych oraz wartości niematerialnych, które w okresie 9 miesięcy 2024 roku wyniosły (3 652) mln (wobec (3 094) mln zł w tym samym okresie 2023 roku), wydatków na nabycie udziałów w jednostkach zależnych Wena Projekt 2 Sp. z o.o., Farma Wiatrowa Szybowice Sp. z o.o., Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o., PVE 28 Sp. z o.o. oraz VRS 14 Sp. z o.o. a także zorganizowanej części przedsiębiorstwa (pomniejszonych o środki pieniężne) w łącznej kwocie (224) mln zł, oraz zapłaconych zaliczek na poczet nabycia akcji i udziałów w spółkach zależnych w kwocie (150) mln zł. Wymienione powyżej wydatki zostały częściowo skompensowane dodatnimi przepływami netto z tytułu cash poolingu w kwocie 379 mln zł.

Przepływy pieniężne z działalności finansowej w okresie 9 miesięcy 2024 roku wyniosły 831 mln zł i wynikały głównie z zaciągnięcia nowych zobowiązań finansowych w kwocie 2 347 mln zł, które zostały częściowo skompensowane ujemnymi przepływami netto z tytułu cash poolingu w kwocie (209) mln zł. Wydatki związane z działalnością finansową w okresie 9 miesięcy 2024 roku wynikały głównie z harmonogramu spłat obecnych kredytów i pożyczek w kwocie (631) mln zł, spłaty zadłużenia leasingowego w kwocie (63) mln zł oraz bieżących płatności odsetkowych w kwocie (536) mln zł. Przepływy pieniężne z działalności finansowej w analogicznym okresie 2023 roku były wyższe i wyniosły 1 736 mln zł, co wynikało głównie z dodatnich przepływów netto z tytułu cash poolingu w okresie 9 miesięcy 2023 roku.

3.3. Charakterystyka struktury aktywów i pasywów skonsolidowanego sprawozdania z sytuacji finansowej

Rysunek 3: Struktura aktywów i pasywów

Tabela 5: Wskaźniki finansowe Grupy Energa

Wskaźnik	Definicja	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024
Rentowność
marża EBITDA	wynik na działalności operacyjnej + amortyzacja + odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych / przychody ze sprzedaży (z uwzględnieniem przychodów z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny)	17,2%	16,5%
rentowność kapitałów własnych (ROE)	zysk netto*/ kapitał własny na koniec okresu	7,7%	-0,8%
rentowność sprzedaży (ROS)	zysk netto za okres / przychody ze sprzedaży (z uwzględnieniem przychodów z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny)	8,3%	5,4%
rentowność majątku (ROA)	zysk netto*/ aktywa ogółem na koniec okresu	3,4%	-0,3%

* wynik netto za ostatnie 12 miesięcy

Wskaźnik	Definicja	Stan na dzień 31 grudnia 2023	Stan na dzień 30 września 2024
Płynność
wskaźnik płynności bieżącej	aktywa obrotowe/zobowiązania krótkoterminowe	0,6	0,7
Zadłużenie
zobowiązania finansowe (mln zł)	suma zobowiązań z tytułu kredytów i pożyczek, dłużnych papierów wartościowych oraz zobowiązań z tytułu cashpoolingu i leasingu, zarówno długo- i krótkoterminowych	11 575	13 103
zobowiązania finansowe netto (mln zł)	zobowiązania finansowe - środki pieniężne i ich ekwiwalenty - należności z tytułu cashpoolingu	9 897	11 720
wskaźnik długu netto/EBITDA*	zobowiązania finansowe netto/EBITDA	1,9	3

* EBITDA za ostatnie 12 miesięcy, skorygowana o zdarzenia jednorazowe; wartość zobowiązań finansowych netto oraz EBITDA ujęte w kalkulacji wskaźnika dług netto / EBITDA uwzględniają kluczowe elementy zdefiniowane w umowach o finansowanie.

Zarówno przychody ze sprzedaży, jak i EBITDA odnotowały spadek za 9 miesięcy 2024 roku w stosunku do analogicznego okresu roku poprzedniego (czynniki wpływające na te zmiany zostały opisane w części dotyczącej omówienia wielkości finansowych). W związku z tym, że spadek EBITDA był większy, wskaźnik marża EBITDA uległ pogorszeniu. Wskaźniki rentowności bazujące na urocznionym zysku netto (ROE, ROA) obniżyły się istotnie w stosunku do analogicznego okresu roku poprzedniego i stały się ujemne, co było efektem zdarzeń jednorazowych związanych z regulacjami w zakresie cen sprzedaży energii elektrycznej dla niektórych odbiorców końcowych, które dociążyły wynik netto IV kwartału 2023 roku, a także słabszego wyniku netto Grupy w 2024 roku.

Spadek zobowiązań krótkoterminowych, w tym w szczególności rezerw krótkoterminowych, wpłynął na poprawę wskaźnika bieżącej płynności.

Na pogorszenie wskaźnika dług netto/EBITDA wpłynął przede wszystkim spadek urocznionej skorygowanej EBITDA na dzień 30 września 2024 roku w stosunku do stanu na 31 grudnia 2023 roku.

3.4. Opis istotnych pozycji pozabilansowych

Informacje w tym zakresie znajdują się w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym – nota 19: Aktywa i zobowiązania warunkowe.

3.5. Prognozy wyników finansowych

Zarząd Spółki nie publikował prognoz dla jednostkowych i skonsolidowanych wyników finansowych za rok obrotowy 2024.

3.6. Czynniki wpływu na wyniki Grupy Energa w perspektywie co najmniej jednego kwartału

Zdaniem Zarządu Spółki, następujące czynniki będą oddziaływać na wyniki i na działalność Spółki oraz Grupy Energa w perspektywie co najmniej kolejnego kwartału.

Rysunek 4: Czynniki istotne dla rozwoju Grupy Energa w perspektywie kolejnego kwartału

Elektrownia wodna Lidzbark

Działalność Segmentów Grupy Energa

4. DZIAŁALNOŚĆ SEGMENTÓW GRUPY ENERGA

Wyniki finansowe Grupy Energa w podziale na Linie Biznesowe przedstawiały się następująco:

Tabela 6: Wyniki EBITDA Grupy Energa w podziale na Linie Biznesowe (mln zł)

EBITDA w mln zł	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)
DYSTRYBUCJA	359	687	328	91%
WYTWARZANIE	47	74	27	57%
SPRZEDAŻ	352	(74)	(426)	< -100%
POZOSTAŁE oraz wyłączenia i korekty konsolidacyjne	(7)	(16)	(9)	< -100%
EBITDA Razem	751	671	(80)	-11%
`	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023

				(%)
DYSTRYBUCJA	1 950	2 292	342	18%
WYTWARZANIE	413	327	(86)	-21%
SPRZEDAŻ	1 094	176	(918)	-84%
POZOSTAŁE oraz wyłączenia i korekty konsolidacyjne	(99)	(15)	84	85%
EBITDA Razem	3 358	2 780	(578)	-17%

4.1. Linia Biznesowa Dystrybucja

4.1.1. Działalność biznesowa i operacyjna

Tabela 7: Dystrybucja energii elektrycznej według grup taryfowych (GWh)

Dystrybucja energii elektrycznej wg grup taryfowych (sprzedaż zafakturowana) w GWh	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Grupa taryfowa A (WN)	831	908	77	9%	2 571	2 688	117	5%
Grupa taryfowa B (SN)	2 236	2 233	(3)	-0%	6 509	6 701	192	3%
Grupa taryfowa C (nN)	962	950	(11)	-1%	2 939	2 947	8	0%
Grupa taryfowa G (nN)	1 318	1 325	7	1%	4 591	4 556	(35)	-1%
Dystrybucja energii razem	5 346	5 416	70	1%	16 610	16 892	282	2%

Grupa taryfowa A – najwięksi klienci, przyłączeni do sieci wysokiego napięcia (110 kV) np. huty, kopalnie, stocznie i inne duże zakłady przemysłowe; Grupa taryfowa B – duże zakłady przemysłowe przyłączone do sieci średniego napięcia (od 1 kV do 60 kV), np. fabryki, szpitale, centra handlowe, obiekty wypoczynkowe i rozrywkowe; Grupa taryfowa C – klienci instytucjonalni przyłączeni do sieci niskiego napięcia (do 1 kV), np. banki, sklepy, kliniki, punkty handlowe i usługowe, oświetlenie ulic; Grupa taryfowa G – gospodarstwa domowe i podobni odbiorcy, niezależnie od napięcia zasilania.

W III kwartale 2024 roku zanotowano niewielki wzrost wolumenu dystrybucji energii elektrycznej o 1% r/r. Wzrost ten dotyczył przede wszystkim grupy A, gdzie odnotowano wyższy nieplanowany pobór energii elektrycznej przez niektórych klientów.

W okresie 9 miesięcy 2024 roku wolumen dostarczonej przez Grupę energii elektrycznej był wyższy w stosunku do analogicznego okresu roku poprzedniego średnio o 2%. Największe wzrosty wolumenu nastąpiły w grupach B oraz A i związane były z wyższym nieplanowanym poborem energii elektrycznej przez niektórych klientów. Niewielki spadek zanotowała jedynie grupa taryfowa G.

Tabela 8: Wielkość wskaźników SAIDI I SAIFI

	SAIDI			SAIFI
	Nieplanowane z katastrofalnymi	Planowane	Razem	Nieplanowane z katastrofalnymi	Planowane	Razem
	Liczba minut na odbiorcę we wskazanym okresie			Zakłócenia na odbiorcę we wskazanym okresie
III kw. 2023	28,0	7,3	35,3	0,5	0,0	0,5
III kw. 2024	53,5	9,0	62,4	0,7	0,1	0,8
Zmiana	25,4	1,7	27,1	0,3	0,0	0,3
Zmiana (%)	91%	23%	77%	51%	41%	50%
9 m-cy 2023	110,4	20,4	130,8	1,3	0,1	1,5
9 m-cy 2024	106,4	22,8	129,2	1,7	0,1	1,8
Zmiana 2024/2023	(4,0)	2,4	(1,6)	0,3	0,0	0,4
Zmiana 2024/2023 (%)	-4%	12%	-1%	25%	14%	24%

Grupa Energa osiągnęła w III kwartale 2024 roku wyższy poziom wskaźników SAIDI i SAIFI, przede wszystkim w zakresie przerw nieplanowanych.

Z kolei za 9 miesięcy 2024 roku Grupa osiągnęła niższy poziom wskaźnika SAIDI (planowane i nieplanowane z katastrofalnymi) 129,2 minut na odbiorcę wobec 130,8 minut na odbiorcę w analogicznym okresie 2023 roku. Z kolei wartość wskaźnika SAIFI była na nieco wyższym poziomie r/r., co wynikało ze zwiększonej częstości i ilości awarii występujących w III kwartale 2024 roku spowodowanych niekorzystnymi warunkami pogodowymi, w porównaniu do analogicznego okresu roku poprzedniego.

4.1.2. Wyniki finansowe

Rysunek 5: Wyniki Linii Biznesowej Dystrybucja Grupy Energa (mln zł)

Tabela 9: Wyniki Linii Biznesowej Dystrybucja (mln zł)

w mln zł	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)
Przychody	1 600	1 688	88	6%
EBITDA	359	687	328	91%
amortyzacja	234	254	20	9%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-

EBIT	125	433	308	> 100%
Wynik netto	28	274	246	> 100%
CAPEX	473	651	178	38%

w mln zł	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Przychody	5 011	5 218	207	4%
EBITDA	1 950	2 292	342	18%
amortyzacja	708	752	44	6%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	1 242	1 540	298	24%
Wynik netto	791	1 011	220	28%
CAPEX	1 408	1 622	214	15%

Rysunek 6: EBITDA Bridge Linii Biznesowej Dystrybucja (mln zł)

Linia Biznesowa Dystrybucja wypracowała w III kwartale 2024 roku 102% EBITDA Grupy Energa (wobec blisko 48% w III kwartale 2023 roku).

Przychody ze sprzedaży Linii Biznesowej Dystrybucja w III kwartale 2024 roku wyniosły 1 688 mln zł, co oznacza prawie 6% wzrost r/r, który spowodowany był między innymi wyższym wolumenem usługi dystrybucyjnej, przy niższych przychodach z opłat przyłączeniowych.

EBITDA tej Linii wyniosła 687 mln zł i była wyższa niż w analogicznym okresie roku poprzedniego o 328 mln zł, tj. 91%.

Istotny wpływ na wzrost wyniku EBITDA miał wzrost marży na dystrybucji o 360 mln zł (z uwzględnieniem strat sieciowych). Był to przede wszystkim efekt niższej r/r ceny zakupu energii elektrycznej na pokrycie strat sieciowych oraz przeniesienia tejże ceny w kalkulacji taryfy 2024 roku (podczas gdy w 2023 roku wysoka cena dotycząca strat sieciowych nie była w pełni przeniesiona w taryfie generując niższą marżę). Korzystny wpływ miał także wyższy o 1% wolumen.

Pozostałe czynniki wpływające na zmianę poziomu wyniku operacyjnego EBIT to m.in. wyższe koszty OPEX w III kwartale 2024 roku, w tym wyższe koszty osobowe w związku ze wzrostem zatrudnienia oraz presją na wzrost wynagrodzeń. Dodatkowo wpływ na kształtowanie wyniku EBIT r/r mały niższe przychody z opłaty przyłączeniowej, a także wyższe saldo pozostałej działalności operacyjnej, w tym wyższy wynik na sprzedaży niefinansowych aktywów trwałych (efekt niskiej bazy).

Zysk netto Linii Biznesowej Dystrybucja za III kwartał 2024 roku wyniósł 274 mln zł, czyli był o 246 mln zł wyższy r/r. Był to głównie efekt zmiany EBIT. Z kolei saldo działalności finansowej było niższe r/r, w związku z wyższymi kosztami obsługi zadłużenia w stosunku do okresu porównawczego.

Nakłady inwestycyjne tej Linii wyniosły w III kwartale 651 mln zł i były wyższe o 38% niż w analogicznym okresie 2023 roku.

Za 9 miesięcy 2024 roku EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja wyniosła 2 292 mln zł wobec 1 950 mln zł w analogicznym okresie roku ubiegłego. Istotny wpływ na ukształtowanie się wyniku operacyjnego miała wyższa o 490 mln zł marża na dystrybucji (ze stratami sieciowymi), co było efektem przeniesienia ceny zakupu energii na pokrycie strat sieciowych w kalkulacji taryfy 2024 roku (podczas gdy w 2023 roku wysoka cena dotycząca strat sieciowych nie była w pełni przeniesiona w taryfie generując niższą marżę) a także wyższego wolumenu i średniej ceny usługi dystrybucyjnej (co było m.in. efektem zatwierdzenia przez Prezesa URE taryfy 2024 roku uwzględniającej potrzeby EOP związane z wysokimi nakładami inwestycyjnymi). Przeciwny wpływ na EBITDA miały wyższe koszty OPEX (podobnie jak w przypadku III kwartału br., przede wszystkim koszty świadczeń pracowniczych) oraz niższe przychody z opłaty przyłączeniowej.

4.2. Linia Biznesowa Wytwarzanie

4.2.1. Działalność biznesowa i operacyjna

Tabela 10: Produkcja energii elektrycznej brutto (GWh)

Produkcja energii elektrycznej brutto (GWh)	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Elektrownie - węgiel kamienny	461	277	(184)	-40%	1 223	734	(489)	-40%
Elektrownie - współspalanie biomasy	-	-	-	-	-	15	15	-
Elektrociepłownie - biomasa	16	13	(3)	-19%	62	49	(13)	-21%
Elektrownie - woda	127	110	(18)	-14%	713	700	(13)	-2%
Elektrownia szczytowo-pompowa	26	21	(5)	-20%	82	90	8	10%
Elektrownie - wiatr	75	89	13	18%	336	334	(2)	-1%
Elektrownie - fotowoltaika	33	41	8	23%	62	84	22	35%
Produkcja energii razem	739	550	(188)	-25%	2 479	2 006	(472)	-19%
w tym z OZE	251	252	1	0%	1 173	1 182	9	1%

Aktywa wytwórcze w Grupie Energa w III kwartale 2024 roku wyprodukowały ok. 0,6 TWh energii elektrycznej wobec 0,7 TWh w analogicznym okresie roku ubiegłego (tj. mniej o 25%). Tendencja spadkowa dotyczyła głównie Elektrowni w Ostrołęce. W tym okresie 50% wytworzonej przez Grupę energii elektrycznej brutto pochodziło z węgla kamiennego, 24% z wody, 16% z wiatru, 2% z biomasy oraz 7% z instalacji fotowoltaicznych.

Poziom produkcji w elektrowni w Ostrołęce wynikał z poziomu pracy w wymuszeniu na rzecz Operatora Systemu Przesyłowego w Polsce, dyspozycyjności tych bloków oraz zawartych kontraktów rynkowych. Produkcja energii w źródłach wodnych to efekt występujących warunków hydrologicznych, natomiast poziom produkcji z wiatru wynikał z panujących warunków pogodowych. Produkcja energii w elektrociepłowniach Grupy to pochodna produkcji ciepła, która była głównie zależna od zapotrzebowania na ciepło przez odbiorców lokalnych Grupy i dyspozycyjności posiadanych bloków kogeneracyjnych.

Za okres 9 miesięcy 2024 roku odnotowano obniżenie produkcji r/r głównie w Elektrowni w Ostrołęce. Wyższa produkcja dotyczyła głównie elektrowni fotowoltaicznych.

Tabela 11: Produkcja ciepła brutto (TJ)

Produkcja ciepła brutto w TJ	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Energa Kogeneracja Sp. z o.o.	132	174	42	32%	1 230	1 286	57	5%
Energa Elektrownie Ostrołęka S.A.	125	119	(6)	-5%	745	695	(51)	-7%
Energa Ciepło Kaliskie Sp. z o.o.	59	3	(56)	-95%	246	148	(98)	-40%
Produkcja ciepła brutto razem	315	296	(20)	-6%	2 221	2 129	(92)	-4%

W III kwartale 2024 roku Grupa wyprodukowała o 6% (20 TJ) mniej ciepła brutto r/r, na co wpływ miała m.in. temperatura powietrza kształtująca zapotrzebowanie u odbiorców lokalnych Grupy w miastach Ostrołęka, Elbląg i Kalisz.

Podobnie niższą produkcję ciepła odnotowano za okres 9 miesięcy 2024 roku w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego. Grupa wyprodukowała o 92 TJ (tj. o 4%) mniej ciepła r/r, na co wpływ miały, podobnie jak w III kwartale r/r, warunki pogodowe.

Zużycie paliw*	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Węgiel kamienny
Ilość (tys. ton)	213	138	(75)	-35%	586	378	(208)	-35%
Koszt (mln zł)	184	118	(66)	-36%	638	335	(304)	-48%
Biomasa
Ilość (tys. ton)	17	15	(2)	-10%	61	65	5	8%
Koszt (mln zł)	18	14	(4)	-23%	73	65	(8)	-11%
Zużycie paliw razem (mln zł)	202	132	(70)	-35%	711	400	(312)	-44%

Tabela 12: Wolumen i koszt zużycia kluczowych paliw*

* łącznie z kosztem transportu

W III kwartale 2024 roku wytwórcy Grupy zużyli o ok. 75 tys. ton mniej węgla kamiennego w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego oraz o ok. 2 tys. ton mniej biomasy. Niższe zużycie węgla wynikało z obniżenia produkcji energii elektrycznej głównie przez elektrownię w Ostrołęce. Natomiast produkcja energii z biomasy była pochodną produkcji ciepła. Jednocześnie odnotowano niższe koszty jednostkowe głównie zakupu biomasy.

Za okres 9 miesięcy 2024 roku (analogicznie jak w III kwartale r/r) niższe było zużycie węgla (zależne od produkcji elektrowni w Ostrołęce) oraz wyższe zużycie biomasy w porównaniu do analogicznego okresu poprzedniego roku. Odnotowano także niższe r/r koszty jednostkowe zakupu węgla oraz biomasy.

4.2.2. Wyniki finansowe

Rysunek 7: Wyniki Linii Biznesowej Wytwarzanie Grupy Energa (mln zł)

Tabela 13: Wyniki Linii Biznesowej Wytwarzanie Grupy Energa (mln zł)

w mln zł	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)
Przychody	800	447	(353)	-44%
EBITDA	47	74	27	57%
amortyzacja	35	36	1	3%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	12	38	26	> 100%
Wynik netto	(29)	(36)	(7)	-24%
CAPEX	18	187	169	> 100%

w mln zł	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Przychody	3 056	1 639	(1 417)	-46%
EBITDA	413	327	(86)	-21%
amortyzacja	107	109	2	2%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	(1)	-	1	100%
EBIT	307	218	(89)	-29%
Wynik netto	192	43	(149)	-78%
CAPEX	213	364	151	71%

Poniższa tabela prezentuje podział EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie na poszczególne Obszary Wytwarzania. Zestawienie zawiera dane jednostkowe z uwzględnieniem eliminacji transakcji wzajemnych pomiędzy obszarami biznesowymi oraz korekt konsolidacyjnych.

Tabela 14: EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie w podziale na Obszary Wytwarzania (mln zł)

EBITDA w mln zł	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Woda	32	74	42	> 100%	186	310	124	67%
Wiatr	(3)	27	30	> 100%	97	101	4	4%
Elektrownia w Ostrołęce	26	(21)	(48)	< -100%	144	(81)	(225)	< -100%
Pozostałe i korekty	(8)	(5)	3	33%	(13)	(2)	11	84%
Razem Wytwarzanie	47	74	27	57%	413	327	(86)	-21%

Rysunek 8: EBITDA bridge Linii Biznesowej Wytwarzanie (w mln zł)

* uwzględnia trading energii elektrycznej netto (przychód minus koszt)

EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie w III kwartale 2024 roku wyniosła 74 mln zł (o 27 mln zł więcej r/r), a jej udział w łącznej EBITDA Grupy ukształtował się na poziomie 11% (wobec 6% w III kwartale 2023 roku). Głównymi czynnikami kształtującymi poziom EBITDA tej Linii w III kwartale 2024 roku były m.in. przychody ze sprzedaży energii, brak obowiązujących uregulowań prawnych (w 2024 roku) związanych z wpłatami na Fundusz Wypłaty Różnicy Cen przez wytwórców Grupy, koszty zużycia kluczowych paliw do produkcji oraz koszty zakupu uprawnień do emisji.

Niższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej wynikały głównie z niższych wolumenów produkcji w elektrowni węglowej w Ostrołęce oraz niższych cen sprzedaży energii przez aktywa wytwórcze Grupy w porównywalnych okresach sprawozdawczych.

Wyższy wpływ nieodpłatnie otrzymanych świadectw pochodzenia energii był podyktowany wyższym poziomem cen rynkowych oraz wyższym wolumenem produkcji głównie przez elektrownie wiatrowe.

Wyższe przychody ze sprzedaży i dystrybucji ciepła były podyktowane przede wszystkim wzrostem cen sprzedaży ciepła.

Koszt zużycia kluczowych paliw do produkcji był pochodną zauważalnie niższego wolumenu produkcji energii elektrycznej przede wszystkim przez elektrownię w Ostrołęce.

Niższy koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 był spowodowany niższą produkcją przez źródła konwencjonalne (głównie elektrownia w Ostrołęce) oraz relatywnie niewielką ilością przyznanych darmowych uprawnień do emisji. Powyższe miało miejsce przy niższych cenach rynkowych uprawnień do emisji w bieżącym okresie raportowym.

Jednym ze źródeł przychodów Linii Biznesowej Wytwarzanie są przychody z usług systemowych. W ramach tej kategorii Linia ewidencjonuje m.in. wdrożony z początkiem 2021 roku mechanizm rozliczeniowy w postaci Rynku Mocy. Łączne przychody z usług systemowych w III kwartale 2024 roku wyniosły 70 mln zł (gdzie 37 mln stanowiły przychody z Rynku Mocy), wobec 58 mln zł w analogicznym okresie poprzedniego roku (gdzie 48 mln zł stanowiły przychody z Rynku Mocy).

Nakłady inwestycyjne tej Linii w III kwartale 2024 roku były wyższe o 169 mln zł r/r, a ich poziom wynikał głównie z rozwoju projektów budowy nowych mocy w źródłach fotowoltaicznych w Grupie.

Niższy poziom EBITDA Linii za 9 miesięcy w ujęciu r/r (o 86 mln zł) był w głównej mierze spowodowany niższymi przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej (wpływ niższych cen sprzedaży energii oraz niższego wolumenu produkcji). Powyższa zmiana wyników w ujęciu r/r wynikała m.in. z niższego kosztu zakupu uprawnień do emisji (efekt niższej produkcji i ceny) oraz niższych kosztów zużycia kluczowych paliw do produkcji. Dodatkowo, w 2024 roku nie było uregulowań prawnych związanych z wpłatami na Fundusz Wypłaty Różnicy Cen przez wytwórców Grupy, co pozytywnie wpłynęło na zmianą wyników r/r.

Tabela 15: Wyniki Obszaru Wytwarzania Woda (mln zł)

w mln zł	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Przychody	197	107	(90)	-46%	1 065	429	(636)	-60%
EBITDA	32	74	42	> 100%	186	310	124	67%
EBIT	23	67	44	> 100%	159	290	131	82%
CAPEX	5	7	2	37%	7	13	5	71%

Tabela 16: Wyniki Obszaru Wytwarzania Wiatr (mln zł)

w mln zł	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Przychody	69	44	(25)	-37%	262	156	(106)	-41%
EBITDA	(3)	27	30	> 100%	97	101	4	4%
EBIT	(19)	10	29	> 100%	47	50	3	6%
CAPEX	1	2	1	> 100%	7	10	4	54%

Tabela 17: Wyniki Obszaru Wytwarzania Elektrownia w Ostrołęce (mln zł)

w mln zł	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Przychody	486	240	(246)	-51%	1 497	797	(700)	-47%
EBITDA	26	(21)	(48)	< -100%	144	(81)	(225)	< -100%
EBIT	26	(22)	(47)	< -100%	143	(83)	(225)	< -100%
CAPEX	1	11	10	> 100%	6	25	19	> 100%

Tabela 18: Wyniki Obszaru Wytwarzania Pozostałe i korekty (mln zł)

w mln zł	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Przychody	47	55	8	17%	232	257	26	11%
EBITDA	(8)	(5)	3	33%	(13)	(2)	11	84%
EBIT	(17)	(18)	(1)	-8%	(42)	(40)	2	4%
CAPEX	11	167	155	> 100%	193	316	122	63%

4.3. Linia Biznesowa Sprzedaż

4.3.1. Działalność biznesowa i operacyjna

Tabela 19: Sprzedaż energii elektrycznej przez Linię Biznesową Sprzedaż (GWh)

Sprzedaż energii elektrycznej przez Linię Biznesową Sprzedaż w GWh	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Sprzedaż energii detaliczna	3 964	3 923	(41)	-1%	12 546	12 344	(202)	-2%
Sprzedaż energii na rynku hurtowym, w tym:	742	1 368	626	84%	2 236	3 898	1 663	74%

Sprzedaż energii razem	4 706	5 290	585	12%	14 782	16 242	1 461	10%
Pozostała sprzedaż hurtowa	511	1 058	547	> 100%	1 298	2 953	1 655	> 100%
Sprzedaż energii na rynek bilansujący	231	310	79	34%	937	945	8	1%

W III kwartale 2024 roku łączny wolumen sprzedanej energii elektrycznej przez Linię Biznesową Sprzedaż wyniósł 5 290 GWh i był wyższy o 12% (tj. o 585 GWh) w porównaniu do III kwartału 2023 roku. Wzrost wolumenu sprzedaży to efekt wyższej sprzedaży na rynku hurtowym przy niewielkim spadku sprzedaży na rynku detalicznym.

Wolumen sprzedaży na rynku detalicznym wyniósł 3 923 GWh w III kwartale 2024 roku i był niższy o 1% (o 41 GWh) względem analogicznego okresu roku ubiegłego.

Na koniec III kwartału 2024 roku liczba odbiorców końcowych energii elektrycznej (Punkty Poboru Energii) Linii Biznesowej Sprzedaż wynosiła ok. 3,3 mln i wzrosła o ok. 42 tys. klientów w ujęciu r/r. Za przyrost bazy klientów odpowiada grupa taryfowa G (gospodarstwa domowe).

Sprzedaż energii elektrycznej na rynku hurtowym wzrosła w III kwartale 2024 roku o 626 GWh (tj. o 84%) w stosunku do III kwartału 2023 roku, co było efektem wyższej skali wyprzedaży nadwyżek energii elektrycznej powiązanej z bilansowaniem portfela energii. Co do zasady, poziom sprzedaży hurtowej energii elektrycznej determinowany jest procesem bilansowania portfela energii.

W okresie 9 miesięcy 2024 roku trend był analogiczny jak w III kwartale 2024 roku, tj. wolumen sprzedaży energii był wyższy o 10% (o 1 461 GWh) r/r. Wolumen sprzedaży na rynku detalicznym był nieznacznie (o 2%) niższy niż w analogicznym okresie ubiegło roku, z kolei wolumen sprzedaży energii na rynku hurtowym wzrósł o 74% r/r.

4.3.2. Wyniki finansowe

Rysunek 9: Wyniki Linii Biznesowej Sprzedaż Grupy Energa (w mln zł)

Tabela 20: Wyniki Linii Biznesowej Sprzedaż Grupy Energa (w mln zł)

w mln zł	III kw. 2023	III kw. 2024	Zmiana	Zmiana (%)
Przychody	3 640	3 059	(581)	-16%
EBITDA	352	(74)	(426)	< -100%
amortyzacja	15	18	3	20%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	337	(92)	(429)	< -100%
Wynik netto	271	(87)	(358)	< -100%
CAPEX	23	15	(8)	-35%

w mln zł	9 m-cy 2023	9 m-cy 2024	Zmiana 2024/2023	Zmiana 2024/2023 (%)
Przychody	12 439	9 910	(2 529)	-20%
EBITDA	1 094	176	(918)	-84%
amortyzacja	46	53	7	15%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	1 048	123	(925)	-88%
Wynik netto	826	(3)	(829)	< -100%
CAPEX	80	68	(12)	-15%

Rysunek 10: EBITDA Bridge Linii Biznesowej Sprzedaż (w mln zł)

W III kwartale 2024 roku EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż wyniosła -74 mln zł i była niższa o 426 mln zł w porównaniu z wynikiem osiągniętym w analogicznym okresie 2023 roku (EBITDA na poziomie 352 mln zł). EBITDA tej Linii w sprawozdawanym okresie 2024 roku nie kontrybuowała pozytywnie do EBITDA Grupy, podczas gdy w III kwartale 2023 roku jej udział w EBITDA Grupy Energa wynosił 47%.

Przychody Linii Biznesowej Sprzedaż w III kwartale 2024 roku wyniosły 3 059 mln zł i były o 581 mln zł (16%) niższe w porównaniu z III kwartałem 2023 roku. Spadek przychodów wynikał z niższych cen sprzedaży energii elektrycznej, co było odzwierciedleniem spadku cen na rynku.

Na wyniki finansowe Linii Biznesowej Sprzedaż w III kwartale 2024 roku, jak również w całym 2023 i 2024 roku, wpływ miały ustawowe regulacje w zakresie cen sprzedaży energii elektrycznej dla niektórych odbiorców końcowych. W związku z ich wprowadzaniem na 2023 rok oraz przedłużeniem na 2024 rok, a także z uwagi na poziom taryf dla energii elektrycznej dla gospodarstw domowych zatwierdzonych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na 2023 i 2024 rok, wystąpiła konieczność utworzenia rezerw na kontrakty rodzące obciążenie. Rezerwy te zostały utworzone w grudniu 2022 roku (na stratę w 2023 roku) oraz w grudniu 2023 roku (na stratę w 2024 roku) odpowiednio obciążając wyniki finansowe Linii Biznesowej Sprzedaż w roku ich utworzenia. Następnie, przedmiotowe rezerwy były sukcesywnie wykorzystywane w trakcie kolejnego roku obrotowego korzystnie wpływając na wyniki finansowe Linii. Wykorzystanie rezerw w III kwartale 2024 roku było niższe o 190 mln zł w porównaniu z III kwartałem 2023 roku, co negatywnie wpłynęło na zmianę EBITDA w ujęciu r/r.

Marża na sprzedaży energii elektrycznej osiągnięta w III kwartale 2024 roku okazała się niższa r/r o 215 mln zł. Na niski poziom marży w III kwartale 2024 roku wpływ miało przedłużenie na II półrocze 2024 roku regulacji w zakresie cen sprzedaży energii elektrycznej dla niektórych odbiorców końcowych (Ustawa z dnia 23 maja 2024 roku o bonie energetycznym oraz o zmianie niektórych ustaw w celu ograniczenia cen energii elektrycznej, gazu ziemnego i ciepła systemowego). Na mocy tej ustawy podwyższono z 412 do 500 zł/MWh cenę energii elektrycznej dla gospodarstw domowych ale jednocześnie zobligowano spółki sprzedażowe do złożenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki (URE) wniosków o zatwierdzenie taryf na okres od 1 lipca 2024 roku do 31 grudnia 2025 roku. W efekcie taryfa na ten okres dla gospodarstw domowych obsługiwanych przez Energa Obrót została ustalona na poziomie ok. 625 zł/MWh, podczas gdy poprzednia wersja taryfy obejmująca II półrocze 2024 roku wynosiła ok. 739 zł/MWh. Spadek stawek taryfowych spowodował zmniejszenie wartości rekompensat należnych EOB od Zarządcy Rozliczeń, które naliczane są w odniesieniu do poziomu taryfy Prezesa URE.

W okresie 9 miesięcy 2024 roku EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż wyniosła 176 mln zł i była niższa o 918 mln zł w porównaniu z analogicznym okresem 2023 roku. Przyczyny i kierunek zmiany EBITDA r/r w ujęciu narastającym są zbieżne do przedstawionych w ujęciu kwartalnym powyżej w zakresie rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia (-358 mln zł) oraz marży na sprzedaży energii elektrycznej (-447 mln zł). Dodatkowo, w ujęciu narastającym negatywny wpływ na zmianę EBITDA w ujęciu r/r miało zdarzenie jednorazowe z 2023 roku w postaci otrzymania opłaty "exit fee" (120 mln zł) za przeniesienie procesów i funkcji związanych z hurtowym handlem energią elektryczną z Energa Obrót do ORLEN Energia. Zdarzenie to było jednym z etapów realizowanego procesu konsolidacji i integracji działalności handlu hurtowego energią elektryczną i produktów powiązanych w Grupie Kapitałowej ORLEN.

Elektrownia wodna Pieniężno

Otoczenie regulacyjno-biznesowe

5. OTOCZENIE REGULACYJNO-BIZNESOWE

5.1. Rynek energii elektrycznej w Polsce

Kształtowanie się otoczenia rynkowego ma istotne znaczenie dla osiąganych przez Grupę wyników finansowych. W tym świetle zwraca się uwagę zwłaszcza na produkcję i zużycie energii elektrycznej, ceny energii elektrycznej w Polsce i wybranych krajach sąsiednich, ceny praw majątkowych oraz koszty uprawnień do emisji.

Krajowa produkcja i zużycie energii elektrycznej

Produkcja energii elektrycznej w Polsce według danych publikowanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) po 3 kwartałach 2024 roku wyniosła 122,98 TWh i była wyższa o 4,07 TWh tj. 3,4% w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego (118,91 TWh). Wyższa produkcja była widoczna w źródłach wiatrowych i fotowoltaicznych oraz elektrowniach zużywających gaz. Wzrost produkcji był odpowiedzią na wyższe zapotrzebowanie na energię w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE).

Krajowe zużycie energii elektrycznej w Polsce po 3 kwartałach 2024 roku wyniosło 125,26 TWh i było wyższe o 2,25 TWh tj. 1,8% w stosunku do tego samego okresu roku poprzedniego (123,01 TWh). Wzrost zużycia wynikał z wyższego zapotrzebowania spowodowanego stabilizującym się wyższym wzrostem gospodarczym.

Rysunek 12: Zużycie energii elektrycznej w Polsce po 3 kwartałach 2024 roku (TWh)

Ceny energii w wybranych krajach sąsiadujących z Polską

Średni poziom cen na rynku SPOT w Polsce w ciągu 3 kwartałów 2024 roku był, podobnie jak w samym III kwartale 2024 roku, wyższy niż w krajach sąsiadujących. Brak wyraźnego wzrostu zapotrzebowania na moc wraz z wyższą produkcją ze źródeł odnawialnych związaną ze stałym przyrostem mocy (na koniec 3 kw. 2024 roku moc zainstalowana w źródłach OZE wzrosła, w polskim systemie elektroenergetycznym, powyżej poziomu 30 GW) oraz dobrymi warunkami pogodowymi, jak również zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego Europy prowadzące do spadku cen i zaspokojenia popytu na gaz oraz węgiel, wsparte spadkiem ubytków systemowych, doprowadziły do spadku cen r/r na rynku polskim jak również na rynkach ościennych. Największe odchylenia cen odnotowano względem rynku skandynawskiego (+142,7%, tj. +232,41 zł/MWh), a mniejsze w porównaniu do cen na rynku niemieckim (+27,5%, tj. 85,26 zł/MWh). W dniu 14 czerwca 2024 roku weszły w życie nowe Warunki Dotyczące Bilansowania, które skróciły okresy rozliczeniowe energii bilansującej oraz niezbilansowania z jednej godziny do piętnastu minut. Po wprowadzeniu tych zmian, w drugiej połowie czerwca oraz w pierwszym miesiącu 3 kwartału br. zaobserwowano wyższe poziomy cen, zarówno na rynku SPOT, jak i bilansującym. Dodatkowo, profil dzienny na obu rynkach charakteryzował się wyższymi wybiciami cen w godzinach wieczornych. Nadal jednak można było zaobserwować niski poziom cen w godzinach o największej generacji PV. W dniu 25 czerwca br. ze względu na problem techniczny w systemie transakcyjnym Epexspot doszło do oddzielenia wyznaczonych operatorów rynku energii elektrycznej, ponieważ zlecenia rynkowe Epex z giełdy nie zostały uwzględnione w europejskim jednolitym łączeniu rynków dnia następnego (SDAC). W dalszej części dnia przeprowadzono w związku z tym osobne aukcje we Francji, Niemczech, Austrii, Belgii, Holandii i Polsce, co doprowadziło do ogromnych wahań cen. W Niemczech średnia dzienna cena tego dnia wzrosła do 492,04 EUR/MWh (2.115,71 zł/MWh).

Rysunek 13: Ceny energii na rynku SPOT w Polsce i wybranych krajach sąsiadujących po 3 kwartałach 2024 roku (cena (PLN/MWh))

Źródło: Bloomberg, TGE

Rynek Dnia Następnego (RDN) energii elektrycznej w Polsce

Średni poziom indeksu TGeBase w ciągu 3 kwartałów 2024 roku wyniósł 395,24 zł/MWh i był o 153,81 zł/MWh niższy niż w analogicznym okresie roku ubiegłego (549,05 zł/MWh). Natomiast porównując III kwartał 2024 roku z III kwartałem roku ubiegłego można zaobserwować spadek ceny o 69,18 zł/MWh. Spadki notowań surowców energetycznych wsparte wzrostem produkcji energii z OZE oraz spadkiem ubytków systemowych, wraz z zapewnieniem bezpieczeństwa energetycznego Europy wpłynęły na spadek cen w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego.

Rysunek 14: Indeks TGeBase po 3 kwartałach 2024 roku (PLN/MWh)

Rynek terminowy energii elektrycznej w Polsce

W I kwartale 2024 roku rynek terminowy energii elektrycznej znajdował się w trendzie spadkowym, by w II kwartale br. ulec czynnikom wzrostowym notowań, których część oddał w III kwartale br. Głównymi determinantami spadku cen energii w III kwartale br. na rynku terminowym były:

• spadek cen surowców energetycznych oraz uprawnień do emisji EUA,
• spadek cen na rynku SPOT,
• eskalacja konfliktów zbrojnych na Bliskim Wschodzie i wojny w Ukrainie doprowadziła do wzrostu napięcia geopolitycznego, który jednak był niedoszacowany w cenach,
• spadki cen energii na rynkach ościennych.

Rysunek 15: Cena kontraktu terminowego pasmo z dostawą na 2024 rok po 3 kwartałach 2024 roku

Źródło: TGE

Rynek uprawnień do emisji

W dniu 1 czerwca 2024 roku Komisja Europejska ("KE") poinformowała, że na koniec 2023 roku w obiegu było około 1 112 mln uprawnień do emisji (spadek liczby uprawień jedynie o około 23 mln). Wartość ta stanowiła podstawę do określenia poziomu tzw. rezerwy stabilności rynkowej ("MSR"), funkcjonującej w ramach unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji ("EU ETS") od stycznia 2019 roku. Zgodnie z zasadami MSR w okresie 12 miesięcy – od dnia 1 września 2024 roku do dnia 31 sierpnia 2025 roku – w rezerwie stabilności rynkowej zostanie umieszczona łączna liczba około 266,82 mln uprawnień. 1 stycznia 2024 roku, zgodnie z publikacją KE z ok. 808,75 mln uprawnień zgromadzonych w rezerwie, około 381,75 mln zostało unieważnionych. W dniu 21 lutego 2023 roku Rada państw członkowskich zatwierdziła część planu REPowerEU, mającego na celu przyspieszenie sprzedaży uprawnień do emisji o wartości 20 mld EUR. Zgodnie z założeniami REPowerEU, pozyskanie 20 mld EUR na jego sfinansowanie ma pochodzić zarówno z przyspieszonej sprzedaży EUA z lat 2027-2030 (8 mld EUR), jak i z Funduszu Innowacji (12 mld EUR). Mając na celu utrzymanie realizacji planu osiągnięcia zerowej emisji netto do 2050 roku, w dniu 6 lutego 2024 roku Komisja Europejska wezwała do redukcji netto emisji gazów cieplarnianych w UE o 90% do 2040 roku w stosunku do poziomu z 1990 roku. Notowania uprawnień do emisji dwutlenku węgla w pierwszym kwartale br. utrzymywały się przeciętnie na poziomie 61,67 EUR/t, czyli poniżej 75 EUR/t – poziomu przyjętego przez Komisję Europejską podczas opracowywania programu REPowerEU. Do końca pierwszego kwartału br. (począwszy od rozpoczęcia sprzedaży, czyli 3 lipca 2023 roku) zebrano łącznie 4,132 mld EUR, czyli około 21% z kwoty docelowej. W drugim kwartale br. nastąpiło odbicie notowań, jednak tylko na krótko wychodząc ponad poziom 75 EUR/t. W sierpniu, w odróżnieniu od lat poprzednich, wolumeny aukcyjne nie zostały zmniejszone o połowę, a ich faktyczny poziom wyniósł jedynie 9% mniej w stosunku do lipca. W związku z powyższym kurs EUA w 3 kwartale 2024 roku nie zbliżył się do poziomu 75 EUR/t spadając na koniec 3 kwartału br. do poziomu 65,56 EUR/t, czyli 18% od końca 2023 roku. W porównaniu z końcem 3 kwartału 2023 roku kurs EUA spadł o 20%.

Rysunek 16: Ceny uprawnień EUA po 3 kwartałach 2023 roku (euro/tona)

Rynek praw majątkowych

W tabeli poniżej zostały przedstawione ceny zielonych praw majątkowych notowane na Towarowej Giełdzie Energii.

Tabela 21: Średnie poziomy cen zielonych praw majątkowych notowanych na Towarowej Giełdzie Energii

	Wartość Indeksu	Procent	Opłata
Indeks (rodzaj świadectwa)	3 kwartały 2023 (zł/MWh)	3 kwartały 2024 (zł/MWh)	obowiązku (%)	zastępcza (zł)
OZEX_A (zielone)	179,12	50,3	5,5*	300,03*

* wartość opłaty zastępczej i obowiązku umorzenia na 2024 rok.

Z perspektywy posiadanej struktury wytwórczej Grupy Energa (tj. duży udział produkcji z OZE) najistotniejsze są notowania zielonych praw majątkowych. Ceny PM OZE w transakcjach sesyjnych ulegały konsekwentnie spadkom na przestrzeni 9 miesięcy 2024 roku. Odstępstwem od tego był lipiec gdzie notowania wzrosły po informacji o skierowaniu przez MKiŚ do konsultacji publicznych projektu rozporządzenia zwiększającego obowiązek umorzenia z 5% na: 12,5% w 2025 roku, 12% w 2026 roku, 11,5% w 2027 roku. PM OZE zakończyły notowania w III kwartale 2024 roku na poziomie 41,03 zł/MWh.

Rynek Bilansujący

W dniu 14 czerwca 2024 roku weszły w życie nowe Warunki Dotyczące Bilansowania, które skróciły okresy rozliczeniowe energii bilansującej oraz niezbilansowania z jednej godziny do piętnastu minut. Po wprowadzeniu tych zmian, w drugiej połowie miesiąca zaobserwowano wyższe poziomy cen, zarówno na rynku SPOT jak i bilansującym. Dodatkowo, profil dzienny na obu rynkach charakteryzował się wyższymi wybiciami cen w godzinach wieczornych. Nadal jednak można było zaobserwować niski poziom cen w godzinach o największej generacji PV. W przeważającym okresie pierwszych trzech kwartałów 2024 roku ceny na rynku bilansującym były zbliżone do cen na rynku dnia następnego. Odstępstwem od tego była np. sytuacja z dnia 28 września br., kiedy to średnia cena dobowa na rynku bilansującym wyniosła 433,58 zł/MWh i była wyższa od ceny na rynku dnia następnego o 271,11 zł/MWh. Średni poziom cen w badanym okresie na rynku bilansującym wyniósł 381,26 zł/MWh wobec 552,41 zł/MWh w analogicznym okresie roku ubiegłego.

Rysunek 17: Zestawienie cen na rynku bilansującym i rynku SPOT (giełda) po 3 kwartałach 2024 roku (PLN/MWh)

5.2. Otoczenie regulacyjne

Procesy legislacyjne zakończone w III kwartale 2024 roku

W III kwartale 2024 roku nie zakończono istotnych z punktu widzenia Grupy Energa procesów legislacyjnych.

Tabela 22: Zestawienie aktów prawnych mających istotny wpływ na Grupę

Akt prawny	Opis regulacji i ich cel
Projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw	Główne założenia projektu ustawy: Dostosowanie ulg dla odbiorców energochłonnych Nowelizacja wynika między innymi z konieczności dostosowania ulg dla odbiorców energochłonnych do unijnych wytycznych w sprawie pomocy państwa na cele związane z Klimatem, Ochroną
(UD 41) Projekt z dnia 13.09.2024 r.	Środowiska i Energią (CEEAG); ✓ W związku z dostosowaniem przepisów ustawy OZE do CEEAG zdecydowano o wprowadzeniu opłaty wyrównawczej. Opłata ta będzie nakładana na odbiorców energochłonnych, tylko w przypadku skorzystania przez tych odbiorców z ulg określonych w ustawie OZE oraz tylko w przypadku, gdy łączna stawka opłat, o których mowa w ustawie OZE, w wyniku stosowania tych ulg wyniesie mniej niż 0,50 EUR za MWh. Wartość ta stanowi minimalny wymóg odnośnie do wysokości opłat określony w wytycznych CEEAG. Brak takiego przepisu mógłby narazić udzielaną pomoc publiczną na ryzyko podważenia jej zgodności z traktatami UE, chociażby przez podmioty konkurencyjne z UE. Dostosowanie przepisów krajowych do rozporządzenia GBER i rozporządzenia UE 2019/943 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej ✓ Nowością jest zawarte w rozporządzeniu GBER odesłanie do przepisów Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz.U. L 158 z 14.06.2019, str. 54-124), które znacząco zmienia wymagania dla wytwórców energii elektrycznej w instalacjach OZE ✓ W związku z wymogami rozporządzenia rynkowego konieczne stało się dostosowanie programu wsparcia systemu taryf gwarantowanych i dopłat do ceny rynkowej (systemy FiT i FiP) w odniesieniu do instalacji służących do wytwarzania energii o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 400 kW, a od dnia 1 stycznia 2026 r. nie większej niż 200 kW. Zgodnie z wyżej wymienionymi regulacjami unijnymi tylko te instalacje mogą uzyskiwać prawo do gwarantowanego odbioru energii przez sprzedawcę zobowiązanego oraz być zwolnione z obciążeń finansowych w zakresie bilansowania handlowego. Przyspieszenie wydawania zezwoleń w obszarze OZE. ✓ Wydania warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej (termin wydania określono na 45 dni);
	✓ Wydania warunków przyłączenia instalacji do sieci ciepłowniczej (termin wydania określono na 30 dni); ✓ Wydania decyzji o pozwoleniu na budowę (termin wydania określono na 30 dni); ✓ Dokonania wpisu do rejestru wytwórców wykonujących działalność gospodarczą w małej
	instalacji (termin wpisania określono na 14 dni); ✓ Wydania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej lub koncesji na wytwarzanie ciepła lub koncesji na magazynowanie energii elektrycznej (termin wydania określono na 30 dni); Zmiany porządkujące w związku z wejściem w życie Centralnego Systemu Informacji rynku energii (CSIRE) Przepis zawarte w najnowszym projekcie nowelizacji ustawy o OZE zakładają przesunięcie terminu
	wprowadzenia wirtualnego prosumenta o rok – na 2 lipca 2025 r.

Akt prawny	Opis regulacji i ich cel
	✓ Ustawa z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2023 r. poz. 1681) przesunęła rozpoczęcie działania Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE) na dzień 1 lipca 2025 r. W związku z tym, konieczne jest uspójnienie przepisów i przesunięcie na tę datę wejścia w życie regulacji, których stosowanie jest uzależnione od funkcjonowania CSiRE, tj. instytucji prosumenta wirtualnego. Koncepcja wirtualnego prosumenta energii odnawialnej jest komplementarna z CSIRE na tyle, iż nie jest w stanie funkcjonować samodzielnie bez tego systemu, bez CSIRE nie ma bowiem możliwości prowadzenia rozliczeń dla tego rodzaju prosumenta;
	✓ Z instytucją prosumenta wirtualnego powiązane jest również rozwiązanie proponowane w ustawie z dnia 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych (Dz. U. z 2021 r. poz. 724), zgodnie z którym inwestor planujący inwestycję budowy elektrowni wiatrowej na terenie danej gminy ma obowiązek wydzielenia co najmniej 10% mocy zainstalowanej projektowanego przedsięwzięcia i umożliwienia zainteresowanym mieszkańcom objęcia udziału w wytwarzanej energii – w formule prosumenta wirtualnego. Ten mechanizm partycypacji społecznej nie zafunkcjonuje bez wejścia w życie instytucji prosumenta wirtualnego energii odnawialnej.
	Zmiany w systemie rozliczeń net-billing: ✓ Do dnia 30 czerwca 2024 r obowiązywało wyliczenie wartości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej przez prosumenta energii odnawialnej i prosumenta zbiorowego
	energii odnawialnej, zapisanej na depozycie prosumenckim, tj. odbywało się według Rynkowej Miesięcznej Ceny Energii Elektrycznej (RCEm);
	✓ Od 1 lipca 2024 r. wartość tej energii wyliczana jest w oparciu o (RCE); ✓ W celu zwiększenia opłacalności rozliczeń prosumentów w systemie net-billing (system rozliczenia wartości nadwyżki energii wyprodukowanej przez prosumenta wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej) proponuje się modyfikację wspomnianych przepisów w nowelizowanej ustawie o OZE
	✓ Utrzymana będzie możliwości dalszego rozliczania w oparciu o RCEm prosumentów, którzy byli w ten sposób rozliczani przed 1 lipca 2024 r. Będą oni mogli jednak, składając oświadczenie sprzedawcy, zmienić sposób rozliczeń na rozliczenie w oparciu o rynkową cenę energii
	elektrycznej obowiązującą w okresach rozliczenia niezbilansowania; ✓ Zachętą do zmiany systemu rozliczenia będzie możliwość zwiększenia wartości zwrotu niewykorzystanych przez prosumenta środków za wprowadzoną do sieci energię elektryczną w okresie kolejnych 12 miesięcy (tzw. nadpłaty) do 30 proc.
	✓ Jeżeli prosument zdecyduje się nadal stosować dotychczasowy sposób rozliczeń, wysokość zwrotu jego nadpłaty nie ulegnie podwyższeniu i jak dotychczas będzie wynosić do 20 proc. wartości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci w miesiącu kalendarzowym, którego dotyczy
	zwrot nadpłaty; Korekta rynkowej ceny energii
	Korekta rynkowej ceny energii, o której mowa w art. 11 w ust 1 ustawy z dnia 10 kwietnia ✓ 1997 r. – Prawo energetyczne jest stosowana w przypadku zmiany danych wykorzystywanych do ustalenia cen energii elektrycznej, wynikającej z korekt przekazywanych przez operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych lub inne podmioty;
Projekt ustawy o zmianie ustawy o podatku rolnym,	Główne założenia projektu ustawy: ✓ Obowiązujące od 2003 r. w podatku od nieruchomości definicje "budowli" i "budynku", które
ustawy o podatkach i opłatach lokalnych, ustawy o podatku leśnym oraz ustawy o opłacie skarbowej (UD 72) Projekt z dnia 23.09.2024 r.	odwołują się do przepisów prawa budowlanego stwarzają wiele wątpliwości interpretacyjnych, w konsekwencji powołują spory podatkowe, których główną osią sporu jest prawnopodatkowa kwalifikacja obiektu budowlanego jako budowli albo budynku oraz ustalenie, czy "części niebudowlane" budowli lub urządzenia techniczne (urządzenia budowlane) z nią związane również stanowią przedmiot opodatkowania. ✓ Projekt przewiduje zmiany w podatku rolnym, w podatku od nieruchomości, w podatku leśnym, w opłacie uzdrowiskowej oraz w opłacie skarbowej;
	✓ Projektowana nowelizacja ma m. in. na celu wyeliminowanie wątpliwości interpretacyjnych dotyczących aktualnych przepisów oraz doprecyzowanie obowiązujących regulacji w celu prawidłowego ich stosowania.
	Zgodnie z nową definicją budynek to obiekt, wraz z instalacjami zapewniającymi możliwość jego użytkowania zgodnie z przeznaczeniem, wykonany z użyciem wyrobów budowlanych, który jest trwale związany z gruntem, wydzielony z przestrzeni za pomocą przegród budowlanych oraz posiada fundamenty i dach, również w przypadku gdy jest on częścią obiektu wymienionego w poz. 1–6 załącznika nr 4 do ustawy. Z kolei, przez budowlę będzie należało rozumieć:
	✓ Obiekty wymienione w załączniku nr 4 do ustawy, a także instalacje i urządzenia, jeżeli stanowią wraz z tym obiektem całość techniczno-użytkową;
	✓ Części budowlane urządzeń niestanowiących części budowli, o których mowa w lit. a; ✓ Części budowlane elektrowni wiatrowych i elektrowni jądrowych; ✓ Fundamenty pod maszyny oraz urządzenia, odrębne pod względem technicznym od tych
	maszyn i urządzeń;

Akt prawny	Opis regulacji i ich cel
	✓ Przyłącza do obiektu budowlanego; – wykonane z użyciem wyrobów budowlanych. Przedmiotowy projekt może spowodować opodatkowanie niektórych instalacji wytwórczych OZE w zakresie dotychczas nieobowiązującym, co może prowadzić do zmniejszenia przychodów z takich instalacji.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (UD 89). Projekt z dnia 25.09.2024 r.	Główne założenia projektu ustawy: w ustawie o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych: ✓ Zniesienie zasady tzw. 10H i ustalenie nowej odległości między lądowymi elektrowniami wiatrowymi (LEW), a zabudową mieszkaniową wynoszącą nie mniej niż 500 m, ✓ Wprowadzenie definicji gminy pobliskiej, ✓ Zmiana odległości LEW od parku narodowego z zasady 10h i wprowadzenie odległości nie mniejszej niż 1 500 m, ✓ Wprowadzenie zasady min. odległości LEW od określonych obszarów Natura 2000 na poziomie nie mniej niż 500 m, ✓ ustandaryzowanie procesu planistyki w gminach lokalizujących LEW poprzez przeniesienie wymogów konsultacyjnych dla planów miejscowych (MPZP lokalizujących LEW do ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym; w ustawie Prawo energetyczne: ✓ dookreślenie, iż umowa o przyłączenie do sieci instalacji OZE wytwarzającej biometan powinna zawierać postanowienie określające termin dostarczenia po raz pierwszy do sieci gazowej biometan nie później niż 48 miesięcy od dnia zawarcia umowy o przyłączenie; w ustawie o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym: ✓ uregulowanie lokalizowania LEW przy wykorzystaniu Zintegrowanych Planów Inwestycyjnych; w ustawie o OZE: ✓ wprowadzenie nowego systemu wsparcia w formie aukcji dla biometanu dla instalacji o mocy powyżej 1 MW, ✓ modyfikacja definicji instalacji OZE poprzez uwzględnienie, obok magazynu energii elektrycznej, dodatkowo magazynu ciepła oraz magazynu chłodu, ✓ zmiana referencyjnej ceny operacyjnej w systemie wsparcia operacyjnego tzw. FIP, poprzez
	zniesienie współczynnika korygującego referencyjną cenę operacyjną (90%) i wprowadzenie zasady, że cena stała w przypadku tego systemu wsparcia jest równa cenie referencyjnej, określonej dla wsparcia operacyjnego (system wsparcia dla instalacji o mocy do 1 MW) ✓ uproszczenie działania systemu wsparcia dla instalacji zmodernizowanych (hydroenergetyka) - wyłączenie hydroenergetyki z konieczności spełnienia warunku przyrostu mocy zainstalowanej lub wzrostu ilości produkowanej energii w przepisie dotyczącym modernizacji, ✓ aukcje OZE: zaliczenie en. el. wyprodukowanej i sprzedanej po cenach ujemnych na potrzeby
	rozliczenia obowiązku sprzedaży w ramach systemu aukcyjnego w ilości określonej w ofercie.

Elektrownia szczytowo-pompowa Żydowo

Akcje i Akcjonariat

6. AKCJE I AKCJONARIAT

6.1. Informacje o akcjach i akcjonariacie Spółki Energa

Akcje Energi SA są notowane na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie ("GPW") od 2013 roku. Na dzień 30 września 2024 roku oraz na dzień sporządzenia niniejszej Informacji większościowym akcjonariuszem Energi jest ORLEN S.A., który posiada 90,92% akcji Spółki, co daje 93,28% głosów na jej Walnym Zgromadzeniu.

Tabela 23: Akcje Spółki według serii i rodzajów na dzień 30 września 2024 roku oraz na dzień sporządzenia niniejszej Informacji

Seria	Rodzaj akcji	Akcje	(%)	Głosy	(%)
AA	zwykłe na okaziciela	269 139 114	65,00	269 139 114	48,15
BB	imienne uprzywilejowane*	144 928 000	35,00	289 856 000	51,85
RAZEM		414 067 114	100,00	558 995 114	100,00

* Jedna akcja uprzywilejowana daje prawo do 2 głosów na Walnym Zgromadzeniu. Właścicielem tych akcji jest ORLEN S.A.

Tabela 24: Struktura akcjonariatu Spółki Energa według stanu na dzień 30 września 2024 roku oraz na dzień sporządzenia niniejszej Informacji

	Struktura akcjonariatu Spółki
Nazwa akcjonariusza	Akcje	(%)	Głosy	(%)
ORLEN S.A.	376 488 640	90,92	521 416 640	93,28
pozostali	37 578 474	9,08	37 578 474	6,72
RAZEM	414 067 114	100,00	558 995 114	100,00

6.2. Notowania akcji Spółki na GPW

Tabela 25: Dane dotyczące akcji Spółki Energa na dzień 30 września 2024 roku

Dane	Wartość
Cena emisyjna	17,00 zł
Liczba akcji	414 067 114
Kurs na koniec okresu	13,64 zł
Kapitalizacja na koniec okresu	5,65 mld zł
Minimum w okresie 9 m-cy 2024 r.	9,12 zł
Maximum w okresie 9 m-cy 2024 r.	14,04 zł
Średnia wartość obrotu w okresie 9 m-cy 2024 r.	0,526 mln zł
Średni wolumen obrotu w okresie 9 m-cy 2024 r.	45,5 tys. szt.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z www.bankier.pl

Rysunek 18: Zmiana kursu akcji Energi SA w porównaniu do zmian indeksów WIG, WIG30 i WIG-ENERGIA

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z www.biznes.pap.pl

Cena akcji Energi na zamknięciu sesji giełdowej w dniu 30 września 2024 roku wyniosła 13,64 zł, co oznacza że w porównaniu z kursem w ostatnim dniu sesyjnym 2023 roku (tj. 30 grudnia) wzrosła o około 46%. W omawianym okresie indeks WIG zanotował wzrost o około 6%, a WIG-Energia spadek o około 8%. W związku ze zmniejszeniem liczby akcji Energi w wolnym obrocie poniżej 10% (po ogłoszeniu wyników wezwania delistującego przez ORLEN) GPW wykreśliła akcje Energi ze wszystkich indeksów giełdowych ze skutkiem po sesji w dniu 3 grudnia 2020 roku.

6.3. Oceny ratingowe

W III kwartale 2024 roku oceny ratingowe pozostały bez zmian.

6.4. Zestawienie stanu akcji w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących

Na dzień 30 września 2024 roku i na dzień sporządzenia niniejszej Informacji żaden z Członków Rady Nadzorczej Energi SA oraz żaden z Członków Zarządu Energi SA nie posiadał akcji Spółki, uprawnień do akcji Spółki ani też akcji/udziałów w jednostkach powiązanych ze Spółką.

Elektrownia Ostrołęka

Pozostałe informacje o Grupie

7. POZOSTAŁE INFORMACJE O GRUPIE

7.1. Informacje o istotnych umowach i transakcjach

Umowy dotyczące kredytów i pożyczek

Szczegóły dotyczące umów kredytów i pożyczek opisane zostały między innymi w nocie nr 16 Skonsolidowanego sprawozdania finansowego na dzień i za okres 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2024 roku.

Tabela 26: Nominalna wartość objętych przez Energę SA i niewykupionych obligacji w podziale na poszczególnych emitentów według stanu na dzień 30 września 2024 roku (mln zł)

Lp.	Nazwa spółki	Nominalna wartość objętych obligacji
1.	Energa Operator SA	533,0
	Razem	533,0

Udzielone poręczenia i gwarancje

Na dzień 30 września 2024 roku poręczenia udzielone przez Energę za zobowiązania spółek Grupy wyniosły łącznie 5 393 mln zł i obejmowały:

• poręczenie za zobowiązania Energi Finance AB (publ) z tytułu emisji euroobligacji w kwocie 5 349 mln zł;
• poręczenia za zobowiązania spółek z Grupy Energa wynikające z gwarancji bankowych udzielonych przez PKO Bank Polski SA w ramach limitów gwarancyjnych dedykowanych spółkom z Grupy Energa w łącznej kwocie 2 mln zł;
• poręczenia za zobowiązania spółek Grupy Energa wobec innych podmiotów, w tym: PSE SA w łącznej kwocie 42 mln zł.

Informacje o istotnych transakcjach z podmiotami powiązanymi na innych warunkach niż rynkowe

Wszystkie transakcje w ramach Grupy Energa są dokonywane w oparciu o ceny rynkowe dostarczanych towarów, produktów lub usług oparte o koszt ich wytworzenia. Szczegółowe informacje w tym zakresie znajdują się w nocie 18 Skonsolidowanego sprawozdania finansowego na dzień i za okres 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2024 roku.

7.2. Zarządzanie ryzykiem

Zintegrowany System Zarządzania Ryzykiem ("ZSZR") funkcjonuje w Grupie Energa od 2011 roku i jest centralnie nadzorowany przez Energę.

ZSZR jest realizowany w oparciu o jednolity w całej Grupie proces zarządzania ryzykiem, bazujący na międzynarodowych standardach (ISO 31000, COSO, FERMA) oraz obejmujący wszystkie poziomy organizacji i linie biznesowe. Proces zarządzania ryzykiem składa się z etapów, które determinują się wzajemnie i realizowane są w sposób ciągły. Przebiega on od poziomu komórek organizacyjnych do najwyższego kierownictwa, od poziomu podmiotów Grupy do Energi jako Podmiotu Dominującego.

Rysunek 19: Proces zarządzania ryzykiem obowiązujący w Grupie Energa

Podstawowym dokumentem, w oparciu o który realizowany jest proces zarządzania ryzykiem, jest Polityka zarządzania ryzykiem w Grupie Energa, określająca m.in. jednolite podejście, zasady zarządzania ryzykiem oraz role i odpowiedzialności w procesie:

Zarząd: sprawuje nadzór i określa kierunki zarządzania ryzykiem, przyjmuje wyniki raportowania ryzyka, w tym szczególności wyznacza apetyt na ryzyko i strategię zarządzania ryzykiem.

Komórka ds. ryzyka: koordynuje proces zarządzania ryzykiem, przeprowadza przeglądy ryzyka, prowadzi cykliczny monitoring najważniejszych ryzyk, raportuje wyniki, analizuje i wspiera szacowanie poziomu istotności ryzyka w organizacji.

Właściciel Ryzyka: zarządza ryzykiem, odpowiada za bieżącą i okresową analizę ryzyka, opracowuje i realizuje strategię zarządzania ryzykiem, monitoruje i utrzymuje ryzyko w określonych granicach.

Pracownicy: przekazują informacje nt. ryzyk i zdarzeń.

Komitet Audytu: monitoruje skuteczność systemu zarządzania ryzykiem.

Komórka ds. audytu wewnętrznego: dokonuje niezależnej i obiektywnej oceny elementów systemu zarządzania ryzykiem oraz uwzględnia wyniki raportowania ryzyka w ramach realizowanych zadań.

W ramach Zintegrowanego Systemu Zarządzania Ryzykiem Grupa Energa prowadzi następujące działania:

przegląd ryzyka – polegające na identyfikacji i ocenie ryzyka oraz określeniu strategii zarządzania ryzykiem w kompleksowym ujęciu, prowadzony w cyklach półrocznych.

cykliczny monitoring najważniejszych ryzyk – polegający na weryfikacji aktualności czynników i skutków ryzyka oraz statusu realizacji planów działań, wpływających na ocenę najważniejszych ryzyk w Grupie Energa, prowadzony zgodnie z przyjętym harmonogramem.

bieżące zarządzanie ryzykiem – polegające na analizie zdarzeń, identyfikacji i ocenie ryzyka oraz określeniu strategii zarządzania ryzykiem w kontekście wydarzeń wewnątrz i na zewnątrz Grupy Energa.

W wyniku półrocznych przeglądów ryzyka przygotowywana jest informacja na temat ekspozycji Grupy Energa na ryzyko. Na jej podstawie Zarząd Energi podejmuje decyzję odnośnie poziomu apetytu na ryzyko oraz akceptacji strategii zarządzania ryzykami, zobowiązując Właścicieli Ryzyka do wdrożenia planów działań.

7.2.1 Opis najistotniejszych ryzyk

Poniżej przedstawione zostały najważniejsze ryzyka zidentyfikowane na poziomie Grupy Energa, w podziale na 4 obszary Modelu Ryzyka, wraz z opisem najważniejszych działań stosowanych w celu kontrolowania ryzyka.

Obszar strategiczny

Ryzyka obszaru strategicznego cechuje bezpośredni wpływ na poziom osiągania celów strategicznych. Ich materializacja będzie oddziaływała na rozwój spółek Grupy Energa oraz budowanie przewagi konkurencyjnej na rynku energetycznym.

Tabela 27: Najistotniejsze ryzyka strategiczne zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy

Ryzyko	Opis ryzyka i potencjalnych skutków	Podejście do kontroli ryzyka
Ryzyka związane z realizacją Wieloletniego Planu Inwestycji Strategicznych i Strategicznego Planu Rozwoju Grupy Energa	Kluczowe ryzyka w tym obszarze dotyczą zakłóceń oraz istotnych odchyleń dla celów wskazanych m.in. w obszarze wytwarzania tj. budowa nowych mocy OZE, optymalizacja wykorzystania Energa Elektrownie Ostrołęka SA po 2025 r., redukcja emisyjności CO2, inwestycje w aktywa gazowe, w obszarze dystrybucji tj. rozwój sieci dystrybucyjnej, przyłączenie do sieci nowych odbiorców, dostosowanie do wzrostu mocy OZE, utrzymanie jakości dostaw energii elektrycznej, oraz w obszarze sprzedaży tj. poprawa wyników w podstawowej działalności detalicznej, zwiększanie liczby klientów, rozwój oferowanych usług i produktów. Materializacja ryzyk prowadzić może do pogorszenia pozycji konkurencyjnej Grupy, braku zakładanego wzrostu EBITDA czy braku spadku kosztów operacyjnych. Ryzyko może skutkować także karami regulacyjnymi, umownymi, środowiskowymi, wzrostem kosztów zmiennych, odpisami na majątku lub nieefektywnością poniesionych nakładów.	• Realizacja inwestycji wskazanych w Wieloletnim Planie Inwestycji Strategicznych Grupy Energa - zgodnie z kryteriami planów inwestycyjnych. • Bieżący nadzór nad realizacją planu inwestycyjnego. • Monitoring celów Grupy i nakładów inwestycyjnych określonych w Strategicznym Planie Rozwoju Grupy Energa do 2030 r. • Umowy z wykonawcami, dostawcami, zabezpieczające przesunięcia w harmonogramie i zmiany budżetu.
Ryzyka planowania i alokacji zasobów	Ryzyka związane z wyzwaniami w zakresie skutecznego planowania przychodów i kosztów, kształtowania polityki cenowej oraz wzrostu planowania kosztu bilansowania długoterminowego źródeł Rynku Lokalnego. Kluczowym czynnikiem tych ryzyk są zmiany legislacyjne w zakresie dotyczącym funkcjonowania przedsiębiorstw energetycznych kształtujące ich polityki cenowe, a także wraz ze zmianą cen na rynku surowców do produkcji energii elektrycznej i cieplnej wpływające na zmienność i trafność procesów planistycznych. Materializacja ryzyka może prowadzić do niezrealizowania planu strategicznego oraz finansowego Grupy oraz trudności lub rezygnacji z realizowania zaawansowanych projektów, utraty udziału w rynku lub konieczności dokupienia brakującej energii.	• Zarządzenie Energa SA w sprawie wprowadzania do stosowania w Spółce harmonogramu pozyskiwania od Spółek GK informacji dla potrzeb sporządzania skonsolidowanych sprawozdań finansowych, skonsolidowanych planów ekonomiczno finansowych oraz operacyjno-finansowej informacji zarządczej. • Zasady kalkulacji cen energii elektrycznej oraz gazu oraz zarządzania marżą. • Instrukcja ofertowania i metodologia wyliczenia marży z kontraktów z wytwórcami energii elektrycznej. • Projekcje kroczące dla przychodów i kosztów działalności w danym roku. • Monitorowanie planu.
Ryzyko działań ESG/Raportowanie w zakresie zrównoważonego rozwoju	Ryzyko związane z działaniami ESG w Grupie Energa, a w szczególności zbieranie, analizy i raportowanie do kadry zarządzającej danych niefinansowych do celów kontroli i oceny działań spółki w zakresie zrównoważonego rozwoju. Materializacja ryzyka może prowadzić do negatywnych skutków wizerunkowych, utrudnienia w pozyskaniu finansowania dla projektów inwestycyjnych, wzrostu marży przy przyznanym finansowaniu oraz obniżenia oceny przez agencję ratingową.	• Strategii Zrównoważonego Rozwoju 2024-2030 • Kodeks ESG Grupy Energa. • Stosowanie narzędzi oceny działalności ESG i cykliczne poddawanie się ocenom rankingów. • Wsparcie zewnętrznego konsultanta w zakresie metodologii przygotowania raportu niefinansowego w ramach ESG. • Dialog z interesariuszami w formie spotkań online i ankiet wysyłanych do interesariuszy. • Bieżący i cykliczny monitoring realizacji zadań przez Wydział ESG. • Harmonogram prac i wytyczne dla raportowania ESG. • Szkolenia i aktualizacja wiedzy pracowników. • Czynne uczestnictwo w grupach roboczych.
Ryzyka klimatyczne	Ryzyko dotyczy wpływu zmian klimatycznych na produktywność jednostek wytwórczych Grupy Energa oraz na pracę sieci dystrybucyjnej, a także niedostosowania działalności biznesowej Spółek Grupy Energa do wymogów w zakresie zarządzania ryzykiem klimatycznym.	• Wyznaczenie członka Zarządu Energa S.A. odpowiedzialnego za zarządzanie kwestiami klimatycznymi. • Funkcjonowanie zintegrowanego systemu zarządzania środowiskowo-energetycznego,

	Materializacja ryzyka może w głównej mierze dotyczyć niespełnienia celów taksonomicznych, wynikających z przepisów prawa unijnego co wpłynie na pogorszenie wizerunku i pozycji konkurencyjnej spółek Grupy. Skutkiem ryzyka może być również obniżenie oceny ESG przez agencję ratingową powodujące utrudnienia w pozyskaniu finansowania dla projektów inwestycyjnych lub pogorszenie warunków finansowania (wzrost marży przy pozyskiwaniu finansowania i wzrost kosztów ubezpieczeń).	zgodnego z Rozporządzeniem EMAS oraz normami ISO 14001 i ISO 50001. • Systematyczna redukcja zużycia surowców, wody i energii w celu budowania w łańcuchu wartości organizacji odporności wobec wyczerpujących się zasobów naturalnych. • Monitorowanie działań związanych z aspektami klimatycznymi, m.in. poprzez gromadzenie kompleksowych i szczegółowych danych dot. ryzyk i szans związanych ze zmianami klimatu w liniach biznesowych GE oraz stały nadzór nad: zużyciem energii, wody i surowców nieodnawialnych, wzrostem udziału OZE oraz rozwojem sieci dystrybucyjnej. • Uwzględnianie w funkcjonowaniu Grupy Energa wytycznych TCFD. • Przygotowywanie Grupy do raportowania zgodnie z nowymi europejskimi standardami raportowania dot. klimatu ESRS- E1.
Ryzyka środowiskowo - energetyczne	Ryzyko dotyczy negatywnego oddziaływania na środowisko spółek Grupy Energa, w tym ich wpływ na zmiany klimatu. Materializacja ryzyka może dotyczyć utraty certyfikatu ISO 14001 oraz ISO 50001 przez poszczególne Spółki, wykreślenia poszczególnych Spółek lub Grupy z rejestru EMAS, utraty wizerunku "zielonej grupy energetycznej" oraz wzrostu kosztów zakupu "zielonej energii".	• Polityka środowiskowo-energetyczna Grupy Energa. • Funkcjonowanie zintegrowanego systemu zarządzania środowiskowo-energetycznego, zgodnego Rozporządzeniem EMAS oraz normami ISO 14001 i ISO 50001. • Redukcja emisji GHG w związku z realizacją Strategii dekarbonizacji Grupy Energa. • Niezależny audyt zewnętrzny systemu zarządzania środowiskowo-energetycznego.
Ryzyko działań sponsoringowych	Ryzyko określone jest jako podejmowanie działań sponsoringowych nieprzynoszących zamierzonych efektów, dotyczących m.in. upowszechniania marki, kształtowania wizerunku marki, budowania reputacji Grupy Energa, budowania dobrych relacji z klientami i pracownikami. Materializacja ryzyka może skutkować m.in. pogorszeniem wizerunku marki Energa, brakiem budowania świadomości i popularności marki, brakiem realizacji umów sponsoringowych z jednoczesnym rozplanowaniem płatności w okresie braku działalności sponsorowanego	• Polityka Marketingowa Grupy Energa. • Planowanie działalności sponsoringowej i marketingowej. • Organizowanie akcji sponsoringowych. • Zaangażowanie ambasadorów w internetowe inicjatywy, tj. Drużynę Energi, oraz włączanie sponsorowanych podmiotów w akcje prowadzone przez spółkę Energa. • Współpraca z Biurem Prasowym. • Raportowanie efektywności działalności sponsoringowej realizowanej przez Grupę Energa do interesariuszy wewnętrznych i zewnętrznych.
Ryzyko marki, wizerunku oraz działań dot. relacji z klientami	Ryzyko oznacza nieodpowiednie zarządzanie przepływem informacji o prowadzonej działalności za pomocą zróżnicowanych kanałów komunikacji wpływające na postrzeganie i wartość biznesową marki oraz reputację spółek Grupy Energa. Materializacja ryzyka może skutkować spadkiem wartości marki i wizerunku Grupy Energa z perspektywy interesariuszy	• Zasady obsługi spraw klienckich wpływających do Energa SA. • Realizacja zadań wynikających z Polityki marketingowej w Grupie Energa. • Coroczne sporządzanie planu marketingowego raportowanego do ORLEN. • Bieżąca współpraca i podtrzymywanie dobrych relacji z interesariuszami (dialog z interesariuszami).
Ryzyko komunikacji z interesariuszami zewnętrznymi	Ryzyko związane ze skutkami wymiany informacji między spółką a zewnętrznymi odbiorcami, klientami i innymi interesariuszami. Wiąże się z negatywnymi przekazami medialnymi, możliwością pojawienia się w mediach nieautoryzowanych informacji wprowadzających w błąd opinię publiczną. Materializacja ryzyka może prowadzić do obniżenia wiarygodności i zaufania do Grupy Energa oraz wpływać na pozycję konkurencyjną na rynku.	• Prowadzenie komunikacji zewnętrznej w imieniu Grupy Energa przez Biuro Prasowe Energi. • Nawiązywanie i podtrzymywanie dobrych relacji z mediami przez przedstawicieli Biura Prasowego Energi, bieżąca współpraca z mediami w zakresie udzielania odpowiedzi na pytania. • Prowadzenie działań i akcji we współpracy lub pod patronatem mediów, współpraca z Powiatowymi i Miejskimi Rzecznikami Praw Konsumentów. • Wywiady w mediach oraz udział członków Zarządu spółki lub osób upoważnionych przez Dyrektora z BP w programach informacyjnych i opiniotwórczych

		poświęconych tematyce z zakresu działania Grupy lub realizowanych przedsięwzięć. • Udostępnianie promocyjnych materiałów video na kanale Grupy Energa w mediach społecznościowych oraz materiałów dla mediów zewnętrznych. • Funkcja Rzecznika Klienta. • Zaangażowanie przedstawicieli spółki w działaniach PTPIREE. • Bieżący kontakt z przedstawicielami mediów po stronie EOP. • Bieżące i aktywne udzielanie odpowiedzi na interwencje i zapytania mediów. • Przestrzeganie Polityki Działań Komunikacyjnych, Dobroczynnych, Marketingowych i Sponsoringowych w Grupie Energa.
Ryzyko ochrony informacji	Ryzyko wynikające z działań na rzecz zapewnienia bezpieczeństwa informacji i danych prawnie chronionych, takich jak tajemnica spółki, ochrony przed działalnością konkurencyjną oraz wymogów wynikających z przepisów o ochronie informacji niejawnych. Ryzyko związane z utratą poufności, integralności i zapewnienia dostępności w kontekście metod przetwarzania informacji (w tym w systemach teleinformatycznych). Materializacja ryzyka może dotyczyć zakłócenia lub przerwania ciągłości działania w spółkach, ponoszenia odpowiedzialności karnej, administracyjnej lub służbowej. Skutkiem ryzyka mogą być straty wizerunkowe wynikające z utraty danych oraz negatywny wpływ na wizerunek.	• Polityka Zarządzania Bezpieczeństwem Informacji i Cyberbezpieczeństwem w Grupie Energa. • Zał. Polityka Bezpieczeństwa Teleinformatycznego w Koncernie. • Polityka Ochrony Informacji w Energa SA. • Polityka Bezpieczeństwa Informacji w Enerdze SA. • Prowadzenie SOC w ramach Grupy ORLEN.

Obszar prawno-regulacyjny

Ryzyka obszaru prawno-regulacyjnego wiążą się z ich wpływem na poziom zapewnienia przepisów prawa, wymagań regulatora rynku energetycznego oraz regulacji wewnętrznych opisujących zasady ładu organizacyjnego - ich materializacja będzie wpływała na kształtowanie wizerunku i reputacji Grupy Energa.

Tabela 28: Najistotniejsze ryzyka prawno-regulacyjne zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy

Ryzyko	Opis ryzyka i potencjalnych skutków	Podejście do kontroli ryzyka
Ryzyko prawne	Ryzyko dotyczy zapewnienia jakości obsługi prawnej prowadzonych przez podmioty Grupy lub przeciwko podmiotom Grupy postępowań sądowych i administracyjnych. Ryzyko związane jest również z możliwością wystąpienia roszczeń odszkodowawczych właścicieli gruntów. Materializacja ryzyka może prowadzić do konieczności wypłaty odszkodowań i kar, a także udzielenia bonifikat dla odbiorców, wynikających z przepisów prawa. Ryzyko może także skutkować dodatkowymi kosztami procesowymi i obsługi prawnej, sankcjami karnymi, administracyjnymi, brakiem możliwości prowadzenia inwestycji liniowych, zapisanych w Planie Rozwoju Energa Operator SA oraz realizacji dostaw energii w przypadku nakazu usunięcia urządzeń sieciowych wysokiego i średniego napięcia.	• Współpraca z kancelariami prawnymi i weryfikacja jakości usług świadczonych w zakresie pomocy prawnej. • Systemy informatyczne do monitorowania i raportowania istotnych spraw. • Wewnętrzne regulacje w zakresie koordynacji pomocy prawnej w Grupie Energa, a także dot. stanów prawnych nieruchomości energetycznych. • System Zarządzania Zgodnością w Grupie Energa. • Opiniowanie umów pod kątem zgodności • Umowy obligacyjne lub prawno-rzeczowe, regulujące ustanowienie służebności przesyłu/gruntowej
Ryzyko ochrony danych osobowych	Ryzyko dotyczy zapewnienia prywatności i bezpieczeństwa informacji podmiotów danych. Materializacja ryzyka może prowadzić do utrudnienia prowadzenia działań operacyjnych przez spółkę, sankcji karnych, w tym finansowych i administracyjnych, kontroli organów nadzorujących, kosztów procesowych i odszkodowawczych.	• Realizacja postanowień wewnętrznych regulacji dot. obszaru ochrony danych osobowych, m.in. w zakresie postępowania z naruszeniami, pozyskiwania zgód na przetwarzanie danych osobowych, realizacji obowiązków informacyjnych, realizacji praw podmiotów

Ryzyko nadużyć/czynów	Ryzyko dotyczy sytuacji i zachowań związanych z nadużyciami, w tym konfliktem interesów, korupcją	danych osobowych. • Cykliczne szkolenia i komunikacja informacyjna w zakresie podstawowych obowiązków pracowników. • Rekomendacje Forum ODO. • Polityka przeciwdziałania nadużyciom i konfliktowi interesów.
niedozwolonych	i defraudacją, możliwych do popełnienia przez pracowników/ współpracowników podmiotów Grupy Energa. Ryzyko obejmuje potencjalne zagrożenie występowania nadużyć i działań korupcyjnych w procesach operacyjnych, jak również nadużyć finansowych w związku z realizacją projektów unijnych. Materializacja ryzyka może prowadzić do powstania strat finansowych, utraty majątku oraz wiązać się z prowadzeniem postępowania przez organy ścigania w stosunku do pracowników lub organów podmiotów Grupy. Ryzyko może negatywnie wpływać na reputację i wizerunek Grupy Energa, skutkować zakazem aplikowania o środki publiczne (unijne bądź krajowe) oraz wpływać na pogorszenie zaufania pracowników do przełożonych, współpracowników i organizacji w ogóle.	• Wewnętrzne regulacje z zakresu nadużyć, tworzenia i rozliczania zamówień dla projektów dofinansowanych ze środków UE oraz dot. procesu zakupowego. • Komórki ds. bezpieczeństwa w kluczowych podmiotach zależnych. • Szkolenia dla pracowników (m.in. w zakresie antykorupcji). • Dedykowany kanał kontaktu do zgłaszania symptomów i nadużyć. • Trzy linie obrony organizacji (system kontroli wewnętrznej, system zarządzania ryzykiem, audyt wewnętrzny). • Obowiązkowe klauzule dot. antykorupcji i konfliktu interesów w umowach z kontrahentami. • Współpraca z Biurem Prawnym w zakresie zarządzania zgodnością. w obszarze nadużyć oraz w zakresie zgłoszenia podejrzenia popełnienia przestępstwa.
Ryzyko regulacyjne	Ryzyko dotyczy zmian legislacyjnych wpływających na funkcjonowanie poszczególnych Linii Biznesowych Grupy Energa. Materializacja ryzyka może prowadzić do modyfikacji planów inwestycyjnych, osiągnięcia niższych przychodów od zakładanego planu, podwyższenia kosztów działalności, nałożenia dodatkowych obowiązków czy powstaniu strat na sprzedaży, jak również nałożenia kar w przypadku nieprawidłowego wdrożenia przepisów prawnych. Ryzyko stanowi też szansę na przyjęcie takich rozwiązań prawnych, które umożliwią pozyskanie dodatkowych środków finansowych lub zagwarantują system wsparcia dla aktywów Grupy.	• Monitoring zmian w prawie. • Współpraca w ramach Grupy ORLEN w zakresie formułowania stanowisk. • Praca przedstawicieli Grupy w stowarzyszeniach branżowych.
Ryzyko umów	Ryzyko związane jest z zawarciem przez Spółkę umów na niekorzystnych warunkach, niewykonaniem lub nienależytym wykonaniem umów i możliwymi z tego tytułu roszczeniami/reklamacjami lub karami. Materializacja ryzyka może skutkować stratami finansowymi, postępowaniami sądowym, czy deficytowością umowy, prowadzącą do braku pokrycia kosztów przychodami z realizacji umowy.	• Wewnętrzne procedury w zakresie zawierania umów i udzielania zamówień. • Centralny Rejestr Umów i Zleceń. • Rejestr i ocena kwalifikowanych podwykonawców. • Monitoring stopnia zaawansowania realizacji usług i dostaw. • Określenie zasad odpowiedzialności Partnerów Konsorcjum.

danych, czy zarządzania ryzykiem ochrony

Obszar operacyjny

Ryzyka obszaru operacyjnego wiążą się z bieżącą działalnością, którą spółki podejmują na rzecz realizacji działań strategicznych – ich materializacja będzie wpływała na poziom osiągania celów operacyjnych spółek Grupy Energa.

Tabela 29: Najistotniejsze ryzyka operacyjne zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy

Ryzyko	Opis ryzyka i potencjalnych skutków	Podejście do kontroli ryzyka
Ryzyka projektowe / inwestycyjne	Ryzyka związane z inwestycjami prowadzonymi w ramach Grupy Energa w kierunku zwiększania potencjału wytwórczego, dystrybucyjnego i sprzedażowego Grupy Energa, polegające na	• Realizacja inwestycji w strukturze projektowej lub przez dedykowane spółki celowe.

	niedotrzymaniu założonego terminu realizacji, harmonogramu, budżetu lub zakresu. Materializacja ryzyk prowadzić może do braku zwrotu z inwestycji na zakładanym poziomie, konieczności poniesienia dodatkowych nakładów lub spisania kosztów projektu, zwrotu otrzymanego dofinansowania, utraty potencjalnych przychodów, eskalacji roszczeń na drodze sądowej, konieczności poniesienia kar lub skutków wizerunkowych.	• Bieżąca kontrola i monitoring inwestycji na poziomie operacyjnym i strategicznym (Komitety i Najwyższe Kierownictwo). • Cykliczne warsztaty na temat odchyleń w ramach największych CAPEX-ów. • Zawarte umowy i porozumienia. • Monitoring otoczenia rynkowego projektów.
Ryzyka dotyczące podstawowej działalności poszczególnych spółek Grupy Energa	Ryzyka związane z prowadzeniem kluczowej działalności biznesowej, takie jak m.in. ryzyko awarii majątku i przerwania ciągłości produkcyjnej, czy dystrybucyjnej, ryzyko zakłóceń funkcjonowania systemów IT i braku ich rozwoju, zaburzenia łańcuchów dostaw oraz ryzyko niedoboru węgla i biomasy. Materializacja ryzyk prowadzić może do konieczności poniesienia dodatkowych kosztów związanych z przywróceniem urządzenia do stanu sprzed awarii lub ponownym uruchomieniem oraz utratą przychodów z tytułu niedyspozycyjności urządzenia, a także kar za niedotrzymanie wymaganego poziomu zapasów. W przypadku niedostosowania strategicznych systemów IT, identyfikowane jest ryzyko kar, zakłóceń w realizacji podstawowych procesów, jak np. fakturowanie, zagrożenia bezpieczeństwa informacji.	• Okresowe przeglądy wynikające z instrukcji oraz posiadanego doświadczenia i wiedzy technicznej. • Plany remontowe i inwestycyjne. • Ubezpieczenie majątku. • Zapisy umowne z wykonawcami urządzeń wytwórczych w zakresie reagowania na występujące usterki gwarancyjne. • Świadectwa kwalifikacyjne pracowników. • Dywersyfikacja dostawców. • Monitoring rynku paliw oraz planów produkcji i zużycia paliw. • Umowy kilkuletnie na zakup i transport surowców. • Koordynacja Portfela Projektów IT. • Zabezpieczenie zasobów informatycznych.
Ryzyko bezpieczeństwa osób i mienia	Ryzyko związane z nieuprawnionym dostępem do obiektów, w tym do urządzeń energetycznych. Ryzyko dotyczy również bezpieczeństwa pracowników i osób trzecich przebywających na terenie podmiotów Grupy, a także incydentów o charakterze terrorystycznym i sabotażowym. Materializacja ryzyka może wiązać się z zagrożeniem bezpieczeństwa pracy sieci, dezorganizacją realizowanych procesów operacyjnych, utratą / zniszczeniem mienia, bądź przerwaniem ciągłości działania.	• Zapewnienie bezpieczeństwa osób i majątku spółek przez dedykowaną spółkę z Grupy. • Plany ochrony, w tym Plany ochrony infrastruktury krytycznej. • Regulacje wewnętrzne z zakresu bezpieczeństwa • Plany Ciągłości Działania w Podmiotach Grupy • Ubezpieczenie majątkowe, OC oraz utraty przychodów. • Systemy zabezpieczeń fizycznych i technicznych w obiektach Grupy. • Monitoring incydentów dot. Obszaru bezpieczeństwa w Grupie. • Kontrole stanu ochrony fizycznej i technicznej.
Ryzyko przerwania ciągłości działania	Ryzyko związane z naruszeniem ciągłości działania kluczowych procesów w podmiotach Grupy czy też wystąpienia nieoczekiwanych zakłóceń w działalności tych procesów. Ryzyko uwzględnia kwestie dot. dyspozycyjności urządzeń, ich sprawności oraz wydajności, jak również wpływ czynników atmosferycznych i hydrologicznych oraz zdarzeń losowych. Materializacja ryzyka prowadzić może do zagrożenia bezpieczeństwa życia i mienia, zakłóceń produkcji, niedostępności zasobów (lokalizacji, systemów, pracowników) realizujących procesy krytyczne czy awarii innych urządzeń technologicznie powiązanych. Ryzyko może skutkować także karami umownymi, a w skrajnym scenariuszu – utratą koncesji.	• Strategia Ciągłości Działania. • Procedury Awaryjne. • Plan Ochrony Infrastruktury Krytycznej. • Zasady postępowania w sytuacji krytycznej. • Lokalizacje zastępcze. • Cykliczne testowanie w ramach systemu zarządzania ciągłością działania. • Zapisy umowne z wykonawcami w zakresie reagowania na usterki. • Działania prewencyjne, m.in. okresowe przeglądy infrastruktury, realizacja zaplanowanych remontów i inwestycji.
Ryzyko relacji społecznych i związków zawodowych	Ryzyko obejmuje dialog z partnerem społecznym w szczególności ze związkami zawodowymi, dotyczy procesu utrzymywania relacji pomiędzy pracodawcą	• Prowadzenie dialogu społecznego. • Prowadzenie rokowań pracowniczych. • Realizacja postanowień układów zbiorowych pracy i porozumień zbiorowych.

	a pracownikami, jak również procesu komunikacji z pracownikami. Materializacja ryzyka może prowadzić do roszczeń, utrudnień w prowadzeniu biznesu, kosztów związanych z ewentualnymi przestojami (strajki, protesty) czy odejściami pracowników, jak również skutków wizerunkowych.	• Komunikacja z organizacjami związkowymi oraz informowanie pracowników o planowanych zmianach.
Ryzyko dotyczące rozliczeń klientów	Ryzyko związane jest z zaburzeniem procesu fakturowania z uwagi na niedostępność systemów billingowych, prowadzone migracje, niepoprawną ewidencję danych odczytowych. Materializacja ryzyka może prowadzić m.in. do obniżenia satysfakcji klienta (wzrost reklamacji, rezygnacja z usług i produktów Grupy), pogorszenia wizerunku Grupy, zakłóceń przepływów pieniężnych, zaburzenia danych finansowych i statystycznych, dodatkowych kosztów usunięcia błędów/nieprawidłowości, czy postępowań przed URE i UOKiK.	• Monitoring poziomu dostarczonych danych pomiarowych / wystawionych faktur. • Umowa serwisowa z dostawcami systemów bilingowych umożliwiająca szybką naprawę błędów krytycznych. • Wewnętrzne instrukcje dotyczące m.in. wykonywania korekt, odsetek, mechanizmu kontrolnego dotyczących podwójnego fakturowania, sprzedaży i rozliczania prosumenta czy zamknięcia miesiąca. • Systemowe mechanizmy kontrolne.

Obszar finansowy

Ryzyka obszaru finansowego wiążą się z finansowymi aspektami działalności spółek Grupy Energa, w szczególności dotyczącymi pozyskiwania kapitału finansowego z różnych źródeł, ich wykorzystywania na pokrycie kosztów funkcjonowania działalności operacyjnej i inwestycyjnej, rozliczeń publicznoprawnych oraz ujawniania informacji finansowych i zarządczych szerokiemu gronu interesariuszy – ich materializacja będzie wpływała na poziom zapewniania ciągłości działania i inicjatywy rozwojowe w Grupie Energa.

Tabela 30: Najistotniejsze ryzyka finansowe zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy

Ryzyko	Opis ryzyka i potencjalnych skutków	Podejście do kontroli ryzyka
Ryzyko płynności finansowej	Ryzyko związane ze zdolnością do regulowania zobowiązań w perspektywie krótko i długoterminowej, obejmuje także zdolność do rozliczenia niepewnych zobowiązań podatkowych. Materializacja ryzyka prowadzić może do ograniczenia możliwości realizacji celów strategicznych i rozwoju organizacji, pogorszenia zdolności kredytowej, wzrostu kosztów obsługi finansowania, utraty reputacji.	• Polityka finansowa, w tym polityka zarządzania ryzykiem rynkowym. • Projekcje finansowe. • Długoterminowy model finansowy. • Finansowanie Grupy Energa w różnorodnej formule. • Cashpooling. • Plany przepływów pieniężnych. • Analiza odchyleń. • Praca dedykowanych Zespołów. • Współpraca z zewnętrznym doradcą. • Monitorowanie bieżących zmian w prawie i orzecznictwie podatkowym.
Ryzyko walutowe	Ryzyko dotyczy zmiany kursu walut obcych w stosunku do złotego polskiego z uwagi na dług zaciągnięty w walucie obcej czy posiadane nadwyżki walutowe oraz realizowane inwestycje lub kontrakty zakupowe rozliczane w walucie obcej. Materializacja ryzyka walutowego prowadzić może do zwiększonych kosztów zarządzania środkami pieniężnymi, wzrostu nakładów inwestycyjnych, jak również wahań wyników finansowych z okresu na okres.	• Ustanawianie, monitorowanie i raportowanie limitów ekspozycji na ryzyko walutowe. • Zawieranie transakcji zabezpieczających przed ryzykiem walutowym. • Stosowanie rachunkowości zabezpieczeń. • Stosowanie mechanizmu "naturalnego hedgingu".
Ryzyka rynkowe	Ryzyka związane z handlem energią elektryczną m.in. w kontekście nieoczekiwanej zmienności cen i płynności na rynku terminowym i SPOT. Ryzyka uwzględniają również kwestie zabezpieczenia	• Zarządzanie ryzykiem głównej działalności w obszarze sprzedaży. • Procesy i regulacje wewnętrzne związane z obszarami kontraktacji, handlu i zakupów.

	uprawnień do emisji CO2 i wahań cen paliw oraz zmienność zapotrzebowania klientów na energię elektryczną czy gaz w stosunku do zakontraktowanego wolumenu, a także dynamiczny przyrost prosumentów i straty powodowane ubytkiem dystrybucyjnym. Materializacja ryzyk może prowadzić do problemów z realizacją celów strategicznych, nieoczekiwanej zmiany ekspozycji na ryzyko, strat finansowych w związku z niekorzystnym zawarciem transakcji, spadku masy marży, utraty pozycji konkurencyjnej, zwiększonych kosztów sprzedaży, zmniejszenia elastyczności działania na poszczególnych rynkach czy sankcji ze strony regulatorów.	• Monitoring handlu energią elektryczną, prawami majątkowymi, gwarancjami pochodzenia, uprawnieniami do emisji CO2. • Korzystanie z usług doradczych i prawnych. • Udział w procesie konsultacji projektów aktów prawnych. • Realizacja w poszczególnych spółkach projektów, mających na celu optymalizację kosztowo efektywnościową. • Kontrola kosztów produkcji.
Ryzyko kształtowania polityki cenowej	Ryzyko związane z nieprawidłową kalkulacją cen sprzedaży (w tym ryzyko nieprawidłowych algorytmów i danych źródłowych), przygotowywaniem ofert dla Klientów na przyszłe lata w oparciu o dane kosztowe na podstawie obecnych cen rynkowych i obecnego stanu prawnego, które nie są lub nie mogą być w pełni zabezpieczone oraz zatwierdzeniem przez Prezesa URE stawek w taryfie na poziomie niegwarantującym opłacalności sprzedaży. Materializacja ryzyka może wpłynąć na utratę udziału w rynku (marża, wolumen, przychód) i skutkować stratami finansowymi, np. na skutek zmienności cen rynkowych czy zmian regulacyjnych oraz kosztami związanymi z potencjalną rozbudową systemów IT.	• Bieżące badanie rynku pod kątem zmian otoczenia rynkowego i prawno-regulacyjnego. • Bieżące badanie planowanego wyniku finansowego i innych, wybranych wskaźników oraz bieżąca analiza wpływu przyjętych zasad kalkulacji cen na ten wynik/wskaźniki. • Bieżące badanie mechanizmów ofertowania (w tym Modelu Sprzężonego) oraz poprawności funkcjonowania systemów handlowych IT i baz danych. • Regulacje wew. odnośnie zasad kalkulacji cen energii elektrycznej oraz zarządzania marżą, zabezpieczenie minimalnego poziomu marży. • System monitoringu ofertowania.
Ryzyko kredytowe związane z rozliczeniami klientów oraz kontrahentów	Ryzyka wynikające z finansowania działalności spółki w formie długu bądź kapitału własnego, w tym zysków zatrzymanych. Ryzyko dotyczy braku ciągłości i nieprawidłowego rozliczania klientów oraz niewywiązania się kontrahentów z zobowiązań wynikających z zawartych umów (brak płatności, płatność po terminie). Materializacja ryzyka może prowadzić m.in. do wzrostu poziomu wierzytelności spornych i przeterminowanych, zakłóceń przepływów pieniężnych, dodatkowych koszów związanych z działaniami windykacyjnymi czy utraty części przychodów.	• Zwiększona częstotliwość monitoringu przepływów pieniężnych. • Tworzenie harmonogramów / ścieżek działań windykacyjnych. • Współpraca z kancelariami prawnymi. • Ocena wiarygodności klientów biznesowych i kontrahentów na rynku hurtowym. • Blokady windykacyjne w systemach informatycznych. • Pozyskiwanie zabezpieczeń. od dłużników lub kontrahentów ocenionych negatywnie, monitoring dłużników. • Raporty z oceny sytuacji największych dłużników w zakresie spłaty dotychczasowych należności i zapobieganie wzrostowi zadłużenia.
Ryzyko ubezpieczeniowe	Ryzyko związane z niedostosowaniem przedmiotu i zakresu ubezpieczeń do specyfiki działalności poszczególnych Linii Biznesowych Grupy lub wyczerpaniem sumy ubezpieczenia w polisie i brakiem uzyskania akceptowalnej oferty uzupełniającej. Istotny wpływ na ryzyko mają zmiany klimatyczne i pojawiające się coraz częściej szkody o charakterze masowym. Materializacja ryzyka może skutkować koniecznością samodzielnej likwidacji szkód i ograniczeniem środków na odtworzenie majątku.	• Realizacja działań wynikających z Polityki Ubezpieczeniowej, w tym m.in.: realizacja jednolitych programów ubezpieczeniowych i procedur zawierania ubezpieczeń zgodnie z zasadami określonymi w Polityce, współpraca i nadzór nad realizacją zadań brokera ubezpieczeniowego przez wyznaczonych w spółkach koordynatorów ubezpieczeń lub inne osoby umocowane przez Zarząd Spółki. • Korzystanie z usług brokera ubezpieczeniowego, polisa brokerska.

7.3. Postępowania toczące się przed sądem, organem właściwym dla postępowania arbitrażowego lub organem administracji publicznej

Na dzień 30 września 2024 roku Grupa Energa była stroną 14 017 postępowań sądowych. Jako powód Grupa występowała w 11 777 sprawach, których łączna wartość przedmiotu sporu wyniosła około 503 mln zł. Jako pozwany Grupa występowała w 1 158 sprawach o łącznej wartości przedmiotu sporu około 767 mln zł. Informacje o łącznej wartości przedmiotu sporu nie uwzględniają postępowań, w których roszczenie ma charakter niepieniężny.

Na dzień 30 września 2024 roku łączna kwota roszczeń o posadowienie urządzeń elektroenergetycznych na cudzych nieruchomościach bez tytułu prawnego zasądzonych prawomocnym wyrokiem wyniosła około 45,5 mln zł w 1 713 sprawach. Spraw sądowych w toku było 869, zaś wartość przedmiotu sporu w toku wyniosła około 80,8 mln zł.

Na podstawie dostępnych danych dotyczących wartości obecnie prowadzonych postępowań, Spółka przyjmuje, że wartość realnie przypadająca do wypłaty w wyniku rozstrzygnięcia powyższych sporów może sięgać 58,0 mln zł, z zastrzeżeniem zmiany w przypadku wytoczenia przeciwko Energa Operator SA nowych postępowań dotyczących urządzeń elektroenergetycznych posadowionych na innych gruntach bez tytułu prawnego.

Powyższe dane nie obejmują także spraw dotyczących prowadzenia w imieniu i na rzecz Energa Obrotu windykacji sądowoegzekucyjnej, w celu dochodzenia przez spółkę należności od swoich klientów oraz spraw upadłościowych.

Łączna wartość spraw prowadzonych w imieniu i na rzecz Energa Obrotu w zakresie windykacji sądowo-egzekucyjnej, w celu dochodzenia przez spółkę należności od swoich klientów oraz spraw upadłościowych, na 30 września 2024 roku, wynosi około 299 mln zł, w tym:

Rodzaj należności	Saldo na dzień 30 września 2024 (mln zł)
sądowe, egzekucja	175
Upadłości	96,6
pozabilingowe - WIENA	6,3
pozabilingowe - SAP	20
pozabilingowe - upadłości	1
RAZEM	299

Poniżej przedstawiono istotne postępowania sądowe, które zawisły przed sądem w 2024 roku, bądź których kontynuacja miała miejsce w 2024 roku (w przypadku roszczeń o charakterze pieniężnym, jako kryterium istotności przyjęto wartość przedmiotu sporu na poziomie powyżej 5 mln zł). Szczegółowe informacje o krokach prawnych podjętych we wcześniejszych latach, znajdują się w poprzednich raportach okresowych Grupy.

Tabela 31: Postępowania toczące się przed sądem, organem właściwym dla postępowania arbitrażowego lub organem administracji publicznej

Określenie stron	Przedmiot sporu i opis sprawy
Energa Operator SA (powód) Arcus SA (pozwany)	Pozew o zapłatę kar umownych wynikających z umów na dostawę oraz uruchomienie infrastruktury licznikowej w Etapie I
	Sąd Okręgowy w Gdańsku
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 23,1 mln zł
	Trwa postępowanie dowodowe przed Sądem I instancji. Rozstrzygnięcie sprawy, z uwagi na skomplikowany stan faktyczny oraz mnogość zagadnień prawnych, nie jest możliwe do przewidzenia. Na dzień aktualizacji niniejszej sprawy została sporządzona opinia z zakresu geodezji, strony złożyły obszerne stanowiska co do opinii. Obecnie sąd poszukuje kolejnego biegłego, z zakresu metrologii.
Energa Operator SA (pozwany) Arcus SA (powód)	Pozew o stwierdzenie nieważności umowy dotyczącej realizacji dostawy oraz uruchomienia infrastruktury licznikowej w Etapie II
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 78 mln zł
	Pozew wzajemny o zapłatę kar umownych za opóźnienie w realizacji umowy dotyczącej realizacji dostawy oraz uruchomienia infrastruktury licznikowej
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 157 mln zł
	Sąd Okręgowy w Gdańsku
	Energa Operator nie uznaje roszczenia w żadnej części. Trwa postępowanie dowodowe przed Sądem I instancji. Stronom doręczono opinię biegłego i strony złożyły stanowiska co do tej

	opinii. Na dzień aktualizacji niniejszej sprawy Sąd doręczył opinię uzupełniającą ze zobowiązaniem do ustosunkowania się do niej.
Energa Operator SA (pozwany)	Pozew o zapłatę odszkodowania za czyny niedozwolone/czyny nieuczciwej konkurencji
Arcus SA (powód)	Sąd okręgowy w Gdańsku
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 174 mln zł
	Energa Operator kwestionuje zasadność tego powództwa i w odpowiedzi na pozew z dnia 30 kwietnia 2018 roku wniósł o oddalenie powództwa. Sąd zawiesił postępowanie w sprawie. Postanowienie to Energa Operator zaskarżył zażaleniem, które zostało oddalone. Postępowanie jest zawieszone.
Energa Operator SA (pozwany)	Pozew o zapłatę za prace w procesie inwestycyjnym
Eltel Networks Energetyka SA (powód)	Sąd Okręgowy w Gdańsku
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 18 mln zł
	Pozew z dnia 2 sierpnia 2023 roku o zapłatę za prace w procesie inwestycyjnym. Energa
Energa Operator SA (pozwany)	Operator udzielił odpowiedzi na pozew w wyznaczonym terminie. Pozew o zapłatę za roboty dodatkowe i podwyższenie ryczałtu z umowy o wykonanie pod klucz linii wysokiego napięcia
Eltel Networks Energetyka SA (powód)	Sąd Okręgowy w Gdańsku
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 5,5 mln zł
	Energa Operator udzielił odpowiedzi na pozew domagając się oddalenia powództwa w całości. Odbyła się pierwsza rozprawa, na której sąd przesłuchał świadków. Sąd dopuścił dowód z opinii biegłego.
Energa Operator SA (strona)	Kara pieniężna nałożona przez organ
PREZES URZĘDU REGULACJI	Sąd Okręgowy w Warszawie
ENERGETYKI (organ)	Wartość przedmiotu sporu: 11 mln zł
	Spółka otrzymała decyzję z dnia 21 grudnia 2016 roku, w której Prezes URE nałożył na Energa Operator SA karę pieniężną w wysokości 11 mln zł za wprowadzenie w błąd Prezesa URE. W dniu 24 maja 2019 roku Sąd Okręgowy w Warszawie wydał wyrok, w którym obniżył orzeczoną karę pieniężną do kwoty 5,5 mln zł. Prezes URE złożył skargę kasacyjną, spółka wniosła o jej oddalenie.
Energa Operator SA (strona)	Kara pieniężna nałożona przez organ
PREZES URZĘDU REGULACJI ENERGETYKI (organ)	Sąd Okręgowy w Warszawie
	Wartość przedmiotu sporu ok: 13,2 mln zł
	Energa Operator otrzymał decyzję z dnia 6 listopada 2017 roku w przedmiocie wymierzenia kar pieniężnych w łącznej wysokości 13,2 mln zł za naruszenia Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Sąd Okręgowy w Warszawie wyrokiem z 8 grudnia 2020 roku oddalił odwołanie. Spółka wniosła apelację, która została oddalona przez Sąd Apelacyjny w Warszawie wyrokiem z 7 września 2021 roku. Spółka złożyła skargę kasacyjną od tego wyroku. Sąd Najwyższy postanowił o przyjęciu skargi kasacyjnej do rozpoznania.
Energa Kogeneracja Sp. z o.o. (powód) Mostostal Warszawa SA (pozwany)	Pozew o zapłatę z tytułu obniżenia ceny kontraktowej
	Sąd Okręgowy w Gdańsku; sygnatura IX Gc 494/17
	Wartość przedmiotu sporu (po rozszerzeniu powództwa): ok. 114,4 mln zł, z pozwu wzajemnego ok. 7,8 mln zł
	Energa Kogeneracja Sp. z o.o. wniosła o zasądzenie od Mostostal Warszawa S.A. kwoty ok. 114,4 mln zł, na którą składają się: ok. 22,6 mln zł tytułem kar umownych, ok. 90,3 mln zł tytułem obniżenia wynagrodzenia oraz ok. 1,5 mln zł tytułem skapitalizowanych odsetek. W odpowiedzi na pozew z dnia 15 grudnia 2017 roku Mostostal Warszawa S.A. wniósł o oddalenie powództwa w całości i wniósł pozew wzajemny o zasądzenie od Energa Kogeneracja Sp. z o.o. kwoty ok. 7,8 mln zł, na którą to kwotę składają się: ok. 7,4 mln zł tytułu zwrotu nienależnie pobranej gwarancji bankowej oraz ok. 0,4 mln zł z tytułu skapitalizowanych odsetek. Sąd dopuścił w sprawie dowód z opinii instytutu naukowo–badawczego w trybie zabezpieczenia. Dotychczas opinia nie została jednak sporządzona albowiem żaden z instytutów, do których sąd zwrócił się z pytaniem o możliwość sporządzenia opinii, nie potwierdził takiej możliwości (zarówno w Polsce, jak i za granicą). Aktualnie strony oczekują na odpowiedz z instytutów w Sztokholmie, Hamburgu oraz Wiedniu. Pismem z dnia 9 grudnia 2022 roku Energa Kogeneracja Sp. z o.o. wskazała WAT, jako podmiot do wykonania opinii

	w sprawie. Sąd skierował do WAT zapytanie o możliwość wykonania opinii. Sąd Okręgowy w Gdańsku postanowieniem z dnia 6 grudnia 2023 roku postanowił zawiesić postępowanie do czasu prawomocnego zakończenia sprawy toczącej się w Prokuraturze Regionalnej w Gdańsku pod sygnaturą RP I Ds. 39.2016. Spółka postanowiła wystąpić do Sądu o pisemne uzasadnienie tego postanowienia. Uzasadnienie postanowienia spółka otrzymała 24 stycznia 2024 roku. W dniu 31 stycznia 2024 roku Energa Kogeneracja Sp. z o.o. wniosła do Sądu Apelacyjnego w Gdańsku zażalenie na postanowienie Sądu Okręgowego w Gdańsku z dnia 6 grudnia 2023 roku.
Mostostal Warszawa S.A. (powód) Energa Kogeneracja Sp. z o.o. (pozwany)	Pozew o zapłatę z tytułu wynagrodzenia
	Sąd Okręgowy w Gdańsku; sygnatura IX Gc 190/18, aktualnie Sąd Apelacyjny w Gdańsku, sygn. akt: I AGa 165/22
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 26,3 mln zł
	Mostostal Warszawa S.A. wniósł o zasądzenie od Energa Kogeneracja Sp. z o.o. kwoty ok. 26,3 mln zł, na którą to kwotę składają się: ok. 20 mln zł tytułem wynagrodzenia (w części) oraz ok. 6,3 mln zł tytułem skapitalizowanych odsetek. W sprawie odbyło się 7 rozpraw, na których przesłuchano wszystkich świadków. Sąd dopuścił dowód z opinii biegłego sądowego do spraw budowlanych. Opinia biegłego stwierdza okoliczności korzystne dla Mostostal Warszawa S.A. Wyrok został ogłoszony w dniu 9 maja 2022 roku, Sąd Okręgowy w Gdańsku zasądził od pozwanego Energa Kogeneracja Sp. z o.o. kwotę ok. 26,3 mln zł wraz z ustawowymi odsetkami za opóźnienie oraz zwrot kosztów procesu. W dniu 18 lipca 2022 roku spółka wniosła apelację. Sprawa została przekazana do Sądu Apelacyjnego w Gdańsku. Na rozprawie w dniu 15 stycznia 2024 roku Sąd Apelacyjny w Gdańsku oddalił apelację Energa Kogeneracja Sp. z o.o. od wyroku Sądu Okręgowego w Gdańsku z dnia 9 maja 2022 roku. Wobec powyższego, wyrok Sądu Okręgowego w Gdańsku wydany w dniu 9 maja 2022 roku, jest prawomocny i podlegał wykonaniu już w dniu 15 stycznia 2024 roku. W dniu 24 stycznia oraz 7 marca 2024 roku Energa Kogeneracja Sp. z o.o. w związku z wyrokiem Sądu Okręgowego w Gdańsku z dnia 9 maja 2022 roku oraz wyrokiem Sądu Apelacyjnego w Gdańsku z dnia 15 stycznia 2024 roku dokonała na rzecz Mostostal Warszawa S.A. przelewów w łącznej kwocie ok. 39,3 mln zł. W dniu 26 kwietnia 2024 roku Energa Kogeneracja Sp. z o.o. złożyła skargę kasacyjną od wyroku. W dniu 3 czerwca 2024 roku do Energa Kogeneracja wpłynęła odpowiedź na skargę kasacyjną.
Energa Wytwarzanie SA (powód)	Pozew o zapłatę z tytułu naprawienia szkody
PricewaterhouseCoopers Polska spółka z ograniczoną odpowiedzialnością spółka komandytowa (pozwany)	Sąd Okręgowy w Warszawie
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 10,3 mln zł
	W dniu 20 września 2023 roku EWYT złożyła pozew o zapłatę z wnioskiem o wydanie nakazu zapłaty w postępowaniu upominawczym przeciwko PricewaterhouseCoopers Polska spółka z o.o. sp.k. Istotą sporu jest żądanie naprawienia szkody, jaką EWYT poniosła w wyniku nienależytego wykonania przez pozwaną umowy zawartej w grudniu 2016 roku o świadczenie usług w zakresie wsparcia we wdrożeniu nowych regulacji prawnych związanych z podatkiem od nieruchomości dla farm wiatrowych, poprzez zobowiązanie pozwanej do zapłaty na rzecz EWYT kwoty ogółem w wysokości ok. 10,3 mln zł. W związku z zawarciem w pozwie wniosku o wydanie nakazu zapłaty sprawa obecnie rozpoznawana jest w trybie postępowania upominawczego. W dniu 14 listopada 2023 roku Sąd Okręgowy w Warszawie wydał nakaz zapłaty w postępowaniu upominawczym. W dniu 28 lutego 2024 roku do Sądu Okręgowego w Warszawie wpłynął sprzeciw PwC od ww. nakazu zapłaty. Aktualnie EWYT oczekuje, aby Sąd przeprowadził kontrolę formalną ww. sprzeciwu i wydał zarządzenie o jego doręczeniu. W następnej kolejności po stronie EWYT będzie przygotowanie i złożenie stanowiska w odpowiedzi na złożony sprzeciw.

Polski Zakład Ubezpieczeń Wzajemnych	zapłatę odszkodowania ewentualnie o naprawę podgrzewacza oraz o odszkodowanie za utracone korzyści.
(pozwana)	Sąd Okręgowy w Warszawie, XXVI Wydział Gospodarczy, sygn. akt XXVI GC 63/24
Stora Enso Poland S.A (powód)	Wartość przedmiotu sporu: ok. 19 mln zł
	W dniu 29 grudnia 2023 r. powódka wniosła pozew przeciwko spółce oraz Towarzystwu Ubezpieczeń Wzajemnych Polski Zakład Ubezpieczeń Wzajemnych (TUW PZUW). Powódka domaga się wymiany podgrzewacza wody kotła sodowego na nowy, ewentualnie zapłaty odszkodowania równego kosztom wymiany podgrzewacza na nowy ewentualnie naprawy podgrzewacza, jak również zapłaty odszkodowania za utracone korzyści w związku z brakiem możliwości korzystania z podgrzewacza podczas jego awarii. Sprawa łączy się ze sprawą wytoczoną przez spółkę przeciwko Zakładowi Zespołów Energetycznych "Energokessel" sp. z o.o. Odpis pozwu został doręczony spółce w dniu 26 kwietnia 2024 r. Następnie w okresie od maja do września 2024 r. miała miejsce wymiana pism procesowych.
Energa Serwis Sp. z o.o (powód)	Pozew o zapłatę odszkodowania za nieprawidłowe wykonanie umowy
Zakład Zespołów Energetycznych	Sąd Okręgowy w Białymstoku, VII Wydział Gospodarczy, sygn. akt VII GC 63/24
"Energokessel" sp. z o.o (pozwany)	Wartość przedmiotu sporu: ok. 8,7 mln zł
	W dniu 23 lutego 2024 r. złożono pozew do sądu. Sprawa o zapłatę odszkodowania za nieprawidłowe wykonanie umowy przez Zakład Zespołów Energetycznych "Energokessel" sp. z o.o. jako podwykonawcę, tj. nieprawidłowe wykonanie rur opłetwionych podgrzewacza wody kotła sodowego. Wobec nieprawidłowego wykonania przez pozwanego rur opłetwionych podgrzewacza wody, podgrzewacz wody ulegał licznym awariom, które były usuwane przez Energa Serwis sp. z o.o. Energa Serwis sp. z o.o. dochodzi od pozwanego zwrotu kosztów tych napraw, jak również kwoty odpowiadającej kosztom wymiany całego podgrzewacza wody, która może okazać się konieczna do zapobieżenia występowaniu kolejnych awarii w przyszłości (której to wymiany domaga się zamawiający). W dniu 7 marca 2024 r. Sąd Okręgowy w Białymstoku zarządził o doręczeniu odpisu pozwu pozwanemu. Następnie w okresie od kwietnia do lipca 2024 r. miała miejsce wymiana pism procesowych.
akcjonariusze Spółki (powodowie)
	Zaskarżenie Uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 29.10.2020 roku
Energa SA (pozwana)	Sąd Okręgowy w Gdańsku; sygnatura IX GC 1158/20, aktualnie Sąd Apelacyjny w Gdańsku; sygnatura V AGa 136/22
	Roszczenie ma charakter majątkowy niepieniężny

	kursem notowań jest sprzeczne z przepisami ustawy o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz o spółkach publicznych. W dniu 22 marca 2022 roku pełnomocnik Spółki złożył wniosek dowodowy. W dniu 11 kwietnia 2022 roku odbyła się rozprawa, na której m.in. Sąd postanowił oddalić dowód z opinii biegłego, zamknął rozprawę oraz odroczył ogłoszenie wyroku do 11 maja 2022 roku. W dniu 11 maja 2022 roku Sąd Okręgowy w Gdańsku wydał wyrok, w którym oddalił wniesione powództwo w całości oraz zasądził zwrot kosztów procesu od powodów na rzecz Spółki. W dniu 1 lipca 2022 roku sporządzone zostało uzasadnienie tego wyroku. W dniu 26 września 2022 roku pełnomocnikom Spółki doręczony został odpis apelacji powodów z dnia 8 sierpnia 2022 roku. W dniu 10 października 2022 roku w imieniu Spółki złożona została odpowiedź na apelację. W dniu 27 marca 2023 roku do pełnomocników Spółki wpłynęło pismo pełnomocnika powodów informujące Sąd o wydaniu przez Sąd Okręgowy w Gdańsku wyroku z dnia 30 listopada 2022 roku w sprawie o sygn. IX GC 1164/20. W dniu 13 kwietnia 2023 roku w imieniu Spółki złożony został wniosek o zobowiązanie do złożenia pisma przygotowawczego. W dniu 26 kwietnia 2023 roku pełnomocnicy Spółki złożyli pismo przygotowawcze pozwanej. Zgodnie z pismem z dnia 16 maja 2023 roku akta sprawy zostały wypożyczone Prokuraturze Okręgowej w Gdańsku (akta sprawy zostały zwrócone w dniu 22 maja 2023 roku). W dniu 6 grudnia 2023 roku w imieniu Spółki zostało wysłane pismo procesowe informujące o wydaniu przez Sąd Najwyższy wyroku w sprawie o sygn. akt II CSKP 1365/22, w którym Sąd dokonał interpretacji pojęcia wartości godziwej z ustawy o ofercie publicznej. W dniu 29 lutego 2024 roku w Portalu Informacyjnym Sądów Powszechnych pojawiło się zawiadomienie o wyznaczeniu terminu rozprawy na dzień 6 września 2024 roku. W dniu 15 marca 2024 roku w Portalu Informacyjnym Sądów Powszechnych pojawiło się zawiadomienie o odwołaniu terminu rozprawy zaplanowanej na dzień 6 września 2024 roku. W dniu 3 kwietnia 2024 roku. na adres pełnomocników Spółki wpłynął wniosek powodów o uchylenie wyroku I instancji oraz umorzenie postępowania. W dniu 10 kwietnia 2024 roku w Portalu Informacyjnym Sądów Powszechnych pojawiła się odezwa Sądu Apelacyjnego w Gdańsku, V Wydział Cywilny z prośbą do Sądu Apelacyjnego w Gdańsku, I Wydział Cywilny o nadesłanie akt sprawy o sygn. I AGa 52/23. W dniu 4 czerwca 2024 r. w Portalu Informacyjnym Sądów Powszechnych pojawiło się pismo z informacją o doręczeniu przez Sąd Apelacyjny w Gdańsku V Wydział Cywilny kserokopii pisma Komisji Nadzoru Finansowego z dnia 6 maja 2024 r. dot. sprawy o sygn. akt I AGa 52/23 do Sądu Apelacyjnego w Gdańsku I Wydział Cywilny. W dniu 17 września 2024 r. wysłano pismo do sądu z wnioskiem o przedłużenie terminu na ustosunkowanie się do pisma powodów do dnia 2 października 2024 r. W związku z brakiem ustosunkowania się przez Sąd do wniosku o przedłużenie terminu na udzielenie odpowiedzi, w dniu 20 września 2024 r. została wysłana odpowiedź do sądu wraz z wnioskami o: 1. nierozpatrywanie wniosku powodów z uwagi na brak upływu terminu do wniesienia skargi kasacyjnej od wyroku Sądu Apelacyjnego w Gdańsku w sprawie o sygn. akt I AGa 52/23, a więc istniejącą prawną możliwość zaskarżenia tego orzeczenia; ewentualnie: 2. nierozpatrywanie wniosku powodów ze względów jw. oraz zobowiązanie pozwanej do ustosunkowania się do ww. wniosku po upływie 1 października 2024 r.; ewentualnie: 3. oddalenie wniosku powodów ze względów jw., ewentualnie: 4. oddalenie wniosku powodów z uwagi na nieważność postępowania z powodu wystąpienia tzw. powagi rzeczy osądzonej oraz o zasądzenie kosztów postępowania na rzecz pozwanej.
akcjonariusze Spółki (powodowie) Energa SA (pozwana)	Zaskarżenie Uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 29.10.2020 roku.
	Sąd Okręgowy w Gdańsku; sygnatura IX GC 1164/20, aktualnie Sąd Apelacyjny w Gdańsku, sygnatura I AGa 52/23
	Roszczenie ma charakter majątkowy niepieniężny
	16 grudnia 2020 roku Zarząd Energa SA powziął informację o wydaniu w dniu 10 grudnia 2020 roku przez Sąd Okręgowy w Gdańsku, IX Wydział Gospodarczy postanowienia o udzieleniu akcjonariuszom Spółki zabezpieczenia roszczenia o stwierdzenie nieważności lub uchylenie uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 29 października 2020 roku w sprawie wycofania z obrotu na rynku regulowanym prowadzonym przez Giełdę Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. 269.139.114 akcji Spółki zwykłych na okaziciela serii AA i oznaczonych w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych S.A. kodem ISIN PLENERG00022 ("Uchwała"), poprzez wstrzymanie jej wykonania na czas trwania postępowania. Skutkiem wydania postanowienia jest wstrzymanie wykonalności Uchwały. Wniosek o zabezpieczenie w ww. sprawie został wniesiony razem z pozwem o

postanowienie o zabezpieczeniu oraz odpowiedź na pozew w terminie i w sposób przewidziany przez obowiązujące przepisy prawne (odpowiednio: w dniu 12 stycznia 2021 roku oraz 25 lutego 2021 roku). W dniu 8 czerwca 2021 roku do Sądu wpłynęła replika powodów na odpowiedź na pozew. Zarządzeniem z dnia 16 listopada 2021 roku Sąd zobowiązał spółkę do ustosunkowania się do twierdzeń zawartych w ww. replice oraz zobowiązał pełnomocników stron do przedstawienia listy pytań do świadków wnioskowanych w pozwie. W dniu 13 grudnia 2021 roku Spółka złożyła replikę na odpowiedź na pozew (duplika). W tym samym dniu w imieniu Spółki, w odpowiedzi na zobowiązanie Sądu, złożono listę pytań do wskazanych świadków. W dniu 14 kwietnia 2021 roku Energa SA powzięła informację o rozstrzygnięciu złożonego zażalenia na postanowienie w przedmiocie zabezpieczenia roszczenia. Postanowieniem z dnia 12 kwietnia 2021 roku Sąd zmienił postanowienie o udzieleniu zabezpieczenia z dnia 10 grudnia 2020 roku w ten sposób, że uzależnił jego wykonanie od złożenia przez powodów kaucji w wysokości 1.360.326,23 zł. Kaucja, w kwocie 1.360.326,23 zł, na zabezpieczenie roszczeń Spółki powstałych w wykonaniu postanowienia o zabezpieczeniu została wpłacona przez jednego z powodów na rachunek Sądu Okręgowego w Gdańsku. W dniu 29 grudnia 2021 roku na adres pełnomocników Spółki, wpłynął wniosek powodów z dnia 20 grudnia 2021 roku o obniżenie wysokości kaucji. Zarządzeniem z 24 stycznia 2022 roku Sąd wyznaczył Spółce termin na złożenie odpowiedzi na ww. wniosek. W dniu 1 lutego 2022 roku w imieniu Spółki złożono odpowiedź na wniosek powodów o obniżenie wysokości kaucji. Postanowieniem z dnia 24 stycznia 2022 roku Spółka została zobowiązana do złożenia dokumentów w terminie 14 dni. W dniu 8 lutego 2022 roku w imieniu Spółki złożono odpowiedź na zobowiązanie Sądu. Postanowieniem z dnia 25 kwietnia 2022 roku Sąd obniżył wysokość kaucji na zabezpieczenie roszczeń Spółki z kwoty 1.360.326,23 zł do kwoty 500.000,00 zł. W dniu 13 maja 2022 roku odbyła się rozprawa. Zgodnie z zarządzeniem Sądu posiedzenie odbyło się przy drzwiach zamkniętych. Rozprawa została odroczona do dnia 1 lipca 2022 roku. W dniu 1 lipca 2022 roku odbyła się kolejna rozprawa, na której Sąd m.in. postanowił pominąć wniosek o dopuszczenie dowodu z opinii biegłego. Sąd postanowił odroczyć rozpoznanie sprawy na termin wyznaczony z urzędu. W dniu 6 lipca 2022 roku na adres pełnomocników Spółki wpłynął wniosek dowodowy powodów. W dniu 7 września 2022 roku pełnomocnicy Spółki odebrali postanowienie o zamknięciu rozprawy oraz zobowiązanie do zajęcia ostatecznego stanowiska w sprawie w terminie 21 dni. W dniu 28 września 2022 roku w imieniu Spółki wysłano ostateczne stanowisko w sprawie. W dniu 4 października 2022 roku na adres pełnomocników Spółki doręczone zostało ostateczne stanowisko powodów w sprawie. Wyrokiem z dnia 30 listopada 2022 roku Sąd Okręgowy w Gdańsku oddalił powództwo o stwierdzenie nieważności Uchwały oraz uchylił Uchwałę i zasądził od pozwanej na rzecz powodów zwrot kosztów sądowych. W dniu 13 grudnia 2022 roku pełnomocnicy Spółki wystąpili z wnioskiem o sporządzenie i doręczenie uzasadnienia całości wyroku wydanego w dniu 30 listopada 2022 roku. W dniu 31 stycznia 2023 roku sporządzone zostało uzasadnienie wyroku. Sąd zarządził również wydłużenie terminu na wniesienie apelacji w tej sprawie do trzech tygodni od dnia doręczenia pozwanej odpisu wyroku wraz z uzasadnieniem. Dnia 9 marca 2023 roku pełnomocnicy Spółki wysłali apelację od wyroku Sądu z dnia 30 listopada 2022 roku. Akta sprawy zostały przekazane do Sądu Apelacyjnego w Gdańsku, sprawa toczy się pod sygnaturą I AGa 52/23. Pełnomocnicy Spółki odebrali odpis odpowiedzi na apelację w dniu 23 czerwca 2023 roku. Natomiast w dniu 28 czerwca 2023 roku w imieniu Spółki do Sądu wysłany został wniosek o wyrażenie zgody na złożenie pisma przygotowawczego (repliki na odpowiedź na apelację). W dniu 27 września 2023 roku w imieniu Spółki wysłane zostało pismo procesowe - wniosek o przyspieszenie rozpoznania wniosku z 28 czerwca 2023 roku o wyrażenie zgody na złożenie pisma przygotowawczego (repliki na odpowiedź na apelację). W dniu 8 listopada 2023 roku na adres pełnomocników Spółki zostało doręczone pismo z Sądu Apelacyjnego w Gdańsku, w którym poinformowano o zezwoleniu na złożenie repliki na odpowiedź na apelację oraz pisma Interwenienta ubocznego z dnia 21 marca 2023 roku i 4 października 2023 roku. W dniu 29 listopada 2023 roku w imieniu Spółki została wysłana replika na odpowiedź na apelację. W dniu 8 grudnia 2023 roku w Portalu Informacyjnym Sądów Powszechnych pojawiło się zawiadomienie o wyznaczeniu terminu rozprawy zdalnej na dzień 29 lutego 2024 roku. W dniu 29 lutego 2024 roku odbyła się rozprawa. Sąd odroczył ogłoszenie wyroku do 21 marca 2024 roku. W dniu 21 marca 2024 roku Sąd Apelacyjny w Gdańsku, w którym w całości oddalił apelację wniesioną przez Spółkę oraz zasądził od Spółki na rzecz powodów koszty postępowania apelacyjnego, w tym koszty zastępstwa procesowego. Wyrok jest prawomocny z dniem wydania. W dniu 25 marca 2024 roku w imieniu Spółki został złożony wniosek o sporządzenie i doręczenie uzasadnienia całości wyroku z dnia 21 marca 2024 roku, które Spółka odebrała na początku sierpnia br.

	Spółka nie wniosła skargi kasacyjnej od ww. wyroku, więc sprawa została zakończona. Do uregulowania przez Spółkę na rzecz powodów pozostają koszty postępowania, w tym koszty zastępstwa procesowego.
akcjonariusze Spółki (powodowie) Energa SA (pozwana)	Zaskarżenie Uchwały nr 5 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 20.05.2022 roku
	Sąd Okręgowy w Gdańsku; sygnatura IX GC 578/22, aktualnie Sąd Apelacyjny w Gdańsku; sygnatura I AGa 40/24
	Roszczenie ma charakter majątkowy pieniężny, przy czym ewentualne negatywne rozstrzygnięcie sporu nie spowoduje konieczności wypłaty przez Spółkę żadnych środków pieniężnych, poza kosztami procesu
	W dniu 20 maja 2022 roku Zwyczajne Walne Zgromadzenie Energa SA podjęło uchwałę o podziale zysku netto za rok obrotowy 2021 i przeznaczeniu całości wypracowanego zysku netto za rok obrotowy 2021 na kapitał rezerwowy ("Uchwała"). Akcjonariusze Spółki zaskarżyli Uchwałę, wnosząc pozew o uchylenie Uchwały. Pozew z dnia 20 czerwca 2022 roku został doręczony Enerdze w dniu 5 sierpnia 2022 roku. Odpowiedź na pozew w imieniu Spółki została złożona w dniu 5 września 2022 roku. W odpowiedzi na zobowiązanie sądu, pismem z dnia 7 października 2022 roku powodowie wnieśli replikę na odpowiedź na pozew. Zarządzeniem z dnia 24 października 2022 roku Sąd zobowiązał pełnomocnika Spółki do złożenia pisma procesowego, w którym odniesie się do wniosków i twierdzeń podniesionych w replice powodów. W dniu 6 grudnia 2022 roku w imieniu Spółki złożone zostało pismo procesowe (odpowiedź na replikę na odpowiedź na pozew-duplika), w którym odniesiono się do wniosków i twierdzeń podniesionych w replice powodów. Zarządzeniem z 11 stycznia 2023 roku Sąd zawiadomił o wyznaczeniu terminu rozprawy na dzień 3 kwietnia 2023 roku. Sąd zobowiązał również pełnomocnika powodów do przedłożenia wyciągu z rachunku papierów wartościowych potwierdzających transakcje dokonywane przez nich na akcjach Spółki. Sąd zobowiązał także pełnomocnika Spółki do przedłożenia protokołu ZWZ Spółki z dnia 20 maja 2022 roku, razem z listą obecności oraz zapisem obrazu i dźwięku z obrad ZWZ. W dniu 7 lutego 2023 roku w imieniu Spółki zostało wykonane zobowiązanie Sądu. W dniu 22 lutego 2023 roku na adres pełnomocników Spółki doręczone zostało pismo powodów – wykonanie zobowiązania Sądu. W dniu 3 kwietnia 2023 roku odbyła się pierwsza rozprawa w sprawie, na której przesłuchani zostali dwaj świadkowie. Na rozprawie wydane również zostało postanowienie o rozpoznaniu sprawy przy drzwiach zamkniętych. Rozprawa została odroczona do dnia 27 lipca 2023 roku. Na termin został wezwany jeden świadek. Kolejna rozprawa została wyznaczona na dzień 16 listopada 2023 roku. W dniu 16 września 2023 roku w Portalu Informacyjnym Sądów Powszechnych pojawiło się zawiadomienie o odwołaniu terminu rozprawy planowanej na 16 listopada 2023 roku, a także wezwanie osoby upoważnionej do reprezentowania Spółki do osobistego stawiennictwa celem przesłuchania w charakterze strony pod rygorem pominięcia dowodu na rozprawę, która odbędzie się w dniu 9 stycznia 2024 roku. W dniu 9 stycznia 2024 roku odbyła się rozprawa, Sąd odroczył ogłoszenie wyroku do dnia 23 stycznia 2024 roku. Wyrokiem z dnia 23 stycznia 2024 roku Sąd Okręgowy w Gdańsku oddalił powództwo i zasądził od powodów na rzecz pozwanej zwrot kosztów sądowych. Zarówno powodowie jak i Spółka złożyli wnioski o uzasadnienie wyroku. W dniu 9 lutego 2024 roku na adres pełnomocników Spółki wpłynął wyrok wraz z uzasadnieniem. W dniu 28 lutego 2024 roku do Sądu Okręgowego w Gdańsku wpłynęła apelacja powodów od wyroku z dnia 23 stycznia 2024 roku. W dniu 29 lutego 2024 roku akta sprawy przekazano do Sądu Apelacyjnego w Gdańsku celem rozpatrzenia apelacji. W dniu 5 marca 2024 roku akta sprawy wpłynęły do Sądu Apelacyjnego w Gdańsku. W dniu 17 kwietnia 2024 roku na adres pełnomocników Spółki wpłynęło zawiadomienie o wypowiedzeniu pełnomocnictwa przez pełnomocnika powodów. W dniu 23 kwietnia 2024 roku w imieniu Spółki została wniesiona odpowiedź na apelację. W dniu 14 maja 2024 r. na adres pełnomocników Spółki wpłynęło pismo procesowe - wstąpienie pełnomocnika Powodów do postępowania. Na tym etapie trudno jest oszacować jaki będzie dalszy rozwój sprawy.
	Powodowie określili w pozwie wartość przedmiotu sporu ("WPS") w wysokości 210 mln zł (zysk netto Spółki osiągnięty w 2021 roku). WPS nie jest uwzględniana, z uwagi na to, że
	pomimo tego, że roszczenie ma charakter majątkowy i pieniężny w rozumieniu przepisów Kodeksu postępowania cywilnego, to ewentualne negatywne rozstrzygnięcie sporu nie spowoduje konieczności wypłaty przez Spółkę żadnych środków pieniężnych, poza kosztami procesu (kosztami sądowymi i kosztami zastępstwa procesowego). Ewentualne negatywne skutki dla Spółki mogłyby mieć dopiero dalsze działania (procesowe i korporacyjne)
	akcjonariuszy, niepowiązane bezpośrednio z przedmiotem postępowania, których ryzyko podjęcia (i skutki finansowe) trudno byłoby w tej chwili przewidzieć.

Akcjonariusze spółki (powodowie)	Zaskarżenie Uchwały nr 5 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 15.06.2023 roku
Energa SA (pozwana)	Sąd Okręgowy w Gdańsku; sygnatura IX GC 797/23
	Roszczenie ma charakter majątkowy pieniężny, przy czym ewentualne negatywne rozstrzygnięcie sporu nie spowoduje konieczności wypłaty przez Spółkę żadnych środków pieniężnych, poza kosztami procesu
	W dniu 15 czerwca 2023 roku Zwyczajne Walne Zgromadzenie Energa SA podjęło uchwałę o podziale zysku netto za rok obrotowy 2022 i przeznaczeniu całości wypracowanego zysku netto za rok obrotowy 2022 na kapitał zapasowy ("Uchwała"). Akcjonariusze Spółki zaskarżyli Uchwałę, wnosząc pozew o uchylenie ww. uchwały. Pozew z dnia 14 lipca 2023 roku, doręczony został Enerdze SA w dniu 17 sierpnia 2023 roku. Odpowiedź na pozew w imieniu Spółki została złożona w dniu 18 września 2023 roku. W dniu 7 listopada 2023 roku na adres pełnomocników Spółki wpłynęło pismo przygotowawcze powodów z dnia 31 października 2023 roku (replika na odpowiedź na pozew). W dniu 9 listopada 2023 roku w imieniu Spółki został wysłany wniosek pozwanej o wyrażenie zgody na złożenie pisma przygotowawczego. W dniu 16 listopada 2023 roku w Portalu Informacyjnym Sądów Powszechnych pojawiło się zarządzenie o wyznaczeniu terminu rozprawy na dzień 5 stycznia 2024 roku. W dniu 14 grudnia 2023 roku w imieniu Spółki zostało wysłane pismo procesowe - duplika na odpowiedź na pozew. W dniu 5 stycznia 2024 roku odbyła się rozprawa. W dniu 23 stycznia 2024 roku Sąd wydał postanowienie o pominięciu wniosków dowodowych. W dniu 25 marca 2024 roku sąd wydał wyrok, w którym orzekł o oddaleniu powództwa oraz zasądzeniu od powodów na rzecz Spółki kosztów sądowych. Wniosek o sporządzenie i doręczenie uzasadnienia wyroku złożyli powodowie. W dniu 11 kwietnia 2024 roku na adres pełnomocników Spółki wpłynęło zawiadomienie o wypowiedzeniu pełnomocnictwa przez pełnomocnika powodów. W dniu 15 maja 2024 r. na adres pełnomocników Spółki wpłynęło pismo procesowe - wstąpienie pełnomocnika Powodów do postępowania. W dniu 22 maja 2024 r. w Portalu Informacyjnym Sądów Powszechnych pojawiło się uzasadnienie wyroku. Na tym etapie trudno jest oszacować jaki będzie dalszy rozwój sprawy. Powodowie określili w pozwie wartość przedmiotu sporu ("WPS") w wysokości ok. 49,9 mln zł (zysk Spółki osiągnięty w 2022 roku). WPS nie jest uwzględniana, z uwagi na to, że pomimo tego, że roszczenie ma charakter majątkowy i pieniężny w rozumieniu przepisów Kodeksu postępowania cywilnego, to ewentualne negatywne rozstrzygnięcie sporu nie spowoduje konieczności wypłaty przez Spółkę żadnych środków pieniężnych, poza kosztami procesu (kosztami sądowymi i kosztami zastępstwa procesowego). Ewentualne negatywne skutki dla Spółki mogłyby mieć dopiero dalsze działania (procesowe i korporacyjne) akcjonariuszy, niepowiązane bezpośrednio z przedmiotem postępowania, których ryzyko podjęcia (i skutki finansowe) trudno byłoby w tej chwili przewidzieć.
Energa SA (wnioskodawca)	Komisja Nadzoru Finansowego
	W dniu 30 października 2020 roku Spółka złożyła do Komisji Nadzoru Finansowego wniosek o wycofanie akcji Spółki z obrotu na rynku regulowanym prowadzonym przez Giełdę Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. ("Wniosek"). W dniu 19 stycznia 2021 roku Spółka powzięła informację o wydaniu w dniu 15 stycznia 2021 roku przez Komisję Nadzoru Finansowego postanowienia o zawieszeniu ww. postępowania. Przyczyną zawieszenia postępowania przed KNF były prowadzone postępowania przed sądem dot. zaskarżenia uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 29 października 2020 roku. W uzasadnieniu postanowienia z dnia 19 stycznia 2021 roku KNF podała art. 97 § 1 pkt 4 k.p.a. jako podstawę prawną zawieszenia postępowania oraz wskazała, że rozpatrzenie sprawy i wydanie decyzji zależy od wcześniejszego rozstrzygnięcia zagadnienia wstępnego przez sąd. W związku z wyrokiem Sądu Apelacyjnego w Gdańsku z 21 marca 2024 roku, w którym Sąd w całości oddalił apelację wniesioną przez Spółkę od wyroku sądu I instancji uchylającego ww. uchwałę nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 29 października 2020 r., w dniu 19 czerwca 2024 roku Spółka wystąpiła do Komisji Nadzoru Finansowego o cofnięcie Wniosku oraz umorzenie postępowania w tej sprawie.
Eco dla Firm (powód)	Powództwo o zapłatę wynagrodzenia w związku z zawartą Umową Agencyjną nr 1/2012 dotyczącą sprzedaży produktów energetycznych i gazowych na rzecz Energa Obrót SA.
Energa Obrót SA (pozwany)	Sąd Okręgowy w Gdańsku IX Wydział Gospodarczy; sygnatura akt IX GC 319/21
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 5,4 mln zł
	W dniu 30 czerwca 2021 roku spółce Energa Obrót SA doręczono pozew o zapłatę kwoty ok. 5,4 mln zł wraz z odsetkami tytułem wynagrodzenia w związku z zawartą Umową Agencyjną

	nr 1/2012 dotyczącą sprzedaży produktów energetycznych i gazowych na rzecz Energa Obrót SA. Energa Obrót SA w wymaganym terminie sporządziła odpowiedzi na pozew. Następnie miała miejsce wymiana pism procesowych. W sierpniu 2021 roku wpłynęło pismo powódki z wnioskiem o zawieszenie postępowania. Sprawa została zawieszona do czasu rozpoznania sprawy z powództwa Energa Obrót SA przeciwko Eco dla Firm (sygnatura akt IX GC 10/21).
Eco dla Firm (powód) Energa Obrót SA (pozwany)	Roszczenia odszkodowawcze związane z wypowiedzeniem bez zachowania okresu wypowiedzenia Umowy Agencyjnej nr 1/2012
	Sąd Okręgowy w Gdańsku IX Wydział Gospodarczy; sygnatura akt IX GC 1066/21
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 117,3 mln zł W pozwie z dnia 4 grudnia 2022 roku Eco dla Firm sp. z o.o. domaga się zasądzenia od Energa Obrót SA kwoty ok. 117,3 mln zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie tytułem odszkodowania za poszczególne uszczerbki, które miały powstać wskutek wypowiedzenia przez Energa Obrót SA Umowy Agencyjnej bez zachowanie okresu wypowiedzenia. W dniu 14 czerwca 2023 roku Energa Obrót SA złożyła odpowiedź na pozew. W dniu 7 lipca 2023 roku Energa Obrót SA doręczono odpis repliki na odpowiedź na pozew. W dniu 21 lipca 2023 roku Energa Obrót SA złożyła duplikę na replikę na odpowiedź na pozew. Nastąpiła wymiana pism procesowych. W dniu 5 stycznia 2024 roku odbyła się rozprawa. Sąd przeprowadził dowód z zeznań świadków. Sąd wyznaczył kolejne rozprawy na dzień 15 stycznia 2025 roku oraz 17 stycznia 2025 roku.
Energa Obrót SA (powód)	Powództwo o zapłatę z tytułu umowy pośredniczenia w sprzedaży energii elektrycznej
Eco dla Firm (pozwany)	Sąd Okręgowy w Gdańsku IX Wydział Gospodarczy; sygnatura akt IX GC 10/21
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 17,4 mln zł
	Złożono pozew o zapłatę z tytułu korekty wynagrodzenia prowizyjnego zawartej umowy pośrednictwa w sprzedaży energii elektrycznej. Eco dla firm złożyło odpowiedź na pozew, w którym wniosła o oddalenie powództwa i zasądzenie kosztów postępowania. Podniosła zarzut przedawnienia części roszczeń (2015, 2016, 2017 rok), a także zarzut potrącenia, ponadto wskazała na nieudowodnienie roszczenia co do zasady jak i wysokości. W dniach 19 i 23 maja 2022 roku odbyły się rozprawy. Na rozprawach przesłuchano wszystkich świadków zgłoszonych do sprawy. Sprawa została odroczona na termin z urzędu. Sąd na posiedzeniu niejawnym ma rozważyć dopuszczenie dowodu z opinii biegłego. Na obecną chwilę Sąd nie podjął żadnej nowej decyzji w sporze, w tym nie podjął decyzji co do dopuszczenia dowodu z opinii biegłego. Nastąpiła wymiana pism procesowych stron co do wskazania OSD do listy klientów.
Jeżyczki Wind Invest ("JWI"), Wind Invest ("WI"), Stary Jarosław Wind Invest	Powództwa o zapłatę odszkodowań z tytułu niewykonywania przez Energa Obrót SA umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia (CPA)
("SJWI"), Krupy Wind Invest ("Krupy Wind Invest"), Boryszewo Wind Invest	Sąd Okręgowy w Gdańsku IX Wydział Gospodarczy; sygnatura IX GC 1263/20; Sąd Apelacyjny w Gdańsku; V AGa 27/23
("BWI") (powodowie), Energa Obrót SA (pozwany)	Wartość przedmiotu sporu: łącznie ok. 56,6 mln zł
	Pozew został złożony w dniu 30 grudnia 2020 roku. Odpowiedź na pozew została udzielona w wymaganym terminie, tj. dnia 13 kwietnia 2021 roku. W dniach 7 lutego 2022 roku i 6 czerwca 2022 roku w niniejszej sprawie odbyły się rozprawy. W dniu 28 września 2022 roku doręczono wydany na posiedzeniu niejawnym wyrok sądu I instancji z dnia 21 września 2022 roku zasądzający od Energa Obrót SA łącznie ok. 56,6 mln zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie od poszczególnych kwot cząstkowych, jak również łącznie ok. 1,2 mln zł tytułem zwrotu kosztów. W dniu 12 stycznia 2023 roku Energa Obrót SA doręczono odpis wyroku z dnia 21 września 2022 roku wraz z uzasadnieniem. W dniu 1 lutego 2023 roku Energa Obrót SA złożyła apelację. W dniu 3 kwietnia 2023 roku doręczono odpowiedź na apelację. W dniu 26 września 2023 r. Energa Obrót SA złożyła wniosek o podjęcie niezbędnych kroków w celu wyznaczenia składu trzech sędziów do rozpoznania apelacji. Energa Obrót SA złożyła kolejne pisma procesowe. W dniu 19 marca 2024 roku pełnomocnikom EOB doręczono pismo przygotowawcze powodów wraz opinią prawną prof. Wojciecha Popiołka, w której zostało przedstawione stanowisko wobec glosy prof. Jarosława Grykiela do wyroku Sądu Najwyższego z dnia 25 marca 2022 r., sygn. akt II CSKP 671/22 (wydanego w sprawie ze skargi kasacyjnej Energa Obrót złożonej w sprawie o zapłatę z powództwa Boryszewo Wind Invest). W dniu 17 lipca 2024 roku Sąd II instancji ogłosił wyrok (prawomocny) w ww. sprawie. W dniu 18 lipca 2024 r. Energa Obrót SA złożyła wniosek o doręczenie wyroku z uzasadnieniem. Spółka rozważa złożenie skargi kasacyjnej w ww. sprawie.

AKKA Aneta Kwaśniewska (powód) Energa Obrót SA, P. Dorawa, A. Czarnecki, E. Bugaj, M. Piątek (pozwani)	Powództwo o zapłatę z tytułu utraconych korzyści w wyniku zakończenia (wypowiedzenia) umów franczyzy przez Energa Obrót SA Sąd Okręgowy w Gdańsku IX Wydział Gospodarczy Sygnatura akt IX GNc 747/21 Wartość przedmiotu sporu: ok. 8,5 mln zł Sprawa jest na etapie I instancji. W dniu 30 listopada 2021 roku została złożona odpowiedź na pozew w imieniu Energa Obrót SA i pozostałych pozwanych. W dniu 16 grudnia 2021 roku powódka została zobowiązana do złożenia repliki na odpowiedź na pozew. W dniu 24 stycznia 2022 roku otrzymano replikę powódki na odpowiedź na pozew. W dniu 21 lutego 2022 roku (w odpowiedzi na zobowiązanie Sądu z dnia 1 lutego 2022 roku) w imieniu spółki Energa Obrót SA oraz Członków Zarządu tej spółki zostało złożono pismo procesowe z ustosunkowaniem się do repliki powódki na odpowiedź na pozew. W sprawie odbyły się rozprawy, nastąpiła również wymiana pism procesowych. Kolejny termin rozprawy wyznaczono na 6 grudnia 2022 roku, na której pełnomocnik pozwanych złożył pismo procesowe zawierające ustosunkowanie się do pism procesowych powódki z dnia 18 sierpnia 2022 roku oraz z dnia 23 listopada 2022 roku. Na ww. rozprawie oraz na rozprawach w dniach: 28 lutego 2023 roku i 22 czerwca 2023 roku zostali przesłuchani świadkowie. Kolejne
	rozprawy odbyły się w dniach 9 listopada 2023 roku oraz 27 lutego 2024 roku. Kolejny termin rozprawy zostanie wyznaczony z urzędu.
Spółki Grupy Wind Invest: Boryszewo Wind Invest, Dobiesław Wind Invest, Gorzyca Wind Invest, Krupy Wind Invest, Nowy Jarosław Wind Invest, Pękanino	Powództwa o zapłatę odszkodowań z tytułu szkody, którą spółki poniosły na skutek nie zawarcia przez Energa Obrót SA umowy sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej przez powodowe spółki i w konsekwencji sprzedaży energii na rzecz innych podmiotów po cenach niższych niż te, które Energa Obrót SA była zobowiązana zapłacić.
Wind Invest (powodowie)	Sąd Okręgowy w Gdańsku IX Wydział Cywilny; Sygnatura akt IX GC 1/21
Energa Obrót SA (pozwany)	Wartość przedmiotu sporu łącznie: ok. 6,9 mln zł
	Dnia 13 kwietnia 2021 roku została udzielona odpowiedź na pozew z dnia 30 grudnia 2020 roku (doręczony spółce 11 lutego 2021 roku) wraz z wnioskiem o zawieszenie postępowania. W dniu 24 maja 2021 roku powodowie złożyli pismo przygotowawcze, w którym podtrzymali dotychczasowe stanowisko. W dniu 11 marca 2022 roku odbyła się rozprawa. Strony zajęły stanowisko – powód podtrzymuje roszczenie. Spółka podtrzymała wniosek o zawieszenie, w szczególności wskazując na przyjęcie do rozpoznania skargi kasacyjnej (strona powodowa wniosła o oddalenie tego wniosku). Strony zajęły też stanowisko co do biegłego, który ma wyliczyć szkodę. W dniu 11 marca 2022 roku odbyła się rozprawa, kolejno w dniu 6 kwietnia 2022 roku pełnomocnicy strony powodowej złożyli pismo procesowe – wniosek o przeprowadzenie dowodu z dokumentu. Postanowieniem z dnia 1 sierpnia 2022 roku Sąd Okręgowy dopuścił dowód z opinii Instytutu Analiz i Ekspertyz Gospodarczych. Złożono ustosunkowanie do opinii biegłego. W dniu 21 marca 2023 roku wpłynęło ustosunkowanie się do opinii strony powodowej. W dniu 25 października 2023 roku ustosunkowano się do opinii biegłego. Złożono ostateczne stanowisko w sprawie. Sąd wydał wyrok w dniu 8 marca 2024 roku uwzględniający powództwo w całości i zasądzający koszty. EOB złożyła wniosek o uzasadnienie wyroku w dniu 21 marca 2024 roku. W dniu 31 lipca 2024 roku w ww. sprawie została złożona apelacja.
Elektrownia Wiatrowa EOL sp. z o.o. (powód) Energa Obrót SA (pozwany)	Powództwo o zapłatę kar umownych z tytułu niewykonywania przez Energa Obrót SA ramowej umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia (CPA)
	Sąd Okręgowy w Gdańsku, sygnatura IX GC 740/19; Sąd Apelacyjny w Gdańsku: V AGa 98/23
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 14 mln zł
	W dniu 20 sierpnia 2019 roku Elektrownia Wiatrowa EOL wniosła pozew o zapłatę przez Energę Obrót SA kar umownych z tytułu niewykonywania przez Energę Obrót SA umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia (CPA). Energa Obrót SA złożyła odpowiedź na pozew. Postępowanie było zawieszone. Następnie, w dniu 20 września 2021 roku odebrano za pośrednictwem portalu informacyjnego postanowienie sądu dotyczące: (1) podjęcia zawieszonego postępowania, (2) udzielenia zgody na złożenie przez EW EOL pisma przygotowawczego, (3) zobowiązania Energa Obrót SA do złożenia pisma przygotowawczego, (4) zobowiązania EW EOL i Energa Obrót SA do złożenia pism przygotowawczych przedstawiających stanowisko w przedmiocie celowości skierowania stron do mediacji oraz wskazujących osobę mediatora. W dniu 27 września 2021 roku Energa Obrót

	SA złożyła pismo wskazujące na brak celowości skierowania stron do mediacji. W dniu 15 grudnia 2021 roku EW EOL rozszerzyła powództwo o żądanie zapłaty kolejnych kar umownych w kwocie ok. 7,2 mln zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie liczonymi od dnia 15 grudnia 2021 roku do dnia zapłaty z tytułu niezakupienia przez Energa Obrót SA praw majątkowych w późniejszych okresach. W dniu 12 stycznia 2022 roku Energa Obrót złożyła odpowiedź na pismo w przedmiocie rozszerzenia powództwa. W dniu 17 marca 2022 r. odbyła się rozprawa, podczas której strony złożyły szereg wniosków formalnych, a także przeprowadzony został dowód z zeznań świadków. Kolejna rozprawa odbyła się 30 marca 2023 roku. Sąd przeprowadził dowód z przesłuchania EW EOL. Strony przedstawiły końcowe stanowiska oraz złożyły załączniki do protokołu rozprawy. W dniu 24 kwietnia 2023 roku odbyło się ogłoszenie wyroku, w którym sąd: (1) zasądził od Energa Obrót 6.798.863,69 zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie od kwot 4 126 785,44 zł od dnia 14 września 2019 roku do dnia zapłaty oraz 2 672 078,25 zł od dnia 6 stycznia 2022 roku do dnia zapłaty; (2) oddalił powództwo w pozostałym zakresie; (3) zasądził od Energa Obrót SA 108 045 zł tytułem zwrotu kosztów procesu. W dniu 25 kwietnia 2023 roku Energa Obrót SA złożyła wniosek o doręczenie wyroku z uzasadnieniem W dniu 21 czerwca 2023 roku Energa Obrót SA złożyła apelację od wyroku. W dniu 7 sierpnia 2023 roku doręczono odpis apelacji EW EOL. W dniu 21 sierpnia 2023 roku Energa Obrót SA złożyła odpowiedź na apelację EW EOL. W dniu 24 sierpnia 2023 roku doręczono odpowiedź EW EOL na apelację Energa Obrót SA.
CCGT Ostrołęka Sp. z o.o. (Powód) Miasto Ostrołęka (pozwany)	W dniu 17 maja 2024 roku doręczono zawiadomienie o składzie rozpoznającym sprawę. Powództwo o zapłatę kar umownych z tytułu nienależytego wykonania (niewykonania w terminie) przez Miasto Ostrołęka obowiązków wynikających z umów zawartych z CCGT Ostrołęka Sp. z o.o. oraz o zapłatę (zwrot) dotacji w części niewykorzystanej
	przez Miasto Ostrołęka Sąd Okręgowy w Ostrołęce; sygnatura akt I C 564/23
	Wartość przedmiotu sporu łącznie: ok. 19 mln zł
	Sprawa jest na etapie I instancji; odbyły się dwa posiedzenia jawne, na których przesłuchano świadków, natomiast przed podjęciem decyzji w przedmiocie dowodu z opinii biegłego, przewodniczący skierował strony do mediacji, na co obie strony się zgodziły. Aktualnie toczy się postepowanie przed mediatorem – obyły się trzy spotkania, kolejne zaś zostało wyznaczone na dzień 29 października 2024 r. Na dzień 30 października 2024 r. sprawa jest w dalszym ciągu na etapie mediacji.
	Powództwa o ustalenie nieistnienia stosunku prawnego, który miał powstać wskutek zawarcia przez Energa Obrót SA umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia (CPA)
Energa Obrót SA (powód) WIND INVEST sp. z o.o., (pozwany 1), mBank SA (pozwany 2)	Sąd Okręgowy w Warszawie; sygnatura XVI GC 798/17; sygnatura w II instancji: VII AGa 1004/19 Wartość przedmiotu sporu: ok. 15,2 mln zł W dniu 11 września 2017 roku Energa Obrót SA wniosła pozew. W dniu 19 września 2019 roku Sąd oddalił powództwo Energa Obrót SA. W dniu 27 listopada 2019 roku Energa Obrót SA złożyła apelację która następnie, wyrokiem sądu II instancji, została oddalona. W dniu 22 marca 2021 roku Energa Obrót SA wniosła skargę kasacyjną. Pozwani złożyli odpowiedzi na skargę kasacyjną. W dniu 25 sierpnia 2021 roku skarga kasacyjna Energa Obrót SA została przyjęta do rozpoznania. W dniu 27 grudnia 2021 roku doręczono odpis pisma Wind Invest zawierającego informację na temat postanowienia Sądu Najwyższego z dnia 17 listopada 2021 roku w przedmiocie odmowy przyjęcia do rozpoznania skargi kasacyjnej Energa Obrót SA w sprawie przeciwko Jeżyczki Wind Invest i mBank. W dniu 22 marca 2022 roku Energa Obrót SA złożyła pismo procesowe zawierające stanowisko wobec pisma Wind Invest. Sąd wydał postanowienie zezwalające na złożenie pism procesowych przez obie Strony. W dniu 22 sierpnia 2022 roku doręczono wniosek Wind Invest i mBank z dnia 16 sierpnia 2022 roku o wyznaczenie rozprawy. W dniu 9 czerwca 2023 roku Energa Obrót SA złożyła pismo dotyczące zwrócenia się do TSUE z pytaniem prejudycjalnym. W dniu 12 czerwca 2023 roku pełnomocnikowi Energa Obrót SA doręczono pismo Wind Invest i mBank dotyczące pytań prejudycjalnych. W dniu 6 lipca 2023 roku doręczono postanowienie Sądu Najwyższego z dnia 28 czerwca 2023 roku w przedmiocie zawieszenia postępowania do czasu zakończenia przez Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej postępowań zainicjowanych pytaniami prejudycjalnymi przedstawionymi przez Sąd Najwyższy w sprawach II CSPK 496/22 oraz II CSKP 501/22, jak również pismo informujące o zezwoleniu na złożenie pisma Wind Invest (i mBank) z dnia 5 czerwca 2023 r. oraz pisma Energa Obrót SA z dnia 9 czerwca 2023 roku.

	W dniu 28 czerwca 2023 roku odbyło się posiedzenie niejawne Sądu Najwyższego. Sąd Najwyższy wydał postanowienie w przedmiocie zawieszenia postępowania do czasu zakończenia przez Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej postępowań zainicjowanych pytaniami prejudycjalnymi przedstawionymi przez Sąd Najwyższy w sprawach II CSPK 496/22 oraz II CSKP 501/22.
Energa Obrót SA (powód) STARY JAROSŁAW WIND INVEST sp. z o.o. (pozwany 1), mBank SA (pozwany 2)	Sąd Okręgowy w Warszawie; sygnatura XVI GC 802/17; sygnatura w II instancji: VII AGa 61/20 Wartość przedmiotu sporu: ok. 13,8 mln zł W dniu 11 września 2017 roku Energa Obrót SA wniosła pozew. W dniu 17 listopada 2017 roku pozwani złożyli odpowiedzi na pozew. Wyrokiem z dnia 24 września 2019 roku sąd oddalił powództwo o ustalenie. W dniu 17 grudnia 2019 roku Energa Obrót SA złożyła apelację od wyroku. W dniu 15 kwietnia 2021 roku Sąd II instancji wydał wyrok oddalający apelację Energa Obrót SA. Energa Obrót SA złożyła wniosek o doręczenie wyroku z uzasadnieniem. Wyrok wraz z uzasadnieniem został doręczony w dniu 12 października 2021 roku. W dniu 13 grudnia 2021 roku Energa Obrót SA złożyła skargę kasacyjną. W dniu 8 lutego 2022 roku odpowiedź na skargę kasacyjną złożyła mBank, a w dniu 22 lutego 2022 roku - Stary Jarosław Wind Invest. W dniu 26 maja 2022 roku Energa Obrót SA pozyskała informację o przyjęciu do rozpoznania skargi kasacyjnej Energa Obrót SA. W dniu 5 lipca 2022 roku doręczono postanowienie o przyjęciu do rozpoznania skargi kasacyjnej Energa Obrót SA. W dniu 22 sierpnia 2022 roku doręczono wniosek Stary Jarosław Wind Invest i mBank z dnia 16 sierpnia 2022 roku o wyznaczenie rozprawy. W dniu 10 lipca 2023 roku doręczono pismo informujące o wypowiedzeniu pełnomocnictwa przez jednego z pełnomocników mBank. W dniu 10 sierpnia 2023 roku doręczono pisma dotyczące zgłoszenia udziału w postępowaniu pełnomocników mBank.
KRUPY WIND INVEST sp. z o.o. (pozwany 1), mBank SA (pozwany 2)	Sygnatura w II instancji: VII AGa 572/19 Wartość przedmiotu sporu: ok. 5,6 mln zł W dniu 11 września 2017 roku Energa Obrót SA wniosła pozew. Sprawa została zakończona przed sądem I instancji wyrokiem oddalającym powództwo spółki. W dniu 2 lipca 2019 roku Energa Obrót SA złożyła apelację. W dniu 15 września 2020 roku sąd wydał wyrok oddalający apelację Energa Obrót SA. W dniu 30 grudnia 2020 roku Energa Obrót SA złożyła skargę kasacyjną. Pozwani złożyli odpowiedź na skargę kasacyjną. W dniu 27 grudnia 2021 roku Energa Obrót SA doręczono odpis pisma Krupy Wind Invest zawierającego informację na temat postanowienia Sądu Najwyższego z dnia 17 listopada 2021 roku w przedmiocie odmowy przyjęcia do rozpoznania skargi kasacyjnej Energa Obrót SA w sprawie przeciwko Jeżyczki Wind Invest i mBank. Wraz z pismem Krupy Wind Invest przedłożyła przedmiotowe postanowienie. W dniu 14 stycznia 2022 roku Energa Obrót SA złożyła pismo procesowe stanowiące odpowiedź na pismo Krupy Wind Invest zawierające informację na temat postanowienia Sądu Najwyższego z dnia 17 listopada 2021 roku w przedmiocie odmowy przyjęcia do rozpoznania skargi kasacyjnej Energa Obrót SA w sprawie przeciwko Jeżyczki Wind Invest i mBank. W dniu 28 lutego 2022 roku zostało doręczone zarządzenie Sądu Najwyższego z dnia 28 stycznia 2022 roku w przedmiocie wyrażenia zgody na złożenie przez Krupy Wind Invest i Energa Obrót SA ww. pism procesowych. W dniu 16 maja 2022 roku doręczono postanowienie Sądu Najwyższego o przyjęciu do rozpoznania skargi kasacyjnej Energa Obrót SA. W dniu 9 czerwca 2023 roku pełnomocnikowi Energa Obrót SA doręczono pismo informujące o wyrażeniu zgody na złożenie przez Energa Obrót SA pisma z dnia 23 maja 2023 roku dotyczącego zwrócenia się do TSUE z pytaniem prejudycjalnym. W dniu 19 czerwca 2023 roku pełnomocnikowi Energa Obrót SA doręczono pismo informujące o zezwoleniu Krupy Wind Invest i mBank na złożenie pisma z dnia 5 czerwca 2023 roku dotyczące pytań prejudycjalnych. W dniu 20 czerwca 2023 roku pomimo wyznaczenia na ten
	dzień posiedzenia, nie doszło do wydania orzeczenia. Kolejny termin posiedzenia nie został jeszcze wyznaczony. W dniu 10 lipca 2023 roku pełnomocnikowi Energa Obrót SA doręczono pismo informujące o wypowiedzeniu pełnomocnictwa przez jednego z pełnomocników mBank. W dniu 10 sierpnia 2023 roku pełnomocnikowi Energa SA doręczono pisma dotyczące zgłoszenia udziału w postępowaniu pełnomocników mBank. W dniu 21 grudnia 2023 roku Sąd Najwyższy wydał postanowienie o połączeniu sprawy do wspólnego rozpoznania i rozstrzygnięcia ze sprawą przeciwko EW Koźmin i BNP Paribas Bank Polska. W dniu 18 marca 2024 r., w połączonych sprawach ze skarg kasacyjnych EOB przeciwko EW Koźmin i BNP Paribas Bank Polska, Elektrowni Wiatrowej EOL i Santander Bank Polska, Krupy Wind Invest i mBank (II CSKP 992/22), Energa-Obrót S.A. złożyła wniosek o uchylenie postanowień

	w przedmiocie połączenia spraw do wspólnego rozpoznania i rozstrzygnięcia. W dniu 5 kwietnia 2024 r., w połączonych sprawach ze skarg kasacyjnych EOB przeciwko EW Koźmin i BNP Paribas Bank Polska, Elektrowni Wiatrowej EOL i Santander Bank Polska, Krupy Wind Invest i mBank (II CSKP 992/22), Kancelarii doręczono stanowisko SN w przedmiocie braku podstaw do uchylenia postanowień w przedmiocie połączenia spraw do wspólnego rozpoznania i rozstrzygnięcia.
Postępowania administracyjne
Odwołujący: Energa Obrót SA	Sąd Okręgowy w Warszawie, Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów
Organ: Prezes Urzędu Regulacji Energetyki	Odwołanie od kary pieniężnej nałożonej na Prezesa URE
	Kwota kary: ok. 193,7 mln zł
	18 grudnia 2023 roku Energa Obrót SA otrzymała decyzję Prezesa URE w przedmiocie nałożenia kary pieniężnej z tytułu z tytułu nieprzestrzegania obowiązków o których mowa w art. 6 ust. 1 i 2 ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw. W dniu 29 grudnia 2023 roku złożono odwołanie w sprawie.
Odwołujący: Energa Obrót SA	Sąd Okręgowy w Warszawie, Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów
Organ: Prezes Urzędu Regulacji Energetyki	Odwołanie od kary pieniężnej nałożonej na Prezesa URE
	Kwota kary: ok. 60,7 mln zł
	18 grudnia 2023 roku Energa Obrót SA otrzymała Decyzję Prezesa URE w przedmiocie wymierzenia kary pieniężnej z tytułu nieprzestrzegania obowiązków o których mowa w art. 47 ust. 2 oraz 56 ust. 1 ustawy o odnawialnych źródłach energii. W dniu 29 grudnia 2023 roku złożono odwołanie w sprawie.

7.4. Zatrudnienie oraz zwolnienia grupowe i spory zbiorowe

Zatrudnienie

Stan zatrudnienia w Grupie Energa na dzień 30 września 2024 roku wyniósł 9 019 pracowników zatrudnionych na umowę o pracę i był o 287 osób wyższy niż na koniec ubiegłego roku. Główną przyczyną zmian w poziomie zatrudnienia w tym okresie było przejęcie pracowników w ramach ZCP z PGNiG Serwis do Energa Informatyka i Technologie oraz uzupełnienie wakatów (przede wszystkim po pracownikach odchodzących na emeryturę).

Zwolnienia grupowe

W III kwartale 2024 roku w spółkach Grupy nie przeprowadzano zwolnień grupowych, w rozumieniu Ustawy z dnia 13 marca 2003 roku o szczególnych zasadach rozwiązywania z pracownikami stosunków pracy z przyczyn niedotyczących pracowników.

Spory zbiorowe

W spółkach Grupy Energa na dzień 30 września 2024 roku działalność związkową prowadziło 35 organizacji związkowych. Uzwiązkowienie w Grupie Energa, wg stanu na dzień 30 września 2024 roku wyniosło 63,7%. Do związków zawodowych należało ok. 5,6 tysiąca osób.

Na dzień 30 września 2024 roku w Grupie Energa aktywnych było 6 sporów zbiorowych, które znajdują się obecnie na poniższym etapie:

• 1. spór zbiorowy prowadzony u pracodawcy Energa Kogeneracja Sp. z o.o. wszczęty wystąpieniami organizacji związkowych z dnia 1 czerwca 2023 roku dotyczący realizacji postanowień art. 47 ZUZP, jest na etapie rokowań.
• 1. u czterech Pracodawców Energa Operator Wykonawstwo Elektroenergetyczne Sp. z o.o. zostały zgłoszone roszczenia dotyczące podjęcia działań w kierunku ujednolicenia systemu wynagradzania oraz zapewnienia równego traktowania pracowników Oddziałów w ramach całej spółki. Spory obecnie znajdują się na etapie rokowań.
• 1. spór zbiorowy prowadzony u Pracodawcy Energa Ciepło Kaliskie Sp. z o.o. wszczęty wystąpieniami organizacji związkowych z dnia 6 maja 2024 roku dotyczący ujednolicenia systemu wynagradzania oraz zapewnienia równego traktowania pracowników Spółki. Obecnie znajdują się na etapie rokowań.

Podpisy Członków Zarządu Energi SA

Podpisano przez: Piotr Ludomir Szymanek Date / Data: 2024-11-13 13:39

Piotr Szymanek Roman Szyszko Wiceprezes Zarządu Energi SA Wiceprezes Zarządu Energi SA

Spis tabel

Tabela 1: Skonsolidowane sprawozdanie z zysków lub strat (mln zł)14
Tabela 2: Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych (mln zł)16
Tabela 3: Skonsolidowane sprawozdanie z sytuacji finansowej (mln zł)17
Tabela 4: Skonsolidowane sprawozdanie z przepływów pieniężnych (mln zł)19
Tabela 5: Wskaźniki finansowe Grupy Energa 20
Tabela 6: Wyniki EBITDA Grupy Energa w podziale na Linie Biznesowe (mln zł)23
Tabela 7: Dystrybucja energii elektrycznej według grup taryfowych (GWh)23
Tabela 8: Wielkość wskaźników SAIDI I SAIFI 24
Tabela 9: Wyniki Linii Biznesowej Dystrybucja (mln zł) 24
Tabela 10: Produkcja energii elektrycznej brutto (GWh) 26
Tabela 11: Produkcja ciepła brutto (TJ) 26
Tabela 12: Wolumen i koszt zużycia kluczowych paliw*27
Tabela 13: Wyniki Linii Biznesowej Wytwarzanie Grupy Energa (mln zł)28
Tabela 14: EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie w podziale na Obszary Wytwarzania (mln zł) 28
Tabela 15: Wyniki Obszaru Wytwarzania Woda (mln zł)30
Tabela 16: Wyniki Obszaru Wytwarzania Wiatr (mln zł)30
Tabela 17: Wyniki Obszaru Wytwarzania Elektrownia w Ostrołęce (mln zł) 30
Tabela 18: Wyniki Obszaru Wytwarzania Pozostałe i korekty (mln zł)30
Tabela 19: Sprzedaż energii elektrycznej przez Linię Biznesową Sprzedaż (GWh)30
Tabela 20: Wyniki Linii Biznesowej Sprzedaż Grupy Energa (w mln zł) 31
Tabela 21: Średnie poziomy cen zielonych praw majątkowych notowanych na Towarowej Giełdzie Energii38
Tabela 22: Zestawienie aktów prawnych mających istotny wpływ na Grupę 39
Tabela 23: Akcje Spółki według serii i rodzajów na dzień 30 września 2024 roku oraz na dzień sporządzenia niniejszej Informacji 43
Tabela 24: Struktura akcjonariatu Spółki Energa według stanu na dzień 30 września 2024 roku oraz na dzień sporządzenia niniejszej Informacji 43
Tabela 25: Dane dotyczące akcji Spółki Energa na dzień 30 września 2024 roku 43
Tabela 26: Nominalna wartość objętych przez Energę SA i niewykupionych obligacji w podziale na poszczególnych emitentów według stanu na dzień 30
września 2024 roku (mln zł)46
Tabela 27: Najistotniejsze ryzyka strategiczne zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy48
Tabela 28: Najistotniejsze ryzyka prawno-regulacyjne zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy 50
Tabela 29: Najistotniejsze ryzyka operacyjne zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy 51
Tabela 30: Najistotniejsze ryzyka finansowe zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy53
Tabela 31: Postępowania toczące się przed sądem, organem właściwym dla postępowania arbitrażowego lub organem administracji publicznej55

Spis rysunków

Rysunek 1: EBITDA bridge w podziale na linie biznesowe (mln zł)15
Rysunek 2: Skonsolidowane sprawozdanie z przepływów pieniężnych (mln zł)19
Rysunek 3: Struktura aktywów i pasywów 20
Rysunek 4: Czynniki istotne dla rozwoju Grupy Energa w perspektywie kolejnego kwartału 21
Rysunek 5: Wyniki Linii Biznesowej Dystrybucja Grupy Energa (mln zł) 24
Rysunek 6: EBITDA Bridge Linii Biznesowej Dystrybucja (mln zł) 25
Rysunek 7: Wyniki Linii Biznesowej Wytwarzanie Grupy Energa (mln zł)27
Rysunek 8: EBITDA bridge Linii Biznesowej Wytwarzanie (w mln zł) 29
Rysunek 9: Wyniki Linii Biznesowej Sprzedaż Grupy Energa (w mln zł) 31
Rysunek 10: EBITDA Bridge Linii Biznesowej Sprzedaż (w mln zł) 32
Rysunek 11: Produkcja energii elektrycznej w Polsce po 3 kwartałach 2024 roku (TWh)35
Rysunek 12: Zużycie energii elektrycznej w Polsce po 3 kwartałach 2024 roku (TWh)35
Rysunek 13: Ceny energii na rynku SPOT w Polsce i wybranych krajach sąsiadujących po 3 kwartałach 2024 roku (cena (PLN/MWh))36
Rysunek 14: Indeks TGeBase po 3 kwartałach 2024 roku (PLN/MWh)36
Rysunek 15: Cena kontraktu terminowego pasmo z dostawą na 2024 rok po 3 kwartałach 2024 roku37
Rysunek 16: Ceny uprawnień EUA po 3 kwartałach 2023 roku (euro/tona) 38
Rysunek 17: Zestawienie cen na rynku bilansującym i rynku SPOT (giełda) po 3 kwartałach 2024 roku (PLN/MWh)38
Rysunek 18: Zmiana kursu akcji Energi SA w porównaniu do zmian indeksów WIG, WIG30 i WIG-ENERGIA44
Rysunek 19: Proces zarządzania ryzykiem obowiązujący w Grupie Energa 46

Słownik skrótów i pojęć

AMI (ang. Advanced Metering) Infrastructure	Zintegrowany zbiór elementów: inteligentnych liczników energii elektrycznej, modułów i systemów komunikacyjnych umożliwiających gromadzenie danych o zużyciu energii określonych odbiorców.
Billing (ang.)	Rachunek szczegółowy, zestawienie wszystkich opłat za usługi dodane, jakie abonent przeprowadził w danym okresie rozliczeniowym.
Biomasa	Stałe lub ciekłe substancje pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, które ulegają biodegradacji, pochodzące z produktów, odpadów i pozostałości z produkcji rolnej oraz leśnej, przemysłu przetwarzającego ich produkty, a także części pozostałych odpadów, które ulegają biodegradacji, a w szczególności surowce rolnicze.
CAPEX (ang. Capital Expenditures)	Nakłady inwestycyjne.
CBRF	Centrum Badawczo-Rozwojowe im. M. Faradaya, powołane w celu realizacji Strategii Innowacji przyjętej przez Energę na lata 2017-2020, z perspektywą 2025+.
CO2	Dwutlenek węgla.
EBI (ang. European Investment Bank)	Europejski Bank Inwestycyjny.
EBITDA (ang. Earnings before interest, taxes, depreciation and amortization)	Energa SA definiuje EBITDA jako zysk/strata z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację oraz odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych. W związku ze zmianą definicji EBITDA począwszy od roku 2016, EBITDA dla okresów porównywalnych (2013-2015) została rekalkulowana według nowej definicji.
EBIT (ang. Earnings before interest and taxes)	Zysk operacyjny.
EBOR (ang. European Bank for Reconstruction and Development)	Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju.
Emitent, emitent	Spółka Energa SA.
EMTN	The Euro Medium Term Note (EMTN) programme.
Energa SA, Spółka Energa, Energa SA	Spółka dominująca w ramach Grupy Kapitałowej Energa; Program emisji euroobligacji średnioterminowych EMTN.
Energa Operator, Energa Operator SA, EOP	Energa Operator SA, spółka zależna od Energa SA będąca Podmiotem Wiodącym Linii Biznesowej Dystrybucja w Grupie Energa.
Energa Obrót, Energa Obrót SA, EOB	Energa Obrót SA, spółka zależna od Energa SA będąca liderem Podmiotem Wiodącym Linii Biznesowej Sprzedaż w Grupie Energa
Energa OZE, Energa OZE SA	Energa OZE SA, spółka zależna od Energa SA będąca liderem Podmiotem Wiodącym Linii Biznesowej Wytwarzanie w Grupie Energa. W dniu 3 września 2019 roku nastąpiła zmiana nazwy spółki z Energa Wytwarzanie SA na Energa OZE SA.
ESG	Ang. ESG:Environmental, Social, Governance, czynniki społeczno-środowiskowe.
EU (ang. European Union), UE	Unia Europejska.
EUR	Euro, waluta stosowana w krajach należących do strefy euro Unii Europejskiej.
GPW	Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie SA.
Grupa Kapitałowa Energa, Grupa Energa, Grupa Energa, Grupa, Energa	Grupa kapitałowa zajmująca się dystrybucją obrotem i wytwarzaniem energii elektrycznej i cieplnej. Prowadzi również działalność związaną z oświetleniem ulicznym, projektowaniem, zaopatrzeniem materiałowym, wykonawstwem sieciowym i transportem specjalistycznym oraz usługami hotelowymi i informatycznymi.
Grupa taryfowa	Grupa odbiorców pobierających Energię elektryczną lub ciepło lub korzystających z usług związanych z zaopatrzeniem w Energię elektryczną lub ciepło, dla których stosuje się jeden zestaw cen lub stawek opłat i warunków ich stosowania.
GUS	Główny Urząd Statystyczny.
GW	Gigawat, jednostka mocy w układzie SI, 1 GW = 109 W.
GWe	Gigawat mocy elektrycznej.
GWh	Gigawatogodzina.
IRS (ang. Interest Rate Swap)	Umowa wymiany płatności odsetkowych pomiędzy dwiema stronami, na podstawie której strony wypłacają sobie wzajemnie odsetki od umownego nominału kontraktu, naliczane według odmiennej stopy procentowej.
KNF	Komisja Nadzoru Finansowego.
Kogeneracja, CHP	Proces technologiczny równoczesnego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej lub mechanicznej w trakcie tego samego procesu technologicznego.
Kowenanty	Zabezpieczające klauzule umowne, zwłaszcza w umowach kredytowych.
KRS	Krajowy Rejestr Sądowy.
KSE	Krajowy system Elektroenergetyczny.
kWh	Kilowatogodzina, jednostka energii elektrycznej wytworzonej lub zużytej przez urządzenie o mocy 1 kW w ciągu 1 godziny; 1 kWh = 3 600 000 J = 3,6 MJ.
MEW	Mała elektrownia wodna.
MW	Jednostka mocy w układzie SI, 1 MW = 106 W.
MWe	Megawat mocy elektrycznej.
MWh	Megawatogodzina.
MWt	Megawat mocy cieplnej.
NBP	Narodowy Bank Polski, bank centralny w Polsce.
NFOŚiGW	Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.
NIB	Nordycki Bank Inwestycyjny.
NWZ	Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki Energa SA.
Odnawialne źródła energii, OZE	Źródła wykorzystujące w procesie przetwarzania Energię wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalną, fal, prądów i pływów morskich, spadku rzek oraz Energię pozyskiwaną z biomasy, biogazu wysypiskowego, a także biogazu powstałego w procesach odprowadzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu składowanych szczątek roślinnych i zwierzęcych.

OSD, Operator systemu dystrybucyjnego	Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją paliw gazowych lub energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie dystrybucyjnym gazowym albo systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci dystrybucyjnej, w tym połączeń z innymi systemami gazowymi albo innymi systemami elektroenergetycznymi.
OSP, Operator systemu przesyłowego	Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem paliw gazowych lub energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym gazowym albo systemie przesyłowym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami gazowymi albo innymi systemami elektroenergetycznymi.
OZEX_A	Cena średnia ważona wolumenem ze wszystkich transakcji kontraktem PMOZE_A na sesji giełdowej.
PGE	PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.
PKB	Produkt Krajowy Brutto.
PLN	Polski złoty, waluta krajowa.
PMI	Wskaźnik wyprzedzający polskiego przemysłu.
PMOZE_A	Prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE, której określony w świadectwie pochodzenia okres produkcji rozpoczął się od 1 marca 2009 roku.
p.p.	Punkt procentowy.
PPE	Punkt poboru energii.
PPG	Punkt poboru gazu.
Prawa majątkowe	Zbywalne i stanowiące towar giełdowy prawa wynikające ze świadectw pochodzenia dla energii wyprodukowanej z odnawialnych źródeł energii i w kogeneracji.
PSE	Polskie Sieci Elektroenergetyczne Spółka Akcyjna z siedzibą w Warszawie, wpisana do rejestru przedsiębiorców Krajowego Rejestru Sądowego pod numerem KRS 0000197596; spółka wyznaczona decyzją Prezesa URE Nr DPE 47-58(5)/4988/2007/BT z dnia 24 grudnia 2007 roku na operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego na obszarze Rzeczypospolitej Polskiej na okres od dnia 1 stycznia 2008 roku do dnia 1 lipca 2014 roku.
r/r	Rok do roku.
RDN	Rynek Dnia Następnego.
SAIDI (ang. System Average Interruption Duration Index)	Systemowy wskaźnik średniego (przeciętnego) rocznego czasu trwania przerw.
SAIFI (ang. System Average Interruption Frequency Index)	Systemowy wskaźnik średniej liczby (częstości) trwania przerw na osobę.
Smart Grid	System elektroenergetyczny integrujący w sposób inteligentny działania wszystkich uczestników procesów generacji, przesyły, dystrybucji i użytkowania, w celu dostarczania energii elektrycznej w sposób ekonomiczny, trwały i bezpieczny. To kompleksowe rozwiązania energetyczne, pozwalające na łączenie, wzajemną komunikację i optymalne sterowanie rozproszonymi dotychczas elementami sieci energetycznych.
SPOT	Rynek dnia następnego (RDN) - rynek energii działający w przedziale czasu "dnia następnego" (DN) zapewniający dostawy energii w dniu D.
Świadectwo pochodzenia	Świadectwo pochodzenia ze źródeł odnawialnych oraz świadectwo pochodzenia z kogeneracji.
Świadectwo pochodzenia z kogeneracji	Dokument wydawany przez Prezesa URE zgodnie z art. 9I Prawa Energetycznego, potwierdzający wytworzenie energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji wytwarzanej w: (i) jednostce kogeneracji opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła poniżej 1 MW (tzw. żółty certyfikat), (ii) jednostce kogeneracji opalanej metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy (tzw. fioletowy certyfikat), albo (iii) w innej jednostce kogeneracji (tzw. czerwony certyfikat).
Świadectwo pochodzenia ze źródeł odnawialnych, zielony certyfikat	Dokument wydawany przez Prezesa URE zgodnie z art. 9e Prawa Energetycznego, potwierdzający wytworzenie energii elektrycznej w odnawialnym źródle energii (tzw. zielony certyfikat).
Taryfa G	Grupa taryfowa dla odbiorców indywidualnych – gospodarstw domowych.
Towarowa Giełda Energii, TGE	Towarowa Giełda Energii SA, giełda towarowa na której przedmiotem obrotu są towary giełdowe dopuszczone do obrotu na giełdzie, tj. Energia elektryczna, paliwa ciekłe lub gazowe, gaz wydobywczy, limity wielkości emisji zanieczyszczeń oraz prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia, których cena zależy bezpośrednio lub pośrednio od ceny energii elektrycznej, paliw ciekłych lub gazowych i wielkości emisji zanieczyszczeń.
TPA (ang. Third Party Access)	Zasada polegająca na udostępnieniu przez właściciela bądź operatora osobom trzecim swojej infrastruktury sieciowej w celu dostarczenia usług klientom. W przypadku energii elektrycznej oznacza to możliwość korzystania z sieci lokalnego dystrybutora energii w celu dostarczenie do wskazanej lokalizacji energii zakupionej u dowolnego sprzedawcy.
TWh	Terawatogodzina, jednostka wielokrotna jednostki energii elektrycznej w układzie SI. 1 TWh to 109 kWh.
UE	Unia Europejska.
URE	Urząd Regulacji Energetyki.
WACC (ang. weighted average cost of capital)	Średni ważony koszt kapitału.
WIBOR (ang. Warsaw Interbank Offered Rate)	Międzybankowa stopa procentowa.
Współspalanie	Wytwarzanie energii elektrycznej lub ciepła w oparciu o proces wspólnego, jednoczesnego, przeprowadzanego w jednym urządzeniu spalania biomasy lub biogazu z innymi paliwami; część energii wyprodukowanej w powyższy sposób może być uznana za Energię wytworzoną w odnawialnym źródle energii.