Energa S.A.

Management Reports • Aug 21, 2025

Sprawozdanie Zarządu Energi SA z działalności Grupy Kapitałowej Energa w I półroczu 2025 roku

Gdańsk, dnia 20 sierpnia 2025 roku

1.		PODSUMOWANIE 4
2.		PODSTAWOWE INFORMACJE O GRUPIE ENERGA 7
	2.1.	CHARAKTERYSTYKA DZIAŁALNOŚCI I STRUKTURA GRUPY 8
	2.2.	NAJWAŻNIEJSZE ZDARZENIA W I PÓŁROCZU 2025 ROKU I PO DNIU BILANSOWYM ORAZ INNE INFORMACJE MOGĄCE MIEĆ ISTOTNY WPŁYW NA OCENĘ SYTUACJI MAJĄTOWEJ, FINANSOWEJ ORAZ WYNIK FINANSOWY GRUPY 10
	2.3.	DZIAŁALNOŚĆ BADAWCZO-ROZWOJOWA I INNOWACYJNA 13
	2.4.	NAKŁADY INWESTYCYJNE I REALIZACJA KLUCZOWYCH PROJEKTÓW 14
	2.5.	NAGRODY I WYRÓŻNIENIA 17
3.		OTOCZENIE REGULACYJNO-BIZNESOWE 18
	3.1.	RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE 19
	3.2.	OTOCZENIE REGULACYJNE 23
	3.3.	CZYNNIKI WPŁYWU NA WYNIKI GRUPY ENERGA W PERSPEKTYWIE CO NAJMNIEJ JEDNEGO KWARTAŁU 29
4.		SYTUACJA FINANSOWO-MAJĄTKOWA GRUPY ENERGA 31
	4.1.	ZASADY SPORZĄDZANIA SKRÓCONEGO ŚRÓDROCZNEGO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO
	4.2.	……………………………………………………………………………………………………………………………………………….32 OMÓWIENIE WIELKOŚCI EKONOMICZNO-FINANSOWYCH UJAWNIONYCH W SKRÓCONYM ŚRÓDROCZNYM SKONSOLIDOWANYM SPRAWOZDANIU FINANSOWYM 32
	4.3.	CHARAKTERYSTYKA STRUKTURY AKTYWÓW I PASYWÓW SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA Z SYTUACJI FINANSOWEJ 38
	4.4.	OPIS ISTOTNYCH POZYCJI POZABILANSOWYCH 39
	4.5.	PROGNOZY WYNIKÓW FINANSOWYCH 39
5.		DZIAŁALNOŚĆ SEGMENTÓW GRUPY ENERGA 40
	5.1.	LINIA BIZNESOWA DYSTRYBUCJA 41
		5.1.1. DZIAŁALNOŚĆ BIZNESOWA I OPERACYJNA 41
		5.1.2. WYNIKI FINANSOWE 42
	5.2.	LINIE BIZNESOWE NOWA ENERGETYKA, ENERGETYKA ZAWODOWA I CIEPŁOWNICTWO 44
		5.2.1. DZIAŁALNOŚĆ BIZNESOWA I OPERACYJNA 44
		5.2.2. WYNIKI FINANSOWE LINII BIZNESOWEJ NOWA ENERGETYKA 46
		5.2.3. WYNIKI FINANSOWE LINII BIZNESOWEJ ENERGETYKA ZAWODOWA 48
		5.2.4. WYNIKI FINANSOWE LINII BIZNESOWEJ CIEPŁOWNICTWO 50
	5.3.	LINIA BIZNESOWA DETAL 51
		5.3.1. DZIAŁALNOŚĆ BIZNESOWA I OPERACYJNA 51
		5.3.2. WYNIKI FINANSOWE 52
6.		ZARZĄDZANIE RYZYKIEM 54
	6.1.	ZINTEGROWANY SYSTEM ZARZĄDZANIA RYZYKIEM W GRUPIE ENERGA 55
	6.2.	OPIS ISTOTNYCH CZYNNIKÓW I RYZYK 56
7.		AKCJE I AKCJONARIAT 64
	6.1.	INFORMACJE O AKCJACH I AKCJONARIACIE ENERGI SA 65
	6.2.	NOTOWANIA AKCJI SPÓŁKI NA GIEŁDZIE PAPIERÓW WARTOŚCIOWYCH W WARSZAWIE 65
	6.3.	OCENY RATINGOWE 66
	6.4.	ZESTAWIENIE STANU AKCJI W POSIADANIU OSÓB ZARZĄDZAJĄCYCH I NADZORUJĄCYCH 66
7.		POZOSTAŁE INFORMACJE O GRUPIE 67
	7.1.	INFORMACJE O ISTOTNYCH UMOWACH I TRANSAKCJACH 68

	7.2.	POSTĘPOWANIA TOCZĄCE SIĘ PRZED SĄDEM, ORGANEM WŁAŚCIWYM DLA POSTĘPOWANIA ARBITRAŻOWEGO
		LUB ORGANEM ADMINISTRACJI PUBLICZNEJ 71
	7.3.	ZATRUDNIENIE 82
	7.4.	ZWOLNIENIA GRUPOWE I SPORY ZBIOROWE 82
9.		OŚWIADCZENIE ZARZĄDU 84
		Spis tabel……………………………………………………………………………………………………………………………………………….86
		Spis rysunków 86

1. PODSUMOWANIE

GRUPA ENERGA W I PÓŁROCZU 2025 ROKU

Jedna z wiodących grup energetycznych oraz niezawodny dostawca energii i usług dla ¼ kraju, z 46% udziałem produkcji z OZE w produkcji własnej.

Wyniki finansowe
Przychody	EBITDA	Marża EBITDA
10 908 mln zł	2 174 mln zł	19,9%

Dane operacyjne
Wolumen dostarczonej energii	Produkcja ee brutto	Sprzedaż detaliczna ee
11,6 TWh	1,6 TWh	8,5 TWh

Kapitalizacja i oceny ratingowe Energi SA*
Kapitalizacja	Cena akcji	Rating Fitch	Rating Moody's
5 mld zł	12,04 zł	BBB+	Baa1

* stan na 30 czerwca 2025 roku

EBITDA kluczowych Linii Biznesowych
Dystrybucja	Nowa Energetyka	Energetyka zawodowa	Ciepłownictwo	Detal
1 635 mln zł	221 mln zł	132 mln zł	39 mln zł	124 mln zł

Inwestycje
	Inwestycje	Nowo przyłączeni klienci	Modernizacja linii WN, SN i nN	Nowe źródła OZE*
	1 944 mln zł Z czego Dystrybucja: 1 267 mln zł	17 tys.	1 754 km	525 MW

* przyłączone do sieci dystrybucji

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 181 tys. to klienci TPA (ang. Third Party Access). Na koniec czerwca 2025 roku łączna długość linii energetycznych eksploatowanych przez Grupę wynosiła prawie 201 tys. km i obejmowała swoim zasięgiem obszar blisko 75 tys. km², co stanowiło około 24% powierzchni kraju.

Linia Biznesowa Nowa Energetyka funkcjonuje w oparciu o cztery Obszary Działalności: Woda, Wiatr, PV oraz Pozostałe. Linia energię elektryczną pochodzącą ze źródeł odnawialnych zawdzięcza głównie produkcji w hydroelektrowniach i elektrowniach wiatrowych. W strukturze wytwarzania z OZE wzrasta również udział energii ze źródeł fotowoltaicznych. Zielona energia powstaje głównie w 45-ciu elektrowniach wodnych, 8-miu farmach wiatrowych oraz posiadanych przez Grupę instalacjach fotowoltaicznych. Na koniec czerwca 2025 roku w tej Linii zainstalowana moc elektryczna w aktywach wytwórczych OZE wynosiła prawie 1 GW, z czego 0,2 GW stanowiły elektrownie wodne, 0,3 GW elektrownie wiatrowe oraz 0,4 GW elektrownie fotowoltaiczne. Dodatkowo w tej Linii funkcjonuje ESP Żydowo (klasyfikowana jako magazyn energii) o zainstalowanej mocy elektrycznej ok. 157 MW.

Linia Biznesowa Energetyka Zawodowa działa w oparciu o produkującą energię elektrownię węglową w Ostrołęce oraz trzy spółki celowe przeznaczone do wybudowania elektrowni gazowych (CCGT Grudziądz, CCGT Ostrołęka oraz CCGT Gdańsk). Na koniec czerwca 2025 roku w tej Linii zainstalowana moc elektryczna wynosiła 0,7 GW i dotyczyła elektrowni węglowej w Ostrołęce.

Linia Biznesowa Ciepłownictwo działa głównie w oparciu o produkcję i dystrybucję energii cieplnej w pięciu lokalizacjach tj. miasto Elbląg, Kalisz, Ostrołęka, Żychlin oraz Wyszogród. Za realizację powyższego procesu odpowiadają trzy spółki (Energa Kogeneracja Sp. z o.o. – produkcja ciepła i energii, Energa Ciepło Kaliskie Sp. z o.o. – produkcja i dystrybucja ciepła oraz Energa Ciepło Ostrołęka Sp. z o.o. – dystrybucja ciepła). Na koniec czerwca 2025 roku w tej Linii zainstalowana moc cieplna wynosiła 0,4 GW, gdzie 0,2 GW dotyczyła lokalizacji w Elblągu, a 0,2 GW miasta Kalisz. Natomiast w Ostrołęce ciepło produkuje elektrownia węglowa funkcjonująca w Linii Biznesowej Energetyka Zawodowa.

Linia Biznesowa Detal, której podmiotem wiodącym jest Energa Obrót SA ("Energa Obrót", "EOB"), prowadzi sprzedaż energii elektrycznej i dodatkowych usług (np. instalacji fotowoltaicznych, stacji ładowania pojazdów elektrycznych, pomp ciepła) zarówno jako odrębnych produktów, jak i w ramach pakietów do wszystkich segmentów klientów - od przemysłu poprzez duży, średni i mały biznes, a na gospodarstwach domowych kończąc. Na koniec I półrocza 2025 roku Grupa Energa obsługiwała około 3,4 mln odbiorców, z czego 3,1 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 czerwca 2025 roku w skład Grupy Energa, łącznie z podmiotem dominującym - spółką Energa SA ("Energa" "Spółka", "Emitent") - wchodziły 34 spółki.

W dniu 16 kwietnia 2025 roku Energa Wytwarzanie SA nabyła od Grupy Greenvolt 100% udziałów w spółce celowej VRW11 Sp. z o.o. będącej właścicielem projektu hybrydowego Sompolno, łączącego farmę wiatrową o mocy 27 MW i farmę fotowoltaiczną o mocy 10 MW oraz gotowy do budowy magazyn energii o mocy 3 MW. Nabyta spółka prowadzi działalność operacyjną w zakresie produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Spółka posiada koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej. Transakcja została ujęta jako przedsięwzięcie.

W dniu 16 maja 2025 roku Energa Green Development Sp. z o.o. nabyła od ONDE SA z Grupy Erbud oraz SGK Serby sp. z o.o., związanej z NEO Energy Group 100% udziałów w spółce celowej Solar Serby Sp. z o.o. realizującej projekt budowy elektrowni fotowoltaicznej PV Serby o mocy 112 MW. Nabyta spółka uzyskała status gotowości do budowy i w dniu nabycia zostało wydane polecenie rozpoczęcia budowy. Transakcja został ujęta jako nabycie aktywów.

Począwszy od 1 kwartału 2025 roku w Grupie utworzono nowy podział segmentowy działalności z odpowiednim przypisaniem poszczególnych spółek. Obecny podział sprawozdawczości Grupy opiera się na pięciu podstawowych segmentach oraz pozostałej działalności nazywanych według terminologii Grupy liniami biznesowymi:

• Dystrybucja dystrybucja energii elektrycznej przez Energa Operator SA (Operatora Systemu Dystrybucyjnego), a także działalność bezpośrednio związana z dystrybucją prowadzoną przez inne spółki Grupy,
• Nowa Energetyka wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Do Linii Biznesowej Nowa Energetyka zakwalifikowano również jednostki realizujące projekty inwestycyjne w zakresie infrastruktury wytwórczej z odnawialnych źródeł energii oraz obszar magazynowania energii,
• Energetyka Zawodowa wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych, a także działalność serwisowo-remontowa bezpośrednio związana z wytwarzaniem energii. Do Linii Biznesowej Energetyka Zawodowa zakwalifikowano również jednostki realizujące projekty inwestycyjne w zakresie infrastruktury wytwórczej ze źródeł konwencjonalnych,
• Ciepłownictwo wytwarzanie i dystrybucja energii cieplnej oraz wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu,
• Detal handel energią elektryczną i gazem, a także obsługa odbiorców końcowych oraz sprzedaż produktów i usług okołoenergetycznych,
• Pozostała działalność centrum usług wspólnych w obszarze teleinformatycznym, działalność finansowa, zarządzanie nieruchomościami oraz logistyka i zaopatrzenie. Do pozostałej działalności zakwalifikowano również jednostki realizujące usługi energetyczne, w tym usługi oświetlenia, a także działalność jednostki dominującej.

Poniższa tabela przedstawia szczegółowe przypisanie poszczególnych spółek zależnych Emitenta do linii biznesowych.

Nazwa spółki		Przedmiot działalności
Dystrybucja
1.	Energa Operator SA	dystrybucja energii elektrycznej
2.	Energa Operator Wykonawstwo Elektroenergetyczne Sp. z o.o.	wykonawstwo i projektowanie
		Nowa Energetyka
3.	Energa Wytwarzanie SA	wytwarzanie energii
4.	Energa MFW 1 Sp. z o.o.	wytwarzanie energii
5.	Energa MFW 2 Sp. z o.o.	wytwarzanie energii
6.	Energa Wind Service Sp. z o.o.	naprawa i konserwacja urządzeń elektrycznych
7.	Wena Projekt 2 Sp. z o.o.	realizacja projektów inwestycyjnych
8.	PVE 28 Sp. z o.o.	realizacja projektów inwestycyjnych
9.	VRS 14 Sp. o.o.	realizacja projektów inwestycyjnych
10.	E & G Sp. z o.o.	realizacja projektów inwestycyjnych
11.	VRW 11 Sp. z o.o.	realizacja projektów inwestycyjnych
12.	Energa Green Development Sp. z o.o.	realizacja projektów inwestycyjnych
13.	Energa Prowis Sp. z o.o.	realizacja projektów inwestycyjnych
14.	Farma Wiatrowa Szybowice Sp. z o.o.	realizacja projektów inwestycyjnych
15.	Energa Storage Sp. z o.o. (wcześniej Aktywa Ostrołęka Sp. z o.o.)	realizacja projektów inwestycyjnych
16.	Helios Polska Energia Sp. z o.o.	realizacja projektów inwestycyjnych
17.	Solar Serby Sp. z o.o.	realizacja projektów inwestycyjnych

Energetyka Zawodowa
18.	Energa Elektrownie Ostrołęka SA	wytwarzanie energii
19.	Energa Serwis Sp. z o.o.	usługi serwisowo-remontowe
20.	ECARB Sp. o.o.	działalność finansowa
21.	CCGT Ostrołęka Sp. z o.o.	wytwarzanie energii
22.	CCGT Grudziądz Sp. z o.o.	wytwarzanie energii
23.	CCGT Gdańsk Sp. z o.o.	wytwarzanie energii
Ciepłownictwo
24.	Energa Kogeneracja Sp. z o.o.	wytwarzanie energii
25.	Energa Ciepło Ostrołęka Sp. z o.o.	dystrybucja energii cieplnej
26.	Energa Ciepło Kaliskie Sp. z o.o.	dystrybucja energii cieplnej
27.	Centrum Badawczo-Rozwojowe im. M. Faradaya Sp. z o.o.	działalność rozwojowa w zakresie inżynierii
Detal
28.	Energa Obrót SA	obrót energią elektryczną
Pozostała działalność
29.	Energa Oświetlenie Sp. z o.o.	usługi oświetlenia
30.	Enspirion Sp. z o.o.	organizacja i zarządzanie rozwojem innowacyjnych projektów energetycznych
31.	Energa Logistyka Sp. z o.o.	logistyka i zaopatrzenie
32.	Energa Informatyka i Technologie Sp. z o.o.	teleinformatyka
33.	Energa Finance AB (publ)	działalność finansowa

Dodatkowo na dzień 30 czerwca 2025 roku Grupa posiadała udziały we wspólnym przedsięwzięciu - Baltic Offshore Service Solution Sp. z o.o. oraz w jednostce stowarzyszonej – Polimex-Mostostal S.A. ("Polimex").

2.2. NAJWAŻNIEJSZE ZDARZENIA W I PÓŁROCZU 2025 ROKU I PO DNIU BILANSOWYM ORAZ INNE INFORMACJE MOGĄCE MIEĆ ISTOTNY WPŁYW NA OCENĘ SYTUACJI MAJĄTOWEJ, FINANSOWEJ ORAZ WYNIK FINANSOWY GRUPY

2.2.1. ISTOTNE ZDARZENIA OKRESU SPRAWOZDAWCZEGO

ZMIANY W ZARZĄDZIE I RADZIE NADZORCZEJ SPÓŁKI

W dniu 6 stycznia 2025 roku Pan Ireneusz Fąfara złożył oświadczenie o rezygnacji ze składu Rady Nadzorczej Spółki oraz z funkcji Przewodniczącego Rady Nadzorczej Spółki z upływem dnia 6 stycznia 2025 roku.

W dniu 14 stycznia 2025 roku akcjonariusz większościowy Spółki, ORLEN, złożył oświadczenie o powołaniu na podstawie art. 385 § 2 Kodeksu spółek handlowych oraz § 17 ust. 3 i § 18 ust. 1 Statutu Spółki z dniem 14 stycznia 2025 roku z godziną 14.00 w skład Rady Nadzorczej Spółki, Pani Renaty Agnieszki Rosiak, powierzając jej pełnienie funkcji Przewodniczącej Rady Nadzorczej Spółki.

W dniu 24 stycznia 2025 roku Spółka otrzymała od jej akcjonariusza większościowego, ORLEN, oświadczenie o powołaniu na podstawie art. 385 § 2 Kodeksu spółek handlowych oraz § 17 ust. 3 Statutu Spółki, z początkiem dnia 1 lutego 2025 roku, Pana Pawła Olechnowicza w skład Rady Nadzorczej Spółki na funkcję Członka Rady Nadzorczej Spółki.

W dniu 30 stycznia 2025 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwałę o powołaniu, od dnia 4 lutego 2025 roku, Pani Magdaleny Kamińskiej w skład Zarządu Spółki VII kadencji na stanowisko Wiceprezesa Zarządu.

W dniu 12 czerwca 2025 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwały o powołaniu w skład Zarządu Spółki na nową wspólną VIII kadencję następujących osób:

• Pana Sławomira Staszaka na stanowisko Prezesa Zarządu,
• Panią Magdalenę Kamińską na stanowisko Wiceprezesa Zarządu ds. Finansowych,
• Pana Piotra Szymanka na stanowisko Wiceprezesa Zarządu,
• Pana Michała Gołębiowskiego na stanowisko Wiceprezesa Zarządu.

Powołanie Pana Sławomira Staszaka, Pani Magdaleny Kamińskiej i Pana Piotra Szymanka w skład Zarządu Energa SA VIII kadencji nastąpiło z początkiem dnia następnego po dniu odbycia Walnego Zgromadzenia Spółki zatwierdzającego sprawozdanie finansowe Spółki za rok obrotowy 2024, czyli 14 czerwca 2025 roku. Powołanie Pana Michała Gołębiowskiego w skład Zarządu Spółki VIII kadencji nastąpiło 1 lipca 2025 roku.

UTRZYMANIE RATINGU DLA ENERGA SA PRZEZ AGENCJĘ RATINGOWĄ MOODY'S

W dniu 17 stycznia 2025 roku agencja ratingowa Moody's ("Moody's") utrzymała długoterminową ocenę ratingową w walucie krajowej dla Spółki na poziomie "Baa1" z perspektywą stabilną oraz pozostałe ratingi związane z Emitentem (więcej informacji zostało przedstawionych w punkcie 6.3 Oceny ratingowe).

REJESTRACJA ZMIAN W STATUCIE ENERGA SA

W dniu 21 stycznia 2025 roku Sąd Rejonowy Gdańsk-Północ, VII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego dokonał rejestracji zmian Statutu Spółki, przyjętych uchwałą nr 12 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 30 grudnia 2024 roku.

PODPISANIE UMOWY POŻYCZKI Z BANKIEM GOSPODARSTWA KRAJOWEGO W RAMACH KRAJOWEGO PLANU ODBUDOWY I ZWIĘKSZANIA ODPORNOŚCI

W dniu 19 lutego 2025 roku Energa Operator podpisał z Bankiem Gospodarstwa Krajowego ("BGK") umowę pożyczki ze środków Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności w ramach inwestycji G3.1.4 Wsparcie krajowego systemu energetycznego (Fundusz Wsparcia Energetyki) w ramach komponentu G na rozwój inteligentnych sieci elektroenergetycznych przez EOP w latach 2022-2036, wspierających transformację energetyczną Polski.

Przedmiotem ww. umowy jest zaciągnięcie przez EOP pożyczki do kwoty 7.661.757.198,22 zł w celu refinansowania wydatków kwalifikowanych poniesionych przez EOP na realizację ww. rozwoju inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Kwota pożyczki może zostać zwiększona, jednak wymaga to zawarcia stosownego aneksu do umowy. Pożyczka jest oprocentowana według stałej stopy procentowej wynoszącej 0,5% w skali roku. EOP jest zobowiązana do spłaty pożyczki w okresie 300 miesięcy od daty zawarcia umowy. Pierwsza wypłata zostanie uruchomiona po spełnieniu określonych warunków zawieszających, standardowych dla finansowań bankowych.

Jednocześnie w dniu 19 lutego 2025 roku Emitent zawarł z BGK umowę poręczenia za zobowiązania EOP wynikające z ww. umowy.

REKOMENDACJA ZARZĄDU ORAZ OCENA RADY NADZORCZEJ ENERGA SA WS. PODZIAŁU ZYSKU NETTO SPÓŁKI ZA 2024 ROK

W dniu 30 kwietnia 2025 roku Zarząd Spółki podjął decyzję, że zarekomenduje Walnemu Zgromadzeniu Energa SA ("WZ") przeznaczenie zysku netto Spółki za 2024 rok w wysokości 306.117.805,86 zł na podwyższenie kapitału zapasowego, co będzie wiązało się z brakiem wypłaty dywidendy. W dniu 7 maja 2025 roku Rada Nadzorcza Spółki pozytywnie oceniła ww. wniosek Zarządu Spółki do WZ w sprawie przeznaczenia zysku netto Spółki za 2024 rok na podwyższenie kapitału zapasowego. 13 czerwca 2025 roku WZ podjęło decyzję w przedmiocie podziału zysku netto Spółki za 2024 rok zgodnie z rekomendacją Zarządu Spółki.

POSTANOWIENIE SĄDU APELACYJNEGO W SPRAWIE O UCHYLENIE UCHWAŁY NADZWYCZAJNEGO WALNEGO ZGROMADZENIA ENERGI SA

W dniu 12 maja 2025 roku Sąd Apelacyjny w Gdańsku, V Wydział Cywilny, wydał postanowienie w sprawie, o której Spółka informowała w raportach bieżących nr 80/2020 z dnia 9 grudnia 2020 roku oraz nr 25/2022 z dnia 11 maja 2022 roku. W ww.

postanowieniu sąd uchylił wyrok sądu I instancji oddalający powództwo akcjonariuszy Spółki o 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, oraz umorzył postępowanie. We wskazanym powyżej postanowieniu sąd zasądził od Spółki na rzecz powodów koszty postępowania. Powyższe postanowienie stanowi konsekwencję wydania przez Sąd Okręgowy w Gdańsku wyroku z dnia 30 listopada 2022 r. oraz przez Sąd Apelacyjny w Gdańsku wyroku z dnia 21 marca 2024 r. (oba prawomocne), o których Spółka informowała w raportach bieżących nr 46/2022 z dnia 1 grudnia 2022 roku oraz nr 10/2024 z 21 marca 2024 roku.

2.2.2. ISTOTNE ZDARZENIA PO DNIU BILANSOWYM

REJESTRACJA ZMIAN W STATUCIE ENERGA SA

W dniu 10 lipca 2025 roku Sąd Rejonowy Gdańsk-Północ, VII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego dokonał rejestracji zmian Statutu Spółki, przyjętych uchwałą nr 30 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 13 czerwca 2025 roku.

WSTĘPNE WYNIKI AUKCJI DOGRYWKOWEJ RYNKU MOCY NA ROK DOSTAW 2029 DLA JEDNOSTEK NALEŻĄCYCH DO GRUPY ENERGA

W dniu 18 lipca 2025 roku Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. podały do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji dogrywkowej rynku mocy na rok dostaw 2029 ("aukcja dogrywkowa") - były one zgodne z ostatecznymi wynikami ogłoszonymi przez Prezesa URE w dniu 6 sierpnia 2025 roku - w tym cenę zamknięcia aukcji dogrywkowej, która wyniosła 534,09 PLN/kW/rok.

Spółki Grupy Energa zawarły następujące umowy mocowe:

• 150,300 MW dla jednostek redukcji zapotrzebowania (z umową mocową na 1 rok),
• 1 078,378 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 17 lat).

Łączne przychody Grupy Energa w 2029 roku z tytułu ww. zawartych kontraktów mogą wynieść ok. 656,22 mln zł. W odniesieniu do ww. kontraktów wieloletnich przewidywane przychody w ujęciu rocznym od 2029 roku mogą wynieść ok. 575,95 mln zł dla jednostek nowych (łączne przychody w okresie 17 lat mogą wynieść ok. 9 791,17 mln zł), przy czym cena obowiązku mocowego dla wieloletnich umów mocowych podlegać będzie corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych. Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych Grupy Energa dla roku dostaw 2029 wynikająca z ww. zawartych kontraktów oraz kontraktów wieloletnich zawartych na poprzednich aukcjach mocy wynosi 3 162,566 MW.

ZMIANY W RADZIE NADZORCZEJ SPÓŁKI

W dniu 7 sierpnia 2025 roku akcjonariusz większościowy Spółki, ORLEN S.A., na podstawie art. 385 § 2 Kodeksu spółek handlowych, § 17 ust. 3 oraz § 18 ust. 1 Statutu Spółki, złożył następujące oświadczenia:

1) o powołaniu z początkiem dnia 8 sierpnia 2025 roku do Rady Nadzorczej Energa SA wspólnej kadencji Pana Ireneusza Jana Fąfarę na funkcję Przewodniczącego Rady Nadzorczej Spółki. Pan Ireneusz Jan Fąfara będzie pełnił funkcję w Radzie Nadzorczej Spółki bez wynagrodzenia,

2) o dokonaniu zmiany funkcji pełnionej przez Panią Renatę Agnieszkę Rosiak w Radzie Nadzorczej Energa SA, odwołując ją z upływem dnia 7 sierpnia br. z pełnienia funkcji Przewodniczącej Rady Nadzorczej Spółki. Pani Renata Agnieszka Rosiak z początkiem dnia 8 sierpnia 2025 roku będzie pełnić funkcję Członka Rady Nadzorczej Spółki wspólnej kadencji.

W dniu 7 sierpnia br. Pani Agata Justyna Piotrowska złożyła oświadczenie o rezygnacji ze składu Rady Nadzorczej Spółki oraz z funkcji Członka i Sekretarza Rady Nadzorczej Spółki z upływem dnia 7 sierpnia 2025 roku.

W dniu 11 sierpnia br. akcjonariusz większościowy Spółki, ORLEN S.A., złożył oświadczenie o powołaniu na podstawie art. 385 § 2 Kodeksu spółek handlowych oraz § 17 ust. 3 Statutu Spółki, z początkiem dnia 12 sierpnia 2025 roku, Pana Krzysztofa Berlińskiego w skład Rady Nadzorczej Spółki na funkcję Członka Rady Nadzorczej Spółki wspólnej kadencji Członków Rady Nadzorczej Energa SA.

2.2.3. INNE INFORMACJE MOGĄCE MIEĆ ISTOTNY WPŁYW NA OCENĘ SYTUACJI MAJĄTOWEJ, 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. Grupa nie identyfikuje natomiast bezpośredniego negatywnego wpływu wojny w Ukrainie oraz sytuacji w strefie Gazy na wyniki finansowe osiągnięte w 1 półroczu 2025 roku. Spółki Grupy nie posiadają kontaktów biznesowych z podmiotami gospodarczymi zarejestrowanymi na terytorium Ukrainy, Rosji, Białorusi czy Izraela.

2.3. DZIAŁALNOŚĆ BADAWCZO-ROZWOJOWA I INNOWACYJNA

W I półroczu 2025 roku spółki z Grupy Energa w obszarze Badań, Rozwoju i Innowacji (B+R+I) realizowały 16 projektów badawczo-rozwojowych i innowacyjnych, przy czym 3 z nich zostały zakończone w tym okresie.

W I półroczu 2025 roku w ramach Grupy Energa powołane zostały trzy nowe projekty innowacyjne, dwa przez EOP pn. "VR Training dla Energa Operator SA - pilotażowe wdrożenie dla obszaru edukacji i koncepcja kompleksowego systemu szkoleń" oraz "Mapa drogowa wdrożenia Digital Twin w Energa Operator SA w perspektywie do 2030 roku.", jeden przez Enspirion Sp. z o.o. pn. "Magazyn energii u odbiorcy". Opisy wybranych projektów B+R+I wg stanu na dzień 30 czerwca 2025 roku przedstawione zostały w punkcie 2.3.1 poniżej.

2.3.1. WYBRANE PROJEKTY REALIZOWANE W I PÓŁROCZU 2025 ROKU PRZEZ SPÓŁKI Z GRUPY ENERGA W OBSZARZE BADAŃ, ROZWOJU I INNOWACJI

SERENE

Energa Operator realizuje projekt badawczy "SERENE", którego celem jest opracowanie mechanizmów i modeli biznesowych dla nowych usług sieciowych, zwiększających elastyczność sieci dystrybucyjnej średniego i niskiego napięcia, zastosowanie rozwiązań technicznych pozwalających na aktywne zarządzanie siecią niskiego napięcia z wykorzystaniem liczników AMI. Projekt realizowany jest w europejskim konsorcjum i dofinansowany jest w ramach programu Horizon 2020. Projekt rozpoczął się w sierpniu 2019 roku, a jego zakończenie planowane jest na koniec grudnia 2025 roku. W I półroczu 2025 roku w ramach projektu rozpoczęto przygotowania do zmodernizowania stacji elektroenergetycznej T-5393 PRZYWIDZ OSADA, a także opracowano scenariusz na warsztaty z mieszkańcami gminy Przywidz.

PREDYKCJA AWARII TURBIN WIATROWYCH

Energa Wytwarzanie S.A. realizuje projekt badawczy "Predykcja awarii turbin wiatrowych", którego celem jest opracowanie metody i narzędzia do wykrywania, oceny, monitorowania i prognozowania propagacji uszkodzeń elementów lądowych i morskich turbin wiatrowych wraz z modułem wspierania decyzji w zakresie planowania przeglądów i prac konserwacyjnych w celu minimalizacji czasu postoju turbiny wiatrowej, tym samym zmniejszając koszty eksploatacyjne i koszty napraw. Projekt rozpoczął się w kwietniu 2023 roku, a jego zakończenie planowane jest na koniec grudnia 2026 roku. W I półroczu 2025 roku projekt przeszedł do drugiego etapu, gdzie zmienił się harmonogram projektu (dotychczasowy obejmował opomiarowanie do pięciu turbin wiatrowych, obecnie obejmuje dziewięć turbin wiatrowych).

ZARZĄDZALNE GNIAZDA SŁUPOWE DO ŁADOWANIA POJAZDÓW ELEKTRYCZNYCH

Energa Oświetlenie Sp. z o.o. realizuje projekt "Zarządzalne gniazda słupowe do ładowania pojazdów elektrycznych", którego celem jest stworzenie nowego produktu – zdalnie zarządzalnego gniazda 230V montowanego w słupie oświetleniowym mającego zapewnić szeroki dostęp do możliwości ładowania pojazdów elektrycznych za pomocą przenośnych (będących na wyposażeniu samochodów) ładowarek o niskiej mocy. Projekt rozpoczął się w grudniu 2024 roku, a jego zakończenie planowane jest na koniec stycznia 2026 roku. W I półroczu 2025 roku zaktualizowany został harmonogram projektu oraz zainicjowano przygotowania do rozpoczęcia prac produkcyjnych.

SUSTENANCE

W pierwszym półroczu 2025 roku Energa Operator realizował projekt badawczy "SUSTENANCE" w zakresie przetestowania w budowanych obszarach demonstracyjnych rozwiązań dla lokalnych społeczności energetycznych działających w różnych

warunkach społeczno-ekonomicznych. Projekt realizowany był w europejskim konsorcjum przez 13 europejskich podmiotów związanych z branżą energetyczną i dofinansowany jest w ramach programu Horizon 2020. Projekt rozpoczął się w lipcu 2021 roku, a zakończył się w lutym 2025 roku. Realizacja projektu przyczyniła się do znaczącej poprawy efektywności energetycznej, operacyjnej i finansowej systemu lokalnej dystrybucji energii. Spełniono wszystkie założone wskaźniki KPI, a nakłady inwestycyjne są uzasadnione zarówno z perspektywy technicznej, jak i długofalowej opłacalności biznesowej.

PORTAL PROJEKTANTA I WYKONAWCY - POC

Energa Operator w pierwszym półroczu 2025 roku realizował projekt "Portal projektanta i wykonawcy - PoC", którego celem była weryfikacja możliwości poprawy efektywności zarządzania cyklem życia danych o sieci elektroenergetycznej poprzez digitalizację procesu wymiany danych z projektantami i wykonawcami robót inwestycyjnych. Projekt rozpoczął się w styczniu 2024 roku, a zakończył w maju 2025 roku. Realizacja projektu pozwoliła zweryfikować wymagania jakie należy stawiać tego typu rozwiązaniom oraz ocenić możliwości realizacji Portalu Projektanta i Wykonawcy z użyciem gotowych produktów oferowanych przez firmę ESRI. Dodatkową korzyścią było uzyskanie opinii projektantów odnośnie potrzeby stworzenia takiego rozwiązania jak i oceny funkcjonalności portalu stworzonego w ramach projektu.

2.4. NAKŁADY INWESTYCYJNE I REALIZACJA KLUCZOWYCH PROJEKTÓW

W ciągu pierwszych 6 miesięcy 2025 roku nakłady inwestycyjne w Grupie Energa wyniosły 1 944 mln zł i były o 28 mln zł, tj. 1% wyższe niż w analogicznym okresie roku poprzedniego. Inwestycje Linii Biznesowej Dystrybucja stanowiły 65% wszystkich nakładów poniesionych przez Grupę i wyniosły 1 267 mln zł.

Inwestycje w Linii Biznesowej Dystrybucja obejmowały rozbudowę sieci w celu przyłączania nowych odbiorców i wytwórców, a także modernizacje, których zadaniem jest poprawa niezawodności dostaw energii elektrycznej. Poniesiono także nakłady na innowacyjne technologie i rozwiązania sieciowe, takie jak m.in. projekt przebudowy sieci do standardów Smart Grid.

W Linii Biznesowej Nowa Energetyka nakłady na inwestycje wyniosły 316 mln zł, a istotny udział stanowiły zadania związane z budową nowych farm wiatrowych oraz fotowoltaicznych przez spółki celowe (m.in. Helios Polska Energia, Wena Projekt 2, Solar Serby, FW Szybowice). W zakresie pozycji Pozostałe inwestycje i korekty tej Linii Biznesowej, nakłady dotyczyły głównie prac poniesionych przez spółkę Energa Green Development związanych również z budową źródeł OZE.

W Linii Biznesowej Energetyka Zawodowa nakłady na inwestycje wyniosły 174 mln zł, a istotny udział stanowiły zadania związane z budową dwóch elektrowni gazowych w Grudziądzu i Ostrołęce (nakłady na poziomie 134 mln zł). Dodatkowo, w elektrowni w węglowej w Ostrołęce (spółka Energa Elektrownie Ostrołęka) trwały prace związane z remontem kapitalnym bloku nr 3 (nakłady na poziomie 27 mln zł) oraz jego dostosowaniem do współspalania biomasy (nakłady na ten cel na poziomie 8 mln zł).

W Linii Biznesowej Ciepłownictwo nakłady na inwestycje wyniosły 107 mln zł, a istotny udział stanowiły zadania związane z budową silników gazowych w Kaliszu i Elblągu (na poziomie 64 mln zł w Elblągu i 34 mln zł w Kaliszu) realizowane przez spółkę Energa Kogeneracja.

W Linii Biznesowej Detal nakłady na inwestycje wyniosły 18 mln zł, z czego największy udział miały nakłady na IT.

Stan realizacji programu inwestycyjnego za 6 miesięcy 2025 roku

Opis projektu	Nakłady inwestycyjne za 6 miesięcy 2025 roku (mln zł)
Linia Biznesowa Dystrybucja	1 267
Przyłączenie odbiorców i źródeł ee oraz związana z tym budowa nowych sieci	454
Modernizacja i odtworzenie istniejącego majątku związana z poprawą jakości usług i/lub wzrostem zapotrzebowania na moc	571
Pozostałe nakłady inwestycyjne, kolizje i korekty	242
Linia Biznesowa Nowa Energetyka	316
Spółka Helios Polska Energia	70
Spółka Wena Projkct 2	67
Spółka Solar Serby	56

Spółka FW Szybowice	39
Spółka Energa Wytwarzanie	20
Pozostałe inwestycje i korekty	64
Linia Biznesowa Energetyka Zawodowa	174
Spółka Energa Elektrownie Ostrołęka	40
Spółka CCGT Grudziądz (budowa)	70
Spółka CCGT Ostrołęka (budowa)	64
Linia Biznesowa Ciepłownictwo	107
Spółka Energa Kogeneracja	104
Pozostałe inwestycje i korekty	3
Linia Biznesowa Detal	18
Spółka Energa Obrót	13
Pozostałe inwestycje i korekty	5
Pozostałe spółki i korekty	62
Energa Oświetlenie	17
Energa Informatyka i Technologie	27
Pozostałe inwestycje i korekty	18
Razem	1 944

PROGRAM INWESTYCYJNY W OBSZARZE AKTYWÓW CIEPŁOWNICZYCH

W lokalizacji Elbląg w realizacji jest zadanie inwestycyjne spółki Energa Kogeneracja sp. z o.o. dot. budowy układu kogeneracyjnego: silników gazowych 3xSG10. We wrześniu 2024 roku weszła w życie umowa z generalnym wykonawcą. W pierwszym półroczu 2025 roku wykonawca zakończył prace mające na celu uwolnienie terenu pod planowaną inwestycję oraz sporządził niezbędną dokumentacje techniczną. Ponadto zrealizowano fundamenty pod agregaty kogeneracyjne, sprężarki gazu oraz prace związane z fundamentowaniem budynku silników, budynku techniczno-elektrycznego, stacji sprężania gazu i punktu rozładunku mocznika i oleju. Rozpoczęte zostały także prace związane z montażem elementów prefabrykowanych konstrukcji budynku silników i budynku techniczno-elektrycznego oraz z modernizacją pól rozdzielni R110 kV w zakresie układu wyprowadzenia mocy z układu kogeneracyjnego. Prowadzony był także montaż silników spalinowych w fabryce producenta w Norwegii.

W lokalizacji Kalisz finalizowany jest kontrakt na budowę kotłowni rezerwowo-szczytowej o mocy cieplnej 50 MWt oraz stacji uzdatniania wody. W pierwszym półroczu 2025 roku zakończono prace montażowe, zrealizowano przegląd serwisowy kotłów, przeprowadzono proces przygotowania kotłowni do eksploatacji. W dniu 4 kwietnia 2025 roku przekazano nową kotłownię do eksploatacji. Realizowane są również prace dot. budowy układu kogeneracyjnego opartego o silniki gazowe 2xSG10. W pierwszym półroczu 2025 roku zakończono m.in. rozruch na zimno, połączenie instalacji gazowej silników kogeneracyjnych z instalacją gazową KRS oraz wykonanie kompletnej instalacji wyprowadzenia spalin wraz z dostawą i montażem wymienników spaliny-woda, układu odazotowania spalin (SCR), tłumików wraz z kominami. Przeprowadzono ruch regulacyjny agregatów kogeneracyjnych oraz przygotowano układ do ruchu próbnego.

W trakcie sześciu miesięcy 2025 roku realizowane były także inwestycje rozwojowe i modernizacyjne w obszarze sieci ciepłowniczych.

PROJEKT BUDOWY ELEKTROWNI CCGT OSTROŁĘKA

Projekt CCGT Ostrołęka realizowany jest w oparciu o umowę z dnia 25 czerwca 2021 roku, zawartą z konsorcjum General Electric Global Services, GmbH i GE Power Sp. z o.o., której przedmiotem jest budowa elektrowni gazowo–parowej (CCGT) o mocy 745 MWe netto. Elektrownia budowana jest w Ostrołęce na terenie pierwotnie wykorzystanym w projekcie budowy

bloku węglowego. 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. W dniu 29 czerwca 2023 roku została zawarta umowa kredytowa na finansowanie budowy z konsorcjum polskich i zagranicznych instytucji finansowych, a 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. Trwa etap budowy. W I półroczu 2025 roku dokonano odbiorów kolejnego zakresu 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. Dnia 18 maja 2022 roku CCGT Grudziądz sp. z o.o. podpisała umowę z generalnym wykonawcą inwestycji - konsorcjum spółek z grupy Siemens oraz spółką Metlen (dawniej Mytilineos). W dniu 24 czerwca 2022 roku spółka przekazała teren budowy generalnemu wykonawcy tej inwestycji. Trwa budowa bloku. W I półroczu 2025 roku dokonano odbiorów kolejnych odcinków prac generalnego wykonawcy.

PROJEKT CCGT GRUDZIĄDZ B02

Projekt polega na zakończeniu etapu przygotowania oraz budowie drugiego bloku gazowo-parowego o mocy do 625 MWe zlokalizowanego w Grudziądzu, w sąsiedztwie budowanego bloku nr 1. Projekt znajduje się w fazie planowania. W pierwszym półroczu 2025 roku prowadzone były m.in. działania przygotowawcze pod kątem uzyskania statusu gotowości do przystąpienia do aukcji dogrywkowej Rynku Mocy na okres dostaw od 2029 roku. W lipcu 2025 roku w wyniku aukcji dogrywkowej rynku mocy na 2029 rok CCGT Grudziądz Sp. z o.o. zawarła umowę mocową (525,224 MW) na okres 17 lat. Przeprowadzono także postępowanie zakupowe w trybie wskazanego dostawcy. Uzyskano ponadto warunki przyłączenia do sieci elektroenergetycznej oraz warunki przyłączenia do sieci gazowej, decyzję PnB dla drugiego bloku elektrowni, a także promesę koncesji URE na wytwarzanie energii elektrycznej.

PROJEKT CCGT GDAŃSK

W pierwszym półroczu 2025 roku prowadzone były m.in. działania przygotowawcze pod kątem uzyskania statusu gotowości do przystąpienia do aukcji dogrywkowej Rynku Mocy na okres dostaw od 2029 roku. W lipcu 2025 roku w wyniku aukcji dogrywkowej rynku mocy na 2029 rok CCGT Gdańsk Sp. z o.o. zawarła umowę mocową (525,224 MW) na okres 17 lat. Prowadzono także postępowanie zakupowe na wybór generalnego wykonawcy. Uzyskano ponadto warunki przyłączenia do sieci elektroenergetycznej dla zwiększonej mocy oraz warunki przyłączenia do sieci gazowej, PnB zamienne dla budowy bloku do 600 MWe, a także promesę koncesji URE na wytwarzanie energii elektrycznej.

PROJEKT PV MITRA

Celem projektu było przygotowanie, budowa i oddanie do eksploatacji instalacji fotowoltaicznej składającej się z zespołu elektrowni fotowoltaicznych o łącznej mocy zainstalowanej ok. 65 MW. Wszystkie prace projektowe zostały zakończone. Farma uzyskała pozwolenia na użytkowanie w grudniu 2024 roku, a 10 stycznia 2025 roku uzyskano pozwolenie na podanie napięcia. W dniu 16 grudnia 2024 roku podpisano z wykonawcą aneks do umowy, który określał termin zakończenia projektu na 12 tygodni od podania napięcia, które nastąpiło 31 stycznia br. Uzyskano tymczasowe pozwolenie ION i rozpoczęto produkcję.

PROJEKT FW SZYBOWICE

W maju 2025 roku zakończono konstrukcyjny montaż (17) turbin wiatrowych w Szybowicach, o łącznej mocy zainstalowanej 37,4 MW. Uzyskano pozwolenie na podanie napięcia dla FW Szybowice, rozpoczęto podawanie napięcia na poszczególne turbiny wiatrowe. Pozwolenie na użytkowanie planowane jest w IV kwartale 2025 roku.

PROJEKTY FUZJI I PRZEJĘĆ OZE

• 16 kwietnia 2025 roku, Energa Wytwarzanie zawarła umowę przyrzeczoną na zakup od Grupy Greenvolt, Projektu Sompolno, obejmującego turbiny wiatrowe o mocy 27 MW i instalację fotowoltaiczną o mocy 10 MW (woj. wielkopolskie).
• 16 maja 2025 roku Energa Green Development zawarła umowę przyrzeczoną na zakup od Grupy Neo, Projektu Serby, obejmującego instalację fotowoltaiczną o mocy 112 MW (woj. dolnośląskie). W dniu podpisania umowy

nabycia spółki, wydano też pozwolenie na rozpoczęcie prac. Zakończenie budowy farmy zaplanowane jest na czerwiec 2026 roku.

2.5. NAGRODY I WYRÓŻNIENIA

Nazwa/tytuł wyróżnienia/nagrody	Opis - czego dotyczyła przyznana nagroda	Kiedy otrzymano nagrodę/wyróżnienie (miesiąc)	Spółka
Sponsor Roku 2024	Nagroda przyznana podczas uroczystej Gali Plebiscytu na Sportowca Torunia 2024 roku za zaangażowanie Grupy Energa w sponsoring toruńskiego sportu	Luty 2025	Energa SA
Liderzy Świata Energii - Lider Transformacji Energetycznej	Nagroda przyznana podczas konferencji EuroPOWER & OZE POWER 2025 za osiągnięcia Grupy Energa w zakresie transformacji energetycznej	Kwiecień 2025	Energa SA
Złoty Krzyż 80. Rocznicy Akcji "Burza"	Za aktywne wspieranie przez Fundację Energa żołnierzy AK i ich rodzin	Maj 2025	Energa SA
Nagroda Kongresu KOMPAS ESG – II miejsce w kategorii GAME CHANGER	Za edukację najmłodszych w zakresie energii, ekologii i zrównoważonego rozwoju cechującą się realnym i długofalowym wpływem społecznym	Maj 2025	Energa SA
Branżowy Lider Odpowiedzialnego Biznesu 2025	Wyróżnienie czterech realizowanych przez Grupę Energa projektów: Aktywnych Charytatywnych, Domów Dobrej Energii, Planety Energii oraz Świeć się z Energią	Czerwiec 2025	Energa SA
Złoty Listek POLITYKI	Za konsekwentne realizowanie strategii zrównoważonego rozwoju, uwzględniającej potrzeby środowiska naturalnego, społeczeństwa oraz ładu korporacyjnego	Czerwiec 2025	Energa SA

3. OTOCZENIE REGULACYJNO-BIZNESOWE

3.1. RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE

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

KRAJOWA PRODUKCJA I ZUŻYCIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Produkcja energii elektrycznej w Polsce według danych publikowanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) w I półroczu 2025 roku wyniosła 84,42 TWh i była wyższa o około 1,21 TWh tj. 1,5% w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego (83,21 TWh). Wyższa produkcja była widoczna głównie w źródłach OZE (instalacje PV) oraz elektrowniach pracujących na paliwo gazowe.

Rysunek 1: Produkcja energii elektrycznej w Polsce w 1 półroczu 2025 roku (TWh)

Krajowe zużycie energii elektrycznej w Polsce w I półroczu 2025 roku wyniosło 83,31 TWh i było niższe o 2,02 TWh tj. 2,4% w stosunku do tego samego okresu roku poprzedniego (85,33 TWh).

Rysunek 2: Zużycie energii elektrycznej w Polsce w 1 półroczu 2025 roku (TWh)

CENY ENERGII W WYBRANYCH KRAJACH SĄSIADUJĄCYCH Z POLSKĄ

Średni poziom cen na rynku SPOT w Polsce w I półroczu 2025 roku był wyższy, podobnie jak w samym II kwartale 2025 roku, niż w krajach sąsiadujących. Spadek zapotrzebowania na moc wraz z wyższymi temperaturami jak na okres I kwartału a niższymi w II kwartale, jak również wcześniejsze zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego Europy (zaspokojenie popytu na gaz oraz węgiel), wsparte spadkiem poziomu ubytków systemowych oraz spadkiem cen uprawnień do emisji oraz gazu, doprowadziły w I półroczu 2025 roku do spadku cen na rynku polskim jak również na rynkach ościennych (tendencja nieznacznie spadkowa cen w całym I półroczu, jednak wzrost r/r). Największe odchylenia cen odnotowano względem rynku skandynawskiego (+180,7%, tj. +275,03 zł/MWh), a zdecydowanie niższe w porównaniu do cen na rynku niemieckim (+10,5%, tj. 40,72 zł/MWh).

Rysunek 3: Ceny energii na rynku SPOT w Polsce i wybranych krajach sąsiadujących w 1 półroczu 2025 roku (cena (PLN/MWh))

Źródło: Bloomberg, TGE

RYNEK DNIA NASTĘPNEGO (RDN) ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE

Średni poziom indeksu TGeBase w I półroczu 2025 roku wyniósł 427,24 zł/MWh i był o 52,81 zł/MWh wyższy niż w analogicznym okresie roku ubiegłego (374,43 zł/MWh). Natomiast porównując II kwartał 2025 roku z II kwartałem roku ubiegłego można zaobserwować spadek ceny o 20,84 zł/MWh. Ceny energii rosły lub utrzymywały się na wyższych poziomach do pierwszej połowy lutego br., po czym spadły ze względu na niższe notowania surowców energetycznych oraz uprawnień do emisji. Coraz większe znaczenie dla kształtowania cen mają sytuacje związane z nadpodażą energii występującą w systemie, w stosunku do zapotrzebowania spowodowane rosnącym udziałem energii z OZE. W samym czerwcu br. zanotowano 33 godziny z ujemnymi cenami, natomiast w I półroczu 2025 roku odnotowano więcej godzin z ujemnymi cenami niż w całym 2024 roku.

Rysunek 4: Indeks TGeBase w 1 półroczu 2025 roku (PLN/MWh)

RYNEK TERMINOWY ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE

W I półroczu 2025 roku rynek terminowy energii elektrycznej znajdował się w nieznacznym trendzie spadkowym, patrząc od końca stycznia, kończąc II kwartał poniżej poziomu 425,00 zł/MWh (BASE 2026). Głównymi determinantami spadku cen energii w I półroczu br. na rynku terminowym były:

• zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego Europy,
• spadek cen na rynku SPOT,
• sprzyjające czynniki pogodowe powodujące wzrost produkcji energii z OZE,
• spadek notowań surowców energetycznych,
• spadek cen uprawnień do emisji.

Rysunek 5: Cena kontraktu terminowego pasmo z dostawą na 2026 rok w 1 półroczu 2025 roku

Źródło: TGE

RYNEK UPRAWNIEŃ DO EMISJI

W dniu 28 maja 2025 roku Komisja Europejska (KE) poinformowała, że na koniec 2024 roku w obiegu było około 1 148 mln uprawnień do emisji (wzrost liczby uprawień jedynie o około 36 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 2025 roku do dnia 31 sierpnia 2026 roku – w rezerwie stabilności rynkowej zostanie umieszczona łączna liczba około 275,5 mln uprawnień. Europejska Agencja Środowiska (EEA) opublikowała raport śledzący postępy w ramach 8. Programu działań na rzecz środowiska w UE (8. EAP). Według ww. raportu, UE jest obecnie na dobrej drodze do osiągnięcia 49% redukcji netto emisji gazów cieplarnianych do 2030 roku w porównaniu z 1990 rokiem. Jest to jednak poziom poniżej zakładanego celu na ww. rok, czyli 55% redukcji emisji netto. W dniu 26 lutego 2025 roku odbyła się prezentacja pakietu Clean Industrial Deal (CID). Pakiet zaprezentowany przez KE ma na celu poprawę konkurencyjności europejskiego przemysłu przy jednoczesnym zachowaniu ambitnych celów klimatycznych. Europa ma "utrzymać kurs" w zakresie działań na rzecz klimatu, a wniosek ustawodawczy w celu obniżenia emisji netto do 2040 roku o 90% poniżej poziomu z 1990 roku ma zostać przedstawiony przed końcem lata br. W dniu 6 maja 2025 roku giełda Intercontinental Exchange (ICE) uruchomiła kontrakty terminowe EUA 2. Ten nowy rynek obejmuje emisje dwutlenku węgla z transportu drogowego, budynków i małych gałęzi przemysłu, czyli sektorów, które wcześniej nie były objęte EU ETS. Aukcje spot nie rozpoczną się przed 2027 rokiem. W dniu 19 maja 2025 roku UE i Wielka Brytania zawarły szerokie porozumienie w sprawie zresetowania swoich stosunków po Brexicie. Dokument zawiera zarys umowy o połączeniu systemów handlu uprawnieniami do emisji UE i Wielkiej Brytanii. Zgodnie z umową, początkowe porozumienie w sprawie przyszłego połączenia rynku emisji dwutlenku węgla stwarza warunki dla UE i Wielkiej Brytanii do

udzielania wzajemnych zwolnień z ich odpowiednich mechanizmów dostosowania granicznego emisji dwutlenku węgla (CBAM). W drugim kwartale nastąpiło odbicie notowań, jednak opór na poziomie 75 EUR/t okazał się skuteczny. W konsekwencji na koniec I półrocza 2025 roku kurs wyniósł 68,97 EUR/t, spadając od końca 2024 roku o 4,2%, natomiast porównując z końcem I półrocza 2024 roku kurs wzrósł o 2,2%.

Rysunek 6: Ceny uprawnień EUA w 1 półroczu 2025 roku (euro/tona)

RYNEK PRAW MAJĄTKOWYCH

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

						Tabela 1: Średnie poziomy cen zielonych praw majątkowych notowanych na Towarowej Giełdzie Energii
--	--	--	--	--	--	---------------------------------------------------------------------------------------------------	--	--

Indeks (rodzaj świadectwa)	Wartość Indeksu		Procent obowiązku (%)	Opłata zastępcza (zł)
	I półrocze 2024 roku (zł/MWh)	I półrocze 2025 roku (zł/MWh)
OZEX_A (zielone)	47,37	28,37	9,0*	300,03*

* wartość opłaty zastępczej i obowiązku umorzenia na 2025 rok

Z perspektywy posiadanej struktury wytwórczej Grupy Energa (tj. duży udział produkcji z OZE częściowo jeszcze będącej w tym systemie wsparcia) istotne są notowania zielonych praw majątkowych. Ceny PM OZE w transakcjach sesyjnych utrzymywały, do połowy marca, trend spadkowy. Od drugiej dekady marca nastąpiło znaczące odbicie notowań, z poziomu 20,08 zł/MWh, jednak nie przebijając oporu zlokalizowanego w okolicach 35,00 zł/MWh. Notowania PM OZE zakończyły I półrocze 2025 roku na poziomie 29,04 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, profil dzienny na rynku SPOT jak i bilansującym charakteryzuje się wyższymi wybiciami cen w godzinach wieczornych. Nadal jednak można było zaobserwować niski poziom cen w godzinach o największej generacji PV. W przeważającym okresie I półrocza 2025 roku ceny na rynku bilansującym były zbliżone do cen na rynku dnia następnego. Odstępstwem od tego była np. sytuacja z dnia 24 czerwca br., kiedy to średnia cena dobowa na rynku bilansującym wyniosła 570,46 zł/MWh i była wyższa od ceny na rynku dnia następnego o 320,02 zł/MWh. Średni poziom cen w badanym okresie na rynku bilansującym wyniósł 425,04 zł/MWh, wobec 365,63 zł/MWh w analogicznym okresie roku ubiegłego.

Rysunek 7: Zestawienie cen na rynku bilansującym i rynku SPOT (giełda) w 1 półroczu 2025 roku (PLN/MWh)

Źródło: TGE, PSE

3.2. OTOCZENIE REGULACYJNE

PROCESY LEGISLACYJNE ZAKOŃCZONE W II KWARTALE 2025 ROKU

Tabela 2: Zestawienie aktów prawnych mających istotny wpływ na Grupę

Akt prawny	Opis regulacji i ich cel
Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 29 kwietnia 2025 r. w sprawie parametrów aukcji dogrywkowej dla roku dostaw 2029 ID aktu prawnego: Dz. U. 2025 poz. 571	Rozporządzenie weszło w życie 30 kwietnia 2025 roku Główne elementy: ✓ Rozporządzenie wynika z delegacji ustawowej zawartej w ustawie z dnia 21 lutego 2025 roku o zmianie ustawy o rynku mocy oraz niektórych innych ustaw (dot. aukcji dogrywkowych). ✓ Kluczowe założenia: ➢ Zapotrzebowanie na moc w aukcji dogrywkowej dla okresu dostaw przypadającego na rok 2029 wynosi 5 236 MW. ➢ Cena wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej (CeWe) - 488 zł/kW ➢ Współczynnik zwiększający cenę - 1,1 ➢ Parametr wyznaczający wielkość mocy poniżej zapotrzebowania na moc w aukcji dogrywkowej (X) – 10% ➢ Parametr wyznaczający wielkość mocy ponad zapotrzebowanie na moc w aukcji dogrywkowej (Y) – 10% ➢ Cena maksymalna określona dla cenobiorcy (CeCe) – 182 zł/kW ➢ Maksymalna liczba rund – 12 ✓ Korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla poszczególnych grup technologii dla aukcji dogrywkowej dla okresu dostaw przypadającego na rok 2029 określa się na poziomie: ➢ 92,69 % – dla turbin parowych, układów turbin parowych, turbin powietrznych, ogniw paliwowych oraz organicznego cyklu Rankine'a. ➢ 93,79 % – dla układów gazowo-parowych. ➢ 93,10 % – dla turbin gazowych pracujących w cyklu prostym oraz silników tłokowych. ➢ 13,79 % – dla elektrowni wiatrowych na lądzie. ➢ 21,58 % – dla morskich farm wiatrowych. ➢ 38,40 % – dla elektrowni wodnych przepływowych. ➢ 96,09 % – dla elektrowni wodnych zbiornikowo-przepływowych, zbiornikowych z członem pompowym oraz zbiornikowo-przepływowych z członem pompowym. ➢ 2,80 % – dla elektrowni słonecznych. ➢ 12,33 % – dla magazynów energii elektrycznej w postaci akumulatorów, kinetycznych zasobników energii i superkondensatorów. ➢ 94,51 % – dla bloków jądrowych. ➢ 100,00 % – dla jednostek redukcji zapotrzebowania. ➢ 70,07 % – dla pozostałych rodzajów technologii
Ustawa z dnia 23 kwietnia 2025 r. o zmianie ustawy o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 roku oraz w 2024 roku w związku z	Ustawa weszła w życie 30 kwietnia 2025 roku Główne elementy: ✓ Ustawa dotyczy: Przesunięcia terminu wejścia w życie zmienionych taryf dla energii elektrycznej z 1 lipca ➢ 2025 roku na 1 października 2025 roku. ➢ Zmiany terminu na złożenie wniosków taryfowych przez przedsiębiorstwa energetyczne z 30 kwietnia 2025 roku na 31 lipca 2025 roku.

Akt prawny	Opis regulacji i ich cel
sytuacją na rynku energii	➢ Określenia nowej daty aktualizacji publikacji średnich cen energii elektrycznej wynikających
elektrycznej	z taryf sprzedawców energii elektrycznej pełniących funkcję sprzedawców z urzędu, w
	wyniku zatwierdzenia w IV kwartale 2025 roku nowych taryf dla odbiorców w
ID aktu prawnego: Dz. U. 2025	gospodarstwach domowych.
poz. 565	✓ Uzasadnienie:
	➢ Celem ustawy jest wprowadzenie zmian do 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 koncentrujących się na ochronie gospodarstw domowych przed nadmiernym wzrostem rachunków za energię
	elektryczną.
	➢ Aktualne warunki kształtowania się cen na rynkach hurtowych energii elektrycznej (400–500
	zł/MWh) wskazują na przestrzeń do obniżenia cen w taryfach dla energii elektrycznej
	sprzedawców pełniących funkcję sprzedawców z urzędu dla gospodarstw domowych.
	Przesunięcie terminu wejścia w życie zmienionych taryf dla energii elektrycznej pozwoli na
	pełniejsze odzwierciedlenie warunków rynkowych w tych taryfach, co przełoży się bezpośrednio na korzyść odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwach domowych w IV
	kwartale 2025 roku.
	Główne elementy:
	✓ Dotyczy uproszczeń w raportowaniu.
	✓ Proponowane zmiany w Dyrektywie CSRD:
	➢ Dwuletnie odroczenie wymogów dotyczących sprawozdawczości w zakresie
	zrównoważonego rozwoju dla spółek z CSRD objętych drugą i trzecią falą w zależności od ich wielkości.
	➢ Wymagania dotyczące sprawozdawczości będą obejmować duże przedsiębiorstwa
	zatrudniające średnio ponad 1000 pracowników i spełniające określone progi finansowe.
	➢ Rewizja pierwszego zestawu ESRS.
	✓ Proponowane zmiany w Dyrektywie CSDDD:
	➢ Odroczenie obowiązku stosowania dyrektywy dla pierwszej grupy spółek objętych zakresem do 26 lipca 2028 roku.
Omnibus Simplification Package	➢ Ograniczenie monitorowania łańcucha wartości do dostawców bezpośrednich.
	➢ Częstotliwość ocen zgodności dostawców – zmniejszona z corocznej na raz na 5 lat.
ID aktu prawnego: Omnibus I	➢ Usunięcie obowiązku zakończenia stosunków biznesowych w przypadku negatywnych
	skutków.
	3 kwietnia 2025 roku Parlament Europejski zagłosował "za" przyjęciem propozycji Komisji Europejskiej ws. Omnibus
	I w części dotyczącej odroczenia obowiązków z dyrektywy CSRD 2022/2464 (sprawozdawczość zrównoważonego rozwoju) i dyrektywy CSDDD 2024/1760 (sprawozdawczość należytej staranności), tzw. "stop the clock". Propozycja
	ta obejmuje:
	✓ Odroczenie o 2 lata raportowania na podstawie CSRD dla spółek z tzw. 2 i 3 fali.
	✓ Wprowadzenie rocznego odroczenia transpozycji i wdrożenia obowiązków z CSDDD dla największych
	spółek z zakresu zastosowania (także ORLEN).
	Obecnie w procesie legislacyjnym, Rada musi jedynie formalnie zatwierdzić głosowanie PE (bez konieczności prowadzenia trilogów). Następnie, tekst zostanie opublikowany w Dzienniku Urzędowym UE i wejdzie w życie.
	Państwa członkowskie będą musiały odpowiednio dostosować przepisy krajowe.
	Obwieszczenie opublikowano 30 maja 2025 roku
	Główne elementy:
	✓ Kluczowe założenia:
	➢ Zapotrzebowanie na moc w aukcji uzupełniającej dla okresu dostaw przypadającego na rok 2026 wynosi 7 016,973 MW.
	➢ Cena wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej (CeWe) - 487 zł/kW.
	➢ Współczynnik zwiększający cenę - 1,0.
	➢ Parametr wyznaczający wielkość mocy poniżej zapotrzebowania na moc w aukcji
	dogrywkowej (X) – 0%.
Obwieszczenie Ministra Klimatu	➢ Parametr wyznaczający wielkość mocy ponad zapotrzebowanie na moc w aukcji dogrywkowej (Y) – 30%.
i Środowiska z dnia 30 maja	➢ Cena maksymalna określona dla cenobiorcy (CeCe) – 307 zł/kW.
2025 roku w sprawie	➢ Maksymalna liczba rund – 12.
parametrów aukcji	✓ Korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla poszczególnych grup technologii dla aukcji uzupełniającej
uzupełniającej na okres dostaw	dla okresu dostaw przypadającego na rok 2026 określa się na poziomie:
przypadający na rok 2026	➢ 92,86 % – dla turbin parowych, układów turbin parowych, turbin powietrznych, ogniw paliwowych oraz organicznego cyklu Rankine'a.
ID aktu prawnego: Monitor	93,40 % – dla układów gazowo-parowych. ➢
Polski 2025 r. poz. 532	➢ 93,28 % – dla turbin gazowych pracujących w cyklu prostym oraz silników tłokowych.
	➢ 13,94 % – dla elektrowni wiatrowych na lądzie.
	➢ 19,84 % – dla turbin wiatrowych morskich.
	➢ 45,14 % – dla elektrowni wodnych przepływowych.
	➢ 99,31 % – dla elektrowni wodnych zbiornikowo-przepływowych, zbiornikowych z członem pompowym oraz zbiornikowo-przepływowych z członem pompowym.
	➢ 2,34 % – dla elektrowni słonecznych.
	➢ 96,11 % – dla magazynów energii elektrycznej w postaci akumulatorów, kinetycznych
	zasobników energii i superkondensatorów.
	➢ 97,09 % – dla bloków jądrowych.
	➢ 100,00 % – dla jednostek redukcji zapotrzebowania.

Akt prawny	Opis regulacji i ich cel
	➢ 87,25 % – dla pozostałych rodzajów technologii.
	✓ Nie przewidziano organizacji aukcji biletowych dla mocy transgranicznych.
	Główne założenia ustawy: ✓ Wprowadzenie zmian doprecyzowujących terminy rozpoczęcia realizacji przez uczestników rynku energii elektrycznej zadań za pośrednictwem centralnego systemu informacji rynku energii (CSIRE), tak aby zapewnić sprawną i niezakłóconą obsługę uczestników detalicznego rynku energii elektrycznej po uruchomieniu tego systemu. ✓ Umożliwienie etapowego przystępowania poszczególnych kategorii użytkowników rynku energii do realizacji zadań za pośrednictwem CSIRE. ✓ Proces przystępowania ma się odbywać w zależności od wielkości podmiotu – począwszy od lipca 2025 roku do października 2026 roku przystępowanie do CSIRE będzie następować zgodnie z ustawowym harmonogramem. ✓ Użytkownikami uprawnionymi, uzyskującymi możliwość wyboru terminu, są podmioty (OSDn) o liczbie
	punktów poboru energii przyłączonych do ich sieci nie większej niż 100 000. Wybór terminu należy do decyzji tych podmiotów w oparciu o analizę i ocenę stopnia gotowości do funkcjonowania z wykorzystaniem CSIRE. ✓ 19 października 2026 roku – ostateczny termin rozpoczęcia realizacji zadań za pośrednictwem CSIRE przez wszystkie podmioty, niezależnie od liczby posiadanych punktów poboru energii. ✓ Uregulowanie zasad określania ilości energii elektrycznej wytworzonej przez prosumenta wirtualnego energii odnawialnej do czasu rozpoczęcia realizacji zadań za pośrednictwem CSIRE przez wszystkie
Ustawa z dnia 21 maja 2025 r. o zmianie niektórych ustaw w związku z wprowadzaniem centralnego systemu informacji rynku energii i innych ustaw ID aktu prawnego: Dz.U. 2025 poz. 759	podmioty Poprawki przyjęte w toku procesu legislacyjnego na etapie sejmowej komisji ESK: Wprowadzenie zaliczek w systemie rekompensat dla odbiorców energochłonnych: ✓ ➢ W celu uzyskania zaliczki na poczet rekompensaty za rok kalendarzowy objęty wnioskiem wnioskodawca dołącza do wniosku oświadczenie o ubieganie się o zaliczkę wraz z oświadczeniem. ➢ Zaliczki będą wypłacane przez Bank Gospodarstwa Krajowego z Funduszu Rekompensat Pośrednich Kosztów Emisji w terminie 14 dni od dnia otrzymania wykazu opracowanego przez Prezesa URE. ✓ Zmiany w ustawie z dnia 15 września 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach w zakresie niektórych źródeł ciepła w związku z sytuacją na rynku paliw ➢ Zwiększenie maksymalnego limitu wydatków z Funduszu przeznaczonych na wyrównania, o których mowa w art. 12aa ust. 1, w roku 2025 z 1,2 mld zł na 1,6 mld zł ➢ Zmiana poziomu wykorzystania środków z 75% na 80% jako okoliczności, po wystąpieniu której minister właściwy do spraw energii informuje o tym fakcie w drodze obwieszczenia w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski", a wysokość wypłacanych wyrównań podlega proporcjonalnemu obniżeniu tak, aby łączna wysokość wypłacanych wyrównań była równa maksymalnemu limitowi środków finansowych przeznaczonych na ich wypłatę. ✓ Zmiany w ustawie z dnia 17 sierpnia 2023 r. o osłonach socjalnych dla pracowników sektora elektroenergetycznego i branży górnictwa węgla brunatnego ➢ W pierwotnej Ocenie Skutków Regulacji poddanej notyfikacji przewidziano i sformułowano, że w 2023-2033 wydatkowane będzie 1.268.000.000 zł; ustawa w obecnym brzmieniu zawęża jednak krąg beneficjentów, którzy zgodnie z OSR i zgodnie z notyfikacją mogliby skorzystać z dobrodziejstw ustawy, a formalnie z uwagi na brzmienie przepisów nie mogą skorzystać. ➢ W proponowanej zmianie ponadto wyłączono możliwość odprawy dla pracowników, którzy
	następnie będą powracali do firmy. 25 czerwca 2025 roku – Komisja Europejska przyjęła nowe ramy pomocy państwa na potrzeby Paktu dla
	czystego przemysłu (CISAF).
KOMUNIKAT KOMISJI – Ramy	Główne założenia: ✓ Dokument ten stanowi projekt nowych horyzontalnych ram pomocy publicznej. Ich celem ma być wspieranie inwestycji w dekarbonizację przemysłu, rozwój technologii zeroemisyjnych oraz zwiększenie konkurencyjności unijnego przemysłu energochłonnego. ✓ Ramy będą obowiązywać do 31 grudnia 2030 roku, co zapewni państwom członkowskim i
środków pomocy państwa na rzecz wsparcia Paktu dla czystego przemysłu (ramy	przedsiębiorstwom długoterminową przewidywalność. Ramy CISAF zastępują tymczasowe ramy pomocy państwa w sytuacjach kryzysowych i w okresie transformacji (TCTF), które obowiązywały od 2022 roku.
pomocy państwa na potrzeby Paktu dla czystego przemysłu) – CISAF ID aktu prawnego: C(2025) 7600 final	✓ Uproszczono zasady pomocy państwa w pięciu głównych obszarach: (1) wprowadzanie energii ze źródeł odnawialnych i paliw niskoemisyjnych; (2) tymczasowe obniżenie cen energii elektrycznej dla odbiorców energochłonnych w celu realizacji przejścia na czystą energię elektryczną o niskich kosztach; (3) dekarbonizacja istniejących zakładów produkcyjnych; (4) rozwój zdolności produkcyjnych w zakresie czystych technologii w UE; (5) ograniczenie ryzyka inwestycji w czystą energię, dekarbonizację, czyste technologie, projekty dotyczące infrastruktury energetycznej i projekty wspierające gospodarkę o obiegu zamkniętym.
	✓ W nowych zasadach umożliwia się: (1) przyspieszenie wprowadzania czystej energii; (2) nowe zasady dotyczące środków elastyczności i mechanizmów zdolności wytwórczych; (3) wsparcie z tytułu kosztów energii elektrycznej dla odbiorców energochłonnych; (4) elastyczne wsparcie inwestycji we wszystkie technologie prowadzące do dekarbonizacji lub zwiększenia efektywności energetycznej. ✓ Ramy umożliwiają również wsparcie produkcji i przetwarzania surowców krytycznych niezbędnych do stosowania czystych technologii.

Akt prawny	Opis regulacji i ich cel
	✓ Aby zapewnić spójność między różnymi regionami w Europie, państwa członkowskie będą mogły w większym stopniu wspierać projekty w regionach mniej uprzywilejowanych, które zostały zdefiniowane na mapach pomocy regionalnej.
	✓ Aby umożliwić Komisji szybką ocenę i zatwierdzenie zgłoszeń państw członkowskich dotyczących mechanizmów zdolności wytwórczych na podstawie prawa Unii, w Załączniku I do CISAF wymieniono odpowiednie kryteria oceny zgodności na podstawie komunikatu dla dwóch konkretnych modeli docelowych mechanizmów zdolności wytwórczych: mechanizmu nabywcy centralnego opartego na rezerwie strategicznej i ogólnorynkowego mechanizmu nabywcy centralnego. Jeżeli kryteria te są spełnione, mechanizmy zdolności wytwórczych można uznać za zgodne zarówno z art. 107 ust. 3 lit. c) Traktatu, jak i ze wszystkimi odpowiednimi przepisami określonymi w art. 20–27 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej.

PROCESY LEGISLACYJNE NIEZAKOŃCZONE W II KWARTALE 2025 ROKU

Tabela 3: Zestawienie aktów prawnych mających istotny wpływ na Grupę

Akt prawny	Opis regulacji i ich cel
Ustawa z dnia 25 czerwca 2025 r. o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw ID projektu: Druk nr 363	Etap prac: ✓ 25 czerwca 2025 roku – II i III czytanie na posiedzeniu Sejmu; uchwalenie ustawy z poprawkami ✓ 27 czerwca 2025 roku – ustawa przekazana do Senatu i skierowana do Komisji Gospodarki Narodowej i Innowacyjności, Komisji Infrastruktury, Komisji Klimatu i Środowiska Główne założenia projektu: ✓ Zniesienie generalnej zasady 10H. ✓ Umożliwienie stosowania mniejszych odległości od sieci elektroenergetycznej najwyższych napięć. ✓ Modyfikacja zasad lokalizowania elektrowni wiatrowych od form ochrony przyrody. ✓ Nowa minimalna odległość między instalacjami LEW, a zabudową mieszkaniową ustalona na poziomie 500 m. Uregulowanie możliwości zlokalizowania elektrowni wiatrowej na podstawie szczególnego rodzaju ✓ MPZP, jakim jest Zintegrowany Plan Inwestycyjny. ✓ Wprowadzenie ułatwień proceduralnych dla modernizacji elektrowni wiatrowych (tzw. repowering). ✓ Wymóg odległości elektrowni wiatrowych od dróg krajowych (1H) oraz zakaz lokalizacji elektrowni wiatrowych w przestrzeniach powietrznych MCTR i MRT. ✓ Umożliwienie zaliczenia energii elektrycznej wyprodukowanej i sprzedanej po cenach ujemnych na potrzeby rozliczenia obowiązku sprzedaży w ramach systemu aukcyjnego w ilości określonej w ofercie. Wprowadzenie nowego sposobu rozliczania ujemnego salda dla farm PV, które wygrały aukcje OZE, i ✓ wprowadzających do sieci energii elektrycznej z mocą nie wyższą niż 50% mocy zainstalowanej, przez okres 12 miesięcy 25 czerwca 2025 roku na posiedzeniu Sejmu wniesione zostały poprawki dotyczące: (1) zamrożenia cen energii do końca roku 2025 na poziomie 500 zł netto za MWh; (2) uporządkowania zasad tworzenia i funkcjonowania funduszu partycypacyjnego, na który wytwórca energii elektrycznej w elektrowni wiatrowej będzie zobowiązany wpłacać corocznie kwotę proporcjonalną do mocy zainstalowanej elektrycznej (20 000 zł za każdy 1 MW). Poprawki zostały przyjęte.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych oraz niektórych innych ustaw ID projektu: UD 162	Etap prac: ✓ Opiniowanie projektu ustawy przed skierowaniem do rozpatrzenia przez Stały Komitet Rady Ministrów Główne założenia projektu: ✓ Pierwsza aukcja planowana jest w 2025 roku. Do udziału w tej aukcji będą mogły przystąpić jedynie podmioty, które uzyskały decyzję o uwarunkowaniach środowiskowych lub warunkowe zaświadczenie o dopuszczeniu do aukcji. ✓ W projekcie uwzględniono możliwość przeprowadzenia aukcji w I połowie 2026 roku, która dotyczyłaby mocy z aukcji zaplanowanej na 2025 rok, jeśli ta ostatnia nie dojdzie do skutku z powodu niedoboru zaświadczeń o dopuszczeniu do aukcji. ✓ Projekty z tzw. II fazy będą mogły składać dwie oddzielne oferty aukcyjne, dla co najwyżej dwóch farm leżących w granicach tego samego obszaru, pod warunkiem posiadania przez nie osobnego wyprowadzenia mocy. ✓ Projekt uwzględnia wsparcie dla farm wiatrowych w sytuacji redysponowania energii na zasadach rynkowych, w okresach braku gwarancji stabilnych dostaw energii. Farmy, w momencie oddawania do użytku, będą miały prawo do sprzedaży energii elektrycznej zarówno na rynku spot, jak i na rynku bilansującym. ✓ Projekt zawiera także szereg udogodnień, takich jak zmiana waloryzacji wielkości systemu wsparcia, możliwość przeliczania wsparcia w euro, wprowadzenie tzw. tunelu inflacyjnego, możliwość wydłużenia czasu pracy ekip montażowych i serwisowych, umożliwienie niewielkich przesunięć instalacji, czy sprzedaż energii z farmy w czasie jej rozruchu.

Akt prawny	Opis regulacji i ich cel
Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw ID projektu: UC 84	Etap prac: ✓ Opiniowanie projektu ustawy przed skierowaniem do rozpatrzenia przez Stały Komitet Rady Ministrów Główne założenia projektu: ✓ Możliwość zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej pomiędzy sprzedawcą a odbiorcą końcowym, na czas oznaczony z gwarancją stałej ceny na okres co najmniej jednego roku. ✓ Możliwość zawarcia przez odbiorcę końcowego więcej niż jednej umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej przy spełnieniu określonych warunków: (1) posiadanie więcej niż jeden punkt poboru energii, albo (2) instalacja dodatkowego licznika zdalnego odczytu). ✓ Obowiązek dostarczenia odbiorcy końcowemu streszczenia kluczowych warunków umowy w przystępnej i zwięzłej formie. ✓ Elastyczne umowy przyłączeniowe – określenie warunków i zasad zawierania niegwarantowanych, elastycznych umów przyłączeniowych. ✓ Obowiązek wobec OSD do: (1) tworzenia dostępnych publicznie platform informacyjnych, prezentujących informacje m.in. w zakresie dostępnych zdolności przyłączeniowych, kryteriów stosowanych do obliczania przepustowości sieci dostępnej dla nowych przyłączeń; (2) stworzenia możliwości składania wniosków o przyłączenie i rozpatrywania wniosków w procesie w pełni elektronicznym. ✓ Wprowadzenie rozwiązań upraszczających proces przyłączeniowy i optymalizujących wykorzystanie istniejącej infrastruktury sieciowej. ✓ Wprowadzanie rozwiązań uwalniających moc z niezrealizowanych warunków przyłączeniowych oraz racjonalizujących opłaty związane z przyłączeniem. ✓ Obowiązek po stronie przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się obrotem energią elektryczną do posiadania i stosowania strategii zabezpieczającej celu zapewnienia ciągłości dostaw energii elektrycznej. ✓ Zmiany w obszarze REMIT dotyczące: (1) definicji; (2) objęcia zakresem zastosowania przepisów związanych z produktami energetycznymi sprzedawanymi w obrocie hurtowym, które są instrumentami finansowymi; (3) rozszerzenia obowiązków uczestników rynku wobec Prezesa URE oraz ACER; (4) rozszerzenia katalogu naruszeń.
Poselski projekt ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw ID projektu: Druk nr 1388	Etap prac: ✓ 7 maja 2025 roku – wpływ poselskiego projektu do Wydziału Obsługi Prezydium Sejmu ✓ od 7 maja 2025 roku do 6 czerwca 2025 – konsultacje społeczne ✓ 23 czerwca 2025 roku – projekt skierowano do I czytania na posiedzeniu Sejmu Główne założenia projektu: ✓ Projekt grupy posłów KO ✓ Poselski projekt nowelizacji Prawa energetycznego w swym założeniu ułatwić ma podział przez wyodrębnienie spółki obrotu energii elektrycznej lub paliw gazowych, będącej sprzedawcą rezerwowym lub sprzedawcą z urzędu. ✓ Przewiduje, że dzielona spółka wskaże podmiot, który przejmie te obowiązki. W przeciwnym wypadku – zgodnie z obecnym stanem prawnym – konieczne byłoby powiadomienie wszystkich klientów, a URE musiałby przeprowadzić kilkumiesięczną procedurę przetargową. ✓ Projekt ma też pozwolić m.in. na płynny podział spółki będącej sprzedawcą zobowiązanym, która ma obowiązek kupować energię od wytwórców OZE o mocy do 0,5 MW. ✓ Projekt porządkuje przepisy techniczne dotyczące procedury podziału przez wyodrębnienie.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie parametrów aukcji głównej dla roku dostaw 2030 oraz parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2027, a także parametrów aukcji wstępnych do tych aukcji ID projektu: Numer z wykazu 1256	Etap prac: ✓ 13 czerwca 2025 roku – opiniowanie projektu po konsultacjach publicznych Główne założenia projektu: ✓ Rozporządzenie wynika z delegacji ustawowej zawartej w art. 34 ust. 1 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2025 r. poz. 610). ✓ Kluczowe założenia: ➢ Zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej dla okresu dostaw przypadającego na rok 2030 wynosi 10 720 MW. ➢ Cena wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej (CeWe) - 558 zł/kW. ➢ Współczynnik zwiększający cenę - 1,0. ➢ Parametr wyznaczający wielkość mocy poniżej zapotrzebowania na moc w aukcji głównej (X) – 10%. ➢ Parametr wyznaczający wielkość mocy ponad zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej (Y) – 10%. ➢ Cena maksymalna określona dla cenobiorcy (CeCe) – 187 zł/kW. ➢ Maksymalna liczba rund – 12 ✓ Korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla poszczególnych grup technologii dla aukcji głównej dla okresu dostaw przypadającego na rok 2030 określa się na poziomie: ➢ 92,47 % – dla turbin parowych, układów turbin parowych, turbin powietrznych, ogniw paliwowych oraz organicznego cyklu Rankine'a. ➢ 93,15 % – dla układów gazowo-parowych. ➢ 93,28 % – dla turbin gazowych pracujących w cyklu prostym oraz silników tłokowych. ➢ 12,52 % – dla elektrowni wiatrowych na lądzie. ➢ 20,01 % – dla morskich farm wiatrowych. ➢ 38,61 % – dla elektrowni wodnych przepływowych. ➢ 92,41 % – dla elektrowni wodnych zbiornikowo-przepływowych, zbiornikowych z członem pompowym oraz zbiornikowo-przepływowych z członem pompowym.

Akt prawny	Opis regulacji i ich cel
	➢ 2,41 % – dla elektrowni słonecznych. ➢ 13,39 % – dla magazynów energii elektrycznej w postaci akumulatorów, kinetycznych zasobników energii i superkondensatorów. ➢ 93,83 % – dla bloków jądrowych. ➢ 100,00 % – dla jednostek redukcji zapotrzebowania. ➢ 79,51 % – dla pozostałych rodzajów technologii. Aukcja główna na rok dostaw 2030 odbędzie się 11 grudnia 2025 roku.
Rządowy projekt ustawy o zmianie niektórych ustaw w celu dokonania deregulacji w zakresie energetyki ID projektu: Druk nr 1310	Etap prac: ✓ 27 maja 2025 roku – Projekt wpłynął do Sejmu ✓ 2 czerwca 2025 roku – Projekt skierowany do I czytania do Komisji do Spraw Deregulacji oraz Komisji do Spraw Energii, Klimatu i Aktywów Państwowych Główne założenia projektu: ✓ Projekt realizuje uproszczenia regulacji w obszarze energetyki, które zostały wypracowane w toku prac Rządowego Zespołu do spraw koordynacji procesu legislacyjnego wdrażającego deregulację. ✓ Celem projektowanych rozwiązań jest przede wszystkim usprawnienie kontaktu odbiorcy końcowego z przedsiębiorstwem energetycznym oraz zmniejszenie obciążeń administracyjnych dla wytwórców energii elektrycznej w instalacjach OZE i wprowadzenie dalszych ułatwień dla rozwoju instalacji odnawialnych źródeł energii. ✓ Konsekwencją wprowadzonych rozwiązań powinno być poprawienie warunków dla przebudowy rynku detalicznego energii elektrycznej, a także warunków dla realizacji ambitnych celów unijnych w zakresie miksu energetycznego i ułatwienie przedsiębiorcom osiągnięcia neutralności klimatycznej i zaspokojenia ich potrzeb energetycznych. ✓ Istotne założenia: ➢ Gospodarstwa domowe będą wkrótce otrzymywać czytelniejsze rachunki za prąd. Na pierwszej stronie rachunku ma znaleźć się podsumowanie najważniejszych informacji, w tym całkowita kwota do zapłaty w widocznym miejscu. Celem tej zmiany jest ułatwienie klientom zrozumienia, za co faktycznie płacą. ➢ Rząd chce przejść na cyfrową komunikację między firmami energetycznymi a odbiorcami. Tradycyjna korespondencja papierowa nadal będzie możliwa, ale tylko na wyraźne życzenie klienta – rozwiązanie to ma zabezpieczyć osoby niekorzystające z internetu. ➢ Wsparcie rozwoju odnawialnych źródeł energii – jedną z kluczowych zmian ma być rozbudowa modelu tzw. cable poolingu, czyli wspólnego korzystania z przyłącza do sieci, o możliwość wykorzystania magazynów energii. Dzięki temu system ma być bardziej elastyczny i efektywnie zarządzać nadwyżkami prądu. ➢ Podniesienie limitu mocy instalacji, które wymagają koncesji na wytwarzanie energii. Nowy próg ma wynosić 5 MW – wcześniej było to 1 MW. Takie instalacje będą musiały być zarejestrowane, podobnie jak tzw. małe instalacje. ➢ Poluzowanie przepisów dotyczących budowy instalacji fotowoltaicznych. W planach jest zwiększenie limitu mocy (z 150 kW do 500 kW), przy którym nie jest potrzebne pozwolenie na budowę – o ile energia będzie wykorzystywana wyłącznie na własne potrzeby.
Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw ID projektu: Numer z wykazu UDER35	Etap prac: ✓ 30 czerwca 2025 roku – Minister Przemysłu wycofał wniosek o skierowaniu projektu ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (UDER35) pod obrady Komitetu Stałego Rady Ministrów (SKRM) i przekazał dalsze prowadzenie projektu do Ministra Klimatu i Środowiska. Główne założenia projektu: ✓ Jest to projekt deregulacyjny, którego celem jest umożliwienie tworzenia Stref Rozwoju Zrównoważonego Przemysłu (SRZP) dla przedsiębiorców w obszarach strategicznej interwencji (OSI), które umożliwią przedsiębiorcom, w szczególności energochłonnym, na korzystanie z taniej energii. ✓ Projektowane rozwiązania adresowane są do funkcjonujących w SRZP: ➢ Przedsiębiorstw energetycznych dostarczających energię do przedsiębiorstw energochłonnych za pośrednictwem linii bezpośredniej. ➢ Przedsiębiorstw z zawartymi przedwstępnymi długoterminowymi umowami dotyczącymi energii elektrycznej (PPA). Przedsiębiorstw energochłonnych o rocznym zużyciu energii elektrycznej co najmniej 100 ➢ GWh. ➢ Przedsiębiorstw planujących budowę magazynów energii na potrzeby stabilizacji profilu. ✓ Zgodnie z projektem na obszarze SRZP, dla objętych regulacją podmiotów, obowiązywać mają szczególne rozwiązania przewidujące: ➢ Zwolnienie z opłaty solidarnościowej. ➢ Wprowadzenie preferencyjnej taryfy przemysłowej dla przedsiębiorców energochłonnych. ➢ Ograniczenie opłat sieciowych. ➢ Wprowadzenie ułatwień administracyjnych – skrócenie terminów na wydanie decyzji w sprawie pozwolenia na budowę oraz wydania warunków przyłączenia. ➢ Brak obowiązku koncesjonowania w odniesieniu do źródeł ciepła budowanych w SRZP. ➢ Umożliwienie sprzedaży ciepła koncesjonowanego podmiotom działającym w strefie na podstawie cen i stawek opłat innych niż zawarte w taryfie.

Opis regulacji i ich cel
Etap prac: ✓ 3 czerwca 2025 roku – Opiniowanie w ramach Rządowego Procesu Legislacyjnego Główne założenia projektu: ✓ Projekt ma na celu ustanowienie podstawy prawnej do określenia w drodze rozporządzenia wymagań jakościowych dla szerszej grupy paliw z biomasy pozyskanej z drzew i krzewów oraz biomasy roślinnej z rolnictwa, a także ustanowienia ram prawnych systemu kontroli przestrzegania przepisów przez wprowadzających do obrotu te paliwa z przeznaczeniem do użycia w gospodarstwach domowych lub w instalacjach o nominalnej mocy cieplnej mniejszej niż 1 MW. ✓ W ramach projektu ustawy zostaną wprowadzone przepisy upoważniające ministra właściwego do spraw klimatu oraz ministra właściwego do spraw energii do wydania aktów wykonawczych regulujących w sposób szczegółowy wymagania parametry jakościowe dla nowej kategorii paliw stałych – biopaliw stałych wprowadzanych na rynek krajowy, sposobu pobierania próbek biopaliw stałych oraz metod badania jakości biopaliw stałych, jak również wzór świadectwa jakości biopaliwa stałego. ✓ Zmiana obowiązującej ustawy wprowadza możliwość określenia wymagań jakościowych dla nowej kategorii paliw definiowanych jako "biopaliwa stałe" oraz obejmuje je aktualnie funkcjonującym systemem monitorowania i kontrolowania jakości paliw.
Etap prac: ✓ 23 czerwca 2025 roku – Rada UE zatwierdziła tekst kompromisowy polskiej prezydencji w zakresie dyrektyw: CSR i CSDD. Tekst ten będzie stanowił podstawę do negocjacji (tzw. trilogów) z Komisją Europejską i Parlamentem, który jeszcze nie przyjął swojego stanowiska. Rada Unii Europejskiej zgadza się na stanowisko w sprawie sprawozdawczości w zakresie zrównoważonego rozwoju i wymogów należytej staranności w celu zwiększenia konkurencyjności UE W stosunku do wersji zaproponowanej przez Komisję Europejską (w ramach pakietu Omnibus), przyjęto następujące modyfikacje: ✓ Dyrektywa w sprawie sprawozdawczości przedsiębiorstw w zakresie zrównoważonego rozwoju (CSRD): ➢ Dodanie progu obrotów netto w wysokości ponad 450 mln EUR (oprócz progu ponad 1000 pracowników). Komisja ma dokonać przeglądu rozszerzenia zakresu Dyrektywy do 2029 roku. Dalej idące ograniczenie łańcucha wartości (tj. firmy objęte zakresem CSRD nie mogą ➢ umownie wymagać od firm w swoim łańcuchu wartości poniżej 1000 pracowników dostarczania informacji wykraczających poza te zawarte w standardzie raportowania do dobrowolnego użytku, z możliwością odmowy przez partnera biznesowego dostarczenia takich informacji w takim przypadku). ➢ Dobrowolne standardy sprawozdawczości dla przedsiębiorstw nieobjętych zakresem CSRD. ✓ Dyrektywa w sprawie należytej staranności w zakresie zrównoważonego rozwoju przedsiębiorstw (CSDDD): ➢ Podniesienie progu zakresu do spółek o światowych obrotach netto przekraczających 1,5 mld euro i zatrudniających 5000 pracowników. ➢ Komisja powinna udostępnić ogólne wytyczne dotyczące należytej staranności do dnia 26 lipca 2027 roku. ➢ W odniesieniu do planów transformacji odroczenie o 2 lata wymogu przyjęcia planu transformacji zgodnie z CSDDD. ➢ Do 31 marca 2029 roku Komisja musi przyjąć akt delegowany wyjaśniający treść obowiązków sprawozdawczych określonych w art. 16. ➢ Maksymalny limit kar pieniężnych wynosi 5% światowego obrotu netto przedsiębiorstwa. ➢ Przesunięcie terminu transpozycji o 1 rok (26 lipca 2028 roku) i ujednolicenie stosowania przez wszystkie spółki objęte zakresem (26 lipca 2029 roku). ➢ Komisja musi dokonywać przeglądu co 3 lata: ⎯ Skuteczności i efektywności środków zawartych w dyrektywie w celu zaradzenia negatywnym skutkom.

3.3. 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 8: Czynniki wpływu na wyniki Grupy Energa w perspektywie kolejnego kwartału

Wpływ trwających wojen i innych napięć geopolitycznych na rynek energetyczny		Czynniki makro (inflacja, stopy procentowe)		Poziom taryf na dystrybucję, sprzedaż energii elektrycznej oraz ciepła, a także regulacje w zakresie cen energii elektrycznej i rynku bilansującego
Kształtowanie się cen energii elektrycznej oraz zielonych certyfikatów na rynku		Kształtowanie się cen uprawnień do emisji CO2 oraz węgla		Poziom produkcji energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych
Wysoka zmienność produkcji energii z OZE, co wpływa na koszt bilansowania portfela energii		Warunki pogodowe i hydrometeorologiczne		Realizacja planu inwestycyjnego Grupy Energa

4. SYTUACJA FINANSOWO-MAJĄTKOWA GRUPY ENERGA

4.1. ZASADY SPORZĄDZANIA SKRÓCONEGO ŚRÓDROCZNEGO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO

Skrócone śródroczne skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej Energa za okres 6 miesięcy zakończony dnia 30 czerwca 2025 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 śródrocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego zostały przedstawione w nocie 7 Skróconego śródrocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej Energa za okres 6 miesięcy zakończony dnia 30 czerwca 2025 roku.

4.2. OMÓWIENIE WIELKOŚCI EKONOMICZNO-FINANSOWYCH UJAWNIONYCH W SKRÓCONYM ŚRÓDROCZNYM SKONSOLIDOWANYM SPRAWOZDANIU FINANSOWYM

Tabela 4: Skonsolidowane sprawozdanie z zysków lub strat (mln zł)

w mln zł	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)
Przychody ze sprzedaży	4 892	4 828	(64)	-1%
Przychody z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny	460	144	(316)	-69%
Koszt własny sprzedaży	(4 388)	(3 986)	402	9%
Zysk brutto ze sprzedaży	964	986	22	2%
Pozostałe przychody operacyjne	88	50	(38)	-43%
Koszty sprzedaży	(162)	(198)	(36)	-22%
Koszty ogólnego zarządu	(111)	(139)	(28)	-25%
Pozostałe koszty operacyjne	(44)	(43)	1	2%
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości należności handlowych	(9)	(8)	1	11%
Zysk z działalności operacyjnej	726	648	(78)	-11%
Wynik na działalności finansowej	(187)	(197)	(10)	-5%
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości odsetek od należności handlowych	(2)	2	4	> 100%
Udział w zysku/(stracie) jednostek wykazywanych metodą praw własności	(1)	6	7	> 100%
Zysk lub strata brutto	536	459	(77)	-14%
Podatek dochodowy	(134)	(100)	34	25%
Zysk lub strata netto za okres	402	359	(43)	-11%
EBITDA	1 038	1 010	(28)	-3%

w mln zł	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Przychody ze sprzedaży	10 265	10 597	332	3%
Przychody z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny	1 341	311	(1 030)	-77%
Koszt własny sprzedaży	(9 562)	(8 785)	777	8%
Zysk brutto ze sprzedaży	2 044	2 123	79	4%
Pozostałe przychody operacyjne	163	111	(52)	-32%
Koszty sprzedaży	(321)	(394)	(73)	-23%
Koszty ogólnego zarządu	(228)	(275)	(47)	-21%
Pozostałe koszty operacyjne	(118)	(80)	38	32%
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości należności handlowych	(34)	(21)	13	38%
Zysk z działalności operacyjnej	1 506	1 464	(42)	-3%
Wynik na działalności finansowej	(367)	(423)	(56)	-15%
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości odsetek od należności handlowych	(4)	-	4	100%
Udział w zysku/(stracie) jednostek wykazywanych metodą praw własności	(32)	(6)	26	81%
Zysk lub strata brutto	1 103	1 035	(68)	-6%
Podatek dochodowy	(270)	(192)	78	29%
Zysk lub strata netto za okres	833	843	10	1%
EBITDA	2 125	2 174	49	2%

Rysunek 9: EBITDA bridge w podziale na linie biznesowe (mln zł)

EBITDA Grupy w I półroczu 2025 roku wyniosła 2 174 mln zł w porównaniu do 2 125 mln zł w analogicznym okresie roku poprzedniego.

Najwyższy wzrost EBITDA, o 229 mln zł do poziomu 132 mln zł, odnotowano w Linii Biznesowej Energetyka Zawodowa. Związane to było przede wszystkim z wyższymi przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej, które wynikały głównie z wyższych wolumenów produkcji w elektrowni węglowej w Ostrołęce oraz dodatkowo wyższych cen sprzedaży energii przez to aktywo, przy niższych kosztach zużycia kluczowych paliw do produkcji (nisza cena zakupu). W przeciwną stronę działał natomiast wyższy koszt zakupu uprawnień do emisji w związku z wyższą produkcją Elektrowni w Ostrołęce oraz wyższą ceną zakupu.

Mniejszy wzrost zanotowała Linia Biznesowa Ciepłownictwo, która w I półroczu 2025 roku osiągnęła wynik na poziomie o 21 mln zł wyższym niż w analogicznym okresie roku ubiegłego. Główną przyczyną tego wzrostu były wyższe przychody ze sprzedaży i dystrybucji ciepła, które głównie były podyktowane wzrostem cen sprzedaży ciepła.

Wzrosła także EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja (o 26 mln zł r/r), gdzie głównym czynnikiem były niższe r/r koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie strat sieciowych oraz wyższy wolumen dostarczonej usługi dystrybucyjnej, skompensowane częściowo wyższymi kosztami OPEX.

Natomiast spadek EBITDA, o 102 mln zł r/r, zanotowała Linia Biznesowa Nowa Energetyka. Kluczowym elementem tego spadku były niższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, które wynikały głównie z niższych wolumenów produkcji w elektrowniach wodnych tej Linii.

Linia Biznesowa Detal także zanotowała spadek EBITDA, o 78 mln zł r/r, i był to efekt ujęcia księgowego ustawowych regulacji w zakresie cen sprzedaży energii elektrycznej dla niektórych odbiorców końcowych.

Największy udział w EBITDA Grupy w I półroczu 2025 roku miała Linia Biznesowa Dystrybucja (75%), natomiast udział Linii Biznesowej Nowa Energetyka, Energetyka Zawodowa oraz Ciepłownictwo ukształtował się odpowiednio na poziomie 10%, 6% i 2%. Z kolei udział Linii Biznesowej Detal w EBITDA Grupy Energa wyniósł 6%.

Zysk z działalności operacyjnej ("EBIT") Grupy w I półroczu 2025 roku wyniósł 1 464 mln zł i był o 42 mln zł niższy niż w analogicznym okresie 2024 roku. Największy wpływ na zmianę wyniku EBIT r/r miały czynniki operacyjne opisane powyżej oraz wyższy r/r koszt amortyzacji.

W I półroczu 2025 roku rozpoznany został udział w wynikach jednostek stowarzyszonych oraz wspólnych przedsięwzięciach w wysokości (-) 6 mln zł i dotyczyło to udziału w stracie Polimex-Mostostal SA. Natomiast w analogicznym okresie roku poprzedniego wynik ten wyniósł (-) 32 mln zł.

Wynik na działalności finansowej w I półroczu 2025 roku był niższy o 56 mln r/r. Niższe saldo było efektem wzrostu kosztu odsetek, głównie na skutek znacznego zwiększenia salda zadłużenia.

W efekcie zysk netto Grupy w I półroczu 2025 roku wyniósł 843 mln zł w porównaniu do 833 mln zł w analogicznym okresie 2024 roku.

W I półroczu 2025 roku przychody ze sprzedaży Grupy wyniosły 10 908 mln zł (w tym 311 mln zł z tytułu rekompensat od Zarządcy Rozliczeń pokrywających ubytek przychodów od klientów objętych regulacjami w zakresie cen energii elektrycznej i stawek usługi dystrybucyjnej) i były niższe od przychodów osiągniętych w analogicznym okresie 2024 roku o 6%, tj. o 698 mln zł. Głównym czynnikiem wpływającym na obniżenie przychodów r/r był spadek przychodów w Linii Biznesowej Detal, który wynikał głównie z niższych cen sprzedaży energii elektrycznej, co było odzwierciedleniem ich spadku na rynku, a także niższego wolumenu sprzedaży gazu.

Łączne przychody Grupy Energa z Rynku Mocy w I półroczu 2025 roku wyniosły 156 mln zł (75 mln zł w II kwartale 2025 roku), wobec 181 mln zł w I półroczu 2024 roku (79 mln zł w II kwartale 2024 roku).

EBITDA Grupy w II kwartale 2025 roku wyniosła 1 010 mln zł w porównaniu do 1 038 mln zł w II kwartale 2024 roku. Wzrost zanotowała Linia Biznesowa Energetyka Zawodowa z wynikiem EBITDA wyższym o 96 mln zł, co było przede wszystkim efektem podobnych tendencji r/r jak przedstawione w opisie I półrocza r/r powyżej. Z kolei Linia Biznesowa Detal wykazała spadek EBITDA o 66 mln zł i wynikało to również z ujęcia księgowego ustawowych regulacji w zakresie cen sprzedaży energii elektrycznej dla niektórych odbiorców końcowych.

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

Tabela 5: Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych (mln zł)

EBITDA	(mln PLN)
II kw. 2025
EBITDA	1 010
Skorygowana EBITDA	1 018
II kw. 2024
EBITDA	1 038
Skorygowana EBITDA	982
w tym:
Zysk na zmianie struktury udziałowej w związku z zakupem udziałów w Elektrowni Ostrołęka Sp. z o.o.	(42)

EBITDA	(mln PLN)
I pół 2025
EBITDA	2 174
Skorygowana EBITDA	2 186
I pół 2024
EBITDA	2 125
Skorygowana EBITDA	2 062
w tym:
Zysk na zmianie struktury udziałowej w związku z zakupem udziałów w Elektrowni Ostrołęka Sp. z o.o.	(42)

Tabela 6: Skonsolidowane sprawozdanie z sytuacji finansowej (mln zł)

w mln zł	Stan na dzień 31 grudnia 2024	Stan na dzień 30 czerwca 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
AKTYWA
Aktywa trwałe
Rzeczowe aktywa trwałe	24 962	26 326	1 364	5%
Aktywa niematerialne	832	876	44	5%
Aktywa z tytułu prawa do użytkowania	1 331	1 373	42	3%
Wartość firmy	444	539	95	21%
Inwestycje w jednostki stowarzyszone i we wspólne przedsięwzięcia wyceniane metodą praw własności	89	83	(6)	-7%
Aktywa z tytułu podatku odroczonego	184	275	91	49%
Pozostałe długoterminowe aktywa finansowe	21	23	2	10%
Pozostałe aktywa długoterminowe	146	111	(35)	-24%
	28 009	29 606	1 597	6%
Aktywa obrotowe
Zapasy	264	194	(70)	-27%
Należności z tytułu podatku dochodowego	59	19	(40)	-68%

SUMA AKTYWÓW	35 639	35 389	(250)	-1%
	7 630	5 783	(1 847)	-24%
Pozostałe aktywa krótkoterminowe	903	819	(84)	-9%
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	989	1 055	66	7%
Pozostałe krótkoterminowe aktywa finansowe	1 038	945	(93)	-9%
Należności z tytułu dostaw i usług	4 377	2 751	(1 626)	-37%

PASYWA
Kapitał własny
Kapitał podstawowy	4 522	4 522	-	-
Różnice kursowe z przeliczenia jednostki zagranicznej	(3)	(4)	(1)	-33%
Kapitał rezerwowy	1 031	1 031	-	-
Kapitał zapasowy	1 748	2 055	307	18%
Kapitał z aktualizacji wyceny instrumentów zabezpieczających	(1)	(2)	(1)	-100%
Zyski zatrzymane	4 496	4 963	467	10%
Kapitał własny przypadający właścicielom jednostki dominującej	11 793	12 565	772	7%
Udziały niekontrolujące	891	886	(5)	-1%
	12 684	13 451	767	6%
Zobowiązania długoterminowe
Kredyty i pożyczki	9 070	9 918	848	9%
Zobowiązania z tytułu emisji dłużnych papierów wartościowych	1 774	1 779	5	0%
Rezerwy długoterminowe	723	823	100	14%
Rezerwa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	1 018	979	(39)	-4%
Rozliczenia międzyokresowe i dotacje długoterminowe	435	1 398	963	> 100%
Zobowiązania z tytułu leasingu	1 098	1 099	1	0%
Pozostałe zobowiązania finansowe długoterminowe	162	167	5	3%
Zobowiązania z tytułu umów	6	6	-	-
	14 286	16 169	1 883	13%
Zobowiązania krótkoterminowe
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług	1 894	1 247	(647)	-34%
Zobowiązania z tytułu umów	729	539	(190)	-26%
Bieżąca część kredytów i pożyczek	183	334	151	83%
Zobowiązania z tytułu emisji dłużnych papierów

wartościowych ^{40 19} (21) -53% Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego 24 41 17 71% Rozliczenia międzyokresowe i dotacje 251 261 10 4% Rezerwy krótkoterminowe 942 858 (84) -9% Pozostałe zobowiązania finansowe 4 378 2 179 (2 199) -50% Pozostałe zobowiązania krótkoterminowe 228 291 63 28%

8 669 5 769 (2 900) -33%

Zobowiązania razem	22 955	21 938	(1 017)	-4%
SUMA PASYWÓW	35 639	35 389	(250)	-1%

Na dzień 30 czerwca 2025 roku suma bilansowa Grupy Energa wyniosła 35 389 mln zł i była niższa o 250 mln zł w stosunku do stanu na koniec 2024 roku.

W ramach aktywów trwałych najistotniejsza zmiana dotyczyła pozycji rzeczowych aktywów trwałych i związana była w szczególności z nakładami poniesionymi w Linii Biznesowej Dystrybucja (nakłady na rozbudowę i modernizację sieci oraz przyłączenie odbiorców i źródeł energii elektrycznej) oraz Linii Biznesowej Nowa Energetyka (w szczególności nakłady związane z budową nowych farm wiatrowych oraz fotowoltaicznych).

Na spadek aktywów obrotowych w stosunku do końca 2024 roku wpływ miał w szczególności spadek poziomu należności z tytułu dostaw i usług, który dotyczył głównie należności w spółce Energa Obrót i związany był ze spadkiem należności od Zarządcy Rozliczeń (finalne rozliczenie rekompensat za 2022 i 2023 rok).

Kapitał własny Grupy Energa na dzień 30 czerwca 2025 roku wyniósł 13 451 mln zł i finansował Grupę w 38%.

W ramach zobowiązań najistotniejsze zmiany dotyczyły pozycji kredyty i pożyczki, co związane było głównie z otrzymaniem przez Energa Operator pożyczki z Krajowego Planu Odbudowy ("KPO") na wsparcie programu modernizacji i cyfryzacji sieci energetycznej oraz ze wzrostem zadłużenia dotyczącego finansowania nakładów na rozbudowę źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych. Dodatkowo w związku z preferencyjnym oprocentowaniem pożyczki z KPO, skutkującym uznaniem jej w części za dotację rządową, nastąpił wzrost pozycji rozliczenia międzyokresowe i dotacje.

W ramach zobowiązań krótkoterminowych na uwagę zasługuje zmiana pozycji zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz zobowiązania z tytułu umów (w obu przypadkach spadek dotyczył w szczególności spółki Energa Obrót; to głównie efekt niższej ceny zakupu energii elektrycznej oraz finalnego rozliczenia z Zarządcą Rozliczeń w związku z przepisami limitującymi ceny energii) oraz spadek pozostałych zobowiązań finansowych krótkoterminowych, co związane było głównie ze spadkiem zobowiązań z tytułu nabycia rzeczowych aktywów trwałych i wartości niematerialnych oraz zobowiązań z tytułu cash poolingu.

w mln zł 6 m-cy 2024 6 m-cy 2025 Zmiana 2025/2024 Zmiana 2025/2024 (%) Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej 2 145 3 122 977 46% Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (2 283) (2 639) (356) -16% Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej 274 (417) (691) < -100%

Tabela 7: Skonsolidowane sprawozdanie z przepływów pieniężnych (mln zł)

Łączne przepływy netto środków pieniężnych z działalności operacyjnej, inwestycyjnej i finansowej Grupy w pierwszym półroczu 2025 roku były dodatnie i wyniosły 66 mln zł, wobec również dodatnich przepływów w wysokości 136 mln zł w analogicznym okresie 2024 roku.

Wartość przepływów z działalności operacyjnej w I półroczu 2025 roku wyniosła 3 122 mln zł wobec 2 145 mln zł w tożsamym okresie 2024 roku. Dodatnie przepływy z działalności operacyjnej w pierwszym półroczu 2025 roku wynikały przede wszystkim z wypracowanego zysku brutto w kwocie 1 035 mln zł (wobec 1 103 mln zł w pierwszym półroczu 2024 roku) oraz dodatniej zmiany stanu kapitału pracującego wynoszącej 1 197 mln zł, na którą wpływ miał głównie spadek należności z tytułu dostaw i usług (w analogicznym okresie 2024 roku była ona również dodatnia i wyniosła 337 mln zł).

Przepływy netto z działalności inwestycyjnej w pierwszym półroczu 2025 roku wyniosły (2 639) mln zł, wobec (2 283) mln zł w analogicznym okresie 2024 roku. Wynikały one przede wszystkim z wydatków na zakup rzeczowych aktywów trwałych oraz wartości niematerialnych, które w pierwszym półroczu 2025 roku wyniosły (2 632) oraz wydatków na nabycie udziałów w jednostkach zależnych, głównie VRW 11 Sp. z o.o. i Solar Serby Sp. z o.o. (pomniejszonych o środki pieniężne), w łącznej kwocie (100) mln zł. Wymienione powyżej wydatki zostały częściowo skompensowane dodatnimi przepływami netto z tytułu cash poolingu w kwocie 73 mln zł.

Przepływy pieniężne z działalności finansowej w pierwszym półroczu 2025 roku były ujemne i wyniosły (417) mln zł i wynikały głównie z ujemnych przepływów netto z tytułu cash poolingu w kwocie (1 589) mln zł, ze spłaty obecnych kredytów i pożyczek w kwocie (322) mln zł, spłaty zadłużenia leasingowego w kwocie (80) mln zł oraz bieżących płatności odsetkowych w kwocie (526) mln zł. Ujemne przepływy pieniężne z działalności finansowej zostały częściowo skompensowane dodatnimi przepływami wynikającymi z zaciągnięcia nowych zobowiązań finansowych w kwocie 1 132 mln zł (z czego kwota 399 mln zł dotyczy pożyczki otrzymanej przez Energa Operator z KPO) oraz otrzymanych dotacji w kwocie 984 mln zł (z czego kwota 934 mln zł dotyczy pożyczki z KPO). Przepływy pieniężne z działalności finansowej w analogicznym okresie 2024 roku były dodatnie i wyniosły 274 mln zł, co wynikało głównie z zaciągnięcia nowych zobowiązań finansowych w kwocie 1 865 mln zł, które zostało częściowo skompensowane spłatą zaciągniętego zadłużenia w kwocie (524) mln zł oraz ujemnymi przepływami netto z tytułu cash poolingu w kwocie (593) mln zł.

4.3. CHARAKTERYSTYKA STRUKTURY AKTYWÓW I PASYWÓW SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA Z SYTUACJI FINANSOWEJ

Rysunek 11: Struktura aktywów i pasywów

Tabela 8: Wskaźniki finansowe Grupy Energa

Wskaźnik	Definicja	I pół. 2024	I pół. 2025
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)	18,3%	19,9%
rentowność kapitałów własnych (ROE)	zysk netto za okres*/ kapitał własny na koniec okresu	0,1%	2,1%

rentowność sprzedaży (ROS)	zysk netto za okres / przychody ze sprzedaży (z uwzględnieniem przychodów z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny)	7,2%	7,7%
rentowność majątku (ROA)	zysk netto za okres*/ aktywa ogółem na koniec okresu	0,0%	0,8%

* zysk netto za ostatnie 12 miesięcy

Wskaźnik	Definicja	Stan na dzień 31 grudnia 2024	Stan na dzień 30 czerwca 2025
Płynność
wskaźnik płynności bieżącej	aktywa obrotowe/zobowiązania krótkoterminowe	0,9	1,0
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	15 435	14 831
zobowiązania finansowe netto (mln zł)	zobowiązania finansowe - środki pieniężne i ich ekwiwalenty - należności z tytułu cashpoolingu	13 486	12 890
wskaźnik długu netto/EBITDA*	zobowiązania finansowe netto/EBITDA	3,3	2,9

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

Przychody ze sprzedaży odnotowały spadek w I półroczu 2025 roku w stosunku do analogicznego okresu roku poprzedniego, jednocześnie wzrosła EBITDA (czynniki wpływające na te zmiany zostały opisane w części dotyczącej omówienia wielkości finansowych). W związku z tym wskaźnik marża EBITDA uległ poprawie. Również wynik netto zanotował wzrost, co skutkowało wyższym wskaźnikiem rentowności sprzedaży. Z kolei na poprawę urocznionego wyniku netto, a co za tym idzie wskaźników rentowności majątku i kapitałów własnych, wpływ miały zdarzenia jednorazowe, takie jak: rezerwa na kontrakty rodzące obciążenia na koniec roku 2023, wpływ Rozporządzenia o obniżce cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych oraz rezerwa na kary nałożone przez Prezesa URE, które obciążyły wyniki II półrocza 2023 roku.

Wskaźnik dług netto/EBITDA na koniec I półrocza 2025 roku ukształtował się na poziomie niższym niż na koniec analogicznego 2024 roku. Wpłynęła na to przede wszystkim wyższa uroczniona EBITDA oraz niższy poziom zobowiązań finansowych netto na dzień 30 czerwca 2025 roku w stosunku do 31 grudnia 2024 roku.

4.4. OPIS ISTOTNYCH POZYCJI POZABILANSOWYCH

Informacje w tym zakresie znajdują się w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym – nota 20: Aktywa i zobowiązania warunkowe.

4.5. PROGNOZY WYNIKÓW FINANSOWYCH

Zarząd Spółki nie publikował prognoz dla jednostkowych i skonsolidowanych wyników finansowych za rok obrotowy 2025.

5. DZIAŁALNOŚĆ SEGMENTÓW GRUPY ENERGA

Wyniki finansowe Grupy Energa w I półroczu 2025 roku w podziale na Linie Biznesowe przedstawiały się następująco:

Tabela 9: Wyniki EBITDA Grupy Energa w podziale na Linie Biznesowe (mln zł)

w mln zł	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)
Dystrybucja	658	670	12	2%
Nowa Energetyka	121	120	(1)	-1%
Energetyka Zawodowa	(56)	40	96	> 100%
Ciepłownictwo	2	-	(2)	-100%
Detal	252	186	(66)	-26%
Pozostałe oraz wyłączenia i korekty konsolidacyjne	61	(6)	(67)	< -100%
EBITDA Razem	1 038	1 010	(28)	-3%

w mln zł	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Dystrybucja	1 609	1 635	26	2%
Nowa Energetyka	323	221	(102)	-32%
Energetyka Zawodowa	(97)	132	229	> 100%
Ciepłownictwo	18	39	21	> 100%
Detal	202	124	(78)	-39%
Pozostałe oraz wyłączenia i korekty konsolidacyjne	70	23	(47)	-67%
EBITDA Razem	2 125	2 174	49	2%

5.1. LINIA BIZNESOWA DYSTRYBUCJA

5.1.1. DZIAŁALNOŚĆ BIZNESOWA I OPERACYJNA

Tabela 10: Dystrybucja energii elektrycznej według grup taryfowych (GWh)

Dystrybucja energii elektrycznej wg grup taryfowych (sprzedaż zafakturowana) w GWh	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Grupa taryfowa A (WN)	892	993	102	11%	1 781	1 907	126	7%
Grupa taryfowa B (SN)	2 149	2 141	(8)	-0%	4 468	4 474	6	0%
Grupa taryfowa C (nN)	904	911	7	1%	1 997	2 000	3	0%
Grupa taryfowa G (nN)	1 426	1 443	18	1%	3 231	3 266	36	1%
Dystrybucja energii razem	5 371	5 489	118	2%	11 476	11 647	171	1%

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 I półroczu 2025 roku wolumen dostarczonej przez Grupę energii elektrycznej był wyższy w stosunku do analogicznego okresu roku poprzedniego średnio o 1%. Największy wzrost wolumenu nastąpił w grupie A. Wzrost wolumenu r/r w tej grupie wynikał m.in. z nieplanowanego poboru energii elektrycznej przez jednego z klientów. Ponadto we wszystkich grupach taryfowych wzrosła także liczba odbiorców r/r.

Wolumen dostarczonej energii elektrycznej w II kwartale 2025 roku był wyższy o 2% r/r i również w tym okresie najbardziej wzrosła dostawa w grupie taryfowej A.

Tabela 11: 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
II kw. 2024	30,3	7,5	37,8	0,56	0,04	0,61
II kw. 2025	24,1	6,4	30,5	0,59	0,04	0,63
Zmiana	(6,2)	(1,1)	(7,3)	0,03	(0,00)	0,02
Zmiana (%)	-21%	-14%	-19%	5%	-6%	4%
I pół. 2024	52,0	13,6	65,5	0,91	0,08	0,99
I pół. 2025	65,9	12,9	78,9	1,01	0,09	1,10
Zmiana 2025/2024	14,0	(0,6)	13,4	0,10	0,01	0,11
Zmiana 2025/2024 (%)	27%	-4%	20%	11%	12%	11%

Grupa Energa w I półroczu 2025 roku osiągnęła wyższe wskaźniki awaryjności niż w analogicznym okresie roku poprzedniego. Wskaźnik SAIDI (planowane i nieplanowane z katastrofalnymi) wyniósł 78,9 minut na odbiorcę wobec 65,5 minut na odbiorcę w analogicznym okresie 2024 roku. Również wartość wskaźnika SAIFI uległa pogorszeniu. W I kwartale roku bieżącego odnotowano zdarzenia pogodowe o dużej intensywności (wiatry huraganowe) skutkujące dużą liczbą wyłączeń awaryjnych o charakterze masowym, natomiast w analogicznym okresie roku poprzedniego zdarzenia takie nie wystąpiły w tak dużej skali.

W samym II kwartale 2025 roku wskaźnik SAIDI uległ poprawie z 37,8 na 30,5 minut na odbiorcę r/r. Wskaźnik SAIFI był tylko nieznacznie gorszy. W II kwartale br. nie występowały ekstremalne warunki pogodowe.

5.1.2. WYNIKI FINANSOWE

Rysunek 12: Wyniki Linii Biznesowej Dystrybucja Grupy Energa (mln zł)

Tabela 12: Wyniki Linii Biznesowej Dystrybucja (mln zł)

w mln zł	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)
Przychody	1 575	1 697	122	8%
EBITDA	658	670	12	2%
amortyzacja	250	276	26	10%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	408	394	(14)	-3%
CAPEX	607	760	153	25%

w mln zł	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Przychody	3 530	3 640	110	3%
EBITDA	1 609	1 635	26	2%
amortyzacja	498	547	49	10%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	1 111	1 088	(23)	-2%
CAPEX	971	1 267	296	30%

Rysunek 13: EBITDA Bridge Linii Biznesowej Dystrybucja (mln zł)

Linia Biznesowa Dystrybucja wypracowała w I półroczu 2025 roku 75% EBITDA Grupy Energa (wobec 76% w I półroczu 2024 roku).

Przychody ze sprzedaży Linii Biznesowej Dystrybucja w I półroczu 2025 roku wyniosły 3 640 mln zł, co oznacza wzrost o 3% rok do roku i był to przede wszystkim efekt wyższego wolumenu usługi dystrybucyjnej oraz wzrostu stawek taryfowych.

EBITDA tej Linii wyniosła 1 635 mln zł w I półroczu 2025 roku wobec 1 609 mln zł w analogicznym okresie roku poprzedniego. Było to efektem wyższej marży na dystrybucji o 199 mln zł (z uwzględnieniem strat sieciowych), co związane było przede wszystkim z wyższym wolumenem dostarczonej energii oraz korzystnymi cenami zakupu energii elektrycznej na pokrycie strat sieciowych. Negatywny wpływ na zmianę poziomu EBITDA r/r miały wyższe koszty OPEX w I półroczu 2025 roku, w tym wyższe koszty osobowe w związku z presją na wzrost wynagrodzeń. Dodatkowo niekorzystny wpływ na kształtowanie EBITDA r/r mały niższe przychody z opłaty przyłączeniowej oraz wyższy koszt podatku od nieruchomości r/r związany z wysokimi wydatkami inwestycyjnymi oraz wzrostem stawek. Wyższe natomiast było saldo pozostałej działalności operacyjnej, w tym

przede wszystkim niższe odpisy aktualizujące należności oraz wyższy wynik na odsprzedaży niefinansowych aktywów trwałych.

Z kolei istotny wpływ na spadek wyniku operacyjnego EBIT o 23 mln zł r/r (do 1 088 mln zł) miał wzrost poziomu kosztu amortyzacji, w związku z wysokim CAPEX w roku 2024 i w I półroczu 2025 roku.

Nakłady inwestycyjne tej Linii wyniosły 1 267 mln zł i były wyższe o 30% niż w I półroczu 2024 roku.

5.2. LINIE BIZNESOWE NOWA ENERGETYKA, ENERGETYKA ZAWODOWA I CIEPŁOWNICTWO

5.2.1. DZIAŁALNOŚĆ BIZNESOWA I OPERACYJNA

Tabela 13: Produkcja energii elektrycznej brutto (GWh)

Produkcja energii elektrycznej brutto (GWh)	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Elektrownie - węgiel kamienny	204	340	137	67%	457	796	340	74%
Elektrownie - współspalanie biomasy	15	5	(10)	-65%	15	5	(10)	-66%
Elektrociepłownie - gaz	-	4	4	-	-	4	4	-
Elektrociepłownie - biomasa	17	16	(1)	-5%	37	52	16	43%
Elektrownie - woda	200	125	(76)	-38%	590	270	(319)	-54%
Elektrownia szczytowo-pompowa	30	41	11	36%	69	85	16	22%
Elektrownie - wiatr	88	128	40	45%	245	253	8	3%
Elektrownie - fotowoltaika	32	109	77	> 100%	43	167	124	> 100%
Produkcja energii razem	586	768	182	31%	1 456	1 634	178	12%
w tym z OZE	352	383	30	9%	930	749	(181)	-19%

Aktywa wytwórcze w Grupie Energa w I półroczu 2025 roku wyprodukowały 1,6 TWh energii elektrycznej wobec 1,5 TWh w I półroczu 2024 roku, czyli o 12% więcej r/r. Wzrost produkcji odnotowała przede wszystkim elektrownia węglowa w Ostrołęce oraz elektrownie fotowoltaiczne. Tendencja spadkowa dotyczyła głównie elektrowni wodnych. W I półroczu 2025 roku 49% wytworzonej przez Grupę energii elektrycznej brutto pochodziło z węgla kamiennego, 22% z wody, 16% z wiatru, 10% z fotowoltaiki i 4% z biomasy.

Poziom produkcji w elektrowni w Ostrołęce wynikał z poziomu pracy w wymuszeniu na rzecz Operatora Systemu Przesyłowego w Polsce i pośrednio zależny był od dyspozycyjności bloków oraz przyjętej strategii sprzedażowej w odniesieniu do panujących możliwości handlowych w tym okresie. Produkcja energii w źródłach wodnych to efekt występujących warunków hydrologicznych, natomiast poziom produkcji z wiatru wynikał z panujących warunków pogodowych oraz wzrostu mocy r/r. Wzrost produkcji w elektrowniach PV był spowodowany głównie zwiększeniem dostępnej mocy. Produkcja energii w elektrociepłowniach Grupy to pochodna produkcji ciepła, która była zależna od zapotrzebowania na ciepło przez odbiorców lokalnych Grupy. Na wielkość produkcji energii miała również wpływ dyspozycyjność posiadanych bloków oraz dostępność i ceny bieżące paliw.

W II kwartale 2025 roku można było zaobserwować podobną tendencję produkcji energii w zakresie elektrowni w Ostrołęce i źródeł PV jak w opisanym powyżej układzie półrocznym, dodatkowo przy istotnym obniżeniu produkcji z elektrowni wodnych.

Produkcja ciepła brutto w TJ	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Energa Kogeneracja Sp. z o.o.	272	342	70	26%	1 112	1 168	56	5%

Tabela 14: Produkcja ciepła brutto (TJ)

Energa Elektrownie Ostrołęka S.A.	171	168	(4)	-2%	576	552	(23)	-4%
Energa Ciepło Kaliskie Sp. z o.o.	24	40	17	70%	145	190	45	31%
Produkcja ciepła brutto razem	467	550	83	18%	1 833	1 910	77	4%

W I półroczu 2025 roku Grupa wyprodukowała 1 910 TJ energii cieplnej, o 4% więcej niż w analogicznym okresie roku poprzedniego, na co wpływ miała m.in. temperatura powietrza kształtująca zapotrzebowanie na ciepło u odbiorców Grupy na rynkach lokalnych w miastach Ostrołęka, Elbląg i Kalisz.

W II kwartale 2025 roku dynamika wzrostu produkcji ciepła r/r była wyższa niż w całym I półroczu i wynosiła 18%, co również było efektem zapotrzebowania odbiorców na ciepło ze względu na warunki pogodowe.

Zużycie paliw*	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024
								(%)
Węgiel kamienny
Ilość (tys. ton)	101	167	66	65%	240	398	158	66%
Koszt (mln zł)	89	74	(15)	-17%	217	194	(23)	-10%
Gaz
Ilość [tys. m3 ]	933	2 851	1 917	> 100%	11 384	9 281	(2 103)	-18%
Koszt (mln zł)	4	10	6	> 100%	30	32	2	8%
Biomasa
Ilość (tys. ton)	28	19	(9)	-33%	50	49	(1)	-2%
Koszt (mln zł)	28	15	(13)	-47%	51	40	(11)	-22%
Zużycie paliw razem (mln zł)	121	99	(23)	-19%	298	266	(32)	-11%

Tabela 15: Wolumen i koszt zużycia kluczowych paliw*

W I półroczu 2025 roku wytwórcy Grupy zużyli o 158 tys. ton więcej węgla kamiennego, o 1 tys. ton mniej biomasy oraz o 2 mln m³ mniej gazu w stosunku do analogicznego okresu 2024 roku. Wyższe zużycie węgla wynikało z wyższej produkcji energii elektrycznej głównie przez elektrownię w Ostrołęce, natomiast zużycie biomasy było zależne m.in. zyskowności produkcji z bloku kogeneracyjnego w Elblągu, jak również dyspozycyjności samego obiektu. Zużycie gazu było pochodną korelacji cen gazu, węgla i biomasy jak również (tak jak w przypadku innych obiektów wytwórczych) dyspozycyjnością posiadanych obiektów. Jednocześnie odnotowano niższe koszty jednostkowe zakupu węgla oraz biomasy przy wzroście kosztu jednostkowego zakupu gazu.

W II kwartale 2025 roku można było zaobserwować podobną tendencję produkcyjną w zakresie zużycia węgla oraz wyższe zużycie gazu względem niższego zużycia biomasy.

5.2.2. WYNIKI FINANSOWE LINII BIZNESOWEJ NOWA ENERGETYKA

Rysunek 14: Wyniki Linii Biznesowej Nowa Energetyka Grupy Energa (mln zł)

Tabela 16: Wyniki Linii Biznesowej Nowa Energetyka Grupy Energa (mln zł)

w mln zł	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)
Przychody	180	198	18	10%
EBITDA	121	120	(1)	-1%
amortyzacja	30	47	17	57%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	91	73	(18)	-20%
CAPEX	83	203	120	> 100%

w mln zł	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Przychody	456	374	(82)	-18%
EBITDA	323	221	(102)	-32%
amortyzacja	59	89	30	51%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	264	132	(132)	-50%
CAPEX	133	316	183	> 100%

Poniższa tabela prezentuje podział EBITDA Linii Biznesowej Nowa Energetyka w podziale na poszczególne Obszary. Zestawienie zawiera dane jednostkowe z uwzględnieniem eliminacji transakcji wzajemnych pomiędzy Obszarami biznesowymi oraz korekt konsolidacyjnych.

w mln zł	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Woda	83	77	(5)	-6%	236	130	(106)	-45%
Wiatr	25	27	2	10%	73	60	(13)	-18%
PV	9	17	8	94%	11	36	25	> 100%
Pozostałe i korekty	5	(2)	(7)	< -100%	2	(5)	(8)	< -100%
Nowa Energetyka	121	120	(1)	-1%	323	221	(102)	-32%

Tabela 17: EBITDA Linii Biznesowej Nowa Energetyka w podziale na Obszary (mln zł)

Rysunek 15: EBITDA bridge Linii Biznesowej Nowa Energetyka (w mln zł)

EBITDA Linii Biznesowej Nowa Energetyka w I półroczu 2025 roku wyniosła 221 mln zł (o 102 mln zł mniej r/r), a jej udział w łącznej EBITDA Grupy ukształtował się na poziomie 10% (wobec 15% w I półroczu 2024 roku). Głównym czynnikiem kształtującym poziom EBITDA Linii w I półroczu 2025 roku były przychody ze sprzedaży energii elektrycznej.

Niższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej wynikały głównie z niższych wolumenów produkcji w elektrowniach wodnych, które były zależne od warunków pogodowych.

Jednym ze źródeł przychodów tej Linii Biznesowej są przychody z usług systemowych. W ramach tej kategorii Linia ewidencjonuje m.in. wdrożony z początkiem 2021 roku mechanizm rozliczeniowy w postaci Rynku Mocy oraz pozostałe usługi systemowe świadczone na rzecz Operatora Sieci Przesyłowych (m.in. przez ESP Żydowo). Łączne przychody z usług systemowych w I półroczu 2025 roku wyniosły 54 mln zł (gdzie 15 mln stanowiły przychody z Rynku Mocy), wobec 29 mln zł w analogicznym okresie poprzedniego roku (gdzie 27 mln zł stanowiły przychody z Rynku Mocy).

Nakłady inwestycyjne tej Linii w I półroczu 2025 roku wyniosły 316 mln zł , a ich poziom wynikał głównie z rozwoju projektów budowy nowych mocy w źródłach fotowoltaicznych oraz wiatrowych w Grupie.

W II kwartale 2025 Linia miała zbliżony poziom EBITDA w ujęciu r/r (odchylenie na poziomie -1%).

Tabela 18: Wyniki Obszaru Nowa Energetyka Woda (mln zł)

w mln zł	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Przychody	123	119	(4)	-3%	322	223	(99)	-31%
EBITDA	83	77	(5)	-6%	236	130	(106)	-45%
EBIT	76	72	(4)	-6%	223	119	(104)	-47%
CAPEX	4	3	(2)	-39%	5	4	(1)	-25%

Tabela 19: Wyniki Obszaru Nowa Energetyka Wiatr (mln zł)

w mln zł	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Przychody	41	45	4	9%	112	95	(17)	-16%
EBITDA	25	27	2	10%	73	60	(13)	-18%
EBIT	8	6	(2)	-20%	40	20	(20)	-51%
CAPEX	7	23	16	> 100%	8	43	34	> 100%

Tabela 20: Wyniki Obszaru Nowa Energetyka PV (mln zł)

w mln zł	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Przychody	12	30	18	> 100%	16	51	35	> 100%
EBITDA	9	17	8	94%	11	36	25	> 100%
EBIT	4	(2)	(6)	< -100%	1	(2)	(3)	< -100%
CAPEX	3	10	7	> 100%	6	24	19	> 100%

5.2.3. WYNIKI FINANSOWE LINII BIZNESOWEJ ENERGETYKA ZAWODOWA

Rysunek 16: Wyniki Linii Biznesowej Energetyka Zawodowa Grupy Energa (mln zł)

Tabela 21: Wyniki Linii Biznesowej Energetyka Zawodowa Grupy Energa (mln zł)

w mln zł	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)
Przychody	298	291	(7)	-2%
EBITDA	(56)	40	96	> 100%
amortyzacja	3	4	1	33%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	(59)	36	95	> 100%
CAPEX	440	88	(352)	-80%

w mln zł	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Przychody	558	763	205	37%
EBITDA	(97)	132	229	> 100%
amortyzacja	5	8	3	60%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	(102)	124	226	> 100%
CAPEX	733	174	(559)	-76%

Rysunek 17: EBITDA bridge Linii Biznesowej Energetyka Zawodowa (w mln zł)

EBITDA Linii Biznesowej Energetyka Zawodowa w I półroczu 2025 roku wyniosła 132 mln zł (o 229 mln zł więcej r/r), a jej udział w łącznej EBITDA Grupy ukształtował się na poziomie 6% (wobec braku pozytywnej kontrybucji do wyniku EBITDA w I półroczu 2024 roku). Głównymi czynnikami kształtującymi poziom EBITDA tej Linii w I półroczu 2025 roku były m.in. przychody ze sprzedaży energii, koszty zużycia kluczowych paliw do produkcji oraz koszty zakupu uprawnień do emisji. Dodatkowo na wynik Linii wpływ miała wycena ryzyka kontraktów na energię elektryczną i wyceny zapasu paliw pod kontrakty rodzące obciążenia w elektrowni węglowej w Ostrołęce.

CO2

paliwa

Wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej wynikały głównie z wyższych wolumenów produkcji w elektrowni węglowej w Ostrołęce oraz dodatkowo wyższych cen sprzedaży energii przez to aktywo w porównywalnych okresach sprawozdawczych.

Oszczędności na koszcie zużycia paliw do produkcji były pochodną głównie niższych kosztów zużycia związanych z istotnie niższym wykorzystaniem oleju opałowego jako paliwa do produkcji ciepła. Dodatkowo, wyższy wolumen produkcji z węgla został pokryty niższymi cenami zużytego węgla.

Wyższy koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 był spowodowany wyższą produkcją przez elektrownię w Ostrołęce oraz relatywnie niewielką ilością przyznanych darmowych uprawnień do emisji. Powyższe miało miejsce przy wyższych cenach rynkowych uprawnień do emisji w bieżącym okresie raportowym.

Jednym ze źródeł przychodów tej Linii Biznesowej 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 I półroczu 2025 roku wyniosły 112 mln zł (gdzie 92 mln stanowiły przychody z Rynku Mocy), wobec 102 mln zł w analogicznym okresie poprzedniego roku (gdzie 88 mln zł stanowiły przychody z Rynku Mocy).

Wpływ wyceny kontraktów na energię elektryczną i wyceny zapasu paliw pod kontrakty rodzące obciążenia wynika z polityki zarządzania ryzykiem w zakresie wyceny kontraktów zawartych przez elektrownię w Ostrołęce na sprzedaż energii elektrycznej oraz wyceny ryzyka pod jej działalność ciepłowniczą.

Nakłady inwestycyjne tej Linii w I półroczu 2025 roku wyniosły 174 mln zł. Istotny udział stanowiły zadania związane z budową dwóch elektrowni gazowych w Grudziądzu i Ostrołęce (nakłady na poziomie 134 mln zł) realizowane przez spółki celowe. Dodatkowo, w elektrowni w węglowej w Ostrołęce (spółka Energa Elektrownie Ostrołęka) trwały prace związane głównie z

remontem kapitalnym bloku nr 3 (nakłady na poziomie 27 mln zł) oraz jego dostosowaniem do współspalania biomasy (nakłady na ten cel na poziomie 8 mln zł).

W II kwartale 2025 roku można było zaobserwować podobną tendencję r/r w zakresie zmian wyniku na poziomie EBITDA do tej przedstawionej w I półroczu r/r.

5.2.4. WYNIKI FINANSOWE LINII BIZNESOWEJ CIEPŁOWNICTWO

Rysunek 18: Wyniki Linii Biznesowej Ciepłownictwo Grupy Energa (mln zł)

Tabela 22: Wyniki Linii Biznesowej Ciepłownictwo Grupy Energa (mln zł)

w mln zł	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)
Przychody	78	89	11	14%
EBITDA	2	-	(2)	-100%
amortyzacja	6	7	1	17%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	3	3	-
EBIT	(4)	(10)	(6)	< -100%
CAPEX	20	90	70	> 100%

w mln zł	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Przychody	230	261	31	13%
EBITDA	18	39	21	> 100%
amortyzacja	13	14	1	8%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	3	3	-
EBIT	5	22	17	> 100%
CAPEX	39	107	68	> 100%

Rysunek 19: EBITDA bridge Linii Biznesowej Ciepłownictwo (w mln zł)

EBITDA Linii Biznesowej Ciepłownictwo w I półroczu 2025 roku wyniosła 39 mln zł (o 21 mln zł więcej r/r), a jej udział w łącznej EBITDA Grupy ukształtował się na poziomie 2% (wobec 1% w I półroczu 2024 roku). Głównymi czynnikami kształtującymi poziom EBITDA tej Linii w I półroczu 2025 roku były m.in. przychody ze sprzedaży energii, przychody ze sprzedaży i dystrybucji ciepła, koszty zużycia paliw do produkcji oraz koszty zakupu uprawnień do emisji.

Wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej wynikały głównie z wyższych wolumenów produkcji przez blok biomasowy w Elblągu oraz wyższych cen sprzedaży energii w porównywalnych okresach sprawozdawczych.

Wyższe przychody ze sprzedaży i dystrybucji ciepła były podyktowane m.in. wzrostem cen sprzedaży ciepła oraz wyższym wolumenem.

Koszt zużycia paliw do produkcji był pochodną głównie niższych kosztów jednostkowych zużycia paliw tj. węgla i biomasy.

Wyższy koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 był spowodowany głównie wyższymi cenami rynkowymi uprawnień do emisji w bieżącym okresie raportowym.

Nakłady inwestycyjne tej Linii w II kwartale 2025 roku były na poziomie 90 mln zł, a ich poziom wynikał głównie z zadań związanych z budową silników gazowych w Kaliszu i Elblągu.

Wielkość poziomu EBITDA w II kwartale 2025 roku oraz II kwartale 2024 roku można uznać za nieistotny w odniesieniu do wyniku całej Grupy za te okresy.

5.3. LINIA BIZNESOWA DETAL

5.3.1. DZIAŁALNOŚĆ BIZNESOWA I OPERACYJNA

Tabela 23: Sprzedaż energii elektrycznej przez Linię Biznesową Detal (GWh)

Sprzedaż energii elektrycznej przez Linię Biznesową Detal w GWh	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Sprzedaż energii detaliczna	3 816	3 890	74	2%	8 421	8 544	123	1%
Sprzedaż energii na rynku hurtowym, w tym:	1 549	1 880	331	21%	2 531	2 986	455	18%
Sprzedaż energii na rynek bilansujący	328	253	(75)	-23%	635	460	(175)	-28%
Pozostała sprzedaż hurtowa	1 221	1 627	406	33%	1 895	2 526	631	33%
Sprzedaż energii razem	5 365	5 770	404	8%	10 952	11 530	579	5%

W I półroczu 2025 roku łączny wolumen sprzedanej energii elektrycznej przez Linię Biznesową Detal wyniósł 11 530 GWh i był wyższy o 5% (tj. o 579 GWh) w porównaniu do I półrocza 2024 roku. Wzrost wolumenu sprzedaży to efekt wyższej sprzedaży na rynku hurtowym przy stabilnej sprzedaży na rynku detalicznym.

Wolumen sprzedaży na rynku detalicznym wyniósł 8 544 GWh w I półroczu 2025 roku i był na bardzo zbliżonym poziomie, jak w tym samym okresie roku ubiegłego (wzrósł o 1%).

Na koniec I półrocza 2025 roku liczba odbiorców końcowych energii elektrycznej (Punkty Poboru Energii) Linii Biznesowej Detal wynosiła 3,4 mln, co oznacza wzrost o ok. 72 tys. klientów w ujęciu r/r. Za przyrost bazy klientów w głównej mierze odpowiada grupa taryfowa G (gospodarstwa domowe) oraz mały i średni biznes (grupa taryfowa C).

Sprzedaż energii elektrycznej na rynku hurtowym wzrosła w I półroczu 2025 roku o 455 GWh (tj. o 18%) w stosunku do I półrocza 2024 roku, co było efektem wyższej skali wyprzedaży nadwyżek energii elektrycznej powiązanej z profilowaniem i bilansowaniem portfela energii. Poziom sprzedaży hurtowej energii elektrycznej determinowany jest procesem profilowania i bilansowania portfela energii.

W II kwartale 2025 roku trend był analogiczny jak w całym I półroczu 2025 roku, tj. wolumen sprzedaży energii był wyższy o 8% (o 404 GWh) r/r. Wolumen sprzedaży na rynku detalicznym był nieznacznie wyższy (o 2%) niż w II kwartale ubiegło roku, z kolei wolumen sprzedaży energii na rynku hurtowym wzrósł o 21% r/r.

5.3.2. WYNIKI FINANSOWE

Rysunek 20: Wyniki Linii Biznesowej Detal Grupy Energa (w mln zł)

Tabela 24: Wyniki Linii Biznesowej Detal Grupy Energa (w mln zł)

w mln zł	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana (%)
Przychody	3 134	2 619	(515)	-16%
EBITDA	252	186	(66)	-26%
amortyzacja	8	11	3	38%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	244	175	(69)	-28%
CAPEX	3	14	11	> 100%

w mln zł	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana 2025/2024	Zmiana 2025/2024 (%)
Przychody	6 684	5 720	(964)	-14%
EBITDA	202	124	(78)	-39%
amortyzacja	16	21	5	31%
odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych	-	-	-	-
EBIT	186	103	(83)	-45%
CAPEX	29	18	(11)	-38%

Rysunek 21: EBITDA Bridge Linii Biznesowej Detal (w mln zł)

W I półroczu 2025 roku EBITDA Linii Biznesowej Detal wyniosła 124 mln zł i była niższa o 78 mln zł w porównaniu z wynikiem osiągniętym w analogicznym okresie 2024 roku (EBITDA na poziomie 202 mln zł). EBITDA tej Linii w I półroczu 2025 roku stanowiła 6% EBITDA Grupy, podczas gdy w I półroczu 2024 roku udział ten wynosił 10%.

Przychody Linii Biznesowej Detal w I półroczu 2025 roku wyniosły 5 720 mln zł i były o 964 mln zł (14%) niższe w porównaniu z I półroczem 2024 roku. Spadek przychodów wynikał z niższych cen sprzedaży energii elektrycznej, co było odzwierciedleniem ich spadku na rynku, a także niższego wolumenu sprzedaży gazu.

Na wyniki finansowe Linii Biznesowej Detal w I półroczach 2024 i 2025 roku wpływ miały ustawowe regulacje w zakresie cen sprzedaży energii elektrycznej dla niektórych odbiorców końcowych. W związku z ich przedłużeniem na 2024 rok, a także z uwagi na poziom taryf dla energii elektrycznej dla gospodarstw domowych zatwierdzonych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na 2024 rok, wystąpiła konieczność utworzenia rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia w 2024 roku. Rezerwa taka została utworzona w grudniu 2023 roku (na stratę w 2024 roku) obciążając wyniki finansowe Linii Biznesowej Detal w roku jej utworzenia. Następnie, przedmiotowa rezerwa były sukcesywnie wykorzystywane w trakcie 2024 roku korzystnie wpływając na wyniki finansowe Linii. Pomimo kolejnego przedłużenia regulacji w zakresie cen sprzedaży energii elektrycznej na 2025 rok, nie wystąpiła konieczność utworzenia takiej rezerwy na kontrakty rodzące obciążenie w 2025 roku i tym samym nie było efektu jej wykorzystywania w I półroczu 2025 roku. W związku z powyższym, negatywnie wpłynęło to na zmianę EBITDA w ujęciu r/r w kwocie 335 mln zł (wartość wykorzystanej rezerwy w I półroczu 2024 roku).

Marża na sprzedaży energii elektrycznej okazała się wyższa r/r o 247 mln zł na skutek głównie mniej niekorzystnego wpływu regulacji w zakresie cen energii elektrycznej w I półroczu 2025 roku względem I półrocza 2024 roku. Ponadto, w I półroczu 2025 roku obowiązywała korzystniejsza dla Energa Obrót SA taryfa Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki dla gospodarstw domowych w porównaniu do analogicznego okresu roku ubiegłego.

W I półroczu 2025 roku odpisy aktualizujące należności okazały się niższe o 14 mln zł względem analogicznego okresu roku ubiegłego, co pozytywnie wpłynęło na zmianę EBITDA w ujęciu r/r. Było to związane z niższymi cenami energii elektrycznej ukształtowanymi przez rynek w 2025 roku w porównaniu do 2024 roku, a także odzyskanymi wpłatami na poczet należności sądowych.

W II kwartale 2025 roku EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż wyniosła 186 mln zł i była niższa o 66 mln zł w porównaniu z analogicznym okresem 2024 roku. Przyczyny zmiany EBITDA r/r w ujęciu kwartalnym są zbliżone do przyczyn przedstawionych w ujęciu półrocznym powyżej, tj. najistotniejszy wpływ na spadek wyniku miały rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia (-75 mln zł) oraz odpisy aktualizujące należności (+14). Inaczej niż w ujęciu półrocznym, marża na sprzedaży energii elektrycznej nie wpłynęła istotnie na zmianę EBITDA (-2 mln zł).

6.ZARZĄDZANIE RYZYKIEM

6.1. ZINTEGROWANY SYSTEM ZARZĄDZANIA RYZYKIEM W GRUPIE ENERGA

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 22: 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:

$$Q$$

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.

6.2. OPIS ISTOTNYCH CZYNNIKÓW I 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 25: 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.	◼ 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.

Ryzyko	Opis ryzyka i potencjalnych skutków	Podejście do kontroli ryzyka
	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.	◼ 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. 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).	◼ Wyznaczenie członka Zarządu Energa S.A. odpowiedzialnego za zarządzanie kwestiami klimatycznymi. ◼ Funkcjonowanie zintegrowanego systemu zarządzania środowiskowo-energetycznego, 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	◼ Polityka Marketingowa Grupy Energa. ◼ Planowanie działalności sponsoringowej i marketingowej.

Ryzyko	Opis ryzyka i potencjalnych skutków	Podejście do kontroli ryzyka
	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	◼ 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).	◼ 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.

Ryzyko	Opis ryzyka i potencjalnych skutków	Podejście do kontroli ryzyka
	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.	◼ 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 26: 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.	◼ Współpraca z kancelariami prawnymi i weryfikacja jakości usług świadczonych w zakresie pomocy prawnej. ◼ Systemy informatyczne do monitorowania i raportowania istotnych spraw.
	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.	◼ 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 danych, czy zarządzania ryzykiem ochrony danych osobowych. ◼ Cykliczne szkolenia i komunikacja informacyjna w zakresie podstawowych obowiązków pracowników. ◼ Rekomendacje Forum ODO.
Ryzyko nadużyć/czynów niedozwolonych	Ryzyko dotyczy sytuacji i zachowań związanych z nadużyciami, w tym konfliktem interesów, korupcją 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.	◼ Polityka przeciwdziałania nadużyciom i konfliktowi interesów. ◼ 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. ◼ Wdrożono Politykę ochrony sygnalistów w Grupie Energa. ◼ Trzy linie obrony organizacji (system kontroli wewnętrznej, system zarządzania ryzykiem, audyt). ◼ Obowiązkowe klauzule dot. antykorupcji i konfliktu interesów w umowach z kontrahentami.

Ryzyko	Opis ryzyka i potencjalnych skutków	Podejście do kontroli ryzyka
		◼ 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.

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 27: 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 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	◼ Realizacja inwestycji w strukturze projektowej lub przez dedykowane spółki celowe. ◼ 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.
	wizerunkowych.
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	Opis ryzyka i potencjalnych skutków	Podejście do kontroli ryzyka
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 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.	◼ Prowadzenie dialogu społecznego. ◼ Prowadzenie rokowań pracowniczych. ◼ Realizacja postanowień układów zbiorowych pracy i porozumień zbiorowych. ◼ 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.

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. ◼ 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 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.	◼ Zarządzanie ryzykiem głównej działalności w obszarze sprzedaży. ◼ Procesy i regulacje wewnętrzne związane z obszarami kontraktacji, handlu i zakupów. ◼ 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.

Tabela 28: Najistotniejsze ryzyka finansowe zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy

Ryzyko	Opis ryzyka i potencjalnych skutków	Podejście do kontroli ryzyka
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.AKCJE I AKCJONARIAT

6.1. INFORMACJE O AKCJACH I AKCJONARIACIE ENERGI SA

Akcje Energi SA są notowane na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie od 2013 roku. Na dzień 30 czerwca 2025 roku oraz na dzień sporządzenia niniejszego Sprawozdania strategicznym akcjonariuszem Energi jest ORLEN, który posiada 90,92% akcji Spółki, co daje 93,28% głosów na jej Walnym Zgromadzeniu.

Tabela 29: Akcje Spółki według serii i rodzajów na dzień 30 czerwca 2025 roku oraz na dzień sporządzenia niniejszego Sprawozdania

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.

Tabela 30: Struktura akcjonariatu Spółki Energa według stanu na dzień 30 czerwca 2025 roku oraz na dzień sporządzenia niniejszego Sprawozdania

Nazwa akcjonariusza	Struktura akcjonariatu Spółki
	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 GIEŁDZIE PAPIERÓW WARTOŚCIOWYCH W WARSZAWIE

Tabela 31: Dane dotyczące akcji Spółki Energa na dzień 30 czerwca 2025 roku

Dane	Wartość
Cena emisyjna	17,00 zł
Liczba akcji	414 067 114
Kurs na koniec okresu	12,04 zł
Kapitalizacja na koniec okresu	5 mld zł
Minimum w okresie 6 m-cy 2025 roku	11,06 zł
Maximum w okresie 6 m-cy 2025 roku	14,46 zł
Średnia wartość obrotu w okresie 6 m-cy 2025 roku	0,57 mln zł
Średni wolumen obrotu w okresie 6 m-cy 2025 roku	45,33 tys. szt.

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

Rysunek 23: Zmiana kursu akcji Energi SA w porównaniu do zmian indeksów WIG, WIG30 i WIG-ENERGIA

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

Cena akcji Energi na zamknięciu sesji giełdowej w dniu 30 czerwca 2025 roku wyniosła 12,04 zł, co oznacza, że w porównaniu z kursem zamknięcia w ostatnim dniu 2024 roku (30 grudnia 2024 roku) spadła o 7,8%. W omawianym okresie indeks WIG zanotował wzrost o około 32%, a WIG-Energia wzrósł o około 75%.

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

17 stycznia 2025 roku agencja ratingowa Moody's utrzymała długoterminową ocenę ratingową w walucie krajowej dla Spółki na poziomie "Baa1" z perspektywą stabilną oraz pozostałe ratingi związane z Emitentem. Agencja zaznaczyła, że ratingi Emitenta są wspierane m.in. przez ogólny niski profil ryzyka biznesowego Spółki, biorąc pod uwagę, że przeważająca część dochodów Grupy Energa pochodzi z regulowanej działalności dystrybucyjnej energii elektrycznej, oraz ścisłą integrację Spółki z jej akcjonariuszem strategicznym – ORLEN S.A., który posiada wyższy rating ("A3" z perspektywą stabilną). Jednocześnie Moody's dodała, że poziom ratingów Spółki ograniczony jest m.in. przez wyższy profil ryzyka biznesowego segmentów wytwarzania i sprzedaży Grupy oraz ryzyko związane z realizacją znacznego programu inwestycyjnego w najbliższych latach.

6.4. ZESTAWIENIE STANU AKCJI W POSIADANIU OSÓB ZARZĄDZAJĄCYCH I NADZORUJĄCYCH

Na dzień 30 czerwca 2025 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.

7. POZOSTAŁE INFORMACJE O GRUPIE

7.1. INFORMACJE O ISTOTNYCH UMOWACH I TRANSAKCJACH

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 oraz koszt wytworzenia produktów lub usług.

Informacje dotyczące transakcji z podmiotami powiązanymi zostały zamieszczone w nocie 19 skróconego śródrocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego za okres 6 miesięcy zakończony dnia 30 czerwca 2025 roku.

UMOWY DOTYCZĄCE KREDYTÓW I POŻYCZEK

Szczegóły dotyczące umów kredytów i pożyczek opisane zostały między innymi w nocie nr 17 skonsolidowanego sprawozdania finansowego na dzień i za okres 6 miesięcy zakończony dnia 30 czerwca 2025 roku.

UMOWY KREDYTOWE Z MULTILATERALNYMI INSTYTUCJAMI FINANSOWYMI

KREDYTY NA FINANSOWANIE PROGRAMU INWESTYCYJNEGO ENERGA OPERATORA NA LATA 2009-2012

W latach 2009-2010 Energa wraz z EOP zawarły następujące umowy kredytowe, związane z rozbudową i modernizacją sieci dystrybucyjnej w latach 2009-2012:

• z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym ("EBI") z limitem 1 050 mln zł,
• z Europejskim Bankiem Odbudowy i Rozwoju ("EBOR") z limitem 1 076 mln zł,
• z Nordyckim Bankiem Inwestycyjnym ("NIB") z limitem 200 mln zł.

Powyższe finansowanie zostało w pełni wykorzystane, z czego do spłaty na dzień 30 czerwca 2025 roku pozostało na rzecz EBI – 17,1 mln zł. Termin ostatecznej spłaty kredytu przypada na dzień 15 grudnia 2025 roku.

KREDYTY NA FINANSOWANIE PROGRAMU INWESTYCYJNEGO ENERGA OPERATORA NA LATA 2012-2015

W 2013 roku Energa z EOP zawarły następujące umowy kredytowe z przeznaczeniem na sfinansowanie programu inwestycyjnego EOP w latach 2012-2015, związanego z rozbudową i modernizacją sieci dystrybucyjnej:

• z Europejskim Bankiem Odbudowy i Rozwoju ("EBOR") z limitem 800 mln zł,
• z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym ("EBI") z limitem 1 000 mln zł

Powyższe finansowanie zostało w pełni wykorzystane, z czego do spłaty na dzień 30 czerwca 2025 roku pozostało na rzecz EBI – 370,8 mln zł (z czego przez Energę 266,6 mln zł i Energę Operatora 104,2 mln zł). Termin ostatecznej spłaty uruchomionego kredytu przypada na dzień 15 września 2031 roku.

KREDYTY NA FINANSOWANIE PROGRAMU INWESTYCYJNEGO ENERGA OPERATORA NA LATA 2021-2023

W dniu 16 grudnia 2021 roku Energa wraz z EOP zawarły z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym umowę długoterminowego kredytu inwestycyjnego do kwoty będącej równowartością w PLN kwoty 150 mln EUR, z przeznaczeniem na sfinansowanie programu inwestycyjnego EOP na lata 2021-2023, w tym na takie zadania jak przyłączenia nowych odbiorców, modernizację sieci dystrybucyjnej, budowę i modernizację aktywów dystrybucyjnych celem przyłączenia m.in. nowych źródeł OZE oraz elementy inteligentnej sieci. Termin ostatecznej spłaty kredytu przypada na dzień 16 grudnia 2038 roku. Na dzień 30 czerwca 2025 roku kredyt był wykorzystany w kwocie 561,1 mln zł.

POŻYCZKA NA FINANSOWANIE PROGRAMU INWESTYCYJNEGO ENERGA OPERATORA NA LATA 2022-2036

W dniu 19 lutego 2025 roku Energa Operator podpisał z Bankiem Gospodarstwa Krajowego umowę pożyczki długoterminowej do kwoty 7 661,8 mln zł, ze środków Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności w ramach inwestycji G3.1.4 Wsparcie krajowego systemu energetycznego (Fundusz Wsparcia Energetyki) na rozwój inteligentnych sieci elektroenergetycznych, wspierających transformację energetyczną Polski. Termin ostatecznej spłaty pożyczki przypada na dzień 19 lutego 2050 roku. Na dzień 30 czerwca 2025 roku wykorzystanie pożyczki wyniosło 1 333,2 mln zł.

KREDYT CCGT OSTROŁĘKA

W dniu 29 czerwca 2023 roku spółka zależna CCGT Ostrołęka zawarła umowę kredytową łącznej wysokości 2 640 mln zł na sfinansowanie budowy elektrowni gazowo-parowej o mocy 745 MWe netto w Ostrołęce i działalności operacyjnej. Umowa

została zawarta z konsorcjum polskich i zagranicznych instytucji finansowych w składzie: Bank Gospodarstwa Krajowego, Alior Bank SA, Bank Polska Kasa Opieki SA, KfW IPEX-Bank GmbH oraz Erste Group Bank AG. Termin ostatecznej spłaty kredytu przypada na dzień 17 grudnia 2035 roku. Wykorzystanie kredytu na dzień 30 czerwca 2025 roku wyniosło 702,1 mln zł.

POŻYCZKI ENERGA FINANCE AB (PUBL)

W I półroczu 2025 roku kontynuowane były zawarte w marcu 2013 roku dwie pożyczki opiewające pierwotnie na łączną kwotę 499 mln euro, których Spółce udzieliła spółka zależna Energa Finance AB (publ), z terminem ostatecznej spłaty w dniu 27 lutego 2026 roku. Na dzień 30 czerwca 2025 roku wykorzystanie w/w pożyczek wyniosło 110 mln euro. Kontynuowana była również, zawarta w czerwcu 2017 roku, pożyczka udzielona Enerdze przez Energa Finance AB (publ) z terminem ostatecznej spłaty w dniu 28 lutego 2027 roku. Na dzień 30 czerwca 2025 roku wykorzystanie w/w pożyczki wyniosło 120 mln euro.

POŻYCZKA ORLEN

W dniu 9 grudnia 2022 roku została zawarta umowa pożyczki pomiędzy Energą a ORLEN w kwocie 1 000 mln zł, z terminem ostatecznej spłaty w dniu 14 maja 2027 roku. Na podstawie aneksu z dnia 29 września 2023 roku kwota pożyczki uległa zwiększeniu do 3 000 mln zł. Pożyczka o charakterze odnawialnym udzielona została na finansowanie przez Energa celów ogólnokorporacyjnych. Na dzień 30 czerwca 2025 roku wykorzystanie pożyczki wyniosło 2 050 mln zł.

UDZIELONE POŻYCZKI

W dniu 31 grudnia 2019 roku Energa zawarła z Energa Operatorem umowę pożyczki długoterminowej w kwocie 4 900 mln zł, z przeznaczeniem na refinansowanie zadłużenia EOP wobec Energi z tytułu obligacji długoterminowych do kwoty 1 566 mln zł oraz na sfinansowanie programu inwestycyjnego pożyczkobiorcy, realizowanego w latach 2020-2023, do kwoty 3 334 mln zł. Na dzień 30 czerwca 2025 roku wykorzystanie pożyczki wyniosło 1 867,6 mln zł.

W dniu 8 czerwca 2021 roku, Energa zawarła z Energa Wytwarzanie umowę pożyczki długoterminowej w kwocie 579,2 mln zł, z przeznaczeniem na refinansowanie zadłużenia Energa Wytwarzanie wobec Energi z tytułu obligacji długoterminowych. Na dzień 30 czerwca 2025 roku wykorzystanie pożyczki wyniosło 246,1 mln zł.

W dniu 28 czerwca 2023 roku Energa zawarła ze spółką zależną CCGT Ostrołęka umowę długoterminowej pożyczki w kwocie 650 mln zł, z przeznaczeniem na wsparcie finansowania programu inwestycyjnego CCGT Ostrołęka - budowy elektrowni gazowo-parowej o mocy 745 MW. Termin ostatecznej spłaty kredytu przypada na dzień 02 stycznia 2037 roku. Na dzień 30 czerwca 2025 roku wykorzystanie pożyczki wyniosło 51,5 mln zł.

W dniu 3 października 2023 roku Energa zawarła ze spółką zależną CCGT Ostrołęka umowę pożyczki długoterminowej w kwocie 325 mln zł, z przeznaczeniem na wsparcie finansowania programu inwestycyjny CCGT Ostrołęka - budowy elektrowni gazowo-parowej o mocy 745 MW. Termin ostatecznej spłaty kredytu przypada na dzień 2 stycznia 2037 roku. Na dzień 30 czerwca 2025 roku wykorzystanie pożyczki wyniosło 233,5 mln zł.

W dniu 16 maja 2025 roku Energa zawarła ze spółką zależną Energa Informatyka i Technologie umowę pożyczki długoterminowej w kwocie 17,6 mln zł, z przeznaczeniem na zakup licencji nieograniczonego stosowania oprogramowania ORACLE. Termin ostatecznej spłaty kredytu przypada na dzień 31 marca 2030 roku. Na dzień 30 czerwca 2025 roku wykorzystanie pożyczki wyniosło 16,7 mln zł.

Ponadto, w okresie sprawozdawczym Grupa Energa realizowała obsługę wewnętrznych programów emisji obligacji. Poniższa tabela przedstawia nominalną wartość objętych przez Energę i niewykupionych obligacji w podziale na poszczególnych emitentów będących spółkami z Grupy Kapitałowej Energa według stanu na dzień 30 czerwca 2025 roku.

Tabela 32: Nominalna wartość objętych przez Energę SA i niewykupionych obligacji w podziale na poszczególnych emitentów według stanu na dzień 30 czerwca 2025 roku (mln zł)

Lp.	Nazwa spółki	Nominalna wartość objętych obligacji (w tys. zł)
1.	Energa Operator	533 000
	RAZEM	533 000

UMOWY UBEZPIECZENIA

W Grupie obowiązuje wspólna Polityka ubezpieczeniowa, która zapewnia spółkom Grupy ochronę ubezpieczeniową od ryzyk związanych z prowadzoną działalnością i posiadanym mieniem, w najwyższym, dostępnym na rynku standardzie oraz przy rzetelnie ustalonej, rynkowej składce. Przyjęte sumy ubezpieczenia określone są na poziomie adekwatnym do zdiagnozowanych ryzyk własnych oraz czynników zewnętrznych, odpowiednio dla profilu podmiotów sektora energetycznego w Polsce.

We współpracy z firmą brokerską, w Grupie Energa realizowany jest wspólny Program Ubezpieczeniowy. Zgodnie z przyjętymi, wypracowanymi w nim warunkami, wszystkie spółki mają zrównany okres ubezpieczenia w kluczowych ryzykach, a w większości przypadków umowy zawierane są na okres trzech lat. Program dopuszcza wystandaryzowany zakres ochrony dla ryzyk nim objętych, z indywidualnymi zapisami rozszerzającymi, uwzględniającymi specyficzne potrzeby spółek.

Umowy ubezpieczenia zawierane są z wiodącymi firmami ubezpieczeniowymi działającymi w Polsce. Aktualnie, głównym partnerem Grupy Energa w obszarze ubezpieczeń jest Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych Polski Zakład Ubezpieczeń Wzajemnych.

UDZIELONE PORĘCZENIA I GWARANCJE

Tabela 33: Informacja na temat działalności poręczeniowej i gwarancyjnej Spółki Energa według stanu na dzień 30 czerwca 2025 roku

Lp.	Data udzielenia poręczenia lub gwarancji	Data obowiązywania poręczenia lub gwarancji	Podmiot, za który udzielono poręczenia lub gwarancji	Podmiot, na rzecz którego udzielono poręczenie lub gwarancję	Forma udzielonego poręczenia lub gwarancji	Kwota poręczenia lub gwarancji (w mln zł)	Kwota zobowiązania według stanu na 30.06.2025 zabezpieczona poręczeniem lub gwarancją (mln zł)
1.	2012-11-15	2033-12-31	Energa Finance AB	obligatariusze	umowa poręczenia*	5 302,4	1 273,0
2.	2018-10-31	2026-01-01	ENSPIRION Sp. z o.o.	Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA	umowa poręczenia	10,1	1,5
3.	2019-11-15	2027-01-01	ENSPIRION Sp. z o.o.	Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA	umowa poręczenia	10,7	2,2
4.	2020-12-03	2028-01-01	ENSPIRION Sp. z o.o.	Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA	umowa poręczenia	17,2	15,0
5.	2025-02-19	2056-12-31	Energa Operator SA	Bank Gospodarstwa Krajowego	umowa poręczenia	1 608,0	1 340,0
6.	2025-04-25	2025-12-31	Spółki GK Energa	Orlen SA	umowa poręczenia	5 400,1	5 400,1
7.			Pozostałe Spółki GK Energa		poręczenie** - umowa o udzielanie gwarancji	2,0	0,4
	RAZEM					12 350,5	8 032,2

* w dniu 15 listopada 2012 roku ustanowiony został program emisji euroobligacji średnioterminowych EMTN na kwotę maksymalną do 1 000 000 000 EUR. W ramach Programu Obligacji EMTN, Energa Finance AB (publ) zarejestrowana pod prawem szwedzkim, działająca jako spółka zależna od Energi SA, może emitować euroobligacje o terminie wykupu od jednego roku do dziesięciu lat. Na mocy umowy poręczenia z dnia 15 listopada 2012 roku, zmienionej w dniu 16 lutego 2017 roku, Energa zobowiązała się bezwarunkowo i nieodwołalnie poręczyć zobowiązania Energi Finance AB (publ) wynikające z euroobligacji do kwoty 1 250 000 000 EUR w terminie do dnia 31 grudnia 2033 roku włącznie. W dniu 19 marca 2013 roku Spółka Energa Finance AB (publ) wyemitowała I serię euroobligacji w kwocie 500 000 000 EUR, które zostały wykupione w dniu 19 marca 2020 roku; a w dniu 7 marca 2017 roku kolejną II serię euroobligacji w kwocie 300 000 000 EUR i terminie wykupu w dniu 7 marca 2027 roku.

** Poręczenia według prawa cywilnego udzielone przez Energę za zobowiązania spółek Grupy wynikające z gwarancji bankowych udzielonych przez PKO BP SA w ramach limitów gwarancyjnych dedykowanych spółkom z Grupy. Okres wykorzystania limitu do dnia 19 września 2022 roku. Terminy ważności gwarancji udzielonych w ramach limitu mogą wykraczać poza okres jego ważności. Spłata zobowiązań zabezpieczona jest poręczeniem według prawa cywilnego.

Pozostała kwota zobowiązań warunkowych (gwarancji) na dzień 30 czerwca 2025 roku obejmuje gwarancje udzielone na zlecenie spółek Grupy Energa przy udziale ORLEN w kwocie 761,0 mln zł, w tym; gwarancje bankowe w kwocie 247,1 mln zł oraz gwarancje korporacyjne w kwocie 513,9 mln zł.

OCENA ZARZĄDZANIA ZASOBAMI FINANSOWYMI I MOŻLIWOŚCI REALIZACJI ZAMIERZEŃ INWESTYCYJNYCH

W trakcie I półrocza 2025 roku Grupa Energa dysponowała środkami finansowymi gwarantującymi terminową obsługę wszystkich bieżących i planowanych wydatków związanych z prowadzoną działalnością operacyjną i inwestycyjną. Posiadane środki pieniężne jak również dostępne linie kredytowe umożliwiają elastyczne prowadzenie polityki zarządzania płynnością.

Realizacja przedsięwzięć inwestycyjnych opierała się o wykorzystanie środków własnych, jak również finansowania dłużnego. Strukturyzowanie realizowanych projektów zakłada utrzymanie bezpieczeństwa finansowego Grupy Energa mającego wyraz w wykorzystywaniu długoterminowych źródeł finansowania dłużnego, prowadzeniu polityki dywidendowej adekwatnej do realizowanej strategii, a także utrzymaniu kowenantów finansowych na poziomach uzgodnionych z dostawcami kapitału dłużnego, jak również utrzymania ratingu na poziomie inwestycyjnym. Dwa ostatnie elementy stanowią ograniczenia determinujące możliwości inwestycyjne Grupy Energa, które definiowane są w horyzoncie długoterminowym. Tak konserwatywne podejście pozwala prowadzić politykę inwestycyjną w sposób minimalizujący ryzyka przekroczenia kowenantów finansowych, czy obniżenia poziomu ratingu, a przy tym optymalizować strukturę finansową Grupy z uwzględnieniem aktualnych i przewidywanych trendów na rynku finansowym.

Spółka monitorowała ryzyko utraty płynności przy pomocy narzędzia okresowego planowania płynności, z uwzględnieniem terminów wymagalności/zapadalności zarówno zobowiązań inwestycyjnych jak i posiadanych aktywów i zobowiązań finansowych oraz prognozowanych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej, w celu utrzymania równowagi pomiędzy ciągłością a elastycznością finansowania, poprzez korzystanie z różnych źródeł finansowania.

W I półroczu 2025 roku Grupa Energa kontynuowała optymalizację procesu zarządzania płynnością z wykorzystaniem usługi cash poolingu rzeczywistego bezzwrotnego w ramach struktury cash-poolingu Grupy ORLEN, maksymalizując tym samym możliwość wykorzystania nadwyżek pieniężnych Grupy ORLEN do finansowania bieżącej działalności poszczególnych spółek Grupy Energa.

7.2. POSTĘPOWANIA TOCZĄCE SIĘ PRZED SĄDEM, ORGANEM WŁAŚCIWYM DLA POSTĘPOWANIA ARBITRAŻOWEGO LUB ORGANEM ADMINISTRACJI PUBLICZNEJ

Na dzień 30 czerwca 2025 roku Grupa Energa była stroną 11 670 postępowań sądowych. Jako powód Grupa występowała w 9 968 sprawach, których łączna wartość przedmiotu sporu wyniosła około 599 mln zł. Jako pozwany Grupa występowała w 791 sprawach o łącznej wartości przedmiotu sporu około 748 mln zł. Informacje o łącznej wartości przedmiotu sporu nie uwzględniają postępowań, w których roszczenie ma charakter niepieniężny.

Na dzień 30 czerwca 2025 roku łączna kwota roszczeń o posadowienie urządzeń elektroenergetycznych na cudzych nieruchomościach bez tytułu prawnego zasądzonych prawomocnym wyrokiem wyniosła około 0,007 mln zł w 2 sprawach. Spraw sądowych w toku było 630, zaś wartość przedmiotu sporu w toku wyniosła około 85,8 mln zł.

Na podstawie dostępnych danych dotyczących wartości obecnie prowadzonych postępowań, Grupa przyjmuje, że wartość realnie przypadająca do wypłaty w wyniku rozstrzygnięcia powyższych sporów może sięgać 36,9 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 czerwca 2025 roku, wynosi około 279,2 mln zł, w tym:

Rodzaj należności	Saldo na dzień 30 czerwca 2025 (mln zł)
sądowe, egzekucja	151,0
Upadłości	101,8
pozabilingowe - WIENA	8,4

pozabilingowe - SAP	17,0
pozabilingowe - upadłości	1,0
RAZEM	279,2

Poniżej przedstawiono istotne postępowania sądowe, które zawisły przed sądem w 2025 roku, bądź których kontynuacja miała miejsce w 2025 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 34: Postępowania toczące się przed sądem, organem właściwym dla postępowania arbitrażowego lub organem administracji publicznej

śl i st o	P dmiot spo u i opis sp w
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. Postępowanie zakończone przed Sądem I instancji, powództwo w zakresie ustalenia nieważności zostało uwzględnione, zaś powództwo wzajemne – oddalone. Po uzyskaniu uzasadnienia EOP złożyła apelację.
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
Altegra SA (d Eltel Networks	Sąd Okręgowy w Gdańsku
Energetyka SA (powód)	Wartość przedmiotu sporu: ok. 18 mln zł
	Pozew z dnia 2 sierpnia 2023 roku o zapłatę za prace w procesie inwestycyjnym. Energa Operator udzielił odpowiedzi na pozew w wyznaczonym terminie.
Energa Operator SA (pozwany) Altegra SA (d Eltel Networks	Pozew o zapłatę za roboty dodatkowe i podwyższenie ryczałtu z umowy o wykonanie pod klucz linii wysokiego napięcia
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 ENERGETYKI (organ)	Sąd Okręgowy w Warszawie
	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.

śl i st o	P dmiot spo u i opis sp w
Energa Operator SA (strona) PREZES URZĘDU REGULACJI ENERGETYKI (organ)	Kara pieniężna nałożona przez 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. W dniu 25 stycznia 2025 r. w portalu Sądowym pojawiło się postanowienie o uchyleniu postanowienia z dnia 06 grudnia 2023 r. o zawieszeniu sprawy z powództwa Energa Kogeneracja sp. z o.o. przeciwko Mostostal Warszawa S.A. Sąd Okręgowy w Gdańsku sygn. akt IX GC 494/17. Postanowienie nie zostało jeszcze oficjalnie doręczone. W dniu 14 lutego 2025 r. spółka wystąpiła z wnioskiem o uzasadnienie postanowienia Sądu Apelacyjnego w Gdańsku sygn. akt I AGz 31/24 o uchyleniu postanowienia o zawieszeniu postępowania w sprawie głównej toczącej się w Sądzie Okręgowym w Gdańsku sygn. akt IX GC 494/17. W dniu 11 marca 2025 r., zgodnie z wnioskiem, Spółce zostało doręczone uzasadnienie ww. postanowienia. W dniu 9 maja 2025 r. Sąd Okręgowy w Gdańsku wydał zarządzenie o zwróceniu się do Prokuratury Regionalnej w Gdańsku o wypożyczenie akt sprawy postępowania karnego - w części, gdzie znajduje się opinia biegłego. W dniu 27 maja 2025 r. Sąd Okręgowy wydał zarządzenie o zwróceniu
Mostostal Warszawa S.A. (powód) Energa Kogeneracja Sp. z o.o. (pozwany)	się również do Sądu Okręgowego w Elblągu (Wydział Karny) z takim samym wnioskiem. 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; Sąd Najwyższy sygn. akt I CSK 931/25 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 Sp. z o.o. wpłynęła odpowiedź na skargę kasacyjną. W dniu 31 marca 2025 r. akta sprawy zostały przekazane do Sądu Najwyższego, gdzie nadano sygnaturę I CSK 931/25. Sąd Najwyższy nie wyznaczył terminu.

śl i st o	P dmiot spo u i opis sp w
Energa Wytwarzanie SA (powód)	Pozew o zapłatę z tytułu naprawienia szkody
PricewaterhouseCoopers Polska spółka z ograniczoną	Sąd Okręgowy w Warszawie
	Sygn. akt XXVI GC 1271/24
odpowiedzialnością spółka komandytowa (pozwany)	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. W dniu 22 stycznia 2025 roku Sąd wydał zarządzenie o doręczeniu pełnomocnikowi EWYT ww. sprzeciwu od nakazu zapłaty wraz z załącznikami oraz o zobowiązaniu pełnomocnika EWYT do zajęcia pisemnego stanowiska wobec zarzutów PwC przeciwko żądaniu pozwu w terminie 14 dni od dnia doręczenia ww. sprzeciwu pod rygorem pominięcia i uznania ich za przyznane. W dniu 11 marca 2025 roku pełnomocnikowi EWYT doręczono sprzeciw od nakazu zapłaty. Dnia 25 marca 2025 r. pełnomocnik EWYT wysłał pismo przygotowawcze, stanowiące replikę na sprzeciw od nakazu zapłaty.
Energa Serwis sp. z o.o. oraz Towarzystwo Ubezpieczeń	Pozew o wymianę podgrzewacza wody kotła sodowego na nowy ewentualnie o zapłatę odszkodowania ewentualnie o naprawę podgrzewacza oraz o odszkodowanie za utracone korzyści.
Wzajemnych Polski Zakład Ubezpieczeń Wzajemnych	Sąd Okręgowy w Warszawie, XXVI Wydział Gospodarczy, sygn. akt XXVI GC 63/24
(pozwana)	Wartość przedmiotu sporu: ok. 19 mln zł
Stora Enso Poland S.A (powód)	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. W dniu 21 września 2024 r. Powódka, w wykonaniu zobowiązania sądu, wniosła ponownie pismo kwestionujące zasadność pominięcia zgłoszonych dowodów. W dniu 10 stycznia 2025 r. odbyło się posiedzenie przygotowawcze w sprawie, którego najważniejszym tematem była kwestia dowodu z opinii biegłego sądowego na okoliczność przyczyn awarii podgrzewacza. Sąd zobowiązał Stora Enso oraz Energa Serwis do wskazania proponowanych ośrodków naukowych, które mogłyby podjąć się sporządzenia takiej opinii. W dniu 24 stycznia 2025 r. Energa Serwis wysłała pismo w wykonaniu ww. zobowiązania.
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	Wartość przedmiotu sporu: ok. 8,7 mln zł
(pozwany)	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. W dniu 14 marca 2025 r. Sąd zobowiązał pełnomocników stron do wskazania, czy widzą możliwość zawieszenia rozpoznania sprawy na zgodny wniosek stron do czasu rozstrzygnięcia sprawy z powództwa Stora Enso. W dniu 7 kwietnia 2025 r. Kancelaria wysłała pismo w wykonaniu w/w zobowiązania Sądu z informacją, że widzi możliwość takiego zawieszenia. Pełnomocnik Energokessel przesłał pismo w ramach którego zaprezentował stanowisko co do zawieszenia postępowania w sprawie na zgodny wniosek stron, informując, że nie wyraża na nie zgody.
Energa Serwis sp. z o.o. (powód)	Pozew o zapłatę odszkodowania za szkodę spowodowaną niestarannym pełnieniem funkcji członka
Byli Członkowie Zarządu, Collonade Insurance S.A. w Luksemburgu, Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych Polski Zakład Ubezpieczeń Wzajemnych (pozwani)	zarządu Sąd Okręgowy w Białymstoku, VII Wydział Gospodarczy, sygn. akt VII GC 395/24
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 5,2 mln zł
	W dniu 30 grudnia 2024 r. powódka - Energa Serwis sp. z o.o. - wniosła pozew o odszkodowanie za szkodę
	poniesioną przez spółkę spowodowaną przez byłych członków zarządu poprzez pełnienie przez nich funkcji członków zarządu spółki bez zachowania należytej staranności - szkoda została spowodowana poprzez złożenie

śl i st o	P dmiot spo u i opis sp w
	przez byłych członków zarządu niekorzystnych ofert i następnie przystąpienie do realizacji prac w zakresie czterech kontraktów na rzecz Komunalnego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Bydgoszczy, tj. budowy sieci ciepłowniczych w rejonie ul. Jaworowej i Czerkaskiej (cz. 1 i cz. 2) oraz budowy sieci ciepłowniczych w rejonie ul. Żeglarskiej (etap 1 i etap 2). Pozwani zostali również dwaj ubezpieczyciele - Colonnade Insurance S.A. z siedzibą w Luksemburgu oraz TUW PZUW na podstawie polis ubezpieczenia D&O. W dniu 15 stycznia 2025 r. przewodniczący wydał zarządzenie o zwrocie pozwu z uwagi na zakwestionowanie przez niego tez dowodowych. W dniu 5 lutego 2025 r. spółka ponownie wniosła pozew, z uzupełnionymi tezami dowodowymi, zgodnie z wymaganymi wskazanymi w zarządzeniu o zwrocie pozwu. W dniu 30 kwietnia 2025 r. Energa Serwis odebrała pismo Sądu Okręgowego w Białymstoku (datowane na dzień 28 kwietnia 2025 r.), do którego zostało załączone zarządzenie z dnia 28 marca 2025 r. dotyczące wykonania zarządzenia o zwrocie pozwu z dnia 14 stycznia 2025 r. Z treści zarządzenia z dnia 28 marca 2025 r. wynikało, że Sąd rozpoznający sprawę uznał, że spółka mimo podjętej próby nie zdołała usunąć braków formalnych pozwu uprzednio wskazanych przez Sąd. W dniu 2 maja 2025 r. pełnomocnik spółki wniósł do Sądu Okręgowego w Białymstoku pismo, w którym m.in. wniósł o uchylenie zarządzenia o stwierdzeniu prawomocności zarządzenia o zwrocie pozwu z dnia 14 stycznia 2025 r. W dniu 29 maja 2025 roku do spółki zostało doręczone Postanowienie Sądu Okręgowego o odrzuceniu wniosku pełnomocnika powoda o sporządzenie uzasadnienia zarządzenie technicznego, którym zarządzono fizyczne wykonanie prawomocnego zarządzenia o zwrocie pozwu oraz odrzuceniu wniosku powoda z pisma z dnia 30 kwietnia 2025 r.
Akcjonariusze Spółki	Zaskarżenie Uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 29.10.2020 roku
(powodowie) 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
	9 grudnia 2020 roku Zarząd Energa SA powziął informację o wydaniu w dniu 7 grudnia 2020 roku przez Sąd Okręgowy w Gdańsku, IX Wydział Gospodarczy, postanowienia o udzieleniu akcjonariuszom Spółki zabezpieczenia roszczenia o 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 uchylenie Uchwały. Energa SA złożyła zażalenie na postanowienie o zabezpieczeniu oraz odpowiedź na pozew w terminie i w sposób przewidziany przez obowiązujące przepisy prawne (odpowiednio: dnia 21 stycznia 2021 roku oraz 7 stycznia 2021 roku). Do sprawy przystąpił Przewodniczący Komisji Nadzoru Finansowego. W dniu 24 lutego 2021 roku powodowie złożyli replikę na odpowiedź na pozew. Zarządzeniem z dnia 21 września 2021 roku Sąd zobowiązał pełnomocnika Spółki do złożenia pisma procesowego, w którym odniesie się do twierdzeń wskazanych w replice. Pismem z dnia 25 października 2021 roku w imieniu Spółki złożona została replika na replikę na odpowiedź na pozew (duplika). Dnia 21 kwietnia 2021 roku Energa SA otrzymała rozstrzygnięcie złożonego zażalenia na postanowienie w przedmiocie zabezpieczenia roszczenia. Postanowieniem z dnia 12 kwietnia 2021 roku Sąd zmienił postanowienie o udzieleniu zabezpieczenia z dnia 7 grudnia 2020 roku w ten sposób, że uzależnił jego wykonanie od złożenia przez powodów kaucji w wysokości 1.360.326,23 zł. Kaucja nie została wniesiona. W dniu 11 marca 2022 roku Przewodniczący Komisji Nadzoru Finansowego złożył stanowisko w sprawie uznając, że stanowisko, w świetle którego cena w wezwaniu powinna być określana według wartości godziwej, w sytuacji gdy możliwe jest jej określenie zgodnie z 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 na podstawie art. 355 § 1 kpc w zw. z art. 427 § 1 i 4 ksh. 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

śl i st o	P dmiot spo u i opis sp w
	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 10 września 2024 r. do Energa SA doręczono zobowiązanie Sądu II instancji do ustosunkowania się do wniosku mniejszościowych akcjonariuszy w sprawie umorzenia postępowania i uchylenia wyroku z dnia 11 maja 2022 r. W odpowiedzi na ten wniosek Energa SA w związku z decyzją o niewnoszeniu skargi kasacyjnej od wyroku w sprawie I AGa 52/23 wniosła o oddalenie wniosku powodów, uchylenie wyroku i odrzucenie pozwu z uwagi na nieważność postępowania z powodu wystąpienia tzw. powagi rzeczy osądzonej oraz o zasądzenie kosztów postępowania na rzecz pozwanej. W dniu 20 listopada 2024 r. Sąd zobowiązał pełnomocnika powodów do ustosunkowania się do pisma Energa SA w terminie 10 dni. W dniu 28 listopada 2024 r. doręczono pismo pełnomocnika powodów, w którym podtrzymano wniosek z dnia 26 marca 2024 r. 12 maja 2025 r. Sąd Apelacyjny w Gdańsku, V Wydział Cywilny, uchylił wyrok sądu I instancji oddalającego powództwo akcjonariuszy Spółki o uchylenie Uchwały, zasądził od Spółki na rzecz powodów koszty postępowania oraz umorzył postępowanie.
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. W dniu 24 kwietnia 2025 r. Spółka Energa SA otrzymała Zgłoszenie 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.

śl i st o	P dmiot spo u i opis sp w
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, aktualnie Sąd Apelacyjny w Gdańsku sygnatura V Aga 169/2
	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. 10 września 2024 r. Sąd poprosił pełnomocnika o nadesłanie oryginału pełnomocnictwa procesowego. Kancelaria odpowiedziała, że nie jest już Pełnomocnikiem w przedmiotowej sprawie. W dniu 24 kwietnia 2025 r. spółka Energa SA otrzymała Zgłoszenie 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 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.
Akcjonariusze spółki (powodowie)	Powództwo o uchylenie uchwały nr 5 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA z dnia 20
Energa SA (pozwana)	czerwca 2024 r. w sprawie podziału zysku netto za rok obrotowy 2023 Sąd okręgowy w Gdańsku IX Wydział Gospodarczy
	sygn. akt IX GC 746/24
	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 sierpnia 2024 Spółka Energa SA otrzymała odpis pozwu oraz odpis pisma procesowego powodów z uzupełnieniem braków formalnych pozwu z dnia 20 lipca 2023 r., w związku z treścią zarządzenia z dnia 24 lipca 2024 r. wydanego w sprawie o sygn. akt. IX GC 746/24 Pełnomocnik powoda wnosi o 1) uchylenia uchwały nr 5 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA z dnia 20 czerwca 2024 r. w sprawie podziału zysku netto za rok obrotowy 2023 2) dopuszczenie i przeprowadzenie dowodów dokumentów 3)dopuszczenie i przeprowadzenie dowodu z zeznań świadków 4) Dopuszczenie i przeprowadzenie dowodu z opinii biegłego sądowego z zakresu ekonomii obejmującej cenę sytuacji finansowej przedsiębiorstw 5) dopuszczenie i przeprowadzenie dowodu z przesłuchania Stron, z tym zastrzeżeniem, że za pozwaną winien stawić się Sławomir Staszak pełniący obowiązki Prezesa Zarządu z drugim dowolnie wybranym Członkiem Zarządu 6) zobowiązanie Pozwanej w trybie art 248 par. 1 k.p.c. do przedłożenia i następnie przeprowadzenia dowodu 7) zasądzenie od Pozwanej na rzecz każdego z Powodów kosztów procesu , w tym kosztów zastępstwa procesowego, obejmujących wynagrodzenie radcy prawnego według norm przepisanych, kwotę 51 zł z tytułu opłaty skarbowej uiszczonej w zw. ze składaniem odpisu pełnomocnictwa 8) rozpoznanie sprawy także pod nieobecność któregokolwiek z Powodów, w tym o rozpoznanie sprawy. W dniu W dniu 22 października 2024 r. r. w imieniu Spółki została złożona odpowiedź na pozew. W odpowiedzi wniesiono o 1) oddalenie powództwa w całości, 2) zasądzenie na rzecz Pozwanej kosztów postępowania, w tym kosztów zastępstwa procesowego, 3) przeprowadzenie rozprawy, 4) dopuszczenie i przeprowadzenie dowodów wymienionych w treści odpowiedzi, 5) pominięcie części dowodów wnioskowanych przez Powodów, 6) zobowiązanie Powodów do przedłożenia wyciągu z rachunku papierów wartościowych potwierdzających transakcje dokonywane przez nich na akcjach Spółki, w tym daty transakcji oraz cenę po jakiej transakcja była dokonana oraz dopuszczenie i przeprowadzenie dowodu z ww. dokumentów. 24 kwietnia 2025 r. wpłynęło wezwanie do Spółki na rozprawę, która odbędzie się 21 sierpnia 2025 r. Powodowie określili w pozwie wartość przedmiotu sporu ("WPS") w wysokości ok. 37,5 mln zł (zysk Spółki osiągnięty w 2023 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.

śl i st o	P dmiot spo u i opis sp w
Eco dla Firm (powód) Energa Obrót SA (pozwany)	Powództwo o zapłatę wynagrodzenia w związku z zawartą Umową Agencyjną nr 1/2012 dotyczącą sprzedaży produktów energetycznych i gazowych na rzecz Energa Obrót SA.
	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 i 15 oraz 17 stycznia 2025 roku odbyły się rozprawy, na których Sąd przeprowadził dowód z zeznań świadków. 27 czerwca 2025 r. odbyła się rozprawa podczas której sąd kontynuował przesłuchanie świadków. Kolejny termin: 16 stycznia 2026 r. - wezwana strona pozwana pod rygorem pominięcia dowodu.
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 Nastąpiła wymiana pism procesowych stron co do wskazania OSD do listy klientów. 28 października 2024 roku w sprawie zapadł wyrok oddalający powództwo w całości. Po otrzymaniu uzasadnienia do wyroku, Spółka zdecydowała o wniesieniu apelacji.
Jeżyczki Wind Invest ("JWI"), Wind Invest ("WI"), Stary Jarosław Wind Invest ("SJWI"), Krupy Wind Invest ("Krupy Wind Invest"), Boryszewo Wind Invest ("BWI") (powodowie),	Powództwa o zapłatę odszkodowań z tytułu niewykonywania przez Energa Obrót SA umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia (CPA)
	Sąd Okręgowy w Gdańsku IX Wydział Gospodarczy; sygnatura IX GC 1263/20; Sąd Apelacyjny w Gdańsku; V AGa 27/23
	Wartość przedmiotu sporu: łącznie ok. 56,6 mln zł
Energa Obrót SA (pozwany)	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. Decyzją Spółki złożono skargę kasacyjną. 8 stycznia 2025 roku wpłynęła odpowiedź na skargę kasacyjną

śl i st o	P dmiot spo u i opis sp w
AKKA Aneta Kwaśniewska (powód)	Powództwo o zapłatę z tytułu utraconych korzyści w wyniku zakończenia (wypowiedzenia) umów franczyzy przez Energa Obrót SA
Energa Obrót SA, P. Dorawa, A. Czarnecki, E. Bugaj, M. Piątek (pozwani)	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,	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.
Nowy Jarosław Wind Invest, Pękanino Wind Invest	Sąd Okręgowy w Gdańsku IX Wydział Cywilny; Sygnatura akt IX GC 1/21
(powodowie)	Sąd Apelacyjny w Gdańsku; Sygnatura akt I AGa 172/24
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. Spółka 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)	Powództwo o zapłatę kar umownych z tytułu niewykonywania przez Energa Obrót SA ramowej umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia (CPA)
Energa Obrót SA (pozwany)	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 17 maja 2024 roku doręczono zawiadomienie o składzie rozpoznającym sprawę. W dniu 21 czerwca 2023 roku Energa Obrót SA złożyła apelację od wyroku. W dniu 7

śl i st o	P dmiot spo u i opis sp w
	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. 17 maja 2024 roku Kancelarii doręczono zawiadomienie o składzie rozpoznającym sprawę.
Energa Obrót SA (powód)	Powództwo o zapłatę
Arkadiusz Wasilewski (pozwany)	Sąd Okręgowy w Gdańsku VII Wydział Pracy i Ubezpieczeń Społecznych
	Wartość przedmiotu sporu: ok. 40,7 mln zł
	31 grudnia 2024 roku Energa Obrót złożyła pozew o zapłatę przeciwko byłemu pracownikowi spółki z tytułu naruszeń w obszarze sprzedaży. W portalu informacyjnym Sądu ukazało się zarządzenie z 24 marca 2025 roku o doręczeniu pozwu i zobowiązaniu Pana Wasilewskiego do złożenia odpowiedzi na pozew w terminie 2 miesięcy. 11 czerwca 2025 roku wpłynęła odpowiedź na pozew. Sąd nie zobowiązał strony powodowej jeszcze do ustosunkowania się do niej. W dniu 25 czerwca.2025 został wysłany wniosek do Sądu o wyrażenie zgody na złożenie pisma przygotowawczego w celu ustosunkowania się do odpowiedzi na pozew w terminie 30 dni od dnia doręczenia zgody Sądu na złożenie pisma.
Energa Green Development Sp. z	Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów
o.o.	Nr DZO.WA.4931.8.21.20.24.Aza2PW-560532
Prezes URE (pozwany)	Wartość przedmiotu sporu: ok. 5,8 mln zł
	W dniu 18 października 2024 r. Energa Green Development Sp. z o.o. ("EGD") złożyła wniosek o wydanie zaświadczenia o dopuszczeniu do udziału w aukcji OZE dla instalacji PV Żuki. Projekt PV Żuki był w tym czasie na etapie rozruchu technologicznego. EGD wskazało, że zgodnie z art. 2 pkt 30 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii rozruch technologiczny oznacza pracę instalacji odnawialnego źródła energii mającą na celu wyłącznie przeprowadzenie prób i testów umożliwiających końcowy odbiór tej instalacji oraz że nie następuje sprzedaż tej energii oraz przesłał umowę sprzedaży energii elektrycznej z prób rozruchowych. W odpowiedzi na powyższe, Prezes URE wszczął postepowanie w sprawie nałożenia na EGD zakazu uczestniczenia w systemie wsparcia w stosunku do energii elektrycznej z odnawialnego źródła energii wytworzonej z instalacji PV Żuki. Następnie, w dniu 29 stycznia 2025 r. wydał decyzję zakazującą EGD uczestnictwa w systemie wsparcia OZE w zakresie instalacji PV Żuki. Spór miedzy EGD a URE dotyczy kwestii, czy energia z rozruchu technologicznego instalacji OZE stanowi energię elektryczną wytworzoną po raz pierwszy w instalacji OZE w rozumieniu art. 72a ust. 1 ustawy o odnawialnych źródłach energii. Zgodnie ze stanowiskiem EGD wytworzenie energii elektrycznej w ramach prób rozruchowych nie stanowi energii wytworzonej po raz pierwszy w instalacji OZE w rozumieniu art. 72a , w związku z czym EGD nie musiała składać oświadczenia, o którym mowa w art. 72a ust. 2 ustawy o OZE w celu przystąpienia do aukcji oraz spełniać kryterium cenowe zgodnie z art. 72a ust. 1 ustawy. W związku z powyższym, EGD w dniu 19 lutego 2025 r. zaskarżyło decyzję URE do SOKiK.
CCGT Ostrołęka Sp. z o.o. (Powód) Miasto Ostrołęka (pozwany)	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. W okresie od października do grudnia 2024 r. prowadzone były mediacje, jednak w ich toku nie doszło do zawarcia ugody. Postanowieniem z dnia 5 marca 2025 r. Sąd dopuścił dowód z opinii instytutu badawczego: Instytutu Badawczego Dróg i Mostów w Warszawie celem ustalenia przyczyn opóźnień oddania inwestycji i jaki okres opóźnienia był zależny wyłącznie od pozwanego. Z uwagi na to, że wskazany w postanowieniu Sądu Instytut Badawczy nie mógł sporządzić opinii, Sąd pismem z dnia 27 marca 2025 r. zwrócił się do stron o propozycje instytutów naukowych i badawczych mogących sporządzić opinię w sprawie. Strony przedstawiły propozycje podmiotów do sporządzenia opinii. Strony uiściły zaliczki na poczet opinii biegłego. Sąd wydał postanowienie o wyborze podmiotu sporządzającego opinię tj. Politechnika Warszawska. Podmiot ma 6 miesięcy na wydanie opinii. Akta zostały przesłane do podmiotu celem wydania opinii.

Powództwa o ustalenie nieistnienia stosunku prawnego, który miał powstać wskutek zawarcia przez Energa Obrót SA umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia (CPA)

śl i st o	P dmiot spo u i opis sp w
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; Sąd Najwyższy; II CSKP 1090/22 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)	Sąd Okręgowy w Warszawie; sygnatura XVI GC 802/17; sygnatura w II instancji: VII AGa 61/20
STARY JAROSŁAW WIND INVEST	Sąd Apelacyjny w Warszawie; sygnatura VII Aga 13/25
sp. z o.o. (pozwany 1), mBank SA (pozwany 2)	Sąd Najwyższy; II CSKP 1583/22
	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. 15 listopada 2024 roku zapadło orzeczenie – SN uchylił wyrok, zniósł postępowanie przez SA w Warszawie w zakresie rozprawy w dniu 15 kwietnia 2021 roku i przekazał temu sądowi do ponownego rozpoznania. 20 stycznia 2025 roku wpłynęło pismo dot. składu rozpoznającego sprawę w SA w Warszawie. Spółka oczekuje na termin rozprawy.

śl i st o	P dmiot spo u i opis sp w
Energa Obrót SA (powód) KRUPY WIND INVEST sp. z o.o. (pozwany 1), mBank SA (pozwany 2)	Sąd Okręgowy w Warszawie; sygnatura XVI GC 803/17 Sygnatura w II instancji: VII AGa 572/19 Sąd Najwyższy; II CSKP 992/22, wcześniej II CSKP 1446/22 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 Organ: Prezes Urzędu Regulacji Energetyki	Sąd Okręgowy w Warszawie, Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów Odwołanie od kary pieniężnej nałożonej na Prezesa URE sygn. akt XVII Ame 179/24 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 Organ: Prezes Urzędu Regulacji Energetyki	Sąd Okręgowy w Warszawie, Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów Odwołanie od kary pieniężnej nałożonej na Prezesa URE sygn. akt XVII Ame 67/24 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.

7.3. ZATRUDNIENIE

Stan zatrudnienia w Grupie Energa na dzień 30 czerwca 2025 roku wyniósł 9 033 pracowników zatrudnionych na umowę o pracę i był o 37 osób niższy niż na koniec 2024 roku. Główną przyczyną zmiany w poziomie zatrudnienia była rotacja naturalna, w tym odejścia na emeryturę.

7.4. ZWOLNIENIA GRUPOWE I SPORY ZBIOROWE

ZWOLNIENIA GRUPOWE

W I półroczu 2025 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 I półroczu 2025 roku zostały zakończone 2 spory zbiorowe:

• 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. Spór zakończony.
• 2) 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. Spór zakończony.

Zgłoszone u 4 pracodawców Energa Operator Wykonawstwo Elektroenergetyczne Sp. z o.o. roszczenia dotyczące podjęcia działań w kierunku ujednolicenia systemu wynagradzania oraz zapewnienia równego traktowania pracowników Oddziałów w ramach całej spółki, obecnie znajdują się na etapie rokowań.

9. OŚWIADCZENIE ZARZĄDU

Gdańsk, 20 sierpnia 2025 roku

Zarząd Energi SA niniejszym oświadcza i informuje, że:

(1) wedle najlepszej wiedzy, Skrócone śródroczne skonsolidowane i jednostkowe sprawozdanie finansowe i dane porównywalne sporządzone zostały zgodnie z obowiązującymi zasadami rachunkowości, odzwierciedlają w sposób prawdziwy, rzetelny i jasny sytuację majątkową i finansową Grupy Kapitałowej Energa oraz jej wynik finansowy. Sprawozdanie Zarządu Energi SA z działalności Grupy Kapitałowej Energa zawiera prawdziwy obraz rozwoju i osiągnięć oraz sytuacji Grupy Kapitałowej, w tym opis podstawowych ryzyk i zagrożeń;

(2) KPMG Audyt Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością sp.k., podmiot uprawniony do badania sprawozdań finansowych, dokonujący badania Skróconego śródrocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej Energa i Skróconego śródrocznego jednostkowego sprawozdania finansowego Energi SA za I półrocze 2025 roku został wybrany zgodnie ze znajdującymi zastosowanie przepisami prawa. Podmiot ten oraz biegli rewidenci dokonujący badania ww. sprawozdania spełniali warunki do wydania bezstronnej i niezależnej opinii z badania skonsolidowanego sprawozdania finansowego zgodnie z obowiązującymi przepisami i normami zawodowymi.

Sławomir Staszak Prezes Zarządu Energi SA

Piotr Szymanek Michał Gołębiowski Wiceprezes Zarządu Energi SA Wiceprezes Zarządu Energi SA

Magdalena Kamińska Wiceprezes Zarządu Energi SA ds. finansowych

Marcin Chanke Dyrektor Biura Relacji Inwestorskich

Spis tabel

Tabela 1: Średnie poziomy cen zielonych praw majątkowych notowanych na Towarowej Giełdzie Energii 22
Tabela 2: Zestawienie aktów prawnych mających istotny wpływ na Grupę 23
Tabela 3: Zestawienie aktów prawnych mających istotny wpływ na Grupę 26
Tabela 4: Skonsolidowane sprawozdanie z zysków lub strat (mln zł)32
Tabela 5: Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych (mln zł)35
Tabela 6: Skonsolidowane sprawozdanie z sytuacji finansowej (mln zł)35
Tabela 7: Skonsolidowane sprawozdanie z przepływów pieniężnych (mln zł)37
Tabela 8: Wskaźniki finansowe Grupy Energa 38
Tabela 9: Wyniki EBITDA Grupy Energa w podziale na Linie Biznesowe (mln zł)41
Tabela 10: Dystrybucja energii elektrycznej według grup taryfowych (GWh)41
Tabela 11: Wielkość wskaźników SAIDI I SAIFI 42
Tabela 12: Wyniki Linii Biznesowej Dystrybucja (mln zł) 43
Tabela 13: Produkcja energii elektrycznej brutto (GWh) 44
Tabela 14: Produkcja ciepła brutto (TJ) 44
Tabela 15: Wolumen i koszt zużycia kluczowych paliw*45
Tabela 16: Wyniki Linii Biznesowej Nowa Energetyka Grupy Energa (mln zł)46
Tabela 17: EBITDA Linii Biznesowej Nowa Energetyka w podziale na Obszary (mln zł) 47
Tabela 18: Wyniki Obszaru Nowa Energetyka Woda (mln zł)47
Tabela 19: Wyniki Obszaru Nowa Energetyka Wiatr (mln zł)48
Tabela 20: Wyniki Obszaru Nowa Energetyka PV (mln zł)48
Tabela 21: Wyniki Linii Biznesowej Energetyka Zawodowa Grupy Energa (mln zł) 48
Tabela 22: Wyniki Linii Biznesowej Ciepłownictwo Grupy Energa (mln zł) 50
Tabela 23: Sprzedaż energii elektrycznej przez Linię Biznesową Detal (GWh)51
Tabela 24: Wyniki Linii Biznesowej Detal Grupy Energa (w mln zł) 52
Tabela 25: Najistotniejsze ryzyka strategiczne zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy56
Tabela 26: Najistotniejsze ryzyka prawno-regulacyjne zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy 59
Tabela 27: Najistotniejsze ryzyka operacyjne zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy 60
Tabela 28: Najistotniejsze ryzyka finansowe zidentyfikowane na poziomie Energi i podmiotów Grupy62
Tabela 29: Akcje Spółki według serii i rodzajów na dzień 30 czerwca 2025 roku oraz na dzień sporządzenia niniejszego Sprawozdania65
Tabela 30: Struktura akcjonariatu Spółki Energa według stanu na dzień 30 czerwca 2025 roku oraz na dzień sporządzenia niniejszego Sprawozdania65
Tabela 31: Dane dotyczące akcji Spółki Energa na dzień 30 czerwca 2025 roku 65
Tabela 32: Nominalna wartość objętych przez Energę SA i niewykupionych obligacji w podziale na poszczególnych emitentów według stanu na dzień 30
czerwca 2025 roku (mln zł)69
Tabela 33: Informacja na temat działalności poręczeniowej i gwarancyjnej Spółki Energa według stanu na dzień 30 czerwca 2025 roku70
Tabela 34: Postępowania toczące się przed sądem, organem właściwym dla postępowania arbitrażowego lub organem administracji publicznej72

Spis rysunków

Rysunek 1: Produkcja energii elektrycznej w Polsce w 1 półroczu 2025 roku (TWh)19
Rysunek 2: Zużycie energii elektrycznej w Polsce w 1 półroczu 2025 roku (TWh)19
Rysunek 3: Ceny energii na rynku SPOT w Polsce i wybranych krajach sąsiadujących w 1 półroczu 2025 roku (cena (PLN/MWh))20
Rysunek 4: Indeks TGeBase w 1 półroczu 2025 roku (PLN/MWh)20
Rysunek 5: Cena kontraktu terminowego pasmo z dostawą na 2026 rok w 1 półroczu 2025 roku21
Rysunek 6: Ceny uprawnień EUA w 1 półroczu 2025 roku (euro/tona) 22
Rysunek 7: Zestawienie cen na rynku bilansującym i rynku SPOT (giełda) w 1 półroczu 2025 roku (PLN/MWh)23
Rysunek 8: Czynniki wpływu na wyniki Grupy Energa w perspektywie kolejnego kwartału 30
Rysunek 9: EBITDA bridge w podziale na linie biznesowe (mln zł)33
Rysunek 10: Skonsolidowane sprawozdanie z przepływów pieniężnych (mln zł)37
Rysunek 11: Struktura aktywów i pasywów 38
Rysunek 12: Wyniki Linii Biznesowej Dystrybucja Grupy Energa (mln zł) 42
Rysunek 13: EBITDA Bridge Linii Biznesowej Dystrybucja (mln zł) 43
Rysunek 14: Wyniki Linii Biznesowej Nowa Energetyka Grupy Energa (mln zł)46
Rysunek 15: EBITDA bridge Linii Biznesowej Nowa Energetyka (w mln zł) 47
Rysunek 16: Wyniki Linii Biznesowej Energetyka Zawodowa Grupy Energa (mln zł) 48
Rysunek 17: EBITDA bridge Linii Biznesowej Energetyka Zawodowa (w mln zł)49
Rysunek 18: Wyniki Linii Biznesowej Ciepłownictwo Grupy Energa (mln zł) 50
Rysunek 19: EBITDA bridge Linii Biznesowej Ciepłownictwo (w mln zł)51
Rysunek 20: Wyniki Linii Biznesowej Detal Grupy Energa (w mln zł) 52
Rysunek 21: EBITDA Bridge Linii Biznesowej Detal (w mln zł)53
Rysunek 22: Proces zarządzania ryzykiem obowiązujący w Grupie Energa 55
Rysunek 23: Zmiana kursu akcji Energi SA w porównaniu do zmian indeksów WIG, WIG30 i WIG-ENERGIA66

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	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 Detal w Grupie Energa
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	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. Kilowatogodzina, jednostka energii elektrycznej wytworzonej lub zużytej przez urządzenie o mocy 1 kW w ciągu 1
kWh	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 NFOŚiGW	Narodowy Bank Polski, bank centralny w Polsce. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.
NIB	Nordycki Bank Inwestycyjny.
NWZ	Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki Energa SA.
	Źródła wykorzystujące w procesie przetwarzania Energię wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalną, fal,
Odnawialne źródła energii, OZE	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.