Polenergia S.A.

Quarterly Report • Nov 20, 2025

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
SKONSOLIDOWANY RAPORT KWARTALNY
ZA III KWARTAŁ 2025 ROKU
Adam Mariusz Purwin – Prezes Zarządu	Andrzej Filip Wojciechowski – Pierwszy Wiceprezes Zarządu
Piotr Tomasz Sujecki – Drugi Wiceprezes Zarządu	Łukasz Buczyński – Członek Zarządu

Warszawa, 20 listopada 2025 roku

Spis treści

A.	INFORMACJE WPROWADZAJĄCE DO SKONSOLIDOWANGO RAPORTU KWARTALNEGO 4
1.	Skonsolidowany rachunek zysków i strat za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku 5
2.	Szczegółowy komentarz do wyników finansowych za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku oraz pozostałe istotne informacje dotyczące sytuacji Grupy 7
3.	Struktura organizacyjna Grupy 29
B.	ŚRÓDROCZNE SKRÓCONE SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE ZA OKRES 9 MIESIĘCY ZAKOŃCZONY 30 WRZEŚNIA 2025 ROKU 31
1.	Informacje o zasadach przyjętych przy sporządzaniu śródrocznego skróconego skonsolidowanego sprawozdania finansowego 37
1.1	Podstawa sporządzenia śródrocznego skróconego skonsolidowanego sprawozdania finansowego 37
1.2	Przyjęte zasady przy sporządzaniu sprawozdania 37
1.3	Waluta funkcjonalna i prezentacyjna 37
1.4	Sezonowość i cykliczność działalności 38
2.	Skorygowany wynik EBITDA i Skorygowany zysk netto 38
3.	Segmenty operacyjne 39
4.	Pozostałe noty 45
4.1	Przychody ze sprzedaży 45
4.2	Koszty wg rodzaju 45
4.3	Pozostałe przychody operacyjne 46
4.4	Pozostałe koszty operacyjne 46
4.5	Przychody finansowe 46
4.6	Koszty finansowe 46
4.7	Przepływy środków pieniężnych 47
4.8	Wartość firmy 47
4.9	Wartości godziwe kontraktów terminowych 47
	4.10 Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności 50
	4.11 Efektywna stopa podatkowa 51
	4.12 Zmiana stanu rezerw 51
5.	Oprocentowane kredyty bankowe i pożyczki 51
6.	Informacje dotyczące emisji, wykupu i spłaty dłużnych i kapitałowych papierów wartościowych 52
7.	Informacje dotyczące wypłaconej (lub zadeklarowanej) dywidendy, łącznie i w przeliczeniu na jedną akcję, z podziałem na akcje zwykłe i uprzywilejowane 53
8.	Informacje dotyczące zmian zobowiązań warunkowych lub aktywów warunkowych, które nastąpiły od czasu zakończenia ostatniego roku obrotowego 53
9.	Wskazanie postępowań toczących się przed sądem, organem właściwym dla postępowania arbitrażowego lub organem administracji publicznej, dotyczących zobowiązań oraz wierzytelności Emitenta lub jednostki zależnej od niego 55
10.	Inne informacje, które zdaniem Emitenta są istotne dla oceny jego sytuacji kadrowej, majątkowej, finansowej, wyniku finansowego i ich zmian, oraz informacje, które są istotne dla oceny możliwości realizacji zobowiązań przez Emitenta 57

11.	Wskazanie czynników, które w ocenie Emitenta będą miały wpływ na osiągnięte przez niego wyniki w perspektywie co najmniej kolejnego kwartału 57
12.	Ryzyko związane z płynnością 58
13.	Informacje dotyczące znaczących transakcji z podmiotami powiązanymi 58
14.	Wskazanie zdarzeń, które wystąpiły po dniu, na który sporządzono skrócone kwartalne sprawozdanie finansowe, nieujętych w tym sprawozdaniu, a mogących w znaczący sposób wpłynąć na przyszłe wyniki finansowe Emitenta 59
C.	POZOSTAŁE INFORMACJE DO SKONSOLIDOWANGO RAPORTU KWARTALNEGO 60
1.	Omówienie podstawowych wielkości ekonomiczno-finansowych, ujawnionych w kwartalnym sprawozdaniu finansowym, w szczególności opis czynników i zdarzeń, w tym o nietypowym charakterze, mających znaczący wpływ na działalność Emitenta i osiągnięte przez niego zyski lub poniesione straty w roku obrotowym, a także omówienie perspektyw rozwoju działalności Emitenta przynajmniej w najbliższym roku obrotowym 61
2.	Zwięzły opis istotnych dokonań lub niepowodzeń Emitenta w okresie, którego dotyczy raport, wraz z wykazem najważniejszych zdarzeń ich dotyczących 62
3.	Stanowisko zarządu odnośnie możliwości zrealizowania wcześniej publikowanych prognoz wyników na dany rok, w świetle wyników zaprezentowanych w raporcie kwartalnym 63
4.	Opis czynników i zdarzeń, w szczególności o nietypowym charakterze, mających znaczący wpływ na osiągnięte wyniki finansowe 63
5.	Wskazanie akcjonariuszy posiadających bezpośrednio lub pośrednio przez podmioty zależne co najmniej 5% ogólnej liczby głosów na walnym zgromadzeniu Emitenta na dzień przekazania raportu kwartalnego wraz ze wskazaniem liczby posiadanych przez te podmioty akcji, ich procentowego udziału w kapitale zakładowym, liczby głosów z nich wynikających i ich procentowego udziału w ogólnej liczbie głosów na walnym zgromadzeniu oraz wskazanie zmian w strukturze własności znacznych pakietów akcji Emitenta w okresie od przekazania poprzedniego raportu kwartalnego 63
6.	Wskazanie skutków zmian w strukturze jednostki gospodarczej, w tym w wyniku połączenia jednostek gospodarczych, przejęcia lub sprzedaży jednostek grupy kapitałowej, inwestycji długoterminowych, podziału, restrukturyzacji i zaniechania działalności 63
D.	KWARTALNA INFORMACJA FINANSOWA SPÓŁKI POLENERGIA S.A 64

A. INFORMACJE WPROWADZAJĄCE DO SKONSOLIDOWANGO RAPORTU KWARTALNEGO

Skonsolidowany rachunek zysków i strat za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku

W okresie dziewięciu miesięcy zakończonych 30 września 2025 roku Grupa Polenergia ("Grupa") osiągnęła wyniki na poziomie EBITDA oraz skorygowanego zysku netto wynoszące odpowiednio 402,1 mln zł oraz 54,7 mln zł, co stanowi spadek w stosunku do wyniku z analogicznego okresu roku ubiegłego o odpowiednio 142,8 mln zł i 242,2 mln zł.

	Wyniki Grupy Polenergia (mln PLN)		9M 2024	Zmiana r/r	Zmiana r/r [%]	3 kwartał 2025	3 kwartał 2024	Zmiana r/r	Zmiana r/r [%]
Przychody ze sprzedaży, w tym:		3 232,0	3 016,3	215,7	7%	915,4	911,5	3,9	0%
	segment obrotu i sprzedaży	2 527,4	2 154,7	372,7		697,9	665,9	32,0
	pozostałe	704,6	861,6	(157,0)		217,5	245,6	(28,1)
	Koszt własny sprzedaży, w tym:	(2 792,9)	(2 387,0)	(405,9)	17%	(796,5)	(736,9)	(59,6)	8%
	segment obrotu i sprzedaży	(2 387,5)	(1 963,6)	(424,0)		(657,5)	(596,8)	(60,7)
	pozostałe	(405,3)	(423,5)	18,1		(139,0)	(140,1)	1,1
	Zysk brutto ze sprzedaży	439,1	629,3	(190,2)	-30%	118,9	174,6	(55,8)	-32%
	Koszty sprzedaży i ogólnego zarządu	(204,0)	(206,6)	2,7		(78,7)	(68,7)	(10,0)
	Pozostale przychody/koszty operacyjne	(69,3)	(7,9)	(61,4)		(2,9)	0,9	(3,8)
	Rozliczenie ceny aukcyjnej	2,2	(0,2)	2,4		0,3	(0,3)	0,6
A	Zysk operacyjny (EBIT)	168,1	414,5	(246,4)	-59%	37,6	106,6	(68,9)	-65%
	Amortyzacja	136,3	130,4	6,0		46,1	43,7	2,4
	Odpisy aktualizujace	97,6	- .	97,6		5,4		5,4
	EBITDA	402,1	544,9	(142,8)	-26%	89,2	150,3	(61,1)	-41%
В	Przychody finansowe	46,2	36,8	9,4		13,5	10,8	2,6
С	Koszty finansowe	(201,5)	(81,1)	(120,4)		(51,5)	(22,9)	(28,5)
D	Zysk (Strata) na aktywach wycenianych metodą praw własności	(5,4)		(5,4)		(1,7)		(1,7)
A+B+C+l	D Zysk (strata) brutto	7,5	370,3	(362,8)	-98%	(2,0)	94,5	(96,5)	-102%
	Podatek dochodowy	(58,6)	(76,2)	17,7	-23%	(9,3)	(20,8)	11,5	-55%
	Zysk netto	(51,1)	294,0	(345,1)	-117%	(11,3)	73,7	(85,0)	-115%
	Korekty normalizujące:
	Alokacja Ceny Nabycia (PPA)	0,2	0,2	-		0,1	0,1	-
	Różnice kursowe	0,2	0,5	(0,3)		(3,0)	0,1	(3,0)
	Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu	2,5	2,2	0,2		0,7	0,7	0,0
	Odpisy aktualizujące**	97,6	-	97,6		5,4	-	5,4
	Zysk (Strata) na aktywach wycenianych metodą praw własności	5,4	-	5,4		1,7		1,7
	Skorygowany Zysk (Strata) Netto*	54,7	296,9	(242,2)	-82%	(6,4)	74,5	(80,9)	-109%
	EBITDA	402,1	544,9	(142,8)	-26%	89,2	150,3	(61,1)	-41%
	Marża EBITDA	12,4%	18,1%	-5,6%		9,7%	16,5%	-6,7%
	EBITDA (bez segmentu obrotu)	357,3	490,3	(133,0)	-27%	81,7	124,9	(43,3)	-35%
	Marża EBITDA (bez segmentu obrotu)	50,7%	56,9%	-6,2%		37,6%	50,9%	-13,3%

^*) Skorygowane o przychody (koszty) o charakterze niepieniężnym/jednorazowym rozpoznane w danym roku obrotowym

**) Odwrócenie odpisów związanych z dewelopmentem i wartością firmy

Przychody ze sprzedaży Grupy Polenergia za trzy kwartały 2025 roku były wyższe o 215,7 mln zł, co jest spowodowane głównie wyższymi przychodami w segmencie obrotu i sprzedaży (o 372,7 mln zł) skompensowanymi częściowo przez niższe przychody w segmencie lądowych farm wiatrowych (o 155,7 mln zł) oraz segmencie gazu i czystych paliw (o 31,3 mln zł).

Wynik EBITDA w omawianym okresie wyniósł 402,1 mln zł i był niższy o 142,8 mln zł w stosunku do wyniku w analogicznym okresie roku poprzedniego głównie ze względu na niższy wynik w segmencie lądowych farm wiatrowych (o 119,5 mln zł), co jest głównie konsekwencją niższych cen sprzedaży energii elektrycznej i zielonych certyfikatów oraz gorszych warunków wietrzności w pierwszym kwartale 2025 r. Niższy wynik EBITDA w porównaniu do wyniku z analogicznego okresu roku ubiegłego odnotowano również w segmencie niealokowane (o 21,6 mln zł) co głównie wynika z jednorazowych kosztów związanych z zakończeniem procesu pozyskania finansowania i uzyskania finalnej decyzji inwestycyjnej dla projektów morskich farm wiatrowych Bałtyk II i Bałtyk III oraz wzrostu skali działalności, w segmentach obrotu i sprzedaży (o 9,8 mln zł) oraz dystrybucji (o 3,4 mln zł). Powyższe efekty zostały częściowo skompensowane przez wzrost wyniku EBITDA w segmencie farm fotowoltaicznych (o 12,8 mln zł) w konsekwencji uruchomienia farm fotowoltaicznych Szprotawa I i Szprotawa II w drugim kwartale 2025 roku oraz wyższych średnich cen sprzedaży energii elektrycznej.

W trzecim kwartale 2025 r. Grupa Polenergia odnotowała wzrost przychodów ze sprzedaży o 3,9 mln zł w stosunku do przychodów osiągniętych w analogicznym okresie roku poprzedniego, na co głównie wpływ miały wyższe przychody odnotowane w segmencie obrotu i sprzedaży (o 32,0 mln zł) skompensowane częściowo przez niższe przychody z odnotowane w segmencie lądowych farm

wiatrowych (o 27,2 mln zł)

Wynik EBITDA Grupy w samym trzecim kwartale 2025 r. wyniósł 89,2 mln zł i był niższy o 61,1 mln zł w stosunku do wyniku w analogicznym okresie roku poprzedniego. Przyczynił się do tego głównie niższy wynik EBITDA w segmencie farm wiatrowych o 30,9 mln zł w porównaniu do analogicznego okresu roku 2024. Na spadek ten wpłynęły głównie niższe ceny sprzedaży energii elektrycznej i zielonych certyfikatów, przy czym efekt ten został częściowo skompensowany przez nieco lepsze warunki wietrzności względem analogicznego okresu roku poprzedniego. Niższy wynik zanotowano także w segmencie obrotu i sprzedaży (o 17,9 mln zł) co wynika z głównie z niższego wyniku na handlu energią elektryczną z aktywów OZE i straty na optymalizacji krótkoterminowej. Niższy wynik EBITDA w porównaniu do analogicznego okresu roku ubiegłego odnotowano również w segmentach niealokowane (o 15,2 mln zł) co głównie wynika z jednorazowych kosztów związanych z zakończeniem procesu pozyskania finansowania i uzyskania finalnej decyzji inwestycyjnej dla projektów Bałtyk 2 i 3 oraz w segmencie gazu i czystych paliw (o 4,4 mln zł). Powyższe efekty zostały częściowo skompensowane przez wzrost wyniku EBITDA w segmencie farm fotowoltaicznych o 7 mln zł w porównaniu do analogicznego okresu roku ubiegłego. Głównym czynnikiem wpływającym na poprawę wyników było uruchomienie farm fotowoltaicznych Szprotawa I i Szprotawa II w drugim kwartale 2025 roku oraz wyższe średnie ceny sprzedaży energii elektrycznej.

W okresie dziewięciu miesięcy zakończonym 30 września 2025 roku skorygowany zysk netto Grupy wyniósł 54,7 mln zł, co oznacza spadek o 242,2 mln zł w porównaniu do analogicznego okresu roku poprzedniego. W samym drugim kwartale 2025 roku skorygowany zysk netto osiągnął poziom -6,4 mln zł, co stanowi spadek o 80,9 mln zł rok do roku. Główne czynniki wpływające na obniżenie poziomu skorygowanego zysku netto to opisane wcześniej negatywne czynniki oddziałujące na wynik EBITDA, a także wyższe koszty finansowe wynikające z odsetek od wyemitowanych zielonych obligacji oraz finansowania pozyskanego ze środków Krajowego Planu Odbudowy (KPO). Środki te zostały przeznaczone na pokrycie wkładu własnego w projektach morskich farm wiatrowych Bałtyk II i Bałtyk III. Dodatkowo, na wynik wpłynęły wyższe koszty prowizyjne związane głównie z zawarciem warunkowych transakcji zabezpieczających w formule Deal Contingent Hedge, których celem było ograniczenie ryzyka zmienności stóp procentowych w projektach realizowanych przez spółki MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. Zawarcie wspomnianych transakcji zabezpieczających pozwoliło Spółce na istotne ograniczenie poziomu dopłat do realizowanych projektów morskich farm wiatrowych, a osiągnięte w ten sposób korzyści znacznie przewyższyły poniesione koszty związane z ich zawarciem. Spadek skorygowanego zysku netto został częściowo skompensowany przez niższy poziom podatku dochodowego w raportowanym okresie. Na poziom zysku netto negatywnie wpłynęły także odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych w spółkach Polenergia Fotowoltaika S.A. (71 mln zł), H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o. (21 mln zł) oraz H2Silesia sp. z o.o. (5,4 mln zł). Odpis w Polenergia Fotowoltaika S.A. był konsekwencją spowolnienia na rynku prosumenckim i braku realizacji założeń sprzedażowych. W odniesieniu do Polenergia H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o. podjęta decyzja jest związana z prowadzonym przez Spółkę przeglądem opcji strategicznych w obszarze działalności wodorowej. Wynika ona z aktualnej oceny dynamiki rozwoju rynku zielonego wodoru i profilu ryzyka inwestycyjnego projektu. Odpis na H2Silesia został dokonany w związku z odstąpieniem przez Bank Gospodarstwa Krajowego od podpisania umowy dotyczącej objęcia bezzwrotnym wsparciem projektu w ramach krajowego planu odbudowy.

Niższy poziom podatku dochodowego w 2025 roku wynikał z niższego wyniku brutto Grupy, natomiast wyższa efektywna stopa podatkowa była efektem wyższych niepodatkowych kosztów finansowych oraz braku tworzenia aktywa na stratę podatkową w części spółek.

2. Szczegółowy komentarz do wyników finansowych za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku oraz pozostałe istotne informacje dotyczące sytuacji Grupy

Wyniki Grupy Polenergia (mln PLN)	Lądowe Farmy Wiatrowe	Farmy Fotowoltaiczne	Gaz i Czyste Paliwa	Obrót i Sprzedaż	Dystrybucja	Niealokowane	RAZEM
EBITDA 9M 2025	354,0	29,5	4,5	44,8	35,6	(66,4)	402,1
EBITDA 9M 2024	473,6	16,7	5,8	54,6	39,1	(44,8)	544,9
Zmiana:	(119,5)	12,8	(1,3)	(9,8)	(3,4)	(21,6)	(142,8)

W pierwszych trzech kwartałach 2025 roku segment farm wiatrowych odnotował wynik EBITDA niższy o 119,5 mln zł w porównaniu do analogicznego okresu roku poprzedniego. Spadek ten był przede wszystkim konsekwencją niższych cen sprzedaży energii elektrycznej oraz zielonych certyfikatów, jak również gorszych warunków wietrzności w pierwszym kwartale 2025 roku. Negatywny wpływ tych czynników został częściowo skompensowany przez wyższe pozostałe przychody operacyjne, wynikające z otrzymanych rekompensat przez projekty farm wiatrowych Amon i Talia w związku z zawarciem ugody z Grupą Tauron. W samym trzecim kwartale 2025 roku segment farm wiatrowych osiągnął wynik EBITDA niższy o 30,9 mln zł w porównaniu do analogicznego okresu roku 2024. Na spadek ten wpłynęły głównie niższe ceny sprzedaży energii elektrycznej i zielonych certyfikatów, przy czym efekt ten został częściowo skompensowany przez nieco lepsze warunki wietrzności względem analogicznego okresu roku poprzedniego.

Segment gazu i czystych paliw odnotował spadek wyniku o 1,3 mln zł w pierwszych trzech kwartałach 2025 roku w porównaniu do analogicznego okresu roku poprzedniego, natomiast wynik EBITDA w trzecim kwartale 2025 roku był niższy o 4,4 mln zł w porównaniu do wyniku osiągniętego w trzecim kwartale 2024 toku. Spadek wynika głównie z niższego wyniku na usługach systemowych oraz sprzedaży energii elektrycznej zniwelowany znacząco przez wyższy wynik na sprzedaży ciepła oraz niższe koszty stałe. Ponadto wynik obciążyło rozliczenie kosztów związanych z wycofaniem się projektu H2HUB Nowa Sarzyna z postępowania przetargowego dotyczącego dostaw wodoru dla MPK Rzeszów oraz rozpoczęcie ujmowania w rachunku zysków i strat kosztów funkcjonowania spółki H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o. Zmiana ta jest konsekwencją dokonania odpisu aktualizującego wartość niefinansowych aktywów trwałych tej spółki w wysokości dotychczas poniesionych nakładów na projekt w drugim kwartale 2025 roku, co uniemożliwia dalsze kapitalizowanie kosztów.

Segment obrotu i sprzedaży zanotował w trzech kwartałach 2025 roku spadek wyniku EBITDA o 9,8 mln zł w porównaniu do wyniku zanotowanego w analogicznym okresie roku ubiegłego. Wpływ na spadek wyniku miały: i) niższy wynik na handlu energią elektryczną z aktywów OZE ze względu na stratę na optymalizacji krótkoterminowej, brak kontraktu z farmami wiatrowymi Amon i Talia w związku z wejściem w życie umowy PPA z Grupą Tauron oraz wyższy koszt bilansowania, ii) niższy wynik w ramach kontraktu z ENS w związku z brakiem przedłużenia na 2025 rok umowy na sprzedaż gazu do produkcji ciepła, iii) niższy wynik na linii agregacji OZE w związku z mniejszą liczbą obsługiwanych kontraktów, iv) niższy wynik na handlu certyfikatami z własnych farm wiatrowych związany głównie ze spadkiem ceny rynkowej zielonych certyfikatów. Spadek wyniku w trzech kwartałach 2025 r. został częściowo skompensowany przez: i) wyższy wynik w ramach pozostałej działalności w obszarze energetyki prosumenckiej wynikający głównie z aktualizacji rezerwy na prefinansowanie oraz korekty odpisu aktualizującego wartość zapasów, ii) wyższy wynik na sprzedaży energii elektrycznej wynikający z niższego negatywnego wpływu zamrożenia cen energii elektrycznej.

W samym trzecim kwartale 2025 r. segment obrotu i sprzedaży zanotował spadek wyniku EBITDA o 17,9 mln zł w porównaniu do wyniku zanotowanego w analogicznym okresie roku ubiegłego. Wpływ na spadek wyniku miały: i) niższy wynik na handlu energią elektryczną z aktywów OZE ze względu na brak kontraktu z farmami wiatrowymi Amon i Talia w związku z wejściem w życie umowy PPA z Grupą Tauron oraz stratę na optymalizacji krótkoterminowej, ii) niższy wynik w ramach kontraktu z ENS w związku z brakiem przedłużenia na 2025 rok umowy na sprzedaż gazu do produkcji ciepła, iii) niższy wynik na Prop Tradingu związany z niską zmiennością na rynkach, iv) niższy wynik w ramach pozostałej

działalności w obszarze energetyki prosumenckiej wynikający głównie z niższego wolumenu sprzedaży paneli fotowoltaicznych i pomp ciepła. Spadek wyniku w trzecim kwartale 2025 roku został częściowo skompensowany przez: i) wyższy wynik na sprzedaży energii wynikający z niższego negatywnego wpływu zamrożenia cen energii elektrycznej, ii) wyższy wynik na sprzedaży zielonych certyfikatów.

Wynik EBITDA segmentu dystrybucji na koniec trzeciego kwartału 2025 r. był niższy o 3,4 mln zł w stosunku do wyniku osiągniętego w analogicznym okresie roku ubiegłego natomiast w samym trzecim kwartale wynik EBITDA segmentu dystrybucji był wyższy o 0,2 mln zł w porównaniu do analogicznego okresu roku ubiegłego. Spadek wyniku jest głównie konsekwencją niższej marży na sprzedaży energii w 2025 roku, która była konsekwencją wyższych cen zakupu energii względem analogicznego okresu 2024 roku i niższych cen sprzedaży oraz wyższych kosztów operacyjnych związanych ze wzrostem skali działalności. Niższy wynik został częściowo skompensowany przez wyższą marżę na dystrybucji wynikającą z aktualizacji taryfy z końcem 2024 roku oraz wyższą marżę na usługach dodatkowych.

Wynik EBITDA segmentu farm fotowoltaicznych w pierwszych trzech kwartałach 2025 roku był wyższy o 12,8 mln zł w porównaniu do analogicznego okresu roku poprzedniego. W samym trzecim kwartale 2025 roku EBITDA wzrosła o 7 mln zł rok do roku. Głównym czynnikiem wpływającym na poprawę wyników było uruchomienie farm fotowoltaicznych Szprotawa I i Szprotawa II w drugim kwartale 2025 roku oraz wyższe średnie ceny sprzedaży energii elektrycznej, częściowo zabezpieczone w ramach kontraktów cPPA oraz aukcji. Pozytywny efekt wolumenowy i cenowy został częściowo skompensowany przez wyższe koszty operacyjne związane z rozpoczęciem działalności wspomnianych instalacji.

Wynik w segmencie niealokowanych w okresie od stycznia do września 2025 roku był niższy o 21,6 mln zł w porównaniu do wyniku w analogicznym okresie roku 2024 (w samym trzecim kwartale był niższy o 15,2 mln zł). Na zmianę wyniku EBITDA w roku 2025 wpływają głównie wyższe koszty operacyjne (usługi obce oraz koszty wynagrodzeń) w Centrali wynikające ze wzrostu skali działalności oraz jednorazowe koszty w łącznej kwocie ok. 14,9 mln zł związane z zakończeniem procesu pozyskania finansowania i uzyskania finalnej decyzji inwestycyjnej dla projektów morskich farm wiatrowych Bałtyk II i Bałtyk III.

Wynik na działalności finansowej w okresie styczeń – wrzesień 2025 roku był niższy od wyniku w analogicznym okresie ubiegłego roku o 111 mln zł (w samym trzecim kwartale był niższy o 25,9 mln zł), na co miały wpływ przede wszystkim wyższe koszty z tytułu odsetek (o 88,4 mln zł w okresie styczeń – wrzesień oraz o 30,0 mln zł w samym trzecim kwartale) – głównie z tytułu wyemitowanych zielonych obligacji i finansowania pozyskanego ze środków KPO, których celem było pokrycie wkładu własnego niezbędnego do realizacji projektów morskich farm wiatrowym Bałtyk II i Bałtyk III. Ponadto w porównaniu do analogicznego okresu roku ubiegłego poniesiono wyższe koszty z tytułu prowizji (o 31,1 mln zł w okresie styczeń – wrzesień, w samym trzecim kwartale oszczędności na kosztach w kwocie 4,4 mln zł) co głównie jest konsekwencją zawarcia warunkowych transakcji zabezpieczających w formule Deal Contingent Hedge (30,8 mln zł), których celem było ograniczenie ryzyka zmienności stóp procentowych w projektach realizowanych przez projekty morskich farm wiatrowych Bałtyk II oraz Bałtyk III. Zawarcie wspomnianych transakcji zabezpieczających pozwoliło Spółce na istotne ograniczenie poziomu dopłat do realizowanych projektów morskich farm wiatrowych, a osiągnięte w ten sposób korzyści znacznie przewyższyły poniesione koszty związane z ich zawarciem. Dodatkowo, na zmianę wyniku na działalności finansowej w porównaniu do analogicznego okresu roku poprzedniego istotny wpływ miał również wynik z tytułu różnic kursowych. Powyższe efekty zostały częściowo skompensowane przez wyższe przychody z tytułu odsetek od lokat i poręczeń oraz wynik na transakcjach dot. instrumentów pochodnych. Dodatkowo, w 2025 roku Grupa rozpoznała wynik na aktywach wycenianych metodą praw własności. W okresie od stycznia do września 2025 roku wynik ten wyniósł –5,4 mln zł, natomiast w samym trzecim kwartale 2025 roku -1,7 mln zł.

Ponadto, Spółka dokonała odpisów aktualizujących wartość niefinansowych aktywów trwałych

dokonanych w odniesieniu do spółek Polenergia Fotowoltaika S.A. w kwocie 71 mln zł; H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o. w kwocie 21 mln zł oraz H2Silesia w kwocie 5,4 mln zł. W odniesieniu do Polenergia Fotowoltaika S.A. podjęta decyzja jest konsekwencją sytuacji rynkowej rynku prosumentów i perspektyw dalszego rozwoju branży, skutkujących wyraźnym brakiem realizacji założeń sprzedażowych przez spółkę w drugim kwartale 2025 roku. W ostatnim czasie obserwowane jest istotne spowolnienie na rynku sprzedaży rozwiązań dedykowanych prosumentom, co znacząco ograniczyło rentowność prowadzonej działalności. W odniesieniu do Polenergia H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o. podjęta decyzja jest związana z prowadzonym przez Spółkę przeglądem opcji strategicznych w obszarze działalności wodorowej. Wynika ona z aktualnej oceny dynamiki rozwoju rynku zielonego wodoru i profilu ryzyka inwestycyjnego projektu. Odpis na H2Silesia został dokonany w związku z odstąpieniem przez Bank Gospodarstwa Krajowego od podpisania umowy dotyczącej objęcia bezzwrotnym wsparciem projektu w ramach Krajowego Planu Odbudowy.

Niższy poziom podatku dochodowego w 2025 roku jest efektem niższego wyniku brutto Grupy. Wyższa efektywna stopa podatkowa w 2025 roku w porównaniu do analogicznego okresu roku ubiegłego wynika z wyższych niepodatkowych kosztów finansowych w Grupie oraz braku tworzenia aktywa na stratę podatkową w niektórych spółkach.

Ocena wpływu wojny w Ukrainie i sytuacji na rynku energii na działalność Spółki

W związku z trwającym konfliktem zbrojnym w Ukrainie na bieżąco monitorowane i identyfikowane są czynniki ryzyka, które mogą mieć wpływ na działalność i wyniki finansowe Grupy Polenergia.

Trwająca wojna w Ukrainie do końca września 2025 roku nie przyniosła rozstrzygnięć na polu walki i nie przybliżyła też stron do zawieszenia broni. Wpływ konfliktu na notowania surowców energetycznych w Europie nie ma już tak istotnego znaczenia jak w pierwszych jego miesiącach, ze względu na zrealizowaną dywersyfikację dostaw gazu ziemnego w postaci dostaw LNG. Pomimo zakończenia przesyłu gazu przez Ukrainę pod koniec 2024 roku i tranzytu gazu z europejskich sieci w kierunku ukraińskim, ceny na europejskich rynkach nie uległy znaczącej zmianie, gdyż rynek już wcześniej przewidywał takie rozwiązania. Aktualnie największy wpływ na ceny gazu ziemnego mają kwestie związane z kierunkiem polityki USA oraz jej wpływ na globalną gospodarkę i kwestie pogodowe. Powodują one dużą zmienność na rynkach co odbija się m.in. na cenach surowców, w tym gazu ziemnego.

W ciągu trzeciego kwartału 2025 roku ceny na rynku gazu ziemnego systematycznie spadały ze względu na czynniki pogodowe, w tym brak upałów, wysoką generację OZE i szybsze od spodziewanego napełnianie magazynów gazu w UE. Wyższa generacja OZE i niższe zapotrzebowanie na energię nie powodowały, że za spadającymi cenami gazu podążały ceny uprawnień do emisji CO2. Korelacja cen gazu i EUA była niska, m.in. ze względu na większe zakupy uprawnień do emisji CO2 w celu ich umorzenia przed 30 września. Ceny energii elektrycznej w ciągu trzeciego kwartału handlowane były na stosunkowo stabilnych poziomach, ze względu na brak silnych czynników fundamentalnych sugerujących zmianę w jakimkolwiek kierunku.

Dla rynków energii i gazu coraz większym zagrożeniem są działania dywersyjne i elementy konfliktu hybrydowego w postaci uszkodzeń podmorskich kabli do przesyłu energii, gazu, czy innych instalacji infrastruktury energetycznej na terenie państw UE, a także ataki hakerskie na te obiekty. Ogłoszone całkowite uniezależnienie się Europy od rosyjskiego gazu do 2027 roku nie wpłynęło znacząco na notowania cen surowców energetycznych.

Innym czynnikiem, który ma istotny wpływ na działalność Grupy są utrzymujące się wysokie koszty finansowania wynikające z wysokich stóp procentowych. Poprawiła się za to wysokość kursu złotego w stosunku do euro i dolara amerykańskiego, choć ryzyko wzrostu kosztów związanych z zabezpieczeniami transakcji zawieranych na rynkach towarowych jest nadal podwyższone.

Wdrożenie zmian na rynku bilansującym wprowadzone od 14 czerwca 2024 r. w tym rozliczeń 15-

minutowych oraz przystąpienie Polski od 11 lipca 2025 roku do platformy wymiany mocy bilansujących PICASSO zwiększyło koszty bilansowania i profilowania źródeł OZE, co negatywnie wpływa na uzyskiwane przez Grupę wyniki związane z eksploatacją źródeł OZE. W kolejnych latach spodziewany jest dalszy wzrost kosztów profilu przy rosnącym nasyceniu OZE w Krajowym Systemie Energetycznym i spadającej podaży energii ze źródeł konwencjonalnych. Dodatkowo PSE w związku z "niedostatecznym" zaangażowaniem uczestników w bilansowanie pozycji na rynku bilansującym zamierza wprowadzić dodatkowe elementy penalizujące w postaci współczynników niekorzystnie zmieniających ceny rozliczeniowe, co dalej pogłębi koszty profilu i bilansowania źródeł OZE. Zmiany planowane są na pierwszą połowę 2026 roku.

Segment gazu i czystych paliw jest w ocenie Zarządu w dużej mierze odporny na bieżącą zmienność cen na rynku spowodowaną wybuchem wojny w Ukrainie. Dostawy gazu w związku z realizowanymi kontraktami na produkcję ciepła zostały na 2025 r. oraz 2026 r. zabezpieczone (wolumen oraz stała cena). Dodatkowym zabezpieczeniem dla produkcji ciepła jest utrzymywany i zwiększony w pierwszym kwartale 2022 r. zapas oleju opałowego lekkiego, jako paliwa rezerwowego w sytuacji ograniczenia lub braku dostaw gazu. W przypadku wezwania ENS do świadczenia usług systemowych, bieżące koszty zakupu gazu, zgodnie z obowiązującymi umowami, zostaną pokryte przez przychody. Kontynuacja obecnej sytuacji na rynku gazu i praw do emisji CO2 długoterminowo może spowodować ograniczenie możliwości zabezpieczania produkcji i marży ENS na kolejne lata na rynku terminowym.

W segmencie lądowych farm wiatrowych i farm fotowoltaicznych wysoka zmienność cen energii elektrycznej skorelowana ze zmiennością generacji energii z wiatru i słońca skutkuje znaczącym wzrostem kosztu profilu, zwłaszcza dla źródeł PV, co obniża uzyskiwaną efektywną cenę sprzedanej energii elektrycznej. Pomimo niższych uzyskiwanych cen energii elektrycznej na rynku hurtowym ceny praw majątkowych PMOZE_A ("zielonych certyfikatów") również utrzymują się na niskich poziomach ze względu na nierównowagę popytu i podaży. Poziom obowiązku do umorzenia świadectw pochodzenia PMOZE_A na 2025 rok wynosi 8,5%, a obowiązek ogłoszony na lata 2026-2028 wynosi 9,0% rocznie. Niskie ceny zielonych certyfikatów są skutkiem zmniejszonego popytu wynikającego z szybszego tempa redukcji obowiązku w stosunku do tempa wychodzenia starych projektów OZE z systemu zielonych certyfikatów. Na moment publikacji raportu, Grupa posiada projekty wiatrowe o łącznej mocy 221,3 MW, które w dalszym ciągu funkcjonują w obowiązującym przez 15 lat od uruchomienia obiektu systemie zielonych certyfikatów i w perspektywie długoterminowej są wyeksponowane na ryzyko zmian cen praw majątkowych.

W związku ze znacznym wzrostem mocy zainstalowanej w OZE, w szczególności w segmencie źródeł fotowoltaicznych, w Polsce i krajach sąsiednich, w okresach wysokiej generacji OZE i jednocześnie niskiego zapotrzebowania, mocno rośnie występowanie na rynku zjawiska ujemnych cen energii. Oznacza to, że za energię elektryczną wytworzoną w tych momentach to wytwórca musi zapłacić za jej sprzedaż na rynek lub zredukować produkcję, aby nie ponosić tego kosztu. Sytuacje takie mają miejsce głównie w dni weekendowe i świąteczne, ale też coraz częściej w wiosenne i jesienne dni robocze z wysoką generacją PV. Jedocześnie dla wytwórców OZE rozliczających się w ramach systemów wsparcia wystąpienie przez co najmniej sześć kolejnych godzin cen ujemnych wiąże się z brakiem możliwości rozliczenia w ramach systemu aukcyjnego wolumenów produkcji z tych godzin lub brakiem wydania przez Prezesa URE praw majątkowych przysługujących za produkcję z tych godzin, w zależności od systemu wsparcia, w którym uczestniczy dane źródło OZE.

Oprócz występujących ujemnych cen, na segmenty OZE Grupy Polenergia negatywnie wpływają pojawiające się sytuacje nadpodaży energii na rynku, które występują w okresach niskiego zapotrzebowania na energię w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) i jednoczesnej wysokiej generacji z OZE. W związku z występowaniem tego zjawiska, w okresach, kiedy PSE S.A. ("PSE") nie jest w stanie dalej ograniczyć jednostek konwencjonalnych ani wyeksportować nadwyżek generowanej energii, redukowana jest produkcja z poszczególnych jednostek OZE. Na polecenie

operatora (PSE) uruchamiane jest tzw. nierynkowe redysponowanie jednostek wytwórczych. Sytuacja taka może podlegać rekompensacie finansowej ze strony PSE, jednak czas oczekiwania na rozpatrzenie wniosku i wypłata przedmiotowej rekompensaty nie jest natychmiastowa i zajmuje czas oraz dodatkowe zasoby. Rekompensata finansowa ze strony PSE obejmuje jedynie koszty wytwórcy związane z obowiązkiem zakupu energii niezbilansowanej po cenie rynku bilansującego CEN i przychody utracone w ramach systemów wsparcia (zielonych certyfikatów lub aukcji OZE). Rekompensata finansowa ze strony PSE nie obejmuje natomiast strat w przychodach pochodzących m.in. z umów PPA. Na podstawie zapisów w umowach przyłączeniowych, części należących do Grupy Polenergia instalacji OZE rekompensata finansowa z tytułu nierynkowego redysponowania nie przysługuje.

Segment obrotu i sprzedaży, jako jedyny z Grupy, posiadał w przeszłości bezpośrednią ekspozycję na rynek ukraiński za pośrednictwem spółki zależnej Polenergia Ukraina. Spółka ta jeszcze przed rozpoczęciem wojny ograniczyła zakres prowadzonej działalności operacyjnej. Aktualnie wszelka działalność operacyjna w Ukrainie jest wstrzymana, a sama Spółka ma wygaszoną licencję i jest w końcowym etapie procesu likwidacji.

Grupa identyfikuje zwiększone ryzyko prowadzenia działalności handlowej na wszystkich rynkach, w tym m.in. ryzyko ponownego wzrostu zmienności cen energii elektrycznej i gazu ziemnego, ryzyko niezrealizowania wolumenu odbioru przez kontrahentów, ryzyka braku płatności i wykonywania umów ze względu na nieprzewidziane zmiany regulacyjne, polityczne oraz wzrost ryzyka niewypłacalności kontrahentów. W sytuacji materializacji ryzyka dynamicznych wzrostów lub spadków cen, odchylenia w zużyciu energii przez klientów od wartości zakontraktowanych mogą wygenerować istoty wynik (zarówno pozytywny jak i negatywny), niewspółmierny do pierwotnych założeń. Dodatkowo rosnąca zmienność cen rynkowych związana ze sprzedażą generacji z OZE, może spowodować znaczny spadek dochodów z działalności obsługi aktywów OZE Grupy oraz agregacji OZE. W odpowiedzi na zmieniające się uwarunkowania rynkowe Grupa zmodyfikowała strategię sprzedażową energii z aktywów OZE i dąży do zwiększenia udziału sprzedaży energii w ramach transakcji OTC tj. sprzedaży bezpośrednio do klientów końcowych oraz w ramach kontraktów długoterminowych cPPA. Negatywne zmiany kursów walutowych mogą skutkować pogorszeniem wyniku na rynku denominowanym w euro. Jednocześnie umocnienie euro może prowadzić do zwiększenia wartości wymagalnych depozytów zabezpieczających. Segment jest również eksponowany na ryzyko wzrostu stóp procentowych. Wyższy koszt kredytu obrotowego, wynikający z wysokich stóp procentowych, może spowodować pogorszenie się rentowności prowadzonej działalności. Grupa Polenergia podejmuje także działania w celu monitorowania zagrożeń związanych z bezpieczeństwem. Potencjalny atak niszczący infrastrukturę teleinformatyczną lub ograniczający dostęp do systemów w tej spółce skutkowałoby brakiem lub ograniczoną możliwością prowadzenia działalności handlowej. Grupa identyfikuje też zagrożenia wynikające z odejścia kluczowego personelu obsługującego operacje handlowe w Spółce. W przypadku głębszej konsolidacji sektora wytwórczego w Polsce, przy wydzieleniu jednostek wysokoemisyjnych ze Spółek Skarbu Państwa, może pojawić się ryzyko dalszego pogłębienia się braku płynności na rynku terminowym oraz transparentności i wiarygodności giełdowych indeksów cenowych co może utrudnić prowadzenie działalności obrotowej i wpłynąć negatywnie na przychody Grupy. Z kolei objęcie obligatoryjnym handlem na giełdzie podmiotów OZE może skutkować wzrostem zmienności na rynkach krótkoterminowych oraz zahamowaniem rozwoju rynku kontraktów PPA.

Segment dystrybucji jest zabezpieczony długoterminowo przed skutkami wzrostu kosztów inwestycji oraz rosnących stóp procentowych poprzez mechanizm taryfowy oraz tzw. "konto regulacyjne". Krótkoterminowo, do czasu aktualizacji kolejnej taryfy dystrybucyjnej, spółka może doświadczyć negatywnego wpływu zmian rynkowych na rentowność realizowanej działalności.

W krótkiej perspektywie czasowej, realizowane przez Grupę projekty inwestycyjne mogą zostać dotknięte negatywnymi skutkami obecnej sytuacji rynkowej. Wzrost cen surowców i produktów na rynku

oraz chwilowe braki pracowników u podwykonawców mogą spowodować opóźnienia w realizacji planowanych projektów farm wiatrowych i fotowoltaicznych. Utrzymujące się wysokie stopy procentowe powodują wzrost kosztów finansowania, a wzrost cen surowców i towarów w połączeniu ze zmiennością kursu EUR/PLN może doprowadzić do wzrostu łącznych kosztów inwestycji. Obserwowane są wąskie gardła w łańcuchu dostaw dla morskiej energetyki wiatrowej, co może skutkować koniecznością zmiany w harmonogramach budowy projektów morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III.

W ocenie Grupy, obecna sytuacja rynkowa nie powinna zagrozić realizacji podstawowych celów określonych w Strategii Grupy Polenergia na lata 2025 – 2030.

Realizacja Strategii Grupy Polenergia na lata 2025-2030

W dniu 18 marca 2025 roku Zarząd Spółki przyjął Strategię Grupy Polenergia na lata 2025-2030 ("Strategia Grupy Polenergia" lub "Strategia"). Przy opracowywaniu Strategii Grupy Polenergia uwzględniono aktualną oraz przewidywaną sytuację w sektorze elektroenergetycznym, przeprowadzono analizę otoczenia makroekonomicznego, rynkowego i regulacyjnego, a także określono założenia dotyczące kierunków rozwoju sektora w perspektywie najbliższych sześciu lat.

Strategia Grupy Polenergia zakłada rozwój najbardziej perspektywicznych kierunków rynku OZE przy jednoczesnym ograniczeniu działalności obszarów, które nie generują wystarczającej wartości dodanej oraz nie tworzą synergii z działalnością podstawową. Ambicją i misją Grupy Polenergia jest kontynuowanie działań związanych z procesem polskiej zielonej transformacji energetycznej, z wykorzystaniem innowacyjnych rozwiązań wspierających efektywność pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych.

Strategia Grupy Polenergia opiera się na maksymalizacji wartości dla akcjonariuszy poprzez efektywne wykorzystanie rynkowych możliwości wzrostu oraz osiąganie atrakcyjnych stóp zwrotu, co stanowi solidną podstawę długoterminowego rozwoju i stabilnych wyników finansowych.

Priorytetem jest realizacja projektów morskiej energetyki wiatrowej Bałtyk II i III, oraz Bałtyk I (łącznie ok. 3000 MW, projekty rozwijane we współpracy z Equinor), co pozwoli wygenerować stabilny i wysoki zysk EBITDA.

Jednocześnie, kontynuowana będzie rozbudowa mocy wytwórczych w lądowej energetyce wiatrowej w Polsce o atrakcyjnej stopie zwrotu, przy wykorzystaniu istniejących zasobów Grupy (ok. 50 MW). Strategia zakłada dalszy rozwój projektów fotowoltaicznych głównie w oparciu o istniejące aktywa (w ramach cable pooling), w połączeniu z magazynami energii (łącznie zwiększenie o mocy ok. 100 MW).

Dodatkowo, Grupa będzie pracowała nad wzmocnieniem kompetencji i efektywności sprzedaży kontraktów PPA, co zabezpieczy dochodowość aktywów wytwórczych.

Strategia zakłada również dalsze rozwijanie projektu wiatrowego w Rumunii.

Jednocześnie zgodnie ze strategią Spółka będzie stopniowo wycofywała się z działalności w obszarze elektromobilności i wodoru. W pozostałych obszarach Spółka będzie kontynuowała przegląd opcji strategicznych, który ma na celu wybór najkorzystniejszego sposobu realizacji długoterminowego celu Spółki, czyli maksymalizacji wartości dla obecnych i przyszłych akcjonariuszy Spółki.

W efekcie realizacji działań w/w kierunków Strategia zakłada:

• wzrost mocy wytwórczych dla Grupy Polenergia do 1,5 GW1 w 2030 roku z 0,6 GW obecnie;
• wzrost EBITDA do poziomu ok. 1,6 mld zł¹ w 2030 roku.
• poniesienie nakładów kapitałowych (rozumianych jako wniesiony do projektów wkład własny) w

¹ Moc oraz EBITDA Grupy na rok 2030 zostały zaprezentowane w ujęciu zarządczym, przy założeniu konsolidacji projektów Bałtyk II oraz Bałtyk III proporcjonalnie do udziału Polenergii S.A. w tych projektach, tj. w wysokości 50%

wysokości ok. 4,6 mld zł, głównie na inwestycje związane z rozwojem morskiej energetyki wiatrowej.

Finansowanie realizacji Strategii Grupy Polenergia będzie pochodziło ze środków wygenerowanych przez Spółkę, w tym m.in. z zakładanych dezinwestycji, a także finansowania zewnętrznego, które w zależności od wymaganej kwoty, sytuacji rynkowej i innych czynników, będzie pozyskiwane w formie kredytów bankowych, emisji obligacji, a także od obecnych lub przyszłych inwestorów, w formie emisji akcji lub instrumentów hybrydowych.

Ze względu na wysokie nakłady inwestycyjne Zarząd Spółki nie planuje rekomendowania wypłaty dywidendy w horyzoncie trwania Strategii.

Jednocześnie Zarząd Spółki informuje, że Spółka dokonała analizy wpływów celów i założeń nowej strategii według wytycznych ESRS2 SBM-3 na strategię ESG i realizację celów w obszarze zrównoważonego rozwoju.

Strategia zakłada stabilny rozwój Grupy Polenergia w najbardziej perspektywicznych segmentach rynkowych w oparciu o przychody zabezpieczone poprzez kontrakty typu PPA i CFD.

Lądowe farmy wiatrowe i farmy fotowoltaiczne

Grupa eksploatuje projekty odnawialnych źródeł energii o mocy 493 MW w segmencie lądowej energetyki wiatrowej, a także o mocy 149 MWp w segmencie farm fotowoltaicznych.

Realizacja projektów farm Fotowoltaicznych Szprotawa I i II o łącznej mocy 67 MWp dobiegła końca. Na początku kwietnia 2025 roku rozpoczęto rozruch technologiczny obiektu. Projekt uzyskał wszystkie niezbędne pozwolenia na użytkowanie oraz koncesje na wytwarzanie energii elektrycznej i przekazany został do eksploatacji.

Dla projektu farmy fotowoltaicznej Rajkowy o mocy 35 MWp po wygranej aukcji na sprzedaż energii z odnawialnych źródeł energii w 2023 roku, w czerwcu 2025 r. podjęto uchwały zatwierdzające ostateczną decyzję inwestycyjną dla projektu, co oznacza uzyskanie wymaganych zgód korporacyjnych niezbędnych do realizacji projektu. Zawarta została umowa z wykonawcą prac montażowo elektrycznych i umowy z dostawcami m.in. modułów fotowoltaicznych i inwerterów. Aktualnie trwają rozmowy z potencjalnymi odbiorcami na dostawę energii elektrycznej. We wrześniu 2025 roku rozpoczęły się pierwsze prace budowlane – prace ziemne, zaplecze budowy. Zgodnie z harmonogramem, budowa projektu powinna zakończyć się w 2026 r.

W grudniu 2024 roku, aukcję na sprzedaż energii z odnawialnych źródeł energii wygrała przygotowywana do realizacji instalacja rozwijana w ramach spółki zależnej Polenergia Farma Wiatrowa Bądecz (48,3MW). Wznowiony został proces zapytań i zbierania ofert dotyczący dostawcy turbin wiatrowych oraz wykonawcy prac budowlano – elektrycznych. Równolegle spółka jest na etapie pozyskiwania ostatnich niezbędnych dokumentów wymaganych do podjęcia ostatecznej decyzji inwestycyjnej.

Poza projektami w eksploatacji, Grupa posiada portfel projektów w fazie średniozaawansowanej i mniej zaawansowanej farm wiatrowych (ok. 1 GW) i farm fotowoltaicznych (ok. 0,9 GW). Grupa nie wyklucza udziału spółek zależnych rozwijających projekty farm wiatrowych, farm fotowoltaicznych w kolejnych aukcjach OZE, jak również spółek zależnych rozwijających projekty magazynów energii w aukcji rynku mocy. Dla poszczególnych projektów będą rozważane różne formy komercjalizacji produkcji, w tym ofertowanie części produkcji w kolejnych aukcjach OZE, sprzedaż energii do odbiorców końcowych w kontraktach cPPA lub sprzedaż energii na rynku regulowanym lub pozagiełdowym.

Grupa prowadzi również prace w zakresie rozwoju portfela projektów magazynów energii (BESS). Są to przede wszystkim projekty, które będą miały charakter komplementarny do już istniejących lub

rozwijanych farm wiatrowych oraz fotowoltaicznych Grupy. Na różnym etapie rozwoju Grupa posiada aktualnie portfolio projektów BESS o mocy ok. 700 MW. Pierwsze projekty mogą osiągnąć stan gotowości do budowy w roku 2026.

Grupa kontynuuje rozwój projektów wiatrowych w Rumunii za pośrednictwem spółki zależnej Wind Farm Four Srl (WF4). WF4 prowadzi bieżące prace rozwojowe nad projektem farmy wiatrowej o łącznej mocy przyłączeniowej 685,6 MW realizowanym w ramach siedmiu spółek celowych. W minionym kwartale działalność WF4 koncentrowała się na uzyskaniu decyzji i pozwoleń niezbędnych dla dokumentacji technicznej wymaganej dla pozwolenia na budowę (ro: DTAC). Zgodnie z realizowanym harmonogramem, projekty wiatrowe w Rumunii mają osiągnąć gotowość do budowy w 2026 roku.

Jednym z kluczowych celów strategicznych spółki jest długoterminowe zabezpieczanie produkcji energii z aktywów operacyjnych Grupy. W celu minimalizacji ryzyka rynkowego oraz stabilizacji przychodów, Grupa stosuje instrumenty zabezpieczające sprzedaż energii takie jak kontrakty różnicowe (aukcja), umowy PPA, sprzedaż bezpośrednią do klientów końcowych oraz kontrakty forward.

Na datę publikacji niniejszego raportu, Grupa na rok 2026 zabezpieczyła 90% prognozowanej produkcji energii, osiągając średnią ważoną cenę netto na poziomie 399 zł/MWh (po odliczeniu szacowanego kosztu profilu). Cena sprzedaży energii na 2026 r. jest niższa w porównaniu do roku 2025, co wynika z spadkowego trendu na rynku kontraktów terminowych na energię elektryczną.

Poniższa tabela przedstawia poziom komercjalizacji energii elektrycznej z aktywów wiatrowych i fotowoltaicznych Grupy w latach 2026-2030:

	2026	2027	2028	2029	2030
Aukcja	18%	18%	25%	39%	39%
Pozostałe instrumenty zabezpieczające	72%	51%	34%	13%	13%
Razem	90%	69%	58%	52%	52%

Morskie farmy wiatrowe

Kontynuowane są prace rozwojowe w segmencie morskich farm wiatrowych. Grupa posiada 50% udziałów w spółkach MFW Bałtyk I Sp. z o.o., MFW Bałtyk II Sp. z o.o. i MFW Bałtyk III Sp. z o.o. które rozwijają trzy morskie farmy wiatrowe zlokalizowane na Morzu Bałtyckim o łącznej mocy do 3000 MW.

---

MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III

Grupa posiada 50% udziałów w spółkach MFW Bałtyk II Sp. z o.o. i MFW Bałtyk III Sp. z o.o., prowadzących budowę morskich farm wiatrowych o mocy 720 MW każda. Są to projekty I fazy systemu wsparcia, o który można było się ubiegać do 31 marca 2021 r.

W trzecim kwartale 2025 r. kontynuowano pozyskiwanie niezbędnych uzgodnień i decyzji umożliwiających sukcesywne prowadzenie prac budowlanych oraz przeprowadzono analizę wyników badań geotechnicznych i rozpoczęto projektowanie fundamentów pod turbiny wiatrowych i morską stację elektroenergetyczną.

Kontynuowane są prace budowlane w zakresie stacji transformatorowej ONS Bałtyk II oraz ONS Bałtyk III, linii kablowych 220 KV oraz 400 kV dla Bałtyk II i Bałtyk III oraz przejścia przez obszar "landfall" (realizacja przewiertów HDD w obszarze morze-ląd).

W ramach przygotowania do fazy realizacyjnej na morzu, w trzecim kwartale 2025 r. została zrealizowana kampania usuwania głazów w obszarze kabli morskich, przeprowadzono badania występowania niewybuchów w obszarze farm i kabli morskich oraz potwierdzono obecność 12 obiektów. Pozyskane zostały niezbędne zgody do realizacji neutralizacji niewybuchów.

W ramach realizacji Projektów prowadzone są ciągłe, aktywne działania w obszarze zarządzania interesariuszami, informacji, komunikacji i edukacji. Przygotowano i wdrożono tymczasowy system rekompensat dla rybaków w związku z koegzystencją działalności rybackiej z budową morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III. Ponadto prowadzony jest stały dialog z interesariuszami projektów, w tym lokalną społecznością zlokalizowaną w pobliżu realizacji projektów.

W dniu 19 maja 2025 r. wspólnicy spółek MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o., tj. Polenergia S.A. ("Polenergia S.A." lub "Spółka") oraz Equinor Wind Power AS, podjęli uchwały zgromadzenia wspólników spółek projektowych w sprawie podjęcia ostatecznych decyzji inwestycyjnych (Final Investment Decisions – FID) rozpoczynających fazę budowy morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II oraz MFW Bałtyk III oraz zatwierdzenia budżetów i planów rozwoju powyższych projektów na fazę budowy ("Biznesplan").

Zgodnie z zatwierdzonym Biznesplanem zakończenie realizacji i oddanie projektów do użytkowania planowane jest na pierwsze półrocze 2028 r. dla MFW Bałtyk II oraz na drugie półrocze 2028 r. dla MFW Bałtyk III. Pierwsza generacja energii z obu projektów planowana jest w 2027 roku.

Przewidywany w Biznesplanie łączny poziom nakładów inwestycyjnych oraz wydatków operacyjnych fazy budowy (z wyłączeniem kosztów finansowania w trakcie budowy) wyniesie ok. 3,2 mld EUR dla MFW Bałtyk II oraz ok. 3,2 mld EUR dla MFW Bałtyk III, przy czym wspólnicy odpowiadają za zapewnienie finansowania w równych częściach.

Projekt realizowany będzie w formule finansowania projektowego (project finance) udzielonego przez konsorcjum polskich i zagranicznych instytucji finansowych. Spłata finansowania project finance oparta będzie na przyszłych przepływach pieniężnych generowanych przez projekty MFW Bałtyk II oraz MFW Bałtyk III.

Na datę podjęcia uchwał Zarząd Polenergii S.A. przewidywał, że wkład własny Polenergii S.A. do projektów zostanie sfinansowany ze środków pochodzących z Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności w ramach pożyczki udzielonej Spółce przez Bank Gospodarstwa Krajowego, zielonych obligacji wyemitowanych przez Spółkę, środków własnych Spółki oraz rozliczeń dotyczących energii wytworzonej i wprowadzonej do sieci w okresie rozruchu technologicznego przed osiągnięciem fazy operacyjnej.

W dniu 20 maja 2025 r. spółki MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. zakończyły proces zawierania umów kredytów w celu sfinansowania budowy morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II oraz MFW Bałtyk III ("Umowy Kredytów").

Umowy Kredytów zostały podpisane z konsorcjum ok. trzydziestu polskich i zagranicznych instytucji finansowych.

Na podstawie Umów Kredytów spółki projektowe uzyskały finansowanie w formule finansowania projektowego (project finance w modelu bez regresu) na finansowanie poniesionych nakładów w wysokości ok. 2,9 mld EUR dla MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz ok. 2,9 mld EUR dla MFW Bałtyk III sp. z o.o. Okres finansowania obejmuje okres budowy oraz kolejne 22 lata.

Dodatkowo, w przypadku przekroczenia kosztów projektu lub niższych od zakładanych przepływów pieniężnych w okresie rozruchu projektów Polenergia S.A. może być zobowiązana do wniesienia dodatkowego wkładu kapitałowego w wysokości nieprzekraczającej 280 mln EUR. W tym zakresie zobowiązanie Spółki będzie zabezpieczone gwarancjami bankowymi wystawionymi na zlecenie Polenergii S.A. oraz gwarancją korporacyjną Spółki.

Ponadto, zgodnie z Umowami Kredytów, spółki projektowe będą miały możliwość wykorzystania dodatkowych oraz rezerwowych linii kredytowych w łącznej wysokości ok. 230 mln EUR w przypadku MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz ok. 240 mln EUR w przypadku MFW Bałtyk III sp. z o.o.

Oprocentowanie finansowania project finance kalkulowane będzie na bazie zmiennych stóp procentowych opartych na EURIBOR lub WIBOR, powiększonych o odpowiednie marże.

Warunki Umów Kredytów przewidują ustanowienie określonych zabezpieczeń przez spółki projektowe. Warunki te przewidują ponadto, że Polenergia S.A. będzie stroną niektórych umów oraz czynności podjętych w związku z finansowaniem project finance i ustanowionymi zabezpieczeniami, między innymi umowy międzywierzycielskiej (intercreditor agreement), umowy wsparcia (shareholder suport agreement) oraz związanej z nią ww. umowy dot. Rachunków Depozytowych i gwarancji korporacyjnych (parent company guarantees) oraz umowy określającej niektóre parametry finansowania (gaps agreement), a także umowy przelewu praw z pożyczek wspólniczych (shareholder security assignment agreement), jak również umowy zastawu na udziałach Polenergii S.A. w kapitale zakładowym spółek projektowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III oraz na Rachunkach Depozytowych. W związku z zastawem na udziałach Spółka złożyła standardowe oświadczenia o poddaniu się egzekucji.

Finansowanie project finance nie jest zabezpieczone na żadnym składniku majątku Spółki ani Grupy Polenergia za wyjątkiem zastawów na udziałach Polenergii S.A. w kapitale zakładowym spółek projektowych, Rachunkach Depozytowych oraz przelewu pożyczek wspólniczych.

W dniu 22 maja 2025 r. spółki MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. spełniły określone w Umowach Kredytów warunki zawieszające. Polenergia S.A. odpowiada za wniesienie wkładu w wysokości ok. 123 mln EUR, który został wpłacony na dedykowane rachunki bankowe Spółki w pełnej wysokości ("Rachunki Depozytowe"). Zwalnianie środków z Rachunków Depozytowych w celu sfinansowania przez Polenergię S.A. wkładu własnego będzie rozłożone w czasie do 2028 r.

Jednocześnie po spełnieniu warunków zawieszających warunkowe transakcje zabezpieczające zawarte w formule Deal Contingent Hedge zostały poddane nowacji na docelowe transakcje zabezpieczające ryzyko zmian stóp procentowych. Zgodnie z Umowami Kredytów, spółki MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. dokonały transakcji zabezpieczających ryzyko kursowe i ryzyko zmiany stopy procentowej. Łącznie transakcje zabezpieczają ok. 90% planowanej ekspozycji Spółek Projektowych na ryzyko zmienności stopy procentowej opartej na EURIBOR, natomiast zawarte transakcje typu forward walutowy pokrywają blisko 100% ryzyka walutowego związanego z wydatkami inwestycyjnymi.

Spłata finansowania project finance oparta będzie na przyszłych przepływach pieniężnych generowanych przez projekty MFW Bałtyk II oraz MFW Bałtyk III.

Kluczowe kontrakty związane z realizacją projektów MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III zostały zabezpieczone.

Istotne umowy podpisane do końca trzeciego kwartału 2025 roku:

• Główne umowy projektowe z firmą Siemens Gamesa Renewable Energy na produkcję, dostawę oraz na serwis 100 turbin wiatrowych (obie umowy w lutym 2024 r.);
• ESON (projekt systemu elektrycznego i dostawa lądowej stacji transformatorowej) (grudzień 2022 r.);
• Morskie kable eksportowe EPCI (październik 2024 r.);
• Kable między turbinowe EPCI (październik 2024 r.);
• Projektowanie fundamentów (marzec 2024 r.);
• Transport i instalacja fundamentów i OSS (lipiec 2024 r.);
• Instalacja turbin wiatrowych; Umowa czarterowa (wrzesień 2024 r.);
• Dostawa morskiej stacji transformatorowej EPC (sierpień 2024 r.);
• Elementy przejściowe EPC (sierpień 2024 r.);
• Kabel eksportowy lądowy EPC (wrzesień 2024 r.);

• Kabel eksportowy lądowy roboty budowlane (sierpień 2024 r.);
• Wyjście na ląd HDD (wrzesień 2024 r.);
• Czarter statków do transportu załogi CTV (listopad 2024 r.)
• Narzuty kamienne zabezpieczające fundamenty turbin wiatrowych i morskich stacji transformatorowych (luty 2025 r.)

Do momentu publikacji raportu Spółka zawarła poniższe istotne aneksy wprowadzające zmiany do istotnych umów:

• Dwa aneksy do umów na transport i instalację fundamentów turbin i morskich stacji transformatorowych z 2 lipca 2024 r. zawartych z Heerema Marine Contractors Nederland SE . Aneksy wdrażają planową rekalkulację wynagrodzenia wykonawcy w związku z ustaleniem ostatecznego scenariusza bazowego prac realizowanych przez wykonawcę. W wyniku przeprowadzonej rekalkulacji łączne wynagrodzenie wykonawcy na podstawie obu umów jest obecnie szacowane na ok. 457 mln EUR co stanowi wzrost o ok. 67 mln EUR względem prognoz przyjętych na etapie kontraktowania wykonawcy. Powyższa rewaluacja umów, w tym przewidywany wzrost całkowitej wartości umów, zostały uwzględnione w nakładach inwestycyjnych CAPEX na etapie opracowania budżetów i planów rozwoju projektów na fazę budowy, o których zatwierdzeniu Spółka informowała w raporcie giełdowym nr 29/2025. Ostateczne wynagrodzenie wykonawcy będzie uzależnione m.in. od aktualnych cen paliw oraz wahań kursowych.
• Aneksy do umów na dostawę i instalację morskich kabli eksportowych z 5 paździenrika 2023 r. zawarte z Jan De Nul Luxemburg SA Hellenic Cables S.A. Consortium Baltyk 2 spółka jawna oraz Jan De Nul Luxemburg SA Hellenic Cables S.A. Consortium Baltyk 3 spółka jawna. W ramach zawartych aneksów zakres prac wykonawców zostanie rozszerzony o usunięcie głazów na trasie morskich kabli eksportowych. Prace zostaną zrealizowane przez podwykonawcę – spółkę Helix Robotics Solutions Ltd. Łączny koszt aneksów szacowany jest na ok. 29 mln EUR dla obu projektów. Wskazane kwoty obejmują m.in. zapewnienie statków, usuwanie głazów zidentyfikowanych podczas ostatniego etapu badań geologicznych, nadzór oraz zarządzanie pracami przez wykonawców. Ostateczne wynagrodzenie wykonawców będzie uzależnione m.in. od czasu pracy statków oraz aktualnych cen paliw. Powyższy wzrost całkowitej wartości umów, został uwzględniony w nakładach inwestycyjnych CAPEX na etapie opracowania budżetów i planów rozwoju projektów na fazę budowy, o których zatwierdzeniu Spółka informowała w raporcie giełdowym nr 29/2025.

- - - - -

MFW Bałtyk I

Grupa posiada 50% udziałów w spółce MFW Bałtyk I Sp. z o.o., która posiada 100% akcji w spółce MFW Bałtyk I S.A., przygotowującej do budowy morską farmę wiatrową zlokalizowaną na Morzu Bałtyckim, o mocy do 1 560 MW. Jest to projekt II fazy systemu wsparcia z aukcją ogłoszoną na 17 grudnia 2025 r.

Decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach dla MFW Bałtyk I została wydana 3 grudnia 2024 roku, z dniem 7 kwietnia 2025 stała się prawomocna. Wniosek o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla infrastruktury przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej MFW Bałtyk I jest procedowany przez RDOŚ. Aktualnie prowadzone są konsultacje społeczne.

13 października 2025 r. zmienione zostało pozwolenie na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp i konstrukcji na polskich obszarach morskich dla MFW Bałtyk I, co pozytywnie wpłynie na proces realizacji projektu. Aktualnie trwa proces pozyskiwania niezbędnych pozwoleń i decyzji. W trzecim

kwartale 2025 rozpoczęto proces pozyskiwania opinii do decyzji lokalizacyjnych dla części morskiej i lądowej w zakresie kabla eksportowego.

Obecnie również prowadzone są prace nad kolejnym etapem badań geologicznych i geotechnicznych w zakresie części lądowej. Nieruchomości prywatne wzdłuż trasy kabla eksportowego dla MFW Bałtyk I są zabezpieczane umowami ustanowienia służebności przesyłu.

9 czerwca 2025 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki opublikował ogłoszenie o aukcji dotyczące wsparcia dla morskich farm wiatrowych. Tego samego dnia MFW Bałtyk I złożyła wniosek o prekwalifikację. Aukcja ma na celu przyznanie prawa do pokrycia tzw. ujemnego salda dla energii elektrycznej wytworzonej w morskich farmach wiatrowych. Sesja aukcji zostanie przeprowadzona 17 grudnia 2025 r. MFW Bałtyk I rozpoczęła przygotowania do udziału w aukcji.

W III kwartale 2025 r. prace koncentrowały się na przygotowaniach do uczestnictwa w aukcji offshore, przeprowadzone zostały liczne analizy ekonomiczne oraz techniczne projektu MFW Bałtyk I.

Gaz i czyste paliwa

W związku z istotną skalą planowanych nakładów inwestycyjnych na realizację celów strategicznych określonych w strategii biznesowej, Zarząd dokonał przeglądu opcji strategicznych w obszarze projektów wodorowych i podjął decyzję o stopniowym wycofywaniu się z dalszego rozwoju tej gałęzi działalności Grupy.

Grupa Polenergia posiada dwa projekty wodorowe w fazie rozwoju: H2Silesia oraz H2HUB Nowa Sarzyna.

Projekt H2Silesia w ramach spółki celowej Polenergia H2Silesia sp z o. o. zakładał budowę wielkoskalowej instalacji produkcji odnawialnego wodoru o mocy 105 MW na potrzeby przemysłu ciężkiego i transportu zeroemisyjnego. Planowana instalacja będzie w stanie wyprodukować ok. 13 000 ton wodoru rocznie. Obok trwających prac projektowych, trwały prace nad uzupełnieniami do złożonego wniosku o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach inwestycji wraz z raportem oceny oddziaływania na środowisko.

W lutym 2024 roku Komisja Europejska wydała decyzję notyfikacyjną dotyczącą pomocy publicznej dla projektu H2Silesia realizowanego w ramach IPCEI Hydrogen Hy2Infra. Decyzja notyfikacyjna zatwierdzała maksymalny pułap pomocy publicznej dla projektu H2Silesialec oraz zstanowi ła wyraz akceptacji ewentualnej pomocy publicznej kraju członkowskiego przez Komisję Europejską i potwierdzenia, że takie wsparcie będzie proporcjonalne i niezbędne w rozumieniu unijnych regulacji. W dniu 13 czerwca 2025 roku otrzymano informację o rekomendowaniu przez Bank Gospodarstwa Krajowego do objęcia bezzwrotnym wsparciem projektu H2Silesia.oznaczała Ostateczna realizacja projektu pozostała jednak zależna od zewnętrznych kryteriów, takich jak zawarcie kontraktów zabezpieczających warunki dostaw wodoru, spełnienie odpowiednich kryteriów ekonomicznych oraz dostępności środków publicznych i finansowania dla Projektu, uzyskana wymaganych zgód korporacyjnych, jak również od wyników procesu przeglądu opcji strategicznych.

W dniu 18 września 2025 roku Polenergia S.A. powzięła informację o odstąpieniu przez Bank Gospodarstwa Krajowego od podpisania umowy ze spółką zależną – Polenergia H2Silesia sp. z o.o. dotyczącej objęcia bezzwrotnym wsparciem ww. projektu. Odstąpienie od zawarcia umowy nastąpiło w wyniku oceny BGK, zdaniem którego zaproponowane przez spółkę zależną zmiany w projekcie, związane z dostosowaniem projektu do aktualnych warunków rynkowych oraz prowadzonego procesu przeglądu opcji strategicznych w obszarze strategii wodorowej, nie są możliwe do zaimplementowania. W związku z powyższym, podjęto decyzję o utworzeniu odpisu aktualizacyjnego wartość aktywów w odniesieniu do spółki Polenergia H2Silesia sp. z o.o. w kwocie ok. 5,4 mln zł.

Projekt H2HUB Nowa Sarzyna zakłada budowę pilotażowej instalacji produkcji odnawialnego wodoru o mocy nominalnej elektrolizera ok. 5 MW co pozwala na maksymalną produkcję ok. 500 ton zielonego wodoru rocznie. Projekt zakłada, że instalacja będzie zlokalizowana w Nowej Sarzynie na terenie Elektrociepłowni Nowa Sarzyna.

W dniu 7 czerwca 2023 roku spółka zależna Polenergia H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o., rozwijająca projekt H2HUB Nowa Sarzyna, zawarła z Hystar AS z siedzibą w Høvik, Norwegia umowę dostawy oraz uruchomienia elektrolizera o mocy 5 MW oraz długoterminową (10-letnią) umowę serwisową elektrolizera. Również 7 czerwca 2023 roku została zawarta umowa z International Finance Corporation ("IFC"), należącą do Grupy Banku Światowego, o współpracy celem współfinansowania kosztów rozwoju projektu H2HUB Nowa Sarzyna, który obejmuje wytwórnię wodoru, wraz z dwoma stacjami tankowania oraz infrastrukturą towarzyszącą.

Spółka H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o. zawarła z NFOŚiGW umowę o dofinansowanie projektu, którego celem jest budowa dwóch stacji tankowania wodoru wraz z infrastrukturą towarzyszącą, w dwóch lokalizacjach: na terenie graniczącym z Elektrociepłownią Nowa Sarzyna oraz w Rzeszowie. Łączna kwota przyznanego dofinansowania w formie dotacji wyniesie do 20 mln zł. Zgodnie z umową, stacje tankowania wodoru wraz z infrastrukturą towarzyszącą powinny zostać oddane do użytkowania w drugiej połowie 2026 roku, przy czym umowa o dofinansowanie przewiduje możliwość wprowadzania zmian do harmonogramu. Dla instalacji w Nowej Sarzynie wydane zostało pozwolenie na budowę oraz decyzja o Warunkach Zabudowy dla stacji tankowania w Rzeszowie. Jednocześnie w pierwszym kwartale 2025 r. wydano pozwolenie na budowę na instalację fotowoltaiczną do 8 MW, która miała zasilać elektrolizer w Nowej Sarzynie.

W odniesieniu do Polenergia H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o. podjęto decyzję o dokonaniu odpisu aktualizującego wartość niefinansowych aktywów trwałych w kwocie 21 mln zł. Decyzja ta wynika z aktualnej oceny dynamiki rozwoju rynku zielonego wodoru i profilu ryzyka inwestycyjnego projektu.

W ramach Grupy, realizowany był także projekt o nazwie eFuels. Celem projektu było wykorzystanie odnawialnego wodoru do produkcji metanolu i odnawialnego paliwa lotniczego. Paliwo powstałe w rezultacie projektu pozwoliłoby na obniżenie emisji gazów cieplarnianych w transporcie lotniczym, bez potrzeby budowy nowej infrastruktury, baz paliwowych oraz opracowywania nowych konstrukcji samolotów. W ramach konkursu Narodowego Centrum Badań i Rozwoju pt. "Nowe technologie w zakresie energii I" Spółka znalazła się wśród 6 zespołów, którym zostało przyznane dofinansowanie na realizację innowacyjnych projektów energetycznych. Dnia 7 kwietnia 2025 roku Polenergia S.A. jako lider konsorcjum, złożyła wniosek o zaprzestanie realizacji projektu. Obecne perspektywy realizacji projektu nie dają szans na ukończenie zadań przypisanych do drugiej fazy we wskazanym w umowie z NCBiR terminie. W chwili publikacji raportu przeprowadzony jest audyt przez niezależnego biegłego rewidenta, na potrzeby raportu końcowego projektu dla NCBiR, na którego podstawie wydana zostanie decyzja w sprawie rozliczenia dotacji otrzymanych wcześniej przez konsorcjum prowadzące projekt.

Obrót i sprzedaż

Grupa na bieżąco modyfikuje realizację strategii w segmencie obrotu i sprzedaży dostosowując ją do zmiennych warunków rynkowych i rosnących kosztów zabezpieczania potrzeb energetycznych odbiorców końcowych oraz profilowania i bilansowania źródeł OZE. Ofertowanie energii do odbiorców końcowych realizowane jest ze szczególnym uwzględnieniem ryzyk i potencjalnych kosztów które mogą wpłynąć na przyszłe wykonane marże. Grupa prowadzi nadążną rekalkulację ryzyk i kosztów finansowych związanych z zabezpieczaniem pozycji odbiorców i wytwórców na rynku terminowym. Regulacje mrożące ceny energii dla klienta końcowego zahamowały w znacznej mierze możliwości dynamicznego rozwoju sprzedaży, dodatkowo wysoka zmienność cen, kosztów profilu oraz kosztów bilansowania ograniczają możliwości działań związanych z agregacją zewnętrznych OZE. Znaczące

zmiany regulacyjne jakie wprowadzano w ostatnich latach spowodowały, że klienci bardziej nakierunkowują się na zakupy w krótkich lub bardzo długich terminach, w związku z czym Spółka zgodnie z założeniami Strategii intensywnie rozwija model sprzedaży w kontraktach długoterminowych cPPA bazujących na istniejących i nowobudowanych aktywach wytwórczych Grupy.

Z pozytywnymi rezultatami rozwijana jest działalność na rynku krótkoterminowym i ultrakrótkoterminowym (Rynek Dnia Bieżącego) w zakresie realizacji transakcji w dniu dostawy, na godziny przed fizyczną dostawą energii i z wykorzystaniem dostępnych danych o zmieniających się fundamentach rynkowych. Spółka wykonuje też krótkoterminową optymalizację pracy źródeł OZE w okresach ujemnych cen na rynku. Sukcesywnie realizowana jest również działalność handlowa na rachunek własny na rynkach hurtowych (prop trading), a realizowane strategie prop-tradingowe z pozytywnym efektem wykorzystują zmienność rynkową, przy zachowaniu restrykcyjnych miar pozwalających ograniczać ekspozycję na ryzyko.

Spółka Polenergia Sprzedaż kontynuuje i rozwija sprzedaż energii elektrycznej. Jednym z głównych produktów jest sprzedaż energii wytworzonej w kontrolowanych przez Grupę źródłach odnawialnych. Odbiorcami są klienci biznesowi oraz indywidualni (B2B oraz Prosumenci B2C). Zielona energia produkowana w aktywach wytwórczych Grupy sprzedawana jest w dwóch modelach: jako produkt w standardzie Energia 2051 oraz produkt bez tego standardu (nadal zachowując gwarancję 100% energii wyprodukowanej w OZE). Klienci biznesowi mogą skorzystać z unikalnej na rynku oferty, łączącej zieloną energię w standardzie Energia 2051 z gwarancją ceny na wiele lat. W 2023 roku Spółka wprowadziła do swojej oferty produkty SMART cPPA oraz SLIM cPPA z gwarancją ceny do końca 2028 lub 2030 roku skierowane do klientów z segmentu B2B. Spółka aktywnie rozwija sieć partnerów sprzedażowych oraz prowadzi rozmowy z instytucjami i bankami na temat projektów sprzedaży w modelu cross-sale. W celu zapewnienia odpowiedniej obsługi klienta oraz zwiększenia zasięgu pozyskiwania nowych klientów kontynuowany był projekt wdrożenia nowego systemu Bilingowego połączonego z CRM jako głównego narzędzia do zarządzania rozproszonymi sieciami sprzedaży. System został wdrożony w zakresie klientów B2B, a obecnie trwają prace rozwojowe. W związku ze zmianą modelu wymiany informacji pomiędzy uczestnikami rynku tzn. pomiędzy spółkami obrotu i operatorami systemów dystrybucyjnych spółka będzie musiała dostosować swoje systemy IT do Centralnego Systemu Informacji o Rynku Energii (CSIRE). Spółka prowadziła szereg działań marketingowych skierowanych na budowę wizerunku oraz pozyskiwanie leadów sprzedażowych wzmacniając tym samym swoją pozycję na rynku. W marcu 2025 została uruchomiana współpraca z Allegro w ramach projektu programu dostaw zielonej energii na platformie e-commerce. W 2025 roku spółka podjęła decyzję o koncentracji na segmencie B2B i wygaszaniu działalności w segmencie B2C ze względu na niepewność regulacyjną sprzedaży do konsumentów. W dniu 31 lipca 2025 r. został opublikowany plan połączenia spółki Polenergia Obrót S.A. ze spółką Polenergia Sprzedaż sp. z o.o. Kluczowym celem połączenia jest uproszczenie struktury i zwiększenie efektywności w zawieraniu długoterminowych kontraktów PPA, zgodnie z przyjętą w marcu 2025 roku strategią na lata 2025 - 2030. Decyzja oznacza pełną integrację kompetencji sprzedaży i obrotu energią w jednym podmiocie, uproszczenie procesów zarządczych oraz większą przejrzystość finansową Grupy w kontekście m.in. raportowania danych finansowych. Do momentu formalnego połączenia obie spółki będą nadal obsługiwać klientów na dotychczasowych zasadach, gwarantując ciągłość kontraktów i pełne wsparcie. Po połączeniu umowy będą ważne i obsługiwane przez połączony podmiot. Klienci obu spółek będą na bieżąco informowani o przebiegu procesu połączenia.

Spółka Polenergia Fotowoltaika S.A. w ramach prowadzonej działalności operacyjnej w pierwszych trzech kwartałach 2025 roku zainstalowała 11,2 MWp paneli fotowoltaicznych oraz 1 438 magazynów energii. Spółka prowadzi działania w celu rozwinięcia sprzedaży usług w segmencie korporacyjnym (instalacje o mocy pow. 50 kWp) oraz w segmencie przeglądów i serwisów.

Dystrybucja i eMobility

W segmencie dystrybucji w dniu 28 listopada 2024 r. spółka Polenergia Dystrybucja Sp. z o.o. uzyskała decyzję Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdzającą Taryfę na dystrybucję i sprzedaż energii elektrycznej. Nowa Taryfa weszła w życie w dniu 13 grudnia 2024 r., z WRA (Wartość Regulacyjna Aktywów) na poziomie 160,2 mln zł. W dniu 17 lutego 2025 Spółka uzyskała decyzję Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki korygującą Taryfę w zakresie kosztów przeniesionych.

Trwa realizacja zobowiązań w ramach zatwierdzonego III planu inwestycyjnego na lata 2019-2022 o łącznej wartości 51 mln zł. Spółka w ramach III portfela inwestycyjnego podpisała 45 umów. Do końca trzeciego kwartału 2025 roku zrealizowano umowy o przyłączenie oraz zgłoszono gotowość do przyłączenia dla 80 inwestycji/etapów inwestycji oraz uzyskano rozszerzenie koncesji dla 33 projektów, oczekiwane jest uzyskanie koncesji w odniesieniu do kolejnych 17.

Ponadto Polenergia Dystrybucja jest również w trakcie realizacji IV planu inwestycyjnego na lata 2021- 2026 o łącznej wartości 105 mln zł. Do końca trzeciego kwartału 2025 roku spółka podpisała 97 umów o przyłączenie o łącznej szacowanej wartości nakładów inwestycyjnych na poziomie 105 mln zł, co stanowi 100% IV portfela inwestycyjnego. W ramach IV planu inwestycyjnego spółka zakończyła realizację 120 inwestycji/etapów inwestycji, dla których zgłosiła gotowość przyłączenia, uzyskano rozszerzenie koncesji dla łącznie 40 projektów, oczekiwane jest uzyskanie koncesji w odniesieniu do kolejnych 19.

W związku z istotną skalą planowanych nakładów inwestycyjnych na realizację celów strategicznych określonych w strategii biznesowej, Zarząd dokonał przeglądu opcji strategicznych w obszarze elektromobilności i podjął decyzję o stopniowym wycofywaniu się z dalszego rozwoju tej gałęzi działalności Grupy. Do końca 2025 roku zaplanowane są realizacje pojedynczych stacji ładowania realizowane w ramach wcześniejszych zobowiązań.

Na dzień opublikowania raportu uruchomionych zostało 95 stacji ładowania (146 punktów ładowania), w tym przekazano do eksploatacji ostatnie dwie stacje zlokalizowane na MOPach Lądek-Skarboszewo, co oznacza, że strategiczny projekt budowy kompletnej infrastruktury ładowania wzdłuż koncesyjnego odcinka autostrady A2 na terenie ośmiu Miejsc Obsługi Podróżnych (MOP) został z sukcesem sfinalizowany.

Ponadto, spółka Polenergia eMobility posiada obecnie portfel umów dotyczących prawa do terenu pozwalających na budowę kolejnych 228 stacji ładowania.

Pozostałe istotne informacje dotyczące sytuacji Grupy

W dniach 5-14 lutego 2025 roku Polenergia S.A. zawarła z instytucjami finansowymi transakcje terminowe swap na stopę procentową (IRS) w celu ograniczenia ryzyka zmienności stopy procentowej opartej na WIBOR związanego z pożyczką do kwoty 750 mln zł zawartą z Bankiem Gospodarstwa Krajowego w ramach Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności. Łącznie transakcje zabezpieczają ok. 75% ekspozycji Polenergii S.A. na ryzyko zmienności stopy procentowej opartej na WIBOR w związku z pożyczką.

Dnia 18 lutego 2025 r. została zawarta z Bank Polska Kasa Opieki S.A. i BNP Paribas Bank Polska S.A. umowa kredytu odnawialnego do kwoty 300 mln zł, na okres do 5 czerwca 2026 r.; oraz złożone zostało oświadczenie o anulowaniu i przedpłacie kredytu udzielonego na podstawie umowy kredytu odnawialnego do kwoty 300 mln zł z 5 czerwca 2023 r. zawartej z Santander Bank Polska S.A. i Bank Polska Kasa Opieki S.A. Oprocentowanie kredytu kalkulowane będzie na bazie zmiennej stopy procentowej opartej na odpowiedniej stopie WIBOR powiększonej o marżę. Marża kredytu może ulec korekcie w zależności od średniego poziomu wykorzystania kredytu w poprzednim okresie odsetkowym, zgodnie z tabelą określoną w umowie.

W dniu 5 maja 2025 roku Polenergia S.A. zawarła aneks do umowy kredytu odnawialnego, na mocy

którego kredyt ten, wynoszący pierwotnie do 300 mln zł, zostanie powiększony o dodatkową transzę w wysokości 200 mln zł, która zostanie udostępniona Polenegii S.A. przez Bank Polska Kasa Opieki S.A. Okres obowiązywania dodatkowej transzy wynosi 6 miesięcy od daty zawarcia aneksu do umowy kredytu odnawialnego. Dodatkowa transza może być wykorzystana po całkowitym wykorzystaniu pierwszej transzy (300 mln zł). Dodatkowa transza została udzielona przy jednoczesnym zobowiązaniu kredytobiorcy do jej spłaty, w całości lub części, ze środków pozyskanych z refinansowania określonych projektów prowadzonych przez spółki zależne Polenergii S.A. Cel udzielenia dodatkowej transzy pozostaje analogiczny jak w przypadku pierwotnej umowy kredytu odnawialnego.

Dnia 18 lutego 2025 r. została zawarta z Bank Polska Kasa Opieki S.A. i BNP Paribas Bank Polska S.A. umowa o linię gwarancyjną z limitem do kwoty 125 mln EUR. Umowa o linię gwarancyjną przewiduje, że udzielane na jej podstawie gwarancje mogą zabezpieczać zobowiązania Polenergii S.A. do wnoszenia środków do projektów morskich farm wiatrowych Bałtyk II oraz Bałtyk III. Gwarancje bankowe będą mogły zostać wystawione na okres do 31 marca 2029 r., a następnie, na warunkach określonych w umowie, ich okres ważności będzie mógł zostać przedłużony do 31 marca 2030 r.

W dniu 5 maja 2025 roku zawarto aneks do umowy o linię gwarancyjną z dnia 18 lutego 2025 roku, na mocy którego maksymalna łączna kwota udostępnionej Polenergii S.A. linii gwarancyjnej zostanie zwiększona o 33 mln EUR, tj. do kwoty 158 mln EUR oraz do umowy o linię gwarancyjną przystąpi bank Société Générale S.A. Bank ten, podobnie jak dotychczasowe banki udzielające, zobowiązany będzie do dostarczenia gwarancji do spółek MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. w celu zabezpieczenia płatności wkładu finansowego Polenergii S.A. do spółek projektowych związanych z realizacją projektów morskich farm wiatrowych Bałtyk II oraz Bałtyk III na analogicznych zasadach jak dotychczasowe banki udzielające.

Dnia 26 lutego 2025 r. Polenergia S.A. otrzymała od Mansa Investments sp. z o.o., Kulczyk Holding S.à r. oraz Dominiki Kulczyk zawiadomienie złożone na podstawie art. 69a ust. 3 w zw. z art. 69 ustawy z dnia 29 lipca 2005 r. o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz o spółkach publicznych w sprawie ustanowienia zastawu na akcjach Polenergii S.A. posiadanych przez Mansa.

W dniu 27 lutego 2025 r. Spółka zawarła z głównym akcjonariuszami, tj. BIF IV Europe Holdings Limited i Mansa Investments sp. z o.o. (łącznie: "Akcjonariusze") umowę trójstronną ("Umowa Trójstronna"). Postanowienia tej umowy przewidują m.in. uprawnienie (ale nie obowiązek) Akcjonariuszy do dokapitalizowania Spółki w przypadku, gdyby nie miała ona możliwości pokrycia z własnych środków, w tym pochodzących z finansowania zewnętrznego, Wkładu Finansowego wymaganego do wniesienia do spółek projektowych – MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. w związku z realizacją przez te spółki projektów morskich farm wiatrowych ("Projekty Bałtyk"). Dodatkowo, w przypadku, gdyby powyższy scenariusz dokapitalizowania nie doprowadził do wyposażenia Spółki w środki wystarczające do pokrycia Wkładu Finansowego Spółki niezbędnego do realizacji Projektów Bałtyk, Spółka może zawiadomić Akcjonariuszy o konieczności dostarczenia dodatkowego finansowania. W takim przypadku każdemu Akcjonariuszowi z osobna przysługuje uprawnienie (ale nie obowiązek) udzielenia Spółce pożyczek z opcją konwersji, po spełnieniu określonych warunków, na akcje Spółki. Zgodnie z Umową Trójstronną regres danego Akcjonariusza związany z wykorzystaniem jakiejkolwiek gwarancji wystawionej na podstawie umów zawartych na zlecenie Akcjonariuszy zapewniających udostępnienie Spółce linii gwarancyjnych dla celów zabezpieczenia płatności Wkładu Finansowego zostanie skonwertowany na pożyczki w wysokości równej regresowi należnej każdemu z Akcjonariuszy. Pożyczki te także mogą podlegać konwersji na akcje w kapitale zakładowym Spółki. W konsekwencji postanowienia Umowy Trójstronnej mogą, ale nie muszą, zmienić proporcje posiadanych akcji przez dotychczasowych akcjonariuszy Spółki, w tym Akcjonariuszy.

Zarząd Polenergia S.A. zawarł w dniu 5 maja 2025 r. aneks do umowy trójstronnej z dnia 27 lutego 2025 r. z głównymi akcjonariuszami, tj. BIF IV Europe Holdings Limited i Mansa Investments sp. z o.o.

regulującej określone aspekty finansowania projektów morskich farm wiatrowych realizowanych przez spółki projektowe MFW Bałtyk II sp. z o.o. i MFW Bałtyk III sp. z o.o. Celem aneksu jest odzwierciedlenie w Umowie Trójstronnej zmian wprowadzanych do umowy o linię gwarancyjną. Aneks przewiduje zmianę do Umowy Trójstronnej polegającą przede wszystkim na tym, że na podstawie zmienianej umowy o linię gwarancyjną opisanej w ramach scenariusza pierwszego w raporcie giełdowym nr 8/2025 z dnia 27 lutego 2025 r., maksymalna łączna kwota udostępnionej linii gwarancyjnej zostaje podwyższona o 33 mln EUR, tj. do kwoty 158 mln EUR, i do umowy o linię gwarancyjną przystępuje dodatkowy bank udzielający, który, podobnie jak pozostałe banki udzielające, będzie zobowiązany do dostarczenia gwarancji do spółek projektowych w celu zabezpieczenia płatności wkładu finansowego Polenergii S.A. do spółek projektowych, na analogicznych zasadach jak pozostałe banki udzielające. Analogicznie jak na podstawie pierwotnej Umowy Trójstronnej, w związku ze zmienioną umową o linię gwarancyjną, Akcjonariusze zobowiązali się do udzielenia przystępującemu bankowi udzielającemu gwarancji Backto-Back do 6 maja 2025 r., pod rygorem określonych w Umowie Trójstronnej świadczeń gwarancyjnych. Z tytułu udzielenia Gwarancji Back-to-Back Akcjonariuszom będzie przysługiwało wynagrodzenie wynikające z analizy cen transferowych. W pozostałym zakresie Umowa Trójstronna pozostaje zasadniczo bez zmian. Zawarcie aneksu jest uzasadnione interesem Spółki oraz akcjonariuszy niebędących podmiotami powiązanymi, w tym akcjonariuszy mniejszościowych, gdyż celem aneksu jest zaktualizowanie procedury dokapitalizowania Spółki w związku z finansowaniem Projektów Bałtyk.

Dnia 12 marca 2025 r. Polenergia S.A. otrzymała oświadczenie BIF IV Europe Holdings Limited, akcjonariusza Spółki, o wykonaniu uprawnienia osobistego oraz o następujących zmianach w Radzie Nadzorczej Spółki w wykonaniu tego uprawnienia: odwołaniu Pana Thomasa Josepha O'Briena z Rady Nadzorczej Spółki ze skutkiem natychmiastowym; powołaniu Pani Inés Bargueño na Członka Rady Nadzorczej Spółki ze skutkiem natychmiastowym.

W dniu 28 kwietnia 2025 r. została podpisana przez Amon sp. z o.o. ("Amon") oraz Talia sp. z o.o. ("Talia") ugoda z TAURON Polska Energia S.A.("Tauron") oraz spółką zależną od Tauron – Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa Sp. z o.o. ("PEPKH") (Amon, Talia, Tauron oraz PEPKH łącznie jako "Strony"). Podstawowym celem zawartych ugód jest polubowne zakończenie wszystkich sporów sądowych, jakie toczą się między Amon i Talia a PEPKH oraz pomiędzy Amon i Talia a Tauron. W wyniku ugody zawartej przez Amon i Talia z PEPKH:

• Doszło do rozwiązania Umów Sprzedaży Praw Majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii w odnawialnym źródle energii przez odpowiednio Amon i Talia, zawartych 23 grudnia 2009 r. pomiędzy PEPKH a Amon oraz PEPKH a Talia (o których zawarciu Spółka informowała w raportach nr 62/2009 i 63/2009 roku z 24 grudnia 2009 r.).
• Amon i Talia oraz PEPKH zmieniły Umowy Sprzedaży Energii Elektrycznej wytworzonej w farmach wiatrowych odpowiednio Amon i Talia zawartych z PEPKH w dniu 23 grudnia 2009 r. (o których zawarciu Emitent informował w raportach nr 61/2009 i 64/2009 z 24 grudnia 2009 r.) w ten sposób, że zostanie wznowione ich wykonywanie na okres 10 lat, liczony od dnia 1 czerwca 2025 r., tj. do dnia 31 maja 2035 r., a nowa ustalona przez Amon i Talia oraz PEPKH cena, po której energia elektryczna będzie nabywana, nie będzie podlegała zmianom przez cały okres wykonywania tych umów.
• PEPKH zapłaciła na rzecz Amon i Talii jednorazowe odszkodowanie w łącznej wysokości 15 mln zł.
• Dojdzie do zakończenia wszystkich sporów sądowych jakie toczą się obecnie zarówno z powództw Amon i Talia przeciwko PEPKH, jak i z powództwa PEPKH przeciwko Amon i Talia, tj. cofnięte zostaną przez Amon i Talię powództwa przeciwko PEPKH ze zrzeczeniem się roszczeń w sprawach toczących się przed Sądem Okręgowym w Gdańsku, sygn. akt IX GC 449/15, IX GC 451/15 oraz IX GC 744744/19, jak i PEPKH cofnie powództwo wzajemne przeciwko Amon wytoczone przed Sądem Okręgowym w Gdańsku do sygn. akt IX GC 744/19

oraz powództwo przeciwko Talia wytoczone przed Sądem Okręgowym w Warszawie do sygn. akt XX GC 1057/24, w obydwu przypadkach wraz ze zrzeczeniem się roszczeń w tych sprawach. Ponadto PEPKH cofnie także skargi kasacyjne w sprawach toczących się przed Sądem Najwyższym do sygn. II CSK 874/23 i II CSKP 178/23. Stosowne pisma sądowe wyrażające wolę cofnięcia powództw i zrzeczenia się roszczeń jak i cofnięcia skarg kasacyjnych mają zostać złożone we właściwych sądach najpóźniej kolejnego dnia roboczego następującego po dniu podpisania ugody.

Ponadto, w ramach dokumentacji ugodowej doszło także do zawarcia pomiędzy Tauron, PEPKH oraz Amon i Talia porozumienia co do wstąpienia Tauron w miejsce PEPKH jako kupującego do Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii – farmie wiatrowej w miejscowości Łukaszów oraz w farmie wiatrowej w miejscowości Modlikowice z dnia 23 grudnia 2009 r., które zawiera w sobie także ugodę pomiędzy Amon i Talią a Tauron.

W wyniku zawartego porozumienia i ugody:

• Tauron wstąpił w miejsce PEPKH w prawa i obowiązki kupującego z ww. Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej, które to Umowy Tauron oraz Amon i Talia będą wykonywać przez okres czasu i na warunkach jak wskazane w pkt 2 powyżej.
• Amon i Talia cofną powództwa przeciwko Tauron ze zrzeczeniem się roszczeń wytoczone przed Sądem Okręgowym w Katowicach (obecnie sygn. akt XIII GC 164/25). Pismo sądowe wyrażające wolę cofnięcia powództw i zrzeczenia się roszczeń ma zostać złożone w Sądzie Okręgowym w Katowicach najpóźniej kolejnego dnia roboczego następującego po dniu podpisania ugody.

Dodatkowo, Strony zrzekły się wzajemnie względem siebie wszelkich roszczeń i praw, które im przysługują lub mogłyby im przysługiwać z tytułu niewykonywania lub nienależytego wykonywania Umów Sprzedaży Praw Majątkowych i Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej przez którąkolwiek ze Stron, jak i wszelkich roszczeń o charakterze deliktowym związanych z takim niewykonywaniem lub nienależytym wykonywaniem takich Umów, a zrzeczenie to obejmować ma w założeniu stron zarówno roszczenia objęte dotychczas sporami sądowymi, jak i wszelkie ewentualne dalsze roszczenia, nieobjęte tymi sporami, a które odnosiłyby się do okresu czasu zamkniętego do momentu zawarcia ugód.

W wyniku zawarcia ugód i wznowienia wykonywania Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej Strony przewidują sprzedaż łącznego wolumenu energii elektrycznej z farm wiatrowych Amon i Talia w szacunkowej wysokości ok. 1,2 TWh w perspektywie 10 lat wykonywania Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej, zaś wartość Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej w perspektywie 10 lat ich wykonywania, ustalona jako iloczyn ilości sprzedanej energii elektrycznej oraz stawki określonej w tych Umowach, szacunkowo wyniesie przez cały okres ich obowiązywania odpowiednio ok. 300 mln zł dla Amon oraz ok. 200 mln zł dla Talia.

W dniu 27 czerwca 2025 roku spółka zależna Polenergii S.A. Amon sp. z o.o. jako kredytobiorca oraz Bank Polska Kasa Opieki S.A. zawarły umowę kredytów.

Na podstawie umowy kredytów kredytodawca udzieli kredytobiorcy:

• kredytu terminowego, przeznaczonego na (i) refinansowanie istniejącego zadłużenia oraz (ii) dystrybucję środków pieniężnych do Polenergii S.A., z możliwością zwiększenia zaangażowania kredytodawcy,
• kredytu DSR,

do łącznej maksymalnej kwoty zaangażowania wynoszącej 117 mln zł. Na dzień zawarcia umowy kredytów, aktualne zadłużenie Amon sp. z o.o. wynikające z dotychczas obowiązującej umowy kredytowej wynosiło około 14 mln zł.

Równocześnie, w dniu 27 czerwca 2025 roku, spółka zależna Polenergii S.A. – Talia sp. z o.o. oraz Bank Polska Kasa Opieki S.A. zawarły odrębną umowę kredytów.

Na jej podstawie kredytodawca udzieli kredytobiorcy:

• kredytu terminowego, przeznaczonego na dystrybucję środków pieniężnych do Polenergii S.A., z możliwością zwiększenia zaangażowania kredytodawcy po spełnieniu dodatkowych warunków określonych w umowie,
• kredytu DSR,

do łącznej kwoty 73 mln zł.

W związku z zawarciem umów kredytów, Amon, Talia oraz Polenergia S.A. zobowiązali są do ustanowienia standardowego pakietu zabezpieczeń typowego dla transakcji refinansowania projektów typu project finance. Amon i Talia złożyli oświadczenie o poddaniu się egzekucji oraz ustanowili zastaw rejestrowy na zbiorze rzeczy ruchomych i praw. Polenergia S.A. ustanowiła zastaw rejestrowy oraz finansowy na udziałach w Amon i Talia, a także złożyła oświadczenia o poddaniu się egzekucji.

Termin spłaty kredytów został określony na dzień 30 maja 2035 roku.

Warunki umowy, w tym dotyczące zabezpieczeń, przypadków naruszeń, uruchomienia finansowania oraz wypowiedzenia, są zgodne ze standardami rynkowymi dla transakcji tego typu.

W dniu 11 lipca 2025 roku spółki Amon oraz Talia, w celu ograniczenia ryzyka zmienności stopy procentowej opartej na WIBOR związanego z zawartymi umowami kredytów, zawarły z instytucją finansową transakcje terminowe swap na stopę procentową (IRS).

Transakcje zabezpieczają 80% ekspozycji każdej ze spółek na ryzyko zmienności stopy procentowej opartej na WIBOR w związku z umowami kredytów.

Transakcji dokonano na warunkach rynkowych, które nie odbiegają od warunków powszechnie stosowanych dla tego typu operacji finansowych.

Z dniem 24 kwietnia 2025 roku w skład Rady Nadzorczej Spółki, na kolejną trzyletnią, indywidualną kadencję, zostały powołane następujące osoby:

• pani Dominika Kulczyk na podstawie art. 5.4.2 (a) (i) Statutu Polenergii S.A., w wyniku wykonania uprawnienia osobistego przez Mansa Investments sp. z o.o.; oraz
• pani Emmanuelle Rouchel oraz pan Ignacio Paz-Ares Aldanondo na podstawie art. 5.4.2 (a) (i) Statutu Polenergii S.A., w wyniku wykonania uprawnienia osobistego przez BIF IV Europe Holdings Limited.

Powołanie Członków Rady Nadzorczej na nową kadencję związane jest z wygaśnięciem dotychczasowych mandatów ww. osób w związku z odbyciem w dniu 23 kwietnia 2025 roku Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia zatwierdzającego sprawozdanie finansowe Spółki za rok 2024.

W dniu 16 czerwca 2025 roku Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy w Warszawie, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego ("Sąd"), dokonał rejestracji zmiany Statutu Polenergii S.A., przyjętej na mocy uchwały nr 30/2025 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 23 kwietnia 2025 roku. Treść podjętych uchwał została opublikowana raportem bieżącym nr 39/2025.

W dniu 29 lipca 2025 roku Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy w Warszawie, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego, zarejestrował zmianę Statutu Spółki dokonaną na podstawie uchwały nr 3/2025 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 26 czerwca 2025 roku. Treść zmienionego statutu została opublikowana raportem bieżącym nr 46/2025.

W dniu 7 sierpnia 2025 r. Pana Mikołaj Franzkowiak złożył rezygnacje z pełnienia funkcji członka Rady Nadzorczej Spółki.

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

W dniu 13 sierpnia 2025 r. Mansa Investments sp. z o.o., w wykonaniu uprawnienia osobistego przysługującego na podstawie art. 5.4.2 (a) (i) Statutu Polenergii S.A., powołała w skład Rady Nadzorczej Spółki Pana Jacka Tadeusza Santorskiego.

W dniu 1 października 2025 roku Sąd Okręgowy w Warszawie zasądził solidarnie od Certyfikaty sp. z o.o. ("Certyfikaty") oraz Polenergia Obrót S.A. ("Polenergia Obrót") będących spółkami zależnymi Polenergia S.A., kwotę 24.025.009,72 zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie na rzecz Eolos Polska sp. z o.o. ("Eolos") w związku z rzekomym niewykonaniem dwóch ramowych umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii zawartych przez poprzednika prawnego Certyfikaty i Eolos w dniu 23 grudnia 2010 r., które w ocenie Spółki wygasły w dniu 5 stycznia 2016 r. Wyrok jako nieprawomocny nie podlega wykonaniu. Po analizie uzasadnienia wyroku Spółka podejmie decyzję co do wniesienia apelacji.

Wyniki finansowe za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 w podziale na segmenty operacyjne

Na kolejnych stronach przedstawiono podział łącznego wyniku Grupy osiągniętego w trzech kwartałach 2025 roku w podziale na segmenty działalności.

9M 2025 (m PLN)	Lądowe Farmy Wiatrowe	Farmy Fotowoltaiczne	Morskie Farmy Wiatrowe	Gaz i Czyste Paliwa	Obrót i Sprzedaż	Dystrybucja	Niealokowane	Rozliczenie Ceny Nabycia	RAZEM
Przychody ze sprzedaży*	415,7	38,6	-	64,9	2 527,4	163,7	21,8	-	3 232,0
Koszty operacyjne, w tym	(179,4)	(17,1)	-	(62,6)	(2 387,5)	(127,1)	(18,9)	(0,2)	(2 792,9)
koszty operacyjne (bez korekty z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia)	(79,8)								(79,8)
amortyzacja	(96,9)	(8,8)	-	(7,8)	(8,0)	(8,6)	(6,0)	(0,2)	(136,3)
korekta z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia	(2,8)	-		-	-	-	-	-	(2,8)
Zysk brutto ze sprzedaży	236,2	21,5		2,3	139,9	36,6	2,9	(0,2)	439,1
Marża zysku brutto ze sprzedaży	56,8%	55,8%	"n/a"	3,5%	5,5%	22,4%	"n/a"	"n/a"	13,6%
Koszty sprzedaży	-	-		-	(43,8)	-	-	-	(43,8)
Koszty ogólnego zarządu	(8,1)	(1,3)	-	(4,1)	(62,9)	(9,2)	(74,6)	-	(160,2)
Pozostała działalność operacyjna	29,1	0,4	-	(28,1)	3,6	(0,3)	(0,7)	(71,0)	(67,1)
Zysk z działalności operacyjnej	257,2	20,7		(30,0)	36,8	27,1	(72,4)	(71,2)	168,1
EBITDA	354,0	29,5	-	4,5	44,8	35,6	(66,4)	-	402,1
Marża EBITDA	85,2%	76,5%	"n/a"	6,9%	1,8%	21,8%	"n/a"	"n/a"	12,4%
Wynik na działalności finansowej	(46,3)	(10,6)	-	0,7	(5,4)	(5,8)	(88,0)	-	(155,3)
Zysk (Strata) na aktywach wycenianych metodą praw własności			(5,4)						(5,4)
Zysk (Strata) brutto	210,9	10,1	(5,4)	(29,2)	31,4	21,3	(160,5)	(71,2)	7,5
Podatek dochodowy									(58,6)
Zysk (strata) netto za okres									(51,1)
Korekty normalizujące:
Alokacja Ceny Nabycia (PPA)									0,2
Różnice kursowe									0,2
Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu									2,5
Odpisy aktualizujące									97,6
Zysk (Strata) na aktywach wycenianych metodą praw własności									5,4
Skorygowany Zysk Netto									54,7

9M 2024 (m PLN)	Lądowe Farmy Wiatrowe	Farmy Fotowoltaiczne	Morskie Farmy Wiatrowe	Gaz i Czyste Paliwa	Obrót i Sprzedaż	Dystrybucja	Niealokowane	Rozliczenie Ceny Nabycia	RAZEM
Przychody ze sprzedaży*	571,3	23,5	-	96,2	2 154,7	155,4	15,2		3 016,3
Koszty operacyjne, w tym	(192,6)	(10,6)	-	(91,4)	(1 963,6)	(116,3)	(12,4)	(0,2)	(2 387,0)
koszty operacyjne (bez korekty z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia)	(80,5)	-	-					-	(80,5)
amortyzacja	(96,1)	(5,5)		(7,3)	(8,6)	(7,4)	(5,2)	(0,2)	(130,4)
korekta z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia	(16,0)	-			-	-	-		(16,0)
Zysk brutto ze sprzedaży	378,7	12,8		4,9	191,1	39,2	2,8	(0,2)	629,3
Marża zysku brutto ze sprzedaży	66,3%	54,7%	"n/a"	5,1%	8,9%	25,2%	"n/a"	"n/a"	20,9%
Koszty sprzedaży		-			(65,3)	-	-	-	(65,3)
Koszty ogólnego zarządu	(8,9)	(0,9)		(6,2)	(65,3)	(7,5)	(52,7)	-	(141,4)
Pozostala działalność operacyjna	7,7	(0,8)		(0,2)	(14,6)	(0,0)	(0,2)	-	(8,2)
Zysk z działalności operacyjnej	377,5	11,1		(1,5)	46,0	31,7	(50,1)	(0,2)	414,5
EBITDA	473,6	16,7		5,8	54,6	39,1	(44,8)		544,9
Marża EBITDA	82,9%	71,0%	"n/a"	6,0%	2,5%	25,1%	"n/a"	"n/a"	18,1%
Wynik na działalności finansowej	(48,8)	(6,1)	-	0,9	(8,5)	(5,9)	24,2	-	(44,2)
Zysk (Strata) na aktywach wycenianych metodą praw własności
Zysk (Strata) brutto	328,6	5,0	-	(0,6)	37,5	25,8	(25,8)	(0,2)	370,3
Podatek dochodowy									(76,2)
Zysk (strata) netto za okres									294,0
Korekty normalizujące:							·
Alokacja Ceny Nabycia (PPA)									0,2
Różnice kursowe									0,5
Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu									2,2
Odpisy aktualizujące									-
Wynik netto na sprzedaży aktywów
Skorygowany Zysk Netto									296,9
Zmiana EBITDA rdr	(119,5)	12,8		(1,3)	(9,8)	(3,4)	(21,6)	-	(142,8)
*Przychody z tytułu przyznanych, ale jeszcze nie sprzedanych świadectw pochodzenia ujmowane są zgodn						V-7-1	1.77

3Q 2025 (m PLN)	Lądowe Farmy Wiatrowe	Farmy Fotowoltaiczne	Morskie Farmy Wiatrowe	Gaz i Czyste Paliwa	Obrót i Sprzedaż	Dystrybucja	Niealokowane	Rozliczenie Ceny Nabycia	RAZEM
Przychody ze sprzedaży*	114,3	17,5		23,7	697,9	54,2	7,7		915,4
Koszty operacyjne, w tym	(59,0)	(7,0)		(23,8)	(657,5)	(43,0)	(6,2)	(0,1)	(796,5)
koszty operacyjne (bez korekty z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia)	(25,6)								(25,6)
amortyzacja	(32,3)	(3,6)	-	(2,6)	(2,4)	(3,0)	(2,0)	(0,1)	(46, 1)
korekta z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia	(1,2)	-		-	-	-	-	-	(1,2
Zysk brutto ze sprzedaży	55,3	10,6		(0,0)	40,4	11,2	1,6	(0,1)	118,9
Marża zysku brutto ze sprzedaży	48,4%	60,1%	"n/a"	-0,2%	5,8%	20,7%	"n/a"	"n/a"	13,0%
Koszty sprzedaży	-	-		-	(14,6)	-	-	-	(14,6)
Koszty ogólnego zarządu	(2,6)	(0,6)	-	(1,5)	(20,7)	(3,2)	(35,4)	-	(64,1)
Pozostala działalność operacyjna	4,4	0,2	-	(6,3)	(0,1)	(0,3)	(0,5)	-	(2,6)
Zysk z działalności operacyjnej	57,0	10,1		(7,9)	5,0	7,7	(34,3)	(0,1)	37,6
EBITDA	89,3	13,7		0,2	7,5	10,8	(32,3)		89,2
Marża EBITDA	78,1%	78,1%	"n/a"	0,7%	1,1%	19,9%	"n/a"	"n/a"	9,7%
Wynik na działalności finansowej	(15,5)	(4,4)	-	0,4	(2,2)	(1,9)	(14,3)	-	(38,0)
Zysk (Strata) na aktywach wycenianych metodą praw własności			(1,7)						(1,7
Zysk (Strata) brutto	41,5	5,7	(1,7)	(7,5)	2,8	5,8	(48,6)	(0,1)	(2,0)
Podatek dochodowy									(9,3)
Zysk (strata) netto za okres									(11,3
Korekty normalizujące:		,
Alokacja Ceny Nabycia (PPA)									0,1
Różnice kursowe									(3,0)
Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu									0,7
Odpisy aktualizujące									5,4
Wynik netto na sprzedaży aktywów									1,7
									(6,4

3Q 2024 (m PLN)	Lądowe Farmy Wiatrowe	Farmy Fotowoltaiczne	Morskie Farmy Wiatrowe	Gaz i Czyste Paliwa	Obrót i Sprzedaż	Dystrybucja	Niealokowane	Rozliczenie Ceny Nabycia	RAZEM
Przychody ze sprzedaży*	141,5	9,7	-	40,0	665,9	49,1	5,3	-	911,5
Koszty operacyjne, w tym	(56,3)	(4,4)		(36,4)	(596,8)	(38,4)	(4,5)	(0,1)	(736,9)
koszty operacyjne (bez korekty z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia)	(28,0)	-		-	-	-	-	-	(28,0)
amortyzacja	(32,0)	(2,2)		(2,5)	(2,7)	(2,5)	(1,8)	(0,1)	(43,7)
korekta z tytulu przyznanych świadectw pochodzenia	3,7	-		-	-	-	-	-	3,7
Zysk brutto ze sprzedaży	85,2	5,3		3,6	69,1	10,7	0,8	(0,1)	174,6
Marża zysku brutto ze sprzedaży	60,2%	54,6%	"n/a"	9,0%	10,4%	21,7%	"n/a"	"n/a"	19,2%
Koszty sprzedaży					(21,1)				(21,1)
Koszty ogólnego zarządu	(2,0)	(0,1)		(1,5)	(21,8)	(2,4)	(19,7)	-	(47,6)
Pozostala dzialalność operacyjna	5,0	(0,6)		0,1	(3,5)	(0,2)	(0,0)	-	0,6
Zysk z działalności operacyjnej	88,2	4,5	-	2,1	22,6	8,1	(18,9)	(0,1)	106,6
EBITDA	120,2	6,7		4,6	25,3	10,5	(17,1)		150,3
Marża EBITDA	85,0%	68,9%	"n/a"	11,5%	3,8%	21,4%	"n/a"	"n/a"	16,5%
Wynik na działalności finansowej	(13,5)	(2,7)		0,2	(3,5)	(1,9)	9,3	-	(12,1)
Zysk (Strata) na aktywach wycenianych metodą praw własności
Zysk (Strata) brutto	74,7	1,9		2,4	19,1	6,1	(9,6)	(0,1)	94,5
Podatek dochodowy									(20,8)
Zysk (strata) netto za okres									73,7
Korekty normalizujące:
Alokacja Ceny Nabycia (PPA)									0,1
Różnice kursowe									0,1
Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu									0,7
Odpisy aktualizujące									-
Wynik netto na sprzedaży aktywów									-
Skorygowany Zysk Netto									74,5
Zmiana EBITDA rdr	(30.9)	7.0		(4.4)	(17.9)	0.2	(15.2)		(61.1)

*Przychody z tytułu przyznanych, ale jeszcze nie sprzedanych świadectw pochodzenia ujmowane są zgodnie z MSSF15 poprzez pomniejszenie kosztu własnego sprzedaży

3. Struktura organizacyjna Grupy

Nazwa Jednostki Dominującej

Polenergia S.A.

Lp.	Nazwa Jednostki Zależnej/Stowarzyszonej	Udział jednostki dominującej	Komentarz
1	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 1 sp. z o.o.	100%
2	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 2 sp. z o.o.	100%
3	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 3 sp. z o.o.	100%
4	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 4 sp. z o.o.	100%
5	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 5 sp. z o.o.	100%
6	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 6 sp. z o.o.	100%
7	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 7 sp. z o.o.	100%
8	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 8 sp. z o.o.	100%
9	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 9 sp. z o.o.	100%
10	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 10 sp. z o.o.	100%
11	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 11 sp. z o.o.	100%
12	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 12 sp. z o.o.	100%
13	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 13 sp. z o.o.	100%
14	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 14 sp. z o.o.	100%
15	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 15 sp. z o.o.	100%
16	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 16 sp. z o.o.	100%
17	Polenergia H2Silesia sp. z o.o.	100%
18	Polenergia Farma Fotowoltaiczna 19 sp. z o.o.	100%
19	Polenergia Farma Wiatrowa 1 sp. z o.o.	100%
20	Polenergia Farma Wiatrowa 3 sp. z o.o.	100%
21	Polenergia Farma Wiatrowa 4 sp. z o.o.	100%
22	Polenergia Farma Wiatrowa 6 sp. z o.o.	100%
23	Polenergia Farma Wiatrowa 10 sp. z o.o.	100%
24	Polenergia Farma Wiatrowa 11 sp. z o.o.	100%
25	Polenergia Farma Wiatrowa 12 sp. z o.o.	100%
26	Polenergia Farma Wiatrowa 13 sp. z o.o.	100%
27	Polenergia Farma Wiatrowa 14 sp. z o.o.	100%
28	Polenergia Farma Wiatrowa 15 sp. z o.o.	100%
29	Polenergia Farma Wiatrowa 16 sp. z o.o.	100%
30	Polenergia Farma Fotowoltaiczna Sulechów sp. z o.o.	100%
31	Polenergia Farma Wiatrowa 18 sp. z o.o.	100%
32	Polenergia Farma Wiatrowa 19 sp. z o.o.	100%
33	Polenergia H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o.	100%
34	Polenergia Farma Wiatrowa 21 sp. z o.o.	100%
35	Polenergia Farma Wiatrowa 22 sp. z o.o.	100%
36	Polenergia Farma Wiatrowa 23 sp. z o.o.	100%
37	Polenergia Farma Wiatrowa 24 sp. z o.o.	100%
38	Polenergia Farma Wiatrowa 25 sp. z o.o.	100%
39	Polenergia Farma Wiatrowa 26 sp. z o.o.	100%
40	Polenergia Farma Wiatrowa 27 sp. z o.o.	100%
41	Polenergia Farma Wiatrowa 28 sp. z o.o.	100%
42	Polenergia Farma Wiatrowa 29 sp. z o.o.	100%
43	Polenergia Farma Wiatrowa Bądecz sp. z o.o.	100%
44	Polenergia Farma Wiatrowa Dębice/Kostomłoty sp. z o.o.	100%
45	Polenergia Farma Wiatrowa Grabowo sp. z o.o.	100%

46	Polenergia Farma Wiatrowa Krzywa sp. z o.o.	100%
47	Polenergia Farma Wiatrowa Mycielin sp. z o.o.	100%
48	Polenergia Farma Wiatrowa Namysłów sp. z o.o.	100%
49	Polenergia Farma Wiatrowa Olbrachcice sp. z o.o.	100%
50	Polenergia Farma Wiatrowa Piekło sp. z o.o.	100%
51	Polenergia Farma Fotowoltaiczna Buk sp. z o.o.	100%
52	Polenergia Farma Wiatrowa Szymankowo sp. z o.o.	100%
53	Polenergia Farma Wiatrowa Wodzisław sp. z o.o.	100%
54	Amon sp. z o.o.	100%
55	Dipol sp. z o.o.	100%
56	Talia sp. z o.o.	100%
57 58	Polenergia Farma Fotowoltaiczna Strzelino sp. z o.o. Polenergia Sprzedaż sp. z o.o.	100%
59	Polenergia Dystrybucja sp. z o.o.	100%
60	Polenergia Kogeneracja sp. z o.o.	100%
61	Polenergia eMobility sp. z o.o.	100%
62	Certyfikaty sp. z o.o.	100%
63	Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o.	100%
64	Polenergia Elektrownia Północ sp. z o.o.	100%
65	Inwestycje Rolne sp. z o.o.	100%
66	Polenergia H2HUB 1 sp. z o.o. w likwidacji	100%
67	Polenergia H2HUB 2 sp. z o.o. w likwidacji	100% 100%
68	Polenergia H2HUB 3 sp. z o.o. w likwidacji	100%
69	Polenergia H2HUB 4 sp. z o.o. w likwidacji	100%
70	Polenergia H2HUB 5 sp. z o.o. w likwidacji	100%
71	Polenergia Farma Wiatrowa 30 sp. z o.o.	100%
72	Polenergia Farma Wiatrowa 31 sp. z o.o.	100%
73	Polenergia Farma Wiatrowa 32 sp. z o.o.	100%
74	Polenergia Farma Wiatrowa 33 sp. z o.o.	100%
75	Polenergia Farma Wiatrowa 34 sp. z o.o.	100%
76	Polenergia Farma Wiatrowa 35 sp. z o.o.	100%
77	Polenergia Obrót S.A.	100%
78	Polenergia Energy Ukraine LLC	100%	Jednostką dominującą spółki jest Polenergia Obrót S.A.
79	MFW Bałtyk I sp. z o.o.	50%
80	MFW Bałtyk I S.A.	100%	Jednostką dominującą spółki jest MFW Bałtyk I sp. z o.o.
81	MFW Bałtyk II sp. z o.o.	50%
82	MFW Bałtyk III sp. z o.o.	50%
83	Polenergia Fotowoltaika S.A.	100%
84	Polenergia Pompy Ciepła sp. z o.o.	100%	Jednostką dominującą spółki jest Polenergia Fotowoltaika S.A.
85	Solarni sp. z o.o.	100%	Jednostką dominującą spółki jest Polenergia Fotowoltaika S.A.
86	Polenergia Solární s.r.o.	100%	Jednostką dominującą spółki jest Polenergia Fotowoltaika S.A.
87	Wind Farm Four SRL	100%
88	Eolian Areea SRL	20%
89	Eolian Efect SRL	20%
90	Eolian Express SRL	20%
91	Magnum Eolvolt SRL	20%
92	Eolian Spark SRL	20%
93	Spark Wind Energy SRL	20%
94	Harsh Wind SRL	20%

B. ŚRÓDROCZNE SKRÓCONE SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE ZA OKRES 9 MIESIĘCY ZAKOŃCZONY 30 WRZEŚNIA 2025 ROKU

ŚRÓDROCZNY SKRÓCONY SKONSOLIDOWANY BILANS Na dzień 30 września 2025 roku

AKTYWA

	30.09.2025	31.12.2024
I. Aktywa trwałe (długoterminowe)	6 852 366	5 447 865
1.Rzeczowe aktywa trwałe	3 333 710	3 425 389
2.Wartości niematerialne	10 936	9 239
3.Wartość firmy jednostek podporządkowanych	86 338	157 338
4.Aktywa finansowe	652 250	109 383
5. Aktywa finansowe wycenione metodą praw własności	2 723 888	1 704 128
6.Należności długoterminowe	2 178	2 479
7.Aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	42 320	37 726
8.Rozliczenia międzyokresowe	746	2 183
II. Aktywa obrotowe (krótkoterminowe)	1 364 015	2 082 403
1.Zapasy	36 427	39 813
2.Należności z tytułu dostaw i usług	191 784	251 041
3.Należności z tytułu podatku dochodowego	483	3 501
4.Pozostałe należności krótkoterminowe	127 390	141 010
5.Rozliczenia międzyokresowe	21 977	18 724
6.Krótkoterminowe aktywa finansowe	71 158	139 309
7.Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	914 796	1 489 005
A k t y w a r a z e m	8 216 381	7 530 268

PASYWA

	30.09.2025	31.12.2024
I. Kapitał własny	4 188 338	4 303 511
Kapitał własny przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	4 188 338	4 303 511
1.Kapitał zakładowy	154 438	154 438
2.Nadwyżka ze sprzedaży akcji powyżej ich wartości nominalnej	2 241 335	2 241 335
3.Kapitał rezerwowy z wyceny opcji	13 207	13 207
4.Pozostałe kapitały rezerwowe	1 121 305	1 114 444
5.Zysk z lat ubieglych	709 189	479 057
6.Zysk (Strata) netto	(51 127)	301 166
7.Różnice kursowe z przeliczenia	(9)	(136)
II. Zobowiązania długoterminowe	3 375 748	2 498 147
1.Kredyty bankowe i pożyczki	2 035 535	1 190 830
2.Emisja obligacji	750 000	750 000
2.Rezerwa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	100 356	102 002
3.Rezerwy	136 713	124 642
4.Rozliczenia międzyokresowe	35 392	41 566
5.Zobowiązania z tytułu leasingu	229 384	237 878
6.Zobowiązania z tytułu wyceny kontraktów terminowych	4 330	2 224
7.Pozostałe zobowiązania	84 038	49 005
III. Zobowiązania krótkoterminowe	652 295	728 610
1.Kredyty bankowe i pożyczki	176 794	150 207
2.Emisja obligacji	27 353	13 352
3.Zobowiązania z tytułu dostaw i usług	99 687	115 773
4.Zobowiązanie z tytułu podatku dochodowego	12 537	49 216
5.Zobowiązania z tytułu leasingu	30 860	34 535
6.Zobowiązania z tytułu wyceny kontraktów terminowych	65 945	98 682
7.Pozostałe zobowiązania	159 285	167 838
8.Rezerwy	8 064	9 986
9.Rozliczenia międzyokresowe	71 770	89 021
Pasywarazem	8 216 381	7 530 268

ŚRÓDROCZNY SKRÓCONY SKONSOLIDOWANY RACHUNEK ZYSKÓW I STRAT Za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku

				Niebadany	Niebadany
		Za okres 9 miesięcy zakończony		Za okres 3 miesięcy zakończony
	Noty	30.09.2025	30.09.2024	30.09.2025	30.09.2024
Przychody z umów z klientami		3 235 656	3 007 199	917 769	908 331
Inne przychody		(3 640)	9 118	(2 405)	3 160
Przychody ze sprzedaży	4.1	3 232 016	3 016 317	915 364	911 491
Koszt własny sprzedaży		(2 792 880)	(2 387 001)	(796 485)	(736 859)
Zysk brutto ze sprzedaży		439 136	629 316	118 879	174 632
Pozostałe przychody operacyjne	4.3	35 320	10 127	4 272	2 644
Koszty sprzedaży	4.2	(43 776)	(65 259)	(14 561)	(21 115)
Koszty ogólnego zarządu	4.2	(160 176)	(141 377)	(64 107)	(47 603)
Rozliczenie ceny aukcyjnej		2 200	(240)	298	(309)
Pozostałe koszty operacyjne	4.4	(104 625)	(18 070)	(7 146)	(1 695)
w tym oczekiwane straty kredytowe		(433)	(14 226)	(274)	(280)
Przychody finansowe	4.5	46 197	36 830	13 477	10 831
Koszty finansowe	4.6	(201 460)	(81 061)	(51 474)	(22 933)
Zysk (Strata) na aktywach wycenianych metodą praw własności		(5 366)	-	(1 682)	-
Zysk (Strata) brutto		7 450	370 266	(2 044)	94 452
Podatek dochodowy	4.11	(58 577)	(76 248)	(9 274)	(20 801)
Zysk (Strata) netto		(51 127)	294 018	(11 318)	73 651
– podstawowy zysk (strata) za okres przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej		(0,66)	3,81	(0,15)	0,95
– rozwodniony zysk (strata) za okres przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej		(0,66)	3,81	(0,15)	0,95

ŚRÓDROCZNE SKRÓCONE SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW

Za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku

			Niebadany	Niebadany
	Za okres 9 miesięcy zakończony			Za okres 3 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024	30.09.2025	30.09.2024
Zysk (Strata) netto za okres	(51 127)	294 018	(11 318)	73 651
Inne całkowite dochody, które mogą zostać przekwalifikowane do rachunku zysków i
strat po spełnieniu określonych warunków
- Zabezpieczenia przepływów pieniężnych	(64 173)	(17 068)	(9 369)	(32 612)
- Różnice kursowe z przeliczenia	127	3	(40)	(26)
Inne całkowite dochody netto	(64 046)	(17 065)	(9 409)	(32 638)
CAŁKOWITE DOCHODY ZA OKRES	(115 173)	276 953	(20 727)	41 013
Całkowity dochód za okres:	(115 173)	276 953	(20 727)	41 013
Akcjonariuszom jednostki dominującej	(115 173)	276 953	(20 727)	41 013

ŚRÓDROCZNE SKRÓCONE SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH

Za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku

		Za okres 9 miesięcy zakończony
	Noty	30.09.2025	30.09.2024
A.Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej
I.Zysk (Strata) brutto		7 450	370 266
II.Korekty razem		382 470	202 013
1.Amortyzacja		136 330	130 375
2.Strata (Zysk) z tytułu różnic kursowych		(150)	169
3.Odsetki, prowizje i udziały w zyskach (dywidendy)		132 717	60 707
4.Strata (Zysk) z tytułu działalności inwestycyjnej		135 298	(120)
5. Podatek dochodowy		(83 459)	(39 424)
6.Zmiana stanu rezerw		1 499	4 904
7.Zmiana stanu zapasów		3 385	10 423
8.Zmiana stanu należności		111 404	196 937
9.Zmiana stanu zobowiązań, z wyjątkiem pożyczek i kredytów		(29 116)	(150 140)
10.Zmiana stanu rozliczeń międzyokresowych		(24 019)	(11 728)
11. Inne korekty		(1 419)	(90)
III.Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (I+/-II)		389 920	572 279
B.Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej
I. Wpływy		308	1 733
1. Zbycie wartości niematerialnych oraz rzeczowych aktywów trwałych		308	1 015
2. Inne wpływy inwestycyjne		-	718
II.Wydatki		1 140 806	741 129
1. Nabycie rzeczowych aktywów trwałych		70 116	201 717
2. Na aktywa finansowe, w tym:		1 039 890	539 412
a) nabycie aktywów finansowych		1 039 890	539 412
3.Inne wydatki inwestycyjne		30 800	-
III.Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (I-II)		(1 140 498)	(739 396)
C.Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej
I.Wpływy		971 378	64 414
1.Kredyty i pożyczki		971 378	64 414
II.Wydatki		267 240	313 066
1.Spłaty kredytów i pożyczek		115 877	230 729
2.Płatności zobowiązań z tytułu umów leasingu		18 941	18 017
3.Odsetki		122 272	64 117
4.Inne wydatki finansowe		10 150	203
III.Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej(I-II)		704 138	(248 652)
D.Przepływy pieniężne netto, razem (A.III+/-B.III+/-C.III)		(46 440)	(415 769)
E.Bilansowa zmiana stanu środków pieniężnych, w tym:		(45 712)	(415 741)
- zmiana stanu środków pieniężnych z tytułu różnic kursowych		728	28
F.Środki pieniężne na początek okresu		1 489 005	1 410 763
G.Środki pieniężne na koniec okresu, w tym:		1 443 293	995 022
- o ograniczonej możliwości dysponowania	4.7	683 810	102 734

ŚRÓDROCZNE SKRÓCONE SKONSOLIDOWANE ZESTAWIENIE ZMIAN W KAPITALE WŁASNYM Za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku

	Kapitał zakładowy	Nadwyżka ze sprzedaży akcji powyżej ich wartości nominalnej	Kapitał rezerwowy z wyceny opcji	Pozostałe kapitały rezerwowe	Zysk z lat ubiegłych	Zysk (Strata) netto	Różnice kursowe z przeliczenia	Kapitał własny przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	Kapitał własny ogółem
Na dzień 1 stycznia 2025 roku	154 438	2 241 335	13 207	1 114 444	780 223	-	(136)	4 303 511	4 303 511
Całkowite dochody za okres sprawozdawczy
- Zysk (Strata) netto za okres sprawozdawczy	-	-	-	-	-	(51 127)	-	(51 127)	(51 127)
- Inne całkowite dochody za okres	-	-	-	(64 173)	-	-	127	(64 046)	(64 046)
Transakcje z właścicielami jednostki dominującej, ujęte
bezpośrednio w kapitale własnym
- Podział wyniku finansowego	-	-	-	71 034	(71 034)	-	-	-	-
Na dzień 30 września 2025 roku	154 438	2 241 335	13 207	1 121 305	709 189	(51 127)	(9)	4 188 338	4 188 338

Za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2024 roku

	Kapitał zakładowy	Nadwyżka ze sprzedaży akcji powyżej ich wartości nominalnej	Kapitał rezerwowy z wyceny opcji	Pozostałe kapitały rezerwowe	Zysk z lat ubiegłych	Zysk (Strata) netto	Różnice kursowe z przeliczenia	Kapitał własny przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	Kapitał własny ogółem
Na dzień 1 stycznia 2024 roku	154 438	2 241 335	13 207	949 665	638 960	-	48	3 997 653	3 997 653
Całkowite dochody za okres sprawozdawczy
- Zysk (Strata) netto za okres sprawozdawczy	-	-	-	-	-	294 018	-	294 018	294 018
- Inne całkowite dochody za okres	-	-	-	(17 068)	-	-	3	(17 065)	(17 065)
- Podział wyniku finansowego	-	-	-	159 903	(159 903)	-	-	-	-
Na dzień 30 września 2024 roku	154 438	2 241 335	13 207	1 092 500	479 057	294 018	51	4 274 606	4 274 606

1. Informacje o zasadach przyjętych przy sporządzaniu śródrocznego skróconego skonsolidowanego sprawozdania finansowego

1.1 Podstawa sporządzenia śródrocznego skróconego skonsolidowanego sprawozdania finansowego

Śródroczne skrócone skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało przygotowane zgodnie z Międzynarodowym Standardem Rachunkowości nr 34 i obejmuje okres 9 miesięcy od 1 stycznia do 30 września 2025 roku i okres porównywalny od 1 stycznia do 30 września 2024 roku, a dla bilansu na dzień 31 grudnia 2024 roku. Zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa śródroczne skrócone skonsolidowane sprawozdania finansowe za okres 9 miesięcy zakończony w dniu 30 września 2025 roku oraz dane porównywalne za okres 9 miesięcy zakończony w dniu 30 września 2024 roku nie podlegały przeglądowi biegłego rewidenta, a dane porównywalne za rok obrotowy zakończony w dniu 31 grudnia 2024 podlegały badaniu biegłego rewidenta.

Niniejsze skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało sporządzone zgodnie z zasadą kosztu historycznego, za wyjątkiem następujących istotnych pozycji bilansu:

• pochodnych instrumentów finansowych wycenionych w wartości godziwej.

MSSF obejmują standardy i interpretacje zaakceptowane przez Radę Międzynarodowych Standardów Rachunkowości ("RMSR") oraz Komisję ds. Interpretacji Międzynarodowej Sprawozdawczości Finansowej ("KIMSF").

Niektóre jednostki Grupy prowadzą swoje księgi rachunkowe zgodnie z polityką (zasadami) rachunkowości określonymi przez Ustawę z dnia 29 września 1994 roku o rachunkowości ("Ustawa") z późniejszymi zmianami i wydanymi na jej podstawie przepisami ("polskie standardy rachunkowości"). Skonsolidowane sprawozdanie finansowe zawiera korekty nie zawarte w księgach rachunkowych jednostek Grupy wprowadzone w celu doprowadzenia sprawozdań finansowych tych jednostek do zgodności z MSSF.

Śródroczne skrócone skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało sporządzone przy założeniu kontynuacji działalności gospodarczej przez Spółkę i jednostki Grupy Kapitałowej w dającej się przewidzieć przyszłości, to jest w okresie co najmniej 12 miesięcy po dniu sprawozdawczym, czyli po dniu 30 września 2025 roku.

1.2 Przyjęte zasady przy sporządzaniu sprawozdania

Przyjęte w Grupie zasady rachunkowości zostały zaprezentowane w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Polenergia za 2024 rok, przekazanym do wiadomości publicznej w dniu 25 marca 2025 roku. W wyżej wymienionym Sprawozdaniu zostały przedstawione szczegółowe informacje dotyczące zasad i metod wyceny aktywów i pasywów oraz pomiaru wyniku finansowego, sposobu sporządzania sprawozdania finansowego i danych porównywalnych. Zasady te są stosowane w sposób ciągły.

1.3 Waluta funkcjonalna i prezentacyjna

Walutą funkcjonalną jednostki dominującej i innych spółek (za wyjątkiem spółki Polenergia Energy Ukraine LLC, która nie stanowi istotnego wpływu na skonsolidowane sprawozdanie finansowe) uwzględnionych w niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym oraz walutą prezentacji niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego jest złoty polski.

Następujące kursy zostały przyjęte dla potrzeb wyceny:

	30.09.2025	31.12.2024	30.09.2024
USD	3,6315	4,1012	3,8193
EUR	4,2692	4,2730	4,2791
GBP	4,8830	5,1488	5,1241

1.4 Sezonowość i cykliczność działalności

Grupa prowadzi działalność w obszarze wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Warunki wietrzne determinujące produkcję energii elektrycznej w farmach wiatrowych charakteryzują się nierównym rozkładem na przestrzeni roku. W okresie jesienno-zimowym warunki wietrzne są znacząco lepsze niż w okresie wiosenno-letnim. Grupa podjęła decyzje o budowie farm wiatrowych w lokalizacjach wskazanych w oparciu o profesjonalne pomiary wiatru potwierdzone przez niezależnych i renomowanych ekspertów. Nie można jednak wykluczyć, że rzeczywiste warunki wietrzności będą odbiegać od przyjętych w modelach przygotowanych na potrzeby realizacji poszczególnych inwestycji. Analogicznie warunki nasłonecznienia charakteryzują się nierównym rozkładem w okresie roku i determinują nierówny rozkład produkcji energii elektrycznej w farmach fotowoltaicznych. W okresie letnim warunki słoneczne są znacząco lepsze niż w okresie zimowym.

Grupa działa także na rynku energetyki przemysłowej. Główni klienci Grupy zużywają ciepło i energię elektryczną dostarczaną przez Grupę do celów produkcyjnych w swoich zakładach przemysłowych. Odbiory ciepła i energii elektrycznej na potrzeby produkcyjne nie mają charakteru sezonowego.

2. Skorygowany wynik EBITDA i Skorygowany zysk netto

Grupa prezentuje dane dotyczące wyniku EBITDA, skorygowanego wyniku EBITDA oraz skorygowanego zysku netto przypisanego akcjonariuszom jednostki dominującej w celu przedstawienia wyników Grupy z wyłączeniem wpływu elementów niemających wpływu na podstawową działalność Grupy i nie wiążących się z przepływami pieniężnymi w raportowanym okresie.

Wynik EBITDA i Skorygowany wynik EBITDA

			Niebadany	Niebadany
	Za okres 9 miesięcy zakończony			Za okres 3 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024	30.09.2025	30.09.2024
Zysk (strata) brutto	7 450	370 266	(2 044)	94 452
Przychody finansowe	(46 197)	(36 830)	(13 477)	(10 831)
Koszty finansowe	201 460	81 061	51 474	22 933
Amortyzacja	136 330	130 376	46 138	43 719
(Zysk) Strata na aktywach wycenianych metodą praw własności	5 366	-	1 682	-
Odpis aktualizujący związany z dewelopmentem	26 646	-	5 380	-
Odpis aktualizujący wartość firmy	71 000	-	-	-
EBITDA	402 055	544 873	89 153	150 273
Skorygowana EBITDA	402 055	544 873	89 153	150 273

Skorygowany zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej

			Niebadany	Niebadany
	Za okres 9 miesięcy zakończony			Za okres 3 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024	30.09.2025	30.09.2024
ZYSK (STRTA) NETTO przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej	(51 127)	294 018	(11 318)	73 651
(Zysk netto) Strata netto z tytułu różnic kursowych niezrealizowanych	211	507	(2 981)	50
(Przychody) koszty z tytułu wyceny kredytów długoterminowych	2 477	2 239	736	721
(Zysk) Strata na aktywach wycenianych metodą praw własności	5 366	-	1 682	-
Odpis aktualizujący związany z dewelopmentem	26 646	-	5 380	-
Odpis aktualizujacy związany wartością firmy	71 000	-	-	-
Rozliczenie ceny nabycia:
Amortyzacja	198	198	66	66
Podatek	(38)	(38)	(13)	(13)
Skorygowany ZYSK NETTO przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej	54 733	296 924	(6 448)	74 475

Poziom wyniku EBITDA, skorygowanego wyniku EBITDA oraz skorygowanego zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej nie są zdefiniowane przez MSSF i mogą być wyliczane inaczej przez inne podmioty. Grupa definiuje EBITDA jako zysk brutto minus przychody finansowe plus koszty finansowe plus amortyzacja plus odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych (w tym wartość firmy) minus zyski/straty na aktywach wycenianych metodą praw własności wygenerowanych w okresie budowy.

Wskaźnik Skorygowana EBITDA ustalany jest w wyniku eliminacji z EBITDA wpływu zdarzeń gospodarczych niemających wpływu na podstawową działalność Grupy oraz nie wiążących się z przepływami pieniężnymi w raportowanym okresie obejmujących, w szczególności:

• Rozliczenie ceny nabycia na dzień przejęcia (eliminacja zysku rozpoznanego na dzień przejęcia z tytułu uprzednio istniejących relacji, eliminacja kosztów / przychodów z tytułu rozliczania kontraktów terminowych rozpoznanych w wartościach godziwych na dzień przejęcia),
• Wynik działalności wynikający ze zmiany strategii Grupy.

Grupa definiuje Skorygowany zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej jako zysk netto bez uwzględnienia zdarzeń gospodarczych obejmujących:

• Rozliczenie ceny nabycia na dzień przejęcia (eliminacja amortyzacji korekt z tytułu wyceny do wartości godziwych przejętych aktywów trwałych, eliminacja zysku rozpoznanego na dzień przejęcia z tytułu uprzednio istniejących relacji, eliminacja kosztów / przychodów z tytułu rozliczania kontaktów terminowych rozpoznanych w wartościach godziwych na dzień przejęcia, z uwzględnieniem wpływu podatku odroczonego od w/w pozycji),
• Odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych, w tym wartość firmy,
• Wynik na działalności finansowej z tytułu wyceny kredytów metodą zamortyzowanego kosztu (rozliczenie w czasie historycznie poniesionych kosztów prowizji za pozyskanie finansowania),
• Wynik na niezrealizowanych różnicach kursowych (jako pozycji nie prognozowanej),
• Wynik działalności wynikający ze zmiany strategii Grupy,
• Wpływ podatku dochodowego na powyższe zdarzenia gospodarcze,
• Wynik na aktywach wycenianych metodą praw własności wygenerowany w okresie budowy.

Definicje powyższych wskaźników stosowane przez inne podmioty mogą się różnić od tych przyjętych przez Grupę.

3. Segmenty operacyjne

Zarząd Spółki dokonał wyodrębnienia następujących segmentów operacyjnych, które są takie same jak segmenty sprawozdawcze:

• Lądowe farmy wiatrowe rozwój, budowa i utrzymanie obiektów produkujących energię elektryczną z wiatru na lądzie,
• Fotowoltaika rozwój, budowa i utrzymanie obiektów produkujących energię elektryczną przy wykorzystaniu promieniowania słonecznego,
• Morskie farmy wiatrowe rozwój, budowa i utrzymanie obiektów produkujących energię elektryczną z wiatru na morzu,
• Gaz i czyste paliwa rozwój, budowa i utrzymanie obiektów produkujących energię elektryczną w kogeneracji gazowej oraz prowadzenie prac rozwojowych w zakresie produkcji wodoru i wytwarzania energii z wodoru w oparciu o energię z odnawialnych źródeł,
• Obrót i sprzedaż działalność handlowa w zakresie obrotu energią elektryczną i świadectwami pochodzenia oraz innymi instrumentami rynku energii, a także sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców przemysłowych i indywidualnych oraz świadczenie usług dostępu do rynku dla wytwórców energii ze źródeł odnawialnych, jak również działalność polegająca na sprzedaży i montażu paneli fotowoltaicznych i pomp ciepła,
• Dystrybucja i eMobility świadczenie usług dystrybucji i sprzedaży energii elektrycznej i gazu klientom komercyjnym, przemysłowym oraz indywidualnym oraz rozwój elektromobilności.

Zarząd monitoruje oddzielnie wyniki operacyjne segmentów w celu podejmowania decyzji dotyczących alokacji zasobów, oceny skutków tej alokacji oraz wyników działalności. Podstawą oceny jest wynik EBITDA oraz zysk lub strata brutto na sprzedaży. Podatek dochodowy jest monitorowany na poziomie Grupy i nie jest alokowany do segmentów operacyjnych. Środki pieniężne Spółki prezentowane są w pozycji Aktywa niealokowane.

Ceny transakcyjne stosowane przy transakcjach pomiędzy segmentami operacyjnymi są ustalane na zasadach rynkowych podobnie jak przy transakcjach ze stronami niepowiązanymi. Wszystkie korekty konsolidacyjne są alokowane do poszczególnych segmentów.

	V	Vytwarzanie z OZE
Za okres 9 miesięcy zakończony 30.09.2025	Lądowe Farmy Wiatrowe	Fotowoltaika	Morskie Farmy Wiatrowe	Gaz i Czyste Paliwa	Obrót i Sprzedaż	Dystrybucja i eMobility	Niealokowane	Rozliczenie Ceny Nabycia	Razem
Przychody z umów z klientami	415 654	38 554	-	64 896	2 531 040	163 725	21 787	-	3 235 656
Inne przychody	-	-	-	-	(3 640)	-	-	-	(3 640)
Razem przychody	415 654	38 554	-	64 896	2 527 400	163 725	21 787	-	3 232 016
Zysk(Strata) brutto ze sprzedaży	236 221	21 502		2 261	139 853	36 604	2 893	(198)	439 136
(Koszty) sprzedaży	=	-	-	-	(43 776)	=	=	=	(43 776)
(Koszty) ogólnego zarządu	(8 146)	(1 266)	-	(4 114)	(62 866)	(9 198)	(74 586)	-	(160 176)
Przychody/(Koszty) z tytułu odsetek	(37 429)	(8 338)	-	864	(3 422)	(5 146)	(62 349)	-	(115 820)
Pozostałe Przychody/(Koszty) finansowe	(8 828)	(2 242)	-	(131)	(1 938)	(612)	(25 692)	-	(39 443)
Pozostałe Przychody/(Koszty) operacyjne	29 097	442	-	(28 105)	3 555	(345)	(749)	(71 000)	(67 105)
Zysk (Strata) na aktywach wycenianych metodą praw własności	-	-	(5 366)	-	-	-	-	-	(5 366)
Wynik brutto	210 915	10 098	(5 366)	(29 225)	31 406	21 303	(160 483)	(71 198)	7 450
Podatek dochodowy	-	-	-	-	-	-	(58 526)	(51)	(58 577)
Wynik netto		•	-	•	-			-	(51 127)
EBITDA*)	354 047	29 512	-	4 478	44 786	35 643	(66 411)	-	402 055
Aktywa segmentu	3 255 139	531 221	2 659 827	164 320	432 628	340 001	833 245	-	8 216 381
Zobowiązania segmentu	1 613 705	271 838	-	37 790	315 516	168 449	1 620 745	-	4 028 043
Amortyzacja	96 875	8 833	_	7 789	8 020	8 583	6 032	198	136 330

	V	Vytwarzanie z OZE
Za okres 9 miesięcy zakończony 30.09.2024	Lądowe Farmy Wiatrowe	Fotowoltaika	Morskie Farmy Wiatrowe	Gaz i Czyste Paliwa	Obrót i Sprzedaż	Dystrybucja i eMobility	Niealokowane	Rozliczenie Ceny Nabycia	Razem
Przychody z umów z klientami	571 341	23 463	-	96 233	2 145 576	155 406	15 180	-	3 007 199
Inne przychody	-	-	-	-	9 118	-	-	-	9 118
Razem przychody	571 341	23 463	-	96 233	2 154 694	155 406	15 180	-	3 016 317
Zysk(Strata) brutto ze sprzedaży	378 741	12 826	-	4 880	191 144	39 154	2 769	(198)	629 316
(Koszty) sprzedaży	-	-	-	-	(65 259)	-	-	-	(65 259)
(Koszty) ogólnego zarządu	(8 928)	(864)	-	(6 153)	(65 316)	(7 459)	(52 657)	-	(141 377)
Przychody/(Koszty) z tytułu odsetek	(40 825)	(4 534)	-	1 144	(5 948)	(5 147)	22 949	-	(32 361)
Pozostałe Przychody/(Koszty) finansowe	(8 000)	(1 604)	-	(256)	(2 519)	(757)	1 267	-	(11 869)
Pozostałe Przychody/(Koszty) operacyjne	7 654	(829)	-	(213)	(14 619)	(5)	(171)	-	(8 183)
Wynik brutto	328 642	4 995	-	(598)	37 483	25 786	(25 843)	(198)	370 267
Podatek dochodowy	-	-	-	-	-	-	(76 286)	38	(76 248)
Wynik netto	-		-	-	-		•	-	294 019
EBITDA*)	473 577	16 670	-	5 821	54 587	39 061	(44 843)	-	544 873
Aktywa segmentu	3 270 257	489 528	1 353 259	199 347	651 555	298 274	437 014	-	6 699 234
Zobowiązania segmentu	1 578 993	219 106	-	32 696	414 527	137 042	42 264	-	2 424 628
Amortyzacja	96 110	5 536	-	7 307	8 637	7 371	5 216	198	130 375

		Wytwarza	nie z OZE
Za okres 9 miesięcy zakończony 30.09.2025		Lądowe Farmy Wiatrowe	Fotowoltaika	Gaz i Czyste Paliwa	Obrót i Sprzedaż	Dystrybucja i eMobility	Niealokowane	Razem
- przychody ze sprzedaży i dystrybucji energii	przychody spełniane w czasie	394 367	38 545	24 450	1 430 452	151 973	-	2 039 787
- przychody z tytułu świadectw pochodzenia	przychody spełniane w czasie	21 275	-	-	16 156	-	-	37 431
- przychody ze sprzedaży ciepła	przychody spełniane w określonym momencie	-	-	22 250	-	-	-	22 250
- przychody z projektów konsultacyjnych i doradczych	przychody spełniane w czasie	-	-	-	-	-	20 976	20 976
- przychody z usług dzierżawy i operatorskie	przychody spełniane w czasie	-	-	-	-	1 610	-	1 610
- przychody netto z tytułu sprzedaży i dystrybucji gazu	przychody spełniane w czasie	-	-	-	966 600	5 503	-	972 103
- przychody ze sprzedaży towarów	przychody spełniane w czasie	-	-	-	-	637	-	637
- przychody z najmu	przychody spełniane w czasie	11	6	-	-	-	622	639
- przychody z rynku mocy i usługi odbudowy systemu	przychody spełniane w określonym momencie	-	-	18 188	-	-	-	18 188
- przychody z tytułu instalacji paneli fotowoltaicznych i pomp ciepła	przychody spełniane w czasie	-	-	-	102 405	-	-	102 405
- przychody z usług ładowania	przychody spełniane w czasie	-	-	-	-	3 398	-	3 398
- pozostale	przychody spełniane w czasie	1	3	8	15 427	604	189	16 232
Razem przychody z umów z klientami		415 654	38 554	64 896	2 531 040	163 725	21 787	3 235 656
- przychody z tytułu wyceny kontraktów terminowych	przychody spełniane w czasie	-	-	-	(3 922)	-	-	(3 922)
- przychody z tytułu uprawnień do emisji dwutlenku węgla	przychody spełniane w określonym momencie	-	-	-	282	-	-	282
Razem inne przychody		-	-	-	(3 640)	-	-	(3 640)
Przychody ze sprzedaży, razem		415 654	38 554	64 896	2 527 400	163 725	21 787	3 232 016

		Wytwarz	anie z OZE
Za okres 9 miesięcy zakończony 30.09.2024		Lądowe Farmy Wiatrowe	Fotowoltaika	Gaz i Czyste Paliwa	Obrót i Sprzedaż	Dystrybucja i eMobility	Niealokowane	Razem
- przychody ze sprzedaży i dystrybucji energii	przychody spełniane w czasie	497 216	23 448	44 826	1 275 083	145 073	-	1 985 646
- przychody z tytułu świadectw pochodzenia	przychody spełniane w czasie	74 114	-	-	3 705	-	-	77 819
- przychody ze sprzedaży ciepła	przychody spełniane w określonym momencie	-	-	28 958	-	-	-	28 958
- przychody z projektów konsultacyjnych i doradczych	przychody spełniane w czasie	-	-	-	-	-	14 398	14 398
- przychody z usług dzierżawy i operatorskie	przychody spełniane w czasie	-	-	-	-	3 042	-	3 042
- przychody netto z tytułu sprzedaży i dystrybucji gazu	przychody spełniane w czasie	-	-	-	687 471	3 890	-	691 361
- przychody ze sprzedaży towarów	przychody spełniane w czasie	-	-	-	-	980	-	980
- przychody z najmu	przychody spełniane w czasie	11	4	-	-	2	547	564
- przychody z rynku mocy i usługi odbudowy systemu	przychody spełniane w określonym momencie	-	-	22 430	-	-	-	22 430
- przychody z tytułu instalacji paneli fotowoltaicznych i pomp ciepła	przychody spełniane w czasie	-	-	-	168 887	-	-	168 887
- przychody z usług ładowania	przychody spełniane w czasie	-	-	-	-	370	-	370
- pozostałe	przychody spełniane w czasie	-	11	19	10 430	2 049	235	12 744
Razem przychody z umów z klientami		571 341	23 463	96 233	2 145 576	155 406	15 180	3 007 199
- przychody z tytułu wyceny kontraktów terminowych	przychody spełniane w czasie	-	-	-	7 611	-	-	7 611
- przychody z tytułu uprawnień do emisji dwutlenku węgla	przychody spełniane w określonym momencie	-	-	-	1 507	-	-	1 507
Razem inne przychody			-	-	9 118	-	-	9 118
Przychody ze sprzedaży, razem	-	571 341	23 463	96 233	2 154 694	155 406	15 180	3 016 317

4. Pozostałe noty

4.1 Przychody ze sprzedaży

	Za okres 9 miesięcy zakończony		Za okres 3 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024	30.09.2025	30.09.2024
- przychody ze sprzedaży i dystrybucji energii	2 039 787	1 985 646	606 733	660 670
- przychody z tytułu świadectw pochodzenia	37 431	77 819	10 287	18 900
- przychody ze sprzedaży ciepła	22 250	28 958	4 585	6 103
- przychody z projektów konsultacyjnych i doradczych	20 976	14 398	7 282	5 022
- przychody z usług dzierżawy i operatorskie	1 610	3 042	400	775
- przychody netto z tytułu sprzedaży i dystrybucji gazu	972 103	691 361	247 007	147 049
- przychody ze sprzedaży towarów	637	980	390	233
- przychody z najmu	639	564	316	264
- przychody z rynku mocy i usługi odbudowy systemu	18 188	22 430	5 500	7 913
- przychody z tytułu instalacji paneli fotowoltaicznych i pomp ciepła	102 405	168 887	30 195	55 671
- przychody z usług ładowania	3 398	370	1 385	211
- pozostałe	16 232	12 744	3 689	5 520
Razem przychody z umów z klientami	3 235 656	3 007 199	917 769	908 331
- przychody z tytułu wyceny kontraktów terminowych	(3 922)	7 611	(2 406)	3 160
- przychody z tytułu uprawnień do emisji dwutlenku węgla	282	1 507	1	-
Razem inne przychody	(3 640)	9 118	(2 405)	3 160
Przychody ze sprzedaży, razem	3 232 016	3 016 317	915 364	911 491

4.2 Koszty wg rodzaju

	Za okres 9 miesięcy zakończony		Za okres 3 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024	30.09.2025	30.09.2024
- amortyzacja	136 330	130 376	46 138	43 719
- zużycie materiałów i energii	56 768	64 256	14 748	20 336
- usługi obce	158 062	169 665	54 471	59 836
- podatki i opłaty	24 368	23 471	7 703	7 926
- wynagrodzenia	108 562	97 643	44 890	34 025
- ubezpieczenia społeczne i inne świadczenia	17 492	16 509	5 924	5 096
- pozostałe koszty rodzajowe	3 851	4 644	1 460	1 468
Koszty według rodzaju, razem	505 433	506 564	175 334	172 406
- wartość sprzedanych towarów i materiałów (wartość dodatnia)	2 488 616	2 071 115	698 667	636 906
- koszt sprzedanych świadectw pochodzenia	21 380	74 132	6 221	11 892
- dochód z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia	(18 597)	(58 174)	(5 069)	(15 627)
- koszty sprzedaży (wielkość ujemna)	(43 776)	(65 259)	(14 561)	(21 115)
- koszty ogólnego zarządu (wielkość ujemna)	(160 176)	(141 377)	(64 107)	(47 603)
Razem koszt własny sprzedaży	2 792 880	2 387 001	796 485	736 859

4.3 Pozostałe przychody operacyjne

	Za okres 9 miesięcy zakończony		Za okres 3 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024	30.09.2025	30.09.2024
- odwrócenie odpisów aktualizujących wartość składników aktywów, w tym:	12 241	284	1 738	229
- oczekiwane straty kredytowe należności	6 183	99	(767)	44
- odpisy aktualizujące wartość zapasów	6 058	185	2 505	185
- rozwiązanie rezerw, w tym:	1 283	2 197	1	-
- pozostałych	1 283	2 197	1	-
- pozostałe, w tym:	21 796	7 646	2 533	2 415
- odszkodowania i dopłaty	16 953	614	541	392
- rozliczenie dotacji	2 602	2 394	971	799
- przychody z dzierżawy rzeczowych aktywów trwałych	130	17	63	2
- zysk ze zbycia niefinansowych aktywów trwałych	129	607	53	453
- refaktury	455	448	221	164
- pozostałe	1 527	3 566	684	605
Pozostałe przychody operacyjne, razem	35 320	10 127	4 272	2 644

4.4 Pozostałe koszty operacyjne

		Za okres 9 miesięcy zakończony		Za okres 3 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024	30.09.2025	30.09.2024
- odpisy aktualizujące wartość składników aktywów, w tym:	98 331	14 676	4 762	334
- oczekiwane straty kredytowe należności	433	14 226	274	280
- zapasy	252	450	(892)	54
- rzeczowe aktywa trwałe i wartośc firmy	97 646	-	5 380	-
- pozostałe, w tym:	6 294	3 394	2 384	1 361
- kary, grzywny, odszkodowania	712	414	704	94
- przeniesione odszkodowania	1	2	-	2
- darowizny	2 238	1 640	1 612	794
- strata ze zbycia niefinansowych aktywów trwałych	34	278	(3)	277
- reklamacje, rekompensaty	465	138	244	52
- koszty naprawy objętej odszkodowaniem	-	9	-	-
- pozostałe	2 844	913	(173)	142
Pozostałe koszty operacyjne, razem	104 625	18 070	7 146	1 695

4.5 Przychody finansowe

	Za okres 9 miesięcy zakończony		Za okres 3 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024	30.09.2025	30.09.2024
- przychody finansowe z tytułu odsetek od lokat i pożyczek	36 844	30 571	12 831	8 145
- różnice kursowe, w tym:	358	491	304	124
-niezrealizowane	(259)	341	(337)	72
-zrealizowane	617	150	641	52
- wycena zobowiązań finansowych	9	106	(35)	-
- pozostałe opłaty z tytułu poręczeń	8 759	5 275	250	2 432
- pozostałe	227	387	127	130
Przychody finansowe, razem	46 197	36 830	13 477	10 831

4.6 Koszty finansowe

	Za okres 9 miesięcy zakończony		Za okres 3 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024	30.09.2025	30.09.2024
- koszty finansowe z tytułu odsetek	152 664	62 932	52 964	18 531
- różnice kursowe, w tym:	105	1 500	(3 352)	456
-niezrealizowane	2	967	(4 017)	134
-zrealizowane	103	533	665	322
- prowizje i inne opłaty	40 220	7 083	(878)	1 812
- koszty finansowe z tytułu dyskonta	4 533	3 649	1 561	1 213
- wycena zobowiązań finansowych *)	3 067	2 870	874	890
- pozostałe	871	3 027	305	31
Koszty finansowe, razem	201 460	81 061	51 474	22 933

^*) dotyczy kredytów bankowych wycenianych metodą zamortyzowanego kosztu

W pozycji: prowizje i inne opłaty ujęto opłatę związaną z zawarciem warunkowych transakcji zabezpieczających w formule Deal Contingent Hedge (30,8 mln zł), których celem było ograniczenie ryzyka zmienności stóp procentowych w projektach realizowanych przez projekty morskich farm wiatrowych Bałtyk II oraz Bałtyk III. Zawarcie wspomnianych transakcji zabezpieczających pozwoliło na istotne ograniczenie poziomu dopłat do realizowanych projektów morskich farm wiatrowych, a osiągnięte w ten sposób korzyści znacznie przewyższyły poniesione koszty związane z ich zawarciem.

4.7 Przepływy środków pieniężnych

	Za okres 9 miesięcy zakończony
Środki pieniężne o ograniczonej mozliwości dysponowania	30.09.2025	30.09.2024
- środki zablokowane na spłatę rat kredytu	105 274	44 761
- środki pieniężne na rachunku zablokowanym Escrow	528 497	-
- środki pieniężne zablokowane z tyt. depozytów	34 775	34 008
- środki pienieżne na rachunkach VAT - split-payment	14 477	23 587
- środki pienieżne na rachunkach ZFŚS	787	378
Razem	683 810	102 734

Na dzień 30 września 2025 roku środki pieniężne na rachunku bankowym typu Escrow zostały zaprezentowane jako długoterminowe aktywa finansowe, ponieważ zgodnie z aktualnymi planami środki te zostaną wykorzystane na dokapitalizowanie spółek zależnych nie wcześniej niż w ciągu 12 miesięcy.

4.8 Wartość firmy

Na dzień 30 września 2025 roku wartość firmy wynosi 86 mln zł i dotyczy następujących segmentów i ośrodków wypracowujących środki pieniężne:

• 25 mln zł dystrybucja obejmująca spółki Polenergia Dystrybucja i Polenergia Kogeneracja;
• 44 mln zł obrót i sprzedaż obejmująca spółkę Polenergia Obrót;
• 17 mln zł obrót i sprzedaż obejmująca spółki Polenergia Fotowoltaika, Polenergia Pompy Ciepła i Zielony Ryś ("Grupa Fotowoltaika").

4.9 Wartości godziwe kontraktów terminowych

Kontrakty terminowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy

W związku z działalnością jednostki zależnej – Polenergia Obrót S.A. Grupa klasyfikuje zawierane kontrakty terminowe na zakup / sprzedaż energii jako instrumenty pochodne, zgodnie z MSSF 9 – Instrumenty finansowe. W rezultacie kontrakty te wyceniane są w wartości godziwej, ze zmianami wartości godziwej odnoszonymi na rachunek zysków i strat. Wynik wyceny kontraktów prezentowany jest per saldo w przychodach. Wycenie podlega część niezrealizowana kontraktów w podziale na część krótkoterminową, której realizacja nastąpi w ciągu 12 miesięcy od dnia bilansowego oraz długoterminową, której realizacja nastąpi w kolejnych latach.

Tabela poniżej przedstawia aktywa oraz zobowiązania finansowe związane z wyceną kontraktów terminowych wyceniane przez Grupę w wartości godziwej, zakwalifikowane do określonego poziomu w hierarchii wartości godziwej:

poziom 2 – dane wejściowe do wyceny aktywów i zobowiązań, inne niż notowane ceny ujęte w ramach poziomu 1, obserwowalne na podstawie zmiennych pochodzących z aktywnych rynków,

Poziom 2: Wartość godziwa jest ustalana na podstawie innych danych dających się zaobserwować bezpośrednio lub pośrednio (w przypadku produktów na okres trwania krótszy niż jeden miesiąc – wyznaczenie ceny odbywa się głównie poprzez granulację kwotowania produktu miesięcznego w oparciu o historyczne dane struktury miesiąca). Podobne umowy są przedmiotem obrotu na aktywnym rynku, stąd kwotowania odzwierciedlają wynik rzeczywistej transakcji w podobne instrumenty pochodne. Wartość godziwa kredytów jest ustalana za pomocą zamortyzowanego kosztu, czyli analizy zdyskontowanych przepływów pieniężnych przy przyjętej efektywnej stopie procentowej jako stopie dyskonta.

Kontrakty terminowe zawierane na giełdach w celach spekulacyjnych wyceniane są modelem z wykorzystaniem parametrów rynkowych tj. ceny rynkowej instrumentu zdyskontowane przy zastosowaniu stóp procentowych. Wpływ zastosowania ewentualnych danych nieobserwowalnych nie był znaczący dla wyceny instrumentów pochodnych (poziom 2).

	Za okres 9 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024
Wynik w wycenie instrumentów pochodnych	(3 922)	7 611
Klasa instrumentu finansowego
	30.09.2025	Razem
	Poziom 2	Razem
Aktywa krótkoterminowe	71 395	71 395
Aktywa długoterminowe	8 049	8 049
Razem	79 444	79 444
	Poziom 2	Razem
Zobowiązania krótkoterminowe	65 945	65 945
Zobowiązania długoterminowe	4 330	4 330
Razem	70 275	70 275
Wartość godziwa netto	9 169	9 169
Wpływ na wynik finansowy	30.09.2025	30.09.2024
Wzrost cen rynkowych o 1%	32	18
Spadek cen rynkowych o 1%	(32)	(18)

Wycena wartości godziwej kontraktów terminowych o charakterze spekulacyjnym, tj. kontraktów terminowych posiadających otwartą pozycję, wyniosła na dzień sprawozdawczy 11 tys. zł.

Instrumenty pochodne wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy

Polenergia S.A. zabezpieczyła ryzyko walutowe związane z wpłatą equity do projektów morskich farm wiatrowych. Ryzyko to w znacznej mierze zostało zabezpieczone poprzez przewalutowanie środków własnych, które zostaną przeznaczone na finansowanie projektów morskich farm wiatrowych, które znaczną część wydatków ponoszą w EUR. W celu zabezpieczenia powyższego ryzyka spółka kupiła 123 793 tys. EUR po średnim kursie 4,2455.

Data zapadalności instrumentu zabezpieczającego		Wartość zabezpieczenia	Wysokość zabezpieczonego kursu walutowego	Instrument
	2025-2028	123 793 EUR	4,2455	Środki pieniężne
Razem		123 793 EUR

Instrumenty pochodne wyceniane w wartości godziwej przez inne całkowite dochody

Na dzień 30 września 2025 roku, Grupa rozpoznała w innych całkowitych dochodach stanowiących część kapitałów własnych -64 173 tys. zł (30 września 2024: -17 068 tys. zł) z tytułu efektywnej części wyceny instrumentu zabezpieczającego do wartości godziwej.

Celem zawarcia transakcji zabezpieczających jest ograniczenie wpływu:

• zmian stopy procentowej na wysokość przyszłych wysoce prawdopodobnych płatności rat kredytowych.
• zmian kursów walutowych na wysokość przyszłych wysoce prawdopodobnych płatności walutowych z tytułu umów inwestycyjnych.

Celem ustanowienia rachunkowości zabezpieczeń jest wyeliminowanie niedopasowania księgowego pomiędzy momentem rozpoznania wpływu na zysk (stratę) netto instrumentu zabezpieczającego i pozycji zabezpieczanej.

Na dzień 30 września 2025 roku, Grupa posiadała następujące instrumenty zabezpieczające dla celów stosowania zasad rachunkowości zabezpieczeń.

Zabezpieczenia ryzyka stopy procentowej.

Data zapadalności instrumentu zabezpieczającego	Wartość zabezpieczenia	Wysokość zabezpieczonej stopy procentowej	Instrument
29.06.2026	3 071		IRS
		0,56%
15.12.2027	60 205	0,75%	IRS
29.03.2028	80 341	0,79%	IRS
18.12.2028	58 650	5,19%	IRS
25.09.2029	60 196	4,42%	IRS
16.10.2029	564 000	4,91%	IRS
17.12.2029	19 200	4,98%	IRS
21.01.2030	565 000	4,86%	IRS
13.06.2030	86 820	4,17%	IRS
13.06.2030	53 812	4,17%	IRS
22.12.2031	7 621	2,60%	IRS
21.06.2033	6 200	5,67%	IRS
12.12.2033	18 860	6,71%	IRS
12.12.2033	18 860	6,71%	IRS
13.03.2034	105 978	6,65%	IRS
30.06.2034	10 014	0,89%	IRS
11.06.2035	121 442	1,10%	IRS
10.09.2035	365 567	1,20%	IRS
31.12.2035	15 357	2,39%	IRS
11.03.2036	94 827	2,22%	IRS
Razem	2 316 021

Wartości godziwe pozostałych aktywów i zobowiązań finansowych

Wartość godziwa pozostałych aktywów i zobowiązań finansowych wymienionych poniżej nie różni się istotnie od ich wartości bilansowej:

• należności długoterminowe,
• należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności,
• środki pieniężne i ich ekwiwalenty,
• zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania.

	Kategoria	Wartość bilansowa		Wartość godziwa
		30.09.2025	31.12.2024	30.09.2025	31.12.2024
Aktywa finansowe
Kontrakty terminowe	Poziom 2	79 444	111 005	79 444	111 005
Instrumenty pochodne	Poziom 2	94 634	133 862	94 634	133 862
Zobowiązania finansowe
Obligacje	n/d	777 353	763 352	777 353	763 352
Kredyty i pożyczki	n/d	2 212 329	1 341 037	2 212 329	1 341 037
Instrumenty pochodne	Poziom 2	62 516	20 053	62 516	20 053
Kontrakty terminowe	Poziom 2	70 275	100 906	70 275	100 906

4.10 Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności

Na dzień 30 września 2025 roku odpis na należności z tytułu dostaw i usług, które uznano za nieściągalne zmniejszył się do kwoty 36 610 tys. zł w porównaniu do 42 919 tys. zł na dzień 31 grudnia 2024 roku.

Poniżej przedstawiono klasyfikację należności z tytułu dostaw i usług brutto w ramach poszczególnych stopni modelu utraty wartości:

	Razem	stopień 2	stopień 3
Wartość brutto na 1.01.2025	293 960	207 994	85 966
Powstałe	149 475	149 475	-
Spłacone	(215 041)	(208 484)	(6 557)
Wartość brutto 30.09.2025	228 394	148 985	79 409

Współczynniki niewypełnienia zobowiązania i kalkulację odpisów aktualizujących na dzień 30 września 2025 roku i 31 grudnia 2024 przedstawia tabela poniżej:

		Należności od klientów indywidualnych
	Total	Bieżące 0-30 dni	30-60 dni	60-90 dni	>90 dni
30.09.2025	69 294	66 888	548	95	1 763
Oczekiwane straty kredytowe	12 149	3 727	-	-	8 422
31.12.2024	75 983	69 743	2 187	854	3 199
Oczekiwane straty kredytowe	18 458	9 910	-	-	8 548

		Należności od klientów korporacyjnych
	Total	Bieżące 0-30 dni	30-60 dni	60-90 dni	>90 dni
30.09.2025	122 490	74 491	1 644	5 319	41 036
Oczekiwane straty kredytowe	24 462	13 214	-	-	11 248
31.12.2024	175 058	135 134	42	34	39 848
Oczekiwane straty kredytowe	24 462	13 214	-	-	11 248

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

4.11 Efektywna stopa podatkowa

	Za okres 9 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024
Obciążenie z tytułu podatku w rachunku zysków i strat, w tym	58 577	76 248
Podatek bieżący	49 799	66 968
Podatek odroczony	8 778	9 280
Zysk (Strata) brutto przed opodatkowaniem	7 450	370 266
Obciążenie podatkowe od wyniku brutto wg efektywnej stawki pod. 19%	1 416	70 351
Korekty dotyczące bieżącego podatku dochodowego z lat ubiegłych	(720)	(909)
Korekty dotyczące odroczonego podatku dochodowego z lat ubiegłych	3 012	811
Koszty niestanowiące kosztów uzyskania przychodów:	55 246	5 904
- różnice trwałe	19 373	1 015
- różnica przejściowa, od której nie tworzone jest aktywo/rezerwa pod.	35 873	4 889
Przychody niebędące podstawą do opodatkowania:	(377)	91
- inne	(377)	91
Podatek w rachunku zysków i strat	58 577	76 248

4.12 Zmiana stanu rezerw

Zmiana stanu rezerw krótko i długoterminowych

	30.09.2025	31.12.2024
Stan rezerw na początek okresu	134 628	125 540
- utworzenie rezerw	13 574	15 746
- rozwiązanie rezerw	(950)	(6 146)
- wykorzystanie rezerw	(2 475)	(512)
Stan rezerw na koniec okresu	144 777	134 628

5. Oprocentowane kredyty bankowe i pożyczki

Polenergia Obrót S.A.

W dniu 9 stycznia 2025 roku Polenergia Obrót S.A. podpisała aneks nr 3 do umowy kredytu zawartej w dniu 10 listopada 2021 roku z Deutsche Bank Polska S.A. ("Deutsche Bank"), na podstawie której Deutsche Bank udostępnił spółce limit kredytu w rachunku bieżącym oraz limit na gwarancje bankowe w łącznej kwocie 200.000 tys. zł.

Na podstawie aneksu, zmianie uległa ostateczna data spłaty kredytu wydłużając jego dostępność do dnia 7 stycznia 2028 roku z zastrzeżeniem jednostronnej możliwości jej nieprzedłużenia przez Deutsche Bank do ww. terminu, po każdym zakończonym okresie 12 miesięcy następującym po dacie zawarcia ww. aneksu.

Zmianie uległy również niektóre wartości prowizji oraz marż naliczanych w związku z wykorzystaniem kredytu.

Polenergia S.A.

W dniu 21 stycznia 2025 roku Polenergia S.A. dokonała wypłaty pożyczki udzielonej jej na podstawie umowy pożyczki zawartej w dniu 18 grudnia 2024 roku z Bankiem Gospodarstwa Krajowego w ramach Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności. Wypłata nastąpiła w kwocie 750.000 tys. zł i wyczerpała dostępny na podstawie ww. umowy pożyczki limit w całości.

W dniu 18 lutego 2025 roku Polenergia S.A. zawarła nową umowę kredytu odnawialnego z Bankiem Polska Kasa Opieki S.A. i BNP Paribas Bank Polska S.A. ("RCF 2025") w kwocie limitu równej 300.000 tys. zł ("Transza A"), z terminem ostatecznej spłaty upływającym w dniu 5 czerwca 2026 roku. Zabezpieczeniami kredytu są zastawy rejestrowe i finansowe na rachunkach spółki, pełnomocnictwa do

rachunków oraz oświadczenie o poddaniu się egzekucji. Oprocentowanie kredytu oparte jest o odpowiednią stawkę WIBOR powiększony o marżę.

Jednocześnie spółka anulowała udzielony jej w dniu 5 czerwca 2023 roku kredyt odnawialny w tej samej kwocie limitu tj. 300.000 tys. zł ("RCF 2023") przez Bank Polska Kasa Opieki S.A. oraz Santander Bank Polska S.A.

RCF 2025 został udzielony na spłatę zadłużenia z tytułu anulowanego kredytu RCF 2023 oraz na finansowanie bieżącej działalności.

W dniu 6 maja 2025 roku kwota limitu RCF 2025 została powiększona o dodatkową transzę w wysokości 200.000 tys. zł ("Transza B"), która miała zostać wykorzystana po całkowitym wykorzystaniu Transzy A. Dostępność Transzy B, wygasła w dniu 28 lipca 2025 roku tj. w dniu potwierdzenia przez bank redukcji kwoty RCF 2025 do wysokości limitu Transzy A.

Talia Sp. Z o.o.

W dniu 31 marca 2025 roku Talia sp. z o.o. całkowicie spłaciła kredyt inwestycyjny udzielony jej przez konsorcjum banków mBank S.A., PKO Bank Polski oraz Santander Bank Polska S.A. w dniu 1 czerwca 2010 roku z przeznaczeniem na sfinansowanie budowy Farmy Wiatrowej Modlikowice.

Amon Sp. z o.o., Talia Sp. z o.o.

W dniu 27 czerwca 2025 roku Amon Sp. z o.o. ("Amon") i Talia Sp. z o.o. ("Talia") podpisały z Bankiem PEKAO S.A. umowy kredytu z przeznaczeniem na refinansowanie projektów farm wiatrowych będących w eksploatacji odpowiednio Łukaszów i Modlikowice oraz refinansowanie zadłużenia Amon.

Kwoty udzielonych kredytów wyniosły dla Amon 109.500 tys. PLN terminowy i 7.500 tys. PLN DSR oraz dla Talia 68.000 tys. PLN terminowy i 5.000 tys. PLN DSR. Kwota zadłużenia Amon mająca zostać zrefinansowana z kredytu terminowego wyniosła na dzień bilansowy 12.457 tys. PLN.

Oprocentowanie kredytów oparte jest o odpowiednią stawkę WIBOR powiększoną o marżę. Zabezpieczeniami kredytu są zastawy na udziałach w Amon i Talia, zastawy na rachunkach i majątku spółek, przelewy wierzytelności z dokumentów obu projektów, umowy bezpośrednia, umowy podporządkowania oraz oświadczenia o poddaniu się egzekucji. Ostateczny termin spłaty obu udzielonych kredytów to 30 maj 2035 rok.

W związku z uruchomieniem powyższego finansowania w dniu 21 lipca 2025 roku spółka Amon sp. z o.o. całkowicie spłaciła kredyt inwestycyjny udzielony jej przez konsorcjum banków mBank S.A., PKO Bank Polski oraz Santander Bank Polska S.A. w dniu 1 czerwca 2010 roku z przeznaczeniem na sfinansowanie budowy Farmy Wiatrowej Łukaszów.

Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o.

W dniu 31 lipca 2025 roku Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o. podpisała aneks do umowy kredytu w rachunku bieżącym z dnia 29 lipca 2011 roku na podstawie którego wydłużona została ostateczna data jego dostępności do dnia 31 lipca 2026 roku oraz obniżony został jego limit do kwoty 25.000 tys. PLN.

Pozostałe warunki umowy pozostały bez zmian.

Polenergia Obrót S.A.

W dniu 18 sierpnia 2025 roku Polenergia Obrót S.A. podpisała aneks nr 14 do umowy o wielocelowy limit kredytowy zawartej w dniu 18 sierpnia 2015 roku z Bankiem Polska Kasa Opieki S.A. Na podstawie aneksu, dostępność limitu kredytu w rachunku bieżącym została przedłużona do dnia 30 września 2025 roku, a maksymalny tenor gwarancji wystawionych w ramach limitu został zmieniony na 36 miesięcy, jednak nie może on przekroczyć daty 30 września 2028 roku.

Pozostałe warunki umowy pozostały bez zmian.

6. Informacje dotyczące emisji, wykupu i spłaty dłużnych i kapitałowych papierów wartościowych

Na datę niniejszego raportu w mocy pozostaje upoważnienie Zarządu do podwyższenia kapitału zakładowego w granicach kapitału docelowego, uchwalone na mocy uchwały nr 3/2024 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 13 marca 2024 roku oraz zarejestrowane w Krajowym Rejestrze Sądowym w dniu 21 marca 2024 roku. Na mocy tego upoważnienia Zarząd Spółki uprawniony jest do podwyższenia kapitału zakładowego Spółki o kwotę nie wyższą niż 115.828.368

złotych poprzez emisję nie więcej niż 57.914.184 nowych akcji Spółki w ramach jednej lub większej liczby emisji oraz do pozbawienia prawa poboru emitowanych akcji dotychczasowych akcjonariuszy Spółki w całości lub w części za zgodą Rady Nadzorczej. Ustalenie przez Zarząd kluczowych parametrów każdej emisji wymagać będzie zatwierdzenia przez Radę Nadzorczą. O skorzystaniu z upoważnienia do podwyższania kapitału zakładowego Spółki w granicach kapitału docelowego Zarząd będzie informował odrębnie zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa. Do dnia publikacji niniejszego raportu nie została podjęta żadna uchwała o podwyższeniu kapitału zakładowego Spółki w ramach kapitału docelowego.

Na dzień niniejszego raportu w mocy pozostaje program emisji obligacji o łącznej maksymalnej wartości nominalnej do 1.000.000.000 zł ("Program") ustanowiony przez Polenergia S.A. w dniu 11 lipca 2024 roku, o którego ustanowieniu oraz warunkach Spółka informowała w raporcie giełdowym nr 37/2024 z dnia 11 lipca 2024 roku. Celem emisji obligacji jest finansowanie rozwoju, zakupu, budowy i eksploatacji zielonych projektów, a szczegółowe warunki emisji obligacji dotyczące obligacji danej serii, w tym poziom marży, są ustalane przez Zarząd Polenergia S.A. każdorazowo w drodze odrębnych uchwał emisyjnych dotyczących danej serii obligacji lub przez osoby upoważnione przez Zarząd Polenergia S.A., po uprzednim wyrażeniu przez Radę Nadzorczą zgody na projekt warunków emisji obligacji.

W dniu 16 października 2024 roku w ramach Programu nastąpiła emisja Obligacji serii A o łącznej wartości nominalnej 750.000.000 zł ("Obligacje Serii A", "Emisja"). Celem Emisji jest bezpośrednie i pośrednie finansowanie lub refinansowanie rozwoju, zakupu, budowy i eksploatacji Zielonych Projektów, w tym w szczególności morskich farm wiatrowych. Obligacje są oprocentowane zmienną stopą procentową - WIBOR 6M + Marża 270 bps p.a, a okresy odsetkowe są półroczne. Pozostałe podstawowe informacje dot. Emisji zostały przekazane w raporcie giełdowym nr 54/2024 z dnia 16 października 2024 roku. Polenergia S.A. zabezpieczyła łącznie 75% ekspozycji na ryzyko zmienności stopy procentowej opartej na WIBOR w związku z Emisją poprzez zawarcie transakcji terminowych swap na stopę procentową (IRS).

Na moment publikacji raportu pełna kwota 750 mln zł z zielonych obligacji wyemitowanych w 2024 roku została przeznaczona na rozwój projektów morskich farm wiatrowych Bałtyk II i Bałtyk III, z czego 350 mln zł w 2024 roku, a 400 mln zł w 2025 roku.

7. Informacje dotyczące wypłaconej (lub zadeklarowanej) dywidendy, łącznie i w przeliczeniu na jedną akcję, z podziałem na akcje zwykłe i uprzywilejowane

W ciągu 9 miesięcy zakończonych dnia 30 września 2025 roku nie nastąpiła wypłata dywidendy.

8. Informacje dotyczące zmian zobowiązań warunkowych lub aktywów warunkowych, które nastąpiły od czasu zakończenia ostatniego roku obrotowego

Zobowiązania warunkowe

W dniu 24 lutego 2025 roku, na zlecenie Spółki mBank S.A. ("MBANK") wystawił dwie gwarancje na kwoty stanowiące 50% wymaganego zabezpieczenia do podpisanych przez MFW Bałtyk II Sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III Sp. z o.o. ze spółką Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. umów przyłączeniowych do sieci, tj. odpowiednio 3.212 tys. PLN i 3.221 tys. PLN.

W związku z pozyskaniem przez spółki MFW Bałtyk II Sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III Sp. z o.o. limitu gwarancyjnego w ramach podpisanych umów finansowania na reali

ację budowy morskich farm wiatrowych, wygasły następujące gwarancje bankowe wystawione na zlecenie Polenergia S.A.:

• 27 czerwca 2025 wygasły gwarancje wystawione 24.02.2025r. przez MBANK na rzecz Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
• 11 czerwca 2025 roku wygasły gwarancje wystawione 04.03.2021 przez Santander Bank Polska S.A. na rzecz Urzędu Regulacji Energetyki.

W dniu 29 lutego 2024 roku Spółka wystawiła Payment Company Guarantees zabezpieczające płatności z tytułu kontraktów na transport i instalację fundamentów, kabli oraz innych elementów farm wiatrowych na morzu zawartych przez MFW Bałtyk II Sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III Sp. z o.o. z Van Oord Offshore Wind B.V. na kwoty odpowiednio 2.168 tys. EUR, zwiększonej w dniu 1 kwietnia 2025 roku do 4.337 tys. EUR oraz 1.865 tys. EUR, zwiększonej w dniu 1 kwietnia 2025 roku do 3.731 tys. EUR. Ważność obu gwarancji wygasła w dniu pozyskania przez spółki finansowania na realizację budowy morskich farm wiatrowych.

W dniu 13 maja 2025 roku konsorcjum Bank PEKAO S.A. ("PEKAO"), BNP Paribas Bank Polska S.A. ("BNP"), Societe Generale S.A. ("SG") wystawiły na zlecenie Spółki gwarancje zabezpieczające wniesienie wkładu finansowego ("Gwarancje") do MFW Bałtyk II Sp. z o.o. w maksymalnej kwocie 43.122 tys. EUR oraz do MFW Bałtyk III Sp. z o.o. w maksymalnej kwocie 73.203 tys. EUR zgodnie z dokumentami finansowania realizacji budowy morskich farm wiatrowych Bałtyk II i Bałtyk III. W dniu 30 czerwca 2025 roku, w związku z aktualizacją struktur finansowania ww. projektów morskich farm wiatrowych, kwoty Gwarancji uległy zmniejszeniu odpowiednio do 26.607 tys. EUR i 72.999 tys. EUR. Gwarancje zostały udzielone na podstawie Umowy o linię gwarancyjną ("Umowa o linię") zawartą przez Spółkę w dniu 18 lutego 2025 roku z PEKAO oraz BNP do maksymalnego limitu 125.000 tys. EUR, który na podstawie umowy zmieniającej podpisanej w dniu 5 maja 2025 roku został podwyższony do kwoty 158.000 tys. EUR, a do konsorcjum banków udzielających dołączył SG.

Obie gwarancje zostały wystawione z okresem ważności w dniu 31 marca 2029 roku, który może zostać wydłużony do 31 marca 2030 roku.

W dniu 20 maja 2025 roku, na podstawie umów wsparcia projektów podpisanych w ramach pozyskanego finansowania na realizację budowy MFW Bałtyk II oraz MFW Bałtyk III Spółka wystawiła gwarancje korporacyjne ("PCG") na zabezpieczenie wniesienia dodatkowego wkładu kapitałowego do spółek prowadzących ww. projekty do maksymalnych kwot, odpowiednio: 83.973 tys. EUR - dla MFW Bałtyk II, oraz 100.408 tys. EUR - dla MFW Bałtyk III.

Na datę 30 września 2025 roku wysokość udzielonych PCG wynosi odpowiednio:

• dla MFW Bałtyk II 72.955 tys. EUR
• dla MFW Bałtyk III 83.087 tys. EUR

Gwarancje wygasają we wcześniejszym z dwóch terminów:

• daty w której dostępne limity kwot kapitału równe są zeru i środki na rachunku projektu stanowią kwotę pozostałych do poniesienia kosztów budowy, lub
• daty zakończenia budowy albo daty, w której zostały spełnione wszystkie warunki do zlecenia wniosku o dodatkowe wpłaty kapitału zgodnie z umową wsparcia projektu.

W dniu 1 lipca 2025 roku na zlecenie Spółki bank PKO BP S.A. wystawił w imieniu MFW Bałtyk I S.A. na rzecz Prezesa URE gwarancję aukcyjną w kwocie 46.800 tys. PLN z terminem ważności upływającym w dniu 31 marca 2028 roku.

Aktywa warunkowe

W dniu 15 stycznia 2025 roku wygasły wszystkie gwarancje bankowe otrzymane przez spółkę Polenergia Obrót S.A. wystawione na zlecenie Potęgowo Mashav na łączną kwotę 2.056,41 tys. zł.

W dniu 1 lutego 2025 roku zmniejszeniu uległa kwota PCG wystawionej w dniu 11 października 2023 roku przez Orange Polska S.A. w imieniu Orange Energia na rzecz Polenergia Obrót S.A. do kwoty 5.400 tys. zł.

W dniu 28 lutego 2025 roku E.ON wystawił w imieniu E.ON SE PCG na rzecz Polenergia Obrót S.A. do kwoty 318 tys. zł z terminem ważności upływającym w dniu 31 marca 2029 roku.

W dniu 28 lutego 2025 roku wygasła PCG wystawiona na rzecz Polenergia Obrót S.A. przez Orlen S.A. w imieniu Orlen Energia na kwotę 3.049 tys. zł.

W dniu 28 lutego 2025 roku wygasła gwarancja bankowa wystawiona na rzecz Polenergia Obrót S.A. przez PKO BP na zlecenie PKP Energetyka w kwocie 12.000 tys. zł.

W dniu 27 marca 2025 roku Orange Polska S.A. przedłużyła okres ważności PCG wystawionej w dniu 22 grudnia 2023 roku w imieniu Orange Energia na rzecz Polenergia Obrót S.A. w kwocie 24.200 tys. zł do dnia 31 lipca 2029 roku.

W dniu 27 lutego 2025 roku główni akcjonariusze Spółki, tj. BIF IV Europe Holdings Limited i Mansa Investments sp. z o.o. ("Akcjonariusze") wystawiły korporacyjne gwarancje zabezpieczające roszczenia banków udzielających finansowania na budowę morskich farm wiatrowych Bałtyk II oraz Bałtyk III względem Spółki w przypadku uruchomienia Gwarancji udzielonych Spółce w dniu 13 maja 2025, na podstawie Umowy o linię gwarancyjną.

Zabezpieczenie to zostało udzielone przez Akcjonariuszy do maksymalnej wysokości 150% wysokości kwot wystawionych na zlecenie Spółki Gwarancji.

W dniu 15 kwietnia 2025 roku OP Corporate Bank wystawił na zlecenie IGNITIS Polska SP. z o.o. na rzecz Polenergia Obrót S.A. w kwocie 1.999 tys. EUR z terminem ważności upływającym w dniu 30 kwietnia 2026 roku.

W dniu 25 czerwca 2025 roku Fortum Oyi wystawił dwie gwarancje PCG w imieniu Orange Energia na rzecz Polenergia Obrót S.A. w kwotach 5.400 tys. zł z terminem ważności upływającym w dniu 31 lipca 2026 roku oraz 24.200 tys. zł z terminem ważności upływającym w dniu 31 lipiec 2029 roku.

W dniu 24 lipca 2025 roku TUiR Warta S.A. wystawiła na zlecenie AYESA Polska Sp. z o.o. na rzecz Polenergia Farma Fotowoltaiczna 2 Sp. z o.o. Ubezpieczeniową gwarancję należytego wykonania i właściwego usunięcia wad w kwocie 147,7 tys. zł, a w zakresie odpowiedzialności z tytułu udzielonej gwarancji jakości ulega ona zmniejszeniu o 70% do kwoty 44,3 tys. zł, z terminem ważności upływającym w dniu 31 października 2026 roku dla gwarancji należytego wykonania i w dniu 31 października 2028 roku.

W dniu 22 września 2025 roku na zlecenie P&Q Sp. z o.o. InterRisk Towarzystwo Ubezpieczeń S.A. wystawiło Ubezpieczeniową Gwarancję Usunięcia Wad i Usterek na rzecz Polenergia Farma Wiatrowa Namysłów Sp. z o.o. do kwoty 4.279,9 tys. zł z terminem ważności 11 września 2030 roku.

W dniu 22 września 2025 roku na zlecenie P&Q Sp. z o.o. InterRisk Towarzystwo Ubezpieczeń S.A. wystawiło Ubezpieczeniową Gwarancję Usunięcia Wad i Usterek na rzecz Polenergia Farma Fotowoltaiczna 16 Sp. z o.o. do kwoty 1.156,8 tys. zł z terminem ważności 11 września 2030 roku.

9. Wskazanie postępowań toczących się przed sądem, organem właściwym dla postępowania arbitrażowego lub organem administracji publicznej, dotyczących zobowiązań oraz wierzytelności Emitenta lub jednostki zależnej od niego

W dniu 28 kwietnia 2025 r. Amon sp. z o.o. oraz Talia sp. z o.o. zawarły ugodę z Tauron Polska Energia S.A. oraz Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. Podstawowym celem zawartych ugód było polubowne zakończenie wszystkich sporów sądowych, jakie toczyły się między Amon sp. z o.o. i Talia sp. z o.o. a Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. oraz pomiędzy Amon i Talia a Tauron Polska Energia S.A.

W wyniku zawartych ugód doszło do zakończenia wszystkich sporów sądowych, jakie toczyły się zarówno z powództw Amon sp. z o.o. i Talia sp. z o.o. przeciwko Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. i Tauron Polska Energia S.A., jak i z powództwa Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. przeciwko Amon sp. z o.o. i Talia sp. z o.o.

Sąd Okręgowy w Gdańsku w dniu 6 października 2025 roku umorzył postępowanie z powództwa Amon sp. z o.o. przeciwko Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. (sygn. akt IX GC 449/15), co jest ostatnim postępowaniem sądowym, jakie toczyło się między wyżej wymienionymi podmiotami.

Certyfikaty sp. z o.o., Polenergia Obrót S.A. i Green Stone Solutions sp. z o.o. (wówczas pod firmą: Polenergia Usługi sp. z o.o.) zostały pozwane przez Eolos Polska sp. z o.o. przed Sądem Okręgowym w Warszawie, XX Wydział Gospodarczy, o zapłatę kar umownych z tytułu rozwiązania umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii elektrycznej wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz o zapłatę należności z tytułu kosztów bilansowania.

Sąd Okręgowy w Warszawie wyrokiem z dnia 1 października 2025 roku zasądził solidarnie od Certyfikaty sp. z o.o., Polenergia Obrót S.A. i Green Stone Solutions sp. z o.o. kwotę 24.025 tys. zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie na rzecz Eolos Polska sp. z o.o. w związku z rzekomym niewykonaniem dwóch ramowych umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii zawartych przez poprzednika prawnego Certyfikaty sp. z o.o. i Eolos sp. z o.o. w dniu 23 grudnia 2010 roku, które w ocenie pozwanych spółek wygasły w dniu 5 stycznia 2016 roku.

Wyrok jako nieprawomocny nie podlega wykonaniu. W dniu 7 listopada 2025 roku Certyfikaty sp. z o.o., Polenergia Obrót S.A. i Green Stone Solutions sp. z o.o. wniosły apelację od wyroku Sądu Okręgowego w Warszawie z dnia 1 października 2025 roku.

W Sądzie Okręgowym w Warszawie prowadzona jest sprawa przeciwko Jeronimo Martins Polska S.A. (JMP) wszczęta przez Polenergia Obrót S.A. pozwem z dnia 1 grudnia 2022 roku o zapłatę kwoty 40.853 tys. zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie w transakcjach handlowych liczonymi od dnia wniesienia powództwa do dnia zapłaty. Kwota roszczenia obejmuje nieopłacone przez JMP faktury za energię o wartości 39.528 tys. zł oraz kwotę 1.324 tys. zł tytułem naliczonych odsetek za okres do dnia wniesienia powództwa. W ramach postępowania odbyły się dwie rozprawy w dniu 6 marca oraz 11 września 2025 roku, na których Sąd przesłuchał świadków wnioskowanych przez strony i odroczył rozprawę wyznaczając kolejne posiedzenia w dniu 12 lutego oraz 19 lutego 2026 roku, na którym zostaną przesłuchani kolejni świadkowie.

Polenergia Dystrybucja sp. z o.o. prowadzi sprawy windykacyjne związane z brakiem uregulowania płatności za dostarczoną energię elektryczną. Łączna suma dochodzonych roszczeń, to aktualnie około 606 tys. zł.

Polenergia Fotowoltaika S.A. od grudnia 2022 roku złożyła 135 pozwów o zapłatę dotyczących dochodzenia należności wynikających z zawartych pomiędzy Polenergia Fotowoltaika S.A. a jej klientami umów. Polenergia Fotowoltaika S.A. jest stroną 49 postępowań sądowych związanych z roszczeniami wynikającymi z umów zawartych z jej podwykonawcami lub dostawcami.

W dniu 14 lutego 2025 roku Marszałek Województwa Wielkopolskiego wydał decyzję w zakresie umorzenia postępowania administracyjnego w sprawie określenia dodatkowej opłaty produktowej w wysokości odpowiadającej 50 % kwoty niewpłaconej opłaty produktowej za 2020 rok.

W dniu 29 maja 2025 roku Marszałek Województwa Wielkopolskiego wydał decyzję w zakresie ustalenia wysokości zobowiązania z tytułu opłaty produktowej za nieosiągnięcie minimalnego rocznego poziomu zbierania zużytego sprzętu za 2020 rok w kwocie 1.197.542 zł. Od decyzji zostało wniesione odwołanie do Samorządowego Kolegium Odwoławczego (SKO). Polenergia Fotowoltaika S.A. oczekuje rozpatrzenia odwołania przez SKO.

Polenergia Obrót S.A. była obowiązana do realizacji do 30 czerwca 2023 roku obowiązków z art. 52 ust. 1 ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz z art. 10 ust. 1 ustawy o efektywności energetycznej, dotyczących umorzenia określonej liczby praw majątkowych do świadectw pochodzenia oraz świadectw efektywności energetycznej za rok 2022. Już po dniu bilansowym Polenergia Obrót S.A. ustaliła, że obowiązek ten wykonała w 98,05%. W dniu 11 marca 2025 roku Polenergia Obrót S.A. otrzymała zawiadomienia Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE), tj. o wszczęciu dwóch postępowań w sprawie wymierzenia kary w związku z ujawnieniem możliwości niezrealizowania za 2022 roku obowiązków w zakresie uzyskania i przedstawienia do umorzenia odpowiednio świadectw pochodzenia oraz świadectw pochodzenia z biogazu. W dniu 20 października 2025 roku Polenergii Obrót S.A. doręczono decyzję Prezesa URE o nałożeniu na spółkę kary pieniężnej wysokości 1 461 369,03 zł za brak realizacji obowiązku OZE (certyfikaty zielone) za 2022 rok, określonego w art. 52 ust. 1 pkt 1 Ustawy OZE, tj. poprzez uzyskanie i umorzenie świadectw pochodzenia. Spółka zrezygnowała z wniesienia odwołania i uiściła karę pieniężną. W związku z restytucyjnym charakterem tej kary Polenergia Obrót S.A. złożyła wniosek do NFOŚiGW o zwrot uiszczonej na rzecz funduszu opłaty zastępczej w wysokości 1 406 240,61 zł z tego samego tytułu, która w świetle ww. decyzji została wniesiona nienależnie. Przy założeniu zwrotu uiszczonej nienależnie opłaty przez NFOŚiGW dolegliwość z tytułu tego środka administracyjnego wyniesie 55 155,42 zł. Spółka oczekuje na decyzję w drugiej sprawie.

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki prowadzi postępowania administracyjne ws. wymierzenia kary pieniężnej w związku z opóźnieniami w składaniu sprawozdań do Zarządcy Rozliczeń S.A. potwierdzających odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny na gruncie ustawy z dnia 27 października 2022 roku o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców. Postępowania dotyczą spółek Polenergia Obrót S.A., Polenergia Sprzedaż sp. z o.o., Polenergia Farma Wiatrowa 3 sp. z o.o. i Polenergia Farma Wiatrowa Dębice/Kostomłoty sp. z o.o. Wskazane naruszenie ww. ustawy może skutkować wymierzeniem kary pieniężnej. Ustawa obecnie stanowi, że kara ta nie może przekroczyć (w skrajnym przypadku) 15% przychodu ukaranego podmiotu, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym, przy czym wymierzając ją Prezes Urzędu Regulacji Energetyki uwzględnia stopień szkodliwości czynu, stopień zawinienia oraz dotychczasowe zachowanie przedsiębiorcy i jego możliwości finansowe. Może też odstąpić od wymierzenia kary, jeżeli stopień szkodliwości czynu jest znikomy, a podmiot zaprzestał naruszania prawa lub zrealizował obowiązek. Spółki zależne Polenergia S.A. złożyły wszystkie opóźnione sprawozdania. W dniu 10 września 2025 roku Prezes URE wydał dwie decyzje o wymierzeniu kar pieniężnych, odpowiednio - Polenergii Obrót S.A. w wysokości 68 483,59 zł za 8-dniowe opóźnienie w złożeniu sprawozdania oraz Polenergii Sprzedaż Sp. z o.o. w wysokości 1 000 zł za opóźnienie 1 dniowe. Spółki zrezygnowały z wniesienia odwołania i uiściły karę z utworzonej na ten cel rezerwy.

W czerwcu 2024 roku spółki zależne Polenergia S.A. – Polenergia Farma Wiatrowa Grabowo Sp. z o.o., Polenergia Farma Wiatrowa 16 Sp. z o.o. oraz Polenergia Farma Wiatrowa Piekło Sp. z o.o. otrzymały od Zarządcy Rozliczeń S.A. noty odsetkowe wystawione przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska na łączną kwotę ok. 664 tys. zł tytułem odsetek ustawowych za nieterminowe przekazanie należności z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny. Ww. spółki zależne w korespondencji z Zarządcą Rozliczeń S.A. poddały w wątpliwość podstawę prawną naliczenia odsetek przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska. Na dzień sporządzenia niniejszego raportu Zarządca Rozliczeń nie zajął stanowiska w przedmiocie wątpliwości spółek. W dniu 25 marca 2025 roku Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. zakończyła prawomocnie spór z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki z tytułu końcowego rozliczenia kosztów osieroconych na gruncie ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej. Sąd Apelacyjny w Warszawie utrzymał w mocy wyrok Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów w Warszawie zasądzający na rzecz spółki kwotę 12.887 tys. zł i oddalający powództwo co do kwoty 327 tys. zł. W dniu 12 czerwca 2025 roku Prezes URE wniósł do Sądu Najwyższego skargę kasacyjną od ww. orzeczenia.

Na dzień sporządzenia niniejszego raportu Sąd Najwyższy nie orzekł w przedmiocie przyjęcia skargi kasacyjnej Prezesa URE do rozpoznania.

10. Inne informacje, które zdaniem Emitenta są istotne dla oceny jego sytuacji kadrowej, majątkowej, finansowej, wyniku finansowego i ich zmian, oraz informacje, które są istotne dla oceny możliwości realizacji zobowiązań przez Emitenta

Zdaniem Grupy nie występują inne informacje poza zaprezentowanymi w tym raporcie, które są istotne dla oceny możliwości realizacji zobowiązań Grupy.

11. Wskazanie czynników, które w ocenie Emitenta będą miały wpływ na osiągnięte przez niego wyniki w perspektywie co najmniej kolejnego kwartału

W ocenie Grupy w perspektywie kolejnych kwartałów istotny wpływ na osiągane wyniki (skonsolidowane i jednostkowe na poziomie spółek) będą miały następujące czynniki:

• poziom wietrzności w rejonie lokalizacji farm wiatrowych Puck, Łukaszów, Modlikowice, Gawłowice, Rajgród, Skurpie, Mycielin, Krzęcin, Szymankowo, Kostomłoty, Dębsk, Piekło, Międzychód i Grabowo,
• poziom nasłonecznienia w rejonie lokalizacji portfeli farm fotowoltaicznych Sulechów I, II, III, Buk, Strzelino, Szprotawa
• ceny energii elektrycznej oraz zielonych certyfikatów,
• ostateczny kształt regulacji prawnych mających wpływ na działalność Emitenta,
• ewentualne wahania cen uprawnień do emisji CO2, gazu ziemnego,

• kondycja finansowa klientów Spółki,
• sytuacja makroekonomiczna Polski,
• poziom rynkowych stóp procentowych,
• · dostępność i koszt finansowania dłużnego,
• rozwój sytuacji w związku z konfliktem zbrojnym w Ukrainie.

12. Ryzyko związane z płynnością

Grupa monitoruje ryzyko braku funduszy przy pomocy narzędzia okresowego planowania płynności. Narzędzie to uwzględnia terminy wymagalności/zapadalności zarówno inwestycji jak i aktywów finansowych (np. konta należności, pozostałych aktywów finansowych) oraz prognozowane przepływy pieniężne z działalności operacyjnej.

Celem Grupy jest utrzymanie równowagi pomiędzy ciągłością a elastycznością finansowania, poprzez korzystanie ze zróżnicowanych źródeł finansowania, takich jak kredyty w rachunku bieżącym, kredyty bankowe, pożyczki, obligacje, umowy leasingu.

Tabela poniżej przedstawia zobowiązania finansowe Grupy na dzień 30 września 2025 roku, oraz na dzień 31 grudnia 2024 roku wg terminu zapadalności na podstawie umownych niezdyskontowanych płatności.

30.09.2025	Poniżej 3 miesięcy	Od 3 do 12 miesięcy	Od 1 roku do 5 lat	Powyżej 5 lat	Razem
Obligacje	27 748	27 440	915 348	-	970 536
Oprocentowane kredyty i pożyczki	89 169	223 575	1 752 210	977 372	3 042 326
Pozostałe zobowiązania	214 066	11 164	58 324	30 044	313 598
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług	99 687	-	-	-	99 687
Zobowiązania z tytułu leasingu	5 367	20 236	93 997	294 408	414 008

31.12.2024	Poniżej 3 miesięcy	Od 3 do 12 miesięcy	Od 1 roku do 5 lat	Powyżej 5 lat	Razem
Obligacje	-	59 721	942 789	-	1 002 510
Oprocentowane kredyty i pożyczki	55 757	214 368	742 884	938 543	1 951 552
Pozostałe zobowiązania	272 036	1 378	15 914	28 421	317 749
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług	115 773	-	-	-	115 773
Zobowiązania z tytułu leasingu	17 926	9 254	94 976	289 829	411 985

13. Informacje dotyczące znaczących transakcji z podmiotami powiązanymi

Główne transakcje z podmiotami powiązanymi za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku:

30.09.2025	Przychody ze sprzedaży	Koszty	Należności
Mansa Investments Sp. z o.o.	119	43	121
Green Stone Solution Sp. z o.o.	7	-	-
Master BIF IV UK Holdings Ltd	-	298	-
Razem	126	341	121

Główne transakcje z podmiotami stowarzyszonymi za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku:

30.09.2025	Przychody ze sprzedaży	Przychody finansowe	Należności
MFW Bałtyk I S.A.	5 756	158	5 888
MFW Bałtyk II Sp. z o.o.	5 882	4 121	3 897
MFW Bałtyk III Sp. z o.o.	6 009	4 115	8 757
Razem	17 647	8 394	18 542

Za okres 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku wystąpiły następujące istotne transakcje z jednostkami powiązanymi, w których występują powiązania osobowe:

30.09.2025	Przychody ze sprzedaży	Koszty	Należności	Zobowiązania
Krucza Inwestycje Sp. z o.o.	-	7 204	24	-
Beyond.pl Sp. z o.o.	-	492	-	85
Qemetica S.A. (dawniej: Ciech Sarzyna S.A.)	11	332	1	109
KI Next Sp. z o.o.	-	18	-	-
Tortoli Sp. z o.o.	106	-	-	-
dFlights Sp. z o.o.	-	600	-	-
Razem	117	8 646	25	194

Wszystkie transakcje zawierane są na warunkach rynkowych.

1. Wskazanie zdarzeń, które wystąpiły po dniu, na który sporządzono skrócone kwartalne sprawozdanie finansowe, nieujętych w tym sprawozdaniu, a mogących w znaczący sposób wpłynąć na przyszłe wyniki finansowe Emitenta

Do dnia sporządzenia niniejszego śródrocznego skróconego skonsolidowanego sprawozdania finansowego, to znaczy do dnia 20 listopada 2025 roku, nie wystąpiły zdarzenia, które nie zostały ujęte w księgach rachunkowych okresu sprawozdawczego.

C.	POZOSTAŁE INFORMACJE DO SKONSOLIDOWANGO RAPORTU KWARTALNEGO
----	-------------------------------------------------------------	--	--

1. Omówienie podstawowych wielkości ekonomiczno-finansowych, ujawnionych w kwartalnym sprawozdaniu finansowym, w szczególności opis czynników i zdarzeń, w tym o nietypowym charakterze, mających znaczący wpływ na działalność Emitenta i osiągnięte przez niego zyski lub poniesione straty w roku obrotowym, a także omówienie perspektyw rozwoju działalności Emitenta przynajmniej w najbliższym roku obrotowym

Kluczowe wielkości ekonomiczno-finansowe osiągnięte przez grupę kapitałową Emitenta przedstawia poniższa tabela:

EBITDA / Zysk netto [mln PLN]	9M 2025	9M 2024	Zmiana
Przychody ze sprzedaży	3 232,0	3 016,3	215,7
EBITDA	402,1	544,9	(142,8)
Zysk/Strata Netto	(51,1)	294,0	(345,1)
Skorygowany Zysk/Strata Netto	54,7	296,9	(242,2)

Na wyniki osiągnięte w pierwszych trzech kwartałach 2025 roku w porównaniu do rezultatów za analogiczny okres roku poprzedniego wpływ miały następujące czynniki:

a) Na poziomie EBITDA (spadek o 142,8 mln zł):

• Niższy wynik segmentu farm wiatrowych (o 119,5 mln zł) wynikający z niższych cen sprzedaży energii elektrycznej i zielonych certyfikatów oraz gorszych warunków wietrzności w pierwszym kwartale 2025 r. częściowo skompensowany przez wyższe pozostałe przychody operacyjne, wynikające z otrzymanych rekompensat przez projekty farm wiatrowych Amon i Talia w związku z zawarciem ugody z Grupą Tauron.
• Wyższy wynik segmentu fotowoltaiki (o 12,8 mln zł), głównie z uwagi na uruchomienie farm fotowoltaicznych Szprotawa I i Szprotawa II w drugim kwartale 2025 roku oraz wyższe średnie ceny sprzedaży energii elektrycznej, częściowo zabezpieczone w ramach kontraktów cPPA oraz aukcji. Pozytywny efekt wolumenowy i cenowy został częściowo skompensowany przez wyższe koszty operacyjne związane z rozpoczęciem działalności wspomnianych instalacji.
• Niższy wynik segmentu gazu i czystych paliw (o 1,3 mln zł) głównie w związku z rozliczeniem kosztów związanych z wycofaniem projektu H2HUB Nowa Sarzyna z postępowania przetargowego dotyczącego dostaw wodoru dla MPK Rzeszów oraz rozpoczęciem ujmowania w rachunku zysków i strat kosztów funkcjonowania spółki H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o. Zmiana ta jest konsekwencją dokonania odpisu aktualizującego wartość niefinansowych aktywów trwałych tej spółki w wysokości dotychczas poniesionych nakładów na projekt w drugim kwartale 2025 roku, co uniemożliwia dalsze kapitalizowanie kosztów.
• Niższy wynik segmentu obrotu i sprzedaży (o 9,8 mln zł) ze względu na: i) niższy wynik na handlu energią elektryczną z aktywów OZE ze względu na stratę na optymalizacji krótkoterminowej, brak kontraktu z farmami wiatrowymi Amon i Talia w związku z wejściem w życie umowy PPA z Grupą Tauron oraz wyższy koszt bilansowania, ii) niższy wynik w ramach kontraktu z ENS w związku z brakiem przedłużenia na 2025 rok umowy na sprzedaż gazu do produkcji ciepła, iii) niższy wynik na linii agregacji OZE w związku z mniejszą liczbą obsługiwanych kontraktów, iv) niższy wynik na handlu certyfikatami z własnych farm wiatrowych związany głównie ze spadkiem ceny rynkowej zielonych certyfikatów. Spadek wyniku w trzech kwartałach 2025 r. został częściowo skompensowany przez: i) wyższy wynik w ramach pozostałej działalności w obszarze energetyki prosumenckiej wynikający głównie z aktualizacji rezerwy na prefinansowanie oraz korekty odpisu aktualizującego wartość zapasów, ii) wyższy wynik na sprzedaży energii elektrycznej wynikającym z niższego negatywnego wpływu zamrożenia cen energii elektrycznej.
• Niższy wynik segmentu dystrybucji (o 3,4 mln zł) wskutek niższej marży na sprzedaży energii oraz wyższych kosztów operacyjnych związanych ze wzrostem skali działalności. Niższy wynik został częściowo skompensowany przez wyższą marżę na dystrybucji

związaną z aktualizacją taryfy z końcem 2024 roku oraz wyższą marżę na usługach dodatkowych.

• Niższy wynik w segmencie niealokowane o 21,6 mln zł jest spowodowany głównie przez wyższe koszty operacyjne (usługi obce oraz koszty wynagrodzeń) w Centrali wynikające ze wzrostu skali działalności oraz zmian organizacyjnych, a także dodatkowe jednorazowe koszty w łącznej kwocie ok. 14,9 mln zł związane z zakończeniem procesu pozyskania finansowania i uzyskania finalnej decyzji inwestycyjnej dla projektów morskich farm wiatrowych Bałtyk II i III.

b) Na poziomie Zysku Netto (spadek o 345,1 mln zł):

• Wpływ wyniku EBITDA (wynik niższy o 142,8 mln zł);
• Wyższa amortyzacja (o 6,0 mln zł);
• Wpływ odpisów aktualizujących wartość niefinansowych aktywów trwałych (o 97,6 mln zł) dokonanych w odniesieniu do spółek Polenergia Fotowoltaika S.A.; H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o. oraz H2 Silesia sp. z o.o

Powyższe pozycje łącznie przyczyniły się do spadku zysku operacyjnego o 246,4 mln zł.

• Wyższe przychody finansowe (o 9,4 mln zł) głównie w konsekwencji wyższych przychodów z tytułu odsetek oraz wyższych opłat z tytułu poręczeń.
• Wyższe koszty finansowe (o 120,4 mln zł) wynikające głównie z wyższych kosztów z tytułu odsetek (głównie od obligacji i finansowania z KPO) oraz dodatkowych opłat związanych z transakcjami warunkowymi w formule Deal Contingent Hedge.
• Stracie rozpoznanej na aktywach wycenianych metodą praw własności w kwocie 5,4 mln zł.
• Niższy poziom podatku dochodowego (o 17,7 mln zł) w 2025 roku jest efektem niższego wyniku brutto Grupy. Wyższa efektywna stopa podatkowa w pierwszych dziewięciu miesiącach 2025 roku w porównaniu do analogicznego okresu roku ubiegłego wynika z wyższych niepodatkowych kosztów finansowych w Grupie oraz braku tworzenia aktywa na stratę podatkową w niektórych spółkach.

c) Na poziomie skorygowanego zysku netto (spadek o 242,2 mln zł):

• Wpływ zysku netto (spadek o 345,1 mln zł);
• Odwrócenie efektu różnic kursowych (spadek o 0,3 mln zł);
• Eliminacja efektu rozliczenia ceny nabycia (bez zmian);
• Odwrócenie efektu odpisów aktualizacyjnych (wzrost o 97,6 mln zł);
• Odwrócenie efektu wyceny kredytów metodą zamortyzowanego kosztu (wzrost o 0,2 mln zł)
• Odwrócenie wyniku wygenerowanego przez aktywa wyceniane metodą praw własności (wzrost o 5,4 mln zł).

2. Zwięzły opis istotnych dokonań lub niepowodzeń Emitenta w okresie, którego dotyczy raport, wraz z wykazem najważniejszych zdarzeń ich dotyczących

Opis istotnych dokonań lub niepowodzeń Emitenta w okresie, którego dotyczy raport, wraz z wykazem najważniejszych zdarzeń ich dotyczących został przedstawiony w punkcie A.2 niniejszego raportu.

3. Stanowisko zarządu odnośnie możliwości zrealizowania wcześniej publikowanych prognoz wyników na dany rok, w świetle wyników zaprezentowanych w raporcie kwartalnym

Spółka nie publikuje prognozy wyników finansowych.

4. Opis czynników i zdarzeń, w szczególności o nietypowym charakterze, mających znaczący wpływ na osiągnięte wyniki finansowe

Czynniki mające znaczący wpływ na osiągnięte wyniki finansowe Grupy zostały opisane w punktach A.2 oraz C.1 niniejszego raportu.

5. Wskazanie akcjonariuszy posiadających bezpośrednio lub pośrednio przez podmioty zależne co najmniej 5% ogólnej liczby głosów na walnym zgromadzeniu Emitenta na dzień przekazania raportu kwartalnego wraz ze wskazaniem liczby posiadanych przez te podmioty akcji, ich procentowego udziału w kapitale zakładowym, liczby głosów z nich wynikających i ich procentowego udziału w ogólnej liczbie głosów na walnym zgromadzeniu oraz wskazanie zmian w strukturze własności znacznych pakietów akcji Emitenta w okresie od przekazania poprzedniego raportu kwartalnego

Lp.	Akcjonariusz	Liczba akcji	Liczba głosów	Udział
1	Mansa Investments sp. z o.o. *)	33 168 900	33 168 900	42,95%
2	BIF IV Europe Holdings Limited	24 738 738	24 738 738	32,04%
3	Allianz Polska Otwarty Fundusz Emerytalny	6 045 142	6 045 142	7,83%
4	Nationale-Nederlanden Otwarty Fundusz Emerytalny	4 571 000	4 571 000	5,92%
5	Pozostali	8 695 133	8 695 133	11,26%
	Razem	77 218 913	77 218 913	100,00%

^*) 100% udziałów w Mansa Investments Sp. z o.o. jest pośrednio kontrolowane przez Panią Dominikę Kulczyk poprzez spółkę Kulczyk Holding S.à r.l.

6. Wskazanie skutków zmian w strukturze jednostki gospodarczej, w tym w wyniku połączenia jednostek gospodarczych, przejęcia lub sprzedaży jednostek grupy kapitałowej, inwestycji długoterminowych, podziału, restrukturyzacji i zaniechania działalności

W omawianym okresie nie nastąpiły istotne zmiany w strukturze jednostki gospodarczej, w tym w wyniku połączenia jednostek gospodarczych, przejęcia lub sprzedaży jednostek grupy kapitałowej emitenta, inwestycji długoterminowych, podziału, restrukturyzacji i zaniechania działalności.

Zostały natomiast zainicjowane procesy mające na celu zmianę w strukturze jednostki gospodarczej w przedmiocie połączenia spółek Polenergia Obrót S.A. ("Spółka Przejmująca") oraz Polenergia Sprzedaż sp. z o.o. ("Spółka Przejmowana"), dla których Plan Połączenia został opublikowany w dniu 30 lipca 2025 roku. Dodatkowo rozpoczęto proces likwidacji spółek projektowych z obszaru wodoru, które dotychczas nie prowadziły istotnej, aktywnej działalności, tj. Polenergia H2Hub 1 sp. z o.o., Polenergia H2Hub 2 sp. z o.o., Polenergia H2Hub 3 sp. z o.o., Polenergia H2Hub 4 sp. z o.o. oraz Polenergia H2Hub 5 sp. z o.o. dla których otwarto likwidację w dniu 1 września 2025 roku.

Zgodnie z raportem bieżącym nr 15/2025 w ramach przyjętej strategii Spółka będzie stopniowo wycofywała się z działalności w obszarze elektromobilności i wodoru. W pozostałych obszarach Spółka kontynuuje przegląd opcji strategicznych.

D. KWARTALNA INFORMACJA FINANSOWA SPÓŁKI POLENERGIA S.A.

ŚRÓDROCZNY SKRÓCONY JEDNOSTKOWY BILANS na dzień 30 września 2025 roku

AKTYWA

	30.09.2025	31.12.2024
I. Aktywa trwałe (długoterminowe)	4 934 845	3 476 102
Rzeczowe aktywa trwałe	9 528	14 411
Wartości niematerialne	447	376
Aktywa finansowe	4 913 830	3 449 052
Aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	11 002	10 851
Rozliczenia międzyokresowe	38	1 412
II. Aktywa obrotowe (krótkoterminowe)	324 870	883 227
Należności z tytułu dostaw i usług	40 099	61 086
Pozostałe należności krótkoterminowe	14 399	1 628
Rozliczenia międzyokresowe	10 771	13 469
Krótkoterminowe aktywa finansowe	2 059	1 178
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	257 542	805 866
A k t y w a r a z e m	5 259 715	4 359 329

PASYWA

	30.09.2025	31.12.2024
I. Kapitał własny	3 628 263	3 512 398
Kapitał zakładowy	154 438	154 438
Nadwyżka ze sprzedaży akcji powyżej ich wartości nominalnej	2 240 960	2 240 960
Kapitał rezerwowy z wyceny opcji	13 207	13 207
Pozostałe kapitały rezerwowe	1 012 136	969 803
Kapitał z połączenia	89 782	89 782
Zysk (Strata) z lat ubiegłych	(26 826)	(26 826)
Zysk/(Strata) netto	144 566	71 034
II. Zobowiązania długoterminowe	1 536 954	758 137
Kredyty bankowe i pożyczki	750 000	-
Emisja obligacji	750 000	750 000
Rezerwy	775	775
Zobowiązania z tytułu leasingu	2 594	5 409
Pozostałe zobowiązania	33 585	1 953
III. Zobowiązania krótkoterminowe	94 498	88 794
Kredyty bankowe i pożyczki	16 243	-
Emisja obligacji	27 353	13 352
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług	2 328	8 022
Zobowiązania z tytułu leasingu	5 013	7 021
Pozostałe zobowiązania	6 047	10 448
Rezerwy	4 406	5 674
Rozliczenia międzyokresowe	33 108	44 277
P a s y w a r a z e m	5 259 715	4 359 329

ŚRÓDROCZNY SKRÓCONY JEDNOSTKOWY RACHUNEK ZYSKÓW I STRAT za okres 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2025 roku

			niebadany	niebadany
		Za okres 9 miesięcy zakończony		Za okres 3 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024		30.09.2024
Przychody z umów z klientami	47 746	36 921	17 105	12 233
Przychody ze sprzedaży	47 746	36 921	17 105	12 233
Koszt własny sprzedaży	(44 853)	(34 153)	(15 547)	(11 454)
Zysk brutto ze sprzedaży	2 893	2 768	1 558	779
Pozostałe przychody operacyjne	114	287	38	220
Koszty ogólnego zarządu	(74 307)	(52 383)	(35 311)	(19 612)
Pozostałe koszty operacyjne	(858)	(458)	(511)	(221)
Przychody finansowe	505 015	161 434	10 113	10 550
w tym dywidenda	466 270	129 313	-	-
Koszty finansowe	(281 891)	(7 132)	(30 777)	(592)
Zysk (Strata) brutto	150 966	104 516	(54 890)	(8 876)
Podatek dochodowy	(6 400)	4 239	382	1 528
Zysk (Strata) netto	144 566	108 755	(54 508)	(7 348)

ŚRÓDROCZNE SKRÓCONE JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW za okres 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2025 roku

			niebadany	niebadany
	Za okres 9 miesięcy zakończony		Za okres 3 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024	30.09.2025	30.09.2024
Zysk netto za okres	144 566	108 755	(54 508)	(7 348)
Inne całkowite dochody, które mogą zostać przekwalifikowane do
rachunku zysków i strat po spełnieniu określonych warunków
- Zabezpieczenia przepływów pieniężnych	(28 701)	-	(2 450)	-
Inne całkowite dochody netto	(28 701)	-	(2 450)	-
CAŁKOWITE DOCHODY ZA OKRES	115 865	108 755	(56 958)	(7 348)
Całkowity dochód za okres:	115 865	108 755	(56 958)	(7 348)
Akcjonariuszom jednostki dominującej	115 865	108 755	(56 958)	(7 348)

ŚRÓDROCZNE SKRÓCONE JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE ZE ZMIAN W KAPITALE WŁASNYM za okres 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2025 roku

	Kapitał zakładowy	Nadwyżka ze sprzedaży akcji powyżej ich wartości nominalnej	Kapitał rezerwowy z wyceny opcji	Pozostałe kapitały rezerwowe	Kapitał z połączenia	Zysk (Strata) z lat ubiegłych	Zysk (Strata) netto	Kapitał własny ogółem
Na dzień 1 stycznia 2025 roku	154 438	2 240 960	13 207	969 803	89 782	44 208		3 512 398
Całkowite dochody za okres sprawozdawczy
Zysk (Strata) netto za okres sprawozdawczy	-	-	-	-	-	-	144 566	144 566
Inne całkowite dochody za okres	-	-	-	(28 701)	-	-	-	(28 701)
Transakcje z właścicielami jednostki dominującej, ujęte
bezpośrednio w kapitale własnym
Podział wyniku finansowego	-	-	=	71 034	-	(71 034)	-	-
Na dzień 30 września 2025 roku	154 438	2 240 960	13 207	1 012 136	89 782	(26 826)	144 566	3 628 263

ŚRÓDROCZNE SKRÓCONE JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE ZE ZMIAN W KAPITALE WŁASNYM za okres 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2024 roku

	Kapitał zakładowy	Nadwyżka ze sprzedaży akcji powyżej ich wartości nominalnej	Kapitał rezerwowy z wyceny opcji	Pozostałe kapitały rezerwowe	Kapitał z połączenia	Zysk (Strata) z lat ubiegłych	Zysk netto	Kapitał własny ogółem
Na dzień 1 stycznia 2024 roku	154 438	2 240 960	13 207	810 528	89 782	133 077	-	3 441 992
Całkowite dochody za okres sprawozdawczy
Zysk netto za okres sprawozdawczy	-	-	-	-	-	-	108 755	108 755
Transakcje z właścicielami jednostki dominującej, ujęte
bezpośrednio w kapitale własnym
Podział wyniku finansowego	-	-	-	159 903	-	(159 903)	-	-
Na dzień 30 września 2024 roku	154 438	2 240 960	13 207	970 431	89 782	(26 826)	108 755	3 550 747

ŚRÓDROCZNE SKRÓCONE JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH za okres 3 miesięcy zakończony dnia 30 września 2025 roku

		Za okres 9 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024
A.Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej	150 966	104 516
I.Zysk (Strata) brutto
II.Korekty razem	(198 612) 6 031	(120 806) 5 209
Amortyzacja		140
Straty z tytułu różnic kursowych	(146)
Odsetki, prowizje i udziały w zyskach (dywidendy)	(404 538) 186 036	(135 264)
Strata z tytułu działalności inwestycyjnej		(871) 41
Podatek dochodowy	-
Zmiana stanu rezerw	(2 391)	1 104
Zmiana stanu należności	6 569	10 441
Zmiana stanu zobowiązań, z wyjątkiem pożyczek i kredytów	15 081	(4 958)
Zmiana stanu rozliczeń międzyokresowych	(5 254)	3 352
III.Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (I+/-II)	(47 646)	(16 290)
B.Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej
I. Wpływy	473 622	187 208
1. Zbycie wartości niematerialnych oraz rzeczowych aktywów trwałych	113	186
2. Z aktywów finansowych, w tym:	473 509	186 304
- dywidendy i udziały w zyskach	466 270	129 313
- spłata udzielonych pożyczek	4 000	-
- inne wpływy z aktywów finansowych	3 239	56 991
3. Inne wpływy inwestycyjne	-	718
II.Wydatki	1 125 462	711 007
1. Nabycie wartości niematerialnych i rzeczowych aktywów trwałych	624	112
2. Na aktywa finansowe, w tym:	1 094 038	710 895
- nabycie aktywów finansowych	1 070 964	671 845
- udzielone pożyczki	23 074	39 050
3.Inne wydatki inwestycyjne	30 800	-
III.Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (I-II)	(651 840)	(523 799)
C.Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej
I.Wpływy	750 000	-
1.Kredyty i pożyczki	750 000	-
II.Wydatki	70 341	5 531
1.Płatności zobowiązań z tytułu umów leasingu	5 370	4 929
2.Odsetki	58 687	602
3.Inne wydatki finansowe	6 284	-
III.Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej(I-II)	679 659	(5 531)
D.Przepływy pieniężne netto, razem (A.III+/-B.III+/-C.III)	(19 827)	(545 620)
E.Bilansowa zmiana stanu środków pieniężnych, w tym:	(19 827)	(545 620)
F.Środki pieniężne na początek okresu	805 866	949 238
G.Środki pieniężne na koniec okresu, w tym:	786 039	403 618
- o ograniczonej możliwości dysponowania	529 112	319

KOSZTY WG RODZAJU

		Za okres 9 miesięcy zakończony
	30.09.2025	30.09.2024	Za okres 3 miesięcy zakończony 30.09.2025	30.09.2024
- amortyzacja	6 031	5 209	2 030	1 800
- zużycie materiałów i energii	1 117	1 747	430	597
- usługi obce	37 797	26 260	14 843	9 539
- podatki i opłaty	459	306	328	235
- wynagrodzenia	64 619	46 069	29 739	16 715
- ubezpieczenia społeczne i inne świadczenia	8 851	6 882	3 451	2 213
- pozostałe koszty rodzajowe	286	63	37	(33)
Koszty według rodzaju, razem	119 160	86 536	50 858	31 066
- koszty ogólnego zarządu (wielkość ujemna)	(74 307)	(52 383)	(35 311)	(19 612)
Razem koszt własny sprzedaży	44 853	34 153	15 547	11 454