KWARTALNY RAPORT FINANSOWY

PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. za okres 3 i 9 miesięcy

Zakończony dnia 30 września 2025 roku zgodny z MSSF UE (w milionach złotych)

Spis treści

I.	SKRÓCONE ŚRÓDROCZNE SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GK PGE ZA OKRES 3 I 9 MIESIĘCY ZAKOŃCZONY 30 WRZEŚNIA 2025 ROKU ZGODNE Z MSSF UE . 5
	SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW 5
	SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ 6
	SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE ZE ZMIAN W KAPITAŁACH WŁASNYCH 7
	SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH 8
	INFORMACJE OGÓLNE, PODSTAWY SPORZĄDZENIA SPRAWOZDANIA
	FINANSOWEGO I INNE INFORMACJE OBJAŚNIAJĄCE 9
	Informacje ogólne9
	Informacje o jednostce dominującej9
	Informacje o Grupie Kapitałowej PGE9
	Spółki konsolidowane w Grupie Kapitałowej PGE11
	Podstawa sporządzenia sprawozdania finansowego14
	Oświadczenie o zgodności14
	Waluta funkcjonalna i waluta prezentacji15
	Nowe standardy i interpretacje, które zostały opublikowane, a nie weszły jeszcze w życie15
	Profesjonalny osąd kierownictwa i szacunki15
	Testy na utratę wartości rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, prawa do użytkowania składników aktywów oraz wartości firmy16
	Założenia do testów na utratę wartości17
	Opis założeń dla segmentu Energetyka Węglowa19
	Opis założeń dla segmentu Energetyka Odnawialna21
	Opis założeń dla segmentu Ciepłownictwo23
	Opis założeń dla segmentu Energetyka Kolejowa25
	Opis założeń dla PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o27
	Opis założeń dla PGE Nowy Rybnik sp. z o.o28
	Analiza przesłanek dla projektu Morska Energetyka Wiatrowa29
	Rzeczowe aktywa trwałe segmentu Dystrybucja29
	Zmiana zasad rachunkowości i prezentacji danych29
	Hierarchia wartości godziwej30
	NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO 33
	NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SEGMENTÓW OPERACYJNYCH 33
	Informacje dotyczące segmentów działalności33
	Informacje dotyczące segmentów operacyjnych34

	NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW 37
	Przychody i koszty37
	Przychody ze sprzedaży37
	Koszty w układzie rodzajowym i kalkulacyjnym39
	Koszty amortyzacji, likwidacji oraz odpisy aktualizujące39
	Pozostałe przychody i koszty operacyjne40
	Przychody i koszty finansowe40
	Udział w wyniku jednostek wykazywanych metodą praw własności41

	Odpisy aktualizujące wartość aktywów42
	Podatek dochodowy42
	Podatek w sprawozdaniu z całkowitych dochodów42
	Efektywna stawka podatkowa42

	DBJAŚNIAJĄCE DO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA Z SYTUACJI SOWEJ	43
10.	Istotne transakcje nabycia i sprzedaży rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych oraz praw do użytkowania składników aktywów	43
11.	Przyszłe zobowiązania inwestycyjne	43
12.	Udziały i akcje wykazywane metodą praw własności
13.	Wspólne działalności	45
14.	Podatek odroczony w sprawozdaniu z sytuacji finansowej	45
14.1	Aktywa z tytułu podatku odroczonego	45
14.2	Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
15.	Zapasy	46
16.	Uprawnienia do emisji CO ₂ na własne potrzeby	46
17.	Wybrane aktywa finansowe	46
17.1	Należności z tytułu dostaw i usług i pozostałe należności finansowe
17.2	Środki pieniężne i ich ekwiwalenty
18.	Pozostałe aktywa krótko i długoterminowe
18.1	Pozostałe aktywa długoterminowe	47
18.2	Pozostałe aktywa krótkoterminowe	48
19.	Instrumenty pochodne i inne aktywa wyceniane w wartości godziwej przez wynik	48
20.	Kapitały własne
20.1	Kapitał podstawowy
20.2	Kapitał z wyceny instrumentów finansowych
20.3	Dywidendy wypłacone i zaproponowane do zapłaty
21.	Rezerwy
21.1	Rezerwa na świadczenia pracownicze
21.2	Rezerwa na koszty rekultywacji
21.3	Rezerwa na koszty emisji CO ₂
21.4	Rezerwa na prawa majątkowe przeznaczone do umorzenia
21.5	Rezerwa na umowy rodzące obciążenia
21.6	Pozostałe rezerwy
22.	Zobowiązania finansowe
22.1	Kredyty bankowe, pożyczki, obligacje i leasing
22.2	Zobowiązania z tytułu dostaw i usług i pozostałe zobowiązania finansowe
23.	Pozostałe zobowiązania niefinansowe
23.1	Pozostałe zobowiązania niefinansowe długoterminowe
23.2	Pozostałe zobowiązania niefinansowe krótkoterminowe
	TAŁE NOTY OBJAŚNIAJĄCE
	•
24.	Zobowiązania i należności warunkowe. Sprawy sądowe
24.1	Zobowiązania warunkowe
24.2	Pozostałe istotne kwestie związane ze zobowiązaniami warunkowymi
24.3	Inne sprawy sądowe i sporne
25.	Rozliczenia podatkowe
26.	Informacja o podmiotach powiązanych
26.1	Jednostki stowarzyszone i współkontrolowane
26.2	Spółki zależne od Skarbu Państwa
26.3	Wynagrodzenie kadry kierowniczej
27.	Istotne zdarzenia oraz zdarzenia po zakończeniu okresu sprawozdawczego
27.1	Projekt wydzielenia wytwórczych aktywów węglowych
27.2	Zmiany regulacyjne
27.3	Zakup 50% akcji PGE PAK EJ S.A.
27.4	Realizacja oraz finansowanie Projektu Baltica 2
27 5	Podpisanie umów pożyczek z BGK w ramach Krajowego Planu Odbudowy i Zwiekszenia Odporności	70

II.		KWARTALNA INFORMACJA FINANSOWA PGE POLSKA GRUPA ENERGETYCZNA S.A. ZA
		OKRES 3 I 9 MIESIĘCY ZAKOŃCZONA 30 WRZEŚNIA 2025 ROKU ZGODNA Z MSSF UE 72
		JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW 72
		JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ 73
		JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE ZE ZMIAN W KAPITAŁACH WŁASNYCH 74
		JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH 75
		Zmiana zasad rachunkowości i prezentacji danych76
		III.ZATWIERDZENIE KWARTALNEGO RAPORTU FINANSOWEGO 78
		SŁOWNIK POJĘĆ I SKRÓTÓW 79

I. SKRÓCONE ŚRÓDROCZNE SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GK PGE ZA OKRES 3 i 9 MIESIĘCY ZAKOŃCZONY 30 WRZEŚNIA 2025 ROKU ZGODNE Z MSSF UE

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW

	Nota	3 m-ce zakończone 30 września 2025 (niebadane)	9 m-cy zakończone 30 września 2025 (niebadane)	3 m-ce zakończone 30 września 2024 (niebadane)	9 m-cy zakończone 30 września 2024 (niebadane)
PRZYCHODY ZE SPRZEDAŻY	7.1	13.785	44.756	dane przekształcone* 15.562	dane przekształcone* 46.856
Koszt własny sprzedaży	7.2	(11.583)	(44.683)	(13.303)	(41.276)
ZYSK BRUTTO ZE SPRZEDAŻY		2.202	73	2.259	5.580
Koszty sprzedaży i dystrybucji	7.2	(268)	(690)	(313)	(775)
Koszty ogólnego zarządu	7.2	(508)	(1.553)	(480)	(1.385)
Pozostałe przychody operacyjne	7.4	163	661	(129)	1.113
Pozostałe koszty operacyjne	7.4	(91)	(515)	(40)	(377)
ZYSK/(STRATA) Z DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ		1.498	(2.024)	1.297	4.156
Przychody finansowe, w tym:	7.5	-	481	132	540
Przychody odsetkowe obliczone z zastosowaniem metody efektywnej stopy procentowej		165	363	83	255
Koszty finansowe	7.5	(712)	(1.401)	(355)	(1.085)
Udział w zysku/(stracie) jednostek wykazywanych metodą praw własności	7.6	1	7	(44)	(64)
ZYSK/(STRATA) PRZED OPODATKOWANIEM		787	(2.937)	1.030	3.547
Podatek dochodowy	9	(243)	(3.642)	(308)	(736)
ZYSK/(STRATA) NETTO ZA OKRES SPRAWOZDAWCZY		544	(6.579)	722	2.811
INNE CAŁKOWITE DOCHODY
Pozycje, które mogą w przyszłości zostać rozliczone z wynikiem:		143	(68)	(612)	(343)
Wycena dłużnych instrumentów finansowych	20.2	4	3	(9)	4
Wycena instrumentów zabezpieczających	20.2	173	(86)	(770)	(427)
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek działających za granicą		-	-	(1)	(1)
Podatek odroczony	9	(34)	15	168	81
Pozycje, które nie będą mogły w przyszłości zostać rozliczone z wynikiem:		(1)	(183)	(111)	4
Zyski i straty aktuarialne z wyceny rezerw na świadczenia pracownicze		(1)	(98)	(136)	3
Podatek odroczony		-	(85)	26	-
Udział w innych całkowitych dochodach jednostek wykazywanych metodą praw własności		-	-	(1)	1
INNE DOCHODY NETTO		142	(251)	(723)	(339)
RAZEM CAŁKOWITE DOCHODY		686	(6.830)	(1)	2.472
ZYSK/(STRATA) NETTO PRZYPADAJĄCY NA:
akcjonariuszy jednostki dominującej		552	(6.638)	728	2.746
udziały niekontrolujące		(8)	59	(6)	65
CAŁKOWITE DOCHODY PRZYPADAJĄCE NA:
akcjonariuszy jednostki dominującej		694	(6.889)	5	2.407
udziały niekontrolujące		(8)	59	(6)	65
ZYSK/(STRATA) NETTO I ROZWODNIONY ZYSK NETTO NA JEDNĄ AKCJĘ PRZYPADAJĄCY AKCJONARIUSZOM JEDNOSTKI DOMINUJĄCEJ (W ZŁOTYCH)		0,25	(2,96)	0,32	1,22

^*przekształcenie danych porównawczych zostało opisane w nocie 4 niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ

	Nota	Stan na dzień 30 września 2025 (niebadane)	Stan na dzień 31 grudnia 2024 (badane)
Rzeczowe aktywa trwałe		62.533	66.941
Wartości niematerialne		2.021	1.938
Prawa do użytkowania składników aktywów		1.972	1.893
Należności finansowe	17.1	319	289
Instrumenty pochodne i inne aktywa wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy	19	1.250	310
Udziały i akcje oraz pozostałe instrumenty kapitałowe		102	94
Udziały i akcje wykazywane metodą praw własności	12	387	371
Pozostałe aktywa długoterminowe	18.1	1.412	1.244
Uprawnienia do emisji CO2 na własne potrzeby	16	1	69
Aktywa z tytułu podatku odroczonego	14.2	741	3.153
AKTYWA TRWAŁE		70.738	76.302

Zapasy	15	2.181	2.889
Uprawnienia do emisji CO2 na własne potrzeby	16	748	10.844
Należności z tytułu podatku dochodowego		148	291
Instrumenty pochodne i inne aktywa wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy	19	155	169
Należności z tytułu dostaw i usług i pozostałe należności finansowe	17.1	6.361	7.931
Pozostałe aktywa krótkoterminowe	18.2	1.828	1.205
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	17.2	13.662	4.363
AKTYWA OBROTOWE		25.083	27.692
SUMA AKTYWÓW		95.821	103.994
Kapitał podstawowy	20.1	19.184	19.184
Kapitał zapasowy		27.088	22.252
Kapitał z wyceny instrumentów finansowych	20.2	(608)	(540)
Różnice kursowe z przeliczenia		(1)	(2)
Zyski zatrzymane		(7.329)	3.577
KAPITAŁ WŁASNY PRZYPISANY AKCJONARIUSZOM JEDNOSTKI DOMINUJĄCEJ		38.334	44.471
Kapitał własny przypadający udziałom niekontrolującym		1.121	1.058
RAZEM KAPITAŁ WŁASNY		39.455	45.529
Rezerwy długoterminowe	21	9.861	9.109
Kredyty bankowe, pożyczki, obligacje i leasing	22.1	12.209	10.461
Instrumenty pochodne	19	505	782
Zobowiązania z tytułu odroczonego podatku dochodowego	14.2	1.519	1.470
Rozliczenia międzyokresowe przychodów i dotacje rządowe		5.241	1.539
Pozostałe zobowiązania finansowe	22.2	189	205
Pozostałe zobowiązania niefinansowe	23.1	186	183
ZOBOWIĄZANIA DŁUGOTERMINOWE		29.710	23.749
Rezerwy krótkoterminowe	21	13.050	18.475
Kredyty bankowe, pożyczki, obligacje i leasing	22.1	1.701	2.731
Instrumenty pochodne	19	803	509
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług i pozostałe zobowiązania finansowe	22.2	7.123	8.172
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego		474	802
Rozliczenia międzyokresowe przychodów i dotacje rządowe		256	181
Pozostałe zobowiązania niefinansowe	23.2	3.249	3.846
ZOBOWIĄZANIA KRÓTKOTERMINOWE		26.656	34.716
RAZEM ZOBOWIĄZANIA		56.366	58.465
SUMA KAPITAŁÓW I ZOBOWIĄZAŃ		95.821	103.994

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE ZE ZMIAN W KAPITAŁACH WŁASNYCH

	Kapitał podstawowy	Kapitał zapasowy	Kapitał z wyceny instrumentów finansowych	Różnice kursowe z przeliczenia	Zyski zatrzymane	Razem	Udziały niekontrolujące	Razem kapitał własny
Nota	20.1		20.2
1 STYCZNIA 2025 ROKU	19.184	22.252	(540)	(2)	3.577	44.471	1.058	45.529
Zysk/(Strata) netto za okres sprawozdawczy	-	-	-	-	(6.638)	(6.638)	59	(6.579)
Inne całkowite dochody	-	-	(68)	-	(183)	(251)	-	(251)
CAŁKOWITE DOCHODY	-	-	(68)	-	(6.821)	(6.889)	59	(6.830)
Rozliczenie wyniku z lat ubiegłych	-	4.836	-	-	(4.836)	-	-	-
Dywidenda	-	-	-	-	-	-	(1)	(1)
Udział w zmianie kapitałów jednostek współkontrolowanych	-	-	-	-	751	751	-	751
Podwyższenie kapitału przez udziałowców	-	-	-	-	-	-	4	4
Pozostałe zmiany	-	-	-	1	-	1	1	2
30 WRZEŚNIA 2025 ROKU	19.184	27.088	(608)	(1)	(7.329)	38.334	1.121	39.455

	Kapitał podstawowy	Kapitał zapasowy	Kapitał z wyceny instrumentów finansowych	Różnice kursowe z przeliczenia	Zyski zatrzymane	Razem	Udziały niekontrolujące	Razem kapitał własny
Nota	20.1		20.2
1 STYCZNIA 2024 ROKU	19.184	28.146	(1.095)	(1)	640	46.874	981	47.855
Zysk netto za okres sprawozdawczy	-	-	-	-	2.746	2.746	65	2.811
Inne całkowite dochody	-	-	(342)	-	3	(339)	-	(339)
CAŁKOWITE DOCHODY	-	-	(342)	-	2.749	2.407	65	2.472
Rozliczenie wyniku z lat ubiegłych	-	(5.894)	-	-	5.894	-	-	-
Dywidenda	-	-	-	-	-	-	(1)	(1)
Udział w zmianie kapitałów jednostek współkontrolowanych	-	-	-	-	37	37	-	37
Rozliczenie zakupu dodatkowych udziałów w spółkach zależnych	-	-	-	-	(4)	(4)	4	-
Pozostałe zmiany	-	-	-	-	(2)	(2)	1	(1)
30 WRZEŚNIA 2024 ROKU	19.184	22.252	(1.437)	(1)	9.314	49.312	1.050	50.362

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH

	Nota	Okres zakończony 30 września 2025 (niebadane)	Okres zakończony 30 września 2024 (niebadane)
PRZEPŁYWY ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH Z DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ
Strata brutto		(2.937)	3.547
Podatek dochodowy zapłacony/zwrócony		(1.437)	117
Korekty o pozycje:
Udział w stracie jednostek wycenianych metodą praw własności		(7)	64
Amortyzacja, likwidacja oraz odpisy aktualizujące		12.314	3.442
Odsetki i dywidendy, netto		300	312
(Zysk)/strata na działalności inwestycyjnej		343	(234)
Zmiana stanu należności		1.598	2.288
Zmiana stanu zapasów		680	727
Zmiana stanu uprawnień do emisji CO2 na własne potrzeby		10.163	10.438
Zmiana stanu zobowiązań z wyjątkiem kredytów i pożyczek		(1.899)	(1.493)
Zmiana stanu pozostałych aktywów niefinansowych, rozliczeń międzyokresowych		(639)	1.908
Zmiana stanu rezerw		(4.978)	(6.584)
Pozostałe		(53)	87
ŚRODKI PIENIĘŻNE NETTO Z DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ		13.448	14.619
PRZEPŁYWY ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH Z DZIAŁALNOŚCI INWESTYCYJNEJ
Nabycie rzeczowych aktywów trwałych i wartości niematerialnych		(7.208)	(7.390)
Sprzedaż rzeczowych aktywów trwałych i wartości niematerialnych		11	15
Założenie lokat powyżej 3 m-cy		(768)	(413)
Rozwiązanie lokat powyżej 3 m-cy		757	354
Nabycie pozostałych aktywów finansowych		(7)	(21)
Udzielenie pożyczek		(30)	-
Spłata udzielonych pożyczek		20	-
Odsetki otrzymane		63	62
Pozostałe		(9)	(1)
ŚRODKI PIENIĘŻNE NETTO Z DZIAŁALNOŚCI INWESTYCYJNEJ		(7.171)	(7.394)
PRZEPŁYWY ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH Z DZIAŁALNOŚCI FINANSOWEJ
Wpływy z tytułu emisji udziałów w jednostkach współkontrolowanych		753	37
Wpływy z tytułu zaciągnięcia pożyczek, kredytów		4.928	4.754
Spłata pożyczek, kredytów, leasingu		(2.270)	(8.691)
Zapłacone odsetki		(616)	(573)
Otrzymane dotacje do aktywów trwałych		244	91
Pozostałe		(17)	(2)
ŚRODKI PIENIĘŻNE NETTO Z DZIAŁALNOŚCI FINANSOWEJ		3.022	(4.384)
ZMIANA NETTO STANU ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH I ICH EKWIWALENTÓW		9.299	2.841
ŚRODKI PIENIĘŻNE NA POCZĄTEK OKRESU	17.2	4.363	6.033
ŚRODKI PIENIĘŻNE NA KONIEC OKRESU	17.2	13.662	8.874

INFORMACJE OGÓLNE, PODSTAWY SPORZĄDZENIA SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO I INNE INFORMACJE OBJAŚNIAJĄCE

Informacje ogólne

Informacje o jednostce dominującej

PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. została utworzona aktem notarialnym z dnia 2 sierpnia 1990 roku i w dniu 8 września 1990 roku zarejestrowana w Sądzie Rejonowym w Warszawie, XVI Wydział Gospodarczy. Spółka jest wpisana do Krajowego Rejestru Sądowego prowadzonego przez Sąd Rejonowy Lublin-Wschód w Lublinie z siedzibą w Świdniku, VI Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego pod numerem KRS 0000059307. Siedziba Spółki znajduje się w Lublinie przy Alei Kraśnickiej 27.

W skład Zarządu Spółki na dzień 1 stycznia 2025 roku wchodzili:

Dariusz Marzec Prezes Zarządu,
Maciej Górski Wiceprezes Zarządu,
Przemysław Jastrzębski Wiceprezes Zarządu,
Robert Kowalski Wiceprezes Zarządu,
Marcin Laskowski Wiceprezes Zarządu.

W okresie kończącym się 30 września 2025 roku oraz na dzień zatwierdzenia niniejszego sprawozdania finansowego do publikacji skład Zarządu nie uległ zmianie.

Struktura własnościowa

Struktura akcjonariatu jednostki dominującej była następująca:

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Skarb Państwa	60,86%	60,86%
Pozostali akcjonariusze	39,14%	39,14%
Razem	100,00%	100,00%

Struktura własnościowa na poszczególne dni sprawozdawcze została zaprezentowana na podstawie informacji dostępnych w Spółce.

Według informacji dostępnych w Spółce na dzień publikacji niniejszego sprawozdania finansowego jedynym akcjonariuszem posiadającym co najmniej 5% ogólnej liczby głosów na Walnym Zgromadzeniu Akcjonariuszy PGE S.A. jest Skarb Państwa.

Informacje o Grupie Kapitałowej PGE

Grupa Kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. składa się z jednostki dominującej, którą jest PGE S.A. i 73 jednostek zależnych objętych konsolidacją. Konsolidacją objęte są również 2 jednostki współkontrolowane, stanowiące tzw. wspólną działalność oraz 5 jednostek stowarzyszonych i 1 jednostka współkontrolowana stanowiąca tzw. wspólne przedsięwzięcie. Dodatkowe informacje na temat jednostek objętych skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym zostały zamieszczone w nocie 1.3.

Niniejsze skrócone śródroczne skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej PGE obejmuje okres od 1 stycznia 2025 roku do 30 września 2025 roku oraz zawiera dane porównawcze za okres od 1 stycznia 2024 roku do 30 września 2024 roku oraz na dzień 31 grudnia 2024 roku. Skrócone śródroczne skonsolidowane sprawozdanie finansowe nie obejmuje wszystkich informacji oraz ujawnień wymaganych w rocznym sprawozdaniu finansowym i należy je czytać łącznie ze skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym Grupy za rok zakończony 31 grudnia 2024 roku zatwierdzonym do publikacji w dniu 14 kwietnia 2025 roku.

Sprawozdania finansowe wszystkich jednostek zależnych sporządzone zostały za ten sam okres sprawozdawczy co sprawozdanie finansowe jednostki dominującej, przy zastosowaniu spójnych zasad rachunkowości.

Podstawowym przedmiotem działania spółek Grupy Kapitałowej PGE jest prowadzenie działalności obejmującej:

wytwarzanie energii elektrycznej,
dystrybucję energii elektrycznej, w tym w sieci trakcyjnej,
obrót hurtowy i detaliczny energią elektryczną, prawami majątkowymi, uprawnieniami do emisji CO² oraz gazem ziemnym,

wytwarzanie i dystrybucję ciepła,
świadczenie innych usług związanych z realizacją zadań, o których mowa powyżej.

Działalność prowadzona jest na podstawie odpowiednich koncesji przyznanych poszczególnym jednostkom wchodzącym w skład Grupy Kapitałowej PGE. Działalność GK PGE jest prowadzona w głównej mierze na terytorium Polski.

Kontynuacja działalności

Niniejsze sprawozdanie finansowe zostało sporządzone przy założeniu kontynuowania działalności gospodarczej przez Grupę Kapitałową oraz istotne spółki Grupy przez okres co najmniej 12 miesięcy od dnia sprawozdawczego.

Na dzień 30 września 2025 roku spółki PGE Obrót S.A., PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. oraz ENESTA sp. z o.o. wykazują ujemne wartości kapitałów własnych i spełniają warunki art. 397 KSH oraz odpowiednio art. 233 KSH dotyczące zagrożenia dalszego istnienia spółki.

Ujemne wartości kapitałów własnych PGE Obrót S.A. są w głównej mierze wynikiem poniesienia w 2023 roku straty netto w wysokości (2.458) mln PLN, co z kolei jest przede wszystkim skutkiem zmian regulacyjnych dotyczących detalicznego rynku obrotu energią elektryczną a także zatwierdzenia przez Prezesa URE taryfy dla gospodarstw domowych niepokrywającej w pełni kosztów zakupu energii. PGE Obrót S.A. ma dostęp do finansowania udzielanego przez PGE S.A. W dniu 17 lutego 2025 roku pomiędzy PGE Obrót S.A. a PGE S.A. zawarta została nowa umowa pożyczki na okres 3 lat z limitem wynoszącym 1.500 mln PLN. W okresie co najmniej 12 miesięcy od dnia sprawozdawczego PGE S.A. nie zamierza sprzedawać ani likwidować PGE Obrót S.A. a także jest w stanie zapewnić spółce odpowiednie wsparcie. W związku z powyższym założenie kontynuacji działalności przez tę spółkę jest uzasadnione. Wpływ zmian regulacyjnych na działalność GK PGE został opisany w nocie 27.2 niniejszego sprawozdania finansowego.

Ujemne wartości kapitałów własnych PGE GiEK S.A. wynikają przede wszystkim z ujęcia odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych w latach ubiegłych oraz w pierwszym półroczu 2025 roku. W dniu 29 kwietnia 2025 roku Walne Zgromadzenie PGE GiEK S.A. podjęło uchwałę w sprawie dalszego istnienia tej spółki. Spółka realizuje działania zmierzające do poprawy efektywności, polegające między innymi na:

podjęciu działań mających na celu zaprzestanie działalności w wybranych lokalizacjach,
ograniczeniu kosztów remontów aktywów, które mają zostać wyłączone z eksploatacji w przewidywalnej przyszłości,
ograniczeniu kosztów osobowych.

PGE GiEK S.A. ma dostęp do finansowania udzielanego przez PGE S.A., która jest w stanie zapewnić odpowiednie wsparcie w celu kontynuowania przez PGE GiEK S.A. działalności w okresie co najmniej 12 miesięcy od dnia sprawozdawczego. W związku z powyższym założenie kontynuacji działalności przez tę spółkę jest uzasadnione.

Sytuacja ENESTA sp. z o.o. jest wynikiem zawarcia w 2021 roku niekorzystnych umów na dostawę energii elektrycznej oraz gazu ziemnego, które następnie, również w 2021 roku, zostały rozwiązane. W dniu 21 czerwca 2022 roku otwarte zostało postępowanie restrukturyzacyjne (sanacyjne). We wrześniu 2023 roku nastąpiło podwyższenie kapitału ENESTA o 32 mln PLN a w grudniu 2023 roku o kolejne 34 mln PLN. Udziały w podwyższonym kapitale zostały w całości objęte i opłacone przez PGE Obrót S.A. W celu wsparcia płynności spółki ENESTA, PGE S.A. i PGE Obrót S.A. wydłużyły także terminy płatności stosowane w rozliczeniach z ENESTA oraz wyraziły zgody na ratalne spłaty zobowiązań. W dniu 31 lipca 2025 roku zatwierdzone zostało postępowanie układowe i zostało dokonane obwieszczenie. Wobec braku zaskarżenia tego postanowienia, postępowanie sanacyjne zostało zakończone w dniu 14 sierpnia 2025 roku. W związku z opisanym wsparciem oraz zakończeniem postępowania restrukturyzacyjnego, założenie kontynuacji działalności przez tę spółkę jest uzasadnione.

Poza opisanymi powyżej kwestiami, na dzień zatwierdzenia do publikacji niniejszego sprawozdania finansowego nie stwierdza się istnienia okoliczności wskazujących na zagrożenie kontynuowania działalności przez istotne spółki Grupy w ciągu 12 miesięcy od dnia sprawozdawczego. Powyższe okoliczności nie wpływają na założenie kontynuacji działalności Grupy jako całości.

Zmiany polityki rachunkowości

W niniejszym sprawozdaniu finansowym przestrzegano tych samych zasad (polityki) rachunkowości i metod kalkulacji, co w ostatnim rocznym sprawozdaniu finansowym, z wyjątkiem zmian w prezentacji pozostałych przychodów i kosztów operacyjnych oraz przychodów i kosztów finansowych, które opisano szerzej w nocie 4 niniejszego sprawozdania finansowego. Niniejsze sprawozdanie należy czytać łącznie ze zbadanym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym GK PGE sporządzonym za rok zakończony 31 grudnia 2024 roku zatwierdzonym do publikacji w dniu 14 kwietnia 2025 roku.

Spółki konsolidowane w Grupie Kapitałowej PGE

1.3.1 Spółki bezpośrednio i pośrednio zależne objęte konsolidacją metodą pełną

	Nazwa jednostki	Jednostka posiadająca udziały	Udział spółek GK PGE na dzień 30 września 2025	Udział spółek GK PGE na dzień 31 grudnia 2024
	SEGMENT: OBRÓT
1.	PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Lublin	Jednostka dominująca
2.	PGE Dom Maklerski S.A. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
3.	PGE Obrót S.A. Rzeszów	PGE S.A.	100,00%	100,00%
4.	ENESTA sp. z o.o. w restrukturyzacji (obecnie ENESTA sp. z o. o.) Stalowa Wola	PGE Obrót S.A.	94,51%	94,51%
5.	PGE Paliwa sp. z o.o. Kraków	PGE EC S.A.	100,00%	100,00%
6.	Energoserwis – Kleszczów sp. z o.o. Rogowiec	PGE S.A.	51,00%	51,00%
	SEGMENT: ENERGETYKA WĘGLOWA
7.	PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Bełchatów	PGE S.A.	100,00%	100,00%
8.	MegaSerwis sp. z o.o. Bogatynia	PGE GiEK S.A.	100,00%	100,00%
9.	ELMEN sp. z o.o. Wola Grzymalina	PGE GiEK S.A.	100,00%	100,00%
10.	ELTUR-SERWIS sp. z o.o. Bogatynia	PGE GiEK S.A.	100,00%	100,00%
11.	"Betrans" sp. z o.o. Kalisko	PGE GiEK S.A.	100,00%	100,00%
12.	BESTGUM POLSKA sp. z o.o. Rogowiec	PGE GiEK S.A.	100,00%	100,00%
13.	RAMB sp. z o.o. Piaski	PGE GiEK S.A.	100,00%	100,00%
	SEGMENT: CIEPŁOWNICTWO
14.	PGE Energia Ciepła S.A. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
15.	PGE Toruń S.A. Toruń	PGE EC S.A.	95,34%	95,34%
16.	Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA S.A. Wrocław	PGE EC S.A.	58,07%	58,07%
17.	Elektrociepłownia Zielona Góra S.A. (obecnie PGE Zielona Góra S.A.) Zielona Góra	KOGENERACJA S.A.	100,00%	100,00%
18.	"MEGAZEC" sp. z o.o. Bydgoszcz	PGE S.A.	100,00%	100,00%
	SEGMENT: ENERGETYKA GAZOWA
19.	PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o. o. (poprzednio PGE Gryfino 2050 sp. z o.o.) Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
20.	PGE Nowy Rybnik sp. z o.o. (poprzednio Rybnik 2050 sp. z o.o.) Rybnik	PGE S.A.	100,00%	100,00%
	SEGMENT: ENERGETYKA ODNAWIALNA
21.	PGE Energia Odnawialna S.A. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
22.	Elektrownia Wiatrowa Baltica-1 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
23.	Elektrownia Wiatrowa Baltica-4 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	66,19%	66,19%
24.	Elektrownia Wiatrowa Baltica-5 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	66,19%	66,19%
25.	Elektrownia Wiatrowa Baltica-6 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	66,24%	66,24%
26.	Elektrownia Wiatrowa Baltica-7 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	55,04%	55,04%
27.	Elektrownia Wiatrowa Baltica-8 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
28.	Elektrownia Wiatrowa Baltica 9 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
29.	PGE Baltica 2 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%

	Nazwa jednostki	Jednostka posiadająca udziały	Udział spółek GK PGE na dzień 30 września 2025	Udział spółek GK PGE na dzień 31 grudnia 2024
30.	PGE Baltica 3 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
31.	PGE Baltica 5 sp. z o.o. Warszawa	PGE Baltica 3 sp. z o.o.	100,00%	100,00%
32.	PGE Baltica 6 sp. z o.o.	PGE Baltica 2 sp. z o.o.	100,00%	100,00%
33.	Warszawa PGE Baltica sp. z o.o.	PGE S.A.	100,00%	100,00%
34.	Warszawa PGE Soleo 2 sp. z o.o.	PGE EO S.A.	100,00%	100,00%
	Warszawa Mithra D sp. z o.o.	PGE EO S.A.	-	100,00%
	Poznań Mithra F sp. z o.o.	PGE EO S.A.	-	100,00%
	Poznań Mithra G sp. z o.o.	PGE EO S.A.	-	100,00%
	Poznań Mithra H sp. z o.o.	PGE EO S.A.	-	100,00%
	Poznań Mithra I sp. z o.o.
	Warszawa Mithra K sp. z o.o.	PGE EO S.A.	-	100,00%
	Poznań Mithra M sp. z o.o.	PGE EO S.A.	-	100,00%
	Poznań	PGE EO S.A.	-	100,00%
	Mithra N sp. z o.o. Poznań	PGE EO S.A.	-	100,00%
	Mithra O sp. z o.o. Poznań	PGE EO S.A.	-	100,00%
	Mithra P sp. z o.o. Poznań	PGE EO S.A.	-	100,00%
35.	LongWing Polska sp. z o.o. Warszawa	PGE EO S.A.	100,00%	100,00%
36.	PGE Inwest 14 sp. z o.o. Warszawa	PGE EO S.A.	100,00%	100,00%
37	PGE Inwest 21 sp. z o.o. Warszawa	PGE EO S.A.	100,00%	100,00%
38.	PGE Inwest 22 sp. z o.o. Warszawa	PGE EO S.A.	100,00%	100,00%
39.	PGE Inwest 24 sp. z o.o. Warszawa	PGE EO S.A.	100,00%	100,00%
	SEGMENT: DYSTRYBUCJA
40.	PGE Dystrybucja S.A. Lublin	PGE S.A.	100,00%	100,00%
	SEGMENT: ENERGETYKA KOLEJOWA PGE Energetyka Kolejowa Holding sp. z o.o.
41.	Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
42.	PGE Energetyka Kolejowa S.A. Warszawa	PGE EKH sp. z o.o.	100,00%	100,00%
43.	PGE Energetyka Kolejowa Obsługa sp. z o.o. Warszawa	PGE EKH sp. z o.o.	100,00%	100,00%
44.	PGE Energetyka Kolejowa CUW sp. z o.o. Łódź	PGE EKH sp. z o.o.	100,00%	100,00%
45.	Energetyka Kolejowa Budownictwo sp. z o.o. Warszawa	PGE EKH sp. z o.o.	100,00%	100,00%
46.	Energetyka Kolejowa sp. z o.o. Warszawa	PGE EKH sp. z o.o.	100,00%	100,00%
	Energetyka Kolejowa Obrót sp. z o.o. w likwidacji Warszawa	PGE EKH sp. z o.o.	-	100,00%
47.	Cedton Investments sp. z o. o. Warszawa	PGE EKH sp. z o.o.	100,00%	100,00%
	Remton Investments sp. z o. o. w likwidacji	PGE EKH sp. z o.o.	-	100,00%
	Warszawa SEGMENT: DZIAŁALNOŚĆ POZOSTAŁA
48.	PGE Systemy S.A. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
49.	PGE Sweden AB (publ) Sztokholm	PGE S.A.	100,00%	100,00%
50.	PGE Synergia sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
51.	ELBIS sp. z o.o. Rogowiec	PGE S.A.	100,00%	100,00%
52.	PGE Inwest 2 sp. z o.o.	PGE S.A.	100,00%	100,00%
53.	Warszawa PGE Ventures sp. z o. o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%

	Nazwa jednostki	Jednostka posiadająca udziały	Udział spółek GK PGE na dzień 30 września 2025	Udział spółek GK PGE na dzień 31 grudnia 2024
55.	PGE Inwest 10 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
56.	PGE Inwest 11 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
57.	PGE Inwest 12 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	51,00%	51,00%
58.	PGE Asekuracja S.A. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
59.	PGE Inwest 20 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
60.	PGE Inwest 23 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
61.	PGE Inwest 25 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
62.	PGE Inwest 26 sp. z o.o. (poprzednio Elektrownia Wiatrowa Baltica 10 sp. z o.o.) Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
63.	PGE Inwest 27 sp. z o.o. (poprzednio Elektrownia Wiatrowa Baltica 11 sp. z o.o.) Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
64.	PGE Inwest 28 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	-
65.	PGE Inwest 29 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	-
66.	PGE Inwest 30 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	-
67.	PGE Inwest 31 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%	-
68.	Elektrownia Wiatrowa Baltica 12 sp. z o.o. (obecnie PGE Inwest 32 sp. z o.o.) Warszawa	PGE S.A.	100,00%	100,00%
69.	PGE Inwest 33 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%
70.	PGE Inwest 34 sp. z o.o. Warszawa	PGE S.A.	100,00%
71.	PGE Ekoserwis S.A. Wrocław	PGE S.A.	100,00%	100,00%
72.	ZOWER sp. z o.o. Rybnik	PGE Ekoserwis S.A.	100,00%	100,00%
73.	Energetyczne Systemy Pomiarowe sp. z o.o. Białystok	PGE Dystrybucja S.A.	100,00%	100,00%
74.	Elbest Security sp. z o. o. Bełchatów	PGE S.A.	100,00%	100,00%

W powyższej tabeli ujęto następujące zmiany w strukturze spółek Grupy Kapitałowej PGE, podlegających konsolidacji metodą pełną, które miały miejsce do 30 września 2025 roku:

5 maja 2025 roku zostało zarejestrowane w KRS połączenie spółki PGE EO S.A. (spółka przejmująca) ze spółkami Mithra D sp. z o.o., Mithra F sp. z o.o., Mithra G sp. z o.o., Mithra H sp. z o.o., Mithra I sp. z o.o., Mithra K sp. z o.o., Mithra M sp. z o.o., Mithra N sp. z o.o., Mithra O sp. z o.o., Mithra P sp. z o.o. (spółki przejmowane). Połączenie nie miało wpływu na niniejsze skonsolidowane sprawozdanie finansowe.
W dniach 26-27 maja 2025 roku PGE S.A. zawiązała 4 spółki: PGE Inwest 28 sp. z o.o., PGE Inwest 29 sp. z o.o., PGE Inwest 30 sp. z o.o. oraz PGE Inwest 31 sp. z o.o. W dniach 28-29 maja 2025 roku powyższe spółki zostały zarejestrowane w KRS. We wszystkich tych spółkach PGE S.A. jest jedynym udziałowcem.
2 czerwca 2025 roku spółki Energetyka Kolejowa Obrót sp. z o.o. oraz Remton Investments sp. z o.o. zostały postawione w stan likwidacji. Ze względu na związaną z postawieniem w stan likwidacji utratę kontroli od 1 czerwca 2025 roku wskazane spółki nie podlegają konsolidacji. Ponieważ spółki nie prowadziły działalności operacyjnej a ich udziały zostały objęte we wcześniejszych okresach odpisami aktualizującymi zaprzestanie ich konsolidacji nie miało istotnego wpływu na niniejsze skonsolidowane sprawozdanie finansowe.
20 sierpnia 2025 PGE S.A. zawiązała 2 spółki: PGE Inwest 33 sp. z o.o. i PGE Inwest 34 sp. z o.o. W dniach 17 i 24 września 2025 roku powyższe spółki zostały zarejestrowane w KRS. We obu tych spółkach PGE S.A. jest jedynym udziałowcem.

Transakcje po dniu sprawozdawczym

2 października 2025 roku PGE S.A. zawiązała 4 jednoosobowe spółki: PGE Inwest 35 sp. z o.o., PGE Inwest 36 sp. z o.o., PGE Inwest 37 sp. z o.o. i PGE Inwest 38 sp. z o.o
22 października 2025 roku Nadzwyczajne Zgromadzenia Wspólników Energoserwis Kleszczów sp. z o.o. i ELMEN sp. z o.o. podjęły uchwały w sprawie podziału Energoserwis Kleszczów sp. z o.o. (spółka dzielona) poprzez wydzielenie w trybie art. 529 § 1 pkt 4 Kodeksu spółek handlowych (podział przez wydzielenie) w drodze przeniesienia na spółkę ELMEN sp. z o.o. (spółka przejmująca) części majątku spółki dzielonej stanowiącej zorganizowaną część przedsiębiorstwa, w ramach której prowadzona jest działalność

budowlano-montażowa. Przeniesienie ZCP do spółki przejmującej odbędzie się poprzez stosowne obniżenie kapitału zakładowego spółki dzielonej poprzez umorzenie wszystkich posiadanych przez PGE S.A. udziałów spółki dzielonej, oraz stosowne podwyższenie kapitału zakładowego spółki przejmującej w wyniku utworzenia nowych udziałów spółki przejmującej. PGE S.A. w zamian za umorzone udziały w spółce dzielonej, obejmie wszystkie nowe udziały w podwyższonym kapitale zakładowym spółki przejmującej. W dniu 28 października 2025 roku w KRS zostało zarejestrowane obniżenie kapitału spółki Energoserwis Kleszczów sp. z o.o. Podwyższenie kapitału ELMEN sp. z o.o. jest planowane na 2 stycznia 2026 roku.

• 3 listopada 2025 roku zostało zarejestrowane w KRS połączenie PGE EO S.A. (spółka przejmująca) za spółkami LongWing Polska sp. z o.o. i PGE Soleo 2 sp. z o.o. (spółki przejmowe). Połączenie nastąpiło poprzez przeniesienie całego majątku spółek przejmowanych na spółkę przejmującą. Połączenie nie będzie miało wpływu na przyszłe skonsolidowane sprawozdanie GK PGE.

1.3.2 Wspólne działalności podlegające konsolidacji w zakresie przypadających na GK PGE aktywów i zobowiązań oraz przychodów i kosztów

	Nazwa jednostki	Jednostka posiadająca udziały	Udział spółek GK PGE na dzień 30 września 2025	Udział spółek GK PGE na dzień 31 grudnia 2024
	SEGMENT: ENERGETYKA ODNAWIALNA
1.	Elektrownia Wiatrowa Baltica-2 sp. z o.o. Warszawa	PGE Baltica 6 sp. z o.o.	50,00%	50,00%
2.	Elektrownia Wiatrowa Baltica-3 sp. z o.o. Warszawa	PGE Baltica 5 sp. z o.o.	50,00%	50,00%

1.3.3 Spółki stowarzyszone i współkontrolowane objęte konsolidacją metodą praw własności

	Nazwa jednostki	Jednostka posiadająca udziały	Udział spółek GK PGE na dzień 30 września 2025	Udział spółek GK PGE na dzień 31 grudnia 2024
1.	Polimex Mostostal S.A. Warszawa	PGE S.A.	16,13%	16,33%
2.	Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej S.A. Bogatynia	PGE EC S.A.	34,93%	34,93%
3.	ZPBE Energopomiar sp. z o.o. Gliwice	PGE GiEK S.A.	49,79%	49,79%
4.	PGE SOLEO KLESZCZÓW sp. z o.o. Kleszczów	PGE EO S.A.	50,00%	50,00%
5.	PGE PAK Energia Jądrowa S.A. Konin	PGE S.A.	50,00%	50,00%
	ELESTER sp. z o. o.	PGE Energetyka Kolejowa Holding sp. z o.o.	39,96%	39,96%
6.	Łódź	PGE Energetyka Kolejowa S.A.	50,00%	50,00%

W dniu 17 października 2025 roku podpisana została umowa sprzedaży przez ZE PAK 50% akcji w PGE PAK Energia Jądrowa S.A. na rzecz PGE. 20 października 2025 roku w Rejestrze Akcjonariuszy został dokonany wpis PGE jako jedynego właściciela akcji PGE PAK EJ S.A.

Podstawa sporządzenia sprawozdania finansowego

Oświadczenie o zgodności

Niniejsze skrócone śródroczne skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało sporządzone zgodnie z Międzynarodowym Standardem Rachunkowości 34 Śródroczna Sprawozdawczość Finansowa oraz zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757). Niniejsze sprawozdanie nie zawiera wszystkich informacji wymaganych w rocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym i należy je czytać łącznie ze skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym Grupy Kapitałowej za rok zakończony 31 grudnia 2024 roku.

Międzynarodowe Standardy Sprawozdawczości Finansowej obejmują standardy i interpretacje zaakceptowane przez Radę Międzynarodowych Standardów Rachunkowości oraz Komitet ds. Interpretacji MSSF (IFRS Interpretations Committee).

Waluta funkcjonalna i waluta prezentacji

Walutą funkcjonalną jednostki dominującej oraz jej spółek zależnych, z wyłączeniem PGE Sweden AB (publ), objętych niniejszym skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym, jak również walutą prezentacji niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego, jest polski złoty. Dla PGE Sweden AB (publ) walutą funkcjonalną jest euro ("EUR"). Pozycje zawarte w sprawozdaniu finansowym PGE Sweden AB (publ) są przeliczane na walutę prezentacyjną Grupy PGE z zastosowaniem odpowiednich kursów wymiany. Wszystkie wartości liczbowe w niniejszym skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym podano w milionach złotych, o ile nie zaznaczono inaczej.

Następujące kursy zostały przyjęte dla potrzeb wyceny pozycji wyrażonych w walutach innych niż PLN na dzień sprawozdawczy:

	30 września 2025	31 grudnia 2024	30 września 2024
USD	3,6315	4,1012	3,8193
EUR	4,2692	4,2730	4,2791

Nowe standardy i interpretacje, które zostały opublikowane, a nie weszły jeszcze w życie

Następujące standardy, zmiany w obowiązujących standardach oraz interpretacje nie zostały przyjęte przez Unię Europejską lub nie są obowiązujące na dzień 1 stycznia 2025 roku:

Standard	Opis zmian	Data obowiązywania
Zmiany do MSSF 10 i MSR 28	Zawiera wytyczne dotyczące sprzedaży lub wniesienia aktywów przez inwestora do spółki stowarzyszonej lub wspólnego przedsięwzięcia	Prace nad zatwierdzeniem zostały odłożone bezterminowo
Coroczne zmiany standardów, wydanie 11	Zmiany dotyczą MSSF 1, MSSF 7, MSSF9, MSSF10 i MSR7	1 stycznia 2026
Zmiany do MSSF 9 i MSSF 7	Zmiany dotyczą ujawnień w klasyfikacji i wycenie instrumentów finansowych	1 stycznia 2026
Zmiany do MSSF 9 i MSSF 7	Zmiany obejmujące kontrakty dotyczące energii odnawialnej	1 stycznia 2026
MSSF 18	Prezentacja i ujawnienia w sprawozdaniach finansowych	1 stycznia 2027
MSSF 19	Spółki zależne bez odpowiedzialności publicznej - ujawnienie informacji	1 stycznia 2027
Zmiany do MSSF 19	Zmiany dotyczą zakresu ujawnień	1 stycznia 2027

MSSF 18 wprowadza istotne zmiany w prezentacji sprawozdań finansowych. Standard przewiduje ujednolicenie rachunku zysków i strat poprzez wyodrębnienie trzech nowych kategorii: operacyjnej, inwestycyjnej oraz finansowej. Dodatkowo doprecyzowano zasady ujawniania informacji o tzw. miarach działalności zdefiniowanych przez kierownictwo, co ma na celu zwiększenie przejrzystości i porównywalności danych prezentowanych w sprawozdaniach.

Obecnie Grupa prowadzi wstępne działania związane z przygotowaniem do wdrożenia standardu. Na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania finansowego analiza wpływu standardu nie jest zakończona.

Zdaniem Grupy pozostałe nowe standardy oraz zmiany standardów nie powinny mieć znaczącego wpływu na przyszłe sprawozdania finansowe.

Grupa Kapitałowa zamierza przyjąć wymienione powyżej nowe standardy oraz zmiany standardów i interpretacji MSSF UE opublikowane przez Radę Międzynarodowych Standardów Rachunkowości, lecz nieobowiązujące na dzień sprawozdawczy, zgodnie z datą ich wejścia w życie.

Profesjonalny osąd kierownictwa i szacunki

W procesie stosowania polityki rachunkowości wobec zagadnień podanych poniżej, największe znaczenie, oprócz szacunków księgowych, miał profesjonalny osąd kierownictwa, który wpływa na wielkości wykazywane w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym, w tym w dodatkowych notach objaśniających. Założenia tych szacunków opierają się na najlepszej wiedzy Zarządu odnośnie bieżących i przyszłych działań i zdarzeń w poszczególnych obszarach.

Szczegółowe informacje na temat przyjętych założeń zostały przedstawione poniżej lub w odpowiednich notach objaśniających.

• W ciągu okresu sprawozdawczego Grupa przeprowadziła analizę przesłanek a następnie testy na utratę wartości aktywów trwałych. Wyniki testów zostały opisane w nocie 3 niniejszego sprawozdania finansowego. Szacunek wartości odzyskiwalnej rzeczowych aktywów trwałych opiera się na szeregu istotnych założeń, których realizacja w przyszłości jest niepewna i znajduje się w istotnej części poza

kontrolą Grupy Kapitałowej PGE. Grupa przyjęła najbardziej właściwe jej zdaniem wielkości i wartości, tym niemniej nie można wykluczyć, iż realizacja poszczególnych założeń będzie odbiegać od przyjętych przez Grupę.

Rezerwy są zobowiązaniami, których kwota lub termin zapłaty nie są pewne. W ciągu okresu sprawozdawczego Grupa zmieniła szacunki odnośnie zasadności lub wysokości niektórych rezerw. W szczególności w ciągu okresu sprawozdawczego dokonano aktualizacji rezerwy na koszty rekultywacji oraz rezerwy na świadczenia pracownicze ze względu na spadek stopy dyskonta. Szczegóły przedstawione są w nocie 21 niniejszego sprawozdania finansowego.
Na koniec bieżącego okresu sprawozdawczego Grupa dokonała szacunku niezbilansowania energii elektrycznej wprowadzanej do sieci przez prosumentów. Energia wytwarzana i wprowadzana do sieci przez prosumentów zasila sieć w okresie nadprodukcji, tym samym zmniejszając zapotrzebowanie Grupy na zakup z rynku. Nadwyżka energii stanowi tzw. depozyt, który zwracany jest prosumentom w kolejnych okresach. Z tego tytułu Grupa utworzyła szacunek zobowiązania w wysokości 607 mln PLN (622 mln PLN w okresie porównawczym). Zdaniem Grupy szacunek przedmiotowego zobowiązania w największym stopniu odzwierciedla wyniki śródroczne Grupy, które stabilizują się na koniec roku w okresie zimowym i zmniejszają do wartości nieistotnych.
Niepewności związane z rozliczeniami podatkowymi zostały opisane w nocie 25 niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego.
Grupa dokonuje istotnych szacunków w zakresie ujmowanych zobowiązań warunkowych, szczegóły przedstawione są w nocie 24 niniejszego sprawozdania finansowego.
Wycena instrumentów finansowych jest dokonywana w oparciu o szereg założeń i szacunków na podstawie danych dostępnych w momencie przygotowania sprawozdania finansowego. Zmiany tych założeń i szacunków mogą mieć wpływ na przyszłe sprawozdania finansowe GK PGE.
W związku z kryzysową sytuacją na rynku energii elektrycznej w 2022 roku w życie weszło szereg regulacji prawnych, które spowodowały po stronie GK PGE konieczność dokonania szacunków przychodów i kosztów w zakresie rekompensat związanych z zakupem węgla, rekompensat i korekt ceny wynikających z ustawy dla gospodarstw domowych, odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny wynikający z ustawy o środkach nadzwyczajnych w 2023 roku. Szczegółowy opis tych szacunków znajduje się w nocie 27.2.
Niektóre z przychodów ze sprzedaży opisanych w nocie 6.1 niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego są fakturowane w oparciu o cyklicznie dokonywane odczyty układów pomiaroworozliczeniowych. Powoduje to konieczność doszacowania przychodów ze sprzedaży w odniesieniu do dostaw, dla których Grupa PGE nie posiada odczytów z urządzeń pomiarowych na dzień sprawozdawczy. Przychody ze sprzedaży na rynku bilansującym energii elektrycznej podlegają korektom po zakończeniu okresu sprawozdawczego. Ostateczna wartość sprzedaży bądź koszt zakupu energii elektrycznej jest ustalana nawet 14 miesięcy po zakończeniu danego okresu dostawy.

Testy na utratę wartości rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, prawa do użytkowania składników aktywów oraz wartości firmy

Rzeczowe aktywa trwałe stanowią najbardziej istotną pozycję aktywów Grupy Kapitałowej PGE. Z uwagi na zmienne otoczenie makroekonomiczne oraz regulacyjne, Grupa Kapitałowa PGE okresowo weryfikuje przesłanki mogące świadczyć o utracie wartości odzyskiwalnej swojego majątku. Grupa Kapitałowa PGE w ocenie sytuacji rynkowej posługuje się zarówno własnymi narzędziami analitycznymi, jak i wsparciem niezależnych ośrodków analitycznych. W poprzednich okresach sprawozdawczych Grupa Kapitałowa PGE dokonywała istotnych odpisów z tytułu utraty wartości aktywów trwałych segmentu Energetyka Węglowa, segmentu Ciepłownictwo oraz segmentu Energetyka Odnawialna, z wyłączeniem projektów Morskiej Energetyki Wiatrowej. Odpis utworzony w segmencie Energetyka Odnawialna został w roku 2021 całkowicie odwrócony.

W pierwszym półroczu 2025 roku Grupa dokonała analizy przesłanek i zidentyfikowała czynniki, które w istotny sposób mogły przyczynić się do zmiany wartości posiadanych aktywów trwałych w powyżej wskazanych segmentach oraz w segmencie Energetyka Kolejowa i spółkach: PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o., PGE Nowy Rybnik sp. z o.o., EW Baltica 2 sp. z o.o. i EW Baltica 3 sp. z o.o. Analiza przesłanek i testy na utratę wartości wykonane według stanu na 30 czerwca 2025 roku są aktualne dla sprawozdania za okres zakończony 30 września 2025 roku.

Przesłanki zewnętrzne

Utrzymywanie się kapitalizacji giełdowej PGE S.A. poniżej wartości księgowej aktywów netto Grupy Kapitałowej PGE.
Średnia cena energii elektrycznej dla kontraktów terminowych na rok następny w okresie od stycznia do maja 2025 roku wyniosła ok. 427 PLN/MWh i była niższa o 3% w porównaniu do ceny za II półrocze 2024 roku (441PLN/MWh).

W okresie od stycznia do maja 2025 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 25 wyniosła 72 EUR/t i była wyższa o 4% od średniej ceny instrumentu EUA DEC 25 obserwowanej za II półrocze 2024 roku (69 EUR/t).
Średnia cena węgla kamiennego w portach ARA w miesięcznych kontraktach kontynuacyjnych w okresie od stycznia do maja 2025 roku wynosiła 100 USD/t i była niższa w porównaniu do II półrocza 2024 roku o 14% (116 USD/t).
Średnia cena gazu w okresie od stycznia do maja 2025 roku wynosiła 42 EUR/MWh i wzrosła w porównaniu do II półrocza 2024 roku o 8% (39 EUR/MWh).
Średnia cena węgla krajowego z PSCMI1 w okresie od stycznia do maja 2025 roku wynosiła 17 PLN/GJ i spadła o 23% w porównaniu do II półrocza 2024 roku (22 PLN/GJ).

W wyniku analizy powyżej wymienionych przesłanek Grupa przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów na 31 maja 2025 roku dla segmentów Energetyka Węglowa, Energetyka Kolejowa (do którego przypisana jest wartość firmy oraz aktywa z tytułu relacji z klientami), Energetyka Odnawialna, Ciepłownictwo (do którego przypisana jest wartość firmy), PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o. oraz PGE Nowy Rybnik sp. z o.o. Na podstawie przeprowadzonych testów stwierdzono konieczność dokonania odpisu aktualizującego wartość aktywów trwałych w segmencie Energetyka Węglowa oraz Energetyka Odnawialna.

Analiza przesłanek wykazała brak podstaw do przeprowadzenia testów dla EW Baltica 2 sp. z o.o. i EW Baltica 3 sp. z o.o.

Założenia do testów na utratę wartości

Założenia makroekonomiczne

Główne założenia cenowe tj. ceny energii elektrycznej, uprawnień do emisji CO2, węgla kamiennego, gazu ziemnego oraz założenia dotyczące produkcji z większości instalacji wytwórczych Grupy pochodzą z opracowania przygotowanego w czerwcu 2025 roku ("Opracowanie") przez zewnętrzny, niezależny podmiot będący uznanym ośrodkiem eksperckim na rynku energetycznym ("Doradca"). Pierwszy rok projekcji uwzględnia zatwierdzony Plan Finansowy na 2025 rok. Rok 2026 jest oszacowany na bazie bieżącej sytuacji rynkowej spójnej z przyjętą strategią GK PGE opublikowaną 12 czerwca 2025 roku. Kolejne lata prognozy są w całości oparte na Opracowaniu. Doradca wykorzystał aktualne scenariusze rozwoju ekonomicznego i demograficznego kraju oraz szacunki odnośnie zmian kluczowych parametrów rynkowych. Prognozy Doradcy uwzględniają uwarunkowania prawne wynikające z prowadzonej polityki energetycznej, zarówno na szczeblu unijnym jak i krajowym.

Otoczenie, w jakim działa Grupa Kapitałowa PGE, charakteryzuje się wysoką zmiennością uwarunkowań makroekonomicznych, rynkowych oraz regulacyjnych. Zmiany tych uwarunkowań mogą mieć istotny wpływ na sytuację finansową Grupy PGE, dlatego założenia przyjęte do oszacowania wartości użytkowej aktywów podlegają okresowej weryfikacji z wykorzystaniem wiedzy niezależnego Doradcy.

Prognozy cen energii elektrycznej zakładają niewielką z zmianę ceny w 2026 roku, a następnie średnioroczny wzrost w latach 2027-2040 na poziomie około 4%.

Prognozy cen uprawnień do emisji CO² zakładają 5,5% wzrost cen w 2026 roku w porównaniu do roku 2025 i później dynamiczny wzrost do roku 2030 na poziomie 13% średniorocznie, co odzwierciedla aktualną parametryzację mechanizmu Rezerwy Stabilności Rynkowej (MSR) oraz samego systemu EU ETS, wprowadzone w następstwie przyjęcia pakietu Fit for 55 oraz uwzględnienia efektów przyjęcia planu REPowerEU. Zmiany te powodują wyraźne obniżenie podaży uprawnień w drugiej połowie obecnej dekady. W kolejnej dekadzie ceny CO² będą dalej rosnąć, ale wzrost jest już nieco wolniejszy i osiąga ok. 7% średniorocznie, w efekcie kontynuacji polityki prowadzącej do osiągnięcia neutralności klimatycznej w 2050 roku.

Prognozy cen węgla kamiennego po kilku latach dynamicznych wzrostów i spadków zakładają ustabilizowanie cen w 2026 roku, następnie w 2027 roku widzimy wzrost o ok. 10%, co odzwierciedla prognozy cen węgla światowego i później stopniowy spadek o ok. 3% średniorocznie do połowy lat 30. Wynika to ze stopniowego spadku globalnego zapotrzebowania na węgiel w związku z wdrażaniem elementów polityki klimatycznej, w tym w szczególności rozwojem OZE. Po 2035 zakładany jest niewielki wzrost, rzędu 1% średniorocznie ze względu na rosnące koszty wydobycia.

Prognozy cen gazu ziemnego zakładają 11% spadek cen w 2026 roku w odniesieniu do cen z 2025 roku oraz utrzymanie cen w 2027 roku. Następnie do 2040 roku ceny będą rosnąć o 2,4% średniorocznie. Na przewidywane ceny gazu w Europie największy wpływ mają koszty importu LNG i związany z tym poziom inwestycji w instalacje do skraplania i regazyfikacji na całym świecie, a także dynamicznie rosnący popyt na LNG szczególnie w krajach azjatyckich, a także rosnące zapotrzebowanie na gaz w USA. W długim terminie prognoza cen gazu ziemnego zakłada wzrost, głównie ze względu na rosnące koszty wydobycia tego surowca.

Prognozy cen praw majątkowych pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych zakładają spadek cen w 2026 roku w odniesieniu do cen z 2025 roku na poziomie 52% oraz wzrost w 2027 roku w odniesieniu do cen z 2026 roku na poziomie 165%, co jest efektem zmiany popytu i podaży na prawa majątkowe. Następnie zakładany jest średnioroczny spadek w latach 2028 – 2031 na poziomie około 17%, co związane jest nadpodażą uprawnień wynikającą z niskiego obowiązku umorzenia w latach 2025 i 2026, później odbicie cen odzwierciedla założenie wzrostu obowiązku umorzenia.

Prognoza przychodów z rynku mocy dla lat 2025-2029 opiera się na wynikach rozstrzygniętych aukcji głównych, dodatkowych i uzupełniającej z uwzględnieniem mechanizmów wspólnego bilansowania w ramach spółek Grupy Kapitałowej PGE. Prognoza od 2030 roku została opracowana przez zespół ekspertów PGE S.A. na podstawie założeń dotyczących szacowanych przyszłych przepływów dla jednostek wytwórczych bazujących m.in. na wynikach już rozstrzygniętych aukcji oraz prognozach zewnętrznego Doradcy. Dla kontraktów jednorocznych z dostawą od 1 lipca 2025 roku, oraz kontraktów wieloletnich zawartych w ramach aukcji głównych i dodatkowych dla 2025 roku i kolejnych, obowiązuje kryterium emisyjności 550g CO2/kWh (tzw. EPS 550), co w praktyce wykluczało udział w Rynku Mocy wszystkich jednostek węglowych.

14 lutego 2025 roku weszła w życie Ustawa z dnia 24 stycznia 2025 roku o zmianie ustawy o rynku mocy (Dz.U. 2025 roku poz. 159) wprowadzająca aukcje uzupełniające. Do aukcji uzupełniających dopuszczone zostały jednostki niespełniające kryterium emisyjności 550g CO2/kWh. Aukcja na okres dostaw od 1 lipca do 31 grudnia 2025 roku została przeprowadzona w maju 2025 roku, a jej wyniki uwzględniono w prognozie przychodów z rynku mocy. Prognoza przychodów uwzględnia również spodziewane przychody z aukcji uzupełniających dla okresu dostaw od 2026 do 2028 roku oraz spodziewane przychody z aukcji dogrywkowej na rok 2029. Prognoza przychodów z aukcji uzupełniających została opracowana przez zespół ekspertów PGE S.A. na podstawie najlepszej wiedzy dotyczącej spodziewanej parametryzacji tych aukcji. Dyspozycyjność jednostek została oszacowana w oparciu o plany remontów z uwzględnieniem statystycznej awaryjności.

Średni ważony koszt kapitału

W drugim półroczu 2024 rozpoczęta została seria obniżek stóp procentowych ogłoszonych przez Europejski Bank Centralny, Bank Anglii oraz amerykańską Rezerwę Federalną. W pierwszym półroczu 2025 obniżki były kontynuowane w Strefie Euro i Wielkiej Brytanii, a w Stanach Zjednoczonych stopy procentowe pozostały niezmienione. W maju 2025 pierwszą od półtora roku obniżkę stóp procentowych ogłosił Narodowy Bank Polski. W kolejnych miesiącach 2025 roku (po dniu bilansowym niniejszego raportu) miały miejsce kolejne obniżki. Mediana prognoz ekonomistów wskazuje, że jeszcze w tym roku możliwe są dalsze obniżki stóp procentowych NBP.

Szacowany w Grupie PGE średnioważony koszt kapitału uwzględnia trwające procesy dezinflacyjne. Grupa PGE stosuje ścieżkę średnioważonego kosztu kapitału, która uwzględnia bieżące parametry i charakterystykę rynku (m.in. z podwyższonym poziomem rynkowych stóp procentowych), a w kolejnych okresach stopniowo zbliża się do poziomów reprezentujących długoterminową średnią, opartą na pełnym cyklu koniunkturalnym i fundamentalnych relacjach gospodarczych. W ocenie Grupy PGE takie podejście pozwala na uniknięcie nadmiernego wpływu krótkoterminowej zmienności na wycenę aktywów o charakterze długoterminowym.

Kwestie związane z klimatem

W lipcu 2021 roku Komisja Europejska opublikowała pakiet legislacyjny Fit for 55, zmierzający m.in. do osiągnięcia redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE o 55% (poprzednio 40%) do 2030 roku w stosunku do roku 1990. Zgodnie z oczekiwaniami uczestników rynku, ujęta w pakiecie reforma systemu EU ETS powinna skutkować znaczącym wzrostem poziomu cen uprawnień do emisji CO2, co w praktyce nastąpiło już w 2021 roku. Od tego momentu ceny uprawnień do emisji CO² utrzymują się na wysokim poziomie, a kolejne wzrosty przewidywane są w drugiej połowie obecnej dekady. Wprowadzane zmiany mogą negatywnie oddziaływać na marże uzyskiwane przez wysokoemisyjne jednostki wytwórcze, w szczególności, w zakresie, w którym wzrost cen uprawnień do emisji CO² nie zostanie przeniesiony w cenie, po której jednostki te sprzedają wyprodukowaną energię elektryczną lub ciepło. W grudniu 2022 roku Rada i Parlament UE osiągnęły ważne porozumienia w sprawie propozycji pakietu "Fit for 55", czyli planu UE dotyczącego zwiększenia celu ograniczenia emisji gazów cieplarnianych poniżej 55% do 2030 roku w porównaniu z poziomem z 1990 roku. Kolejnym istotnym elementem pakietu było zwiększenie celu udziału OZE w miksie energetycznym Unii Europejskiej do 42,5% w roku 2030 (poprzednio 32%). Ustanowienie tego celu w porozumieniu z Radą zostało przegłosowane w Parlamencie Europejskim we wrześniu 2023 roku. Istotne z punktu widzenia Segmentu Ciepłownictwo są zmiany regulacyjne wynikające z dyrektywy EED. Zmiany definicji systemu ciepłowniczego efektywnego energetycznie oraz zmiany definicji wysokosprawnej kogeneracji dodatkowo wymuszają podjęcie działań w kierunku transformacji aktywów i zastępowania wysłużonych jednostek węglowych. Z kolei na podstawie zmian proponowanych w dyrektywie budynkowej (EPBD) prognozy wskazują na spadek zapotrzebowania na ciepło w miejskich systemach ciepłowniczych.

W czerwcu 2025 roku Grupa PGE ogłosiła strategię do 2035 roku, której jednym z założeń jest kompleksowa modernizacja posiadanych aktywów ciepłowniczych w oparciu o technologie nisko- i zeroemisyjne. Strategia podtrzymuje cel osiągnięcia neutralności klimatycznej GK PGE do 2050 roku. Misja GK PGE opiera się

o założenie bezpieczeństwa dostaw energii dzięki elastycznym źródłom i inteligentnej infrastrukturze sieciowej oraz magazynom energii. Transformacja mocy wytwórczych poprzez zastosowanie nowych nisko- lub zeroemisyjnych jednostek wytwórczych planowana jest w perspektywie do 2030 roku, a osiągnięcie neutralności klimatycznej w perspektywie do 2050 roku.

W związku z powyższym segment Ciepłownictwo stopniowo zastępuje źródła węglowe nowymi źródłami odnawialnymi i niskoemisyjnymi. Planowane jest, iż do 2030 roku w większości lokalizacji, w których znajdują się węglowe aktywa ciepłownicze GK PGE, zostaną oddane do eksploatacji instalacje, które spowodują całkowite lub znaczące odejście od paliwa węglowego. Do produkcji ciepła w nowych i zmodernizowanych jednostkach ciepłowniczych zostaną wykorzystane: gaz ziemny (jednostki kogeneracyjne i kotły wodne), geotermia, biomasa, technologie power to heat (kotły elektrodowe i wielkoskalowe pompy ciepła wykorzystujące ciepło odpadowe i energię otoczenia). Założenia do Planu Dekarbonizacji zostały uwzględnione przy szacowaniu wartości użytkowej aktywów wytwórczych segmentu Ciepłownictwo. Łącznie na inwestycje w ten segment do 2035 roku Grupa PGE planuje przeznaczyć około 18 mld PLN, z czego 15 mld PLN na inwestycje w nowe instalacje produkcyjne oraz utrzymanie majątku, a pozostałe 3 mld PLN trafi na potencjalne akwizycje sieci ciepłowniczych i następnie ich modernizację w szczególności we współpracy z samorządami.

Nowe inwestycje i zastępowanie węgla kogeneracją gazową, OZE i Power-to-Heat, oraz podniesienie efektywności energetycznej sieci, pozwolą na obniżenie emisji CO² w tym segmencie o 60% w stosunku do 2021 roku oraz obniżenie poziomu strat sieciowych o 3 p.p.

W lipcu 2025 roku Komisja Europejska zaproponowała nowy cel redukcji emisji gazów cieplarnianych netto o 90% do roku 2040 względem poziomów z 1990 roku, rozpoczynając jednocześnie proces legislacyjny mający na celu aktualizację Europejskiego Prawa o Klimacie oraz konsultacje społeczne w tym zakresie. W związku z tym spodziewane jest dalsze ograniczanie roli źródeł węglowych w rynku energii w kolejnej dekadzie.

Istotne zmiany w otoczeniu regulacyjnym zarówno w zakresie regulacji krajowych, jaki i zagranicznych, które wpływają albo będą wpływać na działalność GK PGE, zostały opisane w nocie 4.4 Otoczenie regulacyjne w Sprawozdaniu Zarządu z działalności GK PGE za I półrocze 2025 roku zakończone 30 czerwca 2025 roku.

Kwestie związane z klimatem są uwzględnione w założeniach przyjętych do testów na utratę wartości zgodnie z najlepszą wiedzą Grupy, przy wsparciu zewnętrznego, niezależnego Doradcy. Grupa Kapitałowa PGE przyjmuje założenia opracowane przez niezależny ośrodek analityczny, które uwzględniają aktualną sytuację regulacyjną i rynkową. Przyszłe zmiany na rynku energii elektrycznej mogą odbiegać od przyjętych obecnie założeń, co może doprowadzić do istotnych zmian sytuacji finansowej oraz wyników finansowych Grupy PGE. Zmiany te zostaną ujęte w przyszłych sprawozdaniach finansowych.

Opis założeń dla segmentu Energetyka Węglowa

Rzeczowe aktywa trwałe stanowią jedną z najistotniejszych wartościowo pozycji aktywów segmentu Energetyka Węglowa. Z uwagi na zmienne otoczenie makroekonomiczne oraz regulacyjne Grupa Kapitałowa PGE okresowo weryfikuje przesłanki mogące świadczyć o utracie wartości odzyskiwalnej swojego majątku. Grupa w ocenie sytuacji rynkowej posługuje się zarówno własnymi narzędziami analitycznymi, jak i wsparciem niezależnych ośrodków analitycznych. W poprzednich okresach sprawozdawczych Grupa dokonywała istotnych odpisów z tytułu utraty wartości aktywów trwałych segmentu Energetyka Węglowa.

Analiza przesłanek

W bieżącym okresie sprawozdawczym Grupa dokonała analizy przesłanek i zidentyfikowała czynniki, które w istotny sposób mogły przyczynić się do zmiany wartości posiadanych aktywów, w tym:

aktualizacja założeń rynkowych wykorzystywanych w procesie testów na utratę wartości aktywów,
obserwowany w 2025 roku spadek marż rynkowych na sprzedaży energii elektrycznej na rynku terminowym z konwencjonalnych aktywów wytwórczych,
aktualizacja poziomu WACC GK PGE przyjmowanego na potrzeby testów na utratę wartości aktywów trwałych,
zmiany w zakresie szacowanych przychodów z aukcji uzupełniających rynku mocy (aukcje realizowane w związku z nowelizacją ustawy o rynku mocy, uchwaloną przez Sejm w dniu 9 stycznia 2025 roku)

W wyniku analizy powyżej wymienionych przesłanek Grupa przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów trwałych na 31 maja 2025 roku w odniesieniu do ośrodków wypracowujących środki pieniężne ("CGU") poprzez ustalenie ich wartości odzyskiwalnej. Określenie wartości godziwej dla bardzo dużych grup aktywów, dla których nie ma aktywnego rynku i mało jest porównywalnych transakcji, jest w praktyce bardzo trudne. W przypadku całych elektrowni i kopalni, dla których należy określić wartość na lokalnym rynku, nie istnieją obserwowalne wartości godziwe. W związku z powyższym wartość odzyskiwalna analizowanych aktywów została ustalona w oparciu o oszacowanie ich wartości użytkowej metodą zdyskontowanych przepływów pieniężnych netto na podstawie projekcji finansowych przygotowanych na okres od czerwca 2025 roku do końca okresu ich eksploatacji. Przyjęcie okresu obejmującego okres dłuższy niż pięć lat prognozy jest zdaniem

Grupy niezbędne dla celów wiarygodnego oszacowania wartości odzyskiwalnej ze względu na istotny i długoterminowy wpływ szacowanych zmian w otoczeniu regulacyjnym.

Kwestie związane z klimatem

Przyszłość polskiego rynku energii jest determinowana przez politykę klimatyczną Unii Europejskiej, a na rozwój sytuacji na rynku energii elektrycznej w perspektywie do 2050 roku będzie miał wpływ Europejski Zielony Ład, mający na celu osiągnięcie neutralności klimatycznej UE do 2050 roku. Reforma systemu EU ETS poskutkowała znaczącym wzrostem poziomu cen uprawnień do emisji CO² już w 2021 roku. Od tego momentu ceny uprawnień do emisji CO² utrzymują się na wysokim poziomie, a kolejne wzrosty przewidywane są w drugiej połowie obecnej dekady. Wprowadzane zmiany mogą negatywnie oddziaływać na marże uzyskiwane przez wysokoemisyjne jednostki wytwórcze, w szczególności w zakresie, w którym wzrost cen uprawnień do emisji CO² nie zostanie przeniesiony w cenie, po której jednostki te sprzedają wyprodukowaną energię elektryczną lub ciepło. W grudniu 2022 roku Rada i Parlament UE osiągnęły ważne porozumienia w sprawie propozycji pakietu "Fit for 55". Poza celem redukcji emisji CO2, kolejnym istotnym elementem pakietu było zwiększenie celu udziału OZE w miksie energetycznym Unii Europejskiej do 42,5% w roku 2030 (poprzednio 32%). Ustanowienie tego celu w porozumieniu z Radą zostało przegłosowane w Parlamencie Europejskim we wrześniu 2023 roku. W lipcu 2025 roku Komisja Europejska zaproponowała nowy cel redukcji emisji gazów cieplarnianych netto o 90% do roku 2040 względem poziomów z 1990 roku, rozpoczynając jednocześnie proces legislacyjny mający na celu aktualizację Europejskiego Prawa o Klimacie oraz konsultacje społeczne w tym zakresie. W związku z tym spodziewane jest dalsze ograniczanie roli źródeł węglowych w rynku energii w kolejnej dekadzie.

Opisane powyżej zmiany powodują, że przewidywane jest zmniejszenie wolumenu produkcji ze źródeł konwencjonalnych, w konsekwencji skutkuje to ograniczeniem wydatków inwestycyjnych (CAPEX) i operacyjnych (OPEX) na zadania utrzymaniowe majątku węglowego, co dodatkowo wpływa na przewidywany spadek rentowności poprzez stopniowe pogarszanie się dyspozycyjności tych jednostek. Równocześnie powyższe zmiany legislacyjne i rynkowe sprzyjają rozwojowi źródeł zero- oraz niskoemisyjnych. Należy mieć także na uwadze, że instalacje wytwórcze oparte o paliwa kopalne, w obliczu niepewności generacji z OZE (napędzanej czynnikami środowiska: woda, wiatr, słońce), są nadal potrzebne w systemie elektroenergetycznym, aby go zbilansować.

Założenia szczegółowe segmentu

Poniżej przedstawiono kluczowe założenia wpływające na oszacowanie wartości użytkowej testowanych CGU:

uznanie za jedno CGU z uwagi na powiązania technologiczne odpowiednio:
o Oddziału Kopalnia Węgla Brunatnego Bełchatów oraz Oddziału Elektrownia Bełchatów (Kompleks Bełchatów),
o Oddziału Kopalnia Węgla Brunatnego Turów oraz Oddziału Elektrownia Turów (Kompleks Turów),
uznanie za trzy oddzielne CGU Elektrowni Opole, Elektrowni Rybnik i Elektrowni Dolna Odra,
przyjęcie założenia o kontynuowaniu działalności w oparciu o uwarunkowania związane z przewidywanym stanem technicznym poszczególnych jednostek wytwórczych,
uwzględnienie optymalizacji kosztów pracy, wynikającej m.in. z aktualnych planów etatyzacji,
utrzymanie zdolności produkcyjnych w wyniku prowadzenia inwestycji o charakterze odtworzeniowym,
przyjęcie średniego ważonego kosztu kapitału po opodatkowaniu zróżnicowanego dla poszczególnych CGU, zgodnie z indywidualnie oszacowanym poziomem ryzyka oraz zróżnicowanego w czasie:
o dla lat 2025-2026 na średniorocznym poziomie dla poszczególnych CGU od 8,48% do 10,19%,
o dla lat 2027-2039 na średniorocznym poziomie dla poszczególnych CGU od 6,16% do 9,04%,
o dla roku 2040 i kolejnych na średniorocznym poziomie dla poszczególnych CGU w wysokości 7,54%.

W testach na utratę wartości aktywów na koniec 2024 roku średni ważony koszt kapitału po opodatkowaniu kształtował się następująco:

o dla lat 2025-2026 na średniorocznym poziomie dla poszczególnych CGU od 7,60% do 9,48%,
o dla lat 2027-2039 na średniorocznym poziomie dla poszczególnych CGU od 6,37% do 7,94%,
o dla roku 2040 i kolejnych na średniorocznym poziomie dla poszczególnych CGU w wysokości 7,42%.

Na 31 maja 2025 roku testowana wartość księgowa rzeczowych aktywów trwałych Energetyki Węglowej wyniosła 12.525 mln PLN. Wartość ta nie obejmuje CGU, dla których wartość użytkowa testowanych aktywów jest ujemna.

W wyniku przeprowadzonego testu na utratę wartości aktywów Grupa stwierdziła konieczność ujęcia na 31 maja 2025 roku odpisów aktualizujących wartość tych aktywów w łącznej wartości 8.477 mln PLN.

Ponadto w czerwcu 2025 roku wartość aktywów trwałych w Kompleksie Bełchatów oraz Kompleksie Turów wzrosła, głównie z uwagi na aktualizację założeń makroekonomicznych używanych do szacowania wysokości rezerw na rekultywację wyrobisk końcowych w kopalniach. Z uwagi na fakt, iż zwiększenie rzeczowych aktywów trwałych nie było uwzględnione w wynikach testów na 31 maja 2025 roku oraz z uwagi na fakt, iż w przypadku Kompleksu Bełchatów i Kompleksu Turów, według obecnej projekcji aktywa trwałe zostaną

odpisane w pełnej wysokości, Grupa dodatkowo odpisała również wartość aktywów trwałych ujętych w czerwcu 2025 roku w obu Kompleksach. Ostatecznie łączna wartość odpisów wyniosła 8.650 mln PLN i została przedstawiona w poniższej tabeli:

	Wartość testowana*	Stwierdzona utrata wartości	Wartość po odpisie
Kompleks Bełchatów	1.878	(1.878)	-
Kompleks Turów	1.822	(1.822)	-
Elektrownia Opole	8.998	(4.950)	4.048
Elektrownia Dolna Odra	-	-	-
Elektrownia Rybnik	-	-	-
RAZEM	12.698	(8.650)	4.048

^* łącznie z wartością aktywów trwałych rozpoznaną w czerwcu 2025 roku (głównie w wyniku zmiany szacunków rezerw rekultywacyjnych w kopalniach)

W przypadku CGU odpisanych w pełni w poprzednich okresach sprawozdawczych (Elektrownia Dolna Odra, Elektrownia Rybnik) testy potwierdziły zasadność pełnego odpisu rzeczowych aktywów trwałych. Grupa utworzyła w tych oddziałach w pierwszym półroczu 2025 roku odpisy aktualizujące związane z dokonanymi nakładami inwestycyjnymi o wartości 26 mln PLN.

Analiza wrażliwości

Zgodnie z MSR 36 Utrata wartości aktywów Grupa przeprowadziła analizę wrażliwości dla poszczególnych jednostek wytwórczych.

Poniżej przedstawiono wpływ zmiany kluczowych założeń przy zastosowaniu zasady ceteris paribus na wartość użytkową aktywów na 31 maja 2025 roku. W analizie pominięto wpływ na wartość użytkową aktywów odpisanych w całości w poprzednich okresach sprawozdawczych.

Parametr	Zmiana założeń	Wpływ na wartość użytkową w mln PLN
		Zwiększenie	Zmniejszenie
Zmiana ceny energii elektrycznej w całym okresie prognozy	+1%	911	-
	-1%	-	858
Zmiana WACC	+0,5 p.p.	1.266	-
	- 0,5 p.p.	-	1.345
Zmiana ceny uprawnień do emisji CO2	+1%	-	567
	-1%	625	-
Zmiana ceny węgla kamiennego	+1%	-	70
	-1%	70	-

Podsumowując wpływ zmian założeń ujętych w powyższej tabeli na wartość użytkową aktywów:

spadek ceny energii elektrycznej o 1% spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,9 mld PLN oraz wzrost odpisu o około 0,3 mld PLN,
spadek WACC o 0,5 punktu procentowego spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 1,3 mld PLN oraz wzrost odpisu o około 0,1 mld PLN,
wzrost cen uprawnień do emisji CO² o 1% spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,6 mld PLN oraz wzrost odpisu o około 0,2 mld PLN,
wzrost ceny węgla kamiennego o 1% spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,1 mld PLN oraz wzrost odpisu o około 0,1 mld PLN.

Otoczenie w jakim działa Grupa Kapitałowa PGE charakteryzuje się wysoką zmiennością i jest zależne od uwarunkowań makroekonomicznych, rynkowych oraz regulacyjnych, a wszelkie zmiany w tym zakresie mogą mieć istotny wpływ na sytuację finansową oraz wyniki finansowe Grupy PGE. Dlatego powyższe oraz pozostałe założenia przyjęte do oszacowania wartości użytkowej aktywów podlegają okresowej analizie i weryfikacji. Ewentualne zmiany zostaną ujęte w przyszłych sprawozdaniach finansowych.

Opis założeń dla segmentu Energetyka Odnawialna

Testy na utratę wartości zostały przeprowadzone wg stanu na 31 maja 2025 roku w odniesieniu do ośrodków wypracowujących środki pieniężne poprzez ustalenie ich wartości odzyskiwalnej. Wartość odzyskiwalna analizowanych aktywów została ustalona w oparciu o oszacowanie ich wartości użytkowej metodą zdyskontowanych przepływów pieniężnych netto na podstawie projekcji finansowych przygotowanych na zakładany czas użytkowania danego CGU w przypadku farm wiatrowych i farm fotowoltaicznych lub okres 2025-2035 w przypadku pozostałych CGU. Dla tych CGU, których zakładany okres ekonomicznej użyteczności wykracza poza rok 2035 określono wartość rezydualną po okresie szczegółowej prognozy. Zdaniem Grupy przyjęcie projekcji finansowych dłuższych niż pięcioletnie jest zasadne ze względu na fakt, iż rzeczowe aktywa trwałe wykorzystywane przez Grupę mają istotnie dłuższy okres ekonomicznej użyteczności oraz ze względu na istotny i długoterminowy wpływ szacowanych zmian w otoczeniu regulacyjnym ujętych w szczegółowej prognozie.

Założenia szczegółowe

Poniżej przedstawiono kluczowe założenia wpływające na oszacowanie wartości użytkowej testowanych CGU:

uznanie za odrębne CGU odpowiednio:
o elektrowni szczytowo-pompowych (jedno CGU dla wszystkich elektrowni ze względu na wspólny ekonomiczny charakter),
o elektrowni wodnych przepływowych (jedno CGU dla wszystkich elektrowni ze względu na wspólny ekonomiczny charakter),
o poszczególnych elektrowni wiatrowych (oddzielne CGU dla poszczególnych elektrowni ze względu na różny okres eksploatacji elektrowni),
o poszczególnych elektrowni fotowoltaicznych (oddzielne CGU dla poszczególnych elektrowni ze względu na różny okres eksploatacji elektrowni),
produkcja energii elektrycznej i praw majątkowych została założona na podstawie danych historycznych, z uwzględnieniem dyspozycyjności poszczególnych jednostek,
dyspozycyjność jednostek została oszacowana w oparciu o plany remontów z uwzględnieniem awaryjności,
dla ESP od połowy 2025 roku uwzględniono rozpoczęcie funkcjonowania rynkowego mechanizmu kontraktacji usług regulacyjnych, z którego przychody w pierwszych 5 latach zostały oszacowane na podstawie wewnętrznych analiz GK PGE a w długim terminie na podstawie opracowania zewnętrznego eksperta,
utrzymanie zdolności produkcyjnych w wyniku prowadzenia inwestycji o charakterze odtworzeniowym,
przyjęcie skorygowanego średniego ważonego kosztu kapitału po opodatkowaniu zróżnicowanego w czasie:
o dla lat 2025-2035 na średniorocznym poziomie 7,29%,
o w latach 2036-2039 jest na średniorocznym poziomie 6,25%,
o od 2040 roku na poziomie 6,54%.

W testach na utratę wartości aktywów za I półrocze 2024 roku średni ważony koszt kapitału po podatkowaniu kształtował się następująco:

o dla lat 2024-2029 na średniorocznym poziomie 7,28%,
o od 2030 roku na poziomie 6,28%,
dodatkowo WACC dla farm wiatrowych uwzględnia oszacowany indywidualnie poziom ryzyka związany z uczestnictwem w różnych systemach wsparcia w okresie jego obowiązywania (zielone certyfikaty, aukcje),
dla farm wiatrowych nabytych w ramach akwizycji w 2022 roku WACC dodatkowo uwzględnia dyskonta za:
o gwarancję wolumenu,
o premię za zielone certyfikaty,
o gwarancję ceny oraz
o dyskonto za szczególne znaczenie strategiczne na poszczególne farmy wiatrowe, zgodnie z Polityką Inwestycji GK PGE.

Łączna testowana wartość księgowa rzeczowych aktywów trwałych segmentu Energetyka Odnawialna wyniosła 5.034 mln PLN, w tym testowana wartość księgowa rzeczowych aktywów trwałych na 31 maja 2025 roku wynosiła 4.735 mln PLN oraz testowana wartość księgowa rzeczowych aktywów trwałych w budowie na 30 czerwca 2025 roku wynosiła 299 mln PLN. W wyniku przeprowadzonego testu na utratę wartości aktywów Grupa stwierdziła konieczność ujęcia odpisów aktualizujących wartość tych aktywów w łącznej wartości 402 mln PLN, co zostało przedstawione w poniższej tabeli.

(mln PLN)	Wartość testowana1	Stwierdzona utrata wartości	Wartość po odpisie
Elektrownie wiatrowe	620	(65)	555
Elektrownie fotowoltaiczne	1.078	(337)	741
w tym środki trwałe w budowie2	254	(64)	190
RAZEM	1.698	(402)	1.296

¹ dotyczy elektrowni oraz inwestycji, w których wystąpił odpis

Analiza wrażliwości

Analiza wrażliwości wykazała, że istotny wpływ na oszacowaną wartość użytkową mają takie czynniki jak WACC oraz ceny energii elektrycznej. Wyniki analizy wrażliwości dotyczą wszystkich CGU należących do PGE EO S.A. i nie uwzględniają środków trwałych w budowie, z wyjątkiem elektrowni Jeziórko 3.

Poniżej został przedstawiony wpływ zmian czynników przy zastosowaniu zasady ceteris paribus mających istotny wpływ w całym okresie projekcji na prognozowane przepływy pieniężne, a w związku z tym również na oszacowaną wartość użytkową.

z wyłączeniem 3 etapu budowy elektrowni Jeziórko, który testowany był na 31 maja 2025 roku łącznie z rzeczowymi aktywami trwałymi

Parametr	Zmiana	Wpływ na wartość użytkową w mln PLN
	założeń	Zwiększenie	Zmniejszenie
Zmiana ceny energii elektrycznej w całym okresie prognozy	1%	82	-
	-1%	-	83
Zmiana WACC	+ 0,5 p.p.	-	2.590
	- 0,5 p.p.	3.371	-

Podsumowując wpływ zmian założeń ujętych w powyższej tabeli na wartość użytkową aktywów:

spadek ceny energii elektrycznej o 1% w całym okresie prognozy spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,1 mld PLN oraz wzrost odpisu o 0,01 mld PLN,
wzrost WACC o 0,5 punktu procentowego w całym okresie prognozy spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około -2,6 mld PLN oraz wzrost odpisu o 0,05 mld PLN.

Opis założeń dla segmentu Ciepłownictwo

Testy na utratę wartości aktywów trwałych zostały przeprowadzone na 31 maja 2025 roku w odniesieniu do ośrodków wypracowujących środki pieniężne poprzez ustalenie ich wartości odzyskiwalnej. Określenie wartości godziwej dla bardzo dużych grup aktywów, dla których nie ma aktywnego rynku i mało jest porównywalnych transakcji, jest w praktyce bardzo trudne. W przypadku całych elektrowni i elektrociepłowni, dla których należy określić wartość na lokalnym rynku, nie istnieją obserwowalne wartości godziwe. W związku z powyższym, wartość odzyskiwalna analizowanych aktywów została ustalona w oparciu o oszacowanie ich wartości użytkowej metodą zdyskontowanych przepływów pieniężnych netto na podstawie projekcji finansowych przygotowanych na okres od czerwca 2025 roku do końca 2030 roku. Zdaniem Grupy przyjęcie projekcji finansowych dłuższych niż pięcioletnie jest zasadne ze względu na istotny i długoterminowy wpływ szacowanych zmian w otoczeniu regulacyjnym. Dzięki przyjęciu dłuższych projekcji wartość odzyskiwalna może być oszacowana bardziej rzetelnie. Dla jednostek wytwórczych, których zakładany okres ekonomicznej użyteczności wykracza poza rok 2030 określono wartość rezydualną na pozostały czas eksploatacji.

Rynek energetyczny, a w szczególności rynek ciepłowniczy, jest w Polce rynkiem regulowanym i jako taki podlega wielu przepisom i nie może być swobodnie kształtowany jedynie w oparciu o decyzje biznesowe. Prawo energetyczne w swoich celach ma m.in. podejmowanie skutecznych działań regulacyjnych zmierzających do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Oznacza to, że otoczenie regulacyjne zmierza do stabilnego działania dostawców ciepła na danym terenie tak by zaspokoić w perspektywie długoterminowej potrzeby odbiorców. Zgodnie z przepisami ustawy – prawo energetyczne – Prezes URE może nawet w skrajnych przypadkach nakazać przedsiębiorstwu energetycznemu, prowadzenie działalności objętej koncesją (przez okres nie dłuższy niż 2 lata), jeżeli wymaga tego interes społeczny. Jeżeli taka działalność przynosi stratę, przedsiębiorstwu energetycznemu należy się pokrycie strat od Skarbu Państwa.

W związku z powyższym Grupa nie zakłada skończonego okresu życia CGU z uwagi na otoczenie regulacyjne, które ogranicza możliwość zaprzestania działalności. Z uwagi na powyższe w testach na utratę wartości założono kontynuowanie działalności (w postaci wartości rezydualnej), przy zachowaniu nakładów na poziomie odtworzeniowym, w długiej perspektywie z uwagi m.in na interes społeczny w postaci zapewniana dostaw ciepła. W odniesieniu do aktywów wytwórczych objętych Planem Dekarbonizacji inwestycje o charakterze odtworzeniowym dotyczą transformacji mocy wytwórczych (na aktywa zasilane gazem) poprzez zastosowanie nowych nisko- lub zeroemisyjnych jednostek wytwórczych, co oznacza, że środki pieniężne generowane przez te aktywa uwzględniane są w testach na utratę wartości.

Kwestie klimatyczne

W dniu 2 marca 2021 roku Minister Klimatu i Środowiska ogłosił politykę energetyczną państwa do 2040 roku ("PEP2040"). PEP2040 wyznacza ramy transformacji energetycznej w Polsce. PEP2040 zawiera strategiczne kierunki w zakresie doboru technologii służących budowie niskoemisyjnego systemu energetycznego. Polityka uwzględnia skalę wyzwań związanych z dostosowaniem krajowej gospodarki do uwarunkowań regulacyjnych UE związanych z celami klimatyczno-energetycznymi na 2030 roku, Europejskim Zielonym Ładem, planem odbudowy gospodarczej po pandemii COVID i dążeniem do osiągnięcia neutralności klimatycznej zgodnie z krajowymi możliwościami. Jednym z celów szczegółowych PEP2040 jest rozwój ciepłownictwa i kogeneracji, który ma stanowić wkład w obniżenie emisyjności systemu energetycznego jako całości. W osiąganiu tego celu strategicznego kluczową rolę ma odgrywać rozwój kogeneracji, czyli jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, co stanowi najbardziej efektywny sposób wykorzystania energii chemicznej paliwa pierwotnego. Ciepło systemowe powinno być wytwarzane przede wszystkim w CHP, w oparciu o niskoemisyjne

źródła m.in. opalane paliwem gazowym. GK PGE jako największa grupa energetyczna w Polsce zobligowana jest do wdrażania założeń PEP2040, w tym w segmencie ciepłownictwo.

15 grudnia 2022 roku w segmencie Ciepłownictwo Grupy Kapitałowej PGE został przyjęty Plan Dekarbonizacji do roku 2050. Celem Planu Dekarbonizacji jest wypełnienie wymogów regulacyjnych stawianych przed energetyką oraz utrzymanie w długiej perspektywie obecnego potencjału wytwórczego w celu zaspokojenia potrzeb odbiorców.

Potwierdzenie trwającego procesu dekarbonizacji stanowi również obowiązująca strategia GK PGE:

12 czerwca 2025 roku PGE Polska Grupa Energetyczna opublikowała strategię do 2035 roku. Zakłada ona inwestycje w inteligentne sieci energetyczne, nowe wielkoskalowe i elastyczne elektrownie gazowe, odnawialne źródła energii, magazyny oraz zintegrowane systemy ciepłownicze.
Systemy ciepłownicze odgrywają istotną rolę w procesie dekarbonizacji, szczególnie w miastach i regionach o dużym zapotrzebowaniu na energię cieplną. Grupa PGE planuje kompleksową modernizację posiadanych jednostek i sieci w oparciu o technologie nisko- i zeroemisyjne. Do 2030 roku zakończona zostanie eksploatacja ciepłowniczych jednostek węglowych. Ich miejsce zajmą nowoczesne źródła, które zapewnią bezpieczeństwo dostaw, efektywność energetyczną i pozwolą na ograniczenie emisji.

Na inwestycje w ten segment do 2035 roku Grupa PGE planuje przeznaczyć około 18 mld PLN, z czego:

o 15 mld PLN zostanie przeznaczone na nowe jednostki wytwórcze, takie jak silniki gazowe, kotły elektrodowe, pompy ciepła, kotły wodne gazowe, kotły na biomasę oraz akumulatory ciepła,
o 3 mld PLN trafi na potencjalne akwizycje sieci ciepłowniczych i następnie ich modernizację w szczególności we współpracy z samorządami.
5 października 2023 roku Komitet Inwestycyjny PGE EC zaakceptował aktualizację Planu Dekarbonizacji aktywów wytwórczych zmierzającą do pełnej dekarbonizacji w perspektywie roku 2030 oraz zobligował zespół projektowy do cyklicznej aktualizacji Planu za względu na zmiany regulacyjne, dostępności nowych technologii oraz zmiany sytuacji geopolitycznej i gospodarczej. Obecnie trwają pracę nad kolejną aktualizacją Planu Dekarbonizacji uwzględniającą Strategię GK PGE.

Założenia szczegółowe segmentu

Poniżej przedstawiono kluczowe założenia wpływające na oszacowanie wartości użytkowej testowanych CGU:

uznanie za odrębne CGU poszczególnych oddziałów spółki PGE EC S.A. tj. Oddziału nr 1 w Krakowie (Elektrociepłownia Kraków), Oddziału Wybrzeże (Elektrociepłownia Gdańsk, Elektrociepłownia Gdynia), Oddziału w Rzeszowie (Elektrociepłownia Rzeszów), Oddziału w Lublinie (Elektrociepłownia w Lublinie Wrotków), Oddziału w Bydgoszczy (Elektrociepłownia Bydgoszcz I, Elektrociepłownia Bydgoszcz II), Oddziału w Gorzowie Wielkopolskim (Elektrociepłownia w Gorzowie Wielkopolskim), Oddziału w Zgierzu (Elektrociepłownia w Zgierzu), Oddziału w Kielcach (Elektrociepłownia w Kielcach), Oddziału Szczecin (Elektrociepłownia w Szczecinie, Elektrociepłownia w Pomorzanach, sieć ciepłownicza w Gryfinie),
uznanie za jedno CGU trzech zakładów produkcyjnych wchodzących w skład spółki KOGENERACJA tj. Elektrociepłowni Wrocław, Elektrociepłowni Czechnica oraz Elektrociepłowni Zawidawie,
założono, iż w prognozowanym okresie wytwórcy z GK PGE nie uzyskują przydziałów bezpłatnych uprawnień CO² na produkcję energii elektrycznej,
uwzględnienie przydziału darmowych uprawnień do emisji CO² w okresie 2025-2030 dla ciepłownictwa systemowego i wysokosprawnej kogeneracji. Państwa członkowskie mogą ubiegać się o przydział bezpłatnych uprawnień do emisji na ciepło w wysokości 30% w okresie od 2021 do 2030, przy czym wartość 30% odnosi się do benchmarku gazowego i dostaw ciepła na potrzeby komunalne,
przyjęcie założenia dla elektrociepłowni, iż w okresie rezydualnym istnieje wsparcie z rynku mocy lub jego ekwiwalent,
uwzględnienie systemu wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji w horyzoncie prognoz oraz okresie rezydualnym: dla istniejących jednostek założono wsparcie w zakresie premii gwarantowanej oraz w przypadku spełnienia warunku luki finansowej, premii gwarantowanej indywidualnej, dla nowych jednostek gazowych założono przyznanie premii kogeneracyjnej,
utrzymanie zdolności produkcyjnych w wyniku prowadzenia inwestycji o charakterze odtworzeniowym. Dla aktywów wytwórczych, dla których podjęto działania zmierzające do realizacji Planu Dekarbonizacji, nakłady o charakterze odtworzeniowym oznaczają transformację majątku produkcyjnego na aktywa zasilane gazem. Plan Dekarbonizacji dotyczy następujących lokalizacji: Kraków, Gdańsk, Gdynia, Wrocław, Bydgoszcz, Kielce,
uwzględnienie inwestycji rozwojowych, dla projektów o wysokim poziomie zaawansowania, które zostały ujęte w zatwierdzonym planie inwestycyjnym spółki,
przyjęcie skorygowanego średniego ważonego kosztu kapitału po opodatkowaniu zróżnicowanego w czasie:
o dla lat 2025-2026 na średniorocznym poziomie 8,84%,
o dla lat 2027-2030 na średniorocznym poziomie 7,55%.

W testach na utratę wartości aktywów za I półrocze 2024 roku średni ważony koszt kapitału po podatkowaniu kształtował się następująco:

o dla lat 2024-2025 na średniorocznym poziomie 8,50%,
o dla lat 2026-2030 na średniorocznym poziomie 6,59%.

Na 31 maja 2025 roku testowana wartość księgowa rzeczowych aktywów trwałych segmentu Ciepłownictwo wyniosła 6.763 mln PLN, a wartość firmy 192 mln PLN. W wyniku przeprowadzonego testu na utratę wartości aktywów Grupa stwierdziła brak konieczności ujęcia bądź rozwiązania odpisów aktualizujących wartość tych aktywów oraz wartości firmy.

Analiza wrażliwości

Zgodnie z MSR 36 Grupa przeprowadziła analizę wrażliwości dla jednostek wytwórczych segmentu Ciepłownictwo.

Poniżej przedstawiono wpływ zmiany kluczowych założeń przy zastosowaniu zasady ceteris paribus na wartość użytkową aktywów na 31 maja 2025 roku dla segmentu Ciepłownictwo.

		Wpływ na wartość użytkową w mln PLN
Parametr	Zmiana założeń	Zwiększenie	Zmniejszenie
	1%	653	-
Zmiana ceny energii elektrycznej w całym okresie prognozy	-1%	-	653
Zmiana WACC	+ 0,5 p.p.	-	3.126
	- 0,5 p.p.	3.915	-
Zmiana ceny uprawnień do emisji CO2	1%	-	233
	- 1%	233	-
	1%	-	33
Zmiana ceny węgla kamiennego	- 1%	33	-
	1%	-	330
Zmiana ceny gazu	-1%	330	-

Podsumowując wpływ zmian założeń ujętych w powyższej tabeli na wartość użytkową aktywów:

spadek ceny energii elektrycznej o 1% spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,7 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu,
wzrost WACC o 0,5 punktu procentowego spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 3,1 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu,
wzrost cen uprawnień do emisji CO² o 1% spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,2 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu,
wzrost ceny węgla kamiennego o 1% spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,03 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu,
wzrost ceny gazu o 1% spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,3 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu.

Opis założeń dla segmentu Energetyka Kolejowa

Testy na utratę wartości zostały przeprowadzone na 31 maja 2025 roku w odniesieniu do ośrodków wypracowujących środki pieniężne poprzez ustalenie ich wartości odzyskiwalnej. Wartość odzyskiwalna analizowanych aktywów została ustalona w oparciu o oszacowanie ich wartości użytkowej metodą zdyskontowanych przepływów pieniężnych netto na podstawie projekcji finansowych przygotowanych na okres od czerwca 2025 roku do 2031 roku. Zdaniem Grupy przyjęcie projekcji finansowych dłuższych niż pięcioletnie jest zasadne ze względu na długoterminowy okres życia aktywa oraz istotne prognozowane zmiany warunków rynkowych w przyszłości. Dzięki przyjęciu dłuższych projekcji wartość odzyskiwalna może być oszacowana bardziej rzetelnie.

Założenia szczegółowe

Poniżej przedstawiono kluczowe założenia wpływające na oszacowanie wartości użytkowej testowanych aktywów:

• z uwagi na szereg powiązań związanych ze zdolnością do generowania środków pieniężnych uznanie segmentu Energetyka Kolejowa za jedno CGU. Jedno CGU łączy działalność handlową i dystrybucyjną. Na dzień 13 maja 2025 roku został złożony w sądzie rejestrowym Plan Podziału spółki

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

Energetyka Kolejowa S.A. w celu rozdzielenia działalności obrotowej od dystrybucyjnej (tzw. "unbundling"). Z perspektywy Segmentu podział Spółki nie wpływa na określenie CGU oraz wyniki testu na trwałą utratę wartości rzeczowych aktywów trwałych, w związku z czym prognozy finansowe nie zawierają zmian z tym związanych,

przyjęcie prognoz wolumenów, marż oraz kosztów w oparciu o aktualny Plan Finansowy segmentu Energetyka Kolejowa, rzeczywistego wykonania oraz innych prognoz długoterminowych, zakładających w szczególności:
o utrzymanie stabilnego poziomu w zakresie dystrybucji wolumenu energii trakcyjnej,
o utrzymanie marżowości w zakresie obrotu energią trakcyjną,
o rozwój Oddziału Paliwa, zgodnie ze strategią Oddziału Paliwa,
o długoterminowe utrzymanie rentowności kontraktów zawieranych przez Oddział Usługi,
przyjęcie skorygowanego średniego ważonego kosztu kapitału po opodatkowaniu zróżnicowanego w czasie:
o dla Oddziału Dystrybucja w wysokości 7,14% dla całego okresu,
o dla pozostałych segmentów dla okresu od czerwiec 2025 roku do 2031 roku na średniorocznym poziomie 7,81%, po 2031 roku na poziomie 6,45%.

W testach na utratę wartości aktywów na koniec 2024 roku średni ważony koszt kapitału po podatkowaniu kształtował się następująco:

o dla Oddziału Dystrybucja w wysokości 6,05% dla całego okresu,
o dla pozostałych segmentów dla lat 2025-2030 na średniorocznym poziomie 7,06%, po 2030 roku na poziomie 6,42%.

Na 31 maja 2025 roku testowana wartość księgowa rzeczowych aktywów trwałych segmentu Energetyka Kolejowa wyniosła 6 958 mln PLN, wartość aktywów z tytułu relacji z klientami 471 mln PLN, a wartość firmy 345 mln PLN. W wyniku przeprowadzonego testu na utratę wartości aktywów Grupa stwierdziła brak konieczności ujęcia odpisów aktualizujących.

Analiza wrażliwości

Zgodnie z MSR 36 Utrata wartości aktywów Grupa przeprowadziła analizę wrażliwości segmentu Energetyka Kolejowa.

Poniżej przedstawiono wpływ zmiany kluczowych założeń przy zastosowaniu zasady ceteris paribus na wartość użytkową aktywów na 31 maja 2025 roku dla aktywów należących do segmentu Energetyka Kolejowa.

		Wpływ na wartość użytkową w mln PLN
Parametr	Zmiana założeń	Zwiększenie	Zmniejszenie
Zmiana ceny zakupu energii elektrycznej w całym okresie	+1%	39	-
prognozy	-1%	-	39
Zmiana marżowości na sprzedaży energii elektrycznej w	+1%	28	-
całym okresie prognozy	-1%	-	28
	+0,5 p.p.	-	330
Zmiana WACC (dla Oddziałów poza Dystrybucją)	- 0,5 p.p.	418	-
	+0,5 p.p.	-	269
Zmiana WACC (dla działalności dystrybucyjnej)	-0,5 p.p.	318	-

Podsumowując wpływ zmian założeń ujętych w powyższej tabeli na wartość użytkową aktywów:

spadek ceny zakupu energii elektrycznej o 1% spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,04 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu,
spadek marżowości na sprzedaży energii elektrycznej o 1% spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,03 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu,
wzrost WACC dla biznesów nieregulowanych (poza Dystrybucją) o 0,5 punktu procentowego spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,3 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu,
wzrost WACC dla działalności dystrybucyjnej o 0,5 punktu procentowego spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o około 0,3 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu.

Opis założeń dla PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o.

Testy na utratę wartości zostały przeprowadzone na 31 maja 2025 roku w odniesieniu do ośrodków wypracowujących środki pieniężne poprzez ustalenie ich wartości odzyskiwalnej. Określenie wartości godziwej dla bardzo dużych grup aktywów, dla których nie ma aktywnego rynku i mało jest porównywalnych transakcji, jest w praktyce bardzo trudne. W przypadku całych elektrowni, dla których należy określić wartość na lokalnym rynku, nie istnieją obserwowalne wartości godziwe. W związku z powyższym wartość odzyskiwalna analizowanych aktywów została ustalona w oparciu o oszacowanie ich wartości użytkowej metodą zdyskontowanych przepływów pieniężnych netto na podstawie projekcji finansowych przygotowanych na zakładany czas eksploatacji. Zdaniem Grupy przyjęcie projekcji finansowych dłuższych niż pięcioletnie jest zasadne ze względu na długoterminowy okres życia aktywa oraz istotne prognozowane zmiany warunków rynkowych w przyszłości. Dzięki przyjęciu dłuższych projekcji wartość odzyskiwalna może być oszacowana bardziej rzetelnie.

Poniżej przedstawiono kluczowe założenia wpływające na oszacowanie wartości użytkowej testowanych aktywów:

moc nominalna oraz średnia sprawność jednostek przyjęta zgodnie z parametrami gwarantowanymi w kontrakcie z wykonawcą oraz zakładany profil obciążenia,
okres eksploatacji: 25 lat (benchmarkowy techniczny okres życia jednostek CCGT),
nakłady inwestycyjne: realizacja inwestycji została zakończona w roku 2024. Założono nakłady inwestycyjne na dostosowanie do współspalania wodoru/zielonego gazu w wys. 200 mln PLN'22/jednostkę – do poniesienia w roku 2034 (szacunek ekspercki),
przyjęcie średniego ważonego kosztu kapitału po opodatkowaniu zróżnicowanego dla CGU, zgodnie z indywidualnie oszacowanym poziomem ryzyka oraz zróżnicowanego w czasie na średniorocznym poziomie 7,50% dla całego horyzontu eksploatacji jednostki, czyli do 2048 roku. W testach na utratę wartości za I półrocze 2024 roku średni ważony koszt kapitału po opodatkowaniu zróżnicowany dla CGU wynosił 6,84% dla całego horyzontu eksploatacji jednostki czyli do 2048 roku.

Na 31 maja 2025 roku testowana wartość księgowa rzeczowych aktywów trwałych należących do PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o. wyniosła 4.387 mln PLN. W wyniku przeprowadzonego testu na utratę wartości, Grupa stwierdziła brak konieczności ujęcia odpisów aktualizujących wartość tych aktywów.

Analiza wrażliwości

Zgodnie z MSR 36 Utrata wartości aktywów Grupa przeprowadziła analizę wrażliwości spółki PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o.

Poniżej przedstawiono wpływ zmiany kluczowych założeń przy zastosowaniu zasady ceteris paribus na wartość użytkową aktywów na 31 maja 2025 roku dla aktywów należących do spółki PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o.

		Wpływ na wartość użytkową w mln PLN
Parametr	Zmiana założeń	Zwiększenie	Zmniejszenie
Zmiana ceny energii elektrycznej w całym okresie	1%	271	-
prognozy	-1%	-	274
	+ 0,5 p.p.	-	119
Zmiana WACC	- 0,5 p.p.	125	-
	1%	63	-
Zmiana wolumenu produkcji	-1%	-	63

Podsumowując wpływ zmian założeń ujętych w powyższej tabeli na wartość użytkową aktywów:

spadek ceny energii elektrycznej o 1% spowodowałby zmniejszenie wyceny wartości użytkowej aktywów o około 0,27 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu,
wzrost WACC o 0,5 punktu procentowego spowodowałby zmniejszenie wyceny wartości użytkowej aktywów o około 0,12 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu,
spadek wolumenu produkcji o 1% spowodowałby zmniejszenie wyceny wartości użytkowej aktywów o około 0,06 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu.

Opis założeń dla PGE Nowy Rybnik sp. z o.o.

Testy na utratę wartości zostały przeprowadzone na 31 maja 2025 roku w odniesieniu do ośrodków wypracowujących środki pieniężne poprzez ustalenie ich wartości odzyskiwalnej. Określenie wartości godziwej dla bardzo dużych grup aktywów, dla których nie ma aktywnego rynku i mało jest porównywalnych transakcji, jest w praktyce bardzo trudne. W przypadku całych elektrowni, dla których należy określić wartość na lokalnym rynku, nie istnieją obserwowalne wartości godziwe. W związku z powyższym wartość odzyskiwalna analizowanych aktywów została ustalona w oparciu o oszacowanie ich wartości użytkowej metodą zdyskontowanych przepływów pieniężnych netto na podstawie projekcji finansowych przygotowanych na zakładany czas eksploatacji. Zdaniem Grupy przyjęcie projekcji finansowych dłuższych niż pięcioletnie jest zasadne ze względu na długoterminowy okres życia aktywa oraz istotne prognozowane zmiany warunków rynkowych w przyszłości. Dzięki przyjęciu dłuższych projekcji wartość odzyskiwalna może być oszacowana bardziej rzetelnie.

Poniżej przedstawiono kluczowe założenia wpływające na oszacowanie wartości użytkowej testowanych aktywów:

moc nominalna oraz średnia sprawność jednostek przyjęta zgodnie z parametrami gwarantowanymi w kontrakcie z wykonawcą oraz prognozowanym profilem obciążenia jednostek, wynikającym z projekcji wolumenu produkcji,
okres eksploatacji: 24 lata (projekcja do 2050 roku, natomiast okres benchmarkowej żywotności dla bloku gazowego wynosi 25 lat),
nakłady inwestycyjne: na rok 2025 i dalej przyjęto zgodnie z Planem Inwestycyjnym GK PGE i zawartymi kontraktami na budowę jednostek,
przyjęcie średniego ważonego kosztu kapitału po opodatkowaniu zróżnicowanego dla CGU, zgodnie z indywidualnie oszacowanym poziomem ryzyka oraz zróżnicowanego w czasie na średniorocznym poziomie 7,31% dla całego horyzontu eksploatacji jednostki, czyli do 2050 roku.

Na 31 maja 2025 roku testowana wartość księgowa rzeczowych aktywów trwałych należących do PGE Nowy Rybnik sp. z o.o. wyniosła 2.519 mln PLN. W wyniku przeprowadzonego testu na utratę wartości, Grupa stwierdziła brak konieczności ujęcia odpisów aktualizujących wartość tych aktywów.

Analiza wrażliwości

Zgodnie z MSR 36 Utrata wartości aktywów Grupa przeprowadziła analizę wrażliwości spółki PGE Nowy Rybnik sp. z o.o.

		Wpływ na wartość użytkową w mln PLN
Parametr	Zmiana założeń	Zwiększenie	Zmniejszenie
Zmiana ceny energii elektrycznej w całym okresie	1%	208	-
prognozy	-1%	-	208
	+ 0,5 p.p.	-	159
Zmiana WACC	- 0,5 p.p.	170	-
	1%	50	-
Zmiana wolumenu produkcji	-1%	-	50

Podsumowując wpływ zmian założeń ujętych w powyższej tabeli na wartość użytkową aktywów:

spadek ceny energii elektrycznej o 1% spowodowałby zmniejszenie wyceny wartości użytkowej aktywów o około 0,2 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu,
wzrost WACC o 0,5 punktu procentowego spowodowałby zmniejszenie wyceny wartości użytkowej aktywów o około 0,16 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu,
spadek wolumenu produkcji o 1% spowodowałby zmniejszenie wyceny wartości użytkowej aktywów o około 0,05 mld PLN oraz nie wpłynąłby na powstanie odpisu.

Analiza przesłanek dla projektu Morska Energetyka Wiatrowa

W 2021 roku podmioty grupy Ørsted objęły udziały w podwyższonym kapitale spółek Elektrownia Wiatrowa Baltica – 2 i Elektrownia Wiatrowa Baltica – 3. Po tej transakcji grupa Ørsted stała się 50% udziałowcem w spółkach EWB2 i EWB3. W efekcie transakcji GK PGE utraciła kontrolę nad tymi dwoma spółkami. Na podstawie umów zawartych pomiędzy GK PGE a spółkami z grupy Ørsted, EWB2 i EWB3 stanowią tzw. wspólną działalność w rozumieniu MSSF 11 Wspólne ustalenia umowne. W wyniku rozliczenia utraty kontroli na poziomie skonsolidowanego sprawozdania finansowego rozpoznana została wartość firmy w wysokości 81 mln PLN.

Na 31 maja 2025 roku Grupa Kapitałowa PGE dokonała analizy przesłanek w celu weryfikacji czy mogła nastąpić utrata wartości firmy. Na jej podstawie, zdaniem Grupy PGE nie wystąpiły przesłanki do przeprowadzenia testu na utratę wartości firmy powstałej na projektach EWB2 i EWB3, z wnioskami aktualnymi na 30 0ca 2025 roku.

Najważniejsze czynniki analizy obejmowały:

analizę strony przychodowej zabezpieczonej kontraktem różnicowym,
wpływ wzrostu inflacji i średniego ważonego kosztu kapitału,
harmonogram projektów,
kamienie milowe osiągnięte przez projekty,
budżety fazy rozwoju (DEVEX) i realizacji projektu (CAPEX).

Projektom EWB2 i EWB3 przysługuje wsparcie publiczne i w konsekwencji zabezpieczenie strony przychodowej, która podlega waloryzacji o inflację, co pozwala częściowo ograniczyć negatywne aspekty otoczenia makroekonomicznego.

Faza rozwoju projektu EWB3 jest realizowana z zatwierdzonego budżetu, zgodnie z zaktualizowanym harmonogramem projektu uwzględniającym przesunięcie terminu na wytworzenie i wprowadzenie do sieci po raz pierwszy energii elektrycznej, zgodnie z pozytywną decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. W styczniu 2025 roku została podjęta Finalna Decyzja Inwestycyjna dla projektu EWB2, skutkiem której faza rozwoju uległa zakończeniu wraz z rozpoczęciem fazy budowy, zgodnie z założonym harmonogramem.

W związku z powyższym, zdaniem Grupy PGE na 31 maja 2025 roku nie występują przesłanki do przeprowadzenia testu z tytułu wartości firmy powstałej na projektach EWB2 i EWB3. Wnioski te są aktualne na dzień 30 września 2025 roku.

Rzeczowe aktywa trwałe segmentu Dystrybucja

Wartość księgowa rzeczowych aktywów trwałych związanych z działalnością dystrybucyjną na dzień sprawozdawczy wynosi około 27 mld PLN i stanowi około 43% sumy skonsolidowanych rzeczowych aktywów trwałych Grupy Kapitałowej PGE. Ich wartość odzyskiwalna zależy głównie od taryfy zatwierdzonej przez PURE. Przychód regulowany (taryfowy) ustalany corocznie zapewnia pokrycie uzasadnionych kosztów: operacyjnych, amortyzacji, podatków, zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej, kosztów przeniesionych oraz osiągnięcie zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność dystrybucyjną na uzasadnionym poziomie. Poziom zwrotu z zaangażowanego kapitału jak i amortyzacja uzależnione są od tzw. Wartości Regulacyjnej Aktywów.

Grupa Kapitałowa PGE nie stwierdziła na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego przesłanek świadczących o utracie wartości rzeczowych aktywów trwałych przypisanych do działalności dystrybucyjnej.

Zmiana zasad rachunkowości i prezentacji danych

Nowe standardy i interpretacje, które weszły w życie 1 stycznia 2025 roku

Zasady (polityki) rachunkowości zastosowane do sporządzenia niniejszego sprawozdania finansowego są spójne z tymi, które zastosowano przy sporządzaniu sprawozdania finansowego za 2024 rok. Poniższe zmiany do MSSF, zostały zastosowane w niniejszym sprawozdaniu finansowym zgodnie z ich datą wejścia w życie. Poniższe zmiany nie miały istotnego wpływu na zaprezentowane i ujawnione informacje finansowe lub nie miały zastosowania do transakcji zawieranych przez Grupę, albo ich zastosowanie jest wymagane dopiero w rocznym sprawozdaniu finansowym:

• Zmiany do MSR 21 - zmiany dotyczą skutków zmian kursów wymiany walut obcych – braku wymienialności.

Grupa nie zdecydowała się na wcześniejsze zastosowanie żadnego standardu, interpretacji lub zmiany, które zostały opublikowane, lecz nie weszły dotychczas w życie w świetle przepisów Unii Europejskiej.

Zmiana prezentacji danych porównawczych

W przedstawionym śródrocznym sprawozdaniu finansowym dane porównawcze w sprawozdaniu z całkowitych dochodów oraz informacji dodatkowej za okresy 9 miesięcy i 3 miesięcy zakończone 30 września 2024 roku zostały zmienione w stosunku do danych opublikowanych za te okresy. Zmiana wynikała z korekty prezentacji pozostałych przychodów i kosztów operacyjnych oraz przychodów i kosztów finansowych, które w poprzednio opublikowanych sprawozdaniach finansowych zostały skompensowane i zaprezentowane w ujęciu netto. Wpływ przekształcenia został przedstawiony w poniższej tabeli.

SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW

	9 miesięcy zakończone 30 września 2024 dane publikowane	Zmiana prezentacji szyk rozwarty	9 miesięcy zakończone 30 września 2024 dane przekształcone	3 miesiące zakończone 30 września 2024 dane publikowane	Zmiana prezentacji szyk rozwarty	3 miesiące zakończone 30 września 2024 dane przekształcone
ZYSK BRUTTO ZE SPRZEDAŻY	5.580	-	5.580	2.259	-	2.259
Koszty sprzedaży i dystrybucji	(775)	-	(775)	(313)	-	(313)
Koszty ogólnego zarządu	(1.385)	-	(1.385)	(480)	-	(480)
Pozostałe przychody/(koszty) operacyjne netto	736	(736)	-	(169)	169	-
Pozostałe przychody operacyjne	-	1.113	1.113	-	(129)	(129)
Pozostałe koszty operacyjne	-	(377)	(377)	-	(40)	(40)
ZYSK/(STRATA) Z DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ	4.156	-	4.156	1.297	-	1.297
Przychody/(Koszty) finansowe netto, w tym:	(545)	545	-	(223)	223	-
Przychody odsetkowe obliczone z zastosowaniem metody efektywnej stopy procentowej*	261	(6)	255	103	(20)	83
Przychody finansowe	-	540	540	-	132	132
Koszty finansowe	-	(1.085)	(1.085)	-	(355)	(355)
Udział w (stracie) jednostek wykazywanych metodą praw własności	(64)	-	(64)	(44)	-	(44)
ZYSK/(STRATA) PRZED OPODATKOWANIEM	3.547	-	3.547	1.030	-	1.030

^*przekształcenie uwzględnia znetowanie odsetek naliczonych od obligacji Autostrada Wielkopolska S.A. i utworzonego na nie odpisu aktualizującego

Dodatkowo GK PGE do segmentu Działalność Pozostała włączyła segment Gospodarka Obiegu Zamkniętego, którego aktywa i wyniki w poprzednich okresach były ujmowane i analizowane w ramach odrębnie raportowanego segmentu. Dane porównawcze w notach 6.1 oraz 7.1 zostały odpowiednio przekształcone.

Hierarchia wartości godziwej

Instrumenty pochodne

Grupa wycenia instrumenty pochodne w wartości godziwej przy zastosowaniu modeli wyceny instrumentów finansowych, wykorzystując ogólnie dostępne w platformach informacyjnych kursy walutowe, stopy procentowe, krzywe dyskontowe w poszczególnych walutach (obowiązujące również dla towarów, których ceny wyrażone są w tych walutach) pochodzące z aktywnych rynków. Wartość godziwa instrumentów pochodnych ustalana jest w oparciu o zdyskontowane przyszłe przepływy z tytułu zawartych transakcji kalkulowane w oparciu o różnicę między ceną terminową a transakcyjną. Wycena transakcji IRS jest różnicą zdyskontowanych przepływów odsetkowych strumienia stałoprocentowego i zmiennoprocentowego. Wycena transakcji CCIRS jest różnicą zdyskontowanych przepływów płaconych i otrzymywanych w dwóch różnych walutach. Terminowych kursów wymiany walut nie modeluje się jako osobnego czynnika ryzyka, ale wyprowadza z kursu spot i odpowiedniej terminowej stopy procentowej dla waluty obcej w stosunku do PLN.

Zawarte przez Grupę w 2024 roku transakcje typu Deal Contingent Swap (DCS) były instrumentami zabezpieczającym ryzyko stopy procentowej o charakterze warunkowym, których uruchomienie było uzależnione od spełnienia warunków zawieszających wymaganych do uruchomienia finansowania przyszłych przedsięwzięć inwestycyjnych. Instrumenty te były wyceniane w sposób zbliżony do standardowych transakcji IRS, z uwzględnieniem korekt związanych z charakterystykami warunkowości. Wycena DCS zawierała korektę o parametr prawdopodobieństwa wystąpienia zdarzeń zawieszających, od których uzależniona była aktywacja instrumentu. Dodatkowo, przepływy pieniężne wynikające z instrumentu DCS, takie jak wysokość marży, uzależnione od momentu wystąpienia zdarzenia zawieszającego, modelowane były w oparciu o analizę scenariuszową. W styczniu 2025 roku w momencie podjęcia FID, spełniony został element warunkowy transakcji Deal Contingent Swap. Od tego momentu nowa transakcja jest wyceniana jak standardowa transakcja IRS, bez uwzględnienia wcześniejszych korekt związanych z ryzykiem niewystąpienia zdarzenia warunkowego.

Transakcje zabezpieczające ryzyko towarowe oraz inflacyjne (SWAP towarowy i inflacyjny) są oparte o indeksy zawarte w umowach. Indeksy te są notowane na giełdach towarowych lub ich ceny są wyznaczone na rynku OTC.

Przyszłe kształtowanie się stóp procentowych, kursów walutowych czy poziomów cen EUA w sposób inny niż zaprognozowany przez Grupę będzie miał wpływ na przyszłe sprawozdania finansowe.

W kategorii aktywów i zobowiązań finansowych wycenianych w wartości godziwej przez wynik Grupa wykazuje instrumenty finansowe związane z handlem prawami do emisji CO² – forward walutowy i towarowy, ponadto kontrakty na zakup i sprzedaż węgla, zakup i sprzedaż gazu oraz SWAPy towarowe (Poziom 2).

Dodatkowo Grupa prezentuje instrument pochodny zabezpieczający kurs walutowy (EUR/PLN) oraz stopę procentową CCIRS oraz transakcje zabezpieczające IRS zamieniające zmienną stopę w PLN na stałą stopę w PLN (Poziom 2).

Grupa posiada w swoim portfelu umowy sprzedaży energii elektrycznej typu PPA. Cztery z nich zawierają wbudowane instrumenty pochodne, które są wyceniane na koniec każdego okresu sprawozdawczego. Skutki zmian wartości tych instrumentów odnoszone są w wynik okresu w pozycji przychodów/kosztów finansowych. Sprzedaż energii z fizyczną dostawą realizowana jest dwuskładnikowo w postaci stałego elementu (w określonym grafiku na dany rok) oraz składnika zmiennego odnoszącego się do rzeczywistej produkcji energii elektrycznej i ceny rynkowej w miesięcznych okresach rozliczeniowych. Umowy zostały zawarte na okres do 10 lat, a prawa i obowiązki z nich wynikające ustalono do 31 grudnia 2025 roku oraz do 31 grudnia 2030 roku.

Instrumenty pochodne wyceniono z wykorzystaniem metody zdyskontowanych przepływów pieniężnych (DCF). Przepływy pieniężne netto skalkulowano jako iloczyn wolumenu zadeklarowanego do dostarczenia wynikającego z umowy oraz różnicy między ustaloną ceną za wskazany wolumen i prognozowaną ceną energii elektrycznej w danym okresie.

Na potrzeby wyceny opisywanego instrumentu finansowego opracowano prognozę cen energii elektrycznej na okres tożsamy z okresem sprzedaży energii elektrycznej w ramach umów PPA.

Dyskontowanie przepływów pieniężnych wykonano przy wykorzystaniu wskaźnika WIBOR 1M, aby uzyskać wycenę Mark-to-Market. Biorąc pod uwagę standard MSSF 13 definiujący wartość godziwą, oraz standard MSSF 9 nakładający wymogi w zakresie uwzględniania ryzyka niewykonania obowiązku wynikającego z kontraktu przy determinowaniu wartości godziwej, do dyskontowania przepływów pieniężnych dodatkowo wprowadzono korektę odzwierciedlającą jakość i ryzyko kredytowe podmiotu bądź kontrahenta, w zależności od klasyfikacji instrumentu pochodnego jako instrument w pieniądzu bądź poza pieniądzem.

Wartość godziwa instrumentów pochodnych wbudowanych w kontrakt różnicowy CfD została ustalona zgodnie z MSSF 13 przy zastosowaniu technik wyceny opartych na danych nieobserwowalnych, co skutkuje klasyfikacją do poziomu 3 hierarchii wartości godziwej. Wycena instrumentu pochodnego o charakterze inflacyjnym została przeprowadzona w oparciu o oczekiwany poziom inflacji w Polsce oraz w strefie Euro, oszacowany odpowiednio na podstawie dostępnych projekcji publikowanych przez Narodowy Bank Polski oraz Europejski Bank Centralny. Założenia te odzwierciedlają oczekiwania Grupy co do kształtowania się poziomu inflacji w okresie obowiązywania kontraktu różnicowego (CfD).

Wycena instrumentu walutowego została dokonana z wykorzystaniem prognozowanego kursu EUR/PLN, ustalonego, z uwagi na długoterminowy charakter instrumentu, na podstawie dyferencjału stóp procentowych. Parametr zmienności kursu walutowego został oszacowany na podstawie danych rynkowych pozyskanych z serwisu Refinitiv Workspace. Wszystkie powyższe założenia stanowią dane nieobserwowalne i zostały uwzględnione w modelu wyceny opcji zastosowanym do określenia wartości godziwej instrumentu.

		Aktywa na dzień 30 września 2025			Zobowiązania na dzień 30 września 2025
HIERARCHIA WARTOŚCI GODZIWEJ	Poziom 1	Poziom 2	Poziom 3	Poziom 1	Poziom 2	Poziom 3
Węgiel kamienny w działalności tradingowej	157	-	-	-	-	-
ZAPASY	157	-	-	-	-	-
Forward walutowy	-	1	-	-	12	-
SWAP towarowy	-	37	-	-	6	-
Kontrakty na zakup/sprzedaż węgla	-	35	-	-	3	-
Instrumenty pochodne wbudowane w umowy handlowe	-	-	-	-	-	138
Instrumenty pochodne wbudowane w kontrakt różnicowy CfD	-	-	1.030	-	-	164
Opcje	-	10	-	-	-	-
INSTRUMENTY POCHODNE WYCENIANE W WARTOŚCI GODZIWEJ PRZEZ WYNIK FINANSOWY	-	83	1.030	-	21	302
Transakcje zabezpieczające CCIRS	-	13	-	-	-	-
Transakcje zabezpieczające IRS	-	108	-	-	101	-
Forward walutowy EUR	-	4	-	-	691	-
Forward towarowy all-in-one-hedge	-	131	-	-	166	-
SWAP towarowy	-	-	-	-	10	-
SWAP inflacyjny	-	1	-	-	17	-
INSTRUMENTY POCHODNE ZABEZPIECZAJĄCE	-	257	-	-	985	-
Jednostki uczestnictwa w funduszu inwestycyjnym	-	35	-	-	-	-
POZOSTAŁE AKTYWA/ ZOBOWIĄZANIA WYCENIANE W WARTOŚCI GODZIWEJ PRZEZ WYNIK FINANSOWY	-	35	-	-	-	-

		Aktywa na dzień 31 grudnia 2024		Zobowiązania na dzień 31 grudnia 2024
HIERARCHIA WARTOŚCI GODZIWEJ	Poziom 1	Poziom 2	Poziom 3	Poziom 1	Poziom 2	Poziom 3
Węgiel kamienny w działalności tradingowej	309	-	-	-	-	-
ZAPASY	309	-	-	-	-	-
Forward walutowy	-	-	-	-	9	-
SWAP towarowy	-	12	-	-	11	-
Kontrakty na zakup/sprzedaż węgla	-	31	-	-	1	-
Instrumenty pochodne wbudowane w umowy handlowe	-	-	-	-	-	212
Opcje	-	2	-	-	-	-
INSTRUMENTY POCHODNE WYCENIANE W WARTOŚCI GODZIWEJ PRZEZ WYNIK FINANSOWY	-	45	-	-	21	212
Transakcje zabezpieczające CCIRS	-	36	-	-	-	-
Transakcje zabezpieczające IRS	-	176	-	-	-	-
Forward walutowy EUR	-	2	-	-	383	-
Forward towarowy all-in-one-hedge	-	186	-	-	46	-
Instrumenty warunkowe DCS	-	-	-	-	599	-
SWAP towarowy	-	-	-	-	15	-
SWAP inflacyjny	-	-	-	-	15	-
INSTRUMENTY POCHODNE ZABEZPIECZAJĄCE	-	400	-	-	1.058	-
Jednostki uczestnictwa w funduszu inwestycyjnym	-	34	-	-	-	-
POZOSTAŁE AKTYWA/ ZOBOWIĄZANIA WYCENIANE W WARTOŚCI GODZIWEJ PRZEZ WYNIK FINANSOWY	-	34	-	-	-	-

Instrumenty pochodne zostały zaprezentowane w nocie 19 niniejszego sprawozdania finansowego. W okresie sprawozdawczym nie wystąpiły przesunięcia instrumentów finansowych pomiędzy poziomami hierarchii wartości godziwej.

NOTY OBJAŚNIAJĄCEDOSKONSOLIDOWANEGOSPRAWOZDANIA FINANSOWEGO

NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SEGMENTÓW OPERACYJNYCH

Informacje dotyczące segmentów działalności

Spółki Grupy Kapitałowej PGE prowadzą działalność na podstawie odpowiednich koncesji, w tym przede wszystkim koncesji na: wytwarzanie, obrót i dystrybucję energii elektrycznej, wytwarzanie, przesył i dystrybucję ciepła, przyznawane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz koncesji na wydobywanie węgla brunatnego ze złóż, udzielanych przez Ministra Środowiska. Koncesje są z reguły wydawane na okres pomiędzy 10 a 50 lat.

Do koncesji na wydobycie węgla, wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła oraz dystrybucję energii elektrycznej i ciepła przypisane są odpowiednie aktywa, przedstawione w szczegółowych informacjach na temat segmentów operacyjnych. W związku z posiadanymi koncesjami dotyczącymi energii elektrycznej i ciepła ponoszone są roczne opłaty zależne od poziomu obrotów. W przypadku prowadzenia działalności koncesjonowanej związanej z wydobyciem węgla brunatnego ponoszone są opłaty eksploatacyjne zależne od obowiązującej stawki i wielkości wydobycia, a także opłaty za użytkowanie górnicze.

GK PGE prezentuje informacje dotyczące segmentów działalności za bieżący oraz porównawczy okres sprawozdawczy zgodnie z MSSF 8 Segmenty operacyjne. Podział sprawozdawczości Grupy oparty jest na segmentach:

Energetyka Odnawialna obejmuje wytwarzanie energii elektrycznej w elektrowniach szczytowo-pompowych oraz ze źródeł odnawialnych. Ponadto w strukturach segmentu są spółki zajmujące się budową magazynów energii elektrycznej.
Energetyka Gazowa obejmuje wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach gazowych.
Energetyka Węglowa (poprzednio Energetyka Konwencjonalna) obejmuje wydobycie węgla brunatnego oraz wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach konwencjonalnych a także działalność pomocniczą w powyższym zakresie.
Ciepłownictwo obejmuje wytwarzanie energii cieplnej i elektrycznej w źródłach kogeneracyjnych oraz przesyłanie i dystrybucję ciepła.
Dystrybucja obejmuje zarządzanie lokalnymi sieciami dystrybucyjnymi oraz przesyłanie energii elektrycznej tymi sieciami.
Energetyka Kolejowa obejmuje przede wszystkim dystrybucję i sprzedaż energii elektrycznej do przewoźników kolejowych oraz klientów skupionych wokół linii kolejowych, sprzedaż paliw oraz utrzymanie i modernizację sieci trakcyjnej wraz z pozostałymi usługami elektroenergetycznymi.
Obrót obejmuje sprzedaż i zakup energii elektrycznej oraz gazu ziemnego na rynku hurtowym, obrót uprawnieniami do emisji CO2, prawami majątkowymi wynikającymi ze świadectw pochodzenia oraz zakup i dostawy paliw a także sprzedaż energii elektrycznej oraz świadczenie usług odbiorcom końcowym.
Działalność pozostała obejmuje świadczenie usług przez spółki zależne na rzecz Grupy Kapitałowej np. organizacja pozyskiwania finansowania, świadczenie usług informatycznych, transportowych oraz inwestycje w start-up'y. Przedmiotem działalności spółek z tego segmentu jest również zapewnienie kompleksowej obsługi w zakresie zarządzania Ubocznymi Produktami Spalania, świadczenie usług w obszarach pomocniczych dla wytwórców energii elektrycznej i ciepła oraz dostaw materiałów.

Organizacja i zarządzanie Grupą PGE odbywa się w podziale na segmenty uwzględniające rodzaj oferowanych produktów i usług. Każdy z segmentów stanowi strategiczną jednostkę gospodarczą, oferującą, co do zasady, inne produkty i obsługującą inne rynki. Przypisanie poszczególnych jednostek do segmentów działalności zostało przedstawione w nocie 1.3 niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego. GK PGE rozlicza transakcje między segmentami w taki sposób, jakby dotyczyły one podmiotów niepowiązanych – na warunkach rynkowych. Analizując wyniki poszczególnych segmentów działalności kierownictwo Grupy zwraca przede wszystkim uwagę na osiągany wynik EBITDA.

W bieżącym okresie GK PGE do segmentu Działalność Pozostała włączyła segment Gospodarka Obiegu Zamkniętego, którego aktywa i wyniki w poprzednich okresach były ujmowane i analizowane w ramach odrębnie raportowanego segmentu. Dane porównawcze zostały odpowiednio przekształcone.

Sezonowość segmentów działalności

Główne czynniki wpływające na zapotrzebowanie na energię elektryczną i ciepło to:

czynniki atmosferyczne temperatura powietrza, siła wiatru, wielkość opadów,
czynniki socjoekonomiczne liczba odbiorców energii, ceny nośników energii, rozwój gospodarczy PKB oraz

• czynniki technologiczne – postęp technologiczny, technologia wytwarzania produktów.

Każdy z tych czynników ma wpływ na techniczne i ekonomiczne warunki wytwarzania i dystrybucji nośników energii, a tym samym wpływa na wyniki uzyskiwane przez spółki Grupy Kapitałowej PGE.

Poziom sprzedaży energii elektrycznej w ciągu roku jest zmienny i zależy przede wszystkim od czynników atmosferycznych – temperatura powietrza, długość dnia. Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną jest szczególnie widoczny w okresach zimowych, natomiast niższe zapotrzebowanie obserwujemy w okresach letnich. Ponadto, zmiany sezonowe widoczne są wśród wybranych grup odbiorców końcowych. Efekty sezonowości są bardziej znaczące dla gospodarstw domowych, niż dla sektora przemysłowego.

W segmencie Energetyka Odnawialna energia elektryczna wytwarzana jest z zasobów środowiska naturalnego takich jak woda, wiatr, słońce. Warunki meteorologiczne są istotnym czynnikiem wpływającym na produkcję energii elektrycznej w tym segmencie.

Sprzedaż ciepła zależy w szczególności od temperatury powietrza i jest większa w okresie zimowym, a mniejsza w okresie letnim.

Informacje dotyczące segmentów operacyjnych

Informacje dotyczące segmentów operacyjnych za okres 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2025 roku lub na dzień 30 września 2025 roku

	Odnawialna Energetyka	Energetyka Gazowa	Energetyka Węglowa	Ciepłownictwo	Dystrybucja	Energetyka Kolejowa	Obrót	Działalność pozostała	Korekty	Razem
RACHUNEK ZYSKÓW I STRAT
Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych	1.585	364	9.665	4.134	8.007	3.825	16.932	239	5	44.756
Sprzedaż między segmentami	504	3.393	10.008	2.583	365	33	11.369	544	(28.799)	-
PRZYCHODY SEGMENTU, RAZEM	2.089	3.757	19.673	6.717	8.372	3.858	28.301	783	(28.794)	44.756
Koszt własny sprzedaży	(1.176)	(3.436)	(27.648)	(5.497)	(5.395)	(2.908)	(25.874)	(564)	27.815	(44.683)
EBIT	663	224	(8.986)	844	2.775	633	1.517	120	186	(2.024)
Amortyzacja, likwidacja oraz odpisy ujęte w wyniku finansowym	707	181	9.261	634	1.149	337	30	53	(38)	12.314
EBITDA	1.370	405	275	1.478	3.924	970	1.547	173	148	10.290
STRATA PRZED OPODATKOWANIEM	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(2.937)
Podatek dochodowy	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(3.642)
STRATA NETTO ZA OKRES SPRAWOZDAWCZY	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(6.579)
AKTYWA I ZOBOWIĄZANIA
Aktywa segmentu bez RAT, WN, PDUA i należności z tytułu dostaw i usług	1.370	189	2.726	749	113	206	3.891	134	(3.208)	6.170
RAT, WN, PDUA	9.786	7.226	4.554	9.156	28.084	7.528	329	543	(680)	66.526
Należności z tytułu dostaw i usług	314	438	1.547	501	1.546	660	5.170	143	(4.770)	5.549
Udziały i akcje wykazywane metodą praw własności	-	-	-	-	-	-	-	-	-	387
Aktywa nieprzypisane	-	-	-	-	-	-	-	-	-	17.189
AKTYWA, RAZEM										95.821
Zobowiązania segmentu z wyłączeniem zobowiązań z tytułu dostaw i usług	3.507	744	19.606	3.038	8.507	817	2.255	262	(3.965)	34.771
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług	120	335	978	289	599	2.026	4.816	75	(4.854)	4.384
Zobowiązania nieprzypisane										17.211
ZOBOWIĄZANIA, RAZEM										56.366
POZOSTAŁE INFORMACJE DOTYCZĄCE SEGMENTU
Nakłady inwestycyjne / Zwiększenia PDUA	2.377	1.315	466	863	2.342	256	6	156	(201)	7.580
Odpisy aktualizujące wartość aktywów finansowych i niefinansowych	405	-	8.990	89	30	1	101	(2)	-	9.614
Pozostałe koszty niepieniężne*	45	389	10.767	1.546	203	92	233	24	(134)	13.165

^*Zmiany o charakterze niepieniężnym dotyczą rezerw m.in. na rekultywację, uprawnienia do emisji CO2, nagrody jubileuszowe, taryfę pracowniczą i zobowiązań niefinansowych z tyt. świadczeń pracowniczych ujętych w wyniku oraz innych całkowitych dochodach.

Informacje dotyczące segmentów operacyjnych za okres 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2024 roku lub na dzień 31 grudnia 2024 roku

dane przekształcone	Energetyka Odnawialna	Energetyka Gazowa	Energetyka Węglowa	Ciepłownictwo	Dystrybucja	Energetyka Kolejowa	Obrót	Działalność pozostała	Korekty	Razem
RACHUNEK ZYSKÓW I STRAT
Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych	1.092	629	12.299	3.845	7.817	3.792	17.176	203	3	46.856
Sprzedaż między segmentami	787	120	10.161	3.204	428	38	13.742	489	(28.969)	-
PRZYCHODY SEGMENTU, RAZEM	1.879	749	22.460	7.049	8.245	3.830	30.918	692	(28.966)	46.856
Koszt własny sprzedaży	(992)	(690)	(22.590)	(6.399)	(5.705)	(3.023)	(28.980)	(483)	27.586	(41.276)
EBIT	732	32	(1.288)	310	2.309	392	1.598	114	(43)	4.156
Amortyzacja, likwidacja oraz odpisy ujęte w wyniku finansowym	296	8	1.074	617	1.053	333	27	46	(12)	3.442
EBITDA	1.028	40	(214)	927	3.362	725	1.625	160	(55)	7.598
ZYSK PRZED OPODATKOWANIEM	-	-	-	-	-		-	-	-	3.547
Podatek dochodowy	-	-	-	-	-		-	-	-	(736)
ZYSK NETTO ZA OKRES SPRAWOZDAWCZY	-	-	-	-	-		-	-	-	2.811
AKTYWA I ZOBOWIĄZANIA
Aktywa segmentu bez RAT, WN, PDUA i należności z tytułu dostaw i usług	972	266	12.478	2.289	51	208	1.330	109	(1.452)	16.251
RAT, WN, PDUA	7.901	6.103	13.092	8.872	26.836	7.621	354	446	(453)	70.772
Należności z tytułu dostaw i usług	224	121	1.809	1.541	1.747	690	9.216	158	(9.033)	6.473
Udziały i akcje wykazywane metodą praw własności	-	-	-	-	-		-	-	-	371
Aktywa nieprzypisane	-	-	-	-	-		-	-	-	10.127
AKTYWA, RAZEM	-	-	-	-	-		-	-	-	103.994
Zobowiązania segmentu z wyłączeniem zobowiązań z tytułu dostaw i usług	960	502	25.073	2.852	3.585	864	4.775	244	(2.346)	36.509
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług	120	237	1.133	4.126	597	2.563	5.451	101	(9.127)	5.201
Zobowiązania nieprzypisane	-	-	-	-	-		-	-	-	16.755
ZOBOWIĄZANIA, RAZEM	-	-	-	-	-		-	-	-	58.465
POZOSTAŁE INFORMACJE DOTYCZĄCE SEGMENTU
Nakłady inwestycyjne / Zwiększenia PDUA	1.082	1.873	603	871	2.676	299	21	89	(289)	7.225
Odpisy aktualizujące wartość aktywów finansowych i niefinansowych	-	-	66	89	10	149	31	-	-	345
Pozostałe koszty niepieniężne *)	43	22	14.011	1.970	136	115	(278)	31	(175)	15.875

Informacje dotyczące segmentów operacyjnych za okres 3 miesięcy zakończony dnia 30 września 2025 roku

	Odnawialna Energetyka	Energetyka Gazowa	Energetyka Węglowa	Ciepłownictwo	Dystrybucja	Energetyka Kolejowa	Obrót	Działalność pozostała	Korekty	Razem
RACHUNEK ZYSKÓW I STRAT
Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych	466	137	2.892	751	2.566	1.243	5.649	80	1	13.785
Sprzedaż między segmentami	198	1.194	3.386	543	141	9	5.718	188	(11.377)	-
PRZYCHODY SEGMENTU, RAZEM	664	1.331	6.278	1.294	2.707	1.252	11.367	268	(11.376)	13.785
Koszt własny sprzedaży	(318)	(1.175)	(6.320)	(1.212)	(1.738)	(964)	(10.790)	(184)	11.118	(11.583)
EBIT	301	122	(343)	(20)	911	187	275	47	18	1.498
Amortyzacja, likwidacja oraz odpisy ujęte w wyniku finansowym	101	60	235	232	389	108	10	21	(10)	1.146
EBITDA	402	182	(108)	212	1.300	295	285	68	8	2.644
ZYSK PRZED OPODATKOWANIEM	-	-	-	-	-	-	-	-	-	787
Podatek dochodowy	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(243)
ZYSK NETTO ZA OKRES SPRAWOZDAWCZY	-	-	-	-	-	-	-	-	-	544
Nakłady inwestycyjne / Zwiększenia PDUA	986	60	186	358	938	115	2	81	(60)	2.666

Informacje dotyczące segmentów operacyjnych za okres 3 miesięcy zakończony dnia 30 września 2024 roku

dane przekształcone	Energetyka Odnawialna	Energetyka Gazowa	Energetyka Węglowa	Ciepłownictwo	Dystrybucja	Energetyka Kolejowa	Obrót	Działalność pozostała	Korekty	Razem
RACHUNEK ZYSKÓW I STRAT
Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych	407	448	4.479	744	2.528	1.264	5.618	73	1	15.562
Sprzedaż między segmentami	217	112	3.231	693	109	14	859	176	(5.411)	-
PRZYCHODY SEGMENTU, RAZEM	624	560	7.710	1.437	2.637	1.278	6.477	249	(5.410)	15.562
Koszt własny sprzedaży	(286)	(479)	(7.194)	(1.376)	(1.796)	(1.008)	(6.007)	(170)	5.013	(13.303)
EBIT	281	72	(296)	(47)	766	164	312	45	-	1.297
Amortyzacja, likwidacja oraz odpisy ujęte w wyniku finansowym	100	7	354	201	364	114	9	15	(3)	1.161
EBITDA	381	79	58	154	1.130	278	321	60	(3)	2.458
ZYSK PRZED OPODATKOWANIEM	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1.030
Podatek dochodowy	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(308)
ZYSK NETTO ZA OKRES SPRAWOZDAWCZY	-	-	-	-	-	-	-	-	-	722
Nakłady inwestycyjne / Zwiększenia PDUA	467	819	203	258	767	100	6	55	(95)	2.580

NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW

Przychody i koszty

Przychody ze sprzedaży

Przychody ze sprzedaży za okres zakończony 30 września 2025 roku w podziale na kategorie

Poniższa tabela przedstawia uzgodnienie między ujawnieniem przychodów w podziale na kategorie

a informacjami o przychodach, które Grupa ujawnia dla każdego segmentu sprawozdawczego.

	Odnawialna Energetyka	Energetyka Gazowa	Energetyka Węglowa	Ciepłownictwo	Dystrybucja	Energetyka Kolejowa	Obrót	Działalność pozostała	Korekty	Razem
Przychody z umów z klientami	2.095	3.756	19.659	6.518	8.303	3.837	27.425	782	(28.774)	43.601
Rekompensaty - energia, gaz, ciepło, usługa dystrybucyjna	-	-	-	96	8	21	872	-	-	997
Aukcyjny system wsparcia OZE	(13)	-	-	-	-	-	-	-	-	(13)
Wsparcie wysokosprawnej kogeneracji	-	-	-	50	-	-	-	-	-	50
Rekompensaty KDT	-	-	-	30	-	-	-	-	-	30
Leasing	7	1	14	23	61	-	4	1	(20)	91
PRZYCHODY ZE SPRZEDAŻY, RAZEM	2.089	3.757	19.673	6.717	8.372	3.858	28.301	783	(28.794)	44.756

Poniższa tabela przedstawia przychody z umów z klientami w podziale na kategorie, które odzwierciedlają sposób, w jaki czynniki ekonomiczne wpływają na charakter, kwotę, termin płatności oraz niepewność

przychodów i przepływów pieniężnych.

Rodzaj dobra lub usługi	Odnawialna Energetyka	Energetyka Gazowa	Energetyka Węglowa	Ciepłownictwo	Dystrybucja	Energetyka Kolejowa	Obrót	Działalność pozostała	Korekty	Razem
Przychody ze sprzedaży towarów i produktów bez wyłączenia podatków i opłat	2.056	3.756	19.628	6.472	9.287	3.614	26.954	213	(27.663)	44.317
Podatki i opłaty pobrane w imieniu stron trzecich	-	-	(9)	(3)	(1.045)	(209)	(104)	-	-	(1.370)
Przychody ze sprzedaży towarów i produktów, w tym:	2.056	3.756	19.619	6.469	8.242	3.405	26.850	213	(27.663)	42.947
Energia elektryczna	1.155	2.704	16.847	2.794	6	1.478	17.817	-	(18.477)	24.324
Usługi dystrybucyjne	-	-	3	16	7.904	1.728	81	-	(345)	9.387
Ciepło	-	-	144	3.359	-	-	13	-	(22)	3.494
Mechanizmy wsparcia*	811	392	2.510	278	-	-	33	-	80	4.104
Praw majątkowe pochodzenia energii	75	-	-	5	-	-	1	-	(44)	37
Gaz ziemny	-	659	-	-	-	-	1.520	-	(1.522)	657
Paliwa pozostałe	-	-	-	-	-	151	324	-	(143)	332
Uprawnienia do emisji CO2	-	-	-	7	-	-	7.051	-	(7.055)	3
Pozostałe	15	1	115	10	332	48	10	213	(135)	609
Przychody ze sprzedaży usług	39	-	40	49	61	432	575	569	(1.111)	654
PRZYCHODY Z UMÓW Z KLIENTAMI	2.095	3.756	19.659	6.518	8.303	3.837	27.425	782	(28.774)	43.601

^*Przychody z Rynku Mocy, Regulacyjne usługi systemowe oraz usługi bilansujące

Przychody ze sprzedaży za okres zakończony 30 września 2024 roku w podziale na kategorie

Poniższa tabela przedstawia uzgodnienie między ujawnieniem przychodów w podziale na kategorie a informacjami o przychodach, które Grupa ujawnia dla każdego segmentu sprawozdawczego.

	Energetyka Odnawialna	Energetyka Gazowa	Energetyka Węglowa	Ciepłownictwo	Dystrybucja	Energetyka Kolejowa	Obrót	Działalność pozostała	Korekty	Razem
Przychody z umów z klientami	1.882	749	22.449	6.852	7.543	3.817	28.719	691	(28.945)	43.757
Rekompensaty - energia, gaz, ciepło, usługa dystrybucyjna	-	-	-	126	647	13	2.153	-	-	2.939
Rekompensaty – węgiel	-	-	-	-	-	-	41		-	41
Aukcyjny system wsparcia OZE	(9)	-	-	-	-	-	-	-	-	(9)
Wsparcie wysokosprawnej kogeneracji	-	-	-	53	-	-	-	-	-	53
Rekompensaty KDT	-	-	-	(3)	-	-	-	-	-	(3)
Leasing	6	-	11	21	55	-	5	1	(21)	78
PRZYCHODY ZE SPRZEDAŻY, RAZEM	1.879	749	22.460	7.049	8.245	3.830	30.918	692	(28.966)	46.856

przychodow i przepry		,
Rodzaj dobra lub usługi	Energetyka Odnawialna	Energetyka Gazowa	Energetyka Węglowa	Ciepłownictwo	Dystrybucja	Energetyka Kolejowa	Obrót*	Działalność pozostała	Korekty	Razem
Przychody ze sprzedaży towarów i produktów bez wyłączenia podatków i opłat	1.847	749	22.419	6.820	8.740	3.624	27.979	169	(27.620)	44.727
Podatki i opłaty pobrane w imieniu stron trzecich	-	-	(8)	(4)	(1.243)	(195)	(115)	-	-	(1.565)
Przychody ze sprzedaży towarów i produktów, w tym:	1.847	749	22.411	6.816	7.497	3.429	27.864	169	(27.620)	43.162
Energia elektryczna	1.240	698	19.802	3.531	6	1.647	15.983	-	(15.669)	27.238
Usługi dystrybucyjne	-	-	4	18	7.111	1.609	82	-	(345)	8.479
Ciepło	-	-	114	3.043	-	-	10	-	(19)	3.148
Mechanizmy wsparcia	390	51	2.370	198	-	-	22	-	3	3.034
Praw majątkowe pochodzenia energii	182	-	-	12	-	-	2	-	(129)	67
Gaz ziemny	-	-	-	-	-	-	106	-	(83)	23
Paliwa pozostałe	-	-	-	-	-	162	693	-	(235)	620
Uprawnienia do emisji CO ₂	-	-	-	6	-	-	10.945	-	(10.933)	18
Pozostałe	35	-	121	8	380	11	21	169	(210)	535
Przychody ze sprzedaży usług	35	-	38	36	46	388	855	522	(1.325)	595
PRZYCHODY Z UMÓW Z KLIENTAMI	1.882	749	22.449	6.852	7.543	3.817	28.719	691	(28.945)	43.757

^* w okresie porównawczym dokonano korekty alokacji ceny transakcyjnej wynikającej z umów ZHZW i ZDEE pomiędzy przychodami ze sprzedaży usług oraz przychodami ze sprzedaży towarów o kwotę 255 mln PLN.

Koszty w układzie rodzajowym i kalkulacyjnym

	3 m-ce zakończone 30 września 2025	Okres zakończony 30 września 2025	3 m-ce zakończone 30 września 2024	Okres zakończony 30 września 2024
KOSZTY W UKŁADZIE RODZAJOWYM
Amortyzacja i odpisy aktualizujące	1.154	12.336	1.169	3.462
Zużycie materiałów i energii	1.702	6.287	1.846	7.077
Usługi obce	1.302	3.853	1.274	3.804
Podatki i opłaty	4.128	13.203	5.136	16.659
Koszty świadczeń pracowniczych	2.329	6.540	2.072	5.981
Pozostałe koszty rodzajowe	129	366	122	334
KOSZTY WEDŁUG RODZAJU, RAZEM	10.744	42.585	11.619	37.317
Zmiana stanu produktów	(7)	(3)	(5)	(35)
Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki	(324)	(928)	(300)	(948)
Koszty sprzedaży i dystrybucji	(268)	(690)	(313)	(775)
Koszty ogólnego zarządu	(508)	(1.553)	(480)	(1.385)
Wartość sprzedanych towarów i materiałów	1.946	5.272	2.782	7.102
KOSZT WŁASNY SPRZEDAŻY	11.583	44.683	13.303	41.276

Koszty amortyzacji, likwidacji oraz odpisy aktualizujące

Poniżej przedstawiono ujęcie amortyzacji i likwidacji oraz odpisów aktualizujących rzeczowe aktywa trwałe, wartości niematerialne, prawa do użytkowania składników aktywów oraz nieruchomości inwestycyjne w sprawozdaniu z całkowitych dochodów.

Okres zakończony		Amortyzacja i likwidacja				Odpisy aktualizujące
30 września 2025	RAT	WN	PDUA	NI	RAZEM	RAT	WN	PDUA	RAZEM
Koszt własny sprzedaży	2.755	93	96	2	2.946	9.127	22	65	9.214
Koszty sprzedaży i dystrybucji	10	2	3	-	15	-	-	-	-
Koszty ogólnego zarządu	34	11	10	-	55	84	-	-	84
ODNIESIONE W WYNIK FINANSOWY	2.799	106	109	2	3.016	9.211	22	65	9.298
Zmiana stanu produktów	(6)	-	-	-	(6)	-	-	-	-
Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki	22	4	2	-	28	-	-	-	-
RAZEM	2.815	110	111	2	3.038	9.211	22	65	9.298

Okres zakończony	Amortyzacja i likwidacja				Odpisy aktualizujące
30 września 2024	RAT	WN	PDUA	NI	RAZEM	RAT	WN	PDUA	RAZEM
Koszt własny sprzedaży	3.005	71	78	1	3.155	131	-	-	131
Koszty sprzedaży i dystrybucji	7	2	1	-	10	-	-	-	-
Koszty ogólnego zarządu	99	23	21	-	143	2	-	1	3
ODNIESIONE W WYNIK FINANSOWY	3.111	96	100	1	3.308	133	-	1	134
Zmiana stanu produktów	(3)	(1)	-	-	(4)	-	-	-	-
Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki	16	4	4	-	24	-	-	-	-
RAZEM	3.124	99	104	1	3.328	133	-	1	134

W pierwszym półroczu 2025 roku Grupa przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów trwałych, co skutkowało utworzeniem odpisów aktualizujących w segmentach Energetyka Węglowa oraz Energetyka Odnawialna w łącznej wartości 9.052 mln PLN. Szczegółowy opis zamieszczono w notach 3.2 oraz 3.3 niniejszego sprawozdania finansowego.

Pozostałe odpisy aktualizujące ujęte w okresie sprawozdawczym dotyczą nakładów inwestycyjnych poniesionych w jednostkach, dla których stwierdzono całkowitą utratę wartości w poprzednich okresach.

W pozycji Amortyzacja i likwidacja Grupa ujęła w bieżącym okresie kwotę 28 mln PLN z tytułu wartości netto likwidacji RAT i WN (25 mln PLN w okresie porównawczym).

Pozostałe przychody i koszty operacyjne

	Okres zakończony 30 września 2025	Okres zakończony 30 września 2024 dane przekształcone*
POZOSTAŁE PRZYCHODY OPERACYJNE
Rozwiązanie rezerwy na świadczenia pracownicze	187	-
Rozwiązanie pozostałych rezerw	114	648
Otrzymane i naliczone kary, grzywny, odszkodowania	89	100
Dotacje	86	27
Rozwiązanie odpisów aktualizujących należności	64	62
Wycena i realizacja instrumentów pochodnych - węgiel	53	182
RAT/WN oraz pozostała infrastruktura otrzymana nieodpłatnie	31	25
Zysk ze zbycia RAT/WN	7	11
Efekt zmiany wyceny rezerwy rekultywacyjnej	-	2
Pozostałe	30	56
RAZEM POZOSTAŁE PRZYCHODY OPERACYJNE	661	1.113

^*przekształcenie danych porównawczych zostało opisane w nocie 4 niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego

*przekształcenie danych porównawczych zostało opisane w nocie 4 niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego

Rozwiązanie rezerwy na świadczenia pracownicze odnosi się do zobowiązania wynikającego z tytułu tzw. nagrody konsolidacyjnej, ujętej w sprawozdaniu PGE GiEK S.A. na dzień 31 grudnia 2022 roku. Pozycja ta została ujęta w następstwie decyzji o rezygnacji z realizacji projektu wydzielenia aktywów węglowych, co zostało szczegółowo opisane w nocie 27.1.

Rozwiązanie pozostałych rezerw dotyczy m.in. rezerw na umowy rodzące obciążenia z odbiorcami taryfy G

spółki PGE Obrót S.A., co zostało opisane w nocie 21.5 niniejszego sprawozdania finansowego.

	Okres zakończony 30 września 2025	Okres zakończony 30 września 2024 dane przekształcone*
POZOSTAŁE KOSZTY OPERACYJNE
Utworzenie odpisów aktualizujących wartość pozostałych aktywów	135	1
Utworzenie odpisów aktualizujących należności	113	202
Utworzenie pozostałych rezerw	82	32
Efekt zmiany wyceny rezerwy rekultywacyjnej	79	22
Darowizny	27	29
Likwidacja szkód i awarii	20	9
Odszkodowania, kary i grzywny	3	3
Pozostałe	56	79
RAZEM POZOSTAŁE KOSZTY OPERACYJNE	515	377

W pozycji Utworzenie odpisów aktualizujących wartość pozostałych aktywów został ujęty odpis aktualizujący

zapasy strategiczne w Segmencie Energetyki Węglowej w wysokości 135 mln PLN. Kwestia wyceny rezerwy rekultywacyjnej została opisana w nocie 21.2 niniejszego sprawozdania finansowego.

Przychody i koszty finansowe

	Okres zakończony 30 września 2025	Okres zakończony 30 września 2024 dane przekształcone*
PRZYCHODY FINANSOWE Z TYTUŁU INSTRUMENTÓW FINANSOWYCH
Dywidendy	2	2
Odsetki	365	269
Aktualizacja wartości	87	209
Rozwiązanie odpisów aktualizujących	5	4
Zysk ze zbycia inwestycji	2	-
Różnice kursowe	15	53
RAZEM PRZYCHODY FINANSOWE Z TYTUŁU INSTRUMENTÓW FINANSOWYCH	476	537
POZOSTAŁE PRZYCHODY FINANSOWE
Odsetki od należności budżetowych	5	1
Pozostałe	-	2
RAZEM POZOSTAŁE PRZYCHODY FINANSOWE	5	3
RAZEM PRZYCHODY FINANSOWE	481	540

^*przekształcenie danych porównawczych zostało opisane w nocie 4 niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego

Grupa wykazuje przychody z tytułu odsetek głównie od środków pieniężnych ulokowanych na rachunkach bankowych i lokatach oraz odsetek od obligacji.

Przychody z tytułu aktualizacji wartości w bieżącym okresie sprawozdawczym wynikają głównie z wyceny instrumentów pochodnych oraz wbudowanych instrumentów pochodnych zawartych w umowach sprzedaży energii elektrycznej w segmencie Energetyki Odnawialnej.

	Okres zakończony 30 września 2025	Okres zakończony 30 września 2024 dane przekształcone*
KOSZTY FINANSOWE Z TYTUŁU INSTRUMENTÓW FINANSOWYCH
Odsetki	518	521
Aktualizacja wartości	424	16
Odpis aktualizujący z tytułu utraty wartości	10	35
Strata ze zbycia inwestycji	4	10
Różnice kursowe	4	97
RAZEM KOSZTY FINANSOWE Z TYTUŁU INSTRUMENTÓW FINANSOWYCH	960	679
POZOSTAŁE KOSZTY FINANSOWE
Koszty odsetkowe od pozycji niefinansowych	412	388
Odsetki od zobowiązań budżetowych	3	3
Utworzenie rezerw	7	1
Pozostałe	19	14
RAZEM POZOSTAŁE KOSZTY FINANSOWE	441	406
RAZEM KOSZTY FINANSOWE	1.401	1.085

^*przekształcenie danych porównawczych zostało opisane w nocie 4 niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego

Koszty odsetek dotyczą głównie zaciągniętych kredytów i pożyczek oraz wyemitowanych obligacji. Koszt odsetek od zobowiązań z tytułu leasingu w bieżącym okresie wyniósł 60 mln PLN (56 mln PLN w okresie porównawczym). Koszty aktualizacji wartości w bieżącym okresie sprawozdawczym wynikają przede wszystkim z wyceny pochodnego instrumentu inflacyjnego oraz opcji walutowej, zidentyfikowanych w ramach kontraktu CfD. Łączna wartość tych kosztów wyniosła 415 mln PLN. Koszt odsetkowy od pozycji niefinansowych dotyczy rezerw rekultywacyjnych oraz rezerw na świadczenia pracownicze.

Udział w wyniku jednostek wykazywanych metodą praw własności

Okres zakończony 30 września 2025	Polimex Mostostal	PEC Bogatynia	Energopo miar	PGE Soleo Kleszczów	PGE PAK Energia Jądrowa	Elester
UDZIAŁ W GŁOSACH	16,13%	34,93%	49,79%	50,00%	50,00%	89,96%
Przychody	2.826	30	61	1	-	35
Wynik z działalności kontynuowanej	17	-	4	-	(12)	(7)
Udział w wyniku jednostek wykazywanych metodą praw własności	2	-	2	-	(6)	(6)
Eliminacja zysków i strat niezrealizowanych	(9)	-	-	-	-	-
Odpis z tytułu utraty wartości	24	-	-	-	-	-
UDZIAŁ W WYNIKU JEDNOSTEK WYKAZYWANYCH METODĄ PRAW WŁASNOŚCI	17	-	2	-	(6)	(6)
Inne całkowite dochody	(4)	-	-	-	-	-
UDZIAŁ W INNYCH CAŁKOWITYCH DOCHODACH JEDNOSTEK WYKAZYWANYCH METODĄ PRAW WŁASNOŚCI	-	-	-	-	-	-

^* udział w wyniku spółki Polimex Mostostal ujęto na podstawie danych za okres od 1 grudnia 2024 roku do 31 sierpnia 2025 roku

Okres zakończony 30 września 2024	Polimex Mostostal	PEC Bogatynia	Energopo miar	PGE Soleo Kleszczów	PGE PAK Energia Jądrowa	Elester
UDZIAŁ W GŁOSACH	16,28%	34,93%	49,79%	50,00%	50,00%	89,96%
Przychody	1.822	23	58	-	-	39
Wynik z działalności kontynuowanej	(247)	(1)	4	(1)	(12)	(2)
Udział w wyniku jednostek wykazywanych metodą praw własności	(40)	-	2	(1)	(6)	(2)
Eliminacja zysków i strat niezrealizowanych	22	-	-	-	-	-
Odpis z tytułu utraty wartości	(39)	-	-	-	-	-
UDZIAŁ W WYNIKU JEDNOSTEK WYKAZYWANYCH METODĄ PRAW WŁASNOŚCI	(57)	-	2	(1)	(6)	(2)
Inne całkowite dochody	9	-	-	-	-	-
UDZIAŁ W INNYCH CAŁKOWITYCH DOCHODACH JEDNOSTEK WYKAZYWANYCH METODĄ PRAW WŁASNOŚCI	1	-	-	-	-	-

^* udział w wyniku spółki Polimex Mostostal ujęto na podstawie danych za okres od 1 grudnia 2023 roku do 31 sierpnia 2024 roku

Grupa dokonuje korekty konsolidacyjnej dotyczącej marży na kontraktach realizowanych przez Polimex - Mostostal na rzecz Grupy.

Odpisy aktualizujące wartość aktywów

Jak opisano w nocie 3, w bieżącym okresie sprawozdawczym Grupa ujęła odpisy aktualizujące rzeczowe aktywa trwałe w zakresie aktywów segmentu Energetyka Węglowa w wysokości 8.650 mln PLN oraz Energetyka Odnawialna w wysokości 402 mln PLN.

Dodatkowo w bieżącym okresie sprawozdawczym Grupa ujęła odpis aktualizujący zapasy strategiczne w segmencie Energetyki Węglowej w wysokości 135 mln PLN.

Podatek dochodowy

Podatek w sprawozdaniu z całkowitych dochodów

Główne składniki obciążenia podatkowego za okres zakończony dnia 30 września 2025 roku oraz dnia 30 września 2024 roku przedstawiają się następująco:

	Okres zakończony 30 września 2025	Okres zakończony 30 września 2024
Bieżący podatek dochodowy	1.253	1.185
Korekty dotyczące bieżącego podatku dochodowego z lat ubiegłych	(3)	(42)
Odroczony podatek dochodowy	2.391	(445)
Korekty odroczonego podatku dochodowego	1	38
OBCIĄŻENIA PODATKOWE WYKAZYWANE W ZYSKU/STRACIE NETTO	3.642	736
PODATEK DOCHODOWY WYKAZYWANY W INNYCH CAŁKOWITYCH DOCHODACH
Od zysków i strat aktuarialnych z wyceny rezerw na świadczenia pracownicze	85	-
Od wyceny instrumentów zabezpieczających	(15)	(81)
(Korzyść podatkowa) / obciążenie podatkowe ujęte w innych całkowitych dochodach	70	(81)

Efektywna stawka podatkowa

Uzgodnienie podatku dochodowego od wyniku finansowego brutto przed opodatkowaniem według ustawowej stawki podatkowej, z podatkiem dochodowym liczonym według efektywnej stawki podatkowej Grupy przedstawia się następująco:

	Rok zakończony 30 września 2025	Rok zakończony 30 września 2024
ZYSK/(STRATA) PRZED OPODATKOWANIEM	(2.937)	3.547
Podatek według ustawowej stawki podatkowej obowiązującej w Polsce, wynoszącej 19%	(558)	674
POZYCJE KORYGUJĄCE PODATEK DOCHODOWY
Korekty dotyczące bieżącego podatku dochodowego z lat ubiegłych	(3)	(42)
Korekty odroczonego podatku dochodowego	1	38
Spisanie aktywów z tytułu podatku odroczonego	4.116	(108)
Koszty nie stanowiące kosztów uzyskania przychodów	126	69
Utworzenie/rozwiązanie niepodatkowych rezerw i odpisów aktualizujących	27	100
Przychody nie będące podstawą do opodatkowania	(13)	14
Pozostałe korekty	(54)	(9)
Podatek dochodowy (obciążenie) w zysku/stracie netto	3.642	736

Głównym czynnikiem, który wpłynął na wartość efektywnej stawki podatkowej były wyniki przeprowadzonej weryfikacji wartości odzyskiwalnej aktywów na podatek odroczony i nieujęte aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego w segmencie Energetyki Węglowej.

NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA Z SYTUACJI FINANSOWEJ

Istotne transakcje nabycia i sprzedaży rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych oraz praw do użytkowania składników aktywów

W bieżącym okresie sprawozdawczym Grupa zakupiła RAT, WN oraz PDUA o wartości 7.580 mln PLN.

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Energetyka Odnawialna	2.377	1.648
Energetyka Gazowa	1.315	2.462
Energetyka Węglowa	466	1.031
Ciepłownictwo	863	1.406
Dystrybucja	2.342	3.841
Energetyka Kolejowa	256	498
Obrót	6	34
Działalność pozostała	156	161
RAZEM NAKŁADY INWESTYCYJNE WG SEGMENTÓW	7.781	11.081
Koszty finansowania zewnętrznego i marża operacyjna	(201)	(392)
NAKŁADY INWESTYCYJNE, RAZEM	7.580	10.689

Istotne transakcje nabycia rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych oraz praw do użytkowania składników aktywów w bieżącym okresie sprawozdawczym dotyczyły:

W segmencie Energetyka Odnawialna istotne nakłady poniesiono na przygotowanie i realizację farm wiatrowych na morzu: EWB 2 – 1.853 mln PLN (jako 50% nakładów przynależnych GK), EWB 1 - 34 mln PLN i EWB 3 - 14 mln PLN (jako 50% nakładów przynależnych GK) a także Strategiczne Inwestycje Modernizacyjne i Odtworzeniowe 166 mln PLN, w tym Program Kompleksowej Modernizacji ESP Porąbka Żar, modernizację i utrzymanie majątku wytwórczego 134 mln PLN, realizację Programu PV 81 mln PLN.
W segmencie Energetyka Gazowa wydatki koncentrowały się na budowie bloku gazowo-parowego w PGE Nowy Rybnik w kwocie 1.305 mln PLN.
W segmencie Energetyka Węglowa główne nakłady zostały poniesione w obszarze inwestycji modernizacyjno-utrzymaniowych – 443 mln PLN, w tym największe wydatki poniósł oddział KWB Bełchatów – 126 mln PLN, Elektrownia Bełchatów – 98 mln PLN, KWB Turów – 81 mln PLN i Elektrownia Opole – 51 mln PLN.
W segmencie Ciepłownictwo największe nakłady zostały poniesione na: program inwestycyjny w EC Gdynia w kwocie 232 mln PLN, budowę nowej elektrociepłowni EC Czechnica – 196 mln PLN, program inwestycyjny w EC Bydgoszcz – 47 mln PLN oraz drugą linię Instalacji Termicznego Przetwarzania z Odzyskiem Energii (ITPOE) w Rzeszowie w wysokości 42 mln PLN.
W segmencie Dystrybucja główne pozycje nakładów stanowiły: przyłączenie nowych odbiorców do sieci dystrybucyjnej – 871 mln PLN, Program Liczników Zdalnego Odczytu – 422 mln PLN oraz Program Kablowania – 582 mln PLN.
W segmencie Energetyka Kolejowa największe nakłady zostały poniesione na Modernizację Układów Zasilania – 72 mln PLN, odtworzenie, rozbudowę i modernizację sieci dystrybucyjnej nietrakcyjnej – 69 mln PLN, przyłączenie nowych odbiorców energii elektrycznej – 30 mln PLN oraz odtworzenie, rozbudowę i modernizację sieci dystrybucyjnej trakcyjnej – 26 mln PLN.

W bieżącym okresie sprawozdawczym w Grupie Kapitałowej PGE nie wystąpiły istotne transakcje sprzedaży RAT, WN oraz PDUA.

Przyszłe zobowiązania inwestycyjne

Na dzień 30 września 2025 roku Grupa zaciągnęła zobowiązania do poniesienia nakładów na rzeczowe aktywa trwałe w kwocie około 16.433 mln PLN. Kwoty te przeznaczone będą głównie na budowę morskich farm wiatrowych, zaprojektowanie i budowę bateryjnego magazynu energii, budowę nowych mocy wytwórczych zasilanych gazem, modernizację majątku jednostek Grupy oraz zakup maszyn i urządzeń.

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Energetyka Odnawialna*	10.331	9.781
Dystrybucja	2.635	1.542
Energetyka Gazowa	1.354	2.383
Ciepłownictwo	1.310	1.083
Energetyka Kolejowa**	593	586
Energetyka Konwencjonalna	184	259
Obrót	2	0
Działalność pozostała	24	21
PRZYSZŁE ZOBOWIĄZANIA INWESTYCYJNE, RAZEM	16.433	15.655

^* Prezentowane kwoty ujmują 50% udział przypadający na GK PGE we wspólnej działalności w rozumieniu MSSF 11 Wspólne ustalenia umowne ** W okresie porównawczym skorygowano przyszłe zobowiązania inwestycyjne Segmentu Energetyki Kolejowej o 518 mln PLN

Najbardziej istotne przyszłe zobowiązania inwestycyjne dotyczą:

Energetyka Odnawialna budowa na Morzu Bałtyckim farmy wiatrowej Baltica 2 kwota około 8.134 mln PLN; zaprojektowanie i budowa bateryjnego magazynu energii Żarnowiec – kwota około 1.071 mln PLN; modernizacja zbiornika górnego ESP Porąbka-Żar – kwota około 748 mln PLN;
Energetyka Gazowa budowa bloku w technologii gazowo-parowej (PGE Nowy Rybnik sp. z o.o.) kwota około 568 mln PLN; umowa o świadczenie usług serwisowych dla dwóch turbin gazowych (PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o.) – kwota około 761 mln PLN.
Dystrybucja zobowiązania inwestycyjne związane głównie z majątkiem sieciowym w kwocie około 2.635 mln PLN.
Ciepłownictwo wykonanie dokumentacji projektowej oraz realizacja prac budowlano-montażowych związanych z budową w EC Kraków źródła kogeneracyjnego opartego na dwóch zespołach silników gazowych, każdy o mocy elektrycznej 49,9 MWe i cieplnej około 50 MWt – kwota około 476 mln PLN; budowa dla PGE EC S.A. Oddział Wybrzeże – EC Gdynia źródła kogeneracyjnego opartego na układzie zespołu silników gazowych o mocy do 50 MWe – kwota około 156 mln PLN oraz budowa biomasowego kotła wodnego o mocy do 30 MWt – kwota około 116 mln PLN; budowa II linii technologicznej Instalacji Termicznego Przetwarzania z Odzyskiem Energii w Rzeszowie – kwota około 62 mln PLN.

Udziały i akcje wykazywane metodą praw własności

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Polimex - Mostostal S.A., Warszawa*	112	86
Energopomiar sp. z o.o., Gliwice	13	11
PGE Soleo Kleszczów sp. z o.o., Kleszczów	28	28
PGE PAK Energia Jądrowa S.A., Konin	4	10
PEC Bogatynia, Bogatynia	-	-
Elester sp. z o.o., Łódź	230	236
UDZIAŁY I AKCJE WYKAZYWANE METODĄ PRAW WŁASNOŚCI	387	371

^* ujawnienia dla spółki Polimex Mostostal zostały przedstawione zgodnie ze stanem na koniec sierpnia 2025 roku, w okresie porównawczym na koniec listopada 2024 roku

	Polimex Mostostal*	PEC Bogatynia	Energopo miar	PGE Soleo Kleszczów	PGE PAK Energia Jądrowa	Elester
UDZIAŁ W GŁOSACH	16,13%	34,93%	49,79%	50,00%	50,00%	89,96%
STAN NA DZIEŃ 30 WRZESIEŃ 2025
Aktywa obrotowe	2.084	9	27	17	1	91
Aktywa trwałe	816	20	24	98	17	12
Zobowiązania krótkoterminowe	2.121	5	19	-	10	16
Zobowiązania długoterminowe	181	3	6	60	-	14
AKTYWA NETTO	598	21	26	55	8	73
Udział w aktywach netto	96	7	13	28	4	66
Korekta wartości godziwej na moment nabycia	16	-	-	-	-	164
Odpis z tytułu utraty wartości	-	(7)	-	-	-	-
UDZIAŁY I AKCJE WYKAZYWANE METODĄ PRAW WŁASNOŚCI	112	-	13	28	4	230

^* ujawnienia dla spółki Polimex Mostostal zostały przedstawione zgodnie ze stanem na koniec sierpnia 2025 roku

	Polimex Mostostal*	PEC Bogatynia	Energopo miar	PGE Soleo Kleszczów	PGE PAK Energia Jądrowa	Elester
UDZIAŁ W GŁOSACH	16,33%	34,93%	49,79%	50,00%	50,00%	89,96%
STAN NA DZIEŃ 31 GRUDNIA 2024
Aktywa obrotowe	2.169	11	27	13	7	105
Aktywa trwałe	889	21	23	75	15	11
Zobowiązania krótkoterminowe	2.288	7	24	13	2	22
Zobowiązania długoterminowe	192	5	5	20	-	14
AKTYWA NETTO	578	20	21	55	20	80
Udział w aktywach netto	94	7	11	28	10	72
Korekta wartości godziwej na moment nabycia	16	-	-	-	-	164
Odpis z tytułu utraty wartości	(24)	(7)	-	-	-	-
UDZIAŁY I AKCJE WYKAZYWANE METODĄ PRAW WŁASNOŚCI	86	-	11	28	10	236

^* ujawnienia dla spółki Polimex Mostostal zostały przedstawione zgodnie ze stanem na koniec listopada 2024 roku

Wspólne działalności

Na podstawie analizy umów zawartych pomiędzy GK PGE a spółkami z grupy Ørsted posiadającymi 50% udziałów, GK PGE oceniła, że EWB2 i EWB3 stanowią tzw. wspólną działalność w rozumieniu MSSF 11 Wspólne ustalenia umowne.

Podatek odroczony w sprawozdaniu z sytuacji finansowej

Aktywa z tytułu podatku odroczonego

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Różnica pomiędzy podatkową a księgową wartością rzeczowych aktywów trwałych	452	473
Rezerwa na koszty rekultywacji	93	85
Rezerwy na świadczenia pracownicze	514	548
Rezerwa na zakup uprawnień do emisji CO2	348	2.519
Różnica pomiędzy podatkową a księgową wartością zobowiązań	761	596
Różnica między podatkową a księgową wartością praw do użytkowania	262	285
Straty podatkowe	25	548
Pozostałe rezerwy	280	242
Różnica pomiędzy podatkową a księgową wartością aktywów finansowych	142	268
Rekompensaty z tytułu rozwiązania KDT	87	92
Różnica pomiędzy podatkową a księgową wartością zapasów	39	49
Nieodpłatnie otrzymana infrastruktura i otrzymane opłaty przyłączeniowe	132	125
Pozostałe	263	19
AKTYWA Z TYTUŁU ODROCZONEGO PODATKU DOCHODOWEGO	3.398	5.849

W bieżącym okresie sprawozdawczym w segmencie Energetyki Węglowej zidentyfikowano konieczność zmniejszenia wartości aktywa na podatek odroczony w wysokości 2.487 mln PLN oraz nie rozpoznano aktywa z tytułu podatku odroczonego w kwocie 1.644 mln PLN w związku z utworzeniem odpisu aktualizującego rzeczowe aktywa trwałe, ponieważ nie jest prawdopodobne osiągnięcie dochodu do opodatkowania wystarczającego do częściowego lub całkowitego zrealizowania składnika aktywów z tytułu odroczonego podatku dochodowego.

Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Różnica pomiędzy podatkową a księgową wartością rzeczowych aktywów trwałych	2.460	2.772
Różnica pomiędzy podatkową a księgową wartością aktywów finansowych	1.072	743
Różnica między podatkową a księgową wartością zobowiązań leasingowych	314	258
Należności z tytułu rozpoznanych rekompensat – Ustawa o cenach prądu	75	199
Różnica pomiędzy podatkową a księgową wartością zobowiązań finansowych	41	51
Pozostałe	214	143
ZOBOWIĄZANIA Z TYTUŁU PODATKU ODROCZONEGO	4.176	4.166

Podatek odroczony Grupy po skompensowaniu aktywów i zobowiązań w poszczególnych spółkach

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	741	3.153
Zobowiązania z tytułu odroczonego podatku dochodowego	(1.519)	(1.470)

Zapasy

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Węgiel kamienny	902	1.271
Materiały remontowo-eksploatacyjne	621	714
Mazut	36	48
Pozostałe materiały	130	174
RAZEM MATERIAŁY	1.689	2.207
Prawa majątkowe zielone	192	222
Pozostałe prawa majątkowe	12	14
RAZEM PRAWA POCHODZENIA ENERGII	204	236
Węgiel kamienny przeznaczony do sprzedaży	157	309
Pozostałe towary	27	28
RAZEM TOWARY	184	337
POZOSTAŁE ZAPASY	104	109
RAZEM ZAPASY	2.181	2.889

Uprawnienia do emisji CO² na własne potrzeby

		Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
EUA	Długoterminowe	Krótkoterminowe	Długoterminowe	Krótkoterminowe
Ilość (mln Mg)	0,0	2,9	0,2	26,6
Wartość (mln PLN)	1	748	69	10.844

EUA	Ilość (mln Mg)	Wartość (mln PLN)
STAN NA DZIEŃ 1 STYCZNIA 2024	25,6	10.537
Zakup/Sprzedaż	59,5	24.830
Przyznane nieodpłatnie*	0,6	-
Umorzenie	(58,9)	(24.454)
STAN NA DZIEŃ 31 GRUDNIA 2024	26,8	10.913
Zakup/Sprzedaż	22,3	6.948
Przyznane nieodpłatnie	0,6	-
Umorzenie	(46,8)	(17.112)
STAN NA DZIEŃ 30 WRZEŚNIA 2025	2,9	749

^* Uprawnienia EUA na emisje CO² przyznane nieodpłatnie związane są z wytwarzaną energią cieplną.

Wybrane aktywa finansowe

Wartość należności finansowych wycenianych według zamortyzowanego kosztu stanowi racjonalne przybliżenie ich wartości godziwych.

Należności z tytułu dostaw i usług i pozostałe należności finansowe

	Stan na dzień 30 września 2025		Stan na dzień 31 grudnia 2024
	Długoterminowe	Krótkoterminowe	Długoterminowe	Krótkoterminowe
Należności z tytułu dostaw i usług	-	5.549	-	6.473
Należności z tytułu należnych rozpoznanych rekompensat	-	470	-	1.022
Kaucje, wadia i zabezpieczenia	7	210	6	328
System wsparcia wysokosprawnej kogeneracji	-	18	-	22
Rozrachunki związane z transakcjami giełdowymi	-	6	-	24
Lokaty, depozyty, bony skarbowe	281	-	262	-
Pożyczki udzielone	30	-	20	-
Odszkodowania i kary	-	21	-	11
Pozostałe należności finansowe	1	87	1	51
NALEŻNOŚCI FINANSOWE	319	6.361	289	7.931

Kaucje, wadia i zabezpieczenia dotyczą głównie depozytów zabezpieczających i transakcyjnych na rynku energii elektrycznej i CO2.

Środki pieniężne i ich ekwiwalenty

Lokaty krótkoterminowe są dokonywane na różne okresy, z reguły od jednego dnia do jednego miesiąca, w zależności od aktualnego zapotrzebowania Grupy na środki pieniężne.

Saldo środków pieniężnych i ich ekwiwalentów składa się z następujących pozycji:

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Środki pieniężne w banku i kasie	6.455	1.873
Lokaty typu overnight	133	60
Lokaty krótkoterminowe	6.803	1.158
Środki na rachunkach VAT	271	1.272
RAZEM	13.662	4.363

Pozostające do dyspozycji limity kredytowe na dzień sprawozdawczy	39.056	11.679
w tym limity kredytowe w rachunku bieżącym	3.403	3.254

Szczegółowy opis zawartych umów kredytowych w bieżącym okresie sprawozdawczym znajduje się w nocie 22.1 niniejszego sprawozdania finansowego.

W wartości środków pieniężnych zawarte są środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania w kwocie 171 mln PLN (207 mln PLN w okresie porównawczym) na rachunkach klientów PGE Dom Maklerski S.A. stanowiące zabezpieczenie rozliczeń z IRGiT.

Pozostałe aktywa krótko i długoterminowe

Pozostałe aktywa długoterminowe

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Zaliczki na rzeczowe aktywa trwałe w budowie	1.002	954
Koszty pozyskania klienta	71	88
Pozostałe aktywa długoterminowe	339	202
POZOSTAŁE AKTYWA, RAZEM	1.412	1.244

Zaliczki na rzeczowe aktywa trwałe w budowie związane są głównie z budową na Morzu Bałtyckim farm wiatrowych Baltica 1 (21 mln PLN) oraz Baltica 2 (336 mln PLN), budową bloku w technologii gazowo-parowej przez PGE Nowy Rybnik sp. z o.o. (65 mln PLN), modernizacją ESP Porąbka-Żar przez PGE EO S.A. (152 mln PLN).

Koszty pozyskania klienta dotyczą współfinansowania przez PGE Energia Ciepła S.A. inwestycji w rozwój sieci ciepłowniczych oraz prowizji agencyjnych w PGE Obrót S.A.

Pozostałe aktywa długoterminowe obejmują m.in. aktywowane koszty ubezpieczeń majątkowych oraz koszty pozyskania finansowania inwestycji realizowanych w segmencie Energetyki Odnawialnej oraz Energetyki Gazowej.

Pozostałe aktywa krótkoterminowe

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
KOSZTY ROZLICZANE W CZASIE
ZFŚS	89	11
Koszty pozyskania klienta	67	82
Usługi informatyczne	49	26
Ubezpieczenia majątkowe i deliktowe	44	27
Opłaty za wyłączenie gruntów z produkcji rolnej, leśnej	14	-
Opłaty za umieszczenie urządzeń i zajęcie pasa drogowego	14	-
Podatek od nieruchomości	12	-
Opłaty za użytkowanie górnicze	8	-
Koszty logistyczne związane z zakupem węgla	9	14
Pozostałe koszty rozliczane w czasie	198	71
INNE AKTYWA KRÓTKOTERMINOWE
Należności z tytułu naliczonego VAT	1.262	737
Należności z tytułu rozliczenia wpłat na FWRC	14	199
Zaliczki na dostawy	15	8
Należności z tytułu akcyzy	8	7
Pozostałe aktywa krótkoterminowe	25	23
POZOSTAŁE AKTYWA, RAZEM	1.828	1.205

Pozostałe koszty rozliczne w czasie obejmują m.in. koszty pozyskania finansowania inwestycji realizowanych w segmencie Energetyki Odnawialnej.

Instrumenty pochodne i inne aktywa wyceniane w wartości godziwej przez wynik

		Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
	Aktywa	Zobowiązania	Aktywa	Zobowiązania
INSTRUMENTY POCHODNE WYCENIANE W WARTOŚCI GODZIWEJ PRZEZ WYNIK FINANSOWY
Forward walutowy	1	12	-	9
SWAP towarowy	37	6	12	11
Kontrakty na zakup/sprzedaż węgla	35	3	31	1
Instrumenty pochodne wbudowane w umowy handlowe	-	138	-	212
Instrumenty pochodne wbudowane w kontrakt różnicowy CfD	1.030	164	-	-
Opcje	10	-	2	-
INSTRUMENTY POCHODNE ZABEZPIECZAJĄCE
Transakcje zabezpieczające CCIRS	13	-	36	-
Transakcje zabezpieczające IRS	108	101	176	-
Forward walutowy	4	691	2	383
Forward towarowy all-in-one-hedge	131	166	186	46
Instrumenty warunkowe DCS	-	-	-	599
SWAP towarowy	-	10	-	15
SWAP inflacyjny	1	17	-	15
POZOSTAŁE AKTYWA WYCENIANE W WARTOŚCI GODZIWEJ PRZEZ WYNIK FINANSOWY
Jednostki uczestnictwa w funduszu inwestycyjnym	35	-	34	-
RAZEM	1.405	1.308	479	1.291
część krótkoterminowa	155	803	169	509
część długoterminowa	1.250	505	310	782

Forward'y walutowe

Terminowe transakcje walutowe związane są przede wszystkim z handlem uprawnieniami do emisji CO2. Dla ujęcia terminowych transakcji walutowych związanych z zakupem uprawnień CO² Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń.

Forwardy towarowe na zakup CO² i gazu w ramach rachunkowości zabezpieczeń all-in-one-hedge

W ramach portfela optymalizacyjnego Grupa utrzymuje forwardy towarowe na zakup CO² i gazu rozliczane poprzez fizyczną dostawę składnika niefinansowego będącego przedmiotem kontraktu. Kontrakty zawierane w ramach tego portfela nie spełniają warunków zwolnienia "na własny użytek" i na moment zawarcia ujmowane są jako instrumenty finansowe. Jednocześnie, kontrakty te są wyznaczane jako instrumenty zabezpieczające w powiązaniach zabezpieczających stanowiących realizację strategii typu "all-in-one hedge".

Opcje

20 stycznia 2017 roku PGE S.A. nabyła od Towarzystwa Finansowego Silesia sp. z o.o. opcję call na zakup akcji Polimex-Mostostal S.A. Opcja została wyceniona z wykorzystaniem metody Blacka-Scholesa.

Swap'y na węgiel

PGE Paliwa sp. z o.o. w celu zabezpieczenia swojego ryzyka towarowego na cenę importowanego węgla, zawarła szereg transakcji zabezpieczających to ryzyko za pomocą swap'ów towarowych na węgiel. Ilość i wartość transakcji jest skorelowana z ilością i wartością importowanego węgla. Zmiana z tytułu wartości godziwej ujmowana jest w rachunku zysków i strat.

Kontrakty zakupowe i sprzedażowe z fizyczną dostawą węgla

PGE Paliwa sp. z o.o. wycenia wszystkie kontrakty na sprzedaż i zakup węgla z fizyczną dostawą w modelu tradera-brokera do wartości godziwej.

Instrumenty pochodne wbudowane w umowy handlowe

Grupa posiada w swoim portfelu długoterminowe umowy sprzedaży energii elektrycznej typu PPA (Power Purchase Agreement). Cztery umowy zawierają wbudowane instrumenty pochodne, które są wyceniane na koniec każdego okresu sprawozdawczego. Skutki zmian wartości tych instrumentów odnoszone są w wynik okresu w pozycji przychodów/kosztów finansowych.

Transakcje IRS

Grupa posiada aktywne transakcje IRS zabezpieczające stopę procentową od zaciągniętych kredytów oraz wyemitowanych obligacji, których łączna pierwotna wartość nominalna wynosiła 3.900 mln PLN (2.500 mln PLN dla kredytów oraz 1.400 mln PLN dla obligacji). W marcu 2025 roku Grupa zawarła nowy instrument IRS zabezpieczający kredyt o nominale 500 mln PLN. W związku z rozpoczęciem spłaty kapitału niektórych kredytów, obecny nominał transakcji IRS zabezpieczających kredyty wynosi 1.250 mln PLN. Dla ujęcia powyższych transakcji IRS Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń. Wpływ rachunkowości zabezpieczeń na kapitał z aktualizacji wyceny został przedstawiony w nocie 20.2 niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego.

W czerwcu oraz w lipcu 2024 roku Grupa zawarła transakcje typu Deal Contingent Swap - instrumenty zabezpieczające ryzyko stopy procentowej o charakterze warunkowym, których uruchomienie było uzależnione od spełnienia warunków zawieszających wymaganych do uruchomienia finansowania przyszłego przedsięwzięcia inwestycyjnego tj. Baltica 2.

W styczniu 2025 roku w momencie podjęcia FID spełniony został element warunkowy transakcji Deal Contingent Swap. W związku z powyższym w lutym 2025 roku zawarto transakcje nowacji instrumentów pochodnych IRS zabezpieczających ryzyko stopy procentowej umowy kredytu zawartej w formule Project Finance.

Dla ujęcia powyższych transakcji Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń. Celem zabezpieczenia ryzyka w ramach niniejszego powiązania zabezpieczającego jest ograniczenie zmienności przepływów pieniężnych wpływających na wynik finansowy Grupy, wynikających z transakcji finansowania zewnętrznego dla projektu budowy morskich farm wiatrowych.

SWAP inflacyjny i SWAP towarowy

W październiku 2024 roku Grupa zawarła warunkowe transakcje zabezpieczające (SWAPy inflacyjne oraz SWAPy towarowe) w celu zabezpieczenia ryzyka inflacji oraz zabezpieczenia cen towarów (pozycji indeksów) w umowach na dostawy kluczowych komponentów, celem spełnienia wymagań finansowania udzielonego w formule Project Finance na rzecz projektu Baltica 2.

W związku z podjęciem FID i zrealizowaniem się czynnika warunkowego, w lutym 2025 roku Grupa podpisała umowy nowacji do transakcji zabezpieczających ryzyko inflacji oraz ceny towarów będących czynnikami indeksacji (SWAPy inflacyjne i SWAPy towarowe). Umowy nowacji zawarte zostały na tych samych warunkach.

Transakcje zabezpieczające CCIRS

W związku z zawarciem pożyczek ze spółką PGE Sweden AB (publ), PGE S.A. zawarła transakcje CCIRS, zabezpieczające kurs walutowy spłaty kapitału i odsetek. W transakcjach tych banki-kontrahenci płacą PGE S.A. odsetki oparte na stopie stałej w EUR, a PGE S.A. płaci odsetki oparte na stopie stałej w PLN. Ze względu na fakt, że wyżej wspomniane pożyczki powodują powstanie ekspozycji na różnice kursowe, które nie podlegają w całości wyłączeniu w procesie konsolidacji, transakcje CCIRS na poziomie skonsolidowanym stanowią zabezpieczenie w/w transakcji wewnątrzgrupowych, zgodnie z paragrafem 6.3.6 MSSF 9.

Dla ujęcia powyższej transakcji CCIRS GK PGE stosuje rachunkowość zabezpieczeń. Wpływ rachunkowości zabezpieczeń został przedstawiony w nocie 20.2 niniejszego sprawozdania finansowego.

Instrumenty pochodne wbudowane w kontrakt różnicowy CfD

EWB2 jest stroną kontraktu różnicowego, zapewniającego stabilny poziom przychodów z produkcji energii elektrycznej z morskiej farmy wiatrowej. Gdy cena rynkowa energii elektrycznej w okresie produkcji będzie niższa niż cena w kontrakcie CfD EWB2 otrzyma różnicę w cenie. Odpowiednio, gdy cena rynkowa będzie kształtowała się powyżej ceny kontraktowej, EWB2 zwróci różnicę w cenie. Zgodnie z projekcjami finansowymi Grupy Kapitałowej PGE przepływy dodatnie z tytułu kontraktu CfD będą istotnie wyższe od przepływów ujemnych z punktu widzenia EWB2. Producent energii elektrycznej ma możliwość wyboru, aby całość lub część ceny kontraktowej była określana w euro. Cena kontraktowa indeksowana jest polskim wskaźnikiem inflacji.

W ocenie Grupy PGE mechanizm CfD jako całość spełnia warunki dotacji do przychodów w rozumieniu MSR 20 i Grupa zamierza ujmować przepływy z kontraktu zgodnie z MSR 20. Tym niemniej w ramach kontraktu różnicowego Grupa PGE identyfikuje dwa instrumenty pochodne, które wymagają wyodrębnienia i wyceny zgodnie z MSSF 9: pochodny instrument inflacyjny oraz opcję walutową. Datą pierwszego ujęcia tych instrumentów jest data zbliżona do dnia, w którym budowa farmy wiatrowej została wystarczająco uprawdopodobniona poprzez uzyskanie wszystkich istotnych zgód korporacyjnych oraz zawarcie kluczowych umów związanych z finansowaniem projektu.

Na dzień początkowego ujęcia wartość opcji walutowej została określona na 2.563 mln PLN. Pochodny instrument inflacyjny został wydzielony z instrumentu CfD z wartością początkową równą 0 EUR. Na dzień 30 września 2025 roku wartość tych instrumentów została określona odpowiednio na 2.060 mln PLN oraz (77) mln EUR. W niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupa Kapitałowa PGE ujmuje 50% wartości tych instrumentów finansowych w pozycji długoterminowych aktywów finansowych, to jest odpowiednio 1.030 mln PLN dla opcji walutowej oraz (38) mln EUR dla pochodnego instrumentu inflacyjnego. Początkowa wartość instrumentu walutowego została rozpoznana w instrumentach pochodnych, a drugostronnie w rozliczeniach międzyokresowych przychodów. Zmiana wartości instrumentów finansowych odnoszona jest w działalność finansową.

Jednostki uczestnictwa w funduszu inwestycyjnym

Na dzień sprawozdawczy Grupa posiada jednostki uczestnictwa w trzech subfunduszach Towarzystwa Funduszy Inwestycyjnych PZU S.A.

Kapitały własne

Podstawowym założeniem polityki Grupy w zakresie zarządzania kapitałami jest utrzymanie optymalnej struktury kapitału w długim okresie, zapewnienie dobrego standingu finansowego i bezpiecznych wskaźników struktury kapitału, które wspierałyby działalność operacyjną Grupy Kapitałowej PGE. Istotne jest także utrzymanie silnej bazy kapitałowej, będącej podstawą budowania zaufania ze strony przyszłych inwestorów, kredytodawców oraz rynku i zapewniającej przyszły rozwój Grupy Kapitałowej.

Kapitał podstawowy

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
1.470.576.500 akcji zwykłych serii A o wartości nominalnej 8,55 złotych każda	12.574	12.574
259.513.500 akcji zwykłych serii B o wartości nominalnej 8,55 złotych każda	2.219	2.219
73.228.888 akcji zwykłych serii C o wartości nominalnej 8,55 złotych każda	626	626
66.441.941 akcji zwykłych serii D o wartości nominalnej 8,55 złotych każda	568	568
373.952.165 akcji zwykłych serii E o wartości nominalnej 8,55 złotych każda	3.197	3.197
RAZEM KAPITAŁ PODSTAWOWY	19.184	19.184

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

Wszystkie akcje Spółki zostały opłacone.

Po dniu sprawozdawczym do dnia sporządzenia niniejszego sprawozdania finansowego nie wystąpiły zmiany w wysokości kapitału podstawowego Spółki.

Prawa akcjonariuszy - Uprawnienia Skarbu Państwa dotyczące działalności Spółki

Spółka wchodzi w skład Grupy Kapitałowej PGE, w stosunku do której Skarb Państwa posiada szczególne uprawnienia, dopóki pozostaje jej akcjonariuszem.

Szczególne uprawnienia Skarbu Państwa, które mogą mieć zastosowanie do spółek z Grupy Kapitałowej PGE, przewiduje ustawa z dnia 18 marca 2010 roku o szczególnych uprawnieniach ministra właściwego do spraw aktywów państwowych oraz ich wykonywaniu w niektórych spółkach kapitałowych lub grupach kapitałowych prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw gazowych (tj. Dz. U. z 2020 roku, poz. 2173). Ustawa określa szczególne uprawnienia przysługujące ministrowi właściwemu do spraw energii w spółkach kapitałowych lub grupach kapitałowych, prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw gazowych, których mienie zostało ujawnione w jednolitym wykazie obiektów, instalacji, urządzeń i usług wchodzących w skład infrastruktury krytycznej.

Na podstawie przedmiotowych przepisów minister właściwy do spraw aktywów państwowych, może wyrazić sprzeciw wobec podjętej przez Zarząd uchwały lub innej dokonanej przez Zarząd czynności prawnej, której przedmiotem jest rozporządzenie składnikiem mienia stanowiące zagrożenie dla funkcjonowania, ciągłości działania oraz integralności infrastruktury krytycznej. Sprzeciwem mogą być objęte również uchwały organu spółki dotyczące:

rozwiązania spółki,
zmiany przeznaczenia lub zaniechania eksploatacji składnika mienia wchodzącego w skład infrastruktury krytycznej,
zmiany przedmiotu przedsiębiorstwa spółki,
zbycia albo wydzierżawienia przedsiębiorstwa lub jego zorganizowanej części oraz ustanowienia na nich ograniczonego prawa rzeczowego,
przyjęcia planu rzeczowo-finansowego, planu działalności inwestycyjnej lub wieloletniego planu strategicznego,
przeniesienia siedziby spółki za granicę,

jeżeli wykonanie takiej uchwały stanowiłoby rzeczywiste zagrożenie dla funkcjonowania, ciągłości działania oraz integralności infrastruktury krytycznej.

Sprzeciw wyrażany jest w formie decyzji administracyjnej.

Kapitał z wyceny instrumentów finansowych

	Okres zakończony 30 września 2025	Rok zakończony 31 grudnia 2024
NA DZIEŃ 1 STYCZNIA	(540)	(1.095)
Zmiana kapitału z wyceny instrumentów finansowych:	(83)	685
Wycena instrumentów zabezpieczających w tym:	(86)	689
Ujęcie skutecznej części zmiany wartości godziwej zabezpieczających instrumentów finansowych w części uznanej za skuteczne zabezpieczenie	(71)	673
Naliczone odsetki na instrumencie pochodnym przeniesione z kapitału z wyceny i ujęte w kosztach odsetkowych	(17)	1
Rewaluacja walutowa transakcji CCIRS przeniesiona z kapitału i ujęta w wyniku z różnic kursowych	1	11
Nieefektywna część zmiany wyceny do wartości godziwej transakcji zabezpieczających zaprezentowana w wyniku	1	4
Wycena pozostałych instrumentów finansowych	3	(4)
Podatek odroczony	15	(130)
KAPITAŁ Z WYCENY INSTRUMENTÓW FINANSOWYCH PO UWZGLĘDNIENIU PODATKU ODROCZONEGO	(608)	(540)

Na kapitał z wyceny instrumentów finansowych składa się w głównej mierze wycena z tytułu wdrożonej rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych.

Dywidendy wypłacone i zaproponowane do zapłaty

W bieżącym i porównawczym okresie sprawozdawczym Spółka nie wypłacała dywidendy.

Rezerwy

Wartość księgowa rezerw przedstawia się następująco:

	Stan na dzień 30 września 2025		Stan na dzień 31 grudnia 2024
	Długoterminowe	Krótkoterminowe	Długoterminowe	Krótkoterminowe
Świadczenia pracownicze	3.177	381	3.046	387
Rezerwa na koszty rekultywacji	6.613	7	6.007	8
Rezerwa na niedobór uprawnień do emisji CO2	-	11.724	-	17.098
Rezerwy na wartość praw majątkowych przeznaczonych do umorzenia	-	244	-	454
Umowy rodzące obciążenie	-	101	-	161
Pozostałe rezerwy	71	593	56	367
RAZEM REZERWY	9.861	13.050	9.109	18.475

Stopa dyskonta dla rezerwy na koszty rekultywacji wyrobisk kopalnianych na 30 września 2025 roku oraz w okresie porównawczym wynosi:

dla wydatków, których poniesienie przewidywane jest w okresie do 15 lat od dnia bilansowego 5,4% (5,8% w okresie porównawczym),
dla wydatków, których poniesienie przewidywane jest w okresie od 16 do 25 lat od dnia bilansowego 5,78%, ekstrapolacja PGE, zgodnie z przyjętą metodą (6,0% w okresie porównawczym),
dla wydatków, których poniesienie przewidywane jest w okresie powyżej 25 lat od dnia bilansowego 6,0%, ekstrapolacja PGE, zgodnie z przyjętą metodą (6,14% w okresie porównawczym).

Stopa dyskonta dla rezerwy na świadczenia pracownicze oraz pozostałych rezerw na koszty rekultywacji na dzień 30 września 2025 roku wynosi 5,4% (względem 5,8% w okresie porównawczym).

Zmiana stopy dyskonta i pozostałych założeń spowodowały:

zwiększenie rezerwy na koszty rekultywacji ujętej drugostronnie w pozostałe koszty operacyjne w wysokości 79 mln PLN;
zwiększenie rezerwy na koszty rekultywacji ujętej drugostronnie jako zwiększenie rzeczowych aktywów trwałych w wysokości 172 mln PLN,
zwiększenia rezerw na świadczenia pracownicze po okresie zatrudnienia ujętych drugostronnie jako zmniejszenie innych całkowitych dochodów w wysokości 98 mln PLN,
zmniejszenie rezerw na nagrody jubileuszowe ujętych drugostronnie jako zwiększenie kosztów operacyjnych w wysokości 21 mln PLN.

Zmiany stanu rezerw

	Świadczenia pracownicze	Rezerwa na koszty rekultywacji	Rezerwa na koszty emisji CO2	Rezerwa na prawa majątkowe przeznaczone do umorzenia	Umowy rodzące obciążenie	Pozostałe	Razem
1 STYCZNIA 2025	3.433	6.015	17.098	454	161	423	27.584
Koszty bieżącego zatrudnienia	91	-	-	-	-	-	91
Koszty przeszłego zatrudnienia	8	-	-	-	-	-	8
Koszty odsetek	147	265	-	-	-	-	412
Korekta stopy dyskontowej i innych założeń	119	251	-	-	-	-	370
Wypłacone świadczenia / Wykorzystane rezerwy	(239)	(1)	(17.103)	(435)	(4)	(21)	(17.803)
Rozwiązane rezerwy	-	-	-	(15)	(103)	(13)	(131)
Utworzone rezerwy - koszty	-	45	11.729	240	47	274	12.335
Utworzone rezerwy - nakłady	-	35	-	-	-	-	35
Pozostałe zmiany	(1)	10	-	-	-	1	10
30 WRZEŚNIA 2025	3.558	6.620	11.724	244	101	664	22.911

	Świadczenia pracownicze	Rezerwa na koszty rekultywacji	Rezerwa na koszty emisji CO2	Rezerwa na prawa majątkowe przeznaczone do umorzenia	Umowy rodzące obciążenie	Pozostałe	Razem
1 STYCZNIA 2024	3.701	6.370	21.211	526	835	366	33.009
Zyski i straty aktuarialne	(39)	-	-	-	-	-	(39)
Koszty bieżącego zatrudnienia	122	-	-	-	-	-	122
Koszty przeszłego zatrudnienia	(15)	-	-	-	-	-	(15)
Koszty odsetek	188	336	-	-	-	-	524
Korekta stopy dyskontowej i innych założeń	(192)	(813)	-	-	-	-	(1.005)
Wypłacone świadczenia / Wykorzystane rezerwy	(333)	-	(24.454)	(450)	(13)	(92)	(25.342)
Rozwiązane rezerwy	-	-	(3)	(74)	(835)	(55)	(967)
Utworzone rezerwy - koszty	-	55	20.344	452	131	244	21.226
Utworzone rezerwy - nakłady	-	22	-	-	-	-	22
Pozostałe zmiany	1	45	-	-	43	(40)	49
31 GRUDNIA 2024	3.433	6.015	17.098	454	161	423	27.584

Rezerwa na świadczenia pracownicze

Rezerwy na świadczenia pracownicze obejmują głównie:

świadczenia pracownicze po okresie zatrudnienia 2.618 mln PLN na 30 września 2025, 2.490 mln PLN w okresie porównawczym,
nagrody jubileuszowe 940 mln PLN na 30 września 2025 oraz 943 mln PLN w okresie porównawczym.

Rezerwa na koszty rekultywacji

Rezerwa na rekultywację wyrobisk kopalnianych

Grupa Kapitałowa PGE tworzy rezerwy na rekultywację wyrobisk końcowych. Kwota rezerwy prezentowana w sprawozdaniu finansowym obejmuje również wartość FLZG tworzonego zgodnie z ustawą Prawo geologiczne i górnicze. Wartość rezerwy na 30 września 2025 roku wynosi 5.919 mln PLN, a na dzień 31 grudnia 2024 roku 5.379 mln PLN.

Rezerwa na rekultywację składowisk popiołów

Jednostki wytwórcze tworzą rezerwę na rekultywację składowisk odpadów paleniskowych. Wartość rezerwy na 30 września 2025 roku wynosi 293 mln PLN (259 mln PLN na koniec okresu porównawczego).

Koszty likwidacji rzeczowych aktywów trwałych

Wartość rezerwy na dzień sprawozdawczy wynosi 400 mln PLN (370 mln PLN na koniec okresu porównawczego) i dotyczy niektórych aktywów segmentu Energetyka Węglowa i Energetyka Odnawialna.

Pozostałe rezerwy na rekultywację

Spółki z Grupy tworzą rezerwę na pozostałe koszty rekultywacji w wysokości 8 mln PLN (7 mln PLN na 31 grudnia 2024 roku).

Rezerwa na koszty emisji CO²

Rezerwa tworzona jest w oparciu o wartość uprawnień płatnych i darmowych. Od 2020 roku Grupa uprawniona jest jedynie do darmowych uprawnień na produkcję ciepła. W 2024 roku nastąpiła zmiana przepisów dotycząca terminu realizacji obowiązków związanych z umorzeniem uprawnień do emisji CO² i przesunięciem daty umorzenia za dany rok do września następnego roku. Pomimo tej zmiany Grupa prezentuje rezerwę w części krótkoterminowej, ponieważ zobowiązanie to zostanie uregulowane w toku normalnego cyklu operacyjnego Grupy. Wartość rezerwy na 30 września 2025 roku wynosi 11.724 mln PLN (17.098 mln PLN na koniec okresu porównawczego).

Rezerwa na prawa majątkowe przeznaczone do umorzenia

Spółki wchodzące w skład Grupy Kapitałowej PGE tworzą rezerwę na wartość praw pochodzenia energii, dotyczących sprzedaży zrealizowanej w okresie sprawozdawczym lub w okresach poprzednich, w części nieumorzonej do dnia sprawozdawczego. Wartość rezerwy na 30 września 2025 roku wynosi 244 mln PLN (454 mln PLN w okresie porównawczym) i tworzona jest głównie przez PGE Obrót S.A. i PGE Energetyka Kolejowa S.A.

Rezerwa na umowy rodzące obciążenia

Rezerwa na umowy rodzące obciążenie jest tworzona głównie w PGE Obrót i w PGE GiEK.

Zgodnie z ustawą z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii, prosument rozliczany w modelu "net metering" otrzymuje opust na energii czynnej i opłatach zmiennych dystrybucyjnych w wysokości 80% lub 70% ilości energii wprowadzonej do sieci. Sprzedawcy rozliczają się ze spółkami dystrybucyjnymi z tytułu całości opłat dystrybucyjnych, wynikających z energii pobranej z sieci przez prosumenta (bez uwzględnienia opustu). Prosument nie ponosi kosztów opłat dystrybucyjnych zmiennych z tytułu części energii pobranej, która została rozliczona energią wprowadzoną do sieci, co powoduje, że kosztem tym obciążani są w całości sprzedawcy energii. Przychody sprzedawcy z tytułu przejęcia 20% lub 30% energii wprowadzonej do sieci przez prosumenta nie pokrywają tych kosztów w całości. Uwzględniając ceny zakupu energii w kontekście przejęcia 20% lub 30% energii wprowadzonej do sieci przez prosumenta oraz uwzględniając wynik na obrocie energią elektryczną w ramach tych umów, prognozowany wynik dla roku 2025 na rozliczeniu prosumentów z grup taryfowych Gx jako całości pozostaje ujemny. Wartość rezerwy w PGE Obrót na umowy rodzące obciążenia pozostała do rozliczenia na dzień 30 września 2025 roku wynosi 30 mln PLN (120 mln PLN w okresie porównawczym). Wartość ewentualnej rezerwy dla okresu po 31 grudnia 2025 roku będzie uzależniona w szczególności od wysokości przyszłej ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych określonej w zatwierdzanej przez Prezesa URE taryfie.

Przedmiotem rezerwy na umowy rodzące obciążenia w PGE GiEK są wybrane kontrakty sprzedaży dotyczące Elektrowni Dolna Odra, zawarte z uwagi na ograniczenia techniczne elektrowni. Na tych kontraktach planowane przychody nie pokryją planowanych kosztów związanych bezpośrednio z realizacją zawartych kontraktów. W konsekwencji w PGE GiEK na 30 września 2025 roku została utworzona rezerwa w kwocie 47 mln PLN.

Pozostałe rezerwy

Rezerwa na potencjalne roszczenia od kontrahentów

Na wartość rezerw na potencjalne roszczenia od kontrahentów na 30 września 2025 roku składają się głównie rezerwy utworzone przez spółkę ENESTA sp. z o.o. 52 mln PLN (62 mln PLN w okresie porównawczym), PGE GiEK S.A. Elektrownia Turów 135 mln PLN w okresie bieżącym i porównawczym oraz PGE Energia Ciepła 34 mln PLN w okresie bieżącym i porównawczym.

Ponadto w 2021 roku Grupa utworzyła rezerwę w kwocie 39 mln PLN w związku ze sprzedażą udziałów PGE EJ1 sp. z o.o. do Skarbu Państwa. Zgodnie z zawartym Porozumieniem regulującym odpowiedzialność dotychczasowych Wspólników z tytułu kosztów sporu z Worley Parsons, PGE S.A. w razie przegrania może być zobowiązana do pokrycia kosztów sporu w kwocie wynoszącej maksymalnie 98 mln PLN. Kwota 59 mln PLN została wykazana w zobowiązaniach warunkowych, w nocie 24.1.

Rezerwa restrukturyzacyjna

W związku ze stopniowym wycofywaniem z eksploatacji bloków węglowych Elektrowni Dolna Odra została utworzona rezerwa restrukturyzacyjna w zakresie planowanych kosztów odpraw dla pracowników w wysokości 233 mln PLN. Wartość rezerwy została ujęta w kosztach świadczeń pracowniczych.

Zobowiązania finansowe

Wartość zobowiązań finansowych wycenianych według zamortyzowanego kosztu stanowi racjonalne przybliżenie ich wartości godziwych, za wyjątkiem obligacji wyemitowanych przez spółkę PGE Sweden AB (publ), umów kredytowych zawartych z EBI oraz umowy kredytowej w ramach KPO.

Obligacje wyemitowane przez PGE Sweden AB (publ) są oparte o stałą stopę procentową. Ich wartość wg zamortyzowanego kosztu wykazywana w niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym na dzień 30 września 2025 roku wynosi 139 mln EUR, a wartość godziwa 134 mln EUR.

W przypadku umów kredytowych zawartych z EBI, opartych na stałej stopie procentowej, ich wartość według zamortyzowanego kosztu wykazana w sprawozdaniu finansowym na dzień sprawozdawczy wynosi 4.333 mln PLN, a ich wartość godziwa 4.410 mln PLN.

Umowa kredytowa w ramach KPO oparta jest na stałej stopie procentowej. Jej wartość według zamortyzowanego kosztu wykazana w sprawozdaniu finansowym na dzień sprawozdawczy wynosi 1.307 mln PLN, a jej wartość godziwa 1.313 mln PLN.

22.1 Kredyty bankowe, pożyczki, obligacje i leasing

	Stan na dzień 30	0 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
	Długoterminowe	Krótkoterminowe	Długoterminowe	Krótkoterminowe
Kredyty i pożyczki	9.080	1.153	7.057	2.581
Wyemitowane obligacje	1.588	435	1.989	18
Leasing	1.541	113	1.415	132
RAZEM KREDYTY BANKOWE, POŻYCZKI, OBLIGACJE I LEASING	12.209	1.701	10.461	2.731

Kredyty i pożyczki

W ramach zaprezentowanych powyżej kredytów i pożyczek na dzień 30 września 2025 i 31 grudnia 2024 roku Grupa Kapitałowa PGE wykazuje:

Kredytodawca	Instrument zabezpieczający	Data zapadalności	Limit w walucie	Waluta	Stopa procentowa	Zobowiązanie na 30-09-2025	Zobowiązanie na 31-12-2024
EBI	-	2041-03-15	2.000	PLN	Stała	2.007	2.041
EBI	-	2034-08-25	1.500	PLN	Stała	1.137	1.192
EBI	-	2041-03-15	850	PLN	Zmienna	852	868
EBI	-	2041-03-15	550	PLN	Stała	552	562
Industrial and Commercial Bank of China (Europe) S.A. Oddział w Polsce	IRS	2027-12-31	500	PLN	Zmienna	510	501
EBI	-	2034-08-25	490	PLN	Stała	372	390
BGK	IRS	2027-12-31	1.000	PLN	Zmienna	318	376
EBI	-	2038-10-16	273	PLN	Stała	265	274
Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju	IRS	2028-06-07	500	PLN	Zmienna	224	252
BGK	IRS	2028-12-31	500	PLN	Zmienna	222	250
Bank Pekao S.A.	-	2025-10-31	40	USD	Zmienna	97	130
PKO BP S.A.	-	2025-08-30	3	PLN	Zmienna	1	-
BGK	-	2027-02-19	1.500	PLN	Zmienna	-	900
Bank Pekao S.A.	-	2027-12-31	750	PLN	Zmienna	-	752
PKO BP S.A.	-	2025-12-31	300	PLN	Zmienna	-	84
Bank Pekao S.A.	-	2027-12-31	750	PLN	Zmienna	-	64
BGK	-	2026-09-29	2.000	PLN	Zmienna	-	4
BGK	-	2036-12-20	3.300	PLN	Zmienna	-	-
Konsorcjum Banków	-	2027-03-01	3.150	PLN	Zmienna	-	-
EBI	-	2045-04-25	2.250	PLN	Stała	-	-
EBI	-	2044-07-29	1.000	PLN	Stała /Zmienna	-	-
PKO BP S.A.	-	2025-09-30	165	PLN	Zmienna	-	-
ING Bank Śląski S.A.	-	2025-12-31	137	PLN	Zmienna	-	-
NFOŚiGW	-	XII 2028 - VI 2043	241	PLN	Stała	59	88
NFOŚiGW	-	III 2031 - III 2044	1.149	PLN	Zmienna	773	807
WFOŚiGW	-	IX 2026	9	PLN	Stała	-	3
WFOŚiGW	-	III 2026 - III 2041	379	PLN	Zmienna	74	100
Zobowiązania finansov	ve w ramach Projekt	u Baltica 2 (Projec	ct Finance):
Konsorcjum Banków	IRS	2049-11-30	2.812*	EUR	Zmienna	1.242	-
BGK oraz Bank Pekao S.A.	-	2028-12-31	436**	PLN	Zmienna	221	-
Zobowiązania finansov	ve w ramach Krajow	ego Planu Odbudo	wy:
BGK	-	2049-12-20	9.521	PLN	Stała	1.307	-
BGK	-	2036-12-20	3.900	PLN	Zmienna	-	-
BGK	-	2049-12-20	2.566	PLN	Stała	-	-
RAZEM KREDYTY BA	NKOWE					10.233	9.638

^*Maksymalny limit na który składają się: Term loan, Standby Debt oraz DSRF (Debt Service Reserve Facility)
**Maksymalny limit w linii VAT Facility

Na dzień 30 września 2025 roku wartość pozostających do dyspozycji limitów kredytowych w rachunku bieżącym istotnych spółek Grupy Kapitałowej PGE wyniosła 3.403 mln PLN. Terminy spłaty przyznanych linii kredytowych w rachunkach bieżących głównych spółek Grupy Kapitałowej przypadają w latach 2025 – 2027.

W okresie zakończonym 30 września 2025 roku ani po dniu sprawozdawczym nie wystąpiły przypadki niewywiązania się ze spłat lub naruszenia innych warunków umów kredytowych.

Wyemitowane obligacje

Emitent	Instrument zabezpieczający	Data zapadalności programu	Limit w walucie programu	Waluta	Stopa procentowa	Data emisji transzy	Data wykupu transzy	Zobowiązanie na 30-06-2025	Zobowiązanie na 31-12-2024
PGE SA	IRS	bezterminowy	5.000	PLN	Zmienna	2019-05-21	2029-05-21	1.022	1.007
PGE Sweden AB (publ)	CCIRS	bezterminowy	2.000	EUR	Stała	2019-05-21 2014-08-01	2026-05-21 2029-08-01	409 592	403 597
RAZEM WYEMITOWANE OBLIGACJE							2.023	2.007

Zobowiązania z tytułu dostaw i usług i pozostałe zobowiązania finansowe

	Stan na dzień 30 września 2025			Stan na dzień 31 grudnia 2024
	Długoterminowe	Krótkoterminowe	Długoterminowe	Krótkoterminowe
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług	-	4.384	-	5.201
Zakup RAT i WN	3	1.905	38	1.609
Otrzymane kaucje i wadia	40	166	42	166
Zobowiązania z tytułu KDT	-	322	-	348
Rekompensaty	-	135	-	613
Ubezpieczenia	-	13	-	3
Inne	146	198	125	232
ZOBOWIĄZANIA Z TYTUŁU DOSTAW I USŁUG I POZOSTAŁE ZOBOWIĄZANIA FINANSOWE	189	7.123	205	8.172

Na dzień 30 września 2025 roku w pozycji Zobowiązania z tytułu dostaw i usług Grupa ujęła kwotę 1.572 mln PLN zobowiązania z tytułu faktoringu (2.009 mln PLN w okresie porównawczym).

Pozycja "Inne" obejmuje m.in. zobowiązania PGE Dom Maklerski S.A. wobec klientów z tytułu wpłaconych środków pieniężnych.

Pozostałe zobowiązania niefinansowe

Główne składniki pozostałych zobowiązań niefinansowych na poszczególne dni sprawozdawcze.

Pozostałe zobowiązania niefinansowe długoterminowe

W długoterminowych pozostałych zobowiązaniach niefinansowych Grupa ujmuje głównie Zobowiązania z tytułu umowy 186 mln PLN w bieżącym okresie sprawozdawczym i 183 mln PLN w okresie porównawczym.

Pozostałe zobowiązania niefinansowe krótkoterminowe

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
POZOSTAŁE ZOBOWIĄZANIA KRÓTKOTERMINOWE
Zobowiązania z tytułu umowy	923	969
Zobowiązania z tytułu należnego VAT	467	712
Zobowiązania z tytułu podatku akcyzowego	29	34
Zobowiązania z tytułu wpłat na Fundusz WRC	2	6
Opłaty za korzystanie ze środowiska	161	226
Zobowiązania z tytułu wynagrodzeń	289	432
Premie dla pracowników	478	420
Niewykorzystane urlopy i inne świadczenia pracownicze	333	381
Nagrody dla Zarządów	25	23
Podatek dochodowy od osób fizycznych	124	148
Zobowiązania z tytułu ubezpieczeń społecznych	326	408
Inne	92	87
POZOSTAŁE ZOBOWIĄZANIA KRÓTKOTERMINOWE, RAZEM	3.249	3.846

Pozycja "Inne" w głównej mierze obejmuje zobowiązania dotyczące wpłat na Pracowniczy Program Emerytalny, potrąceń z wynagrodzeń pracowników oraz wpłat na Państwowy Fundusz Rehabilitacji Osób Niepełnosprawnych.

Zobowiązania z tytułu umowy

Zobowiązania z tytułu umowy obejmują przede wszystkim zaliczki na dostawy i przedpłaty dokonane przez klientów za przyłącza do sieci dystrybucyjnej oraz prognozy zużycia energii elektrycznej dotyczące przyszłych okresów.

POZOSTAŁE NOTY OBJAŚNIAJĄCE

Zobowiązania i należności warunkowe. Sprawy sądowe

Zobowiązania warunkowe

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Zabezpieczenie zwrotu dotacji z funduszy środowiskowych, badawczych i rozwojowych*	1.872	935
Zobowiązania z tytułu pozwów sądowych	655	154
Zobowiązanie z tytułu gwarancji bankowych zabezpieczających transakcje giełdowe	567	278
Użytkowanie wieczyste gruntów	10	70
Inne zobowiązania warunkowe	119	57
ZOBOWIĄZANIA WARUNKOWE, RAZEM	3.223	1.494

*zmiana prezentacji w okresie porównawczym wartości weksli in blanco zabezpieczających dotacje z funduszy środowiskowych otrzymane przez spółki z segmentu ciepłownictwo, wzrost o kwotę 87 mln PLN (poprzednia wartość wystawionych weksli była skorygowana o wartość otrzymanych transz dotacji)

Zabezpieczenie zwrotu dotacji z funduszy środowiskowych, badawczych, rozwojowych

Zobowiązania przedstawiają wartość możliwych przyszłych zwrotów środków otrzymanych przez spółki Grupy Kapitałowej PGE z funduszy środowiskowych i rozwojowych na wybrane inwestycje. Zwrot środków będzie musiał nastąpić, jeżeli inwestycje, na które otrzymano dofinansowanie, nie przyniosą oczekiwanego efektu.

W 2025 roku PGE Dystrybucja S.A. złożyła zobowiązania wekslowe zabezpieczające umowy o dofinansowanie z funduszy unijnych na łączną kwotę ok. 926 mln PLN. Nowo pozyskane środki z dotacji będą przeznaczone na realizację projektów inwestycyjnych dotyczących głównie:

Budowy i modernizacji inteligentnej sieci elektroenergetycznej,
Rozwoju inteligentnej sieci elektroenergetycznej,
Budowy sieci łączności specjalnej technologii LTE450,
Centralnej Dyspozycji Mocy dedykowanej do zarządzania liniami 110 kV.

Na dzień 31 grudnia 2024 roku PGE Dystrybucja S.A. posiadała zobowiązania wekslowe na ok. 784 mln PLN zabezpieczające umowy o dofinansowanie z funduszy europejskich i krajowych. Pozyskane środki z dotacji są wykorzystywane na realizację projektów inwestycyjnych dotyczących m.in.

Rozwoju inteligentnej sieci elektroenergetycznej w wybranych oddziałach spółki,
Programu Liczniki Zdalnego Odczytu w PGE Dystrybucja S.A.,
Zasilenia terenu Euro-Park Stalowa Wola w celu rozwoju elektromobilności.

Zobowiązania z tytułu pozwów sądowych

W związku ze sprzedażą udziałów PGE EJ1 sp. z o.o. do Skarbu Państwa, która miała miejsce w 2021 roku oraz zgodnie z zawartym Porozumieniem regulującym odpowiedzialność dotychczasowych Wspólników z tytułu kosztów sporu z Worley Parsons, PGE S.A. w razie przegrania sporu może być zobowiązana do pokrycia kosztów sporu w kwocie wynoszącej maksymalnie 98 mln PLN. W związku z tym, na potrzeby określenia wartości godziwej otrzymanej zapłaty, dokonano oszacowania prawdopodobieństwa przegrania sporu. W efekcie kwota 59 mln PLN została rozpoznana w zobowiązaniach warunkowych, zaś kwota 39 mln PLN w rezerwach krótkoterminowych.

Zobowiązania przedstawiają również wartość sporów sądowych wynikających z realizacji inwestycji w PGE GiEK S.A. Elektrownia Turów w łącznej kwocie 578 mln PLN. Szczegółowy opis sporów znajduje się w nocie 24.3 niniejszego sprawozdania.

Zobowiązania z tytułu gwarancji bankowych

Zobowiązania przedstawiają wystawione przez spółki gwarancje bankowe wniesione jako depozyt celem zabezpieczenia transakcji giełdowych wynikających z członkostwa w IRGiT.

Użytkowanie wieczyste gruntów

Zobowiązania warunkowe z tytułu użytkowania wieczystego gruntów są związane z otrzymaniem aktualizacji opłat rocznych z tytułu użytkowania wieczystego. Oddziały PGE GiEK S.A. złożyły odwołania od otrzymanych decyzji do Samorządowych Kolegiów Odwoławczych. Wartość zobowiązania warunkowego została wyceniona jako różnica pomiędzy zdyskontowaną sumą zaktualizowanych opłat za wieczyste użytkowanie za cały okres na jaki wieczyste użytkowanie zostało ustanowione a zobowiązaniem z tytułu wieczystego użytkowania gruntu, które zostało ujęte w księgach na bazie poprzednich opłat.

Inne zobowiązania warunkowe

W trakcie roku 2024 generalny wykonawca inwestycji w spółce PGE Nowy Rybnik sp. z o.o. przedłożył wniosek o waloryzację wynagrodzenia kontraktu. W celu analizy merytorycznej zasadności wniosku zaangażowano zewnętrzną kancelarię prawną. Spółka co do zasady nie uznaje roszczenia wykonawcy, ale kierując się zasadą ostrożności rozpoznała zobowiązanie warunkowe w wysokości 20 mln PLN.

W sierpniu 2022 roku podpisana została "Umowa o zwrot kosztów" pomiędzy spółkami EWB1, EWB2 i EWB3 a spółką wykonującą budowę portu instalacyjnego w Gdańsku. Umowa zapewnia wykonawcy prac zwrot poniesionych kosztów związanych z budową portu instalacyjnego w przypadku niekontynuowania przez w/w spółki przedmiotowej inwestycji. W 2024 roku, w związku z podpisaniem wstępnej umowy najmu terminala T5, wygasło zobowiązanie warunkowe z tytułu zwrotu kosztów w spółce EWB2. Obecną wartość zobowiązania warunkowego szacuje się na kwotę 4,3 mln EUR, a w podziale na spółki płatność z tytułu zwrotu kosztów nastąpi na zasadach po 50% każda ze spółek. W związku z tym potencjalna wartość zobowiązania ze strony GK PGE, przy uwzględnieniu posiadanych udziałów, o których mowa w nocie 1.3.2, została oszacowana na ok. 13,9 mln PLN.

Pozostałe istotne kwestie związane ze zobowiązaniami warunkowymi

Bezumowne korzystanie z nieruchomości

Grupa Kapitałowa PGE tworzy rezerwę na spory dotyczące bezumownego korzystania z nieruchomości służących działalności dystrybucyjnej, które zostały zgłoszone w postępowaniu sądowym. Ponadto w Grupie Kapitałowej PGE występują spory na wcześniejszych etapach postępowania, a także nie można wykluczyć zwiększenia liczby i wartości podobnych roszczeń w przyszłości.

Zobowiązania kontraktowe dotyczące zakupu paliw

Zgodnie z zawartymi umowami na zakup gazu ziemnego, Grupa zobowiązana jest do odebrania określonej minimalnej ilości paliw, a także do nieprzekroczenia określonej wielkości maksymalnej poboru gazu ziemnego w poszczególnych okresach. Brak odebrania minimalnych ilości paliw lub przekroczenie wielkości maksymalnych określonych w umowach może skutkować koniecznością uiszczenia dodatkowych opłat (w przypadku części umów na zakup gazu ziemnego ilości nieodebrane ale opłacone, mogą być odebrane w ciągu kolejnych okresów dostawy). Na dzień 30 września 2025 roku Grupa nie rozpoznaje rezerwy z tego tytułu.

Zobowiązania dotyczące utrzymania zapasu paliw

Zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub ciepła jest obowiązane utrzymywać zapasy paliw w ilości zapewniającej utrzymanie ciągłości dostaw energii elektrycznej lub ciepła do odbiorców.

W poprzednich okresach sprawozdawczych dochodziło do kilkukrotnego naruszenia wymogów utrzymania minimalnych zapasów węgla w jednostkach wytwórczych PGE GiEK S.A. pracujących w oparciu o węgiel kamienny (Elektrownia Opole, Elektrownia Dolna Odra, Elektrownia Rybnik). Na niedotrzymanie minimalnych poziomów zapasów węgla kamiennego oraz problemy z odbudową tych zapasów w elektrowniach miał wpływ szereg czynników niezależnych od Grupy. Ostatnimi okresami, w których odnotowano naruszenie wymogów utrzymania minimalnych zapasów węgla był styczeń i luty 2023 roku.

Zgodnie z postanowieniami art. 56 ust. 1 pkt. 2) ustawy Prawo Energetyczne, karze pieniężnej podlega ten, kto nie przestrzega obowiązku utrzymania zapasów paliw, (…), lub nie uzupełnia ich w terminie, (…). Wskazać należy, iż sam fakt naruszenia zakazu lub nakazu przewidzianego w ustawie Prawo Energetyczne skutkuje nałożeniem kary przez Prezesa URE. Zgodnie z brzmieniem art. 56 ust. 3 ustawy Prawo Energetyczne, wysokość kary nie może być niższa niż 10 tys. PLN i wyższa niż 15% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym, a jeżeli kara pieniężna związana jest z działalnością prowadzoną na podstawie koncesji, wysokość kary nie może być niższa niż 10 tys. PLN i nie może być wyższa niż 15% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, wynikającego z działalności koncesjonowanej w poprzednim roku podatkowym.

Do dnia sporządzenia niniejszego sprawozdania finansowego na PGE GiEK S.A. nie została nałożona kara z tytułu niedotrzymania obowiązku utrzymywania i odbudowania zapasów węgla na odpowiednim poziomie. Do dnia sporządzenia niniejszego sprawozdania poziom zapasów węgla jest utrzymany na wymaganym poziomie.

Biorąc pod uwagę powyższe, niezależne od GK przyczyny niedotrzymania i nieodbudowania w wyznaczonym terminie wymaganych minimalnych zapasów węgla, a także fakt braku uprzedniej karalności PGE GiEK S.A. z tego tytułu powinno stanowić przesłankę do odpowiedniego miarkowania wymiaru kary. Grupa szacuje,

że wartość ewentualnej naliczonej kary nie powinna być istotna dla GK, wobec czego w niniejszym sprawozdaniu nie rozpoznano rezerw z tego tytułu.

Środki z podwyższenia kapitału zakładowego Spółki

5 kwietnia 2022 roku zawarta została umowa inwestycyjna pomiędzy PGE S.A. a Skarbem Państwa dotycząca objęcia przez Skarb Państwa akcji wyemitowanych w wyniku podwyższenia kapitału zakładowego. Zgodnie z postanowieniami umowy, środki pozyskane z emisji akcji w kwocie 3,2 mld PLN są wykorzystywane wyłącznie na inwestycje w obszarze energii odnawialnej, dekarbonizacji i dystrybucji. Sposób wydatkowania środków pieniężnych z emisji podlega szczegółowemu raportowaniu i audytowi. W dniu 26 kwietnia 2023 roku oraz 24 kwietnia 2025 roku aneksowano umowę ze względu na konieczność przesunięć w harmonogramie wydatków pomiędzy poszczególnymi zadaniami inwestycyjnymi. Wydatkowanie środków niezgodnie z postanowieniami umowy inwestycyjnej może skutkować karami pieniężnymi a w skrajnym wypadku nawet koniecznością zwrotu środków. Grupa PGE wykorzystuje środki zgodnie z umową inwestycyjną. Na 30 września 2025 roku stan pozostałych do wydatkowania środków z emisji akcji wynosi ok. 321 mln PLN, a na 31 grudnia 2024 roku wynosił ok. 508 mln PLN.

Zobowiązania warunkowe związane z faktoringiem

Na dzień 30 września 2025 roku Grupa posiadała zobowiązania warunkowe w formie Oświadczeń o poddaniu się egzekucji w trybie art. 777 § 1 Kodeksu postępowania cywilnego stanowiących zabezpieczenie wierzytelności Grupy z tytułu prowadzonych umów na faktoring odwrotny, których łączna wartość na dzień sprawozdawczy wynosi 3.450 mln PLN.

Zabezpieczenie transakcji finansowania MFW Baltica 2

W marcu 2025 roku, w związku z podpisaniem umów kredytowych mających na celu sfinansowanie budowy MFW Baltica 2, o których mowa w nocie 27.4, zostały ustanowione następujące zabezpieczenia transakcji finansowania projektu:

umowy zastawów rejestrowych i finansowych na udziałach PGE Baltica 6 zawarte pomiędzy PGE Baltica 2 a Deutsche Bank Luxembourg dotyczące łącznie 1 684 434 udziałów,
umowy zastawów rejestrowych i finansowych na udziałach EW Baltica 2 zawartych pomiędzy PGE Baltica 6 a Deutsche Bank Luxembourg dotyczące łącznie 200 115 udziałów,
umowy zastawów rejestrowych i finansowych na rachunkach bankowych spółki PGE Baltica 6,
umowy przelewów na zabezpieczenie pomiędzy PGE Baltica 6 a Deutsche Bank,
umowa zastawu rejestrowego na aktywach spółki PGE Baltica 6,
umowa zastawu rejestrowego i zastawów cywilnych na rachunku bankowym VAT spółki EW Baltica 2,
umowa przelewu na zabezpieczenie pomiędzy PGE Baltica 2 a Deutsche Bank,
umowa przelewu na zabezpieczenie pomiędzy PGE S.A. a Deutsche Bank.

Ponadto ustanowiono dodatkowe zabezpieczenia w formie Oświadczeń o poddaniu się egzekucji. Najwyższa wartość ustanowionych zabezpieczeń umów kredytowych wynosi 35,8 mld PLN.

Realizację i finansowanie Projektu Baltica 2 opisano w nocie 27.4 niniejszego sprawozdania finansowego.

Inne sprawy sądowe i sporne

Kwestia odszkodowania dotyczącego konwersji akcji

W dniu 12 listopada 2014 roku spółka Socrates Investment S.A. (nabywca wierzytelności od byłych akcjonariuszy PGE Górnictwo i Energetyka S.A.) złożyła pozew sądowy o zasądzenie odszkodowania w łącznej kwocie ponad 493 mln PLN (plus odsetki) za szkodę poniesioną w związku z nieprawidłowym (jej zdaniem) ustaleniem parytetu wymiany akcji w procesie połączenia spółki PGE Górnictwo i Energetyka S.A. z PGE S.A. Spółka złożyła odpowiedź na pozew. W dniu 15 listopada 2017 roku wpłynęło do Spółki pismo procesowe powoda - zmiana żądania pozwu, zwiększając kwotę dochodzoną pozwem do wysokości 636 mln PLN. Obecnie toczy się postępowanie sądowe w pierwszej instancji. Sąd zlecił sporządzenie opinii przez biegłego. Brak wyznaczonego terminu kolejnej rozprawy.

Ponadto z podobnym roszczeniem wystąpiła spółka Pozwy sp. z o.o., nabywca wierzytelności byłych akcjonariuszy spółki PGE Elektrownia Opole S.A. Spółka Pozwy sp. z o.o. pozwem wniesionym do Sądu Okręgowego w Warszawie przeciwko PGE GiEK S.A., PGE S.A. oraz PwC Polska sp. z o.o. (dalej jako Pozwani) wniosła o zasądzenie od Pozwanych na zasadzie in solidum, ewentualnie solidarnie na rzecz Pozwy sp. z o.o. odszkodowania w łącznej kwocie ponad 260 mln PLN wraz z odsetkami z tytułu rzekomo nieprawidłowego (jej zdaniem) ustalenia stosunku wymiany akcji PGE Elektrownia Opole S.A. na akcje PGE GiEK S.A. w procesie łączenia tych spółek. Pozew ten został do PGE S.A. doręczony 9 marca 2017 roku. Spółki: PGE S.A. i PGE GiEK S.A. 8 lipca 2017 roku złożyły odpowiedź na pozew. Sąd Okręgowy w Warszawie w dniu 28 września 2018 roku ogłosił wyrok w pierwszej instancji - pozew spółki Pozwy sp. z o.o. został oddalony. W dniu 8 kwietnia 2019 roku do PGE S.A. wpłynął odpis apelacji złożonej przez powoda w dniu 7 grudnia 2018 roku. Odpowiedź PGE S.A. oraz PGE GiEK S.A. na apelację została sporządzona w dniu 23 kwietnia 2019 roku.

Rozprawa odbyła się w dniu 21 grudnia 2020 roku - Sąd Apelacyjny wydał wyrok, w którym uchylił zaskarżony wyrok Sądu Okręgowego w całości i zwrócił sprawę do ponownego rozpoznania do Sądu Okręgowego. W dniu 22 stycznia 2021 roku PGE S.A. wraz z PGE GiEK S.A. złożyła zażalenie na wyrok do Sądu Najwyższego, wnosząc o uchylenie w całości zaskarżonego wyroku i przekazanie sprawy do ponownego rozpoznania przez Sąd Apelacyjny. Na posiedzeniu niejawnym w dniu 27 kwietnia 2021 roku Sąd Najwyższy uchylił zaskarżony wyrok. Tym samym sprawa powróciła do ponownego rozpatrzenia przez Sąd Apelacyjny. Wyrokiem z dnia 10 stycznia 2024 roku Sąd Apelacyjny uwzględnił apelację powoda i uchylił zaskarżony wyrok Sądu Okręgowego i skierował sprawę do ponownego rozpoznania do tegoż sądu. W trakcie 2024 jak 2025 roku Sąd Okręgowy w Warszawie wyznaczał kolejne terminy rozpraw, na których byli przesłuchiwani świadkowie w sprawie (przedstawiciele PGE, PwC jak i PKF – spółki badającej plan połączenia). 1 września 2025 roku odbyła się sprawa poświęcona umożliwieniu dostępu spółce Pozwy sp. z o.o. dokumentacji PGE, gdzie sędzia ostatecznie wyraziła na powyższe zgodę. Ostatnia rozprawa odbyła się 27 października 2025 roku, na której został przesłuchany przedstawiciel spółki PwC. Jego zeznania były korzystne lub neutralne dla PGE S.A. i PGE GiEK S.A. oraz dla PwC. Rozprawa została odroczona bez terminu.

Spółki z Grupy PGE nie uznają żądań Socrates Investment S.A. i Pozwy sp. z o.o. Zdaniem PGE S.A. roszczenia te są bezzasadne, a cały proces konsolidacji był przeprowadzony rzetelnie i prawidłowo. Sama wartość akcji spółek podlegających połączeniu została określona przez niezależną spółkę PwC Polska sp. z o.o. Dodatkowo plany połączenia ww. spółek, w tym parytety wymiany akcji, były badane w zakresie poprawności i rzetelności przez wyznaczonego przez sąd rejestrowy biegłego, który nie stwierdził żadnych nieprawidłowości. Następnie sąd zarejestrował połączenia ww. spółek.

Na zgłoszone roszczenie Grupa PGE nie utworzyła rezerwy.

Kwestie związane z wnioskiem konsorcjum Polimex-Mostostal o podwyższenie wynagrodzenia za budowę elektrociepłowni w Siechnicach

W dniu 23 czerwca 2021 roku została zawarta umowa dotycząca budowy elektrociepłowni gazowo – parowej dla KOGENERACJA S.A. z konsorcjum w składzie Polimex Mostostal S.A. oraz Polimex Energetyka sp. z o.o. Wartość wynagrodzenia w momencie podpisania umowy została ustalona na 1.159 mln PLN netto.

W związku z zaistniałym - w ocenie Konsorcjum - oddziaływaniem nadzwyczajnej zmiany stosunków gospodarczych, skutkujących wzrostem cen towarów oraz materiałów, będących następstwem kumulacji pandemii COVID 19 oraz nowej fazy agresji zbrojnej Federacji Rosyjskiej przeciwko Ukrainie, w 2023 roku KOGENERACJA S.A. otrzymała od Konsorcjum wnioski o podwyższenie wysokości wynagrodzenia umownego dla powyższej umowy o kwotę 344 mln PLN netto. W dniu 15 września 2023 roku Strony zawarły umowę o mediację przed Mediatorami Stałymi w Sądzie Polubownym przy Prokuratorii Generalnej Rzeczypospolitej Polskiej. W toku postępowania zastosowano zabezpieczenia sądowe oraz składano odwołania.

W dniu 8 listopada 2024 roku KOGENERACJA S.A. oraz Konsorcjum, w wyniku postępowania mediacyjnego, podpisały protokół z ustaleń Stron, dotyczący ugody częściowej kończącej spór związany z roszczeniami finansowymi Konsorcjum o zwiększenie wynagrodzenia umownego o kwotę 157 mln PLN netto.

Po uzyskaniu zgody w dniu 13 marca 2025 roku Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia powyższa ugoda została zawarta w dniu 19 marca 2025 roku. W dniu 31 lipca 2025 roku KOGENERACJA S.A. powzięła informację o wydaniu postanowienia Sądu Okręgowego we Wrocławiu dotyczącego zatwierdzenia ugody mediacyjnej. W następstwie zatwierdzonej przez sąd ugody w dniu 19 sierpnia 2025 roku został zawarty z Konsorcjum Aneks nr 1 do umowy. Powyższa ugoda zakończyła polubownie spór pomiędzy Stronami w przedmiocie adaptacji wysokości wynagrodzenia umownego do zmienionych uwarunkowań realizacji zobowiązania.

W wyniku zawarcia ugody i podpisania aneksu, w dniu 10 września 2025 roku Sąd Okręgowy we Wrocławiu X Wydział Gospodarczy wydał postanowienie o umorzeniu postępowania dotyczącego zwiększenia wynagrodzenia umownego o kwotę 344 mln PLN netto. W związku z umorzeniem powyższej sprawy, zakończono również powiązane postępowanie w sprawie udzielenia zabezpieczenia na rzecz Konsorcjum.

Spór związany z terminem wykonania zobowiązania określonego w umowie na dzień 30 kwietnia 2024 roku pozostaje przedmiotem obowiązującej umowy mediacji, której zakończenie nastąpi poprzez zawarcie kolejnego aneksu do umowy. W dniu 29 października 2025 roku KOGENERACJA S.A. oraz Konsorcjum zawarły aneks do umowy o mediację, na mocy którego termin procesu mediacyjnego wydłużono do dnia 30 stycznia 2026 roku.

Naliczone kary dla wykonawcy bloku nr 7 w Elektrowni Turów

W 2022 roku PGE GiEK S.A. naliczyła wykonawcy bloku nr 7 w Elektrowni Turów, konsorcjum firm Mitsubishi Power Europe GmbH, TECNICAS REUNIDAS S.A. oraz BUDIMEX S.A., karę umowną w kwocie 562 mln PLN z tytułu niedotrzymania wskaźnika dyspozycyjności bloku w pierwszym roku okresu gwarancji. W lipcu 2022 roku spółka złożyła konsorcjum wezwanie do zapłaty, na które otrzymała odpowiedź odmowną. Kara umowna została objęta w 2022 roku odpisem aktualizującym w tej samej wysokości.

W dniu 15 czerwca 2023 roku PGE GiEK S.A. złożyła w Prokuratorii Generalnej RP wniosek o przeprowadzenie mediacji z udziałem mediatora Sądu Polubownego przy Prokuratorii Generalnej RP, celem podjęcia próby ugodowego rozstrzygnięcia sporów wynikających z Kontraktu. Mediacje, które trwały w 2023 i 2024 roku nie zakończyły się do dnia sporządzenia niniejszego sprawozdania.

W dniu 23 października 2023 roku PGE GiEK S.A. złożyła do Sądu Okręgowego w Łodzi pozew przeciwko Wykonawcy, który obejmuje żądanie usunięcia części wad bloku nr 7 w Elektrowni Turów. Wartość przedmiotu sporu w tej sprawie wynosi 200 mln PLN.

Dodatkowo PGE GiEK S.A. posiadała bankowe gwarancje należytego wykonania w łącznej kwocie 135 mln PLN oraz bankowe gwarancje zwrotu zaliczki w łącznej kwocie 7 mln PLN. 21 czerwca 2024 roku PGE GiEK S.A. dostarczyła do banku żądania zapłaty kwot wynikających z posiadanych gwarancji i w lipcu 2024 roku otrzymała kwotę 142 mln PLN. Kwota 135 mln z tytułu gwarancji należytego wykonania nie została rozpoznana w wyniku finansowym z uwagi na niezakończone postępowanie mediacyjne.

W dniu 30 października 2024 roku PGE GiEK S.A. wystawiła notę obciążeniową w wysokości 357 mln PLN z tytułu niedotrzymania wskaźnika dyspozycyjności bloku w drugim roku okresu gwarancji oraz kary umownej za zwłokę w usuwaniu wad. Z uwagi na istotne ryzyko kwestionowania przez Wykonawcę tej noty, została ona objęta odpisem aktualizującym w pełnej wysokości.

W dniu 13 grudnia 2024 roku PGE GiEK S.A. dokonała potrącenia części wierzytelności o zapłatę kary umownej za niedyspozycyjność Bloku w pierwszym roku okresu gwarancji z wierzytelnością wykonawcy o zwrot spieniężonej gwarancji należytego wykonania w łącznej kwocie prawie 135 mln PLN, co spowodowało częściowe odwrócenie odpisu aktualizującego dotyczącego kary umownej przy jednoczesnym zawiązaniu rezerwy w tej samej wysokości z uwagi na istotne ryzyko kwestionowania ww. potrącenia przez wykonawcę.

W dniu 24 grudnia 2024 roku PGE GiEK S.A. złożyła do Sądu Okręgowego w Łodzi pozew przeciwko wykonawcy o zapłatę w łącznej kwocie 1.046 mln PLN. Łączna wartość roszczeń skierowanych w postępowaniu sądowym przeciwko wykonawcy bloku nr 7 w Elektrowni Turów wynosi 1.246 mln PLN. W styczniu i lutym 2025 roku zostały doręczone PGE GiEK S.A. dwa pozwy wykonawcy o zapłatę w łącznej wysokości 627 mln PLN i 17 mln EUR, których PGE GiEK S.A. nie uznaje. Na zgłoszone roszczenia Grupa nie utworzyła rezerwy.

Opisane powyżej wzajemne roszczenia pomiędzy PGE GiEK S.A. i wykonawcą bloku nr 7 w Elektrowni Turów nie wpłynęły na wynik finansowy w 2024 roku jak również w trzech kwartałach 2025 roku.

W dniu 15 lipca 2025 roku Zarząd PGE GiEK S.A. podjął uchwałę w sprawie akceptacji treści wniosku o przeprowadzenie koncyliacji w Sądzie Polubownym przy Prokuratorii Generalnej Rzeczpospolitej Polskiej z Wykonawcą bloku nr 7 w Oddziale Elektrownia Turów wraz z propozycją ugodową. Wykonawca zaakceptował projekt wniosku o koncyliacje. Wspólny wniosek stron o przeprowadzenie koncyliacji został złożony w dniu 4 sierpnia 2025 roku w Sądzie Polubownym przy Prokuratorii Generalnej, która w dniu 27 sierpnia zajęła stanowisko koncyliacyjne. Trwają dalsze ustalenia stron co do treści ewentualnej ugody.

Decyzja środowiskowa w sprawie Kopalni Turów

31 maja 2023 roku Wojewódzki Sąd Administracyjny w Warszawie wstrzymał - do czasu rozpoznania właściwej skargi - wykonalność decyzji środowiskowej na wydobycie węgla dla Kopalni Turów. Decyzja środowiskowa określa uwarunkowania realizacji przedsięwzięcia: "Kontynuacja eksploatacji złoża węgla brunatnego Turów, realizowanego gminie Bogatynia". Skargę na decyzję środowiskową złożyły m.in. Fundacja Frank Bold, Greenpeace oraz Stowarzyszenie Ekologiczne EKO-UNIA.

12 czerwca 2023 roku spółka PGE GiEK S.A. złożyła zażalenie na wydane przez WSA dnia 31 maja 2023 roku postanowienie w sprawie Kopalni Turów do Naczelnego Sądu Administracyjnego w Warszawie. Była to odpowiedź spółki na wstrzymanie przez WSA wykonalności decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach wydanej przez Generalną Dyrekcję Ochrony Środowiska we wrześniu 2022 roku.

18 lipca 2023 roku NSA uchylił postanowienie WSA z 31 maja 2023 roku o wstrzymaniu wykonalności decyzji środowiskowej w sprawie Kopalni w Turowie. Uwzględniono zażalenia GDOŚ, PGE GiEK S.A. oraz Prokuratury Krajowej.

31 sierpnia 2023 roku WSA zawiesił postępowanie w sprawie decyzji środowiskowej GDOŚ dotyczącej Kopalni Turów do czasu formalnego zakończenia sprawy z wniosku spółki PGE GiEK S.A. o zmianę decyzji środowiskowej. Postępowanie z wniosku PGE GiEK S.A. o zmianę decyzji środowiskowej zakończyło się ostateczną i prawomocną decyzją o umorzeniu postępowania.

13 marca 2024 roku WSA uchylił decyzję GDOŚ, określającą środowiskowe uwarunkowania dalszej eksploatacji złoża węgla brunatnego w Turowie. Jak podkreślił WSA nie oznacza to ani zamknięcia ani wstrzymania pracy w kopalni Turów. Orzeczenie nie jest prawomocne.

W dniu 30 kwietnia 2024 roku doręczono PGE GiEK S.A. odpis wyroku wraz z uzasadnieniem. Orzeczenie nie jest prawomocne. W dniu 29 maja 2024 roku PGE GiEK S.A. złożyła od ww. wyroku skargę kasacyjną do Naczelnego Sądu Administracyjnego.

Ten sam wyrok został w całości zaskarżony również w dniu 17 maja 2024 roku przez Generalnego Dyrektora Ochrony Środowiska. PGE GiEK S.A. po doręczeniu skargi kasacyjnej Generalnego Dyrektora Ochrony Środowiska złożyła w dniu 2 lipca 2024 roku odpowiedź na skargę kasacyjną i wnosiła o jej uwzględnienie i uchylenie zaskarżonego wyroku Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego. Wyrok Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego został zaskarżony przez organizacje ekologiczne. PGE GiEK S.A. złożyła odpowiedzi na złożone skargi kasacyjne.

Naczelny Sąd Administracyjny w wydanym w dniu 18 marca 2025 roku wyroku uchylił wyrok WSA z dnia 1 lutego 2022 roku w przedmiocie rygoru natychmiastowej wykonalności nadanego decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach wydanej przez Regionalnego Dyrektora Ochrony Środowiska we Wrocławiu dla kontynuacji wydobycia w Kopalni Węgla Brunatnego w Turowie i przekazał sprawę do ponownego rozpoznania przez WSA. W ramach ponownego rozpoznania sprawy, WSA w Warszawie wyrokiem z dnia 10 czerwca 2025 roku oddalił skargi organizacji ekologicznych na postanowienie GDOŚ w sprawie rygoru natychmiastowej wykonalności dla decyzji środowiskowej. Orzeczenie nie jest prawomocne, ponieważ organizacje ekologiczne złożyły od wyroku skargi kasacyjne do NSA. Decyzja środowiskowa jest wykonalna.

Pozwolenie zintegrowane dla PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o.

W dniu 10 października 2025 roku PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o. otrzymała odpis wyroku wraz z uzasadnieniem Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Warszawie z dnia 2 lipca 2025 roku. Wojewódzki Sąd Administracyjny w Warszawie uchylił zaskarżoną przez Towarzystwo na Rzecz Ziemi z siedzibą w Oświęcimiu decyzję Ministra Klimatu i Środowiska z 24 stycznia 2025 roku, ("Decyzję Ministra") utrzymującą w mocy decyzję Marszałka Województwa Zachodniopomorskiego z 12 kwietnia 2024 roku ("Organ I instancji"), udzielającą PGE Gryfino 2050 sp. z o.o. (obecnie PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o.) pozwolenia zintegrowanego na prowadzenie instalacji energetycznego spalania paliw w miejscowości Krajnik ("Instalacja").

Uchylenie Decyzji Ministra przez Wojewódzki Sąd Administracyjny nie jest równoznaczne z automatycznym uchyleniem decyzji Organu I instancji.

Obecnie analizowane są scenariusze działań związane z wyrokiem umożliwiające zgodną z prawem niezakłóconą eksploatację Instalacji. Spółka prowadzi działalność operacyjną i realizuje zawarte kontrakty.

Decyzje Prezesa URE w sprawie korekty rocznej kosztów powstałych w jednostkach opalanych gazem ziemnym

W dniu 1 sierpnia 2023 roku spółka PGE Zielona Góra S.A. (wcześniej: Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.) otrzymała decyzję administracyjną Prezesa URE w sprawie wysokości korekty rocznej kosztów powstałych w jednostkach opalanych gazem ziemnym, o której mowa w art. 44 ust. 1 Ustawy KDT, dotyczącej roku 2022. W decyzji Prezes URE określił korektę roczną w wysokości 35 mln PLN. Spółka nie zgadza się z powyższą decyzją, dlatego w dniu 16 sierpnia 2023 roku złożone zostało do Sądu Okręgowego w Warszawie – Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów odwołanie od decyzji wraz z wnioskiem o wstrzymanie jej wykonania. W dniu 28 września 2023 roku sąd wydał postanowienie o wstrzymaniu wykonania decyzji Prezesa URE do czasu prawomocnego rozstrzygnięcia sprawy wszczętej odwołaniem. Do dnia publikacji niniejszego sprawozdania termin pierwszej rozprawy nie został wyznaczony.

W dniu 31 lipca 2024 roku PGE Zielona Góra S.A. (wcześniej: Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.) otrzymała decyzję administracyjną Prezesa URE w sprawie wysokości korekty rocznej dotyczącej roku 2023. W decyzji Prezes URE określił korektę roczną w wysokości 99 mln PLN. Spółka nie zgadza się z powyższą decyzją, dlatego w dniu 20 sierpnia 2024 roku złożone zostało do Sądu Okręgowego w Warszawie – Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów odwołanie od decyzji, a w dniu 30 sierpnia 2024 roku wniosek o wstrzymanie jej wykonania.

W dniu 16 września 2024 roku Sąd Okręgowy w Warszawie, XVII Wydział SOKiK wydał postanowienie o wstrzymaniu wykonania decyzji Prezesa URE dotyczącej rozliczenia dopłaty gazowej za 2023 rok do czasu prawomocnego rozstrzygnięcia sprawy wszczętej odwołaniem od decyzji. Do dnia publikacji niniejszego sprawozdania finansowego termin pierwszej rozprawy nie został wyznaczony.

W dniu 5 sierpnia 2025 roku PGE Zielona Góra S.A. (wcześniej: Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.) otrzymała decyzję administracyjną Prezesa URE z dnia 30 lipca 2025 roku w sprawie wysokości korekty rocznej kosztów powstałych w jednostkach opalanych gazem ziemnym, o której mowa w art. 44 ust. 1 Ustawy KDT, dotyczącej roku 2024. W decyzji Prezes URE określił korektę roczną w wysokości 0,8 mln PLN. Spółka nie zgadza się z powyższą decyzją, dlatego w dniu 19 sierpnia 2025 roku złożyła do URE odwołanie od decyzji. W dniu 19 września 2025 roku SOKiK wydał postanowienie o wstrzymaniu wykonania decyzji Prezesa URE za 2024 rok do czasu prawomocnego rozstrzygnięcia sprawy wszczętej odwołaniem. Do dnia publikacji niniejszego sprawozdania termin pierwszej rozprawy nie został wyznaczony.

Rozbieżność pomiędzy spółką a URE w powyższych sprawach wynika z odmiennej interpretacji ustawy KDT, w szczególności art. 46 ust. 1 ust. 5 oraz art. 34. Grupa ujęła w księgach rachunkowych zobowiązanie w wysokości 135 mln PLN.

Odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny

Kwestię rozbieżności w interpretacji przepisów odnośnie kalkulacji odpisu na FWRC opisano w nocie 27.2 niniejszego sprawozdania finansowego.

Rozliczenia podatkowe

Obowiązki i uprawnienia podatkowe są określone w Konstytucji, ustawach podatkowych oraz ratyfikowanych umowach międzynarodowych. Zgodnie z ordynacją podatkową podatek definiuje się jako publicznoprawne, nieodpłatne przymusowe oraz bezzwrotne świadczenie pieniężne na rzecz Skarbu Państwa, województwa, powiatu lub gminy, wynikające z ustawy podatkowej. Uwzględniając kryterium przedmiotowe, obowiązujące w Polsce podatki można uszeregować w pięciu grupach: opodatkowanie dochodów, opodatkowanie obrotu, opodatkowanie majątku, opodatkowanie czynności oraz inne opłaty, nie zaklasyfikowane gdzie indziej.

Z punktu widzenia działalności podmiotów gospodarczych zasadnicze znaczenie ma opodatkowanie dochodów (podatek dochodowy od osób prawnych), opodatkowanie obrotów (podatek od towarów i usług VAT, podatek akcyzowy) oraz opodatkowanie majątku (podatek od nieruchomości i od środków transportowych). Nie można pominąć innych opłat i wpłat, które zaklasyfikować można jako quasi – podatki. Wśród nich wymienić należy między innymi składki na ubezpieczenia społeczne.

Podstawowe stawki podatkowe kształtują się następująco: stawka podatku dochodowego od osób prawnych – 19%, dla małych przedsiębiorców możliwa jest stawka 9%, podstawowa stawka podatku VAT - 23%, obniżone: 8%, 5%, 0%, ponadto, niektóre towary i usługi są objęte zwolnieniem z podatku VAT.

System podatkowy w Polsce charakteryzuje duża zmienność przepisów podatkowych, wysoki stopień ich skomplikowania, wysokie potencjalne kary przewidziane w razie popełnienia przestępstwa lub wykroczenia skarbowego. Rozliczenia podatkowe oraz inne obszary działalności, podlegające regulacjom (kontroli celnej, czy dewizowej) mogą być przedmiotem kontroli odpowiednich władz, które uprawnione są do nakładania kar i sankcji wraz z odsetkami karnymi. Kontrolą mogą być objęte rozliczenia podatkowe przez okres 5 lat od końca roku kalendarzowego, w którym upłynął termin płatności podatku.

Podatek dochodowy

Minimalny podatek dochodowy

Od 1 stycznia 2024 roku obowiązują zawieszone wcześniej przepisy dotyczące minimalnego podatku dochodowego. Podatek minimalny dotyczy podatników, którzy wykażą stratę podatkową ze źródła przychodów innych niż zyski kapitałowe lub rentowność (rozumianą jako udział dochodów ze źródła przychodów innych niż z zysków kapitałowych w przychodach innych niż z zysków kapitałowych) niższą niż 2%. Rentowność może być ustalana dla grupy powiązanych spółek, ustawa przewiduje również szereg wyłączeń podmiotowych i przedmiotowych. W 2025 roku Grupa nie przewiduje wystąpienia istotnych obciążeń z tego tytułu.

W okresie porównawczym zakończonym 31 grudnia 2024 roku w GK PGE nie wystąpiły istotne obciążenia z tego tytułu.

Globalny podatek wyrównawczy

Z dniem 1 stycznia 2025 roku weszły w życie przepisy ustawy z 6 listopada 2024 roku o opodatkowaniu wyrównawczym jednostek składowych grup międzynarodowych i krajowych. Jest to implementacja do krajowego porządku prawnego przepisów dyrektywy Rady (UE) 2022/2523 z dnia 14 grudnia 2022 roku w sprawie zapewnienia globalnego minimalnego poziomu opodatkowania międzynarodowych grup przedsiębiorstw oraz dużych grup krajowych w Unii Europejskiej (tzw. Pillar 2). W przypadku efektywnej stawki opodatkowania poniżej 15% w danej jurysdykcji będzie miał zastosowanie globalny lub krajowy podatek wyrównawczy. Przepisy obowiązują od 2025 roku z możliwością wyboru ich stosowania za rok 2024. Z przewidzianych ww. ustawie uproszczeń i wyłączeń, jakie można zastosować w pierwszych latach obowiązywania regulacji, wynika że GK PGE będzie mogła skorzystać z wyłączenia z kalkulacji i zapłaty krajowego podatku wyrównawczego aż do 2028 roku włącznie.

Mechanizm podzielonej płatności w VAT, obowiązek dokonywania płatności na rachunki zgłoszone w urzędach skarbowych

Grupa wykorzystuje środki otrzymywane od kontrahentów na rachunkach VAT do płatności swoich zobowiązań zawierających podatek VAT. Wysokość środków na rachunkach VAT w danym dniu zależy w głównej mierze od tego, jak wielu kontrahentów GK PGE skorzysta z mechanizmu oraz relacji między terminami płatności należności i zobowiązań. Według stanu na dzień 30 września 2025 roku saldo środków pieniężnych na rachunkach VAT wynosiło 271 mln PLN.

Raportowanie schematów podatkowych (MDR)

Od 2019 roku zaczęły obowiązywać nowe przepisy prawne, które wprowadziły obowiązkowe raportowanie schematów podatkowych (tzw. "MDR", ang. Mandatory Disclosure Rules). Co do zasady jako schemat

podatkowy należy rozumieć czynność, w wyniku której osiągnięcie korzyści podatkowej jest główną lub jedną z głównych korzyści. Ponadto jako schemat podatkowy wskazane zostały zdarzenia posiadające tzw. szczególne lub inne szczególne cechy rozpoznawcze, zdefiniowane w przepisach. Obowiązkiem raportowania zostają objęte trzy typy podmiotów: promotorzy, wspomagający i korzystający. Regulacje MDR są w wielu obszarach złożone i nieprecyzyjne, co powoduje wątpliwości interpretacyjne odnośnie ich praktycznego stosowania.

Podatek akcyzowy

W związku z nieprawidłową implementacją przepisów unijnych do polskiego systemu prawnego w PGE GiEK S.A. w 2009 roku rozpoczęły się postępowania w zakresie uzyskania zwrotu nienależnie uiszczanego podatku akcyzowego w okresie styczeń 2006 – luty 2009 roku. Nieprawidłowość polegała na opodatkowaniu energii elektrycznej na pierwszym etapie jej sprzedaży, tj. przez producentów, podczas gdy powinna być opodatkowana sprzedaż na rzecz tzw. nabywców końcowych.

Sądy administracyjne rozpatrując skargi spółki w zakresie roszczeń restytucyjnych na wydawane przez organy podatkowe decyzje odmawiające stwierdzenia nadpłaty akcyzy orzekały, iż spółka nie poniosła ciężaru ekonomicznego nienależnie uiszczanego podatku akcyzowego (co w świetle uchwały NSA z dnia 22 czerwca 2011 roku sygn. akt I GPS 1/11 wyklucza możliwość zwrotu nadpłaty). Zdaniem NSA roszczenia, które spółka wykazała, w szczególności za pomocą analiz ekonomicznych, mają charakter kompensacyjny i w związku z tym mogą być dochodzone wyłącznie przed sądami cywilnymi. W związku z powyższym PGE GiEK S.A. podjęła decyzję o wycofaniu się z postępowań w zakresie roszczeń restytucyjnych. Obecnie działania w zakresie nadpłaty podatku akcyzowego prowadzone są na drodze cywilnej. W dniu 10 stycznia 2020 roku Sąd Okręgowy w Warszawie ogłosił wyrok w sprawie z powództwa PGE GiEK S.A. przeciwko Skarbowi Państwa – Ministrowi Finansów. Sąd oddalił powództwo. Spółka 3 lutego 2020 roku złożyła skargę na wyrok pierwszej instancji do Sądu Apelacyjnego w Warszawie. Rozprawa odbyła się 2 grudnia 2020 roku, po której wyrokiem ogłoszonym w dniu 17 grudnia 2020 roku Sąd Apelacyjny w Warszawie oddalił apelację PGE GiEK S.A. W dniu 23 kwietnia 2021 roku PGE GiEK S.A. złożyła skargę kasacyjną do Sądu Najwyższego. 20 maja 2021 roku PGE GiEK S.A. otrzymała odpowiedź Prokuratorii Generalnej na skargę kasacyjną wniesioną przez spółkę.

Z uwagi na istotną niepewność odnośnie ostatecznego rozstrzygnięcia powyższej kwestii Grupa nie ujmuje w sprawozdaniu finansowym żadnych skutków związanych z ewentualnym uzyskaniem odszkodowania na drodze cywilnej w związku z nienależnie uiszczanym podatkiem akcyzowym.

Podatek od nieruchomości

Podatek od nieruchomości stanowi istotne obciążenie niektórych spółek Grupy Kapitałowej PGE. Regulacje dotyczące podatku od nieruchomości w niektórych obszarach są niejasne i budzą szereg wątpliwości interpretacyjnych. Organy podatkowe, którym jest wójt, burmistrz lub prezydent miasta, często wydają niespójne interpretacje podatkowe w podobnych merytorycznie sprawach. Powyższe powoduje, iż spółki Grupy były i mogą być stronami postępowań dotyczących podatku od nieruchomości. Jeżeli Grupa uznaje, że w wyniku postępowania korekta rozliczeń jest prawdopodobna, tworzy odpowiednią rezerwę. Ze względu na zakwestionowanie konstytucyjności definicji budowli przez Trybunał Konstytucyjny została dokonana nowelizacja przepisów ustawy z 12 stycznia 1991 roku o podatkach i opłatach lokalnych, w której na nowo zdefiniowano przedmiot opodatkowania. Zmiana przepisów nie miała istotnego wpływu na obciążenie z tytułu podatku od nieruchomości w spółkach GK PGE.

Niepewność związana z rozliczeniami podatkowymi

Regulacje dotyczące podatku od towarów i usług, podatku dochodowego od osób prawnych oraz obciążeń związanych z ubezpieczeniami społecznymi podlegają częstym zmianom. Te częste zmiany powodują brak odpowiednich punktów odniesienia, niespójne interpretacje oraz nieliczne ustanowione precedensy, które mogłyby mieć zastosowanie. Obowiązujące przepisy zawierają również niejasności, które powodują różnice w opiniach, co do interpretacji prawnej przepisów podatkowych, zarówno pomiędzy organami państwowymi jak i organami państwowymi i przedsiębiorstwami.

Rozliczenia podatkowe oraz inne obszary działalności (na przykład kwestie celne czy dewizowe) mogą być przedmiotem kontroli organów, które uprawnione są do nakładania wysokich kar i grzywien, a wszelkie dodatkowe zobowiązania podatkowe, wynikające z kontroli, muszą zostać zapłacone wraz z wysokimi odsetkami. Te warunki powodują, że ryzyko podatkowe w Polsce jest większe niż w krajach o bardziej stabilnym systemie podatkowym.

W konsekwencji, kwoty prezentowane i ujawniane w sprawozdaniach finansowych mogą się zmienić w przyszłości w wyniku ostatecznej decyzji organu kontroli podatkowej.

Pozostałe zagadnienia

Ustawa Ordynacja Podatkowa zawiera postanowienia Ogólnej Klauzuli Zapobiegającej Nadużyciom (GAAR). GAAR ma zapobiegać powstawaniu i wykorzystywaniu sztucznych struktur prawnych tworzonych w celu uniknięcia zapłaty podatku w Polsce. GAAR definiuje unikanie opodatkowania jako czynność dokonaną przede

wszystkim w celu osiągnięcia korzyści podatkowej, sprzecznej w danych okolicznościach z przedmiotem i celem przepisów ustawy podatkowej. Zgodnie z GAAR taka czynność nie skutkuje osiągnięciem korzyści podatkowej, jeżeli sposób działania był sztuczny. Wszelkie występowanie nieuzasadnionego dzielenia operacji, angażowania podmiotów pośredniczących mimo braku uzasadnienia ekonomicznego lub gospodarczego, elementów wzajemnie się znoszących lub kompensujących oraz inne czynności o podobnym działaniu do wcześniej wspomnianych, mogą być potraktowane jako przesłanka istnienia sztucznych czynności podlegających przepisom GAAR. Nowe regulacje będą wymagać znacznie większego osądu przy ocenie skutków podatkowych poszczególnych transakcji.

Klauzulę GAAR należy stosować w odniesieniu do transakcji dokonanych po jej wejściu w życie oraz do transakcji, które zostały przeprowadzone przed wejściem w życie klauzuli GAAR, ale dla których po dacie wejścia klauzuli w życie korzyści były lub są nadal osiągane. Wdrożenie powyższych przepisów umożliwi polskim organom kontroli podatkowej kwestionowanie realizowanych przez podatników prawnych ustaleń i porozumień, takich jak restrukturyzacja i reorganizacja grupy.

Grupa ujmuje i wycenia aktywa lub zobowiązania z tytułu bieżącego i odroczonego podatku dochodowego przy zastosowaniu wymogów MSR 12 Podatek dochodowy w oparciu o zysk (stratę podatkową), podstawę opodatkowania, nierozliczone straty podatkowe, niewykorzystane ulgi podatkowe i stawki podatkowe, uwzględniając ocenę niepewności związanych z rozliczeniami podatkowymi. Gdy istnieje niepewność co do tego, czy i w jakim zakresie organ podatkowy będzie akceptował poszczególne rozliczenia podatkowe transakcji, Grupa ujmuje te rozliczenia uwzględniając ocenę niepewności.

Informacja o podmiotach powiązanych

Transakcje Grupy Kapitałowej PGE z jednostkami powiązanymi są dokonywane w oparciu o ceny rynkowe dostarczanych towarów, produktów i usług lub oparte są o koszt ich wytworzenia.

Jednostki stowarzyszone i współkontrolowane

Łączna wartość transakcji i sald z jednostkami stowarzyszonymi oraz współkontrolowanymi została przedstawiona w tabeli poniżej.

	Okres zakończony 30 września 2025	Okres zakończony 30 września 2024
Sprzedaż do jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	28	27
Zakupy od jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	837	482

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Należności handlowe od jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	14	27
Zobowiązania handlowe wobec jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	161	74

Wartość obrotów oraz salda rozrachunków wynikają głównie z transakcji z PEC Bogatynia oraz Polimex-Mostostal S.A.

Spółki zależne od Skarbu Państwa

Dominującym akcjonariuszem PGE jest Skarb Państwa, w związku z tym, zgodnie z MSR 24 Ujawnianie informacji na temat podmiotów powiązanych spółki Skarbu Państwa są traktowane jako podmioty powiązane. Spółki Grupy PGE identyfikują szczegółowo transakcje z około 60 najważniejszymi spółkami zależnymi od Skarbu Państwa.

Łączna wartość transakcji, sald z powyższymi jednostkami została przedstawiona w tabeli poniżej.

	Okres zakończony 30 września 2025	Okres zakończony 30 września 2024
Sprzedaż na rzecz podmiotów powiązanych	7.819	6.529
Zakupy od podmiotów powiązanych	10.769	11.230

	Stan na dzień 30 września 2025	Stan na dzień 31 grudnia 2024
Należności handlowe od podmiotów powiązanych	1.523	1.176
Zobowiązania handlowe wobec podmiotów powiązanych	1.313	1.694

Największe transakcje z udziałem spółek Skarbu Państwa dotyczą spółek PSE S.A., Orlen S.A., PGG S.A., PKP Intercity S.A., PKO Bank Polski S.A., PKP PLK S.A., PKP Cargo S.A., Tauron Dystrybucja S.A., Energa-Operator S.A., Enea Operator Sp. z o.o., Jastrzębska Spółka Węglowa S.A.

Ponadto Grupa Kapitałowa PGE dokonuje istotnych transakcji na rynku energii za pośrednictwem Towarowej Giełdy Energii S.A. Z uwagi na fakt, iż jednostka ta zajmuje się jedynie organizacją obrotu giełdowego, zakup i sprzedaż za jej pośrednictwem nie są traktowane jako transakcje z podmiotem powiązanym.

Prezentowane powyżej wartości nie obejmują istotnych transakcji z Zarządcą Rozliczeń S.A., obejmujących odpisy na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny oraz rozliczanych i wypłacanych rekompensat dla podmiotów uprawnionych z tytułu wprowadzenia ceny maksymalnej, określonych Ustawą z dnia 27 października 2022 roku o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku. Przedmiotowe informacje opisano w nocie 27.2.

Wynagrodzenie kadry kierowniczej

Główna kadra kierownicza obejmuje Zarząd i Radę Nadzorczą jednostki dominującej oraz istotnych spółek zależnych.

tys. PLN	Okres zakończony 30 września 2025	Okres zakończony 30 września 2024
Krótkoterminowe świadczenia pracownicze (wynagrodzenia i narzuty)	39.965	31.393
Świadczenia po okresie zatrudnienia	580	6.848
ŁĄCZNA KWOTA WYNAGRODZENIA GŁÓWNEJ KADRY KIEROWNICZEJ	40.545	38.241
Wynagrodzenie kadry kierowniczej pozostałych spółek	13.161	11.280
ŁĄCZNA KWOTA WYNAGRODZENIA KADRY KIEROWNICZEJ	53.706	49.521

tys. PLN	Okres zakończony 30 września 2025	Okres zakończony 30 września 2024
Zarząd jednostki dominującej	6.225	7.529
w tym świadczenia po okresie zatrudnienia	-	2.814
Rada Nadzorcza jednostki dominującej	735	678
Zarządy - jednostki zależne	30.229	26.313
w tym świadczenia po okresie zatrudnienia	580	4.034
Rady Nadzorcze - jednostki zależne	3.356	3.721
RAZEM	40.545	38.241
Wynagrodzenie kadry kierowniczej pozostałych spółek	13.161	11.280
ŁĄCZNA KWOTA WYNAGRODZENIA KADRY KIEROWNICZEJ	53.706	49.521

W spółkach GK PGE (pośrednio i bezpośrednio zależnych) realizowana jest zasada, że członkowie zarządów zatrudniani są na podstawie umowy o świadczenie usług zarządzania.

W nocie 7.2 Koszty w układzie rodzajowym i kalkulacyjnym wynagrodzenia z tego tytułu są prezentowane w pozycji pozostałe koszty rodzajowe.

Istotne zdarzenia oraz zdarzenia po zakończeniu okresu sprawozdawczego

Projekt wydzielenia wytwórczych aktywów węglowych

Dnia 9 maja 2024 roku zarządzeniem Ministra Aktywów Państwowych powołany został zespół do spraw wydzielenia aktywów węglowych ze spółek z udziałem Skarbu Państwa sektora energetycznego. Do zadań zespołu należało:

analiza uwarunkowań wydzielenia aktywów węglowych ze spółek z udziałem Skarbu Państwa sektora energetycznego,
współpraca ze spółkami z udziałem Skarbu Państwa sektora energetycznego w zakresie wypracowania założeń, kierunków oraz metod przeprowadzenia wydzielenia,
ustalenie kręgu podmiotów odpowiedzialnych za realizację wydzielenia oraz podziału zadań pomiędzy te podmioty.

W dniu 9 lipca 2025 roku Ministerstwo Aktywów Państwowych poinformowało o zakończeniu prac zespołu oraz podjęciu decyzji o rezygnacji z realizacji projektu Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Brak planowanych działań zmierzających do konsolidacji aktywów węglowych w ramach NABE skutkuje pozostawieniem jednostek wytwórczych opartych na węglu w strukturach grup kapitałowych, w tym w Grupie PGE. Decyzja ta uwzględnia również konieczność zapewnienia stabilności Krajowego Systemu Elektroenergetycznego oraz społecznie akceptowalnych kosztów dostaw energii.

Ujęcie aktywów związanych z PGE GiEK S.A. w sprawozdaniu finansowym

Wartości aktywów, zobowiązań, przychodów, kosztów oraz wyników segmentu Energetyka Węglowa, przedstawiające dane spółki PGE GiEK S.A. oraz podmiotów od niej zależnych, zostały zaprezentowane w nocie 6.1 niniejszego sprawozdania finansowego.

Wartość księgowa konsolidowanych aktywów netto PGE GiEK S.A. i spółek zależnych na dzień 30 września 2025 roku wynosi (19.699) mln PLN. Wartość księgowa akcji PGE GiEK S.A. w jednostkowym sprawozdaniu finansowym na dzień 30 września 2025 roku wynosi 0 PLN.

Zmiany regulacyjne

Mechanizmy wsparcia odbiorców energii elektrycznej

Z uwagi na kryzysową sytuację na rynku energii elektrycznej w roku 2022 i w latach następnych ustawodawca zdecydował o uchwaleniu kolejnych regulacji prawnych, które wprowadziły rozwiązania w zakresie cen energii elektrycznej i taryfowania energii elektrycznej w roku 2023, 2024 i 2025.

Odnośnie regulacji mających wpływ na poziomy cen w roku 2024 i 2025 należy wziąć pod uwagę ustawę z dnia 23 maja 2024 roku o bonie energetycznym oraz o zmianie niektórych ustaw w celu ograniczenia cen energii elektrycznej, gazu ziemnego i ciepła systemowego, która reguluje zasady stosowania cen za energię elektryczną od 1 lipca 2024 roku do 31 grudnia 2024 roku. Ustawa nałożyła na przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną obowiązek złożenia wniosku o zmianę obowiązującej taryfy na 2024 rok w terminie 7 dni od dnia wejścia w życie ustawy lub na wezwanie Prezesa URE. Zmieniona taryfa obowiązuje od 1 lipca 2024 roku do 31 grudnia 2025 roku. Decyzją z dnia 28 czerwca 2024 roku Prezes URE zatwierdził zmianę taryfy dla energii elektrycznej PGE Obrót S.A. na okres od 1 lipca 2024 roku do 31 grudnia 2025 roku. Zatwierdzona cena energii elektrycznej dla odbiorców grup taryfowych G w Grupie taryfowej G11 wynosi 628 zł/MWh. Ustawa przedłużyła również obowiązywanie mechanizmu ceny maksymalnej za energię elektryczną. Cena ta obowiązywała w drugiej połowie 2024 roku i została ustalona na poziomie 500 zł/MWh dla odbiorców w gospodarstwach domowych, oraz na poziomie 693 zł/MWh dla jednostek samorządu terytorialnego oraz podmiotów użyteczności publicznej (m.in. szkoły, szpitale, jednostki pomocy społecznej), a także dla mikro, małych i średnich przedsiębiorców.

Jeżeli taryfa zatwierdzona przez Prezesa URE jest wyższa niż cena maksymalna dla gospodarstw domowych, odbiorcy w gospodarstwach domowych są rozliczani zgodnie z ceną maksymalną 500 zł/MWh. Z tytułu stosowania ceny maksymalnej w rozliczeniach z odbiorcami przedsiębiorstwa obrotu są uprawnione do rekompensaty w wysokości różnicy pomiędzy ceną taryfową lub ceną umowną obowiązującą od 1 lipca 2024 roku a ceną maksymalną na zasadach określonych w ustawie.

Z możliwości rozliczenia po cenie maksymalnej wyłączeni zostali odbiorcy energii elektrycznej, którzy zawarli umowy na sprzedaż tej energii z ceną dynamiczną.

W 2024 roku przychody z tytułu rekompensat wyniosły 3.792 mln PLN, zaś w pierwszym półroczu 2025 roku 736 mln PLN. Środki otrzymane przez spółki sprzedaży miały na celu zrekompensowanie strat, jakie podmioty te odniosły z uwagi na zamrożenie cen.

Powyższe wartości dotyczące należnych rekompensat są szacunkiem określonym zgodnie z najlepszą wiedzą dostępną Grupie Kapitałowej PGE na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania finansowego.

12 grudnia 2024 roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku oraz w 2024 roku oraz niektórych innych ustaw. Przepisy utrzymują stosowanie ceny maksymalnej na poziomie 500 zł/MWh dla odbiorców w gospodarstwach do 30 września 2025 roku oraz na poziomie 693 zł/MWh dla jednostek samorządu terytorialnego i podmiotów użyteczności publicznej (m.in. szkoły, szpitale, jednostki pomocy społecznej). Jednocześnie od 1 stycznia 2025 roku nie są już stosowane ceny maksymalne dla mikro, małych i średnich przedsiębiorców. Ponadto ustawa nakładała na przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną obowiązek złożenia wniosku o zmianę obowiązującej do 31 grudnia 2025 roku taryfy w terminie do 30 kwietnia 2025 roku, co mogłoby skutkować obniżeniem ceny energii elektrycznej w taryfie w kilku miesiącach 2025 roku.

Przepisami ustawy z dnia 23 kwietnia 2025 roku o zmianie ustawy o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 roku oraz w 2024 roku w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej, która weszła w życie 30 kwietnia 2025 roku, przesunięto termin na złożenie wniosku o zmianę taryfy na dzień 31 lipca 2025 roku, a taryfa ma obowiązywać od 1 października 2025 roku do 31 grudnia 2025 roku.

W czerwcu 2025 roku Rada Ministrów podjęła decyzję o przedłużeniu stosowania ceny maksymalnej na poziomie 500 zł/MWh dla odbiorców w gospodarstwach domowych do 31 grudnia 2025 roku. Przepisy zmieniające ustawę z dnia 27 października 2022 roku o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w latach 2023–2025 wprowadzono do projektu o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw w formie poprawek na etapie procesu legislacyjnego w Sejmie. Dnia 21 sierpnia 2025 roku Prezydent RP zawetował ustawę, w związku z tym przedłużenie stosowania ceny maksymalnej od 1 października 2025 roku do 31 grudnia 2025 roku nie weszło w życie. Jednocześnie Prezydent RP skierował do Sejmu własny projekt ustawy o przedłużeniu stosowania ceny maksymalnej na ostatni kwartał 2025 roku zawierający rozwiązania tożsame z proponowanymi przez Radę Ministrów. W dniu 29 sierpnia 2025 roku na stronie Rządowego Centrum Legislacji opublikowany został projekt ustawy o bonie ciepłowniczym oraz o zmianie niektórych innych ustaw zawierający przepis, który przewiduje obowiązek stosowania ceny maksymalnej na poziomie 500 zł/MWh wobec odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwach domowych do 31 grudnia 2025 roku. Ustawą z dnia 12 września 2025 roku o bonie ciepłowniczym oraz o zmianie niektórych ustaw w celu ograniczenia wysokości cen energii elektrycznej przedłużono stosowanie ceny maksymalnej na poziomie 500 zł/MWh do 31 grudnia 2025 roku. Ustawa weszła w życie 30 września 2025 roku.

Jednocześnie, decyzją z dnia 30 września 2025 roku Prezes URE zatwierdził zmianę taryfy dla energii elektrycznej PGE Obrót S.A. na okres od 1 października 2025 roku do 31 grudnia 2025 roku. Cena energii elektrycznej w grupie taryfowej G11 (całodobowa) została zatwierdzona na poziomie 576 zł/MWh.

Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny

Na sytuację finansową Grupy PGE począwszy od 1 grudnia 2022 roku wpływ miały także przepisy ustawy o środkach nadzwyczajnych w 2023 roku, które wprowadziły obowiązek przekazywania comiesięcznych odpisów na rachunek FWRC przez wytwórców energii elektrycznej oraz przedsiębiorstwa energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną. Odpisy na Fundusz obowiązywały w odniesieniu do energii elektrycznej wyprodukowanej i sprzedanej pomiędzy 1 grudnia 2022 roku a 31 grudnia 2023 roku.

W związku z rozbieżnościami w interpretacji przepisów oraz kwalifikacji przychodów z dodatkowych rozliczeń pieniężnych, które powinny zostać uwzględnione w ustaleniu odpisu na Fundusz, PGE S.A. wystąpiła do Prezesa URE o wydanie interpretacji indywidualnej potwierdzającej zastosowaną wykładnię przepisów Ustawy, w wyniku której przychody z wybranych umów nie powinny być uwzględniane w kalkulacji wysokości odpisu na Fundusz. Prezes URE nie podzielił stanowiska Spółki. PGE S.A. nie zgadzając się z niekorzystną decyzją Prezesa URE odwołała się od niej do sądu okręgowego w Warszawie. Jednocześnie Spółka dokonała zapłaty odpisu na Fundusz zgodnie z decyzją Prezesa URE z zastrzeżeniem zwrotu zapłaconych kwot.

W odniesieniu do spółek sprzedaży detalicznej również istnieje rozbieżność interpretacyjna przepisów Ustawy pomiędzy spółkami Grupy Kapitałowej PGE a Prezesem URE. Rozbieżność dotyczy wyznaczania średnioważonej ceny rynkowej sprzedaży energii elektrycznej, która wykorzystywana była do obliczenia należnych wpłat na Fundusz. Zdaniem Prezesa URE cena powinna być wyznaczona w oparciu o wartość wynikającą z umowy sprzedaży lub z zatwierdzonej taryfy co do cen i stawek dotyczących roku 2023. Należy podkreślić, iż nie była to cena maksymalna stosowana do rozliczeń z odbiorcą uprawnionym. Stosowanie w kalkulacji odpisu

na Fundusz w sposób opisany przez Prezesa URE prowadziłoby do konieczności dokonywania odpisu od hipotetycznych kwot, które nie stanowiły i nigdy nie będą stanowić przychodów przedsiębiorstw energetycznych, bowiem wartości te przewyższały cenę maksymalną stosowaną w rozliczeniach z odbiorcami. Są to kwoty, których spółki obrotu nigdy nie otrzymają od odbiorców. Członkowie Towarzystwa Obrotu Energią (w tym PGE Obrót S.A.) wystosowali pismo do Prezesa URE, w którym poza argumentacją merytoryczną, wskazują iż sytuacja, w której w drodze wyjaśnień dochodzi do zmiany wykładni Ustawy, jest nieprzejrzysta i dyskryminująca. Ponadto, Prezes URE podnosi także, że podmioty zobowiązane do uiszczania odpisu na Fundusz do przychodu ustalonego na potrzeby obliczenia wysokości należnego odpisu powinny wliczać otrzymane rekompensaty z tytułu stosowania w rozliczeniach z odbiorcami cen maksymalnych. PGE Obrót S.A. oraz inne spółki sprzedaży detalicznej kwestionują taką interpretację Prezesa URE jako niewynikającą wprost z przepisów ustawy.

Spółki były zobowiązane do końcowego rozliczenia odpisów na FWRC do dnia 30 kwietnia 2025 roku. Zgodnie z zapowiedziami Prezesa URE po zatwierdzeniu sprawozdań rozliczeniowych w przedsiębiorstwach energetycznych mają zostać przeprowadzone kontrole złożonych sprawozdań oraz odprowadzonych odpisów. Spółki Grupy Kapitałowej PGE dokonały obliczenia należnych wpłat na Fundusz zgodnie z własną interpretacją przepisów, posiłkując się również zewnętrznymi opiniami prawnymi a także wykładnią przepisów wskazywaną przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska oraz Zarządcę Rozliczeń S.A.

24 listopada 2025 roku Prezes URE rozpoczął kontrolę w PGE Obrót S.A., wzywając jednocześnie do przedstawienia informacji i dokumentów. Czas trwania wszystkich kontroli u jednego dużego przedsiębiorcy w ciągu roku kalendarzowego nie może przekroczyć 48 dni roboczych. Po zakończeniu kontroli, w terminie 30 dni kalendarzowych, Prezes URE powinien zająć stanowisko w sprawie rozliczenia odpisu na Fundusz.

Grupa Kapitałowa PGE jest przekonana o prawidłowości zastosowanej wykładni przepisów i w związku z ewentualnym sporem nie utworzyła żadnych rezerw w niniejszym sprawozdaniu finansowym.

Zakup 50% akcji PGE PAK EJ S.A.

15 października 2025 roku Spółka podpisała z ZE PAK S.A. przedwstępną, warunkową umowę sprzedaży przez ZE PAK S.A. 50% akcji w PGE PAK Energia Jądrowa S.A. na rzecz PGE S.A. Postanowienia umowy przedwstępnej przewidywały, że transakcja dojdzie do skutku po spełnieniu się warunku zawieszającego, którym było otrzymanie przez PGE S.A. bezwarunkowej decyzji ministra właściwego do spraw gospodarki surowcami energetycznymi w przedmiocie wydania zgody na osiągnięcie przez PGE S.A. pozycji dominującej w PGE PAK EJ S.A., polegającej na przejęciu przez Spółkę kontroli nad PGE PAK EJ S.A.

Warunek został spełniony i w dniu 17 października 2025 roku Spółka podpisała z ZE PAK S.A. umowę przyrzeczoną sprzedaży przez ZE PAK S.A. 50% akcji w PGE PAK EJ S.A. na rzecz PGE S.A.

20 października 2025 roku w Rejestrze Akcjonariuszy został dokonany wpis PGE S.A. jako jedynego właściciela akcji PGE PAK Energia Jądrowa S.A.

Realizacja oraz finansowanie Projektu Baltica 2

29 stycznia 2025 roku spółka EWB2 oraz odpowiednie podmioty z Grup Kapitałowych PGE i Ørsted zawarły szereg umów związanych z realizacją budowy morskiej farmy wiatrowej o mocy 1 498 MW (Projekt Baltica 2). Zawarcie powyższych umów jest związane z podjęciem przez wspólników spółki EWB2 uchwały w sprawie FID rozpoczynającej fazę budowy Projektu Baltica 2. Zawarte umowy obejmują m.in.:

zmienioną umowę wspólników regulującą między innymi zasady ładu korporacyjnego spółki w fazie budowy, zasady funkcjonowania zintegrowanego zespołu projektowego w fazie budowy, zobowiązania stron w zakresie finansowania i świadczenia innego rodzaju wsparcia na rzecz spółki w związku z budową, ograniczenia dotyczące zbywalności udziałów oraz skutki istotnego naruszenia zobowiązań i zmiany kontroli nad wspólnikami;
umowy regulujące świadczenie usług zarządzania pracami budowlanymi przez odpowiedni podmiot z grupy PGE – w obszarze lądowym (onshore) oraz przez odpowiedni podmiot z grupy Ørsted – w obszarze morskim (offshore);
umowy regulujące świadczenie usług obsługi i konserwacji farmy wiatrowej w ramach Projektu Baltica 2 po oddaniu jej do użytku, przez odpowiedni podmiot z grupy PGE oraz Ørsted;
umowy pożyczek wspólników, na podstawie których wspólnicy spółki udostępnią spółce finansowanie dłużne (oprócz finansowania kapitałowego);
umowy dotyczące sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej przez morską farmę wiatrową w ramach Projektu Baltica 2 na rzecz wspólników spółki.

Jednocześnie PGE Baltica 6 sp. z o.o. zawarła umowy kredytowe wraz z odpowiednimi umowami zabezpieczeń w celu finansowania budowy Projektu Baltica 2. Umowy kredytowe zostały zawarte z konsorcjum, w którego skład wchodzi 25 polskich i zagranicznych instytucji finansowych, w tym BGK, EBI oraz EBOR.

Na podstawie Umów Kredytowych Grupa uzyskała finansowanie w formule finansowania projektowego (project finance w modelu bez regresu) w wysokości ok. 11,1 mld PLN na okres budowy oraz 22 kolejnych lat, a także ma możliwość skorzystania z dodatkowych oraz rezerwowych linii kredytowych w wysokości ok. 1,5 mld PLN.

Spłata zobowiązań zaciągniętych na podstawie umów kredytowych oparta będzie na przyszłych przepływach pieniężnych generowanych przez spółkę EWB2.

29 stycznia 2025 roku wspólnicy EWB2 podjęli uchwałę w sprawie FID rozpoczynającej fazę budowy morskiej farmy wiatrowej Baltica 2. Pierwsza energia w projekcie powinna zostać wygenerowana w I półroczu 2027 roku a oddanie do użytkowania całego projektu planowane jest na II półrocze 2027 roku. Całkowity budżet projektu obejmujący wydatki inwestycyjne w fazie rozwoju i w fazie budowy oraz koszty operacyjne w fazie budowy szacowany jest na około 30 mld PLN, przy czym wspólnicy odpowiadają za zapewnienie jego finansowania w równych częściach.

Podpisanie umów pożyczek z BGK w ramach Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększenia Odporności

Budowa Morskich Farm Wiatrowych

W dniu 29 stycznia 2025 roku PGE S.A. podpisała z BGK umowę pożyczki ze środków KPO w ramach Inwestycji G3.1.5. "Budowa Morskich Farm Wiatrowych" do kwoty limitu 3.900 mln PLN. Środki z pożyczki przeznaczone zostaną na finansowanie lub refinansowanie kosztów kwalifikowalnych projektu morskiej farmy wiatrowej Baltica 2 poprzez wniesienie wkładu własnego do projektu.

Pożyczka została udostępniona do wykorzystania od daty spełnienia standardowych dla finansowań bankowych warunków zawieszających określonych w Umowie. Pożyczka nie jest zabezpieczona na żadnym składniku majątku PGE ani Grupy Kapitałowej PGE.

Oprocentowanie pożyczki kalkulowane jest na bazie zmiennej stopy procentowej opartej na odpowiedniej stopie WIBOR 6M (stawka referencyjna) powiększonej o marżę, a jej ostateczny dzień spłaty został wyznaczony na 20 grudnia 2036 roku. Pożyczka została udzielona na warunkach rynkowych i nie będzie stanowić pomocy publicznej.

Wsparcie krajowego systemu energetycznego

W dniu 31 marca 2025 roku PGE S.A. podpisała z BGK dwie umowy pożyczek ze środków KPO w łącznej kwocie limitu około 12,1 mld PLN, w tym odpowiednio:

około 9.521 mln PLN na finansowanie projektów realizowanych przez PGE Dystrybucja S.A. oraz
około 2.566 mln PLN na finansowanie projektów realizowanych przez PGE Energetyka Kolejowa S.A.

Pożyczki udzielane są ze środków KPO w ramach Inwestycji G3.1.4 o nazwie "Wsparcie krajowego systemu energetycznego (Fundusz Wsparcia Energetyki)".

Środki pochodzące z pożyczek zostaną przeznaczone wyłącznie na finansowanie wydatków kwalifikowalnych związanych z realizacją następujących projektów:

PGE Dystrybucja S.A.: zwiększenie zdolności do integracji odnawialnych źródeł energii oraz poprawy bezpieczeństwa dostaw energii poprzez budowę i modernizację sieci elektroenergetycznej ("Projekt Dystrybucja"),
PGE Energetyka Kolejowa S.A.: wzmocnienie bezpieczeństwa, poprawa jakości energii oraz zwiększenie możliwości przyłączania większej liczby źródeł OZE do sieci dystrybucyjnej zasilającej polską kolej i ekosystem towarzyszący ("Projekt Energetyka Kolejowa").

Zgodnie z umowami pożyczek, PGE S.A. spełniła standardowe dla finansowań bankowych warunki zawieszające oraz zawarła wymaganą dokumentację z PGE Dystrybucja S.A. oraz PGE Energetyka Kolejowa S.A., w tym umowy pożyczek wewnątrzgrupowych. Pożyczki od BGK zabezpieczone są oświadczeniami o dobrowolnym poddaniu się egzekucji przez pożyczkobiorcę na rzecz pożyczkodawcy.

Środki z umów pożyczek będą wypłacane sukcesywnie, w oparciu o składane wnioski o wypłatę, w miarę realizacji Projektu Dystrybucja oraz Projektu Energetyka Kolejowa, jednak nie później niż do dnia 20 grudnia 2036 roku i do wysokości środków przekazanych BGK na ten cel przez ministra właściwego ds. klimatu i środowiska.

Pożyczki są oprocentowane według stałej stopy procentowej wynoszącej 0,5% w skali roku, a ich spłata została przewidziana w półrocznych ratach w okresie 2034-2049 (ostateczny termin spłaty to 20 grudnia 2049 roku).

W dniu 27 czerwca 2025 roku Grupa otrzymała pierwszą transzę pożyczki w ramach Projektu Dystrybucja w kwocie 3.598 mln PLN.

W ocenie Grupy pożyczka ma charakter preferencyjny o umownej stopie procentowej poniżej rynkowych stóp procentowych. Zgodnie z MSSF 9 pożyczka została zaewidencjonowana na moment początkowego ujęcia w wartości godziwej w kwocie 1.283 mln PLN, natomiast różnica pomiędzy kwotą otrzymaną a wartością godziwą pożyczki wynikająca z zastosowania stopy procentowej niższej od stóp rynkowych w kwocie 2.315 mln PLN, została ujęta zgodnie z MSR 20 Dotacje rządowe oraz ujawnienie informacji na temat pomocy rządowej jako dotacja do aktywów i prezentowana jest w rozliczeniach międzyokresowych przychodów. W sprawozdaniu z przepływów pieniężnych wpływ pożyczki został zaprezentowany w przepływach z działalności finansowej z tytułu zaciągniętych pożyczek i kredytów w kwocie 3.598 mln PLN.

Zgodnie z warunkami umów pożyczek, kwota finansowania może podlegać zwiększeniu, co wymagać będzie zawarcia stosownych aneksów do Umów Pożyczek.

W dniu 2 października 2025 roku podpisane zostały aneksy do obu umów zawartych z BGK, zwiększające łączną wartość pożyczek o około 1,1 mld PLN, do całkowitej kwoty około 13,2 mld PLN, w tym odpowiednio:

około 884 mln PLN na finansowanie projektów realizowanych przez PGE Dystrybucja S.A. oraz
około 238 mln PLN na finansowanie projektów realizowanych przez PGE Energetyka Kolejowa S.A.

II. KWARTALNA INFORMACJA FINANSOWA PGE POLSKA GRUPA ENERGETYCZNA S.A. ZA OKRES 3 I 9 MIESIĘCY ZAKOŃCZONA 30 WRZEŚNIA 2025 ROKU ZGODNA Z MSSF UE

JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW

	3 m-ce zakończone 30 września 2025 (niebadane)	9 m-cy zakończone 30 września 2025 (niebadane)	3 m-ce zakończone 30 września 2024 (niebadane) dane przekształcone*	9 m-cy zakończone 30 września 2024 (niebadane) dane przekształcone*
PRZYCHODY ZE SPRZEDAŻY	10.585	26.046	5.753	29.246
Koszt własny sprzedaży	(10.272)	(24.962)	(5.327)	(27.952)
ZYSK BRUTTO ZE SPRZEDAŻY	313	1.084	426	1.294
Koszty sprzedaży i dystrybucji	(4)	(12)	(4)	(11)
Koszty ogólnego zarządu	(106)	(277)	(91)	(248)
Pozostałe przychody operacyjne	1	2	3	45
Pozostałe koszty operacyjne	-	(15)	(14)	(15)
ZYSK Z DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ	204	782	320	1.065
Przychody finansowe, w tym	575	5.131	2.882	4.103
Przychody odsetkowe obliczone z zastosowaniem metody efektywnej stopy procentowej	531	1.758	553	1.648
Koszty finansowe	(163)	(499)	(173)	(615)
ZYSK PRZED OPODATKOWANIEM	616	5.414	3.029	4.553
Podatek dochodowy	(116)	(404)	(126)	(407)
ZYSK NETTO ZA OKRES SPRAWOZDAWCZY	500	5.010	2.903	4.146
INNE CAŁKOWITE DOCHODY
Pozycje, które mogą w przyszłości zostać rozliczone z wynikiem:
Wyceny instrumentów zabezpieczających	(17)	(114)	(50)	(40)
Podatek odroczony	2	20	9	7
Pozycje, które nie będą mogły w przyszłości zostać rozliczone z wynikiem:
Zyski i straty aktuarialne z wyceny rezerw na świadczenia pracownicze	-	(4)	-	-
Podatek odroczony	-	1	-	-
INNE CAŁKOWITE DOCHODY ZA OKRES SPRAWOZDAWCZY, NETTO	(15)	(97)	(41)	(33)
CAŁKOWITE DOCHODY OGÓŁEM	485	4.913	2.862	4.113
ZYSK NETTO I ROZWODNIONY ZYSK NETTO NA JEDNĄ AKCJĘ (W ZŁOTYCH)	0,22	2,23	1,29	1,85

^*przekształcenie danych porównawczych zostało opisane w nocie 1 niniejszego sprawozdania finansowego

JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ

	Stan na dzień 30 września 2025 (niebadane)	Stan na dzień 31 grudnia 2024 (badane) dane przekształcone*
Rzeczowe aktywa trwałe	129	139
Wartości niematerialne	2	2
Prawo do użytkowania składników aktywów	22	22
Należności finansowe	1.302	750
Instrumenty pochodne i inne aktywa wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy	697	667
Udziały i akcje w jednostkach zależnych	24.964	23.370
Udziały i akcje w jednostkach stowarzyszonych i współkontrolowanych i pozostałych	116	116
Pozostałe aktywa długoterminowe	6	1
AKTYWA TRWAŁE	27.238	25.067
Należności z tytułu dostaw i usług i pozostałe należności finansowe	24.627	36.333
Instrumenty pochodne	1.727	1.458
Pozostałe aktywa krótkoterminowe	3.134	139
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	11.228	1.886
AKTYWA OBROTOWE	40.716	39.816
SUMA AKTYWÓW	67.954	64.883
Kapitał podstawowy	19.184	19.184
Kapitał zapasowy	27.088	22.252
Kapitał z wyceny instrumentów finansowych	69	163
Zyski zatrzymane	4.968	4.797
KAPITAŁ WŁASNY	51.309	46.396
Rezerwy długoterminowe	80	69
Kredyty, pożyczki, obligacje, leasing	8.687	8.223
Instrumenty pochodne	467	310
Zobowiązanie z tytułu odroczonego podatku dochodowego	89	31
Pozostałe zobowiązania	-	3
ZOBOWIĄZANIA DŁUGOTERMINOWE	9.323	8.636
Rezerwy krótkoterminowe	43	43
Kredyty, pożyczki, obligacje, cash pooling, leasing	3.633	4.318
Instrumenty pochodne	1.514	1.324
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług i pozostałe zobowiązania finansowe	1.966	2.180
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego	2	360
Pozostałe zobowiązania niefinansowe	164	1.626
ZOBOWIĄZANIA KRÓTKOTERMINOWE	7.322	9.851
RAZEM ZOBOWIĄZANIA	16.645	18.487
SUMA KAPITAŁÓW I ZOBOWIĄZAŃ	67.954	64.883

^*przekształcenie danych porównawczych zostało opisane w nocie 1 niniejszego sprawozdania finansowego

JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE ZE ZMIAN W KAPITAŁACH WŁASNYCH

	Kapitał podstawowy	Kapitał zapasowy	Kapitał z wyceny instrumentów finansowych	Zyski zatrzymane	Razem kapitał własny
NA DZIEŃ 1 STYCZNIA 2025 ROKU	19.184	22.252	163	4.797	46.396
Zysk netto za okres sprawozdawczy	-	-	-	5.010	5.010
Inne całkowite dochody	-	-	(94)	(3)	(97)
CAŁKOWITE DOCHODY ZA OKRES	-	-	(94)	5.007	4.913
Rozliczenie wyniku z lat ubiegłych	-	4.836	-	(4.836)	-
NA DZIEŃ 30 WRZEŚNIA 2025 ROKU	19.184	27.088	69	4.968	51.309

	Kapitał podstawowy	Kapitał zapasowy	Kapitał z wyceny instrumentów finansowych	Zyski zatrzymane	Razem kapitał własny
NA DZIEŃ 1 STYCZNIA 2024 ROKU	19.184	28.146	165	(5.934)	41.561
Zysk netto za okres sprawozdawczy	-	-	-	4.146	4.146
Inne całkowite dochody	-	-	(33)	-	(33)
CAŁKOWITE DOCHODY ZA OKRES	-	-	(33)	4.146	4.113
Rozliczenie wyniku z lat ubiegłych	-	(5.894)	-	5.894	-
NA DZIEŃ 30 WRZEŚNIA 2024 ROKU	19.184	22.252	132	4.106	45.674

JEDNOSTKOWE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH

	Okres zakończony 30 września 2025 (niebadane)	Okres zakończony 30 września 2024 (niebadane, dane przekształcone)
PRZEPŁYWY ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH Z DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ
Zysk przed opodatkowaniem	5.414	4.553
Podatek dochodowy zapłacony	(682)	(263)
Korekty o pozycje:
Amortyzacja i odpisy aktualizujące	11	10
Odsetki i dywidendy, netto	(4.378)	(3.376)
(Zysk)/ strata na działalności inwestycyjnej	(56)	(59)
Zmiana stanu należności	(3.293)	(3.461)
Zmiana stanu rezerw	7	6
Zmiana stanu zobowiązań z wyjątkiem kredytów i pożyczek	(1.658)	377
Zmiana stanu pozostałych aktywów niefinansowych	118	129
ŚRODKI PIENIĘŻNE NETTO Z DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ	(4.517)	(2.084)
PRZEPŁYWY ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH Z DZIAŁALNOŚCI INWESTYCYJNEJ
Nabycie rzeczowych aktywów trwałych i wartości niematerialnych	(2)	(12)
Wykup obligacji emitowanych przez spółki Grupy PGE	-	2.180
Dywidendy otrzymane	179	76
Sprzedaż pozostałych aktywów finansowych	1	-
Wydatki na nabycie udziałów i akcji spółek zależnych	(299)	(1.604)
Udzielenie/(spłaty) pożyczek w ramach usługi cash poolingu	505	(418)
Udzielenie pożyczek	(8.683)	(8.508)
Odsetki otrzymane	1.330	1.320
Spłata udzielonych pożyczek	19.612	17.845
Pozostałe	-	11
ŚRODKI PIENIĘŻNE NETTO Z DZIAŁALNOŚCI INWESTYCYJNEJ	12.643	10.890
PRZEPŁYWY ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH Z DZIAŁALNOŚCI FINANSOWEJ
Wpływy z tytułu zaciągnięcia pożyczek, kredytów	3.598	4.650
Wpływy pożyczek w ramach usługi cash poolingu	129	489
Spłata kredytów, pożyczek i leasingu	(2.021)	(8.482)
Odsetki zapłacone	(490)	(570)
ŚRODKI PIENIĘŻNE NETTO Z DZIAŁALNOŚCI FINANSOWEJ	1.216	(3.913)
ZMIANA NETTO STANU ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH I ICH EKWIWALENTÓW	9.342	4.893
ŚRODKI PIENIĘŻNE NA POCZĄTEK OKRESU	1.886	1.742
ŚRODKI PIENIĘŻNE NA KONIEC OKRESU	11.228	6.635

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

Zmiana zasad rachunkowości i prezentacji danych

W przedstawionej kwartalnej informacji finansowej PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. dane porównawcze w jednostkowym sprawozdaniu z całkowitych dochodów za okresy 9 miesięcy i 3 miesięcy zakończone 30 września 2024 roku zostały zmienione w stosunku do danych opublikowanych za te okresy. Zmiana wynikała z korekty prezentacji pozostałych przychodów i kosztów operacyjnych oraz przychodów i kosztów finansowych, które w poprzednio opublikowanych sprawozdaniach finansowych zostały skompensowane i zaprezentowane w ujęciu netto zamiast w szyku rozwartym. Wpływ przekształcenia został przedstawiony w poniższej tabeli.

SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW

	3 miesiące zakończone 30 września 2024	Zmiana prezentacji szyk rozwarty	3 miesiące zakończone 30 września 2024 dane przekształcone	9 miesięcy zakończone 30 września 2024 dane publikowane	Zmiana prezentacji szyk rozwarty	9 miesięcy zakończone 30 wrzesnia 2024 dane przekształcone
ZYSK BRUTTO ZE SPRZEDAŻY	426	-	426	1.294	-	1.294
Koszty sprzedaży i dystrybucji	(4)	-	(4)	(11)	-	(11)
Koszty ogólnego zarządu	(91)	-	(91)	(248)	-	(248)
Pozostałe przychody/(koszty) operacyjne netto	(11)	11	-	30	(30)	-
Pozostałe przychody operacyjne	-	3	3	-	45	45
Pozostałe koszty operacyjne	-	(14)	(14)	-	(15)	(15)
ZYSK/(STRATA) Z DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ	320	-	320	1.065	-	1.065
Przychody/(Koszty) finansowe netto, w tym:	2.709	(2.709)	-	3.488	(3.488)	-
Przychody odsetkowe obliczone z zastosowaniem metody efektywnej stopy procentowej*	524	29	553	1.654	(6)	1.648
Przychody finansowe	-	2.882	2.882	-	4.103	4.103
Koszty finansowe	-	(173)	(173)	-	(615)	(615)
ZYSK/(STRATA) PRZED OPODATKOWANIEM	3.029	-	3.029	4.553	-	4.553

^*przekształcenie dotyczy znetowania odsetek naliczonych od obligacji Autostrada Wielkopolska S.A. z utworzonymi/rozwiązanymi na nie odpisami aktualizującymi.

Instrumenty pochodne

W przedstawionej kwartalnej informacji finansowej PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. dane porównawcze w jednostkowym sprawozdaniu z sytuacji finansowej zostały zmienione w stosunku do danych opublikowanych na dzień 31 grudnia 2024 roku. Zmiana wynika z korekty prezentacji aktywów i zobowiązań z tytułu wyceny instrumentów pochodnych, które zostały skompensowane i zaprezentowane w ujęciu netto zamiast w szyku rozwartym oraz korekty ich podziału na część krótkoterminową i długoterminową w celu właściwego odzwierciedlenia terminów zapadalności tych instrumentów. Wpływ przekształcenia z tytułu powyższej korekty został przedstawiony w poniższej tabeli.

SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ

	Stan na 31 grudnia 2024 (dane publikowane)	Zmiana prezentacji instrumentów pochodnych	Stan na 31 grudnia 2024 dane przekształcone
AKTYWA TRWAŁE	24.647	420	25.067
Instrumenty pochodne i inne aktywa wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy	247	420	667
AKTYWA OBROTOWE	39.018	798	39.816
Instrumenty pochodne	660	798	1.458
SUMA AKTYWÓW	63.665	1.218	64.883
ZOBOWIĄZANIA DŁUGOTERMINOWE	8.326	310	8.636
Instrumenty pochodne	-	310	310
ZOBOWIĄZANIA KRÓTKOTERMINOWE	8.943	908	9.851
Instrumenty pochodne	416	908	1.324
RAZEM ZOBOWIĄZANIA	17.269	1.218	18.487
SUMA KAPITAŁÓW I ZOBOWIĄZAŃ	63.665	1.218	64.883

Zmiana prezentacji przepływów pieniężnych wynika z korekty przepływów związanych z otrzymanymi lub przekazanymi środkami w ramach usług cash poolingu rzeczywistego w Grupie Kapitałowej PGE. Zmiana polega na zaprezentowaniu w szyku rozwartym środków otrzymanych i przekazanych w ramach rozliczenia cash poolingu w GK PGE, które poprzednio zostały ujęte per saldo.

SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH

	Stan na 30 września 2024 dane publikowane	Zmiana prezentacji	Stan na 30 września 2024 dane przekształcone
PRZEPŁYWY ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH Z DZIAŁALNOŚCI INWESTYCYJNEJ
Udzielenie/(spłaty) pożyczek w ramach usługi cash poolingu	71	(71)	-
Udzielenie pożyczek w ramach usługi cash poolingu	-	(418)	(418)
ŚRODKI PIENIĘŻNE NETTO Z DZIAŁALNOŚCI INWESTYCYJNEJ	11.379	(489)	10.890
PRZEPŁYWY ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH Z DZIAŁALNOŚCI FINANSOWEJ
Spłaty pożyczek w ramach usługi cash poolingu	-	489	489
ŚRODKI PIENIĘŻNE NETTO Z DZIAŁALNOŚCI FINANSOWEJ	(4.402)	489	(3.913)

III. ZATWIERDZENIE KWARTALNEGO RAPORTU FINANSOWEGO

Niniejszy raport finansowy zawierający śródroczne skonsolidowane sprawozdanie finansowe GK PGE oraz kwartalną informację finansową PGE S.A. za okres 3 i 9 miesięcy zakończony 30 września 2025 roku został zatwierdzony do udostępnienia przez Zarząd jednostki dominującej dnia 25 listopada 2025 roku.

Warszawa, 25 listopada 2025 roku

Podpisy Członków Zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A.

Prezes Zarządu Dariusz Marzec

Dokument podpisany przez Dariusz Marzec; Prezes Zarządu Data: 2025.11.25 14:55:26 CET

Wiceprezes Zarządu Maciej Górski Signature Not Verified Dokument podpisany przez Maciej Górski; Wiceprezes Zarządu Data: 2025.11.25 +5:29:37 CET

Wiceprezes Zarządu Przemysław Jastrzebski Signature Not Verified Dokument podpisany przez Przemysław Jastrzębski; Wiceprezes Zarządu Data: 2025.11.25 14:10:51 CET

Wiceprezes Zarządu Robert Kowalski

Signature Not Verified Dokument podpisany przez Robert Kowalski; Wiceprezes Zarządu Data: 2025.11.25 1444:18 CET

Wiceprezes Zarządu Marcin Laskowski Signature Not Verified Dokument podpisany przez Marcin Laskowski; Wiceprezes Zarz du Data: 2025.11.25 13:52:59 CET

Podpis osoby odpowiedzialnei za opracowanie sprawozdania finansowego

Michał Skiba

Dyrektor Departamentu Sprawozdawczości i Podatków

Michał Przemysław Skiba Data: 2025.11.25 13:22:27

Elektronicznie podpisany przez Michał Przemysław Skiba

SŁOWNIK POJĘĆ I SKRÓTÓW

Poniżej zamieszczono wykaz pojęć i skrótów najczęściej używanych w treści niniejszego skonsolidowanego

sprawozdania finansowego Skrót	Pełna nazwa
BGK	Bank Gospodarstwa Krajowego
CCIRS	Kontrakty na zmianę stóp procentowych oraz kursów (Cross Currency Interest Rate Swap)
CfD, kontrakt CfD	Kontrakt różnicowy
DCS	Instrumenty typu Deal Contingent Swap
EBI	Europejski Bank Inwestycyjny
EBIT	Wynik na działalności operacyjnej przed opodatkowaniem (Earnings Before Interest and Taxes)
	Wynik na działalności operacyjnej przed opodatkowaniem powiększony o amortyzację (Earnings
EBITDA	Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization)
ENESTA	ENESTA sp. z o.o
ESP	Elektrownia szczytowo-pompowa/Elektrownie szczytowo-pompowe
EUA	Uprawnienia do emisji CO2 (European Union Allowances)
EWB1, EW Baltica 1 sp. z o.o.	Elektrownia Wiatrowa Baltica – 1 sp. z o.o.
EWB2, EW Baltica 2 sp. z o.o.	Elektrownia Wiatrowa Baltica – 2 sp. z o.o o
EWB3, EW Baltica 3 sp. z o.o.	Elektrownia Wiatrowa Baltica – 3 sp. z o.o o
FID	Ostateczna decyzja inwestycyjna (Final Investment Decision)
FLZG	Funduszu Likwidacji Zakładu Górniczego
Fundusz WRC, FWRC	Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny
GDOŚ	Generalna Dyrekcja Ochrony Środowiska
Grupa Kapitałowa PGE, Grupa PGE, Grupa, GK PGE	Grupa Kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.
IRGiT	Izba Rozliczeniowa Giełd Towarowych S.A.
IRS	Kontrakty na zmianę stóp procentowych (Interest Rate Swap)
ITPOE	Instalacja Termicznego Przetwarzania z Odzyskiem Energii
KDT	Kontrakty długoterminowe sprzedaży mocy i energii elektrycznej
KPO	Krajowy Plan Odbudowy i Zwiększenia Odporności
MFW Baltica 2	Morska Farma Wiatrowa Baltica 2
Mg	Megagram – pochodna jednostka masy w układzie SI równa jednemu milionowi gramów (1 000
	000 g), tona
MSSF	Międzynarodowe Standardy Sprawozdawczości Finansowej
MSSF UE	Międzynarodowe Standardy Sprawozdawczości Finansowej zatwierdzone przez Unię Europejską
NFOŚiGW	Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej
NI	Nieruchomość inwestycyjna
NSA	Naczelny Sąd Administracyjny
PDUA	Prawa do użytkowania składników aktywów
PGE Baltica 2, PGEB2	PGE Baltica 2 sp. z o.o.
PGE Baltica 6, PGE B6	PGE Baltica 6 sp. z o.o.
PEC Bogatynia, PEC Bogatynia S.A.	Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej S.A. w Bogatyni
PGE EC S.A.	PGE Energia Ciepła S.A.
PGE EKH sp. z o.o.	PGE Energetyka Kolejowa Holding sp. z o.o.
PGE EO S.A.	PGE Energia Odnawialna S.A.
PGE GiEK S.A.	PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
PGE PAK EJ S.A.	PGE PAK Energia Jądrowa S.A.
PGE Paliwa	PGE Paliwa spółka z ograniczoną odpowiedzialnością
PGE S.A., PGE, Spółka, jednostka dominująca	PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.
PURE	Prezes Urzędu Regulacji Energetyki
RAT	Rzeczowe aktywa trwałe
Sprawozdanie finansowe, skonsolidowane sprawozdanie finansowe	Skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej PGE
Umowa ZDEE	Umowa na Świadczenie Usług Zapewnienia Dostaw Energii Elektrycznej na Potrzeby Odbiorców Końcowych
Umowa ZHZW	Umowa o Zarządzanie Handlowe Zdolnościami Wytwórczymi
URE	Urząd Regulacji Energetyki
Ustawa dla gospodarstw domowych	Ustawa z dnia 7 października 2022 roku o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 roku w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej (Dz.U.2023.269 t.j. z dnia 2023.02.09)
Ustawa o środkach nadzwyczajnych w 2023 roku	Ustawa z dnia 27 października 2022 roku o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku (Dz.U.2022.2243 z dnia 2022.11.03)
Ustawa o cenach prądu	Ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw
	Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej

WFOŚiGW
WN	Wartości niematerialne
WSA ZEW Kogeneracja S.A., KOGENERACJA S.A.,	Wojewódzki Sąd Administracyjny Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA S.A.

AI Terminal

PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.

5758_rns_2025-11-25_aeaad19e-96dd-452e-a926-3bb2df9b3aa6.pdf

KWARTALNY RAPORT FINANSOWY

Spis treści

I. SKRÓCONE ŚRÓDROCZNE SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GK PGE ZA OKRES 3 i 9 MIESIĘCY ZAKOŃCZONY 30 WRZEŚNIA 2025 ROKU ZGODNE Z MSSF UE

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE ZE ZMIAN W KAPITAŁACH WŁASNYCH

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH

INFORMACJE OGÓLNE, PODSTAWY SPORZĄDZENIA SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO I INNE INFORMACJE OBJAŚNIAJĄCE

Informacje ogólne

Informacje o jednostce dominującej

Struktura własnościowa

Informacje o Grupie Kapitałowej PGE

Kontynuacja działalności

Zmiany polityki rachunkowości

Spółki konsolidowane w Grupie Kapitałowej PGE

1.3.1 Spółki bezpośrednio i pośrednio zależne objęte konsolidacją metodą pełną

Transakcje po dniu sprawozdawczym

1.3.2 Wspólne działalności podlegające konsolidacji w zakresie przypadających na GK PGE aktywów i zobowiązań oraz przychodów i kosztów

1.3.3 Spółki stowarzyszone i współkontrolowane objęte konsolidacją metodą praw własności

Podstawa sporządzenia sprawozdania finansowego

Oświadczenie o zgodności

Waluta funkcjonalna i waluta prezentacji

Nowe standardy i interpretacje, które zostały opublikowane, a nie weszły jeszcze w życie

Profesjonalny osąd kierownictwa i szacunki

Testy na utratę wartości rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, prawa do użytkowania składników aktywów oraz wartości firmy

Przesłanki zewnętrzne

Założenia do testów na utratę wartości

Założenia makroekonomiczne

Średni ważony koszt kapitału

Kwestie związane z klimatem

Opis założeń dla segmentu Energetyka Węglowa

Analiza przesłanek

Kwestie związane z klimatem

Założenia szczegółowe segmentu

Analiza wrażliwości

Opis założeń dla segmentu Energetyka Odnawialna

Założenia szczegółowe

Analiza wrażliwości

Opis założeń dla segmentu Ciepłownictwo

Kwestie klimatyczne

Założenia szczegółowe segmentu

Analiza wrażliwości

Opis założeń dla segmentu Energetyka Kolejowa

Założenia szczegółowe

Analiza wrażliwości

Opis założeń dla PGE Gryfino Dolna Odra sp. z o.o.

Analiza wrażliwości

Opis założeń dla PGE Nowy Rybnik sp. z o.o.

Analiza wrażliwości

Analiza przesłanek dla projektu Morska Energetyka Wiatrowa

Rzeczowe aktywa trwałe segmentu Dystrybucja

Zmiana zasad rachunkowości i prezentacji danych

Nowe standardy i interpretacje, które weszły w życie 1 stycznia 2025 roku

Zmiana prezentacji danych porównawczych

SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW

Hierarchia wartości godziwej

Instrumenty pochodne

NOTY OBJAŚNIAJĄCEDOSKONSOLIDOWANEGOSPRAWOZDANIA FINANSOWEGO

NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SEGMENTÓW OPERACYJNYCH

Informacje dotyczące segmentów działalności

Sezonowość segmentów działalności

Informacje dotyczące segmentów operacyjnych

Informacje dotyczące segmentów operacyjnych za okres 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2024 roku lub na dzień 31 grudnia 2024 roku

Informacje dotyczące segmentów operacyjnych za okres 3 miesięcy zakończony dnia 30 września 2025 roku

Informacje dotyczące segmentów operacyjnych za okres 3 miesięcy zakończony dnia 30 września 2024 roku

NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW

Przychody i koszty

Przychody ze sprzedaży

Przychody ze sprzedaży za okres zakończony 30 września 2025 roku w podziale na kategorie

Przychody ze sprzedaży za okres zakończony 30 września 2024 roku w podziale na kategorie

Koszty w układzie rodzajowym i kalkulacyjnym

Koszty amortyzacji, likwidacji oraz odpisy aktualizujące

Pozostałe przychody i koszty operacyjne

Przychody i koszty finansowe

Udział w wyniku jednostek wykazywanych metodą praw własności

Odpisy aktualizujące wartość aktywów

Podatek dochodowy

Uprawnienia do emisji CO² na własne potrzeby

Forwardy towarowe na zakup CO² i gazu w ramach rachunkowości zabezpieczeń all-in-one-hedge

Rezerwa na koszty emisji CO²