Enea S.A. — Interim / Quarterly Report 2019

Sep 30, 2019

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej ENEA w pierwszym półroczu 2019 r.

Poznań, Data zatwierdzenia: 27 września 2019 r. Data publikacji: 30 września 2019 r.

1.Najważniejsze wydarzenia w pierwszym półroczu 2019 r. ………………………………………………………	4
1.1.Podsumowanie operacyjne ………………………………………	5
2.Organizacja i działalność Grupy ENEA ………………………………………………………………………………………	6
2.1. Struktura Grupy ……………………………………………………………………………………………………………………………………….	6
2.2. Zmiany w strukturze Grupy……………………………………………………………………………………………………………………………	7
2.3. Obszary biznesowe Grupy ENEA ……………………………………………………………………………………	8
2.4. Strategia rozwoju ………………………………………………………………………………………………………	14
2.5. Realizowane działania i inwestycje ………………………………………………………………………………………………	15
2.6. Otoczenie rynkowe i regulacyjne ……………………………………	19
3.Sytuacja finansowa …………………………………………………………………………	25
3.1. Skonsolidowane wybrane dane finansowe…………………………………………………………………………………………………………	25
3.2. Kluczowe dane operacyjne i wskaźniki ……………………………………………………………………………………………………………	26
3.3. Wyniki finansowe GK ENEA w pierwszym półroczu i w drugim kwartale 2019 r.……….……………………………………………………….	27
3.4. Zasady sporządzenia sprawozdań finansowych ……………………………………………………………………………………………………	40
3.5. Prognozy wyników finansowych ……………………………………………………	40
4. Akcje i akcjonariat ………………………………………………………………………………………………………………………………………………	41
4.1. Struktura kapitału i akcjonariatu ……………………………………………………………………………………………………………………	41
4.2. Notowania akcji ENEA S.A. na Giełdzie Papierów Wartościowych ………………………………………………………………………………	41
5. Władze ………………………………………………………………………………………………………………………………………………	42
6. Inne informacje istotne dla oceny sytuacji emitenta ……………………………………………	43
6.1. Otoczenie regulacyjne …………………………………………………………………………………………………………………………………	43
6.2.Środowisko Naturalne ……………………………………………………………………	48
7. CSR – Społeczna Odpowiedzialność Biznesu …………………………………………………………………………	50
8. Załączniki …………………………………………………………………………………………………………………………	52
9. Słownik pojęć i skrótów ………………………………………………………………………………	58

Grupa ENEA w liczbach

ENEA to 16,9 tys. Pracowników

WYDOBYCIE 21,6%

380 mln ton

4,8 mln ton

udziału w rynku węgla energetycznego w Polsce potencjału wydobywczego

3 obszarów koncesyjnych produkcji netto węgla w 1 półroczu 2019 r.

WYTWARZANIE

6,3 GW	całkowitej mocy zainstalowanej
443 MW	mocy zainstalowanej w OZE
12,7 TWh	całkowitego wytwarzania energii netto w 1 półroczu 2019 r.

Klientów

DYSTRYBUCJA

2,6 mln Odbiorców usług dystrybucyjnych linii dystrybucyjnych wraz z przyłączami powierzchni kraju - sieć dystrybucyjna ENEA Operator 122,8 tys. km 20%

OBRÓT

2,5 mln

10,2 TWh

sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego klientom detalicznym w 1 półroczu 2019 r.

1. Najważniejsze wydarzenia w pierwszym półroczu 2019 r.

Pierwszy kwartał

• Podpisanie między ENEA a Electric Power Research Institute (EPRI) umowy o współpracy przy projektach badawczych dotyczących magazynowania energii oraz generacji rozproszonej
• LW Bogdanka uhonorowana nagrodą Górniczy Sukces Roku w kategorii Innowacyjność za technologię drążenia wyrobiska
• Rozpoczęcie projektu badawczo rozwojowego pt. "System bilansowania mocy i energii oraz monitorowania jakości dostawy energii elektrycznej rozproszonych źródeł i zasobników energii (MoBiSys)" – realizacja przez ENEA Operator wspólnie z Akademią Górniczo-Hutniczą
• Budowa elektrowni fotowoltaicznej wraz z przyłączami elektroenergetycznymi (łączna moc znamionowa 420 kW) na terenie Zachodniopomorskiego Centrum Onkologii w Szczecinie
• LW Bogdanka pobiła w styczniu 2019 r. rekord miesięcznego wydobycia 903,5 tys. ton węgla handlowego (rekord z 2014 r.)
• Wykonanie i uruchomienie przez ENEA Serwis sześciu stacji ładowania samochodów elektrycznych, zlokalizowanych przy siedzibach Oddziałów Dystrybucji ENEA Operator
• Ogłoszenie przez ENEA Operator, Tauron Dystrybucja oraz PGE Dystrybucja wspólnego przetargu na zakup ponad 235 tys. liczników energii elektrycznej. Na ENEA Operator przypada 45 tys. liczników
• Podpisanie przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne, ENEA Operator i Tauron Dystrybucja porozumienia o koordynacji rozwoju sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, w ramach którego powstanie m.in. nowa stacja elektroenergetyczna w okolicach Żagania, zaś w regionie rozbudowana zostanie sieć linii elektroenergetycznych. Łączna wartość projektu przekroczy 100 mln zł
• Dostosowanie Obszaru Obrotu do nowych regulacji prawnych w związku z wejściem w życie Ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw oraz Ustawy z dnia 21 lutego 2019 r. zmieniającej ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawę – Prawo ochrony środowiska, ustawę o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji, ustawę o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw oraz ustawę o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji

Drugi kwartał

• 30 kwietnia 2019 r. ENEA S.A. zawarła porozumienie z Energa S.A. w sprawie finasowania Projektu budowy nowego bloku węglowego - planowanej elektrowni Ostrołęka C w Ostrołęce o mocy 1.000 MW brutto. Na mocy porozumienia ENEA S.A. oraz Energa S.A. postanowiły uszczegółowić zasady finansowania Projektu – ENEA S.A. zobowiązała się zapewnić nakłady finansowe na realizację Projektu w kwocie 819 mln zł od stycznia 2021 r.
• Przeprowadzono wybory przedstawicieli pracowników do Rady Nadzorczej ENEA S.A. Do głosowania uprawnieni byli wszyscy pracownicy Grupy Kapitałowej ENEA. Jako przedstawiciele pracowników do Rady Nadzorczej ENEA S.A. wybrani zostali Mariusz Pliszka, Maciej Mazur oraz Michał Jaciubek
• 16 maja 2019 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwały w przedmiocie powołania na nową wspólną kadencję:
  • Pana Mirosława Kowalika na stanowisko Prezesa Zarządu ENEA S.A.,
  • Pana Piotra Adamczaka na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Handlowych,
  • Pana Jarosława Ołowskiego na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Finansowych,
  • Pana Zbigniewa Piętkę na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Korporacyjnych
• 26 czerwca 2019 r. ENEA S.A. wyemitowała obligacje o wartości 1 mld zł w ramach programu obligacji krajowych do maksymalnej kwoty 5 mld zł

Zdarzenia po okresie sprawozdawczym

• 9 sierpnia 2019 r. podpisana została umowa ramowa pomiędzy Zachodniopomorskim Uniwersytetem Technologicznym w Szczecinie a ENEA Operator. Współpraca dotyczy prac analityczno-koncepcyjnych i usług doradczych
• 20 sierpnia 2019 r. ENEA Elektrownia Połaniec podpisała umowę z GE Power i Stal-Systems na modernizację elektrofiltrów sześciu bloków energetycznych. Inwestycja jest częścią programu dostosowania Elektrowni Połaniec do konkluzji BAT. Zmodernizowane elektrofiltry poprawią parametry środowiskowe całej instalacji. Zakończenie prac wartych ponad 210 mln zł brutto zaplanowano na grudzień 2020 r.
• Podczas konferencji zorganizowanej 11 września 2019 r. w Warszawie ENEA Operator, PGE Dystrybucja i PGE Systemy podpisały porozumienie o współpracy przy budowie sieci LTE 450 na potrzeby systemu elektroenergetycznego

1.1. Podsumowanie operacyjne

W pierwszym półroczu 2019 r. Grupa Kapitałowa ENEA wypracowała wynik EBITDA na poziomie 1 666 mln zł (wzrost r/r o 362 mln zł).Najwyższa EBITDA, 730 mln zł, zrealizowana została w obszarze Wytwarzania (wzrost o 293 mln zł). Na wynik obszaru pozytywnie wpłynął głównie wzrost produkcji w spółce ENEA Wytwarzanie oraz poziom przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów paliw i praw do emisji CO² . Obszar Wydobycia odnotował wynik EBITDA na poziomie 434 mln zł, co oznacza wzrost r/r o 161 mln zł. Wyższy wynik segmentu to rezultat wyższego poziomu produkcji i sprzedaży w porównaniu do pierwszego półrocza poprzedniego roku oraz wyższej ceny sprzedaży węgla, a także ciągłej pracy nad poprawą efektywności operacyjnej kopalni szczególnie w zakresie kosztów stałych. W obszarze Dystrybucji osiągnięta została EBITDA niższa r/r o 65 mln zł (w pierwszym półroczu 2019 r. wyniosła 515 mln zł). Wysokie średnie ceny energii elektrycznej przyczyniły się do wzrostu kosztów zakupu energii na potrzeby własne oraz na pokrycie różnicy bilansowej. Ponadto, w obszarze tym odnotowano spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej, głównie na skutek zmiany stanu rezerw dot. majątku sieciowego oraz efektu wyższych przychodów od ubezpieczyciela w analogicznym okresie roku poprzedniego. Obszar Obrotu odnotował wynik EBITDA na poziomie 35 mln zł (wzrost r/r o 6 mln zł). Obrót detaliczny charakteryzował się wzrostem przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych, łącznie z szacowanymi przychodami z tytułu kwoty różnicy ceny. Poziom wzrostu nie pokrył rosnących kosztów zakupu energii oraz obowiązków ekologicznych, głównie z tytułu zakupu praw majątkowych. Natomiast obrót hurtowy pozostaje pod presją wzrostu cen uprawnień do emisji CO² , co wpływa na wyceny kontraktów oraz zabezpieczeń.

• W pierwszym półroczu 2019 r. GK ENEA wydała na inwestycje 1 049 mln zł.
• Produkcja i sprzedaż węgla handlowego kształtowały się na poziomie około 4,8 mln ton w pierwszym półroczu 2019 r.
• Grupa wytworzyła 12,7 TWh energii elektrycznej.
• Sprzedaż ciepła wyniosła 3 640 TJ.
• Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła około 10 TWh.
• Wolumen sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym wyniósł 10,2 TWh.

• Wzrost przychodów ze sprzedaży węgla
• Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu
• Spadek przychodów ze sprzedaży energii cieplnej
• Wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu
• Wzrost kosztów zużycia materiałów i surowców

2. Organizacja i działalność Grupy ENEA

2.1. Struktura Grupy

ENEA S.A. ENEA S.A.

2) W dniu 15 lipca 2019 r. ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. dokonała zapłaty w wysokości 34 539 078,78 zł na rzecz Gminy Białystok jako wykonanie prawomocnego wyroku Sądu Apelacyjnego w Białymstoku zasądzającego od ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. na rzecz Gminy Białystok kwotę 29 445 423,82 zł wraz z ustawowymi odsetkami za opóźnienie od dnia 25 stycznia 2017 r. do dnia zapłaty. Powyższa kwota dotyczyła płatności za tzw. "resztówkę" tj. za 126 083 udziałów, które były w posiadaniu Gminy Białystok, a które nie zostały nabyte przez uprawnionych pracowników, w związku z prywatyzacją Miejskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. z siedzibą w Białymstoku (obecnie ENEA Ciepło Sp. z o.o. z siedzibą w Białymstoku), która miała miejsce w 2014 r., a które ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. zobowiązana była odkupić od Gminy Białystok. W związku z powyższym z dniem 15 września 2019 r. ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. posiada w ENEA Ciepło Sp. z o.o. 126 083 udziałów

3) Postanowienie o umorzeniu postępowania upadłościowego / spółka nie prowadzi działalności gospodarczej

2.2. Zmiany w strukturze Grupy

Restrukturyzacja majątkowa

Po dokonaniu w latach poprzednich kluczowych zmian organizacyjnych w 1 półroczu 2019 Grupa Kapitałowa ENEA, poza inicjatywami związanymi z planowanymi zmianami, nie realizowała istotnych działań w zakresie restrukturyzacji majątkowej.

Dezinwestycje kapitałowe

W 1 półroczu 2019 nie prowadzono istotnych działań w zakresie dezinwestycji kapitałowych.

Zmiany w organizacji Grupy

W 1 półroczu 2019 Grupa ENEA kontynuowała działania ukierunkowane na realizację Strategii Korporacyjnej Grupy.

Inwestycje kapitałowe

Szczegółowy opis procesów związanych z inwestycjami kapitałowymi został zamieszczony w śródrocznym skróconym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za 1 półrocze 2019.

Zdarzenia w raportowanym okresie

12 czerwca 2019 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Spółki ENEA Innowacje Sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie, podjęło uchwałę w sprawie pieniężnego podwyższenia kapitału zakładowego o kwotę 5 400 000 zł to jest z kwoty 3 805 000 zł do 9 205 000 zł poprzez utworzenie nowych 54 000 udziałów o wartości nominalnej 100 zł każdy. Podwyższenie kapitału zostało zarejestrowane w KRS w dniu 19 lipca 2019 r.

grudnia 2018 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników ENEA Badania i Rozwój Sp. z o.o. podjęło uchwałę o podwyższeniu kapitału zakładowego Spółki o kwotę 5 850 000 zł do kwoty 855 000 zł poprzez utworzenie 117 000 nowych udziałów o wartości nominalnej 50 zł. ENEA Wytwarzanie Sp. z o. o. objęła 115 830 udziałów w podwyższonym kapitale o łącznej wartości 791 500 zł, natomiast ENEA S.A. objęła 1 170 udziałów w podwyższonym kapitale o łącznej wartości 58 500 zł. Podwyższenie kapitału zostało pokryte gotówką. Podwyższenie kapitału zakładowego zostało zarejestrowane w KRS 12 marca 2019 r.

6 marca 2019 r. Aktem Notarialnym zawiązano spółkę ENEA Połaniec Serwis Sp. z o.o. Kapitał zakładowy spółki wynosi 500 000 zł i dzieli się na 1 000 udziałów o wartości nominalnej 500 zł każdy. Wszystkie udziały zostały objęte przez ENEA Elektrownia Połaniec S.A. Przedmiotem działalności spółki jest naprawa i konserwacja maszyn. Spółka została zarejestrowana w KRS 31 lipca 2019 r.

4 stycznia 2019 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego Spółki do kwoty 912 482 100 zł, tj. o kwotę 361 382 100 zł poprzez utworzenie 7 227 642 nowych równych, niepodzielnych udziałów, uprzywilejowanych co do głosu w taki sposób, że na jeden udział przypadać będą dwa głosy, a uprzywilejowanie to wygaśnie w przypadku zbycia udziałów na rzecz osoby innej niż Główny Wspólnik tj. ENEA S.A. lub Energa S.A. o wartości nominalnej 50 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 361 382 100 zł. W wyniku podwyższenia kapitału zakładowego spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o., ENEA S.A. 4 stycznia 2019 r. objęła 3 613 821 udziałów w kapitale zakładowym o wartości 180 691 050 zł.4 stycznia 2019 r. ENEA S.A. wniosła wkład pieniężny na konto Spółki. Podwyższenie kapitału zakładowego zostało zarejestrowane w KRS 1 marca 2019 r.

Zdarzenia po okresie bilansowym

29 sierpnia 2019 r. Rada Nadzorcza ENEA S.A. wyraziła zgodę Zarządowi ENEA S.A. na nabycie 126 083 udziałów ENEA Ciepło Sp. z o.o. o wartości nominalnej 50 zł każdy i łącznej wartości nominalnej 6 304 tys. zł za łączną cenę w wysokości 34 539 tys. zł. 4 września 2019 r. ENEA S.A. i ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. zawarły Umowę Sprzedaży 126 083 udziałów ENEA Ciepło Sp. z o.o. o wartości nominalnej 50 zł każdy i łącznej wartości nominalnej 6 304 tys. zł za łączną cenę w wysokości 34 539 tys. zł., zgodnie z którą przejście własności udziałów z ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. na ENEA S.A. miało nastąpić w dniu dokonania przez ENEA S.A. na rzecz ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. zapłaty ceny za udziały. Płatność ENEA S.A. na rzecz ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. z tego tytułu nastąpiła 11 września 2019 r. W związku z powyższym, od 11 września 2019 r. ENEA S.A. posiada 3 019 288 udziałów w kapitale zakładowym ENEA Ciepło Sp. z o.o. co stanowi blisko 99,94% udziału w kapitale zakładowym spółki, pozostałe udziały należą do pracowników spółki.

10 września 2019 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników ENEA Centrum Sp. z o.o. podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki oraz zmiany umowy spółki. Podwyższono kapitał zakładowy spółki ENEA Centrum Sp. z o.o. z kwoty 3 929 tys. zł do kwoty 103 929 tys. zł poprzez utworzenie nowych 1 000 000 udziałów o wartości nominalnej 100 zł każdy i łącznej wartości nominalnej 100 000 tys. zł. Nowo utworzone udziały zostały 10 września 2019 r. objęte przez jedynego wspólnika - ENEA S.A. i pokryte wkładem niepieniężnym w postaci wierzytelności o łącznej wartości 162 000 tys. zł przysługującej ENEA S.A. wobec ENEA Centrum Sp. z o.o. z tytułu udzielonych pożyczek w ramach dwóch umów pożyczek zawartych w 2014 r. oraz w 2015 r. Kwota 62 000 tys. zł stanowi nadwyżkę wartości wkładu niepieniężnego nad wartością nominalną objętych udziałów i przekazana została na kapitał zapasowy ENEA Centrum Sp. z o.o.

24 września 2019 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników ENEA Innowacje Sp. z o.o. podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki oraz zmiany umowy spółki. Podwyższono kapitał zakładowy spółki z kwoty 9 205 tys. zł do kwoty 17 060 tys. zł poprzez utworzenie nowych 78 550 udziałów o wartości nominalnej 100 zł każdy i łącznej wartości 7 855 tys. zł.

2.3. Obszary biznesowe Grupy ENEA

2.3.1. Wydobycie

Wydobycie

Grupy

Wytwarzanie

Wytwarzanie ciepła

W Grupie ENEA działalność w przemyśle wydobywczym prowadzona jest przez spółkę zależną Lubelski Węgiel Bogdanka S.A. (dalej LW Bogdanka). LW Bogdanka jest jednym z liderów rynku producentów węgla kamiennego w Polsce, wyróżniających się na tle branży pod względem osiąganych wyników finansowych, wydajności wydobycia węgla kamiennego oraz planów inwestycyjnych zakładających udostępnienie nowych złóż. Sprzedawany przez Spółkę węgiel kamienny energetyczny stosowany jest przede wszystkim do produkcji energii elektrycznej, cieplnej i produkcji cementu. Odbiorcami Spółki są w głównej mierze firmy przemysłowe, przede wszystkim podmioty prowadzące działalność w branży elektroenergetycznej zlokalizowane we wschodniej i północno-wschodniej Polsce.

Wyszczególnienie	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana
Produkcja netto [tys. ton]	4 519	4 825	6,8%	2 424	2 293	-5,4%
Sprzedaż węgla [tys. ton]	4 341	4 770	9,9%	2 374	2 404	1,3%
Zapasy (na koniec okresu) [tys. ton]	202	144	-28,7%	202	144	-28,7%
Roboty chodnikowe [km]	19,7	14,2	-27,9%	10,8	6,4	-40,7%

2.3.2 Wytwarzanie

2.3.2.1 Aktywa wytwórcze Grupy ENEA

Wyszczególnienie	Moc zainstalowana elektryczna [MWe ]	Moc osiągana elektryczna [MWe ]	Moc zainstalowana cieplna [MWt ]	Zainstalowana moc w OZE [MWe ]
Elektrownia Kozienice	4 071,8	4 016,0	125,4	-
Elektrownia Połaniec	1 837,0	1 882,0	130,0	230,0
Farmy wiatrowe Bardy, Darżyno i Baczyna (Lubno I i Lubno II)	71,6	70,1	0,0	71,6
Biogazownie Liszkowo i Gorzesław	3,8	3,8	3,1	3,8
Elektrownie Wodne	58,8	55,8	0,0	58,8
MEC Piła	10,0	10,0	135,4	-
PEC Oborniki	0,0	0,0	30,4	-
ENEA Ciepło	203,5	156,6	684,1	78,51)
Razem [brutto]	6 256,5	6 194,3	1 108,4	442,7

Dane dotyczące ENEA Wytwarzanie2)

Wyszczególnienie	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej (netto) [GWh], w tym:	7 807	8 170	4,6%	3 824	4 296	12,3%
Produkcja netto ze źródeł konwencjonalnych [GWh], w tym:	7 659	7 997	4,4%	3 762	4 226	12,3%
ENEA Wytwarzanie	7 624	7 963	4,4%	3 746	4 211	12,4%
MEC Piła	35	34	-2,9%	16	15	-6,3%
Produkcja z odnawialnych źródeł energii netto [GWh], w tym:	148	173	16,9%	62	70	12,9%
Spalanie biomasy	0	0	0,0%	0	0	0,0%
ENEA Wytwarzanie - Segment OZE (elektrownie wodne)	97	73	-24,7%	40	31	-22,5%
ENEA Wytwarzanie - Segment OZE (farmy wiatrowe)	48	98	104,2%	21	38	81,0%
ENEA Wytwarzanie - Segment OZE (biogazownie)	3	2	-33,3%	1	1	0,0%
Produkcja ciepła brutto [TJ]	731	636	-13,0%	123	157	27,6%
Blok 11 Elektrowni Kozienice	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana
Produkcja energii elektrycznej netto [GWh]	2 393	2 982	24,6%	1 053	1 427	35,5%
Średnie miesięczne obciążenie netto [MW]	687	794	15,6%	691	798	15,4%

1) Zgodnie z decyzją Prezesa URE o zmianie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej (WEE), z dniem 9 maja 2019 r. uległa zmianie moc zainstalowana w OZE w Elektrociepłowni Białystok. 2) Zmiana prezentacyjna dotycząca ENEA Ciepło (Elektrociepłowni Białystok) za pierwsze półrocze 2018 r.

Dane dotyczące ENEA Elektrownia Połaniec

Wyszczególnienie	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej (netto) [GWh], w tym:	4 792	4 327	-9,7 %	2 587	2 232	-13,7 %
ENEA Elektrownia Połaniec – produkcja netto ze źródeł konwencjonalnych	4 105	3 551	-13,5 %	2 149	1 844	-14,2 %
ENEA Elektrownia Połaniec - produkcja z odnawialnych źródeł energii (spalanie biomasy – zielony blok)	593	638	7,6 %	383	284	-25,8 %
ENEA Elektrownia Połaniec - produkcja z odnawialnych źródeł energii (współspalanie biomasy)	94	138	46,8 %	55	104	89,1 %
Produkcja ciepła brutto [TJ]	1 228	1 244	1,3 %	570	593	4,0 %
Dane dotyczące ENEA Ciepło
Wyszczególnienie	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej (netto) [GWh] w tym:	194	188	-3,1%	46	49	6,5%
Produkcja netto ze źródeł konwencjonalnych [GWh] – z wyłączeniem spalania biomasy	127	130	2,4%	17	17	0,0%
Produkcja z odnawialnych źródeł energii netto – spalanie biomasy [GWh]	67	58	-13,4%	29	32	10,3%
Produkcja ciepła brutto [TJ] (razem z Ciepłownią Zachód)	2 252	2 140	-5,0%	499	574	15,0%

2.3.2.2. Emisja CO²

[t]	Kozienice	Przydział bezpłatnych uprawnień CO2	Koszty z tytułu uprawnień [zł]
1 pół. 2018	6 836 642	1 008 988	172 623 409,94
1 pół. 2019	7 054 738	584 6941)	408 871 284,321)
	Białystok - Elektrociepłownia	Przydział bezpłatnych uprawnień CO2	Koszty z tytułu uprawnień [zł]
1 pół. 2018	194 428	104 834	9 302 061,66
1 pół. 2019	205 073	87 180	113,34 1) 21 780
	Białystok - Ciepłownia Zachód	Przydział bezpłatnych uprawnień CO2	Koszty z tytułu uprawnień [zł]
1 pół. 2018	15 869	696	1 019 916,14
1 pół. 2019	8 909	682	334 504,72
	Połaniec	Przydział bezpłatnych uprawnień CO2	Koszty z tytułu uprawnień [zł]
1 pół. 2018	3 940 473	129 321	102 728 131,12
1 pół. 2019	3 510 803	126 099	213 593 848,68
RAZEM 1 pół. 2018	10 987 412	1 243 839	285 673 518,86
RAZEM 1 pół. 2019	10 779 523	798 655	644 579 751,06

2.3.2.3. Zaopatrzenie w paliwa

Podstawowym paliwem używanym do wytwarzania energii elektrycznej dla ENEA Wytwarzanie – Elektrownia Kozienice oraz Elektrowni Połaniec jest węgiel kamienny w asortymencie miał. Podstawowymi paliwami używanymi w ENEA Ciepło Sp. z o.o. (Elektrociepłownia Białystok) w pierwszym półroczu 2019 roku były: węgiel i biomasa ─ głównie w postaci zrębki z drewna energetycznego, zrębki z wierzby i topoli energetycznej oraz pozostałości z produkcji rolnej.

	Elektrownia Kozienice	ENEA Elektrownia Połaniec	ENEA Ciepło
Główni dostawcy	LW Bogdanka (84,3 %)	LW Bogdanka (55,5%) PGG (31,2 %)	LW Bogdanka (95 %)

	ENEA Wytwarzanie - Elektrownia Kozienice				ENEA Elektrownia Połaniec				ENEA Ciepło - Elektrociepłownia Białystok
	1 pół. 2018		1 pół. 2019		1 pół. 2018		1 pół. 2019		1 pół. 2018		1 pół. 2019
Typ paliwa	Ilość	Koszt 1)	Ilość	Koszt 1)	Ilość	Koszt 1)	Ilość	Koszt 1)	Ilość	Koszt 1)	Ilość	Koszt 1)
	[tys. ton]	[mln zł]	[tys. ton]	[mln zł]	[tys. ton]	[mln zł]	[tys. ton]	[mln zł]	[tys. ton]	[mln zł]	[tys. ton]	[mln zł]
Węgiel kamienny	3 233	711	3 577	927	2 000	451	1 818	461	76	24	97	31
Biomasa	-	-	-	-	590	121	743	213	142	25	129	28
Olej opałowy (ciężki) 2)	4	5	4	7	4	7	5	9
Olej opałowy (lekki) 3)	5	13	3	8					0,19	0,5	0,23	0,7
Gaz [tys. m 3 ] 4)	8 808	10	8 731	13
RAZEM		739		955	2 594	579	2 566	683	218	50	226	60

1) Węgiel i biomasa z transportem

2) Paliwo rozpałkowe w Elektrowni Kozienice bl. 1-10

3) Paliwo rozpałkowe Bloku 11

4) Używany do produkcji energii elektrycznej i cieplnej w MEC Piła oraz energii cieplnej w PEC Oborniki

2.3.2.4. Transport węgla

	Elektrownia Kozienice	ENEA Elektrownia Połaniec	ENEA Ciepło
Główny realizujący	PKP Cargo S.A. (86%)	PKP Cargo S.A. (86 %)	PKP Cargo S.A. (100%)

2.3.3. Dystrybucja

Sprzedaż usług dystrybucyjnych [GWh]

104,94 - Długość linii [tys.km] 17,88 - Długość przyłączy [tys.km] 38,01 - Liczba stacji elektro-energetycznych [tys. szt.] 847,90 - Liczba przyłączy [tys. szt.]

Liczba Odbiorców (w tys.)

2.3.4. Obrót

Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym zrealizowana przez ENEA S.A.

W pierwszym półroczu 2019 w stosunku do pierwszego półrocza 2018 nastąpił spadek łącznego wolumenu sprzedaży o 440 GWh, tj. o ok. 4%. Spadek sprzedaży energii elektrycznej odnotowano w segmencie odbiorców biznesowych (o 461 GWh, tj. o ponad 5%). Był on spowodowany zmianą portfela klientów strategicznych. Natomiast w segmencie gospodarstw domowych nastąpił wzrost wolumenu sprzedaży energii elektrycznej (o 21 GWh, tj. o ok. 1%). Zwiększeniu uległ wolumen sprzedaży paliwa gazowego w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego (o 23 GWh, tj. o ok. 5%).

Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej w pierwszym półroczu 2019 r. uwzględniają dostosowanie przez Spółkę do zapisów Ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, w zakresie stosowania odpowiednich cen i stawek dla Taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G zatwierdzanej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (tj. na poziomie cen z 31 grudnia 2018 r.), jak i pozostałych cenników (tj. Taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych A, B, C, R oraz cenników produktowych dla klientów z grup taryfowych G na poziomie z 30 czerwca 2018 r.). Ponadto Spółka dokonała dostosowania cen z tytułu zmiany stawki podatku akcyzowego. Przychody uwzględniają rozpoznaną zgodnie z MSSF15 korektę przychodów ze sprzedaży z tytułu obniżenia cen dla klientów (innych aniżeli klienci w taryfie regulowanej G) w wysokości 374 615 tys. zł, co zostało ujęte na 30 czerwca 2019 r. w sprawozdaniu z sytuacji finansowej.

Łączne przychody ze sprzedaży w pierwszym półroczu 2019 wzrosły o 83 mln zł, tj. o ok. 4 % w stosunku do analogicznego okresu 2018 r. zwiększeniu uległy przychody zarówno ze sprzedaży energii elektrycznej jak i paliwa gazowego głównie w segmencie odbiorców biznesowych.

Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym ENEA S.A. [GWh]

Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym ENEA S.A. [mln zł]

Energia elektryczna Gaz

… Łącznie energia elektryczna i gaz

2.4. Strategia rozwoju

MISJA:

ENEA dostarcza stale doskonalone produkty i usługi, wyprzedzając oczekiwania Klientów dzięki zmotywowanym zespołom pracującym w przyjaznej, bezpiecznej i innowacyjnej organizacji.

WIZJA:

ENEA jest wiodącym dostawcą zintegrowanych produktów i usług surowcowo-energetycznych oraz innych innowacyjnych usług dla szerokiego grona Klientów, cenionym za jakość, kompleksowość i niezawodność.

Stopień realizacji Strategii Rozwoju Grupy Kapitałowej ENEA w perspektywie do 2030 r.

1) Rok odniesienia

2) LTM obejmujący okres 2 pół. 2018 – 1 pół. 2019

2.5. Realizowane działania i inwestycje

2.5.1. Nakłady inwestycyjne w pierwszym półroczu 2019 r.

Nakłady inwestycyjne [mln zł]	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Wykonanie 2 kw. 2019 / Plan 2 kw. 2019	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Wykonanie 1 pół. 2019 / Plan 1 pół. 2019	Plan 2019
Wytwarzanie	65,5	122,2	72,7%	125,8	210,9	81,9%	610,8
Dystrybucja	187,8	259,5	105,2%	300,9	456,5	116,3%	1 011,5
Wydobycie	114,6	87,0	85,3%	199,5	167,0	91,8%	511,5
Wsparcie i inne	19,0	17,1	48,4%	27,2	33,4	66,7%	144,0
Inwestycje kapitałowe	0,1	0,0	-	171,0	181,2	100,0%	218,3
RAZEM wykonanie planu	387,0	485,8	88,0%	824,4	1 049,0	98,6%	2 496,1

2.5.2. Realizacje kluczowych projektów w pierwszym półroczu 2019 r.

Obszar	Dane szczegółowe	Zdarzenie
	Inwestycje rozwojowe	• Pole Ostrów - prace projektowe • Zakup dóbr gotowych, maszyn i urządzeń
Wydobycie	Inwestycje operacyjne •	Nowe wyrobiska i modernizacja istniejących – w pierwszym półroczu 2019 r. wykonano 14,2 km chodników
Wytwarzanie	ENEA Wytwarzanie	• Zabudowa instalacji katalitycznego odazotowania spalin • Modernizacja bloku nr 7 wraz z modernizacją elektrofiltrów dla kotłów AP- 1650 bloków nr 9 i 10 w ramach Programu modernizacji • Modernizacja bloku nr 2 bloków 2 x 500 MW – kontynuacja z 2018 r. • Dostosowanie ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. Segment Elektrownie • Modernizacja bloku nr 9 w ramach Programu Systemowe do konkluzji BAT modernizacji bloków 2 x 500 MW – kontynuacja z 2018 r.
Wytwarzanie	ENEA Elektrownia Połaniec	• Modernizacja bloku numer 5 – projekt FENIKS Bloku 5 • Dostosowanie EEP do konkluzji BAT
Wytwarzanie	ENEA Ciepło	• Upgrade systemu Experion PKS na blokach i układach pozablokowych oraz bazy PHD • Modernizacja elektrofiltru kotła K8 • Odtworzenie turbozespołu TZ3 • Odtworzenie chłodni wentylatorowej TZ4 • Konwersja kotła K-1 na paliwo gazowe

Obszar	Zdarzenie
Dystrybucja	• Zakończenie realizacji szeregu inwestycji związanych z rozbudową i modernizacją sieci elektroenergetycznych, w tym związanych z przyłączeniem do sieci, jak również przebudowa całej linii LN_110 kV relacji Morzyczyn - Drawski Młyn, przebudowa linii LN_110 kV Wałcz – Wałcz Północ – Mirosławiec oraz przebudowa linii LN_110 kV Recław - Goleniów • Zrealizowany projekt badawczo – rozwojowy - "Projekt pilotażowy ograniczenia strat mocy w użytkowanych i nowo instalowanych transformatorach SN/nn poprzez zastosowanie algorytmu optymalizacji doboru transformatora do warunków rzeczywistego obciążenia stacji poprzez relokację jednostek z uwzględnieniem efektów oddziaływania na środowisko". Projekt był realizowany w ramach programu priorytetowego Wsparcie dla Innowacji sprzyjających zasobooszczędnej i niskoemisyjnej gospodarce Część 1) Sokół – wdrożenie innowacyjnych technologii środowiskowych – Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej • Kontynuacja istniejących i rozpoczęcie nowych inwestycji, których realizacja będzie prowadzona w trakcie 2019 r. i w latach następnych • Realizacja projektów badawczo – rozwojowych	• Budowa i modernizacja szeregu elementów infrastruktury sieciowej, takich jak linie wysokiego, średniego i niskiego napięcia oraz stacje transformatorowe, związana z realizacją następujących celów: realizacja obowiązku publiczno-prawnego, zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego regionu, poprawa niezawodności i jakości dostaw energii elektrycznej – automatyzacja sieci, zmiana struktury sieci SN z napowietrznej na kablową, działania zmierzające do osiągnięcia w sieci standardu "smart grid" • Kontynuacja rozwoju narzędzi informatycznych wspomagających zarządzanie siecią oraz automatykę sieci w tym m.in.: • wdrożenie na szerszą skalę modułu FDIR w systemie SCADA, który pozwala na automatyczne wykrycie awarii, wydzielenie miejsca uszkodzenia oraz wznowienie dostaw do tych obszarów sieci, dla których istnieje taka możliwość • wdrożenie Centralnego Systemu Akwizycji Danych Pomiarowych • wdrożenie systemu EMS (Energy Management System), który umożliwia wspomaganie zarządzania siecią WN oraz generacją przyłączoną do sieci dystrybucyjnej • realizacja wdrożenia systemu DOL (Dynamiczna Obciążalność Linii) umożliwiającego bezpieczne wykorzystanie pełnych możliwości przesyłowych sieci 110 kV, wynikających z bieżących warunków pogodowych panujących w miejscu zainstalowania linii
Obszar Handlu Detalicznego	Kluczowym projektem realizowanym w ramach obszaru Handlu Detalicznego w Ustawie z 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz systemy informatyczne. Efektem prac ma być gotowość organizacji do praktycznej realizacji zapisów • Opracowano i przeprowadzono akcję informacyjną dotyczącą zmian cen energii • Przygotowano i zaktualizowano bazy danych do dalszych działań	był projekt dotyczący dostosowania GK ENEA do nowych regulacji prawnych zawartych zmianie niektórych innych. Projekt obejmuje zarówno procesy biznesowe, jak i narzędzia oraz ustawy i aktów wykonawczych. W ramach Projektu: • Dokonano modyfikacji systemów informatycznych do zmian cen, w tym zmiany stawki podatku akcyzowego • Dostosowano ofertę produktową wraz z cennikami • Zmodyfikowano procesy biznesowe
Obszar Obsługi Klienta	• Kontynuacja projektu nowej wizualizacji Biur Obsługi Klienta – prace nad modernizacją Biura Obsługi Klientów w Gnieźnie • Kontynuacja prac nad wprowadzeniem automatyzacji procesów obsługowych, z wykorzystaniem m.in. robotyzacji procesów biznesowych (RPA), która przełoży się na terminową realizację kluczowych wskaźników w ramach realizowanych procesów • Uruchomienie zmodernizowanego Elektronicznego Biura Obsługi Klientów (eBOK), bardziej przyjaznego dla użytkowników i zapewniającego prostszą obsługę • Uruchomienie możliwości realizacji płatności elektronicznych w eBOK przez drugiego Operatora Płatności PayU	• Wdrożenie badania zadowolenia Klientów z obsługi w Biurach Obsług Klienta (ankiety satysfakcji) • Wdrożenie systemu wspierającego zarządzanie informacją o Klientach, tj. Centralnej Bazy Klientów (CBK) • Kontynuacja prac nad wdrożeniem we wszystkich Biurach Obsługi Klientów elektronicznego długopisu do podpisywania umów w Biurze Obsługi Klientów w celu uproszczenia procesu obsługi i minimalizacji ilości drukowanych dokumentów • Modernizacja IVR na Infolinii 611 111 111 – prostszego i czytelniejszego dla Klienta oraz wprowadzenie nowego serwisu samoobsługowego "brak prądu w lokalu" • Kontynuacja prac nad uruchomieniem serwisów samoobsługowych na Infolinii 611 111 111 po godzinach pracy doradców
Obszar Handlu Hurtowego	• Projekt "Stworzenie systemu obsługi logistycznej dostaw biomasy przez porty morskie do ENEA Elektrownia Połaniec Spółka Akcyjna"	• Projekt "Aukcja główna mocy 2024 i rynek wtórny", którego głównym celem jest przygotowanie aktywów GK ENEA do certyfikacji ogólnej oraz opracowanie i wdrożenie strategii uczestnictwa w aukcji głównej na rok 2024, aukcjach dodatkowych na 2021 oraz działań na rynku wtórnym

2.5.3. Zawarte umowy

2.5.3.1. Umowy istotne dla działalności Grupy Kapitałowej ENEA

W pierwszym półroczu 2019 r. spółki z Grupy Kapitałowej ENEA nie zawierały umów istotnych, przy czym w okresie sprawozdawczym zawarty został aneks do Wieloletniej Umowy sprzedaży mułu pomiędzy ENEA Wytwarzanie a JSW S.A. Na mocy aneksu całość zakontraktowanych dla ENEA Wytwarzanie na rok 2019 dostaw mułu przekazano do realizacji przez ENEA Elektrownia Połaniec.

Ponadto w okresie sprawozdawczym została zawarta z PKP CARGO S.A. umowa na usługę przewozu 5,9 mln ton węgla energetycznego z LW "Bogdanka" S.A. dla ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o.

2.5.3.2. Źródła finansowania programu inwestycyjnego

ENEA S.A. finansuje program inwestycyjny wykorzystując nadwyżki finansowe z prowadzonej działalności gospodarczej oraz zadłużenie zewnętrzne. Grupa Kapitałowa ENEA realizuje model finansowania inwestycji, w którym ENEA S.A. pozyskuje zewnętrzne źródła finansowania i dystrybuuje je do spółek zależnych. W dalszych działaniach ENEA S.A. będzie koncentrować się na zapewnieniu odpowiedniej dywersyfikacji zewnętrznych źródeł finansowania dla inwestycji zaplanowanych w Strategii Grupy Kapitałowej ENEA w celu optymalizowania wysokości kosztów i terminów spłaty zadłużenia. 26 czerwca 2019 r. ENEA S.A. wyemitowała pięcioletnie obligacje serii ENEA0624 o wartości 1 mld zł w ramach programu obligacji krajowych do maksymalnej kwoty 5 mld zł. Celem emisji jest refinansowanie zadłużenia wynikającego z wyemitowanych przez Emitenta obligacji serii ENEA0220. Zadłużenie nominalne ENEA S.A. z tytułu wyemitowanych obligacji oraz zaciągniętych kredytów na 30 czerwca 2019 r. wyniosło łącznie 9 122 mln zł.

2.5.3.3. Udzielone poręczenia i gwarancje

W trakcie pierwszego półrocza 2019 spółki z Grupy Kapitałowej ENEA nie udzielały poręczeń i gwarancji o znaczącej wartości. Na 30 czerwca 2019 r. łączna wartość poręczeń i gwarancji korporacyjnych udzielonych przez ENEA S.A. na zabezpieczenie zobowiązań spółek z Grupy Kapitałowej ENEA wyniosła 109,9 mln zł, natomiast łączna wartość gwarancji bankowych wystawionych na zlecenie ENEA S.A. i stanowiących zabezpieczenie zobowiązań spółek z Grupy Kapitałowej ENEA wyniosła 472,9 mln zł.

2.5.3.4. Transakcje zabezpieczające ryzyko stopy procentowej

W ramach realizacji Polityki Zarządzania Ryzykiem Stóp Procentowych, w pierwszym półroczu 2019 r. ENEA S.A. zawarła transakcję zabezpieczającą ryzyko stopy procentowej (Interest Rate Swap) dla ekspozycji o wartości 489 mln zł.

2.5.3.5. Programy emisji obligacji spółek zależnych

Grupa Kapitałowa ENEA przyjęła model finansowania inwestycji prowadzonych przez spółki zależne od ENEA S.A. poprzez finansowanie wewnątrzgrupowe. ENEA S.A. pozyskuje na rynku finansowym długoterminowe środki pieniężne poprzez zaciąganie kredytów lub emisję obligacji, które następnie dystrybuuje wewnątrz Grupy Kapitałowej. Aktualnie ENEA S.A. w obszarach Wytwarzanie i Dystrybucja ma zawarte wewnątrzgrupowe programy emisji obligacji o łącznej wartości 7 861 mln zł. Programy te są w całości wykorzystane i częściowo wykupywane w ratach. Na dzień 30 czerwca 2019 r. łączne nominalne zaangażowanie z tytułu objętych przez ENEA S.A. obligacji emitowanych w ramach w/w programów wyniosło 6 885 mln zł. ENEA S.A. w latach ubiegłych zawarła także wewnątrzgrupowe umowy programowe emisji obligacji ze spółkami zależnymi, które służą finansowaniu inwestycji w segmencie OZE i segmencie Ciepło. Łączna kwota obligacji do wykupu w ramach tych programów na 30 czerwca 2019 r. wynosiła 32 mln zł.

2.5.3.6. Kredyty i pożyczki zaciągnięte przez Spółki Grupy ENEA ze źródeł zewnętrznych

Łączna suma zewnętrznego zadłużenia nominalnego z tytułu zaciągniętych kredytów i pożyczek przez spółki z Grupy Kapitałowej ENEA (z wyłączeniem ENEA S.A.) na 30 czerwca 2019 r. wyniosła 84,8 mln zł. W 2019 r. Spółki z Grupy ENEA nie wypowiadały umów kredytów oraz pożyczek.

2.5.3.7. Pożyczki udzielone przez ENEA S.A.

W roku 2019 ENEA S.A. nie zawarła ze Spółkami Grupy Kapitałowej ENEA oraz innymi spółkami, w których posiada udziały umów pożyczek. Stan zadłużenia nominalnego spółek na 30 czerwca 2019 r. wynosił 182 mln zł.

2.5.3.8. Transakcje z podmiotami powiązanymi

W okresie pierwszego półrocza 2019 r. ENEA oraz jednostki od niej zależne nie zawierały z podmiotami powiązanymi transakcji na warunkach nierynkowych. Informacje o transakcjach z podmiotami powiązanymi zawartych przez ENEA lub jednostkę od niej zależną znajdują się w nocie 25 do skróconego śródrocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej ENEA za okres od 1 stycznia do 30 czerwca 2019 r.

2.5.4. Modele ryzyk Grupy ENEA

MODEL RYZYK	RYZYKA GŁÓWNE, NA KTÓRE NARAŻONA JEST GRUPA ENEA W OKREŚLONYCH KATEGORIACH	PRZYKŁADOWE DZIAŁANIA MITYGUJĄCE DLA RYZYK W OKREŚLONYCH KATEGORIACH
STRATEGICZNE	• Ryzyko naruszenia przepisów prawa i regulacji wewnętrznych dotyczących ochrony danych osobowych • Ryzyko wynikające z otoczenia regulacyjnego wpływające na poziom kosztów i przychodów • Ryzyko przyjęcia błędnych założeń dla długoterminowych projekcji finansowych • Ryzyko niewłaściwego zarządzania informacją w sytuacji kryzysowej • Ryzyko braku realizacji restrykcyjnych założeń polityki klimatycznej UE • Ryzyko luki pokoleniowej • Ryzyko braku osiągnięcia celu gospodarczego planowanej budowy elektrowni Ostrołęka C • Ryzyko niewdrożenia lub nieterminowego wdrożenia Wytycznych do treści Programów Zgodności opracowanych przez OSD opublikowanych przez Prezesa URE	• Przeprowadzanie szkoleń wstępnych i okresowych dla pracowników i współpracowników • Udział w pracach zespołów tematycznych oraz we władzach Towarzystwa Obrotu Energią oraz innych towarzystw branżowych • Zabezpieczenie systemów przetwarzających dane osobowe poprzez zabezpieczenia systemowe • Monitorowanie i weryfikacja prognoz kursów walutowych, stóp procentowych i innych założeń makroekonomicznych • Utrzymywanie sprawnych kanałów komunikacji z kluczowymi jednostkami biznesowymi • Udział w pracach nad regulacjami dla branży energetycznej i węglowej • Wdrożenie rozwiązań mających na celu uzupełnienie, podniesienie, wzmocnienie kompetencji i wiedzy organizacji, m.in. poprzez programy płatnych staży i praktyk • Zapewnienie transparentnego, konkurencyjnego i motywacyjnego systemu wynagrodzeń • Monitoring działań legislacyjnych • Aktualizacja modelu finansowego wraz z planowanymi zmianami legislacyjnymi
FINANSOWE	• Ryzyko naruszenia umów o finansowanie • Ryzyko pogorszenia ratingu • Ryzyko utraty płynności finansowej • Ryzyko poniesienia strat z tytułu niewywiązania się kontrahentów ze zobowiązań umownych (w tym ryzyko kredytowe) • Ryzyko niezrealizowania lub wystąpienia opóźnień w realizacji inwestycji	• Monitorowanie kowenantów bankowych w GK ENEA • Bieżące konsultacje z agencją ratingową • Prowadzenie usystematyzowanych działań w obszarze zarządzania ryzykiem kredytowym i windykacji, określonych formalnie wdrożoną dokumentacją • Monitorowanie realizacji zadań inwestycyjnych
OPERACYJNE	• Ryzyko niespełnienia wymogów konkluzji BAT • Ryzyko nadmiernego zużycia niektórych elementów majątku wytwórczego • Ryzyko opóźnienia procesów przetargowych • Ryzyko naruszenia przepisów prawa i regulacji wewnętrznych dotyczących przetwarzania informacji i bezpieczeństwa teleinformatycznego w Grupie ENEA. • Niewystarczająca pojemność powierzchni magazynowej wydobytego węgla • Niedotrzymanie rocznego terminu magazynowania mieszanki popiołowo żużlowej	• Projekty związane z dostosowaniem do wymogów BAT • Analizy i badania stanu elementów majątku wytwórczego. Inicjowanie projektów remontowych w miarę potrzeb • Regularne okresowe szkolenia pracowników • Regularne okresowe przeglądy systemów i ich ocena pod względem zapewnienia bezpieczeństwa • Wykorzystanie składowisk węgla Grupy ENEA wraz z kształtowaniem harmonogramów dostaw • Opracowanie nowego planu monitoringu składowiska mieszanki popiołowo-żużlowej
RYNKOWE	• Ryzyko zmienności cen towarów na rynku terminowym • Ryzyko niedotrzymania ciągłości dostaw paliw	• Doskonalenie metod i narzędzi optymalizacji portfeli towarowych • Utrzymywanie i rozwój kompetencji wewnątrz Spółki do zarządzania ryzykiem towarowym
	• Ryzyko wolumetryczne paliwa i transportu • Ryzyko realizacji sprzedaży założonego wolumenu węgla do głównych odbiorców	• Dywersyfikacja źródeł zaopatrzenia i realizacji usług • Ciągła analiza rynku paliwowo-energetycznego • Optymalizacja dostaw węgla w ramach Grupy do podmiotów wytwórczych Grupy uwzględniająca ograniczoną przepustowość tras objazdowych i wzrost kosztów transportu na trasach objazdowych dostaw węgla z LWB

2.6. Otoczenie rynkowe i regulacyjne

Ceny rynkowe w pierwszym półroczu 2019 r. – sytuacja globalna

W pierwszym półroczu 2019 roku międzynarodowy rynek węgla poddany był w większości trendom spadkowym. Brak równowagi popytowo-podażowej przy wzroście produkcji energii z paliw odnawialnych oraz niskie ceny gazu, to główne czynniki powodujące spadki notowań dla cen węgla na świecie.

W obszarze Atlantyku najistotniejszymi przyczynami spadków cen węgla energetycznego są: gwałtowny wzrost cen uprawnień do emisji CO² , wysokie stany zapasów węgla energetycznego w terminalach węglowych oraz portach morskich, relatywnie niskie ceny gazu oraz wzrosty produkcji energii elektrycznej z OZE, co skutkowało niskimi wolumenami obrotów głównie na rynku bieżącym. Presję na popyt oraz ceny w portach ARA stanowił bardzo duży import węgla z Rosji, oferowany po konkurencyjnych cenach w portach północnych. Spadki cen węgla w Europie wskazują na wyraźną intensyfikację procesu dekarbonizacji, w którym zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych ma nastąpić poprzez zastąpienie paliw kopalnych odnawialnymi źródłami energii w miksach energetycznych krajów europejskich. W pierwszym półroczu 2019 r. pozostające w trendzie spadkowym europejskie ceny węgla, nie przekroczyły dotychczas krytycznego progu notowań na poziomie 50 USD/t i oscylowały w przedziale min. 57 USD/t – max. 88 USD/t. Na 28 czerwca 2019 r. koszt 1 tony węgla w europejskich portach CIF ARA wyniósł 58,30 USD [-39% r/r; -9% m/m].

W obszarze Azji-Pacyfiku spadki cen były konsekwencją zaostrzenia procedur celnych w chińskich portach wobec importu australijskiego węgla energetycznego, co stanowiło presję dla cen węgla indeksowanego przez hub Newcastle. Zmniejszony popyt w obszarze Atlantyku zmusił eksporterów kolumbijskich, tradycyjnie dostawcę surowca na rynek europejski, do przekierowania swoich dostaw na obszar Azji-Pacyfiku. Mimo zwiększonego popytu Indii w związku szybkim wzrostem gospodarczym tego kraju, nie udało się zrekompensować spadku popytu po stronie Chin na tyle, aby utrzymać już dość niski poziom cen w tej części rynku międzynarodowego. W pierwszym półroczu 2019 r. średnia cena spot węgla południowo-afrykańskiego wyniosła 78,78 USD/t [ -19% r/r ] a ceny oscylowały w przedziale min. 57,95 USD/t – max. 92,90 USD/t.

Ceny rynkowe w pierwszym półroczu 2019 r. – rynek polski

W pierwszym półroczu 2019 r. ceny węgla na rynku polskim pozostawały w relatywnie słabym trendzie wzrostowym. Obecnie odnotowana nadwyżka surowca na poziomie ok. 6 mln ton oraz rosnące zwały na przykopalnianych hałdach kopalń wynikają z rekordowego importu węgla energetycznego na poziomie 16,2 mln ton w roku 2018. Brak istotnych korelacji między cenami węgla na świecie a cenami surowca w kraju, wynika głównie z metodyki kształtowania się cen węgla polskiego w oparciu o zastosowanie długoterminowych kontraktów oraz wzorcowych formuł cenowych. W pierwszym półroczu 2019 r. indeks węgla dla rynku wytwarzania energii elektrycznej PSCMI1 wyniósł średnio 11,93 zł/GJ [+12,02% r/r; +6,52% pół./pół.], co w przeliczeniu na USD wynosi ok. 69 USD/t. Prognoza notowań dla PSCMI1 w roku 2019 zakłada utrzymanie cen węgla energetycznego w przedziale 11-12 zł/GJ.

Polish Steam Coal Market Index – PSCMI1

Ceny hurtowe energii elektrycznej

Średnia cena na rynku SPOT w 1 półroczu 2019 była wyższa o 15,8% w porównaniu do tego samego okresu w 2018 r. We wszystkich analizowanych miesiącach (za wyjątkiem marca) obserwowano ceny znacząco wyższe niż w analogicznym okresie w 2018 r. Na poziom cen wpływ miały następujące czynniki:

• wysokie ceny uprawnień do emisji CO² dla całego analizowanego okresu (czynnik pro-wzrostowy),
• z wyjątkiem marca, wyższe niż planowane poziomy ubytków mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) (czynnik pro-wzrostowy),
• wysoka generacja wiatrowa (czynnik pro-spadkowy),
• średnie zapotrzebowanie na moc w KSE na podobnym poziomie w porównaniu do tego samego okresu w 2018 r. (czynniki ograniczające wzrost cen).

Średnie ceny na rynku SPOT (TGE Rynek Dnia Następnego)

Okres	Średnia cena [zł/MWh]	Zmiana [%]
1 pół. 2018	197,71
1 pół. 2019	228,98	15,8%

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z TGE.

Średnie ceny energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego

Na rynku terminowym cena produktu BASE Y-20 spadła z poziomu 279,00 zł/MWh na początku stycznia do 273,64 zł/MWh na koniec czerwca 2019 r. Pomimo tego średnia cena w drugim kwartale br. była wyższa niż średnia w kwartale pierwszym.

Ceny i wolumeny transakcji - BASE Y-20

.

Wolumen transakcji Średnia cena ważona

Na wahania cen wpływ miały przede wszystkim zmiany poziomów cen uprawień do emisji CO² .Wprowadzenie 100% tzw. "obliga giełdowego" na rynku terminowym TGE nie zwiększyło znacząco płynności. Sumaryczny wolumen obrotu na produkcie BASE Y-20 w pierwszym półroczu 2019 r. był o 4,1% wyższy niż na produkcie BASE Y-19 w analogicznym okresie. Podobnie do BASE Y-20 zmieniały się ceny PEAK Y-20. Na początku stycznia wycena rynkowa tego produktu wynosiła 357,25 zł/MWh, a na koniec czerwca 2019 r. 339,80 zł/MWh.

BASE_Y_18/19/20

W pierwszym półroczu 2019 r. zawierano również transakcje na produkt BASE Y-21, jednak z uwagi na odległy horyzont dostawy wolumen obrotu był zdecydowanie niższy niż w przypadku BASE Y-20.

Obowiązki w zakresie uzyskiwania świadectw pochodzenia energii

Zgodnie z obowiązującymi przepisami przedsiębiorstwa energetyczne sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym w 2019 r. zobligowane są do uzyskania i umorzenia następujących rodzajów świadectw pochodzenia (realizacja obowiązku do końca czerwca 2020 r.):

• dla energii wytworzonej w odnawialnych źródłach, tzw. świadectwa "zielone" obowiązek na poziomie 18,5% sprzedaży odbiorcom końcowym,
• dla energii wytworzonej z biogazu rolniczego obowiązek na poziomie 0,50% sprzedaży odbiorcom końcowym,
• dla świadectw efektywności energetycznej, tzw. świadectw "białych" obowiązek na poziomie 1,5%.

Poniżej przedstawiona została struktura cenowa kontraktacji na rynku sesyjnym TGE na poszczególne prawa majątkowe w drugim kwartale 2019 r.

Ceny na rynku świadectw pochodzenia (rynek sesyjny TGE)

	Średnia cena 2 kw. 2018	Średnia cena 2 kw. 2019	Zmiana 2 kw. 2019/ 2 kw. 2018
	zł/MWh	zł/MWh	%	zł/MWh
OZEX_A (PM "zielone")2)	74,04	132,83	79,4%	58,79
TGEozebio (PM "błękitne")	315,45	299,73	-5,0%	-15,72
(PM "białe")1) TGEef	689,48	509,42	-26,1%	-180,06
(PM "białe")1) TGEeff	1 537,71	1 611,28	4,8%	73,57
TGEef18 (PM "białe")1)	704,55	146,34	-79,2%	-558,21

1) Od dnia 1 lipca 2019 r. nazwa indeksu została zmieniona na TGEozea. Wartości podane w jednostce zł/toe

2) Wartości podane w jednostce zł/toe

Ceny praw majątkowych "zielonych" (PMOZE_A)

Limity uprawnień do emisji dwutlenku węgla i ich ceny rynkowe

Z początkiem 2018 r. w życie wszedł pakiet regulacji MiFID II mający na celu wzmocnienie rynków instrumentów finansowych oraz ochronę uczestników rynków kapitałowych w Europie. Państwa członkowskie UE w ramach dystrybucji darmowych uprawnień na rok 2019 wydały 613,70 z 717,94 mln uprawnień EUA (ok. 85,5% puli). Łączna liczba uprawnień do emisji CO² w obiegu w 2018 r. wyniosła 1,6549 mld uprawnień EUA. Oznacza to, że wolumen do sprzedania na aukcji od września 2019 r. do sierpnia 2020 r. zostanie zredukowany o 397,178 mln uprawnień EUA.

Ceny uprawnień do emisji CO² znajdują się na najwyższym poziomie od 2011 r. a większość publikowanych długoterminowych prognoz zakłada dalsze wzrosty cen. Identyfikowaną przyczyną jest uruchomienie w 2019 r. mechanizmu MSR, którego zadaniem jest ograniczenie nadpodaży uprawnień na rynku, poprzez przenoszenie ich do rezerwy. Mówi się też o wpływie działań spekulacyjnych na poziom cen EUA na rynku. W ostatnich miesiącach na ceny uprawnień do emisji CO² wpływa również niepewność inwestorów co do ciągle nierozwiązanej kwestii brexitu.

Zmiana cen EUA i CER

Cena [EUR/t]
Produkt	Początek stycznia 2019 r.	Koniec czerwca 2019 r.		Zmiana %
EUA Spot	25,0	26,33	↑	4,9%
CER Spot	0,25	0,22	↓	-12,0%
EUA gru-19	25,3	26,28	↑	3,9%
CER gru-19	0,24	0,21	↓	-12,5%

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych ICE.

Uprawnienia do emisji CO₂ (Dec-19)

Źródło: ICE ceny rozliczeniowe

3. Sytuacja finansowa

3.1. Skonsolidowane wybrane dane finansowe

[tys. zł]	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	6 039 555	8 019 576	1 980 021	32,8%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	632 883	925 893	293 010	46,3%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	558 256	742 772	184 516	33,1%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	462 030	579 445	117 415	25,4%
EBITDA	1 304 064	1 665 817	361 753	27,7%
Przepływy pieniężne netto z:
działalności operacyjnej	1 893 828	1 981 762	87 934	4,6%
działalności inwestycyjnej	-1 261 161	-1 242 709	18 452	1,5%
działalności finansowej	- 280 276	716 619	996 895	355,7%
Stan środków pieniężnych na koniec okresu	3 039 517	4 106 510	1 066 993	35,1%
Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	431 190	505 788	74 598	17,3%
Średnioważona liczba akcji [szt.]	441 442 578	441 442 578	-	-
Zysk netto na akcję [zł]	0,98	1,15	0,17	17,3%
Rozwodniony zysk na akcję [zł]	0,98	1,15	0,17	17,3%

[tys. zł]	31 grudnia 2018	30 czerwca 2019	Zmiana	Zmiana %
Aktywa razem	29 965 625	32 061 109	2 095 484	7,0%
Zobowiązania razem	14 916 463	16 449 669	1 533 206	10,3%
Zobowiązania długoterminowe	10 109 857	10 223 885	114 028	1,1%
Zobowiązania krótkoterminowe	4 806 606	6 225 784	1 419 178	29,5%
Kapitał własny	15 049 162	15 611 440	562 278	3,7%
Kapitał zakładowy	588 018	588 018	0	0,0%
Wartość księgowa na akcję [zł]	34,09	35,36	1,27	3,7%
Rozwodniona wartość księgowa na akcję [zł]	34,09	35,36	1,27	3,7%

[tys. zł]	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	3 051 002	4 009 966	958 964	31,4%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	294 105	484 553	190 448	64,8%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	251 348	369 987	118 639	47,2%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	207 962	299 639	91 677	44,1%
EBITDA	601 935	867 033	265 098	44,0%
Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	190 434	259 634	69 200	36,3%
Średnioważona liczba akcji [szt.]	441 442 578	441 442 578	-	-
Zysk netto na akcję [zł]	0,43	0,59	0,16	37,2%
Rozwodniony zysk na akcję [zł]	0,43	0,59	0,16	37,2%

3.2. Kluczowe dane operacyjne i wskaźniki 1)

	J.m.	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	tys. zł	6 039 555	8 019 576	1 980 021	32,8%	3 051 002	4 009 966	958 964	31,4%
EBITDA	tys. zł	1 304 064	1 665 817	361 753	27,7%	601 935	867 033	265 098	44,0%
EBIT	tys. zł	632 883	925 893	293 010	46,3%	294 105	484 553	190 448	64,8%
Zysk netto	tys. zł	462 030	579 445	117 415	25,4%	207 962	299 639	91 677	44,1%
Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	tys. zł	431 190	505 788	74 598	17,3%	190 434	259 634	69 200	36,3%
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej	tys. zł	1 893 828	1 981 762	87 934	4,6%	1 160 496	1 528 172	367 676	31,7%
CAPEX	tys. zł	824 412	1 048 999	224 588	27,2%	386 999	485 784	98 785	25,5%
Dług netto / EBITDA 1)	-	1,84	1,97	0,13	7,1%	1,84	1,97	0,13	7,1%
Rentowność aktywów (ROA) 1)	%	3,3%	3,6%	0,3 p.p.		2,9%	3,7%	0,8 p.p.
Rentowność kapitału własnego (ROE) 1)	%	6,2%	7,4%	1,2 p.p.		5,6%	7,7%	2,1 p.p.
Obrót
Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym	GWh	10 655	10 215	-440	-4,1%	5 058	4 798	-260	-5,1%
Liczba odbiorców (Punkty Poboru Energii)	tys.	2 451	2 514	63	2,6%	2 451	2 514	63	2,6%
Dystrybucja
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym	GWh	10 047	9 967	-80	-0,8%	4 865	4 824	-41	-0,8%
Liczba klientów (stan na koniec okresu sprawozdawczego)	tys.	2 571	2 607	37	1,4%	2 571	2 607	37	1,4%
Wytwarzanie
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto, w tym:	GWh	12 793	12 685	-108	-0,8%	6 458	6 577	119	1,8%
ze źródeł konwencjonalnych	GWh	11 891	11 678	-214	-1,8%	5 928	6 087	159	2,7%
z odnawialnych źródeł energii	GWh	902	1 007	105	11,6%	530	490	-40	-7,5%
Wytwarzanie ciepła brutto	TJ	4 211	4 021	-190	-4,5%	1 192	1 325	133	11,2%
Sprzedaż energii elektrycznej, w tym:	GWh	17 442	14 924	-2 518	-14,4%	9 156	7 668	-1 488	-16,3%
ze źródeł konwencjonalnych	GWh	11 985	11 816	-169	-1,4%	5 984	6 191	207	3,5%
z odnawialnych źródeł energii	GWh	808	869	61	7,5%	474	386	-88	-18,6%
z zakupu	GWh	4 649	2 238	-2 411	-51,9%	2 698	1 090	-1 608	-59,6%
Sprzedaż ciepła	TJ	3 824	3 640	-184	-4,8%	1 087	1 197	110	10,1%
Wydobycie
Produkcja netto	tys. t	4 519	4 825	306	6,8%	2 424	2 293	-131	-5,4%
Sprzedaż węgla	tys. t	4 341	4 770	429	9,9%	2 374	2 404	31	1,3%
Zapas na koniec okresu	tys. t	202	144	-58	-28,7%	202	144	-58	-28,7%
Roboty chodnikowe	km	19,7	14,2	-5,5	-27,9%	10,8	6,4	-4,4	-40,7%

1) Definicje wskaźników zamieszczone zostały na str. 58

3.3. Wyniki finansowe GK ENEA w pierwszym półroczu i w drugim kwartale 2019 r.

Skonsolidowany rachunek zysków i strat – w pierwszej połowie 2019

[tys. zł]	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	4 219 299	5 648 775	1 429 476	33,9%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	197 473	191 352	-6 121	-3,1%
Przychody ze sprzedaży gazu	54 215	78 397	24 182	44,6%
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych	1 342 551	1 376 327	33 776	2,5%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	2 094	11 406	9 312	444,7%
Przychody ze sprzedaży praw do emisji CO2	25 977	-	-25 977	-100,0%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	37 653	52 378	14 725	39,1%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	74 789	84 197	9 408	12,6%
Przychody ze sprzedaży węgla	85 504	137 219	51 715	60,5%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	-	9 124	9 124	100,0%
Przychody ze sprzedaży netto	6 039 555	7 589 175	1 549 620	25,7%
Rekompensaty	-	430 401	430 401	100,0%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	6 039 555	8 019 576	1 980 021	32,8%
Amortyzacja	722 546	744 203	21 657	3,0%
Koszty świadczeń pracowniczych	825 657	873 150	47 493	5,8%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	1 148 199	1 647 381	499 182	43,5%
Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży	1 886 320	3 006 424	1 120 104	59,4%
Usługi przesyłowe	204 390	212 648	8 258	4,0%
Inne usługi obce	410 287	435 417	25 130	6,1%
Podatki i opłaty	216 026	226 696	10 670	4,9%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	5 413 425	7 145 919	1 732 494	32,0%
Pozostałe przychody operacyjne	89 857	116 147	26 290	29,3%
Pozostałe koszty operacyjne	120 614	86 551	-34 063	-28,2%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	-	41 004	41 004	100,0%
Strata na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	13 855	22 643	8 788	63,4%
Odwrócenie odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	51 365	4 279	-47 086	-91,7%
Zysk operacyjny	632 883	925 893	293 010	46,3%
Koszty finansowe	186 128	205 948	19 820	10,6%
Przychody finansowe	87 536	27 170	-60 366	-69,0%
Udział w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	23 750	(4 443)	-28 193	-118,7%
Przychody z tytułu dywidend	215	100	-115	-53,5%
Zysk przed opodatkowaniem	558 256	742 772	184 516	33,1%
Podatek dochodowy	96 226	163 327	67 101	69,7%
Zysk netto okresu sprawozdawczego	462 030	579 445	117 415	25,4%
EBITDA	1 304 064	1 665 817	361 753	27,7%

Pierwsze półrocze 2019

Czynniki zmiany EBITDA GK ENEA:

+	wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 1 430 mln zł wynika głównie z wyższego wolumenu sprzedaży o 1 566 GWh oraz wzrostu średniej ceny sprzedaży o 23%, przy jednocześnie niższych przychodach
	z Regulacyjnych Usług Systemowych
-	spadek przychodów ze sprzedaży energii cieplnej o 6 mln zł wynika z niższego wolumenu sprzedaży o 198 TJ, przy jednoczesnym wzroście średniej ceny sprzedaży o 2%
+	wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 24 mln zł głównie w wyniku wyższego wolumenu sprzedaży o 143
	GWh oraz wyższej średniej ceny sprzedaży o 17%
+	wzrost przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych o 34 mln zł w efekcie wyższych stawek w
	zatwierdzonej taryfie na 2019 rok
+	wzrost przychodów z tyt. świadectw pochodzenia o 9 mln zł w efekcie wyższego wolumenu transakcji zewnątrzgrupowych przy wyższej cenie
-	spadek przychodów ze sprzedaży praw do emisji CO2 o 26 mln zł wynika z braku realizacji sprzedaży na rynku
	SPOT w 2019 r.
+	wzrost przychodów ze sprzedaży towarów i materiałów o 15 mln zł wynika z większego popytu na towary,
	urządzenia elektrotechniczne i elektroenergetyczne
+	wzrost przychodów z tytułu sprzedaży pozostałych produktów i usług o 9 mln głównie w wyniku wyższych
+	przychodów z ubocznych produktów spalania oraz wyższych przychodów z usług transportu węgla wzrost przychodów ze sprzedaży węgla o 52 mln zł wynika z wyższego wolumenu dostaw zewnątrzgrupowych
	przy wyższej cenie
+	przychody z tyt. leasingu i subleasingu operacyjnego 9 mln zł - zmiana prezentacji leasingu (wdrożenie MSSF
	16 od 1 stycznia 2019 r.)
+	rekompensaty (kwota różnicy ceny) 430 mln zł - wartość pokrycia różnicy cen między cenami stosowanymi
	w rozliczeniach z klientami w 1 pół. 2019 r. a cenami określonymi jako wartości referencyjne do kwoty różnicy
	cen, wynikającymi ze stosowania zapisów ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz aktów wykonawczych do niej
-	wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 48 mln zł spowodowany głównie wzrostem średniego zatrudnienia
	oraz zmianą stanu rezerw aktuarialnych, przy jednoczesnym spadku dokonanych odpisów na ZFŚS
-	wzrost kosztów zużycia materiałów i surowców oraz wartości sprzedanych towarów o 499 mln zł wynika
	głównie z wyższych kosztów zakupu węgla, biomasy i uprawnień do emisji CO2 dla całego Segmentu
	Wytwarzanie
-	wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu o 1 120 mln zł wynika głównie ze wzrostu średnich cen zakupu:
	- energia elektryczna: cena: +40,7%; wolumen: +1.716 GWh
	- gaz ziemny: cena: +20%; wolumen: +143 GWh
-	wzrost kosztów usług przesyłowych o 8 mln zł głównie w wyniku wyższych stawek w zatwierdzonej taryfie na
	2019 r.
-	wzrost kosztów usług obcych o 25 mln zł wynika głównie z zwiększonego zakresu prac zleconych firmom zewnętrznym, przy jednoczesnym wzroście stawek za usługi
-	wzrost podatków i opłat o 11 mln zł wynika m.in. z wyższej opłaty eksploatacyjnej w związku z wyższą
	produkcją węgla oraz z wyższego podatku od nieruchomości związanego z zakończonymi procesami
	inwestycyjnymi
+	zmiana stanu rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia w kwocie 41 mln zł - wykorzystanie rezerwy
	dotyczącej 1 półrocza 2019 roku, która zawiązana została na koniec 2018 rok i dotyczyła ujęcia w kosztach
	skutków finansowych związanych z wejściem w życie Ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z 28 grudnia 2018 roku
+	wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 52 mln zł:

• • aktualizacja wyceny kontraktów CO² o 105 mln zł
• • niższe rezerwy na potencjalne roszczenia o 7 mln zł
• niższe przychody z tytułu odszkodowań, kar i grzywien o 24 mln zł
• niższe saldo zwrotów od ubezpieczyciela o 10 mln zł
• wyższa strata na likwidacji rzeczowych aktywów trwałych o 9 mln zł

Skonsolidowany rachunek zysków i strat – w drugim kwartale 2019

[tys. zł]	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	2 202 223	2 630 975	428 752	19,5%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	60 963	66 808	5 845	9,6%
Przychody ze sprzedaży gazu	21 261	36 417	15 156	71,3%
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych	649 722	683 212	33 490	5,2%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	401	8 384	7 983	1990,8%
Przychody ze sprzedaży praw do emisji CO2	3 445	-	-3 445	-100,0%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	19 362	26 918	7 556	39,0%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	31 559	42 364	10 805	34,2%
Przychody ze sprzedaży węgla	62 066	79 915	17 849	28,8%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	-	4 572	4 572	100,0%
Przychody ze sprzedaży netto	3 051 002	3 579 565	528 563	17,3%
Rekompensaty	-	430 401	430 401	100,0%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	3 051 002	4 009 966	958 964	31,4%
Amortyzacja	359 195	382 480	23 285	6,5%
Koszty świadczeń pracowniczych	415 648	441 950	26 302	6,3%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	542 542	839 929	297 387	54,8%
Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży	1 031 378	1 457 637	426 259	41,3%
Usługi przesyłowe	101 189	114 420	13 231	13,1%
Inne usługi obce	210 460	227 052	16 592	7,9%
Podatki i opłaty	93 030	105 276	12 246	13,2%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	2 753 442	3 568 744	815 302	29,6%
Pozostałe przychody operacyjne	31 389	54 323	22 934	73,1%
Pozostałe koszty operacyjne	75 644	21 485	-54 159	-71,6%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	-	19 448	19 448	100,0%
Strata na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	10 565	8 955	-1 610	-15,2%
Odwrócenie odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	51 365	-	-51 365	-100,0%
Zysk operacyjny	294 105	484 553	190 448	64,8%
Koszty finansowe	123 744	126 471	2 727	2,2%
Przychody finansowe	69 631	9 223	-60 408	-86,8%
Udział w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	11 141	2 582	-8 559	-76,8%
Przychody z tytułu dywidend	215	100	-115	-53,5%
Zysk przed opodatkowaniem	251 348	369 987	118 639	47,2%
Podatek dochodowy	43 386	70 348	26 962	62,1%
Zysk netto okresu sprawozdawczego	207 962	299 639	91 677	44,1%
EBITDA	601 935	867 033	265 098	44,0%

Drugi kwartał 2019

Czynniki zmiany EBITDA GK ENEA:

+	wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 429 mln zł wynika głównie z wyższego wolumenu sprzedaży o 220 GWh oraz wzrostu średniej ceny sprzedaży o 15%, przy jednoczesnym wzroście przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych
+	wzrost przychodów ze sprzedaży energii cieplnej o 6 mln zł wynika głównie z wyższego wolumenu sprzedaży o 101 TJ
+	wzrost przychodów ze sprzedaży gazu ziemnego o 15 mln zł głównie w wyniku wyższego wolumenu sprzedaży o 127 GWh oraz wyższej średniej ceny sprzedaży o 12%
+	wzrost przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych o 33 mln zł w efekcie wyższych stawek w zatwierdzonej taryfie na 2019 rok
+	wzrost przychodów z tytułu sprzedaży świadectw pochodzenia o 8 mln zł wynika z wyższego wolumenu transakcji zewnątrzgrupowych przy wyższej cenie
-	spadek przychodów ze sprzedaży praw do emisji CO2 o 3 mln zł wynika z braku realizacji sprzedaży na rynku SPOT w 2019 r.
+	wzrost przychodów ze sprzedaży towarów i materiałów o 8 mln zł wynika z większego popytu na towary, urządzenia elektrotechniczne i elektroenergetyczne
+	wzrost przychodów ze sprzedaży pozostałych produktów i usług o 11 mln zł głównie w wyniku wyższych przychodów z ubocznych produktów spalania oraz z usług transportu węgla
+	wzrost przychodów ze sprzedaży węgla o 18 mln zł wynika z wyższego wolumenu dostaw zewnątrzgrupowych przy wyższej cenie
+	przychody z tyt. leasingu i subleasingu operacyjnego 5 mln zł - zmiana prezentacji leasingu (wdrożenie MSSF 16 od 1 stycznia 2019 r.)
+	rekompensaty (kwota różnicy ceny) 430 mln zł - wartość pokrycia różnicy cen między cenami stosowanymi w rozliczeniach z klientami dotyczącymi 1 pół. 2019 r. a cenami określonymi jako wartości referencyjne do kwoty różnicy cen, wynikającymi ze stosowania zapisów ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz aktów wykonawczych do niej
-	wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 26 mln zł spowodowany głównie wzrostem średniego zatrudnienia oraz zmianą stanu rezerw aktuarialnych
-	wzrost kosztów zużycia materiałów i surowców oraz wartości sprzedanych towarów o 297 mln zł wynika z wyższych kosztów zakupu węgla, biomasy i uprawnień do emisji CO2 dla całego Segmentu Wytwarzanie
-	wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu o 426 mln zł wynika głównie ze wzrostu średnich cen zakupu:
	- energia elektryczna: cena: +38%; wolumen: +281 GWh - gaz ziemny: cena: -13%; wolumen: +106 GWh
-	wzrost kosztów usług przesyłowych o 13 mln zł głównie w wyniku wyższych stawek w zatwierdzonej taryfie na 2019 r.
-	wzrost kosztów innych usług obcych o 17 mln zł wynika głównie z zwiększonego zakresu prac zleconych firmom zewnętrznym, przy jednoczesnym wzroście stawek za usługi
-	wzrost podatków i opłat o 12 mln zł wynika m.in. z wyższej opłaty eksploatacyjnej w związku z wyższą produkcją węgla oraz z wyższego podatku od nieruchomości związanego z zakończonymi procesami inwestycyjnymi
+	zmiana stanu rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia w kwocie 19 mln zł - wykorzystanie rezerwy dotyczącej 1 półrocza 2019 roku, która zawiązana została na koniec 2018 rok i dotyczyła ujęcia w kosztach skutków finansowych związanych z wejściem w życie Ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z 28 grudnia 2018 roku
+	wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 79 mln zł: + aktualizacja wyceny kontraktów CO2 o 91 mln zł
	+ wzrost nieodpłatnie przejętych środków trwałych o 6 mln zł + niższa strata na likwidacji rzeczowych aktywów trwałych o 2 mln zł

• wyższe rezerwy na potencjalne roszczenia o 11 mln zł
• niższe saldo zwrotów od ubezpieczyciela o 3 mln zł

Wyniki finansowe GK ENEA w pierwszym półroczu i w drugim kwartale 2019 r.

EBITDA [tys. zł]	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana	Zmiana %
Obrót	29 098	34 917	5 819	20,0%	-24 192	45 736	69 928	289,1%
Dystrybucja	579 810	514 854	-64 956	-11,2%	282 341	266 020	-16 321	-5,8%
Wytwarzanie	436 616	729 674	293 058	67,1%	209 407	329 907	120 500	57,5%
Wydobycie	273 549	434 481	160 932	58,8%	150 269	215 065	64 796	43,1%
Pozostała działalność	35 086	60 383	25 297	72,1%	16 007	33 953	17 946	112,1%
Pozycje nieprzypisane i wyłączenia	-50 095	-108 492	-58 397	-116,6%	-31 897	-23 648	8 249	25,9%
EBITDA Razem	1 304 064	1 665 817	361 753	27,7%	601 935	867 033	265 098	44,0%

1 pół. 2018 1 pół. 2019

mln zł mln zł

2 kw. 2018 2 kw. 2019

60

29

Obszar Obrotu

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej realizowana jest przez ENEA S.A. Handel hurtowy realizowany jest przez ENEA Trading Sp. z o. o.

[tys. zł]	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	3 999 939	3 953 499	-46 440	-1,2%	2 061 400	1 714 043	-347 357	-16,9%
Rekompensaty	-	430 401	430 401	100,0%	-	430 401	430 401	100,0%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	3 999 939	4 383 900	383 961	9,6%	2 061 400	2 144 444	83 044	4,0%
EBIT	28 805	34 097	5 292	18,4%	-24 343	45 151	69 494	285,5%
Amortyzacja	293	820	527	179,9%	151	585	434	287,4%
EBITDA	29 098	34 917	5 819	20,0%	- 24 192	45 736	69 928	289,1%
CAPEX	413	33	-380	-92,0%	413	2	-411	-99,5%
Udział przychodów ze sprzedaży segmentu	40%	37%	-3 p.p.		41%	33%	-8 p.p.

1) Bez inwestycji kapitałowych ENEA S.A.

obciążenia

Pierwsze półrocze 2019 Czynniki zmiany EBITDA:

Marża I pokrycia

• (-) wzrost średniej ceny zakupu energii o 38,7%
• (-) wzrost kosztów obowiązków ekologicznych o 7,1%
• (-) spadek wolumenu sprzedaży energii o 4,6%
• (+) wzrost średniej ceny sprzedaży energii o 5,0%
• (+) wzrost wyniku na obrocie paliwem gazowym

Rekompensaty (kwota różnicy ceny)

(+) oszacowana kwota różnicy ceny w wysokości 430,4 mln zł stanowiąca wartość pokrycia różnicy cen między cenami stosowanymi w rozliczeniach z klientami w 1 pół. 2019 r. a cenami określonymi jako wartości referencyjne do kwoty różnicy cen, wynikającymi ze stosowania zapisów ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz aktów wykonawczych do niej

Koszty własne

• (-) wyższe koszty bezpośrednie sprzedaży o 10 mln zł
• (-) wyższe koszty usług wspólnych o 4 mln zł
• (-) wyższe koszty ogólnego zarządu o 1 mln zł

Zmiana rezerw dotycząca umów rodzących obciążenia

(+) wykorzystanie rezerwy dotyczącej I półrocza 2019 roku w wysokości 41 mln zł, która zawiązana była na koniec 2018 r. i dotyczyła skutków finansowych związanych z wejściem w życie Ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z dnia 28 grudnia 2018 r. (wartość rezerwy ujętej w kosztach na koniec 2018 r. 79 mln zł)

Pozostałe czynniki

• (-) wyższe koszty rezerw na przewidywane straty i potencjalne roszczenia o 4 mln zł
• (-) wyższe odpisane należności o 1 mln zł
• (-) wyższe odpisy aktualizujące należności o 1 mln zł
• (-) niższe przychody z opłat licencyjnych związanych z marką ENEA o 2 mln zł
• (-) niższe przychody w tytułu świadczenia usług w zakresie handlu hurtowego o 1 mln zł

Drugi kwartał 2019 r. Czynniki zmiany EBITDA:

Marża I pokrycia

• (-) wzrost średniej ceny zakupu energii o 36,7%
• (-) wzrost kosztów obowiązków ekologicznych o 4,5%
• (-) spadek wolumenu sprzedaży energii o 5,7%
• (-) spadek średniej ceny sprzedaży energii o 13,8%
• (+) wzrost wyniku na obrocie paliwem gazowym
• (+) spadek kosztów rezerw z tytułu roszczeń wypowiedzianych umów PM OZE o 0,5 mln zł

Rekompensaty (kwota różnicy ceny)

(+) oszacowana kwota różnicy ceny w wysokości 430,4 mln zł stanowiąca wartość pokrycia różnicy cen między cenami stosowanymi w rozliczeniach z klientami dotyczącymi 1 pół. 2019 r. a cenami określonymi jako wartości referencyjne do kwoty różnicy cen, wynikającymi ze stosowania zapisów ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz aktów wykonawczych do niej

Koszty własne

• (-) wyższe koszty bezpośrednie sprzedaży o 5 mln zł
• (-) wyższe koszty usług wspólnych o 3 mln zł

Zmiana rezerw dotycząca umów rodzących obciążenia

(+) wykorzystanie rezerwy dotyczącej II kwartału 2019 roku w wysokości 19 mln zł, która zawiązana była na koniec 2018 r. i dotyczyła skutków finansowych związanych z wejściem w życie Ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z dnia 28 grudnia 2018 r.

Pozostałe czynniki

• (-) wyższe koszty rezerw na przewidywane straty i potencjalne roszczenia o 1 mln zł
• (-) wyższe odpisane należności o 1 mln zł
• (-) wyższe koszty postępowań sądowych o 1 mln zł
• (-) niższe przychody z opłat licencyjnych związanych z marką ENEA o 3 mln zł

Obszar Wytwarzania

[tys. zł]	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	3 391 881	3 924 452	532 571	15,7%	1 747 568	1 995 056	247 488	14,2%
energia elektryczna	3 082 718	3 571 168	488 450	15,8%	1 632 681	1 843 907	211 226	12,9%
świadectwa pochodzenia	72 316	122 517	50 201	69,4%	42 194	52 754	10 560	25,0%
sprzedaż uprawnień do emisji CO2	26 019	21 780	-4 239	-16,3%	3 450	21 780	18 330	531,3%
ciepło	194 5081)	187 734	-6 774	-3,5%	59 9231)	65 386	5 463	9,1%
pozostałe	16 3201)	21 253	4 933	30,2%	9 3201)	11 229	1 909	20,5%
EBIT	213 451	455 301	241 850	113,3%	129 333	192 732	63 399	49,0%
Amortyzacja	274 530	274 373	-157	-0,1%	131 439	137 175	5 736	4,4%
Odwrócenie odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	51 365	-	- 51 365	- 100,0%	51 365	-	- 51 365	- 100,0%
EBITDA	436 616	729 674	293 058	67,1%	209 407	329 907	120 500	57,5%
CAPEX	125 752	210 883	85 131	67,7%	65 524	122 233	56 709	86,5%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży netto Grupy	34%	35%	1 p.p.	-	34%	36%	2 p.p.	-

W obszarze Wytwarzania prezentowane są dane finansowe ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. wraz z jej spółkami zależnymi, ENEA Ciepło Sp. z o.o., ENEA Ciepło Serwis Sp. z o.o., ENEA Elektrownia Połaniec S.A. i ENEA Bioenergia Sp. z o.o.

ENEA Wytwarzanie posiada m.in. 11 wysokosprawnych i zmodernizowanych bloków energetycznych w Elektrowni Kozienice. Natomiast ENEA Elektrownia Połaniec posiada 7 bloków węglowych o łącznej mocy brutto 1.657 MW oraz największy na świecie blok opalany wyłącznie biomasą o zainstalowanej mocy brutto 225 MW.

Roczne zdolności produkcyjne w tym obszarze wynoszą ok. 38 TWh energii elektrycznej.

1)Zmiana prezentacyjna danych za 2018 rok w zakresie ujmowania przychodów

Segment Elektrownie Systemowe – wzrost EBITDA o 259,9 mln zł

• (+) wzrost marży na wytwarzaniu o 244,7 mln zł
• (+) wzrost marży na obrocie i na Rynku Bilansującym o 28,3 mln zł
• (-) wzrost kosztów stałych o 6,4 mln zł
• (-) spadek przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych o 4,8 mln zł

Segment Ciepło – spadek EBITDA o 21,9 mln zł

• (-) wzrost kosztów zużycia materiałów i surowców o 17,7 mln zł, w tym wzrost kosztów emisji CO² o 5,8 mln zł, zużycia węgla o 5,3 mln zł, zużycia biomasy o 3,1 mln zł
• (-) spadek przychodów ze sprzedaży ciepła o 6 mln zł
• (-) wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 1,2 mln zł
• (+) wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 12,7 mln zł
• (+) wzrost przychodów ze świadectw pochodzenia o 2,8 mln zł
• (-) ENEA Elektrownia Połaniec -5,8 mln zł
• (-) MEC Piła 6,5 mln zł
• (-) PEC 0,2 mln zł
• (+) ENEA Ciepło Serwis 0,7 mln zł

Segment OZE – wzrost EBITDA o 55,1 mln zł

• (+) Obszar Wiatr (+23,6 mln zł): wzrost przychodów z energii elektrycznej o 11,7 mln zł, wzrost przychodów ze świadectw pochodzenia o 9,2 mln zł, wyższy o 4,2 mln zł wynik na pozostałej działalności operacyjnej, wzrost kosztów stałych o 1,5 mln zł
• (+) Obszar Woda (+0,8 mln zł): wzrost przychodów ze świadectw pochodzenia o 1,0 mln zł, spadek kosztów wynagrodzeń o 0,9 mln zł, spadek przychodów z energii elektrycznej o 1,1 mln zł
• (-) Obszar Biogaz (-0,7 mln zł): spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 0,6 mln zł, spadek przychodów ze świadectw pochodzenia o 0,2 mln zł, spadek kosztów zmiennych o 0,1 mln zł
• (+) Obszar Biomasa (Zielony Blok) 31,4 mln zł (w tym 2,1 mln zł ENEA Bioenergia Sp. z o.o.) wyższa marża na produkcji energii z OZE o 40,3 mln zł, niższa marża ZB na sprzedaży/aktualizacji zapasu zielonych certyfikatów o 1,2 mln zł, wyższe koszty stałe o 9,9 mln zł

Obszar Wytwarzania

mln zł

Drugi kwartał 2019 Czynniki zmiany EBITDA:

Segment Elektrownie Systemowe – wzrost EBITDA o 115,1 mln zł

(+) wzrost marży na wytwarzaniu o 127,1 mln zł

• (+) wzrost marży na obrocie i na Rynku Bilansującym o 9,2 mln zł
• (+) wzrost przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych o 1,0 mln zł
• (-) wzrost kosztów stałych o 17,1 mln zł

Segment Ciepło – wzrost EBITDA o 0,7 mln zł

• (+) wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 3,7 mln zł
• (+) wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła o 3,6 mln zł
• (+) wzrost przychodów ze świadectw pochodzenia o 4,1 mln zł
• (+) wzrost pozostałych przychodów operacyjnych o 1,5 mln zł, w tym nieodpłatnie otrzymane środki trwałe 2,4 mln zł
• (-) wzrost kosztów zużycia materiałów i surowców o 7,5 mln zł, w tym wzrost kosztów emisji CO² o 0,9 mln zł, zużycia węgla o 1,5 mln zł, zużycia biomasy o 3,4 mln zł, zużycia gazu o 0,6 mln zł.
• (-) ENEA Elektrownia Połaniec -3,0 mln zł
• (-) MEC Piła 1,9 mln zł
• (+) ENEA Ciepło Serwis 0,5 mln zł

Segment OZE – wzrost EBITDA o 4,7 mln zł

• (+) Obszar Wiatr (+8,7 mln zł): wzrost przychodów z energii elektrycznej o 4,1 mln zł, wzrost przychodów ze świadectw pochodzenia o 3,3 mln zł, wyższy o 2,8 mln zł wynik na pozostałej działalności operacyjnej, wzrost kosztów stałych o 1,5 mln zł
• (+) Obszar Woda (+0,3 mln zł): wzrost przychodów ze świadectw pochodzenia o 0,4 mln zł, spadek kosztów wynagrodzeń o 0,4 mln zł, spadek przychodów z energii elektrycznej o 0,5 mln zł
• (-) Obszar Biogaz (-0,7 mln zł): spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 0,5 mln zł, spadek przychodów ze świadectw pochodzenia o 0,1 mln zł, wzrost kosztów zmiennych o 0,1 mln zł
• (-) Obszar Biomasa (Zielony Blok) -3,6 mln zł (w tym +1,6 mln zł ENEA Bioenergia Sp. z o.o.) niższa marża ZB na sprzedaży/aktualizacji zapasu zielonych certyfikatów o 7,4 mln zł, wyższe koszty stałe o 4,5 mln zł, wyższa marża na produkcji energii z OZE o 6,6 mln zł

Obszar Dystrybucji

[tys. zł]	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	1 370 977	1 401 700	30 723	2,2%	665 286	697 198	31 912	4,8%
usługi dystrybucyjne do odbiorców końcowych	1 296 089	1 330 409	34 320	2,6%	621 867	660 327	38 460	6,2%
opłaty za przyłączenie do sieci	29 659	26 924	-2 735	-9,2%	19 708	13 353	-6 355	-32,2%
pozostałe	45 229	44 367	-862	-1,9%	23 711	23 518	-193	-0,8%
EBIT	325 044	229 662	-95 382	-29,3%	153 777	117 936	-35 841	-23,3%
Amortyzacja	254 766	289 471	34 705	13,6%	128 564	148 084	19 520	15,2%
Odwrócenie odpisu z tyt. utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	0	4 279	4 279	-	0	0	0	-
EBITDA	579 810	514 854	-64 956	-11,2%	282 341	266 020	-16 321	-5,8%
CAPEX	300 881	456 481	155 600	51,7%	187 849	259 537	71 688	38,2%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży netto Grupy	14%	13%	-1 p.p.	-	13%	13%	-	-

ENEA Operator Sp. z o.o. odpowiada za dystrybucję energii elektrycznej do 2,6 mln Klientów w zachodniej i północno-zachodniej Polsce na obszarze 58,2 tys. km² .

Podstawowym zadaniem ENEA Operator jest dostarczanie energii w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu odpowiednich parametrów jakościowych.

W obszarze Dystrybucji prezentowane są dane finansowe Spółek:

• ENEA Operator Sp. z o.o.
• ENEA Serwis Sp. z o.o.
• ENEA Pomiary Sp. z o.o.
• Annacond Enterprises Sp. z o. o.

mln zł

Pierwsze półrocze 2019 Czynniki zmiany EBITDA:

Marża z działalności koncesjonowanej

• (+) wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym o 34 mln zł
• (-) niższe przychody z tyt. opłat za przyłączenie do sieci o 3 mln zł
• (-) wyższe koszty zakupu usług przesyłowych i dystrybucyjnych (saldo) o 9 mln zł
• (-) wyższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 38 mln zł

Koszty operacyjne

• (-) wyższe koszty usług obcych o 5 mln
• (-) wyższe koszty podatków i opłat o 5 mln zł

Pozostała działalność operacyjna

• (-) niższe przychody od ubezpieczyciela z tytułu usuwania skutków szkód losowych o 19 mln zł
• (-) zmiana stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego o 22 mln zł

Obszar Dystrybucji

mln zł 282,3 266,0 0,2 1,4 -4,1 -13,6 EBITDA 2Q 2018 Marża z działalności konsesjonowanej Działalność niekoncesjonowana Koszty operacyjne Pozostała działalność operacyjna EBITDA 2Q 2019 EBITDA 2 kw. 2018 EBITDA 2 kw. 2019

Drugi kwartał 2019 Czynniki zmiany EBITDA:

Marża z działalności koncesjonowanej

• (+) wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym o 38 mln zł
• (-) niższe przychody z tyt. opłat za przyłączenie do sieci o 6 mln zł
• (-) wyższe koszty zakupu usług przesyłowych i dystrybucyjnych (saldo) o 13 mln zł
• (-) wyższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 17 mln zł

Koszty operacyjne

• (-) wyższe koszty usług obcych o 4 mln
• (-) wyższe koszty podatków i opłat o 5 mln zł
• (+) niższe koszty świadczeń pracowniczych o 3 mln zł

Pozostała działalność operacyjna

• (-) niższe przychody od ubezpieczyciela z tytułu usuwania skutków szkód losowych o 7 mln zł
• (-) zmiana stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego o 11 mln zł
• (+) wyższe przychody z tytułu nieodpłatnie otrzymanych środków trwałych o 3 mln zł

[tys. zł]	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	855 952	1 098 336	242 384	28,3%	457 255	557 518	100 263	21,9%
węgiel	832 098	1 071 969	239 871	28,8%	446 3001)	545 661	99 361	22,3%
pozostałe produkty i usługi	14 721	16 265	1 544	10,5%	5 8341)	7 487	1 653	28,3%
towary i materiały	9 133	10 102	969	10,6%	5 1211)	4 370	-751	-14,7%
EBIT	99 989	262 775	162 786	162,8%	60 786	123 941	63 155	103,9%
Amortyzacja	173 560	171 706	-1 854	-1,1%	89 483	91 124	1 641	1,8%
EBITDA	273 549	434 481	160 932	58,8%	150 269	215 065	64 796	43,1%
CAPEX	199 450	167 012	-32 438	-16,3%	114 644	87 007	-27 637	-24,1%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży netto Grupy	9%	10%	1 p.p.	-	9%	10%	1 p.p.	-

1)Zmiana prezentacyjna 1 kw. 2018 w zakresie ujmowania przychodów ze sprzedaży z tytułu przewoźnego

Pierwsze półrocze 2019 Czynniki zmiany EBITDA:

• (+) rentowność EBITDA 39,6% 1 pół. 2019 wobec 32,0% dla 1 pół. 2018
• (+) wzrost przychodów ze sprzedaży węgla: wyższa sprzedaż ilościowa (+429 tys. t, +9,9%), przy wyższej cenie
• (+) wzrost przychodów ze sprzedaży towarów i materiałów wyższa sprzedaż złomu pochodzącego z likwidacji chodników
• (+) niższe o 178 tys. ton wydobycie urobku (-2,3%) spadek kosztów produkcji
• (+) niższe gotówkowe koszty rodzajowe: zużycie materiałów (w 1 pół. 2019 wykonano o 5,5 km mniej robót chodnikowych), niższe świadczenia na rzecz pracowników (w 2018 roku utworzony był dodatkowy odpis na ZFśS), zużycie energii (niższe wydobycie brutto), pozostałe koszty (w czerwcu 2018 roku zawarto polisę ubezpieczeniową z 18-miesięcznym okresem ubezpieczenia)
• (-) RMK: saldo rozliczeń międzyokresowych +46,5 mln zł 1 pół. 2019 wobec +13,0 w 1 pół. 2018 (w 2018 rozliczeniu w czasie podlegało m.in. ubezpieczenie majątku oraz dodatkowa nagroda motywacyjna dla pracowników); rezerwy i pozostałe korekty prezentacyjne: w 2019 roku saldo zmian +23,3 mln zł wobec +2,2 mln zł w 2018 roku (wzrosła wartość likwidowanych wyrobisk i rezerw na urlopy pracownicze przy jednocześnie niższych zyskach aktuarialnych)
• (-) w 1 pół. 2019 roku wzrost wartości zapasów o 8,4 mln zł (spadek kosztów), w 1 pół. 2018 roku wzrost wartości zapasów o 27,7 mln zł (spadek kosztów)
• (-) wynik na pozostałej działalności LWB: 1 pół. 2018 rozliczenie ugody zawartej pomiędzy Spółką a konsorcjum firm Mostostal Warszawa S.A. oraz Acciona Infraestructuras (dodatni wpływ na wynik EBITDA 28,7 mln zł); 1 pół. 2019 rozwiązanie rezerwy na roszczenie ZUS z tytułu składki wypadkowej (dodatni wpływ na wynik EBITDA 16,4 mln zł)

Drugi kwartał 2019 Czynniki zmiany EBITDA:

• (+) rentowność EBITDA 38,6% 2 kw. 2019 wobec 32,9% dla 2 kw. 2018
• (+) wzrost przychodów ze sprzedaży węgla: wyższa sprzedaż ilościowa (+31 tys. t, +1,3%), przy wyższej cenie
• (-) spadek przychodów ze sprzedaży towarów i materiałów niższa sprzedaż złomu pochodzącego z likwidacji chodników
• (+) niższe o 397 tys. ton wydobycie urobku (-10,2%) spadek kosztów produkcji
• (+) niższe gotówkowe koszty rodzajowe: zużycie materiałów (w 1 kw. 2019 wykonano o 4,4 km mniej robót chodnikowych), zużycie energii (niższe wydobycie brutto), pozostałe koszty (w czerwcu 2018 roku zawarto polisę ubezpieczeniową z 18-miesięcznym okresem ubezpieczenia)
• (-) RMK: saldo rozliczeń międzyokresowych +28,0 mln zł 2 kw. 2019 wobec +18,0 w 2 kw. 2018 (w 2018 rozliczeniu w czasie podlegało m.i. ubezpieczenie majątku oraz dodatkowa nagroda motywacyjna dla pracowników); rezerwy i pozostałe korekty prezentacyjne: w 2 kw. 2019 roku saldo zmian +1,7 mln zł wobec -1,8 mln zł w 2018 roku (wzrosła wartość likwidowanych wyrobisk)
• (+) w 2 kw. 2019 roku spadek wartości zapasów o 17,6 mln zł (wzrost kosztów), w 2 kw. 2018 roku wzrost wartości zapasów o 7,0 mln zł (spadek kosztów)

W obszarze Wydobycia prezentowane są wyniki finansowe GK LW Bogdanka z jednostką dominującą – Lubelski Węgiel "Bogdanka" SA oraz jej spółkami zależnymi.

LW Bogdanka dzieli swój asortyment sprzedaży na miał energetyczny, który stanowi 99%, oraz na groszek i orzech.

Głównymi odbiorcami jest energetyka zawodowa i przemysłowa.

Obszar Pozostałej działalności

[tys. zł]	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	285 682	316 172	30 490	10,7%	145 111	158 472	13 361	9,2%
EBIT	9 612	30 338	20 726	215,6%	3 364	17 423	14 059	417,9%
Amortyzacja	25 474	30 045	4 571	17,9%	12 643	16 530	3 887	30,7%
EBITDA	35 086	60 383	25 297	72,1%	16 007	33 953	17 946	112,1%
CAPEX	26 876	33 397	6 521	24,3%	18 461	16 997	- 1 464	-7,9%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży netto Grupy	3%	3%	-	-	3%	3%	-	-

W obszarze Pozostałej działalności prezentowane są spółki z obszarów:

• wsparcia dla pozostałych spółek w Grupie Kapitałowej:

ENEA Centrum Sp. z o.o. – stanowiąca Centrum Usług Wspólnych w Grupie w zakresie księgowości, kadr, teleinformatyki, obsługi klienta ENEA Logistyka Sp. z o.o. – spółka wyspecjalizowana w zakresie działalności logistycznej, magazynowej, zaopatrzeniowej

• działalności towarzyszącej:

ENEA Oświetlenie Sp. z o.o. – spółka wyspecjalizowana w oświetleniu wewnątrz i na zewnątrz budynków; projektuje, buduje oświetlenie drogowe, iluminacje przestrzeni miejskich, podświetlanie budynków zabytkowych i użyteczności publicznej, a także świadczy usługi budowy i kompleksowej obsługi elektrowni fotowoltaicznych.

Analiza wskaźnikowa 1)

	1 pół. 2018	1 pół. 2019	2 kw. 2018	2 kw. 2019
Wskaźniki rentowności
ROE -rentowność kapitału własnego	6,2%	7,4%	5,6%	7,7%
ROA -rentowność aktywów	3,3%	3,6%	2,9%	3,7%
Rentowność netto	7,7%	7,2%	6,8%	7,5%
Rentowność operacyjna	10,5%	11,5%	9,6%	12,1%
Rentowność EBITDA	21,6%	20,8%	19,7%	21,6%
Wskaźniki płynności i struktury
finansowej
Wskaźnik bieżącej płynności	1,6	1,3	1,6	1,3
Pokrycie majątku trwałego kapitałami własnymi	66,5%	65,9%	66,5%	65,9%
Wskaźnik zadłużenia ogólnego	47,9%	51,3%	47,9%	51,3%
Dług netto / EBITDA	1,84	1,97	1,84	1,97
Wskaźniki aktywności gospodarczej
Cykl rotacji należności krótkoterminowych w dniach2)	54	50	54	50
Cykl rotacji zobowiązań z tyt. dostaw i usług oraz pozostałych w dniach3)	70	77	68	77
Cykl rotacji zapasów w dniach	33	35	32	36

1) Definicje wskaźników zamieszczone zostały na str. 58

2) Należności z tyt. dostaw i usług – handlowe, aktywa z tyt. umów z klientami i koszty doprowadzenia do zawarcia umowy

3)Zobowiązania z tyt. dostaw i usług – handlowe, zobowiązania z tyt. umów z klientami

Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów Grupy Kapitałowej ENEA

	Nadzień:
Aktywa [tys. zł]	31 grudnia 2018	30 czerwca 2019	Zmiana	Zmiana %
Aktywa trwałe	23 037 274	23 704 395	667 121	2,9%
Rzeczowe aktywa trwałe	21 027 393	21 121 291	93 898	0,4%
Użytkowanie wieczyste gruntów - do 2018	105 141	-	- 105 141	-100,0%
Prawo do korzystania ze składnika aktywów ¹)	-	355 625	355 625	100,0%
Wartości niematerialne	435 712	448 247	12 535	2,9%
Nieruchomości inwestycyjne	25 864	23 475	- 2 389	-9,2%
Inwestycje w jednostkach zależnych, stowarzysz i współzal.	734 268	910 516	176 248	24,0%
Aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	487 272	498 777	11 505	2,4%
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej	49 442	47 998	- 1 444	-2,9%
Dłużne aktywa finansowe w zamortyzowanym koszcie	7 741	7 741	-	0,0%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności	23 257	149 367	126 110	542,2%
Koszty doprowadzenia do zawarcia umowy	12 905	11 188	- 1 717	-13,3%
Należności z tytułu leasingu i subleasingu ) finansowego¹	-	912	912	100,0%
Środki zgromadzone w ramach Funduszu Likwidacji Kopalń	128 279	129 258	979	0,8%
Aktywa obrotowe	6 928 351	8 356 714	1 428 363	20,6%
Prawa do emisji CO2	586 236	52 846	- 533 390	-91,0%
Zapasy	1 264 870	1 345 705	80 835	6,4%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności	1 874 505	2 302 013	427 508	22,8%
Koszty doprowadzenia do zawarcia umowy	16 948	13 136	- 3 812	-22,5%
Aktywa z tytułu umów z klientami	327 980	318 936	- 9 044	-2,8%
Należności z tytułu bieżącego podatku dochodowego	93 659	130 824	37 165	39,7%
Należności z tytułu leasingu i subleasingu finansowego¹	-	917	917	100,0%
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej	112 536	84 775	- 27 761	-24,7%
Dłużne aktywa finansowe w zamortyzowanym koszcie	234	503	269	115,0%
Inne inwestycje krótkoterminowe	545	549	4	0,7%
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	2 650 838	4 106 510	1 455 672	54,9%
Razem aktywa	29 965 625	32 061 109	2 095 484	7,0%

Struktura rzeczowych aktywów trwałych

Czynniki zmian aktywów trwałych (wzrost 667 mln zł):

• 250 mln zł wpływ nowego ujęcia leasingu operacyjnego oraz prawa wieczystego użytkowania gruntów (wdrożenie MSSF 16 od 1 stycznia 2019 r.), w tym: -105 mln zł użytkowanie wieczyste gruntów, +356 mln zł prawo do korzystania ze składników aktywów (nowa pozycja bilansowa)
• 176 mln zł wzrost inwestycji w jednostkach zależnych i współkontrolowanych wynika głównie z objęcia nowych udziałów o wartości 181 mln zł w Elektrowni Ostrołęka Sp. z o.o.
• 126 mln zł wzrost należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności - większa wartość depozytów zabezpieczających dotyczących kontraktów na emisję CO²
• 94 mln zł wzrost rzeczowych aktywów trwałych w tym: wzrost wartości środków trwałych o 622 mln zł, przy jednoczesnym wzroście wartości umorzenia o 532 mln zł

Czynniki zmian aktywów obrotowych (wzrost o 1 428 mln zł):

• 1 456 mln zł wzrost środków pieniężnych i ich ekwiwalentów emisja obligacji o wartości 1 mld zł oraz zmiana wysokości depozytów zabezpieczających na rynku uprawnień do emisji CO²
• 428 mln zł wzrost należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności – głównie wpływ otrzymanych rekompensat
• 81 mln zł wzrost wartości zapasów głównie wyższe zapasy węgla oraz biomasy
• 533 mln zł spadek praw do emisji CO² umorzenie praw do emisji za rok 2018

Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów Grupy Kapitałowej ENEA

	Na dzień:
Pasywa [tys. zł]	31 grudnia 2018 30 czerwca 2019		Zmiana	Zmiana %
Razem kapitał własny	15 049 162	15 611 440	562 278	3,7%
Kapitał zakładowy	588 018	588 018	-	0,0%
Kapitał z nadwyżki ceny emisyjnej nad wartością nominalną	3 632 464	3 632 464	-	0,0%
Kapitał z aktualizacji wyceny instrumentów finansowych	-16 295	-16 295	-	0,0%
Kapitał rezerwowy z wyceny instrumentów zabezpieczających	-16 024	-21 923	-5 899	-36,8%
Zyski zatrzymane	9 908 842	10 423 815	514 973	5,2%
Udziały niekontrolujące	952 157	1 005 361	53 204	5,6%
Razem zobowiązania	14 916 463	16 449 669	1 533 206	10,3%
Zobowiązania długoterminowe	10 109 857	10 223 885	114 028	1,1%
Zobowiązania krótkoterminowe	4 806 606	6 225 784	1 419 178	29,5%
Razem pasywa	29 965 625	32 061 109	2 095 484	7,0%

Czynniki zmian zobowiązań długoterminowych (wzrost o 114 mln zł)

• 232 mln zł wzrost zobowiązań leasingowych zmiana prezentacji ujęcia leasingu operacyjnego oraz prawa wieczystego użytkowania gruntów, w związku z wejściem w życie od 1 stycznia 2019 r. MSSF 16
• 77 mln zł wzrost zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych głównie wycena kontraktów CO²
• 42 mln zł wzrost rezerw na pozostałe zobowiązania i inne obciążenia
• 70 mln zł wzrost pozostałych zobowiązań długoterminowych: wzrost rezerw z tytułu odroczonego podatku dochodowego o 27 mln zł, wzrost zobowiązań finansowych wycenionych w wartości godziwej o 17 mln zł, wzrost zobowiązań z tytułu świadczeń pracowniczych o 15 mln zł
• 307 mln zł spadek kredytów, pożyczek i dłużnych papierów wartościowych emisja obligacji o wartości 1 mld zł, przy jednoczesnej reklasyfikacji zobowiązań długoterminowych na krótkoterminowe

Czynniki zmian zobowiązań krótkoterminowych (wzrost o 1 419 mln zł)

• 1 164 mln zł wzrost w pozycji kredyty, pożyczki i dłużne papiery wartościowe wynika przede wszystkim z przeniesienia zobowiązań z tytułu obligacji ze zobowiązań długoterminowych do krótkoterminowych
• 255 mln zł zmiana stanu zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych zobowiązań

Sytuacja pieniężna Grupy Kapitałowej ENEA

Rachunek przepływów pieniężnych [tys. zł]	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej	1 893 828	1 981 762	87 934	4,6%
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	(1 261 161)	(1 242 709)	18 452	1,5%
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej	(280 276)	716 619	996 895	355,7%
Zwiększenie / (Zmniejszenie) netto stanu środków pieniężnych	352 391	1 455 672	1 103 281	313,1%
Stan środków pieniężnych na początek okresu sprawozdawczego	2 687 126	2 650 838	- 36 288	-1,4%
Stan środków pieniężnych na koniec okresu sprawozdawczego	3 039 517	4 106 510	1 066 993	35,1%

Wydatki inwestycyjne 1) GK ENEA w pierwszej połowie 2019

1) Nabycie rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz nabycie jednostek zależnych, stowarzyszonych i współkontrolowanych skorygowane o nabyte środki pieniężne

3.4 Zasady sporządzenia sprawozdań finansowych

Skrócone sprawozdania finansowe odpowiednio ENEA S.A. oraz Grupy Kapitałowej ENEA zawarte w ramach rozszerzonego skonsolidowanego raportu ENEA S.A. za okres pierwszego półrocza 2019 r. sporządzone zostały zgodnie z wymogami Międzynarodowego Standardu Sprawozdawczości Finansowej MSR 34 Śródroczna sprawozdawczość finansowa, który został zatwierdzony przez Unię Europejską.

Skrócone sprawozdania finansowe zostały sporządzone przy założeniu kontynuowania działalności gospodarczej w dającej się przewidzieć przyszłości. Zarząd Spółki nie stwierdza na dzień podpisania skróconych sprawozdań finansowych faktów i okoliczności, które wskazywałyby na zagrożenia dla możliwości kontynuowania działalności w okresie 12 miesięcy po dniu bilansowym na skutek zamierzonego lub przymusowego zaniechania, bądź istotnego ograniczenia dotychczasowej działalności. Dane finansowe zaprezentowane w sprawozdaniach, jeżeli nie wskazano inaczej, zostały wyrażone w tys. zł.

3.5. Prognozy wyników finansowych

Zarząd ENEA S.A. nie publikował prognoz wyników finansowych na 2019 r.

4. Akcje i akcjonariat

4.1. Struktura kapitału i akcjonariatu

Wysokość kapitału zakładowego ENEA S.A. na dzień publikacji raportu za pierwsze półrocze 2019 r. wynosi 441.442.578 zł i dzieli się na 441.442.578 akcji zwykłych na okaziciela o wartości nominalnej 1 zł każda. Ogólna liczba głosów wynikających ze wszystkich wyemitowanych akcji Emitenta odpowiada liczbie akcji i wynosi 441.442.578 głosów.

Wszystkie akcje Spółki są akcjami zdematerializowanymi na okaziciela zarejestrowanymi w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych.

Od dnia publikacji poprzedniego raportu okresowego nie miały miejsca zmiany w strukturze akcjonariuszy Emitenta.

Poniższa tabela przedstawia strukturę akcjonariatu ENEA S.A. na dzień publikacji raportu okresowego za pierwsze półrocze 2019 r., tj. na 30 września 2019 r.

Akcjonariusz	Liczbaakcji / liczba głosów na WZ	Udział w kapitale zakładowym / udział w ogólnej liczbie głosów	WIG-Energia i WIG30
Skarb Państwa	227 364 428	51,5%	25%
Pozostali	214 078 150	48,5%	20%
RAZEM	441 442 578	100,0%	15%

4.2. Notowania akcji ENEA S.A. na Giełdzie Papierów Wartościowych

Akcje ENEA S.A. notowane są na Giełdzie Papierów Wartościowych (GPW) od 17 listopada 2008 r. Udział akcji Spółki w indeksach na 28 czerwca 2019 r.:

W pierwszym półroczu 2019 r. kurs akcji ENEA S.A. spadł z 9,90 zł do 9,34 zł, tj. o 0,56 zł, czyli o 5,6%. Najwyższy kurs zamknięcia w okresie styczeń-czerwiec 2019 r. akcje ENEA S.A. osiągnęły 7 lutego 2019 r. (11,28 zł), natomiast najniższy - 7 maja 2019 r. (7,39 zł).

Poniższa tabela przedstawia dane dotyczące akcji Spółki w pierwszym półroczu 2019 r.

Dane	1 pół. 2019
Liczba akcji [szt.]	441 442 578
Minimum [zł]	7,39
Maximum [zł]	11,28
Kurs na koniec okresu [zł]	9,34
Kurs na koniec poprzedniego okresu [zł]	9,90
Średni wolumen [szt.]	721 888

Zmiana kursu akcji ENEA S.A. w porównaniu do zmian indeksów

5. Władze

Skład osobowy Zarządu ENEA S.A.

Od 1 stycznia 2019 r. w skład Zarządu Spółki wchodziły następujące osoby:

• Mirosław Kowalik Prezes Zarządu,
• Piotr Adamczak Wiceprezes Zarządu ds. Handlowych,
• Piotr Olejniczak Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych,
• Zbigniew Piętka Wiceprezes Zarządu ds. Korporacyjnych.

16 maja 2019 r. Rada Nadzorcza ENEA S.A. powołała na nową, wspólną kadencję, z dniem odbycia Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2018 rok, tj. od dnia 21 maja 2019 r. następujących Członków Zarządu:

• Mirosława Kowalika na stanowisko Prezesa Zarządu,
• Jarosława Ołowskiego na stanowisko Członka Zarządu ds. Finansowych,
• Piotra Adamczaka na stanowisko Członka Zarządu ds. Handlowych,
• Zbigniewa Piętkę na stanowisko Członka Zarządu ds. Korporacyjnych.

Ww. skład Zarządu jest aktualny na dzień przekazania niniejszego raportu okresowego.

Skład osobowy Rady Nadzorczej ENEA S.A.

Od 1 stycznia 2019 r. w skład Rady Nadzorczej Spółki wchodziły następujące osoby:

• Stanisław Kazimierz Hebda Przewodniczący Rady Nadzorczej,
• Paweł Jabłoński Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej,
• Piotr Mirkowski Sekretarz Rady Nadzorczej,
• Sławomir Brzeziński Członek Rady Nadzorczej,
• Wojciech Klimowicz Członek Rady Nadzorczej,
• Paweł Koroblowski Członek Rady Nadzorczej.
• Ireneusz Kulka Członek Rady Nadzorczej,
• Tadeusz Mikłosz Członek Rady Nadzorczej,
• Roman Stryjski Członek Rady Nadzorczej.

20 maja 2019 r. Zwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. powołało ze skutkiem od dnia

21 maja 2019 r. Członków Rady Nadzorczej na wspólną, X kadencję.

W związku z powyższym na dzień przekazania niniejszego raportu okresowego skład Rady Nadzorczej przedstawia się następująco:

• Stanisław Kazimierz Hebda Przewodniczący Rady Nadzorczej,
• Paweł Jabłoński Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej,
• Michał Dominik Jaciubek Sekretarz Rady Nadzorczej,
• Maciej Mazur Członek Rady Nadzorczej,
• Paweł Koroblowski Członek Rady Nadzorczej,
• Ireneusz Kulka Członek Rady Nadzorczej,
• Piotr Mirkowski Członek Rady Nadzorczej,
• Mariusz Pliszka Członek Rady Nadzorczej,
• Roman Stryjski Członek Rady Nadzorczej.

Zgodnie z postanowieniami Regulaminu Rady Nadzorczej w ramach Rady Nadzorczej w trakcie pierwszego półrocza 2019 r. funkcjonowały następujące komitety stałe: Komitet ds. Audytu oraz Komitet ds. Nominacji i Wynagrodzeń.

Na dzień przekazania niniejszego raportu okresowego skład Komitetu ds. Audytu przedstawia się następująco:

Komitet ds. Audytu
Imię i nazwisko	Funkcja
Ireneusz Kulka 1) 2) 3)	Przewodniczący
Maciej Mazur	Członek
Piotr Mirkowski 1) 3)	Członek
Mariusz Pliszka3)	Członek
Roman Stryjski1)	Członek

1) Członek niezależny w rozumieniu art. 129 ust. 1 pkt 3 Ustawy z 11 maja 2017 r. o biegłych rewidentach firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym i w rozumieniu zasad ładu korporacyjnego ujętych w zbiorze Dobre Praktyki Spółek Notowanych na GPW 2016,

2) Członek posiadający wiedzę i umiejętności w zakresie rachunkowości lub badania sprawozdań finansowych,

3) Członek posiadający wiedzę i umiejętności z zakresu branży, w której działa emitent.

Na dzień przekazania niniejszego raportu okresowego skład Komitetu ds. Nominacji i Wynagrodzeń przedstawia się następująco:

Komitet ds. Nominacji i Wynagrodzeń
Imię i nazwisko	Funkcja
Paweł Jabłoński	Przewodniczący
Stanisław Hebda	Członek
Michał Jaciubek	Członek
Paweł Koroblowski	Członek
Piotr Mirkowski 1)	Członek

1) Członek niezależny w rozumieniu art. 129 ust. 1 pkt 3 Ustawy z 11 maja 2017 r. o biegłych rewidentach firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym i w rozumieniu zasad ładu korporacyjnego ujętych w zbiorze Dobre Praktyki Spółek Notowanych na GPW 2016.

Wykaz akcji i uprawnień do akcji ENEA S.A. w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących

Imię i nazwisko	Funkcja	Liczba akcji ENEA S.A. na 29 maja 2019 r.	Liczba akcji ENEA S.A. na 30 września 2019 r.
Mariusz Pliszka	Członek Rady Nadzorczej	3 880	3 880
Michał Dominik Jaciubek	Członek Rady Nadzorczej	5 020	5 020

Na dzień przekazania niniejszego raportu okresowego pozostałe osoby zarządzające oraz nadzorujące nie posiadają akcji ENEA S.A. Na dzień przekazania niniejszego raportu okresowego osoby zarządzające i nadzorujące nie posiadają uprawnień do akcji ENEA S.A.

6. Inne informacje istotne dla oceny sytuacji emitenta

6.1. Otoczenie regulacyjne

Działalność ENEA S.A. prowadzona jest w otoczeniu podlegającym szczególnej regulacji prawnej, zarówno na poziomie krajowym, jak również Unii Europejskiej. Uregulowania prawne w zakresie energetyki są często pochodną decyzji o charakterze politycznym, dlatego istnieje ryzyko częstych zmian w tym zakresie, których Spółka nie jest w stanie przewidzieć, a które mogą w konsekwencji skutkować brakiem spójności i jednolitości przepisów, na podstawie których ENEA S.A. prowadzi działalność. Niezależnie od powyższego działalność Grupy regulowana jest poprzez bieżący kształt krajowego systemu prawnego określającego ramy prowadzenia działalności gospodarczej w Polsce, w tym w szczególności w zakresie systemu podatkowego, ochrony konkurencji i konsumentów, prawa pracowniczego czy ochrony środowiska. Nie można wykluczyć, iż zmiany w ww. obszarach tak na gruncie konkretnych aktów prawnych, jak i indywidualnych interpretacji odnoszących się do istotnych obszarów działalności Grupy, mogą stać się źródłem potencjalnych zobowiązań spółek z Grupy.

6.1.1. Wpływ Ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw

28 grudnia 2018 r. została uchwalona Ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw ("Ustawa").

Powyższa regulacja wprowadziła między innymi:

• obniżenie stawki akcyzy dla energii elektrycznej sprzedanej odbiorcy końcowemu z 20 PLN/MWh do 5 PLN/MWh,

• kierunkowo określiła na 2019 r. ceny i stawki opłat za energię elektryczną dla odbiorcy końcowego do zastosowania przez sprzedawców na poziomie cen stosowanych w 2018 r.,

• możliwość ubiegania się przez sprzedawców o kwotę na pokrycie obniżonych przychodów z tytułu sprzedawanej w 2019 r. energii elektrycznej na rzecz odbiorców końcowych od Zarządcy Rozliczeń Cen określoną w Ustawie (Kwota różnicy ceny/Rekompensata finansowa).

Ustawa w dalszej części roku była nowelizowana, kluczowa zmiana (opublikowana 28 czerwca br.) dotyczyła zawężenia w 2 półroczu 2019 r. grona odbiorców końcowych do klientów z zespołu grup taryfowych G oraz mikroprzedsiębiorców, małych przedsiębiorców, szpitali, jednostek sektora finansów publicznych, państwowych jednostek organizacyjnych nieposiadających osobowości prawnej szczegółowo zdefiniowanych Ustawie.

Na podstawie znowelizowanej Ustawy 23 lipca 2019 r. opublikowano rozporządzenie Ministra Energii w sprawie sposobu obliczania Kwoty różnicy cen i Rekompensaty finansowej oraz sposobu wyznaczania cen odniesienia ("Rozporządzenie"). Dokument ten określa m.in.:

• sposób wyznaczania obowiązujących 30 czerwca 2018 r. cen i stawek opłat za energię elektryczną dla odbiorców końcowych, do poziomu których Spółka jest zobowiązana obniżyć ceny w 2019 r.,

• sposób obliczenia Kwoty różnicy ceny oraz Rekompensaty finansowej, o których mowa w Ustawie.

Ustalenie wielkości rezerwy na kontrakty rodzące obciążenie

W wyniku uchwalenia Ustawy i opublikowania Rozporządzenia Spółka dokonała analizy zagadnienia pod kątem aktualizacji rezerw i ujęcia ewentualnych zwrotów w kontekście zapisów MSR 37 Rezerwy, zobowiązania warunkowe i aktywa. Zgodnie z przepisami sprawozdawczymi, jeżeli dany kontrakt lub grupa kontraktów przynoszą straty, to spółka powinna rozpoznać odpowiednią rezerwę w okresie, w którym ta strata stała się nieunikniona, chyba że nie jest w stanie wiarygodnie ustalić kwoty tej rezerwy, a aktywa z tytułu zwrotów ujmuje się gdy są one prawie pewne w kwocie nie wyższej niż rozpoznane rezerwy.

Pierwotnie w rozliczeniu 2018 r. Spółka dokonała wyceny rezerwy wyłącznie w zakresie sprzedaży realizowanej w oparciu o taryfę regulowaną przez Prezesa URE dla klientów w zespołach grup taryfowych G. Wycena obejmowała aktualny na dany moment stan prawny, tj.:

• utrzymanie cen na 2019 r. w taryfach regulowanych na poziomie z 2018 r.,

• brak jasności w zapisach Ustawy w brzmieniu z 31 grudnia 2018 r. skutkujący brakiem rozpoznania kontraktów zawartych ze stratą w grupach innych niż taryfa G,

• brak podstaw do ujmowania jakichkolwiek aktywów z tytułu rozliczenia z Zarządcą Rozliczeń Cen na mocy Ustawy, z uwagi na brak właściwego Rozporządzenia i informacji dodatkowych zawierających niezbędne dane do wyliczeń.

Mając na względzie opublikowanie przepisów wykonawczych oraz opublikowanie niezbędnych informacji dla wiarygodnego określenia Kwoty różnicy cen Spółka dokonała weryfikacji w przedmiotowym zakresie i oszacowała dodatkowo skutki finansowe Ustawy w możliwym i wiarygodnym zakresie dla klientów innych niż klienci pozostający na taryfie regulowanej G.

Przy szacowaniu rezerwy na 30 czerwca 2019 r. Spółka przyjęła następujące założenia:

a) Istniejący stan prawny na 30 czerwca 2019 r. oraz informacje po dniu bilansowym dotyczące przedmiotowej Ustawy,

b) Utrzymanie dotychczasowej metodologii szacowania rezerwy na kontrakty zawarte ze stratą dla zespołu grup taryfowych G w taryfie regulowanej,

c) Zastosowanie dotychczasowej metodologii szacowania rezerwy na kontrakty zawarte ze stratą dla pozostałych grup odbiorców wskazanych w nowelizacji ustawy dla 2 półrocza 2019 r.

Ujęcie skutków Ustawy w pierwszym półroczu 2019 r.

Na 30 czerwca 2019 r. w wyniku przyjęcia powyższych założeń ustalono co następuje:

(a) przyjmując ceny obowiązujące w 2018 r. dla klientów z grup taryfowych G w taryfie regulowanej przez Prezesa URE, Spółka oszacowała tzw. stratę na kontrakcie. Strata ta wynika z przyjęcia modelowych kosztów nabycia energii elektrycznej w 2019 r. (kosztów energii elektrycznej i praw majątkowych oraz stawki podatku akcyzowego na poziomie określonym jako uzasadnione przez Prezesa URE w procesie taryfowym na 2019 r.) i równoczesnego stosowania cen sprzedaży z 2018 r. Wolumen sprzedaży wynika z planowanego na okres 3 - 4 kwartał 2019 r. poziomu sprzedaży do klientów w Taryfie G. Mając na względzie powyższe na 30 czerwca 2019 r. Spółka:

• wykorzystała w 1 półroczu 2019 r. rezerwę w wysokości 41 004 tys. zł,
• utrzymała rezerwę na 2 półrocze na poziomie 37 977 tys. zł,

(b) kierując się postanowieniami Ustawy Spółka dokonała zmiany warunków umów z uwzględnieniem zapisów Ustawy oraz sposobu wyznaczania cen odniesienia obowiązujących 30 czerwca 2018 r. zawartych w Rozporządzeniu. W związku z tym Spółka oszacowała utratę przychodów w I półroczu 2019 r. od klientów innych niż klienci z segmentu regulowanego G. W efekcie Spółka rozpoznała zgodnie z MSSF15 korektę przychodów ze sprzedaży z tytułu obniżenia cen dla klientów (innych aniżeli klienci w taryfie regulowanej G) w wysokości 374 615 tys. zł, co zostało ujęte na 30 czerwca 2019 r. w sprawozdaniu z sytuacji finansowej jako Zobowiązania z tytułu umów z klientami,

(c) kierując się postanowieniami Ustawy oraz Rozporządzenia, Spółka dokonała oszacowania Kwoty Różnicy Ceny. Na bazie szczegółowej analizy Spółka rozpoznała jako pewne aktywo z tytułu Kwoty Różnicy Ceny dotyczące I półrocza 2019 r. w wysokości 430 401 tys. zł, co zostało ujęte jako Rekompensaty w sprawozdaniu z zysków i strat oraz innych całkowitych dochodów oraz jako należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności w sprawozdaniu z sytuacji finansowej,

(d) Spółka dokonała równocześnie oszacowania:

• kwoty straty na kontrakcie w 2 półroczu 2019 r., dla pozostałych uprawnionych klientów (klientów, którzy złożyli w tym celu stosowne oświadczenia),
• aktywa, jako prawie pewne, w postaci kwoty rekompensaty finansowej dla miesięcy lipiec sierpień 2019 r., dla których na moment sporządzenia niniejszego skróconego jednostkowego sprawozdania finansowego określono odpowiednie wskaźniki referencyjne.

Biorąc jednak pod uwagę ich poziom, wpływ na wynik finansowy został uznany przez Spółkę jako nieistotny i nie rozpoznano z tego tytułu ani dodatkowej rezerwy ani dodatkowego aktywa.

Nadwyżka szacowanej kwoty różnicy cen nad szacowaną kwotą utraconego przychodu w 1 półroczu 2019 r., jest efektem ujęcia w kwocie różnicy cen zwrotu z tytułu stosowanej od początku roku ceny na poziomie 2018 r. dla taryfy regulowanej G (co nie znajduje tym samym odzwierciedlenia w utracie przychodu, a częściowo było pokryte rezerwą utworzoną na kontrakty ze stratą rozpoznaną na 31 grudnia 2018 r.).

Poza wykorzystaniem rezerwy na umowy rodzące obciążenia w wysokości 21 556 tys. zł. w 1 kwartale 2019 r., całość skutków ujęcia Ustawy wpłynęła na dane dotyczące 2 kwartału.

6.1.2. Wewnętrzny rynek energii elektrycznej

W 2018 r. zakończyły się negocjacje tzw. trilogi w zakresie ostatecznych zapisów Pakietu Zimowego, które mają fundamentalne znaczenie dla funkcjonowania sektora energetycznego. W szczególności należy zwrócić uwagę, że w toku negocjacji nad Rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego o wewnętrznym rynku energii, ustalono brak wsparcia z krajowych rynków mocy dla jednostek wytwórczych niespełniających tzw. standardu emisyjności 550 g CO² /kWh. W ramach kompromisu, o który zabiegała polska delegacja ustalono jednakże, że jednostki emitujące powyżej 550 g CO² /kWh, które zawarły umowy mocowe w ramach aukcji głównych ostatecznie rozstrzygniętych do 31 grudnia 2019 r., mogą otrzymywać wynagrodzenie za wykonanie obowiązku mocowego w całym okresie, na który uzyskano wsparcie z rynku mocy. Jest to bardzo istotny kompromis w związku z tym, że rynek mocy jest instrumentem pomocy publicznej, który wymagał zatwierdzenia przez Komisję Europejską i musi funkcjonować zgodnie z regulacjami rynku wewnętrznego Unii Europejskiej.

Ponadto w toku trilogów doszło do ustalenia w Dyrektywnie OZE unijnego celu OZE 2030 na poziomie 32% w finalnym zużyciu energii brutto oraz możliwość wsparcia dla nowych jednostek biomasowych o mocy powyżej 100 MW w przypadku osiągnięcia sprawności elektrycznej na poziomie 36% a w dyrektywie o efektywności energetycznej ustalono zmniejszenie zużycia energii w UE o 32,5% do 2030 r. W rozporządzeniu o zarządzaniu unią energetyczną (Governance) wprowadzono obowiązek sporządzania Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu jako elementu realizacji unii energetycznej obejmującej 5 wymiarów: bezpieczeństwo energetyczne, wewnętrzny rynek energii, efektywność energetyczną, obniżenie emisyjności, a także badania naukowe, innowacje i konkurencyjność. Głównym celem mechanizmu zarządzania unią energetyczną jest umożliwienie osiągnięcia celów unii energetycznej, a zwłaszcza celów ram polityki klimatyczno- energetycznej do 2030 r., jeśli chodzi o ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, energię ze źródeł odnawialnych i efektywność energetyczną.

W styczniu 2019 r. Ministerstwo Energii przedstawiło do konsultacji projekt dokumentu "Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030" (KPEiK). Zgodnie z Rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 z dnia 11 grudnia 2018 r. do dnia 31 grudnia 2019 r., następnie do dnia 1 stycznia 2029 r. i dalej co dziesięć lat każde państwo członkowskie zgłasza Komisji zintegrowany krajowy plan w dziedzinie energii i klimatu.

6.1.3. Zapotrzebowanie na energię elektryczną

Według prognoz ujętych w dokumencie "Aktualizacja prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030" zapotrzebowanie na energię elektryczną w najbliższych latach będzie rosło we wszystkich sektorach gospodarki. Zgodnie z ww. dokumentem produkcja energii elektrycznej netto wzrośnie do 2030 r. do 193,3 TWh.

Jednocześnie zgodnie z dokumentem "Wnioski z analiz prognostycznych dla sektora energetycznego" 1) stanowiącym załącznik do projektu Polityki energetycznej Polski do 2040 roku krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną sięgnie blisko 200 TWh w 2030 r. i 230 TWh w 2040 r. Jednocześnie całkowity wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2020-2040 wynosi 40,4%. Zapotrzebowanie na moc szczytową w tym okresie wzrośnie o 35,5%.

6.1.4. Rynek Mocy

Szczegółowe informacje o zakontraktowanych mocach dla Grupy ENEA zostały opisane w "Sprawozdaniu Zarządu z działalności ENEA S.A. oraz Grupy Kapitałowej ENEA w 2018 r." w rozdziale 6.

6.1.5. Europejski system EU ETS

8 kwietnia 2018 r. weszła w życie Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/410 wprowadzająca zmiany w systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych.

W ramach powyższego dyrektywa ustanawia m.in. dwa mechanizmy finansowe:

• Fundusz Modernizacyjny - dla celów modernizacji systemów energetycznych w krajach członkowskich o niskim dochodzie. Z założenia ma być on finansowany wpływami z aukcji uprawnień w latach 2021 do 2030 Fundusz ma służyć przede wszystkim wspieraniu rozwoju efektywności energetycznej i inwestycji w OZE.

• Fundusz Innowacyjny - dla zapewnienia wsparcia finansowego rozwoju OZE, wychwytywania i składowania dwutlenku węgla oraz innowacyjnych projektów niskoemisyjnych. Ma być zasilany środkami z uprawnień, które w przeciwnym razie miałyby być przydzielone bezpłatnie bądź sprzedane poprzez aukcje.

Ponadto zostały ustanowione ramy funkcjonowania IV fazy systemu EU ETS, a także nowe zasady działania mechanizmu stabilizacji rynkowej (MSR). Zgodnie z nimi od początku 2019 r. wskaźnik redukcji uprawnień znajdujących się w obiegu wzrósł z 12% do 24%. Uprawnienia są stopniowo przenoszone z systemu aukcyjnego do rezerwy stabilności rynkowej. Począwszy od 2024 r. przywrócony zostanie wskaźnik 12%. W IV fazie systemu EU ETS, która rozpocznie się z początkiem 2021 r. i potrwa do roku 2030, zostanie także zwiększony liniowy współczynnik redukcji z dotychczasowych 1,74% do 2,2%. Oba te elementy mają wpływ na zmniejszenie podaży na rynku EU ETS, a tym samym na obserwowany w 2018 r. wzrost cen uprawień do emisji CO² . W kulminacyjnym momencie zwyżek, notowania uprawnień do emisji CO² wzrosły ponad 3-krotnie względem początku roku. Wzrost zmienności na rynku uprawnień do emisji CO² wpłynął także znacząco na zwiększoną zmienność na rynkach energii w całej Europie, także w Polsce.

6.1.6. Udział w programie budowy elektrowni atomowej

15 kwietnia 2015 r. KGHM, PGE, TAURON i ENEA zawarły Umowę Nabycia Udziałów w PGE EJ 1. KGHM, TAURON oraz ENEA nabyły od PGE po 10% udziałów (łącznie 30% udziałów) w PGE EJ 1. ENEA zapłaciła za nabyte udziały 16 mln zł. Zgodnie z Umową Wspólników, zaangażowanie finansowe ENEA S.A. w okresie Fazy Wstępnej nie przekroczy kwoty ok. 107 mln zł. Łączne nakłady ENEA S.A. wynikające z nabycia udziałów i podwyższenia kapitału zakładowego spółki wyniosły dotychczas 32 544 tys. zł. W dniu 28 listopada 2018 r. PGE S.A. wyraziła wstępne zainteresowanie nabyciem wszystkich udziałów w spółce PGE EJ 1. Z informacji przedstawionych przez PGE S.A. wynikało, że realizacja transakcji będzie możliwa po przeprowadzeniu wyceny przez niezależnego doradcę oraz uzyskaniu zgód korporacyjnych przez wszystkie zaangażowane podmioty. W dniu 4 grudnia 2018 r. ENEA wyraziła wstępne zainteresowanie sprzedażą wszystkich posiadanych udziałów w spółce PGE EJ 1. Wstępne zainteresowanie sprzedażą udziałów w spółce PGE EJ 1 wyrazili także pozostali wspólnicy tj. TAURON oraz KGHM. W dniu 17 kwietnia 2019 r. PGE S.A. podjęła decyzję o odstąpieniu od procesu nabycia udziałów będących w posiadaniu pozostałych Wspólników.

6.1.7. Nowelizacja ustawy o OZE

W pierwszym kwartale 2019 r. rozpoczęte zostały prace nad projektem kolejnej ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw. Nowelizacja weszła w życie w dniu 29 sierpnia 2019 r. Wprowadzono w nowelizacji definicję "prosumenta energii odnawialnej", ustalono zasady przyłączania mikroinstalacji tj. wdrożono zmiany polegające na konieczności wprowadzenia zamkniętego katalogu elementów wchodzących w skład zgłoszenia, co - jak zapewniają autorzy nowelizacji - ustandaryzuje praktyki stosowane w tym zakresie przez poszczególnych operatorów systemu dystrybucyjnego. Pojawiła się nowa koncepcja spółdzielni energetycznych, której członkowie mogą rozliczać się w systemie opustów. Nowelizacja ustawy o OZE umożliwi objęcie publicznymi mechanizmami wsparcia także większych instalacji - poprzez udział w zaplanowanych na ten rok aukcjach. W aukcjach w 2019 r. wsparciem będą mogły zostać objęte odnawialne źródła energii o mocy aż 3,4 GW - w tym 2,5 GW ma przypaść energetyce wiatrowej w koszyku wiatrowo fotowoltaicznym dla projektów o mocy ponad 1 MW, natomiast około 0,7 GW ma przypaść inwestorom planującym zgłoszenie ofert w koszyku wiatrowo-fotowoltaicznym o jednostkowej mocy do 1 MW. Nowelizacja wydłuży maksymalny czas na uruchomienie sprzedaży energii z objętych wsparciem w tegorocznej aukcji elektrowni wiatrowych z 24 do 33 miesięcy, a z elektrowni fotowoltaicznych - z 18 do 24 miesięcy. W przypadku innych technologii stosowany będzie okres wynoszący teraz 42 miesiące, a nie 36 jak wcześniej.

6.1.8. Taryfa dla usług dystrybucji energii elektrycznej 2019

Decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki opublikowaną w biuletynie branżowym URE "Energia elektryczna" nr 86(2721) z 22 marca 2019 r., zatwierdzona została taryfa dla usług dystrybucji energii elektrycznej na okres do dnia 31 grudnia. Taryfa obowiązywać zaczęła od 6 kwietnia 2019 r., z wyjątkiem stawek opłaty przejściowej i opłaty OZE zatwierdzonych decyzją Prezesa URE z 14 stycznia 2019 r., które obowiązują od 1 stycznia 2019 r. oraz stawki opłaty kogeneracyjnej zatwierdzonej decyzją Prezesa URE i obowiązującej od 25 stycznia 2019 r.

6.1.9. Rozporządzenie o Ochronie Danych Osobowych (RODO)

RODO jest unijnym aktem prawnym, który obowiązuje od 25 maja 2018 r. we wszystkich krajach członkowskich. Wprowadza nowe zasady przetwarzania danych osobowych i nakłada na administratorów danych nowe obowiązki. Grupa Kapitałowa ENEA w swojej działalności uwzględnia wymagania nowych przepisów, w tym zapewnia odpowiedni poziom bezpieczeństwa dla przetwarzanych danych osobowych, mając przede wszystkim na uwadze ochronę praw i wolności osób, których dane przetwarza.

6.1.10. Postępowania sądowe i administracyjne

Na dzień przekazania niniejszego raportu nie toczą się istotne postępowania dotyczące zobowiązań lub wierzytelności, których stroną byłaby ENEA S.A. lub jednostka zależna. Szczegółowy opis postępowań zamieszczony jest w nocie 26 skróconego śródrocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej ENEA za okres od 1 stycznia do 30 czerwca 2019 r.

6.1.11. Postępowania sądowe związane z powództwami o stwierdzenie nieważności, ewentualnie uchylenie uchwał walnego zgromadzenia

Spółka jest stroną trzech postępowań związanych z powództwami o stwierdzenie nieważności, ewentualnie uchylenie uchwały walnego zgromadzenia. Poniżej zamieszczono podsumowanie informacji nt. poszczególnych postępowań.

Powód	Przedmiot pozwu (literalne brzmienie)	Status postępowania
Międzyzakładowy Związek Zawodowy Synergia Pracowników Grupy Kapitałowej ENEA	Pozew o stwierdzenie nieważności uchwały walnego zgromadzenia Spółki ewentualnie o uchylenie uchwały walnego zgromadzenia Spółki wraz z wnioskiem 1) o zabezpieczenie powództwa	1) Postanowieniem z 20 czerwca 2018 r. Sąd Okręgowy w Poznaniu oddalił wniosek o zabezpieczenie. 2) Wyrokiem z 26 marca 2019 r. Sąd Okręgowy w Poznaniu oddalił powództwo. 3) 15 maja 2019 r. Powód złożył za pośrednictwem Sądu Okręgowego w Poznaniu apelację od wyroku z 26 marca 2019 r.
Fundacja "CLIENTEARTH Prawnicy dla Ziemi"	Pozew o stwierdzenie nieważności lub ewentualnie ustalenie nieistnienia lub ewentualnie o uchylenie uchwały Walnego 2) Zgromadzenia Spółki Akcyjnej.	31 lipca 2019 r. Sąd Okręgowy w Poznaniu wydał wyrok stwierdzający, że uchwała nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy pozwanej spółki ENEA S.A. w Poznaniu z dnia 24 września 2018 r. w sprawie wyrażenia kierunkowej zgody na przystąpienie do etapu budowy w ramach projektu Ostrołęka C jest nieważna. 17 września 2019 r. pełnomocnik ENEA S.A. złożył apelację od wyroku Sądu Okręgowego w Poznaniu.
Międzyzakładowy Związek Zawodowy Synergia Pracowników Grupy Kapitałowej ENEA 2)	Pozew o stwierdzenie nieważności uchwały walnego zgromadzenia Spółki, ewentualnie uchylenie uchwały walnego 2) zgromadzenia Spółki	sprawa w toku - postępowanie w I instancji

1) dotyczy uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. z 28 maja 2018 roku w sprawie przyjęcia zmian w § 23 Statutu Spółki ENEA S.A.

2) dotyczy uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. z 24 września 2018 roku w sprawie wyrażenia kierunkowej zgody na przystąpienie do Etapu Budowy w ramach projektu Ostrołęka C.

6.1.12. Spory zbiorowe

Na dzień publikacji niniejszego raportu okresowego w żadnej z kluczowych spółek wchodzących w skład GK ENEA nie ma sporów zbiorowych. W drugim kwartale br. zakończono dotychczasowe spory i podpisano porozumienia płacowe.

6.1.13. Zatrudnienie

Grupa Kapitałowa ENEA na dzień 30 czerwca 2019 roku zatrudniała na umowę o pracę 16 919 osób. ENEA S.A. na dzień 30 czerwca 2019 roku zatrudniała na umowę o pracę 394 osoby.

6.1.14 Operator Usługi Kluczowej

W pierwszym półroczu 2019 r. w myśl zapisów Ustawy o Krajowym Systemie Cyberbezpieczeństwa z dnia 5 lipca 2018 r. spółki z Grupy Kapitałowej ENEA tj. ENEA S.A., ENEA Operator Sp. z o.o., ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o., ENEA Elektrownia Połaniec Sp. z o.o., ENEA Ciepło Sp. z o.o. i MEC Piła Sp. z o.o. zostały uznane za Operatorów Usługi Kluczowej.

6.1.15. Analizy przesyłania i odbioru paliwa gazowego z sieci przesyłowej przez ENEA Wytwarzanie

ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. prowadzi rozmowy z GAZ-SYSTEM S.A. w celu zawarcia porozumienia dotyczącego stworzenia warunków do przesyłania i odbioru paliwa gazowego z sieci przesyłowej przez ENEA Wytwarzanie, umożliwiających zasilanie urządzeń i instalacji gazowych, zlokalizowanych na terenie bezpośrednio przyległym do ENEA Wytwarzanie. Trwają analizy w zakresie ewentualnego wykorzystania istniejących instalacji węglowych do zasilania paliwem gazowym.

6.1.16. Nowa umowa społeczna

W kwietniu 2019 roku Pracodawcy i przedstawiciele Strony Społecznej kilkunastu spółek z Grupy Kapitałowej ENEA zawarli tzw. nową umowę społeczną. Dokument ten w szczególności reguluje kwestię stabilizacji zatrudnienia w spółkach Grupy Kapitałowej ENEA, które przystąpiły do przedmiotowej umowy, a także umożliwia pracownikom korzystanie na równych zasadach z dodatkowych świadczeń. Porozumienie dotyczy takich zagadnień jak stabilizacja zatrudnienia, taryfa pracownicza, abonamentowe świadczenie medyczne, odpis na ZFŚS czy uroczyste dni branżowe traktowane jako dni wolne od pracy. Ustalenia umowy społecznej będą włączone m.in. do zakładowych układów zbiorowych pracy, regulaminów wynagradzania tak, aby korzyściami wynikającymi z nowej umowy społecznej byli objęci wszyscy pracownicy spółek Grupy Kapitałowej ENEA, które przystąpiły do przedmiotowej umowy.

6.1.17. Zmiany w Zarządach Spółek kluczowych

ENEA Wytwarzanie - 28 czerwca decyzją Zwyczajnego Zgromadzenia Wspólników oraz Rady Nadzorczej ENEA Wytwarzanie funkcję wiceprezes ds. pracowniczych pełnić zaczął Marcin Łukasiewicz, który wybrany został przez pracowników spółki podczas wyborów kandydata na członka Zarządu ENEA Wytwarzanie wybieranego przez pracowników na kadencję w latach 2019-2022.

ENEA Operator - od dnia 22 lipca Zarząd ENEA Operator funkcjonuje w następującym składzie: Andrzej Kojro – Prezes Zarządu, Wojciech Drożdż – Wiceprezes Zarządu ds. Innowacji i Logistyki, Marek Szymankiewicz – Wiceprezes Zarządu ds. Infrastruktury Sieciowej, Józef Aleszczyk – Wiceprezes Zarządu ds. Ekonomiczno-Finansowych, Michał Cebula – Wiceprezes ds. Pracowniczych.

6.2. Środowisko Naturalne

6.2.1. Ograniczenie emisji zanieczyszczeń

Zgodnie z regulacjami unijnymi, a w szczególności Dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych - IED (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola), od 1 stycznia 2016 r. obowiązują nowe, zaostrzone normy ochrony środowiska. W związku z powyższym wszyscy producenci energii elektrycznej w Polsce, którzy wykorzystują przede wszystkim wysokoemisyjne technologie węglowe, są zobligowani dostosować bloki energetyczne do nowych wymagań środowiskowych. Prawo, wychodząc naprzeciw problemom przedsiębiorców, przewiduje możliwość skorzystania z mechanizmów derogacyjnych. Złagodzenie wymagań dyrektywy IED w postaci derogacji pozwala zyskać dodatkowy czas na dostosowanie jednostek wytwórczych do zaostrzonych norm emisji zanieczyszczeń do powietrza. 17 sierpnia 2017 r. w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej opublikowano tzw. konkluzje BAT (kBAT) dla dużych obiektów energetycznego spalania (Decyzja wykonawcza Komisji (UE) 2017/1442 z 31 lipca 2017 r. ustanawiająca konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (BAT) w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE). Opublikowane kBAT wprowadzają m.in. bardziej restrykcyjne (niż w dyrektywie IED) wymogi dla takich zanieczyszczeń, jak: dwutlenek siarki, tlenki azotu i pył. Dopuszczalnymi poziomami emisji (BAT – AELs) objęte zostały także dodatkowe substancje: rtęć, chlorowodór, fluorowodór i amoniak. Konkluzje BAT będą obowiązywały od dnia 18 sierpnia 2021 r., po zakończeniu 4-letniego okresu dostosowawczego.

Elektrownia Kozienice – bloki 1-10

	SO2		NOx		Pył		CO2
Lata	EmisjaSO2 [Mg]	Wskaźnik emisji SO2 [kg/MWh]	Opłata za emisjęSO2 [tys. zł]	Emisja NOx [Mg]	Wskaźnik emisjiNOx [kg/MWh]	Opłata za emisjęNOx [tys. zł]	Emisja pyłu [Mg]	Wskaźnik emisji pyłu [kg/MWh]	Opłata za emisję pyłu [tys. zł]	Emisja CO2 [Mg]	Wskaźnik emisji CO2 [kg/MWh]	Produkcja energii elektrycznej brutto [MWh]
1 pół. 2019	3 862,8	0,716	2 085,9	3 682,9	0,683	1 988,8	112,4	0,021	40,5	4 636 151,6	859	5 396 162,8
1 pół. 2018	3 896,9	0,686	2 065,3	3 931,1	0,692	2 083,5	135,3	0,024	47,4	4 878 005,1	858	5 682 057,3
Zmiana %	-0,9	4,4	1,0	-6,3	-1,3	-4,5	-16,9	-12,5	-14,6	-5,0	0,1	-5,0

W 2019 r. nastąpił wzrost stawek opłat za emisję:

SO² : 0,53 zł/kg w 2018 r. NO^x : 0,53 zł/kg w 2018 r. Pył : 0,35 zł/kg w 2018 r. » 0,54 zł/kg w 2019 r. » 0,54 zł/kg w 2019 r. » 0,36 zł/kg w 2019 r.

Elektrownia Kozienice – blok 11 vs. bloki 1-10

	SO2				NOx			Pył		CO2
Lata	EmisjaSO2 [Mg]	Wskaźnik emisji SO2 [kg/MWh]	Opłata za emisjęSO2 [tys. zł]	Emisja NOx [Mg]	Wskaźnik emisjiNOx [kg/MWh]	Opłata za emisjęNOx [tys. zł]	Emisja pyłu [Mg]	Wskaźnik emisji pyłu [kg/MWh]	Opłata za emisję pyłu [tys. zł]	Emisja CO2 [Mg]	Wskaźnik emisji CO2 [kg/MWh]	Produkcja energii elektrycznej brutto [MWh]
1 pół. 2019 111) Blok	956,3	0,292	516,4	1 200,6	0,367	648,3	45,8	0,014	16,47	2 418 586,2	739	3 270 260,3
1 pół. 2018 Blok 111)	520,8	0,198	276,0	844,0	0,321	447,3	45,1	0,017	15,78	967 109,32) 1	7472)	2 632 461,8
1 pół. 2019 Bloki 1-10	3 862,8	0,716	2 085,9	3 682,9	0,683	1 988,8	112,4	0,021	40,5	4 636 151,59	859	5 396 162,8
1 pół. 2018 Bloki 1-10	3 896,9	0,686	2 065,3	3 931,1	0,692	2 083,5	135,3	0,024	47,4	4 878 005,08	858	5 682 057,3

1) Dane dla bloku 11 uwzględniają emisje i opłaty dla kotłowni rozruchowej.

2) Zmiana wynika z korekty parametrów węgla, które mają wpływ na wielkość wyliczanej emisji CO² .

	SO2			NOx			Pył			CO2
Lata	EmisjaSO2 [Mg]	Wskaźnik emisji SO2 [kg/MWh]	Opłata za emisjęSO2 [tys. zł]	Emisja NOx [Mg]	Wskaźnik emisjiNOx [kg/MWh]	Opłata za emisjęNOx [tys. zł]	Emisja pyłu [Mg]	Wskaźnik emisji pyłu [kg/MWh]	Opłata za emisję pyłu [tys. zł]	Emisja CO2 [Mg]	Wskaźnik emisji CO2 [kg/MWh]	Produkcja energii elektrycznej brutto [MWh]
1 pół. 2019	3 015,9	0,64	1 628,6	3 169,2	0,67	1 711,4	242,1	0,05	87,2	3 510 803	740,7	4 739 599
1 pół. 2018	4 514,7	0,86	2 392,8	3 713,5	0,71	1 968,2	299,5	0,06	104,8	3 940 473	752,3	5 238 134
Zmiana %	-33,2	-25,6	-31,9	-14,7	-5,6	-13,0	-19,2	-16,7	-16,8	-10,9	-1,5	-9,5

Elektrociepłownia Białystok

	SO2			NOx			Pył			CO2 CO2
Lata	EmisjaSO2 [Mg]	Wskaźnik emisji SO2 [kg/MWh]	Opłata za emisjęSO2 [tys. zł]	Emisja NOx [Mg]	Wskaźnik emisjiNOx [kg/MWh]	Opłata za emisjęNOx [tys. zł]	Emisja pyłu [Mg]	Wskaźnik emisji pyłu [kg/MWh]	Opłata za emisję pyłu [tys. zł]	Emisja CO2 [Mg]	Wskaźnik emisji CO2 [kg/MWh]	Produkcja energii elektrycznej brutto [MWh]
1 pół. 2019	170,6	0,214	92,1	156,0	0,196	86,3	18,4	0,023	6,6	205 073,1	257,2	229 744
1 pół. 2018	123,9	0,152	65,7	175,6	0,215	93,0	5,4	0,007	1,9	194 427,6	238,6	237 412
Zmiana %	37,7	40,8	40,2	-11,2	-8,8	-7,2	240,1	228,6	247,4	5,5	7,8	-3,2

Ciepłownia Zachód Białystok

	SO2			NOx			Pył			CO2
Lata	EmisjaSO2 [Mg]	Wskaźnik emisji SO2 [kg/MWh]	Opłata za emisjęSO2 [tys. zł]	Emisja NOx [Mg]	Wskaźnik emisjiNOx [kg/MWh]	Opłata za emisjęNOx [tys. zł]	Emisja pyłu [Mg]	Wskaźnik emisji pyłu [kg/MWh]	Opłata za emisję pyłu [tys. zł]	Emisja CO2 [Mg]	Wskaźnik emisji CO2 [kg/MWh]	Produkcja energii elektrycznej brutto [MWh]
1 pół. 2019	17,0	-	9,2	8,0	-	4,3	1,2	-	0,4	8 909,0	-	-
1 pół. 2018	14,6	-	7,7	18,9	-	10,0	2,7	-	0,9	15 869,2	-	-
Zmiana %	16,4	-	19,5	-57,7	-	-57,0	-55,6	-	-55,6	-43,9	-	-

7. CSR – Społeczna Odpowiedzialność Biznesu

Finał II edycji projektu edukacyjnego "ENEA Akademia Talentów"

W styczniu 2019 r. jury oraz internauci wybrali zwycięzców drugiej edycji ENEI Akademii Talentów. Osiemnastu uczniów otrzymało stypendia na rozwój swoich pasji naukowych, artystycznych i sportowych. Dzięki przyznanym grantom dziewięć szkół zrealizuje dodatkowe, pozalekcyjne projekty edukacyjne.

Finał II edycji projektu sportowo-charytatywnego "Biegamy-Zbieramy-Pomagamy" oraz realizacja III edycji

30 marca 2019 r. ponad 120 dzieci z placówek opiekuńczo-wychowawczych z całej Polski wzięło udział w ENEA Active Camp – warsztatach sportowo-psychologicznych organizowanych przez Fundację im. Kamili Skolimowskiej. Dzieciom towarzyszył Piotr Lisek, wicemistrz świata w skoku o tyczce. Wydarzenie odbyło się dzięki zaangażowaniu pracowników Grupy ENEA, którzy w programie "Biegamy – Zbieramy – Pomagamy" wybiegali fundusze na jego organizację. Od marca 2019 r. projekt jest kontynuowany w rozbudowanej formule. Podwoiliśmy stawkę pieniężną do uzbierania; rozszerzyliśmy listę dyscyplin w programie (zbierać punkty można również poprzez udział w zawodach rowerowych oraz nordic walking), rozszerzyliśmy system punktacji (program dodatkowo promuje zawody z udziałem min. 3 pracowników, zawody charytatywne lub wspierane przez spółki z Grupy ENEA). W okresie od marca do czerwca 2019 r. w 157 zawodach uczestniczyło 185 biegaczy; zebraliśmy 214 pkt. co stanowi uzbieraną kwotę 21 400 zł w programie. Pula finalna to 50 000 zł., które Fundacja ENEA przeznaczy na realizację charytatywnego sportowego projektu dla dzieci i młodzieży.

ENEA Eko Projekty

Ekologiczna aktywność, która zakłada realizację 9 akcji prośrodowiskowych (takich jak sadzenie i sprzątanie lasu, pikniki ekologiczne, budowanie ścieżek edukacyjnych i lęgowisk dla zwierząt) w partnerstwie z wybranymi Nadleśnictwami na terenie Lasów Państwowych, skierowanych do społeczności lokalnych z głównego obszaru działania Grupy ENEA. Do 30 czerwca wsparliśmy cztery inicjatywy proekologiczne m. in.: Park 40 lecia. Akcja sadzenia 40 drzew na 40-lecie Elektrowni Połaniec; Festyn przyrodniczoedukacyjny "Las na wyspie" w Pile; "Posadźmy razem las!" w Zielonej Górze. Dodatkowo przeprowadzono akcję wolontariacką #TrashChallengeEnei organizowaną w Bydgoszczy, Gorzowie Wielkopolskim, Pile, Połańcu, Poznaniu, Szczecinie, Świerżach Górnych oraz Zielonej Górze.

Potęga poMocy – III edycja konkursu grantowego

W pierwszej połowie 2019 r. zrealizowaliśmy dwie edycje programu, w których zwyciężyło 10 projektów prospołecznych, zgłoszonych przez pracowników Grupy ENEA. Zwycięskie projekty to m.in.: - Szkoła Podstawowa Specjalna 107 w Poznaniu - stworzenie i uporządkowanie przestrzeni edukacyjno-rekreacyjnej dla dzieci niepełnosprawnych; Szkoła Podstawowa w Brzózie – zorganizowanie turnieju "Ruszamy się z ENEĄ – będę zdrowy"; Stowarzyszenie "Z potrzeby serca"– przeprowadzenie cyklu warsztatów dla lokalnej społeczności oraz przekazanie efektów prac na cele dobroczynne.

7. CSR – Społeczna Odpowiedzialność Biznesu (c.d.)

Akcje prozdrowotne i inicjatywy społeczne

• W ramach organizowanego przez ENEA programu krwiodawstwa "Energię mamy we krwi", przeprowadziliśmy 5 akcji krwiodawstwa i zebraliśmy 69 litrów krwi
• Wsparliśmy zbiórkę koleżeńską na rzecz pracownika Grupy ENEA umożliwiając mu zakup protezy kończyny dolnej i powrót do zdrowia
• Przeprowadziliśmy warsztaty profilaktyki prozdrowotnej dla kobiet
• Dochód 3 000 zł zebrany w ramach Kiermaszu Charytatywnego przeznaczono na wsparcie osób niepełnosprawnych intelektualnie

Odpowiedzialne praktyki zarządcze – Oświadczenie na temat informacji niefinansowych Grupy ENEA za rok 2018

W marcu 2019 r. Grupa ENEA, realizując obowiązek nałożony Ustawą o Rachunkowości z dnia 15 grudnia 2016 roku implementującą Dyrektywę 2014/95/UE, opublikowała "Oświadczenie na temat informacji niefinansowych Grupy Kapitałowej ENEA" w ramach "Sprawozdania Zarządu z działalności ENEA S.A. oraz Grupy Kapitałowej ENEA za 2018 rok". Oświadczenie opracowano zgodnie z międzynarodowym standardem raportowania GRI Standards, co oznacza że:

• w etap określania zakresu raportowanych informacji niefinansowych i tzw. "istotnych aspektów raportowania" włączono perspektywę Interesariuszy (za pośrednictwem badania ankietowego)
• w Oświadczeniu wykorzystano wskaźniki w ujęciu rekomendowanym przez standard raportowania GRI Standards
• zgodnie z wytycznymi standardu raportowania GRI Standards we wskaźnikach dotyczących liczby Pracowników podano dane na ostatni dzień raportowanego okresu, to jest na dzień 31 grudnia 2018 r. Poza niniejszym Oświadczeniem za rok 2018 Grupa Kapitałowa ENEA opublikowała w sierpniu 2019 r. na dedykowanej stronie internetowej odrębny "Raport zrównoważonego rozwoju Grupy ENEA 2018". Grupa od 2011 r. prowadzi praktykę raportowania zrównoważonego rozwoju i odpowiedzialnego biznesu

ENEA dołączyła do Sygnatariuszy "Partnerstwa na rzecz realizacji Celów Zrównoważonego Rozwoju" (SDGS) w ramach "Krajowego Forum Interesariuszy Agendy 2030".

ENEA dołączyła w maju 2019 roku do Partnerstwa na rzecz realizacji Celów Zrównoważonego Rozwoju podczas II edycji Krajowego Forum Interesariuszy Agendy 2030, które odbyło się w Ministerstwie Przedsiębiorczości i Technologii w ramach Europejskiego Tygodnia Zrównoważonego Rozwoju. Podczas Forum, jako Spółka świadoma globalnych wyzwań, ENEA została Sygnatariuszem Partnerstwa i zobowiązała się do realizacji trzech Celów Zrównoważonego Rozwoju: nr 4 "Dobra jakość edukacji"; nr 8 "Wzrost gospodarczy i godna praca" i nr 17 "Partnerstwa na rzecz celów". Przejawem realizacji Celu nr 17 jest podjęta inicjatywa "Partnerstwo na rzecz zarządzania kompetencjami w celu zapewnienia społeczeństwu ciągłości i bezpieczeństwa dostaw energii". W ramach niej, dostrzegając zmiany w otaczającej nas rzeczywistości, rozwijamy współpracę ze środowiskiem szkolnym i naukowym oraz inicjujemy działania, które pomogą nam utrzymać pożądane kompetencje i wykształcić odpowiednio wykształconych pracowników w czasie, gdy będziemy ich potrzebować.

8. Załączniki

Załącznik nr 1 - Rachunek zysków i strat ENEA Operator Sp. z o.o. – pierwsze półrocze 2019

[tys. zł]	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym	1 295 672	1 333 281	37 609	3%
Przychody z tytułu opłat dodatkowych	2 737	2 490	-247	-9%
Przychody ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji	417	(2 872)	-3 289	-789%
Rozliczenie rynku bilansującego	1 678	4 802	3 124	186%
Opłaty za przyłączenie do sieci	29 659	26 924	-2 735	-9%
Przychód z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej	3 331	2 788	-543	-16%
Przychody z tytułu usług	14 443	14 031	-412	-3%
Sprzedaż usług dystrybucji innym podmiotom	9 057	8 914	-143	-2%
Sprzedaż towarów i materiałów oraz inne przychody	990	1 595	605	61%
Przychody ze sprzedaży	1 357 984	1 391 953	33 969	3%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	251 286	285 840	34 554	14%
Koszty świadczeń pracowniczych	212 454	213 318	864	0%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	15 589	15 837	248	2%
Zakup energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe	117 219	158 705	41 486	35%
Koszty usług przesyłowych	202 627	211 240	8 613	4%
Inne usługi obce	134 008	139 210	5 202	4%
Podatki i opłaty	110 668	116 150	5 482	5%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 043 851	1 140 300	96 449	9%
Pozostałe przychody operacyjne	34 082	18 491	-15 591	-46%
Pozostałe koszty operacyjne	20 347	41 441	21 094	104%
Zysk / (strata) na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	(2 871)	(5 766)	-2 895	101%
Zysk / (strata) operacyjny	324 997	222 937	-102 060	-31%
Przychody finansowe	1 619	1 010	-609	-38%
Koszty finansowe	33 284	38 324	5 040	15%
Zysk / (strata) brutto	293 332	185 623	-107 709	-37%
Podatek dochodowy	51 722	37 403	-14 319	-28%
Zysk / (strata) netto	241 610	148 220	-93 390	-39%
EBITDA	576 283	508 777	-67 506	-12%

Pierwsze półrocze 2019:

Czynniki zmiany EBITDA ENEA Operator Sp. z o.o.

(spadek o 68 mln zł):

• • wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym o 34 mln zł są głównie konsekwencją wyższych stawek w zatwierdzonej taryfie na 2019 rok
• wyższe koszty zakupu usług przesyłowych i dystrybucyjnych (saldo) o 9 mln zł są konsekwencją wyższych stawek w zatwierdzonej taryfie na 2019 rok
• wyższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 38 mln zł wynikają przede wszystkim z wyższej średniej ceny energii elektrycznej
• niższy wynik na pozostałej działalności operacyjnej o 40 mln zł wynika głównie z niższych przychodów od ubezpieczyciela z tytułu usuwania skutków szkód losowych oraz zmiany stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego

Załącznik nr 2 - Rachunek zysków i strat ENEA Operator Sp. z o.o. – drugi kwartał 2019

[tys. zł]	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym	631 179	670 976	39 797	6%
Przychody z tytułu opłat dodatkowych	1 444	1 276	-168	-12%
Przychody ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji	(9 312)	(10 649)	-1 337	14%
Rozliczenie rynku bilansującego	710	2 657	1 947	274%
Opłaty za przyłączenie do sieci	19 708	13 353	-6 355	-32%
Przychód z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej	1 613	1 071	-542	-34%
Przychody z tytułu usług	6 845	6 745	-100	-1%
Sprzedaż usług dystrybucji innym podmiotom	4 380	4 528	148	3%
Sprzedaż towarów i materiałów oraz inne przychody	717	975	258	36%
Przychody ze sprzedaży	657 284	690 932	33 648	5%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	126 834	146 306	19 472	15%
Koszty świadczeń pracowniczych	109 672	106 430	-3 242	-3%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	7 846	7 701	-145	-2%
Zakup energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe	55 456	74 511	19 055	34%
Koszty usług przesyłowych	100 351	113 428	13 077	13%
Inne usługi obce	68 543	72 684	4 141	6%
Podatki i opłaty	47 139	51 935	4 796	10%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	515 841	572 995	57 154	11%
Pozostałe przychody operacyjne	13 597	9 960	-3 637	-27%
Pozostałe koszty operacyjne	1 351	9 758	8 407	622%
Zysk / (strata) na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	(1 492)	(3 142)	-1 650	111%
Zysk / (strata) operacyjny	152 197	114 997	-37 200	-24%
Przychody finansowe	960	489	-471	-49%
Koszty finansowe	17 732	19 968	2 236	13%
Zysk / (strata) brutto	135 425	95 518	-39 907	-29%
Podatek dochodowy	26 300	15 443	-10 857	-41%
Zysk / (strata) netto	109 125	80 075	-29 050	-27%
EBITDA	279 031	261 303	-17 728	-6%

Drugi kwartał 2019: Czynniki zmiany EBITDA ENEA Operator Sp. z o.o. (spadek o 18 mln zł):

• • wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym o 38 mln zł są głównie konsekwencją wyższych stawek w zatwierdzonej taryfie na 2019 rok
• wyższe koszty zakupu usług przesyłowych i dystrybucyjnych (saldo) o 13 mln zł są konsekwencją wyższych stawek w zatwierdzonej taryfie na 2019 rok
• wyższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 17 mln zł wynikają przede wszystkim z wyższej średniej ceny energii elektrycznej
• niższy wynik na pozostałej działalności operacyjnej o 14 mln zł wynika głównie z niższych przychodów od ubezpieczyciela z tytułu usuwania skutków szkód losowych, zmiany stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego oraz przychodów z tyt. kolizji

Załącznik nr 3 - Rachunek zysków i strat ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. – pierwsze półrocze 2019

[tys. zł]	1 pół. 2018 1)	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	1 941 476	2 266 913	325 437	16,8%
koncesja na wytwarzanie	1 645 107	2 120 896	475 789	28,9%
koncesja na obrót	296 369	146 017	-150 352	-50,7%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	8 930	18 463	9 533	106,8%
Przychody ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2	26 019	0	-26 019	-100,0%
Przychody ze sprzedaży ciepła	1 617	525	-1 092	-67,5%
Przychody z tytułu usług	4 628	4 983	355	7,7%
Sprzedaż towarów i materiałów oraz inne przychody	6 161	7 972	1 811	29,4%
Podatek akcyzowy	1	0	-1	-100,0%
Przychody ze sprzedaży netto	1 988 830	2 298 856	310 026	15,6%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	221 189	216 046	-5 143	-2,3%
Koszty świadczeń pracowniczych	129 005	121 838	-7 167	-5,6%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	962 402	1 330 775	368 373	38,3%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	534 211	278 938	-255 273	-47,8%
Usługi przesyłowe	219	253	34	15,5%
Inne usługi obce	58 822	61 341	2 519	4,3%
Podatki i opłaty	40 460	43 207	2 747	6,8%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 946 308	2 052 398	106 090	5,5%
Pozostałe przychody operacyjne	6 279	12 706	6 427	102,4%
Pozostałe koszty operacyjne	4 017	2 194	-1 823	-45,4%
Zysk / (strata) na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	(262)	146	408	-155,7%
Odwrócenie odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	51 365	0	-51 365	-100,0%
Zysk / (strata) operacyjny	95 887	257 116	161 229	168,1%
Przychody finansowe	2 716	2 654	-62	-2,3%
Koszty finansowe	72 265	77 920	5 655	7,8%
Przychody z tytułu dywidend	1 217	465	-752	-61,8%
Zysk / (strata) brutto	27 555	182 315	154 760	561,6%
Podatek dochodowy	40 206	36 315	-3 891	-9,7%
Zysk / (strata) netto	-12 651	146 000	158 651	-1 254,1%
EBITDA	265 711	473 162	207 451	78,1%

Pierwsze półrocze 2019: Czynniki zmiany EBITDA ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. (wzrost o 207 mln zł):

Elektrownia Kozienice (wzrost EBITDA o 183,8 mln zł):

• • wzrost marży na wytwarzaniu o 179,3 mln zł
• • wzrost marży na obrocie i na Rynku Bilansującym o 15,8 mln zł
• • wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej 4,7 mln zł
• • spadek kosztów stałych o 2,5 mln zł
• niższe przychody z Regulacyjnych Usług Systemowycho 18,5 mln zł

Segment OZE (wzrost EBITDA o 23,7 mln zł):

• • Obszar Wiatr (+23,6 mln zł): wzrost przychodów z energii elektrycznej o 11,7 mln zł, wzrost przychodów ze świadectw pochodzenia o 9,2 mln zł, wyższy o 4,2 mln zł wynik na pozostałej działalności operacyjnej, wzrost kosztów stałych o 1,5 mln zł
• • Obszar Woda (+0,8 mln zł): wzrost przychodów ze świadectw pochodzenia o 1,0 mln zł, spadek kosztów wynagrodzeń o 0,9 mln zł, spadek przychodów z energii elektrycznej o 1,1 mln zł
• Obszar Biogaz (-0,7 mln zł): spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 0,6 mln zł, spadek przychodów ze świadectw pochodzenia o 0,2 mln zł, spadek kosztów zmiennych o 0,1 mln zł

1) W związku z wydzieleniem z dniem 30 listopada 2018 r. Elektrociepłowni Białystok z ENEA Wytwarzanie nastąpiła zmiana prezentacji danych za 2018 r. Z danych za 2018 r. wydzielono Elektrociepłownię Białystok

Załącznik nr 4 - Rachunek zysków i strat ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. – drugi kwartał 2019

[tys. zł]	2 kw. 2018 1)	2 kw. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	1 029 289	1 192 877	163 588	15,9%
koncesja na wytwarzanie	838 927	1 121 827	282 900	33,7%
koncesja na obrót	190 362	71 050	-119 312	-62,7%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	4 407	7 588	3 181	72,2%
Przychody ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2	3 450	0	-3 450	-100,0%
Przychody ze sprzedaży ciepła	316	168	-148	-46,8%
Przychody z tytułu usług	2 375	2 445	70	2,9%
Sprzedaż towarów i materiałów oraz inne przychody	3 885	3 820	-65	-1,7%
Przychody ze sprzedaży netto	1 043 722	1 206 898	163 176	15,6%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	104 379	107 880	3 501	3,4%
Koszty świadczeń pracowniczych	66 399	61 461	-4 938	-7,4%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	462 626	712 501	249 875	54,0%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	342 209	155 552	-186 657	-54,5%
Usługi przesyłowe	137	95	-42	-30,7%
Inne usługi obce	31 227	31 634	407	1,3%
Podatki i opłaty	17 151	21 650	4 499	26,2%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 024 128	1 090 773	66 645	6,5%
Pozostałe przychody operacyjne	3 917	5 855	1 938	49,5%
Pozostałe koszty operacyjne	3 297	1 375	-1 922	-58,3%
Zysk / (strata) na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	(671)	257	928	-138,3%
Odwrócenie odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	51 365	0	-51 365	-100,0%
Zysk / (strata) operacyjny	70 908	120 862	49 954	70,4%
Przychody finansowe	1 992	1 568	-424	-21,3%
Koszty finansowe	37 094	42 443	5 349	14,4%
Przychody z tytułu dywidend	1 217	465	-752	-61,8%
Zysk / (strata) brutto	37 023	80 452	43 429	117,3%
Podatek dochodowy	36 953	16 491	-20 462	-55,4%
Zysk / (strata) netto	70	63 961	63 891	91272,9%
EBITDA	123 922	228 742	104 820	84,6%

Drugi kwartał 2019:

Czynniki zmiany EBITDA ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. (wzrost o 105 mln zł):

Elektrownia Kozienice (wzrost EBITDA o 96,5 mln zł):

• • wzrost marży na wytwarzaniu o 95,4 mln zł
• • wzrost marży na obrocie i na Rynku Bilansującym o 5,3 mln zł
• • spadek kosztów stałych o 1,7 mln zł
• • wzrost pozostałych czynników o 1,5 mln zł: wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 2,0 mln zl
• niższe przychody z Regulacyjnych Usług Systemowych o 7,4 mln zł

Segment OZE (wzrost EBITDA o 8,3 mln zł):

• • Obszar Wiatr (+8,7 mln zł): wzrost przychodów z energii elektrycznej o 4,1 mln zł, wzrost przychodów ze świadectw pochodzenia o 3,3 mln zł, wyższy o 2,8 mln zł wynik na pozostałej działalności operacyjnej, wzrost kosztów stałych o 1,5 mln zł
• • Obszar Woda (+0,3 mln zł): wzrost przychodów ze świadectw pochodzenia o 0,4 mln zł, spadek kosztów wynagrodzeń o 0,4 mln zł, spadek przychodów z energii elektrycznej o 0,5 mln zł
• Obszar Biogaz (-0,7 mln zł): spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 0,5 mln zł, spadek przychodów ze świadectw pochodzenia o 0,1 mln zł, wzrost kosztów zmiennych o 0,1 mln zł

1) W związku z wydzieleniem z dniem 30 listopada 2018 r. Elektrociepłowni Białystok z ENEA Wytwarzanie nastąpiła zmiana prezentacji danych za 2018 r. Z danych za 2018 r. wydzielono Elektrociepłownię Białystok

Załącznik nr 5 - Rachunek zysków i strat ENEA Elektrownia Połaniec – pierwsze półrocze 2019

[tys. zł]	1 pół. 2018	1 pół. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	1 179 397	1 391 502	212 105	18%
Podatek akcyzowy	114	28	-86	-75%
Przychody ze sprzedaży netto	1 179 283	1 391 474	212 191	18%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	27 204	29 345	2 141	8%
Koszty świadczeń pracowniczych	29 797	39 589	9 792	33%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	701 319	868 876	167 557	24%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	231 323	157 598	-73 725	-32%
Usługi przesyłowe	0	168	168	-
Inne usługi obce	102 753	117 483	14 730	14%
Podatki i opłaty	20 365	18 328	-2 037	-10%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 112 761	1 231 387	118 626	11%
Pozostałe przychody operacyjne	1 156	5 798	4 642	402%
Pozostałe koszty operacyjne	420	1 178	758	180%
Zysk / (strata) operacyjny	67 258	164 707	97 449	145%
Przychody finansowe	1 415	1 476	61	4%
Koszty finansowe	36 440	819	-35 621	-98%
Przychody z tytułu dywidend	0	1 976	1 976	-
Zysk / (strata) brutto	32 233	167 340	135 107	419%
Podatek dochodowy	6 318	32 364	26 046	412%
Zysk / (strata) netto	25 915	134 976	109 061	421%
EBITDA	94 462	194 052	99 590	105%

Pierwsze półrocze 2019: Czynniki zmiany EBITDA ENEA Elektrownia Połaniec S.A. (wzrost o 100 mln zł): Segment Elektrownie Systemowe (wzrost EBITDA o 76,1 mln zł): + wyższa marża na wytwarzaniu o 65,4 mln zł + wyższa marża na obrocie i RB o 12,5 mln zł + wyższe przychody ze sprzedaży Regulacyjnych Usług Systemowych o 13,7 mln zł - wyższe koszty stałe o 8,9 mln zł - korekta kontraktów terminowych na zakup CO² na potrzeby alokacji ceny nabycia -6,6 mln zł Segment OZE (wzrost EBITDA o 29,3 mln zł): + wyższa marża na produkcji energii z OZE o 40,3 mln zł - niższa marża ZB na sprzedaży/ aktualizacji zapasu zielonych certyfikatów o 1,2 mln zł - wyższe koszty stałe o 9,9 mln zł Segment Ciepło (spadek EBITDA o 5,8 mln zł): - niższa marża na cieple o 5,1 mln zł z tytułu: wyższego kosztu CO² -4,5 mln zł oraz wzrostu kosztów węgla -1,0 mln zł - wyższe koszty stałe o 0,7 mln zł - wyższe koszty remontów

Załącznik nr 6 - Rachunek zysków i strat ENEA Elektrownia Połaniec – drugi kwartał 2019

[tys. zł]	2 kw. 2018	2 kw. 2019	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	638 295	708 147	69 852	11%
Podatek akcyzowy	49	12	-37	-76%
Przychody ze sprzedaży netto	638 246	708 135	69 889	11%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	13 691	14 805	1 114	8%
Koszty świadczeń pracowniczych	15 277	24 201	8 924	58%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	373 950	452 837	78 887	21%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	117 964	75 867	-42 097	-36%
Usługi przesyłowe	0	81	81	-
Inne usługi obce	50 822	63 609	12 787	25%
Podatki i opłaty	9 555	9 810	255	3%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	581 259	641 210	59 951	10%
Pozostałe przychody operacyjne	984	1 160	176	18%
Pozostałe koszty operacyjne	130	1 048	918	706%
Zysk / (strata) operacyjny	57 841	67 037	9 196	16%
Przychody finansowe	675	798	123	18%
Koszty finansowe	35 994	482	-35 512	-99%
Przychody z tytułu dywidend	0	1 976	1 976	-
Zysk / (strata) brutto	22 522	69 329	46 807	208%
Podatek dochodowy	4 372	4 470	98	2%
Zysk / (strata) netto	18 150	64 859	46 709	257%
EBITDA	71 532	81 842	10 310	14%

Drugi kwartał 2019: Czynniki zmiany EBITDA ENEA Elektrownia Połaniec S.A. (wzrost o 10 mln zł): Segment Elektrownie Systemowe (wzrost EBITDA o 18,6 mln zł): + wyższa marża na wytwarzaniu o 31,7 mln zł + wyższa marża na obrocie i RB o 3,9 mln zł + wyższe przychody ze sprzedaży Regulacyjnych Usług Systemowych o 8,4 mln zł - wyższe koszty stałe o 18,8 mln zł - korekta kontraktów terminowych na zakup CO² na potrzeby alokacji ceny nabycia -6,6 mln zł Segment OZE (spadek EBITDA o 5,3 mln zł): + wyższa marża na produkcji energii z OZE o 6,6 mln zł - niższa marża ZB na sprzedaży/ aktualizacji zapasu zielonych certyfikatów o 7,4 mln zł - wyższe koszty stałe o 4,5 mln zł Segment Ciepło (spadek EBITDA o 3,0 mln zł): - niższa marża na cieple o 2,7 mln zł z tytułu: wyższego kosztu CO² -2,3 mln zł oraz wzrostu kosztów węgla -0,7 mln zł

• wyższe koszty stałe o 0,3 mln zł - wyższe koszty remontów

9. Słownik pojęć i skrótów

Poniżej zamieszczono słownik pojęć i wykaz skrótów używanych w treści niniejszego raportu

Wskaźnik		Wyszczególnienie
EBITDA	=	Zysk (strata) operacyjny + amortyzacja + odpis z tyt. utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych
Rentowność kapitału własnego (ROE)	=	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego Kapitał własny
Rentowność aktywów (ROA)	=	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego Aktywa całkowite
Rentowność netto	=	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody
Rentowność operacyjna	=	Zysk (strata) operacyjny Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody
Rentowność EBITDA	=	EBITDA Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody
Wskaźnik bieżącej płynności	=	Aktywa obrotowe Zobowiązania krótkoterminowe
Pokrycie majątku trwałego kapitałami własnymi	=	Kapitał własny Aktywa trwałe
Wskaźnik zadłużenia ogólnego	=	Zobowiązania ogółem Aktywa całkowite
Dług netto / EBITDA	=	Zobowiązania oprocentowane - środki pieniężne i ich ekwiwalenty EBITDA LTM
Cykl rotacji należności krótkoterminowych w dniach	=	Średni stan należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe x liczba dni Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody
Cykl rotacji zobowiązań z tyt. dostaw i usług oraz pozostałych w dniach	=	Średni stan zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych x liczba dni Koszt sprzedanych produktów, towarów i materiałów
Cykl rotacji zapasów w dniach	=	Średni stan zapasów x liczba dni Koszt sprzedanych produktów, towarów i materiałów
Koszt sprzedanych produktów, towarów i materiałów	=	Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów; Zakup energii na potrzeby sprzedaży; Usługi przesyłowe; inne usługi obce, podatki i opłaty, podatek akcyzowy

Skrót/pojęcie	Pełna nazwa/wyjaśnienie
BAT	Best Available Techniques – najlepsze dostępne techniki, dokument formułujący wnioski dotyczące najlepszych dostępnych technik dla instalacji nim objętych, a także wskazujący poziomy emisji powiązane z najlepszymi dostępnymi technikami.
CAPEX	Capital expenditures - nakłady inwestycyjne
Cena euroszczytu (PEAK)	Cena kontraktu z dostawą takiego samego wolumenu energii w euroszczycie (tj. w godzinach od 7:00 do 22:00 w dni robocze)
Cena pasma (BASE)	Cena kontraktu z dostawą takiego samego wolumenu energii w każdej godzinie doby
CER	Certified Emission Reduction - jednostka poświadczonej redukcji emisji
EUA	EU Emission Allowance - uprawnienie do emisji w ramach Europejskiego Systemu Handlu Emisjami
Europejski System Handlu Emisjami EU ETS	Europejski system wspierający redukcję emisji gazów cieplarnianych
GRI Standards	Global Reporting Initiative to międzynarodowa niezależna organizacja normalizacyjna, która wypracowała globalnie dostępne wskazówki do publicznego raportowania danych niefinansowych, pomagając firmom, rządom i innym organizacjom zrozumieć i komunikować ich wpływ na kwestie pracownicze, środowiskowe, społeczne, praw człowieka i korupcji. Nowa odsłona standardu w porównaniu z poprzednimi Wytycznymi G4, które przestały obowiązywać z dniem 1 lipca 2018 r. ma być bardziej zrozumiała, lepiej ustrukturyzowana oraz łatwiejsza w użytkowaniu.
ICE	Platforma obrotu umożliwiające handel uprawnieniami do emisji CO2 (EUA) oraz jednostkami poświadczonej redukcji emisji (CER) na rynku futures
Instalacja SCR	Instalacja katalitycznego odazotowania spalin
Kogeneracja	Proces technologiczny jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i użytkowej energii cieplnej w elektrociepłowni
MWe	Megawat mocy elektrycznej
MWh	Megawatogodzina (1 GWh = 1.000 MWh)
MWt	Megawat mocy cieplnej
NOx	Tlenki azotu
OSD	Operator Systemu Dystrybucyjnego
OSP	Operator Systemu Przesyłowego
OZE	Odnawialne źródła energii
OZEX_A	Indeks dla transakcji sesyjnych, których przedmiotem są kontrakty na prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia dla energii wyprodukowanej w odnawialnych źródłach energii, której okres produkcji (wskazany w świadectwie pochodzenia) rozpoczął się od 1 marca 2009 r. włącznie

Skrót/pojęcie	Pełna nazwa/wyjaśnienie
PM "białe"	Prawa majątkowe do świadectw pochodzenia wynikających ze świadectw efektywności energetycznej tzw. "białe" certyfikaty
PM "błękitne"	Prawa Majątkowe do świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej z biogazu rolniczego
PM "czerwone"	Prawa Majątkowe do świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w pozostałych źródłach kogeneracyjnych
PM "fioletowe"	Prawa Majątkowe do świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w jednostce kogeneracji opalanej metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych
PM "zielone"	Tożsame z PMOZE
PM "żółte"	Prawa Majątkowe do świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w jednostce kogeneracji gazowej lub o łącznej mocy zainstalowanej do 1 MW
PMOZE	Prawa majątkowe ze świadectw pochodzenia energii z odnawialnych źródeł energii
Rozporządzenie REMIT	Rozporządzenie o integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii, określa ramy monitorowania hurtowych rynków energii, w celu wykrywania i zapobiegania nieuczciwym praktykom na poziomie UE
Rynek bilansujący	Rynek techniczny prowadzony przez OSP. Jego celem jest bilansowanie w czasie rzeczywistym zapotrzebowania na energię elektryczną z jej produkcją w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE)
Rynek SPOT	Rynek kasowy (bieżący)
Rynek terminowy	Rynek energii elektrycznej, na którym notowane są produkty typu forward
SAIDI	System Average Interruption Duration Index - wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (wyrażanyw minutach na Klienta)
SAIFI	System Average Interruption Frequency Index - wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich w dostawie energii (wyrażany w liczbie przerw na Klienta)
SO2	Dwutlenek siarki
TGE	Towarowa Giełda Energii
TGEozebio	Indeks dla transakcji sesyjnych, których przedmiotem są Prawa Majątkowe wynikające ze Świadectw Pochodzenia dla energii wytworzonej z biogazu rolniczego, której okres produkcji rozpoczął się od dnia 1 lipca2016 r. (włącznie)
URE	Urząd Regulacji Energetyki
Ustawa Prawo Energetyczne	Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo Energetyczne

Podpisy Zarządu

Data zatwierdzenia Sprawozdania Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej ENEA w pierwszym półroczu 2019 r.: 27 września 2019 r.

09-27 11:34

Data publikacji Sprawozdania Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej ENEA w pierwszym półroczu 2019 r.: 30 września 2019 r.

Podpisy: Prezes Zarządu Mirosław Kowalik Wiceprezes Zarządu ds. Handlowych Piotr Adamczak Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych Jarosław Ołowski Wiceprezes Zarządu ds. Korporacyjnych Zbigniew Piętka Signed by / Podpisano przez: Jarosław Robert Ołowski Date / Data: 2019- 09-27 10:41 Signed by / Podpisano przez: Zbigniew Piętka Date / Data: 2019- Signed by / Podpisano przez: Piotr Krzysztof Adamczak Date / Data: 2019- 09-27 11:40 Signed by / Podpisano przez: Mirosław Kowalik Date / Data: 2019- 09-27 12:26