Enea S.A. — Interim / Quarterly Report 2022

Nov 23, 2022

Pozostałe informacje do rozszerzonego skonsolidowanego raportu ENEA S.A za trzeci kwartał 2022 r.

Poznań, Data publikacji: 23 listopada 2022 r.

1. Podsumowanie operacyjne trzech kwartałów 2022 r. 4
2. Organizacja i działalność Grupy Kapitałowej ENEA9
3. Zarządzanie ryzykiem25
4. Otoczenie rynkowe 27
5. Sytuacja finansowa32
6. Akcje i akcjonariat53
7. Władze 54
8. Inne informacje istotne dla oceny sytuacji emitenta 57
9. CSR – Społeczna Odpowiedzialność Biznesu77
10. Raportowanie niefinansowe78
11. Załączniki80
12. Słownik pojęć i skrótów87

Grupa ENEA w liczbach

ENEA to 17,5 tys. Pracowników

WYDOBYCIE	WYTWARZANIE	DYSTRYBUCJA	OBRÓT
24,1%	6,3 GW	2,7 mln	2,7 mln
udziału w rynku węgla energetycznego w Polsce	całkowitej mocy zainstalowanej	odbiorców usług dystrybucyjnych	Klientów
428 mln ton	446 MW	121,5 tys. km	17,8 TWh
potencjału wydobywczego 4 obszarów koncesyjnych	mocy zainstalowanej w OZE	linii dystrybucyjnych wraz z przyłączami	sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego Klientom detalicznym w I-III kw. 2022 r.

7,2 mln ton

produkcji netto węgla w I-III kw. 2022 r.

20,2 TWh

całkowitego wytwarzania energii netto w I-III kw. 2022 r.

15,2 TWh

dostarczonej energii w I-III kw. 2022 r.

33

Biura Obsługi Klienta (w tym 32 stacjonarne i 1 mobilne)

1. Podsumowanie operacyjne trzech kwartałów 2022 r.

W I-III kw. 2022 r. Grupa Kapitałowa ENEA wypracowała wynik EBITDA na poziomie 2 295,0 mln zł (spadek r/r o 492,2 mln zł).

Obszar Wytwarzania odnotował wynik EBITDA na poziomie 281,3 mln zł (spadek r/r o 760,1 mln zł). Niższy wynik EBITDA wynika głównie ze spadku wyniku w Segmencie Elektrowni Systemowych, spadek r/r o 644,8 mln zł (utworzenie rezerw na umowy rodzące obciążenia, spadek marży na Rynku Bilansującym, wzrost marży na wytwarzaniu, wzrost marży na obrocie) oraz w Segmencie OZE, spadek r/r o 146,5 mln zł (na co wpływ miało głównie utworzenie rezerwy na umowy rodzące obciążenia oraz wzrost kosztów zużycia biomasy). W Segmencie Ciepło odnotowano wzrost wyniku EBITDA r/r o 31,3 mln zł głównie na skutek wzrostu marży jednostkowej.

W obszarze Wydobycia osiągnięta została EBITDA na poziomie 675,8 mln zł (wzrost r/r o 131,1 mln zł). Wyższy wynik EBITDA wynika głównie ze zwiększonej sprzedaży węgla (wzrost średniej ceny sprzedaży, spadek wolumenu), częściowo skompensowanej wzrostem kosztów działalności operacyjnej.

Obszar Dystrybucji odnotował wynik EBITDA na poziomie 981,8 mln zł (spadek r/r o 49,4 mln zł). Spadek wyniku EBITDA jest efektem wyższego poziomu kosztów operacyjnych, przy jednocześnie wyższym poziomie zrealizowanej marży z działalności koncesjonowanej oraz wyższym wyniku na pozostałej działalności operacyjnej.

Obszar Obrotu odnotował wynik EBITDA na poziomie 293,1 mln zł (wzrost r/r o 116,8 mln zł). Wzrost wyniku EBITDA spowodowany jest wyższym poziomem zrealizowanej marży na rynku detalicznym i wyższym wynikiem z tytułu aktualizacji wyceny kontraktów CO₂. Jednocześnie, odnotowano wzrost kosztów rezerw z tytułu roszczeń wypowiedzianych umów PM OZE oraz wzrost rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia.

• GK ENEA wydała na inwestycje 1 725 mln zł
• Produkcja węgla handlowego wyniosła 7,2 mln t
• Sprzedaż węgla handlowego wyniosła 7,2 mln t
• Grupa wytworzyła 20,2 TWh energii elektrycznej
• Sprzedaż ciepła w segmencie Wytwarzanie wyniosła 4,9 PJ
• Sprzedaż usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym wyniosła 15,2 TWh
• Wolumen sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym wyniósł 17,8 TWh

+ -

Wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej Wzrost przychodów ze sprzedaży węgla Wzrost przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych Wzrost przychodów ze sprzedaży towarów i materiałów Wzrost przychodów ze sprzedaży pozostałych produktów i usług Wzrost przychodów ze sprzedaży energii cieplnej Wzrost przychodów z Rynku Mocy

Zmiana rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia Wzrost kosztów zużycia materiałów i surowców Wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu Wzrost kosztów świadczeń pracowniczych Spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej Spadek przychodów ze sprzedaży gazu

1.1. Najważniejsze wydarzenia w 2022 r.

Pierwszy kwartał

• 19 stycznia 2022 r. Zarząd ENEA S.A. podjął uchwałę w sprawie zainicjowania procesu podwyższenia kapitału zakładowego Spółki o kwotę nie niższą niż 1,00 zł oraz nie wyższą niż 88 288 515 zł, tj. do kwoty nie wyższej niż 529 731 093 zł, poprzez emisję nie mniej niż 1, ale nie więcej niż 88 288 515 akcji zwykłych na okaziciela serii D o wartości nominalnej 1,00 zł każda ("Akcje Serii D"), która była skierowana do inwestorów spełniających kryteria określone w uchwale w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego w drodze emisji Akcji Serii D z wyłączeniem w całości prawa poboru wszystkich Akcji Serii D dla dotychczasowych akcjonariuszy Spółki. Celem emisji Akcji Serii D było pozyskanie środków na finansowanie projektów inwestycyjnych w Obszarze Dystrybucji Grupy Kapitałowej ENEA (m.in. rozbudowa i modernizacja sieci wysokiego i średniego napięcia, instalacja liczników zdalnego odczytu oraz przyłączanie do sieci nowych odbiorców), realizowanych przez ENEA Operator Sp. z o.o., z wyłączeniem możliwości finansowania aktywów węglowych. Realizacja wskazanych projektów wpisuje się w założenia Strategii Grupy Kapitałowej ENEA oraz ma na celu zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego oraz ciągłych i niezawodnych dostaw energii elektrycznej na obszarze działania ENEA Operator Sp. z o.o.
• 21 stycznia 2022 r. Zarząd ENEA S.A. złożył wniosek do Prezesa Rady Ministrów o objęcie przez Skarb Państwa Akcji Serii D za łączną kwotę nie wyższą niż 899 659 967,85 zł, w zamian za wkład pieniężny pochodzący ze środków funduszu reprywatyzacji, o którym mowa w art. 56 ust. 1 ustawy z dnia 30 sierpnia 1996 r. o komercjalizacji i niektórych uprawnieniach pracowników. Umowa Inwestycyjna ze Skarbem Państwa została zawarta 8 kwietnia 2022 r. Na podstawie Umowy Inwestycyjnej, Skarb Państwa wyraził wolę objęcia nie więcej niż 88 288 515 Akcji Nowej Emisji za środki w kwocie wynoszącej nie więcej niż 899 659 967,85 zł. Natomiast Spółka zobowiązała się wobec Skarbu Państwa przeznaczć ww. środki w całości na realizację przez Spółkę oraz jej spółkę zależną (ENEA Operator) następujących projektów: (a) rozbudowa i modernizacja sieci w obszarze stacji wysokiego i średniego napięcia; (b) rozbudowa i modernizacja sieci w obszarze linii wysokiego napięcia; (c) rozbudowa i modernizacja sieci w obszarze sieci średniego napięcia; (d) liczniki zdalnego odczytu oraz (e) przyłączanie do sieci.
• 31 stycznia 2022 r. Zarząd ENEA S.A. powziął informację od spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. o rozwiązaniu przez tę spółkę umowy realizującej obowiązek mocowy zakontraktowany przez Spółkę w wyniku rozstrzygnięcia aukcji Rynku Mocy na rok 2023. Umowa mocowa uległa rozwiązaniu z chwilą wskazania operatorowi - spółce Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. - umów mocowych spełniających kryteria określone w ustawie o Rynku Mocy. Skutkiem wskazania ww. umów mocowych jest zwolnienie wniesionego przez Elektrownię Ostrołęka Sp. z o.o. zabezpieczenia finansowego w wysokości 36,6 mln zł oraz umorzenie kar umownych, gdyby stały się one należne. Rozwiązanie ww. umowy mocowej jest konsekwencją zmiany źródła zasilania z węglowego na gazowe w projekcie budowy i eksploatacji nowej elektrowni w Ostrołęce.
• 3 lutego 2022 r. zidentyfikowana została konieczność zwiększenia rezerwy z tytułu umów rodzących obciążenia w segmencie obrotu do kwoty 250,1 mln zł. Zwiększenie rezerwy ma na celu odzwierciedlenie wpływu spodziewanych, przyszłych strat ponoszonych przez Emitenta w związku z realizacją umów kompleksowych zawartych z prosumentami, którzy zgodnie z nowelizacją ustawy o odnawialnych źródłach energii w ramach systemu wsparcia nabyli prawo do 15 letniego rozliczania z zastosowaniem opustów (tzw. net-metering), pod warunkiem przyłączenia mikroinstalacji do sieci do 31 marca 2022 r. Wysokość rezerwy będzie aktualizowana w okresach kwartalnych.
• 10 marca 2022 r. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. podjęło uchwałę, na mocy której z tym samym dniem w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A. powołany został Pan Radosław Kwaśnicki.
• 11 marca 2022 r. ENEA S.A. zawarła umowę poręczenia z Powszechną Kasą Oszczędności Bankiem Polskim S.A. za zobowiązania spółki zależnej ENEA Trading Sp. z o.o. do kwoty 2 400 mln zł. Zobowiązania obejmują wierzytelności pieniężne Banku wobec Spółki Zależnej z tytułu umowy ramowej w zakresie współpracy na rynku finansowym zawartej pomiędzy Bankiem a Spółką Zależną, w tym z tytułu transakcji zabezpieczających ryzyko kursowe i transakcji zabezpieczających ryzyko cen towarów, w szczególności transakcji terminowych związanych z uprawnieniami do emisji CO2, zawieranymi przez Spółkę Zależną. Poręczenie wygasa w dniu 31 grudnia 2024 r. lub w dniu, w którym Spółka Zależna przestanie być jednostką Grupy Kapitałowej Emitenta na skutek wydzielenia wybranych aktywów tej Grupy Kapitałowej.
• 31 marca 2022 r. został zakończony proces rozliczenia Projektu Węglowego w ramach kontraktu dotyczącego budowy Elektrowni Ostrołęka "C", z Generalnym Wykonawcą - konsorcjum GE Power Sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie (lider) i GE Steam Power Systems S.A.S. z siedzibą w Boulogne-Billancourt Francja. Ostateczna wartość należności wynikająca z dokonanego rozliczenia wyniosła 958 mln zł netto i w związku z tym suma należna Generalnemu Wykonawcy, wynikająca z różnicy między powyższą wartością, a sumami już uiszczonymi, została już w całości przez Elektrownię Ostrołęka Sp. z o.o. zapłacona.

Drugi kwartał

• 8 kwietnia 2022 r. do Spółki wpłynęła rezygnacja Pana Pawła Szczeszka z pełnienia funkcji Prezesa Zarządu ENEA S.A. z upływem dnia 10 kwietnia 2022 r. Przyczyna rezygnacji nie została wskazana.
• 8 kwietnia 2022 r. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego Spółki w drodze emisji akcji zwykłych na okaziciela serii D w trybie subskrypcji prywatnej, pozbawienia dotychczasowych akcjonariuszy w całości prawa poboru wszystkich Akcji Serii D, zmiany Statutu Spółki, ubiegania się o dopuszczenie i wprowadzenie Akcji Serii D lub/i praw do Akcji Serii D do obrotu na rynku regulowanym prowadzonym przez Giełdę Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. ("GPW") oraz dematerializacji Akcji Serii D lub/i praw do Akcji Serii D.
• 8 kwietnia 2022 r. została zawarta z Bankiem Polska Kasa Opieki S.A. umowa plasowania akcji oraz nastąpiło rozpoczęcie procesu budowania księgi popytu w drodze subskrypcji prywatnej nie więcej niż 88 288 515 akcji zwykłych na okaziciela serii D.
• 8 kwietnia 2022 r. Rada Nadzorcza ENEA S.A. podjęła uchwałę o powierzeniu od dnia 11 kwietnia 2022 r. obowiązków Prezesa Zarządu Członkowi Zarządu Spółki - Panu Rafałowi Mucha.
• 12 kwietnia 2022 r. Zarząd ENEA S.A. podjął uchwałę dotyczącą propozycji podziału zysku netto Emitenta za rok obrotowy 2021. Zgodnie z uchwałą, Zarząd Spółki zaproponował aby wypracowany zysk netto Emitenta za rok obrotowy, obejmujący okres od 1 stycznia 2021 r. do 31 grudnia 2021 r. w kwocie 460 408 613,85 zł przeznaczyć: w części wynoszącej 442 110 040,96 zł na zwiększenie kapitału rezerwowego celem realizacji zaplanowanych inwestycji, w części wynoszącej 18 298 572,89 zł na zmniejszenie ujemnej wartości pozostałych kapitałów. Propozycja Zarządu została pozytywnie zaopiniowana przez Radę Nadzorczą.
• 14 kwietnia 2022 r. Zarząd Spółki ustalił cenę emisyjną Akcji Serii D na 8,50 zł za jedną Akcję Serii D. Zarząd Spółki postanowił również o zaoferowaniu wybranym przez siebie inwestorom, na zasadach wskazanych w Uchwale Emisyjnej oraz na zasadach subskrypcji ustalonych na jej podstawie, łącznie 88 288 515 Akcji Serii D.
• 20 kwietnia 2022 r. Rada Nadzorcza Emitenta podjęła uchwałę w przedmiocie powołania Pana Pawła Majewskiego z dniem 25 kwietnia 2022 r. na stanowisko Prezesa Zarządu ENEA S.A. na wspólną kadencję, rozpoczętą z dniem odbycia Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2018 rok.
• 28 kwietnia 2022 r. Zarząd Spółki podjął uchwałę w sprawie przydziału 88 288 515 Akcji Serii D. Wkłady pieniężne na pokrycie Akcji Serii D zostały wniesione w całości. Cena emisyjna Akcji Serii D wyniosła 8,50 zł za jedną akcję. Akcje Serii D oraz prawa do Akcji Serii D były przedmiotem ubiegania się przez Spółkę o dopuszczenie i wprowadzenie do obrotu na rynku regulowanym prowadzonym przez Giełdę Papierów Wartościowych w Warszawie S.A.
• 6 maja 2022 r. ENEA S.A. otrzymała oświadczenie nr 400/2022 z Krajowego Depozytu Papierów Wartościowych S.A. ("KDPW") w sprawie zawarcia ze Spółką umowy o rejestrację w depozycie papierów wartościowych 88 288 515 praw do akcji zwykłych na okaziciela serii D Spółki o wartości nominalnej 1,00 zł każda. Prawa do Akcji zostały oznaczone kodem ISIN PLENEA000104. W tym samym dniu zarząd GPW podjął uchwałę nr 427/2022 w sprawie dopuszczenia i wprowadzenia do obrotu giełdowego na rynku podstawowym GPW 88 288 515 praw do akcji zwykłych na okaziciela serii D Spółki o wartości nominalnej 1,00 zł każda, z dniem rejestracji tych praw do akcji przez KDPW.
• 9 maja 2022 r. KDPW wydał komunikat o rejestracji 88 288 515 praw do akcji zwykłych na okaziciela serii D Spółki o wartości 1,00 zł każda.
• 12 maja 2022 r. raportem bieżącym nr 31/2022 Spółka przekazała do publicznej wiadomości informacje podsumowujące zakończoną subskrypcję akcji zwykłych na okaziciela serii D (informacje uzupełniające zostały opublikowane raportem bieżącym nr 55/2022). Wartość przeprowadzonej subskrybcji wyniosła 750 452 377,50 zł.
• 31 maja 2022 r. Sąd Rejonowy Poznań Nowe Miasto i Wilda w Poznaniu, VIII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego, zarejestrował zmianę Statutu Spółki dokonaną na podstawie uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 8 kwietnia 2022 r. w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego Spółki w drodze emisji akcji zwykłych na okaziciela serii D, pozbawienia dotychczasowych akcjonariuszy w całości prawa poboru wszystkich Akcji Serii D, zmiany Statutu Spółki, ubiegania się o dopuszczenie i wprowadzenie Akcji Serii D i/lub praw do Akcji Serii D do obrotu na rynku regulowanym prowadzonym przez GPW oraz dematerializacji akcji serii D i/lub praw do akcji serii D. Po rejestracji kapitał zakładowy wynosi 529 731 093 zł. Ogólna liczba głosów wynikających ze wszystkich wyemitowanych akcji wynosi 529 731 093 głosy.
• 8 czerwca 2022 r. ENEA S.A. otrzymała oświadczenie nr 505/2022 z KDPW w sprawie zawarcia ze Spółką umowy o rejestrację w depozycie papierów wartościowych 88 288 515 akcji zwykłych na okaziciela serii D Spółki o wartości nominalnej 1,00 zł każda oraz nadaniu im kodu ISIN PLENEA000013, pod warunkiem wprowadzenia tych akcji do obrotu na tym samym rynku regulowanym, na który zostały wprowadzone inne akcje Spółki oznaczone kodem ISIN PLENEA000013.
• 8 czerwca 2022 r. zarząd GPW podjął uchwałę nr 534/2022 w sprawie wyznaczenia ostatniego dnia notowania na Głównym Rynku GPW praw do akcji zwykłych na okaziciela serii D ("Prawa do Akcji Serii D"), w której Zarząd GPW wyznaczył na 9 czerwca 2022 r. dzień ostatniego notowania 88 288 515 Praw do Akcji Serii D, oznaczonych przez KDPW kodem PLENEA000104; oraz uchwałę nr 535/2022 w sprawie dopuszczenia i wprowadzenia do obrotu giełdowego na Głównym Rynku GPW 88 288 515 akcji zwykłych na okaziciela serii D Spółki o wartości nominalnej 1,00 zł każda ("Akcje Serii D"), w której Zarząd GPW stwierdził, że Akcje Serii D są dopuszczone do obrotu giełdowego na rynku podstawowym oraz

postanowił wprowadzić je z dniem 10 czerwca 2022 r. w trybie zwykłym do obrotu giełdowego na rynku podstawowym, pod warunkiem dokonania przez KDPW w dniu 10 czerwca 2022 r. rejestracji tych akcji i oznaczenia ich kodem PLENEA000013.

• 10 czerwca 2022 r. w KDPW nastąpiła rejstracja 88 288 515 akcji zwykłych na okaziciela serii D Spółki o wartości 1,00 zł każda.
• 14 czerwca 2022 r. Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwały w przedmiocie powołania na nową wspólną kadencję, z dniem następnym po dniu odbycia Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2021 rok: i) Pana Pawła Majewskiego na stanowisko Prezesa Zarządu ENEA S.A., ii) Pana Tomasza Siwaka na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Handlowych, iii) Pana Rafała Muchę na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Finansowych, iv) Pana Dariusza Szymczaka na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Korporacyjnych, v) Pana Marcina Pawlickiego na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Operacyjnych, vi) Pana Lecha Żaka na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Strategii i Rozwoju.
• 18 czerwca 2022 r. ENEA S.A. podpisała ze Skarbem Państwa list intencyjny dotyczący potencjalnego nabycia przez Skarb Państwa 21 962 189 akcji w spółce Lubelski Węgiel "Bogdanka" S.A. ("LWB"), stanowiących 64,57% akcji w kapitale zakładowym LWB ("Transakcja"). Spółka oraz Skarb Państwa ("Strony") zobowiązują się do przeprowadzenia w dobrej wierze wszelkich działań niezbędnych dla przygotowania i dokonania Transakcji, polegającej na nabyciu przez Skarb Państwa od Spółki wszystkich posiadanych przez nią 21 962 189 akcji LWB. List intencyjny obowiązuje do dnia 31 grudnia 2023 r. Zawarty List Intencyjny jest wyrazem wyłącznie intencji Stron, co do nawiązania współpracy oraz ma charakter porozumienia porządkowego w ramach prowadzonych rozmów.
• 24 czerwca 2022 r. Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki podjęło uchwały w przedmiocie powołania w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A. XI wspólnej kadencji następujące osoby: Pana Rafała Włodarskiego i powierzenia mu funkcji Przewodniczącego Rady Nadzorczej, Pana Mariusza Damasiewicza, Pana Mariusza Pliszka, Pana Mariusza Romańczuka, Pana Pawła Koroblowskiego, Pana Tomasza Lisa, Pana Radosława Kwaśnickiego, Panią Dorotę Szymanek, Pana Romana Stryjskiego.

Trzeci kwartał

• 7 lipca 2022 r. ENEA S.A. poinformowała raportem bieżącym nr 48/2022 o zawarciu umowy poręczenia z Izbą Rozliczeniową Giełd Towarowych S.A. ("IRGiT") za zobowiązania spółki zależnej ENEA Elektrownia Połaniec S.A. ("Spółka Zależna") do kwoty 4 000 000 000 zł ("Umowa"). Poręczenie obejmuje wszelkie zobowiązania zaciągnięte przez Spółkę Zależną z tytułu dokonywanych przez IRGiT rozliczeń transakcji. Poręczenie zostało udzielone do dnia 30 kwietnia 2023 r. Zgodnie z aneksem zawartym 26 lipca 2022 r. kwota udzielonego poręczenia została zwiększona o 6 800 000 000 zł, tj. do kwoty 10 800 000 000 zł, o czym Spółka poinformowala raportem bieżącym nr 50/2022. Podwyższenie kwoty poręczenia ma na celu optymalizację portfela zabezpieczeń wnoszonych do IRGiT.
• 11 lipca 2022 r. do ENEA S.A. wpłynęła rezygnacja Pani Doroty Szymanek z zasiadania w Radzie Nadzorczej ENEA S.A. z dniem 11 lipca 2022 r. Przyczyna rezygnacji nie została wskazana.
• 3 sierpnia 2022 r. raportem bieżącym nr 51/2022 ENEA S.A. przekazała do publicznej wiadomości informację o zawarciu w tym dniu warunkowej umowy sprzedaży akcji Polskiej Grupy Górniczej S.A. ("Warunkowa Umowa Sprzedaży"). Stronami sprzedającymi w Warunkowej Umowie Sprzedaży są: ENEA S.A., ECARB Sp. z o.o., PGNiG Termika S.A., PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A., Polski Fundusz Rozwoju S.A., Towarzystwo Finansowe Silesia Sp. z o.o. oraz Węglokoks S.A., a stroną kupującą jest Skarb Państwa Rzeczpospolitej Polskiej ("Skarb Państwa"). Zgodnie z Warunkową Umową Sprzedaży, Spółka dokona zbycia na rzecz Skarbu Państwa wszystkich posiadanych przez siebie akcji Polskiej Grupy Górniczej S.A. ("PGG"), tj. 3 000 000 akcji zwykłych imiennych (stanowiących 7,66% kapitału zakładowego PGG), za łączną cenę 1,00 zł za wszystkie posiadane akcje. Przeniesienie prawa własności akcji PGG na Skarb Państwa nastąpi pod warunkiem nieskorzystania przez Krajowy Ośrodek Wsparcia Rolnictwa z przysługującego prawa pierwokupu.
• 5 sierpnia 2022 r. do ENEA S.A. wpłynęła rezygnacja Pana Radosława Kwaśnickiego z pełnienia funkcji Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A., ze skutkiem na dzień 31 sierpnia 2022 r. Przyczyna rezygnacji, jaką wskazał Pan Radosław Kwaśnicki wynika z powodów niezwiązanych ze Spółką, lecz z innych wyzwań zawodowych.
• 14 września 2022 r. Zarząd spółki Lubelski Węgiel Bogdanka S.A. powziął informację o zaktualizowanych założeniach produkcyjnych na 2022 r. i podjął decyzję o przekazaniu ich do publicznej wiadomości. W ścianie 3/VII/385 uruchomionej 31 sierpnia 2022 r. nastąpił nagły i niespodziewany wzrost ciśnienia eksploatacyjnego w wyniku czego doszło do jej zaciśnięcia. Ściana osiągnęła postęp 55 mb i nie odnotowano problemów z wypiętrzaniem spągu a osiągnięte postępy były zgodne z założeniami na tym etapie eksploatacji. Ściana była stale monitorowana przez system kontroli ciśnienia w podporach sekcji obudowy zmechanizowanej. Spółka LWB podjęła działania w celu uwolnienia zaciśniętych sekcji i wznowienia eksploatacji. Działania, z uwagi na skalę zjawiska, są skomplikowane pod względem technicznym i organizacyjnym. Prace z uruchomieniem ściany 2/II/382 przebiegają zgodnie z przyjętym harmonogramem. W związku z pojawieniem się nagłych i nieprzewidywalnych utrudnień w prowadzeniu wydobycia, którym obiektywnie nie można było zapobiec, ani przeciwdziałać, spółka LWB podjęła decyzję o aktualizacji planu produkcyjnego, o którym informowała w raporcie bieżącym nr 18/2022 z dnia 2 września 2022 r. ustalając go na poziomie ok. 8,3 mln ton węgla handlowego. Skutki tego zdarzenia zostały uwzględnione w skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za okres od 1 stycznia do 30 września 2022 r. W związku z powyższym LWB szacuje, że niewykonanie umów zawartych ze spółkami ENEA Wytwarzanie, ENEA Elektrownia Połaniec oraz ENEA Ciepło w scenariuszu pesymistycznym dotyczy

braku możliwości dostarczenia wolumenu ok. 1,441 mln ton węgla do końca 2022 roku. ENEA Trading oszacowała, że wolumen węgla kamiennego wymagany do zakupu przez spółki wytwórcze GK ENEA, od innych dostawców niż LWB, w celu utrzymania wymaganego systemowo poziomu zapasów paliwa oraz wywiązania się z zawartych kontraktów na sprzedaż energii elektrycznej na rok 2022 wynosi ok. 0,965 mln ton. W związku z powyższym, trwa proces przeglądu otrzymywanych ofert oraz kontraktacji dostaw węgla od dostawców alternatywnych. Emitent wskazuje, iż z uwagi na obecną sytuację geopolityczną zakupy paliwa węglowego skutkować będą koniecznością poniesienia dodatkowych, istotnych kosztów.

27 września 2022 r. spółka LWB przekazała do publicznej wiadomości informację o zaktualizowanym harmonogramie biegu ścian obejmującym rok bieżący oraz rok 2023 i podjęła decyzję o przekazaniu wynikającego z niego planu produkcyjnego do wiadomości publicznej. Spółka LWB poinformowała, że plan produkcyjny na rok 2023 wynosić będzie ok. 8,3 mln ton węgla handlowego. W związku z powyższym LWB poinformowała ENEA Trading o kontynuacji okoliczności wpływających na wykonanie umów ze spółkami wytwórczymi z GK ENEA na dostawy węgla kamiennego w perspektywie roku 2023. Zgodnie z przekazaną informacją LWB szacuje, że niewykonanie umów zawartych ze spółkami ENEA Wytwarzanie, ENEA Elektrownia Połaniec oraz ENEA Ciepło w scenariuszu pesymistycznym dotyczy braku możliwości dostarczenia wolumenu ok. 0,331 mln ton węgla w 2023 r. Raportem bieżącym nr 60/2022 Spółka poinformowała, że zidentyfikowana została konieczność zwiększenia rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie wytwarzania o ok. 864,6 mln zł w porównaniu do stanu na 30 czerwca 2022 r, tj. z kwoty 446,9 mln zł do ok. 1 311,5 mln zł, przede wszystkim w związku z koniecznością zakupu węgla kamiennego od innych dostawców niż Lubelski Węgiel "Bogdanka" S.A. Na dzień 30 września 2022 r. wysokość rezerwy w spółce ENEA Elektrownia Połaniec S.A. wynosi ok. 217,8 mln zł, natomiast w spółce ENEA Wytwarzanie sp. z o.o. wynosi ok. 1 093,7 mln zł.

1.2. Zdarzenia po okresie sprawozdawczym

18 listopada 2022 r. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. podjęło uchwały na mocy, których dokonało z tym samym dniem następujących zmian w składzie Rady Nadzorczej Spółki XI kadencji: odwołano Pana Pawła Andrzeja Koroblowskiego oraz powołano Panią Anetę Kordowską, Pana Pawła Łąckiego, Pana Piotra Zborowskiego.

2. Organizacja i działalność Grupy Kapitałowej ENEA

2.1.Struktura Grupy Kapitałowej ENEA na 30 września 2022 r.

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

2) W dniu 21 października 2022 r. w wyniku podwyższenia kapitału zakładowego Polimex Mostostal S.A., udział ENEA S.A. w kapitale zakładowym tej Spółki zmniejszył się z 16,31 % do 16,26%

3) W dniu 25 października 2022 r. nastąpiło zbycie przez ENEA S.A. na rzecz Skarbu Państwa wszystkich posiadanych przez siebie akcji PGG.

4) W dniu 3 października 2022 r. nastąpiło połączenie ze Spółką ENEA Ciepło Sp. z o.o.

W obrębie GK ENEA funkcjonuje 7 wiodących podmiotów, tj. ENEA S.A. (obrót energią elektryczną), ENEA Operator Sp. z o.o. (dystrybucja energii elektrycznej), ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o., ENEA Elektrownia Połaniec S.A. i ENEA Nowa Energia Sp. z o.o. (produkcja i sprzedaż energii elektrycznej), ENEA Trading Sp. z o.o. (handel hurtowy energią elektryczną) oraz LW Bogdanka S.A. (wydobycie węgla). Pozostałe podmioty świadczą działalność pomocniczą w odniesieniu do wymienionych spółek. W strukturze Grupy uwzględniono również udziały mniejszościowe w podmiotach posiadane przez ENEA S.A. oraz spółki zależne od ENEA S.A. oraz LW Bogdanka S.A. 5)

5) W dalszej części dokumentu nazwy spółek mogą być pokazywane bez skróconej formy organizacyjno-prawnej.

2.2. Zmiany w strukturze GK ENEA

Restrukturyzacja majątkowa

Po dokonaniu w latach poprzednich kluczowych zmian organizacyjnych, w I-III kw. 2022 r. GK ENEA poza inicjatywami związanymi z planowanymi zmianami, nie realizowała istotnych działań w zakresie restrukturyzacji majątkowej.

Dezinwestycje kapitałowe

W I-III kw. 2022 r. nie prowadzono istotnych działań w zakresie dezinwestycji kapitałowych z zastrzeżeniem informacji zawartych poniżej:

• 7 czerwca 2022 r. ENEA Wytwarzanie zakończyła proces zbywania wszystkich posiadanych przez spółkę 486 645 akcji LW Bogdanka S.A. ("LWB").

• 18 czerwca 2022 r. raportem bieżącym nr 40/2022 Spółka przekazała do publicznej wiadomości informację o podpisaniu ze Skarbem Państwa listu intencyjnego dotyczącego potencjalnego nabycia przez Skarb Państwa 21 962 189 akcji w spółce LWB stanowiących 64,57% akcji w kapitale zakładowym LWB. List intencyjny obowiązuje do dnia 31 grudnia 2023 r.

Zmiany w organizacji

W I-III kw. 2022 r. GK ENEA kontynuowała działania ukierunkowane na realizację Strategii Rozwoju Grupy.

Inwestycje kapitałowe

Szczegółowy opis procesów związanych z inwestycjami kapitałowymi został zamieszczony w skróconym śródrocznym sprawozdaniu finansowym za okres od 1 stycznia do 30 września 2022 r.

Zdarzenia w raportowanym okresie oraz do dnia sporządzenia sprawozdania

• 23 lutego 2022 r. ENEA S.A. oraz Towarzystwo Finansowe Silesia Sp. z o.o., w związku z zawartą Umową opcji zakupu akcji z dnia 18 września 2017 r., zawarły umowy sprzedaży akcji w ramach opcji call 2 i call 3, w wyniku których ENEA S.A. nabyła 187 500 akcji z opcji call 2 oraz 125 000 akcji z opcji call 3 za łączną kwotę 625 000 zł. W wyniku zawartej transakcji udział ENEA S.A. w kapitale zakładowym Polimex Mostostal S.A. wzrósł do 16,45%. 11 kwietnia 2022 r. ENEA S.A. oraz Towarzystwo Finansowe Silesia Sp. z o.o., w związku z zawartą Umową opcji zakupu akcji z dnia 18 września 2017 r., zawarły umowę sprzedaży akcji w ramach opcji call 4, w wyniku której ENEA S.A. nabyła 187 500 akcji z opcji call 4 za łączną kwotę 375 000 zł. W wyniku zawartej transakcji udział ENEA S.A. w kapitale zakładowym Polimex Mostostal S.A. wynosi 16,48%. W miesiącu czerwcu 2022 r. ENEA S.A. sprzedała 195 118 akcji spółki Polimex Mostostal S.A. Na koniec czerwca 2022 r. liczba akcji Spółki w posiadaniu ENEA S.A. wyniosła 39 117 406 stanowiących 16,39% kapitału zakładowego Spółki. Łącznie w miesiącu czerwcu i lipcu sprzedano 312 500 sztuk akcji Polimex Mostostal S.A. W wyniku transakcji sprzedaży, liczba akcji Polimex Mostostal S.A. posiadanych przez ENEA S.A. zmniejszyła się do 39 000 024 akcji, a udział ENEA S.A. w kapitale zakładowym Spółki spadł do 16,31% na koniec lipca br. W dniu 21 października 2022 r. w wyniku podwyższenia kapitału zakładowego Polimex Mostostal S.A., udział ENEA S.A. w kapitale zakładowym tej Spółki zmniejszył się z 16,31 % do 16,26 %.
• 28 lutego 2022 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników ENEA Innowacje z siedzibą w Warszawie podjęło Uchwałę nr 1 w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego o kwotę 5 000 000 zł, to jest z kwoty 30 860 000 zł do kwoty 35 860 000 zł, poprzez utworzenie 50 000 nowych udziałów o wartości nominalnej 100,00 zł każdy. 8 sierpnia 2022 r. podwyższenie kapitału zostało zarejestrowane w KRS.
• 16 marca 2022 r. ENEA S.A. zawiązała spółkę celową pod nazwą ENEA ELKOGAZ z siedzibą w Warszawie. Kapitał zakładowy spółki wynosi 19 000 000 zł. ENEA S.A. objęła w spółce 100% udziałów. Spółka została wpisana do KRS w dniu 12 maja 2022 r.
• 30 marca 2022 r. ENEA S.A. zawiązała spółkę ENEA Power&Gas Trading z siedzibą w Warszawie. Kapitał zakładowy Spółki wynosi 3 200 000 zł. ENEA S.A. objęła w spółce 100% udziałów. Spółka została wpisana do KRS w dniu 23 maja 2022 r. Nadzwyczajne Zgromadzenia Wspólników ENEA Trading oraz ENEA Power&Gas Trading w dniu 27 września 2022 r. podjęły uchwały w sprawie podziału spółki ENEA Trading poprzez przeniesienie Zorganizowanej Części Przedsiębiorstwa Spółki na spółkę ENEA Power&Gas Trading. W związku z podziałem nastąpi obniżenie kapitału zakładowego ENEA Trading o kwotę 38 795 000 zł do kwoty 61 205 000 zł oraz podwyższenie kapitału zakładowego ENEA Power&Gas Trading o kwotę 58 192 500 zł do kwoty 61 392 500 zł. Przeniesienie Zorganizowanej Części Przedsiębiorstwa nastąpi w momencie wpisu przez właściwy sąd do KRS.
• 15 kwietnia 2022 r. odbyły się Nadzwyczajne Zgromadzenia Wspólników SUN Energy 7 oraz GPK energia w sprawie połączenia przez przejęcie z ENEA Nowa Energia (spółka przejmująca). W dniu 20 maja 2022 r. połączenie spółek zostało zarejestrowane w KRS.
• 12 maja 2022 r. ENEA Elektrownia Połaniec zawarła z Miastem Tarnobrzeg umowę, na mocy której miasto Tarnobrzeg nabyło od ENEA Elektrownia Połaniec 80 akcji Tarnobrzeskiej Agencji Rozwoju Regionalnego S.A. z siedzibą w Tarnobrzegu za cenę 40 000 zł.
• 18 czerwca 2022 r. ENEA S.A. podpisała ze Skarbem Państwa list intencyjny dotyczący potencjalnego nabycia przez Skarb Państwa 21 962 189 akcji w spółce LW Bogdanka S.A., stanowiących 64,57% akcji w kapitale zakładowym LWB. List intencyjny obowiązuje do dnia 31 grudnia 2023 r.
• 29 lipca 2022 r. ENEA S.A. zawarła ze spółką ENEA Operator umowę pożyczki w kwocie do 550 000 000 zł z przeznaczeniem na sfinansowanie zaplanowanych wydatków pożyczkobiorcy. Pożyczka została w całości wypłacona.
• 3 sierpnia 2022 r. ENEA S.A. łącznie ze spółkami: PGNiG Termika S.A., Węglokoks S.A., PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A., ECARB Sp. z o.o., Towarzystwo Finansowe Silesia Sp. z o.o., Polski Fundusz Rozwoju S.A. zawarła umowę zbycia wszystkich akcji w spółce Polska Grupa Górnicza S.A. ("PGG") na rzecz Skarbu Państwa ("Warunkowa Umowa Sprzedaży") pod warunkiem spełnienia się warunku zawieszającego, jakim jest niewykonanie przez Krajowy Ośrodek Wsparcia Rolnictwa ("KOWR") prawa pierwokupu akcji PGG przysługującego na podstawie art. 3a ust. 1 ustawy z dnia 11 kwietnia 2003 r. o kształtowaniu ustroju rolnego w terminie określonym w art. 3a ust. 4 tej ustawy. Zgodnie z Warunkową Umową Sprzedaży, ENEA S.A. dokona zbycia na rzecz Skarbu Państwa wszystkich posiadanych przez siebie akcji PGG, tj. 3 000 000 akcji zwykłych imiennych (stanowiących 7,66% kapitału zakładowego PGG), za łączną cenę 1,00 zł za wszystkie posiadane akcje. Do dnia 5 października 2022 roku (termin

na skorzystanie z prawa pierwokupu) KOWR nie poinformował o skorzystaniu z prawa pierwokupu, o którym mowa powyżej. W dniu 25 października 2022 r. nastąpiło zbycie przez ENEA S.A. na rzecz Skarbu Państwa wszystkich posiadanych przez siebie akcji PGG, tj. 3 000 000 akcji zwykłych imiennych (stanowiących 7,66% kapitału zakładowego PGG).

• 3 sierpnia 2022 r. ENEA S.A. nabyła od Polskiej Grupy Energetycznej S.A.: i) 95 udziałów o wartości nominalnej 95 000 zł w spółce Elektrownia Wiatrowa Baltica-4 Sp. z o.o. stanowiących 33,81% w kapitale zakładowym Spółki, ii) 95 udziałów o wartości nominalnej 95 000 zł w spółce Elektrownia Wiatrowa Baltica-5 Sp. z o.o. stanowiących 33,81% w kapitale zakładowym Spółki, iii) 422 udziały o wartości nominalnej 422 000 zł w spółce Elektrownia Wiatrowa Baltica-6 Sp. z o.o. stanowiących 33,76% w kapitale zakładowym Spółki. Zadaniem wszystkich trzech spółek celowych jest rozwój projektów budowy morskich farm wiatrowych w polskiej części Morza Bałtyckiego.
• 25 sierpnia 2022 r. odbyły się Nadzwyczajne Zgromadzenia Wspólników Spółek ENEA Ciepło i ENEA Ciepło Serwis w sprawie połączenia spółek, gdzie spółką przejmującą będzie ENEA Ciepło. Połączenie spółek nastąpiło w dniu 3 października 2022 r.
• 13 września 2022 r. ENEA S.A. zawarła ze spółką ENEA Operator umowę pożyczki w kwocie do 750 452 000 zł z przeznaczeniem na realizację zadań inwestycyjnych.
• 17 listopada 2022 r. ENEA Nowa Energia z siedzibą w Radomiu oraz ENEA Innowacje z siedzibą w Warszawie zawiązały dwie spółki z ograniczoną odpowiedzialnością: 1) ENEBIOGAZ 1 sp. z o.o. w organizacji z siedzibą w Radomiu, kapitał zakładowy w wysokości 5 000 zł dzielący się na 100 udziałów o wartości nominalnej 50,00 zł każdy, który został w całości pokryty wkładem pieniężnym, a udziały zostały objęte przez: i) ENEA Nowa Energia – 99 udziałów o łącznej wartości 4 950 zł, ii) ENEA Innowacje – 1 udział o łącznej wartości 50,00 zł 2) ENEBIOGAZ 2 sp. z o.o. w organizacji z siedzibą w Radomiu, kapitał zakładowy w wysokości 5 000 zł dzielący się na 100 udziałów o wartości nominalnej 50,00 zł każdy, który został w całości pokryty wkładem pieniężnym, a udziały zostały objęte przez: i) ENEA Nowa Energia – 99 udziałów o łącznej wartości 4 950 zł, ii) ENEA Innowacje – 1 udział o łącznej wartości 50,00 zł.

2.3. Obszary biznesowe GK ENEA

Dystrybucja

• Dostarczanie energii elektrycznej
• Planowanie i zapewnianie rozbudowy sieci dystrybucyjnej, w tym przyłączanie nowych Klientów
• Eksploatacja, konserwacja i remonty sieci dystrybucyjnej
• Zarządzanie danymi pomiarowymi

Wytwarzanie

• Wytwarzanie energii w oparciu o węgiel kamienny, biomasę, gaz, wiatr, wodę, biogaz i farmę fotowoltaiczną
• Wytwarzanie ciepła
• Przesyłanie i dystrybucja ciepła
• Obrót energią elektryczną

Wydobycie

• Produkcja węgla kamiennego
• Sprzedaż węgla kamiennego
• Zabezpieczenie bazy surowcowej dla Grupy Kapitałowej

Obrót hurtowy

• Optymalizacja portfela kontraktów hurtowych energii elektrycznej i paliwa gazowego
• Działania na rynkach produktowych
• Zapewnienie dostępu do rynków hurtowych

Obrót detaliczny

• Obrót energią elektryczną i paliwem gazowym na rynku detalicznym
• Oferta produktowa i usługowa dostosowana do potrzeb Klientów
• Kompleksowa Obsługa Klienta

2.3.1. Wydobycie

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

Wyszczególnienie	I-III kw. 2021	I-III kw. 2022	Zmiana %	III kw. 2021	III kw. 2022	Zmiana %
Produkcja netto [tys. ton]	7 503	7 163	-4,5%	2 556	1 593	-37,7%
Sprzedaż węgla [tys. ton]	7 244	7 157	-1,2%	2 654	1 920	-27,7%
Zapasy (na koniec okresu) [tys. ton]	381	27	-92,9%	381	27	-92,9%
Roboty chodnikowe [km]	15,4	25,2	63,6%	5,0	6,9	38,0%

2.3.2. Wytwarzanie

2.3.2.1. Aktywa wytwórcze GK ENEA na dzień 30 września 2022 r.

Wyszczególnienie	Moc zainstalowana elektryczna [MWe]	Moc osiągana elektryczna [MWe]	Moc zainstalowana cieplna [MWt]	Moc zainstalowana w OZE [MWe]
Elektrownia Kozienice	4 071,8	4 007,0	125,4	-
Elektrownia Połaniec	1 879,0	1 899,0	130,0	230,0
Farmy wiatrowe Bardy, Darżyno i Baczyna (Lubno I i Lubno II)	71,6	70,1	-	71,6
Elektrownia fotowoltaiczna PV Jastrowie I	3,0	3,0	-	3,0
Biogazownie Liszkowo i Gorzesław	3,8	3,8	3,1	3,8
Elektrownie Wodne	58,8	55,8	-	58,8
MEC Piła	20,4	18,4	136,7	0,1
PEC Oborniki	-	-	27,4	-
ENEA Ciepło (Elektrociepłownia Białystok, Ciepłownia Zachód)	203,5	156,6	684,1	78,5
Razem	6 311,9	6 213,7	1 106,7	445,8

2.3.2.2. Wytwarzanie ─ zestawienie mocy zainstalowanych

Elektrownia Kozienice

Blok	B1	B2	B3	B4	B5	B6	B7	B8	B9	B10	B11
Moc zainstalowana [MW]	230	230	230	230	230	230	230	230	560	560	1 112
Planowany rok wyłączenia z produkcji	2025	2025	2025	2025	2027	2027	2027	2027	2041	2042	2048

Uwaga: Powyższe dane przedstawiają wariant bazowy. Spółka posiada także równoległe warianty technologiczne o tym samym poziomie atrakcyjności, ale o odmiennej konfiguracji technologicznej skutkującej innym w czasie i liczbie odstawień bloków B1-B8 na potrzeby odtworzenia mocy wytwórczych.

Powyższe dane dla B1-B8 zostały sporządzone w oparciu o aktualnie zakładany w ramach projektu odtworzenia mocy wytwórczych harmonogram, natomiast dla pozostałych bloków w oparciu o aktualnie obowiązujący harmonogram pracy bloków i ujętych w nim odstawień jednostek wytwórczych.

Elektrownia Połaniec

Blok	B1	B2	B3	B4	B5	B6	B7	GU
Moc zainstalowana [MW]	200	242	242	242	242	242	239	230
Planowany rok wyłączenia z produkcji	2023	2034	2034	2034	2034	2034	2034	2042

Powyższe dane zostały sporządzone w oparciu o aktualnie obowiązujący harmonogram pracy bloków i ujętych w nim odstawień jednostek wytwórczych. Aktualnie realizowany jest projekt pt. "Dostosowanie ENEA Elektrownia Połaniec do wymagań Rynku Mocy po 1 lipca 2025 r." oraz trwają prace nad opracowywaniem koncepcji modernizacji Bloku 1.

ENEA Nowa Energia

W III kw. 2022 r. spółka posiadała majątek produkcyjny i nieprodukcyjny 21 stopni wodnych z obiektami towarzyszącymi, na których usytuowane są elektrownie wodne o mocy zainstalowanej od 132 kW do 24,8 MW, Biogazownię Gorzesław o mocy zainstalowanej 1,7 MW, Elektrociepłownię Biogazową Liszkowo o mocy zainstalowanej 2,1 MW, farmy wiatrowe: Darżyno o mocy zainstalowanej 6,3 MW, Bardy o mocy zainstalowanej 50,0 MW oraz FW Lubno I i Lubno II o mocy zainstalowanej 7,6 MW

każda. Elektrownie wodne usytuowane są na rzekach: Brda, Wda, Gwda, Rega, Drawa, Myśla, Obra i Wełna. Spółka posiada również farmę fotowoltaiczną Jastrowie o mocy 3,0 MW.

ENEA Ciepło

Blok	B1	B2	B3	B41)	Kotły wodne	K1	K2	K3	K4	K5
Moc zainstalowana [MW]	55	55	70	23,5	Moc zainstalowana [MW]	0	0	0	0	0
Moc termiczna [MWt]	98,4	108	108	0	Moc termiczna [MWt]	33	35	35	40	40
Planowany ostatni rok produkcji	2028	2045	2055	2061	Planowany ostatni rok produkcji	-	-	-	-	-

1) Turbozespół kondensacyjny zasilany z upustów bloku B1.

2.3.2.3. Dane dotyczące Obszaru Wytwarzanie

Wyszczególnienie	I-III kw. 2021	I-III kw. 2022	Zmiana %	III kw. 2021	III kw. 2022	Zmiana %
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej (netto) [GWh]]	19 535	20 180	3,3%	7 466	6 877	-7,9%
Produkcja netto ze źródeł konwencjonalnych [GWh]	17 742	18 693	5,4%	6 826	6 541	-4,2%
Produkcja z OZE [GWh]	1 793	1 487	-17,1%	640	336	-47,5%
Produkcja ciepła brutto [TJ]	5 413	5 395	-0,3%	1 111	1 090	-1,9%
ENEA Wytwarzanie
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej (netto) [GWh]	13 415	13 273	-1,1%	5 220	4 722	-9,5%
Produkcja netto ze źródeł konwencjonalnych [GWh] w tym:	13 415	13 273	-1,1%	5 220	4 722	-9,5%
Blok 11 Elektrowni Kozienice
Produkcja energii elektrycznej netto [GWh]	4 137	4 017	-2,9%	1 565	1 177	-24,8%
Średnie miesięczne obciążenie netto [MW]	718,6	766,8	6,7%	743,1	755,9	1,7%
Produkcja ciepła brutto [TJ]	181	379	109,4%	30	24	-20,0%
ENEA Nowa Energia
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej (netto) [GWh]	199	219	10,1%	53	50	-5,7%
Produkcja z OZE [GWh], w tym:	199	219	10,1%	53	50	-5,7%
elektrownie wodne	89	84	-5,6%	20	19	-5,0%
farmy wiatrowe	105	126	20,0%	31	28	-9,7%
biogazownie	6	6	-	2	2	-
farma PV1)	-	2	100%	-	1	100%
ENEA Elektrownia Połaniec
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej (netto) [GWh]	5 574	6 384	14,5%	2 114	2 037	-3,6%
Produkcja netto ze źródeł konwencjonalnych [GWh]	4 142	5 281	27,5%	1 595	1 805	13,2%
Produkcja z OZE (spalanie biomasy – Zielony Blok) [GWh]	1 193	874	-26,7%	432	117	-72,9%
Produkcja z OZE (współspalanie biomasy) [GWh]	239	229	-4,2%	87	115	32,2%
Produkcja ciepła brutto [TJ]	1 713	1 786	4,3%	567	567	-
ENEA Ciepło
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej (netto) [GWh]	304	270	-11,2%	69	56	-18,8%
Produkcja netto ze źródeł konwencjonalnych [GWh] z wyłączeniem spalania biomasy	142	105	-26,1%	1	2	100%
Produkcja z OZE – spalanie biomasy [GWh]	162	166	2,5%	68	54	-20,6%
Produkcja ciepła brutto [TJ] (razem z Ciepłownią Zachód)	2 898	2 661	- 8,2%	448	431	-3,8%
PEC Oborniki
Produkcja ciepła brutto [TJ]	87	76	- 12,6%	9	9	-
MEC Piła
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej (netto) [GWh]	43	34	-20,9%	9	12	33,3%
Produkcja ciepła brutto [TJ]	534	492	-7,9%	56	58	3,6%

1) Od dnia 22 marca 2022 r. rozpoczęła się produkcja energii elektrycznej z farmy fotowoltaicznej Jastrowie o mocy 3 MW

2.3.2.4. Emisja CO2, przydział bezpłatnych uprawnień CO2, koszty z tytułu uprawnień

	Emisja CO2 [t]	Przydział bezpłatnych uprawnień CO2 [t]	Koszty z tytułu uprawnień [tys. zł]
Elektrownia Kozienice
I-III kw. 2021	11 918 548	2 195 1)	1 596 430
I-III kw. 2022	11 955 790	2 139 2)	2 927 192
MEC Piła
I-III kw. 2021	60 551	9 083 1)	9 164
I-III kw. 2022	27 620	6 923 2)	8 097
Białystok - Elektrociepłownia
I-III kw. 2021	220 187	45 587 1)	25 756
I-III kw. 2022	167 153	44 415 2)	26 724
Białystok – Ciepłownia Zachód
I-III kw. 2021	14 671	2 487 1)	1 667
I-III kw. 2022	8 506	2 923 2)3)	1 602
Elektrownia Połaniec
I-III kw. 2021	4 269 215	89 956 1)	423 739
I-III kw. 2022	5 408 963	87 646 2)	1 250 724
Łęczyńska Energetyka 4)
I-III kw. 2021	35 401	10 632 1)	7 743
I-IIIkw. 2022	31 551	11 809 2)	6 429
Razem I-III kw. 2021	16 518 573	159 940	2 064 499
Razem I-III kw. 2022	17 599 583	155 855	4 220 768

1) Darmowe uprawnienia przyznane na 2021 rok

2) Darmowe uprawnienia przyznane na 2022 rok.

3) Uwzględnia dodatkowe uprawnienia otrzymane 5 sierpnia 2022 r.

4) Podmiot w GK LW Bogdanka, posiadający uprawnienia do emisji CO2.

2.3.2.5. Zaopatrzenie w paliwa

Podstawowym paliwem używanym do wytwarzania energii elektrycznej w Elektrowni Kozienice oraz Elektrowni Połaniec jest węgiel kamienny w sortymencie miał. Podstawowymi paliwami używanymi w ENEA Ciepło - Elektrociepłownia Białystok w okresie I-III kw. 2022 r. były węgiel i biomasa – głównie w postaci zrębki z drewna energetycznego, zrębki z wierzby i topoli energetycznej, pozostałości z produkcji rolnej oraz przemysłu przetwarzającego produkty rolne.

Dostawy węgla

	Elektrownia Kozienice	Elektrownia Połaniec	ENEA Ciepło
Główni dostawcy węgla w okresie I-III kw. 2022 r.	LW Bogdanka (78%), PGG (12%), JSW (3%),Węglokoks (3%)	LW Bogdanka (50%) PGG (34%), PGE Paliwa (4%)	LW Bogdanka (86%), PGG (14%)
Główny przewoźnik realizujący dostawy w okresie I-III kw. 2022 r.	PKP CARGO S.A. (95%), Konsorcjum DB Cargo Polska S.A./ CTL Logistics sp. z o.o. (5%)	PKP CARGO S.A. (74%), Transport własny (23%)	LW Bogdanka (86%) PKP CARGO S.A. (14%)

Zakup paliwa

			Obszar Wytwarzania
Typ paliwa		I-III kw. 2021		I –III kw. 2022
	Ilość [tys. ton]	Koszt [mln zł]	Ilość [tys. ton]	Koszt [mln zł]
Węgiel kamienny	7 483	1 793	8 447	2 733
Biomasa	1 527	310	1 492	744
Olej opałowy (ciężki)1)	10	19	11	36
Olej opałowy (lekki)2)	5	15	3	20
Gaz [tys. m3 3)4) ]	13 659	15	9 225	20
Razem		2 152		3 553

1) Paliwo rozpałkowe w B1-10 Elektrowni Kozienice i B1-7 Elektrowni Połaniec,aktualizacja kalkulacji dla roku 2021

2) Paliwo rozpałkowe w B11 Elektrowni Kozienice i B9 Elektrowni Połaniec

3) Używany do produkcji energii elektrycznej i cieplnej w MEC Piła

4) Używany do produkcji ciepła w Ciepłowni Zachód: jednostka objętości gazu w tys. Nm 3

2.3.3. Dystrybucja

Sprzedaż usług dystrybucyjnych [GWh] Liczba odbiorców [w tys.]

I-III kw. 2021 I-III kw. 2022

I-III kw. 2021 I-III kw. 2022

Przyłączone źródła OZE na terenie działania ENEA Operator w okresie 2016 – I-III kw. 2022

	Liczba przyłączonych źródeł OZE, zakwalifikowanych do II i III grupy przyłączeniowej, narastająco [szt.]	Liczba przyłączonych mikroinstalacji wynikająca ze złożonych zgłoszeń i wniosków, narastająco [szt.]	Suma mocy przyłączonych źródeł OZE, zakwalifikowanych do II i III grupy przyłączeniowej, narastająco [MW]	Suma mocy przyłączonych mikroinstalacji wynikająca ze złożonych zgłoszeń i wniosków, narastająco [MW]
2016	350	2 479	1 220	17
2017	360	4 302	1 240	31
2018	400	6 910	1 280	50
2019	493	18 900	1 369	136
2020	593	61 990	1 614	435
2021	785	108 873	2 066	830
I-III kw. 2022	1 030	144 767	2 392	1 176

Liczba i długość przyłączy

		Stan na 31.12.2021 r.		Stan na 30.09.2022 r.
Wyszczególnienie	Liczba [szt.]	Długość [km]	Liczba [szt.]	Długość [km]
Napowietrzne	319 658	6 990	314 468	6 987
Kablowe	666 670	6 242	681 586	6 263
Razem	986 328	13 232	996 054	13 250

Liczba stacji elektroenergetycznych

	Stan na 31.12.2021 r.	Stan na 30.09. 2022 r.
Wyszczególnienie	Liczba [szt.]	Liczba [szt.]
110 kV	249	249
SN	38 689	38 854
Razem	38 938	39 103

108,2 tys. km – długość linii dystrybucyjnych	13,3 tys. km – długość przyłączy

39,1 tys. szt. – liczba stacji elektroenergetycznych 996,1 tys. szt. – liczba przyłączy

2.3.4. Obrót

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

W I-III kw. 2022 r. w stosunku do analogicznego okresu 2021 r. łączny wolumen sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego był niższy o 418 GWh, tj. o 2,3%. Spadek spowodowany był zmianą portfela Klientów. W segmencie odbiorców biznesowych odnotowano spadek wolumenu sprzedaży paliwa gazowego o 528 GWh, tj. o 45,7% oraz wzrost wolumenu sprzedaży energii elektrycznej o 259 GWh, tj. o 1,9%. Z kolei w segmencie odbiorców indywidualnych odnotowano spadek wolumenu sprzedaży energii elektrycznej o 149 GWh, tj. o 4,1% oraz wolumen sprzedaży paliwa gazowego na takim samym poziomie co w analogicznym okresie w 2021 r. Łączne przychody ze sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego w I-III kw. 2022 r. wzrosły w stosunku do analogicznego okresu 2021 r. o 3 422 mln zł, tj. o 65,0%, co jest odzwierciedleniem dynamicznego wzrostu cen na rynku hurtowym. Zwiększeniu uległy przychody zarówno w segmencie biznesowym, jak również w segmencie odbiorców indywidualnych.

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

Energia elektryczna Gaz

2.4. Strategia rozwoju

Wobec licznych oraz fundamentalnych zmian w otoczeniu branżowym, w 2021 r. została zaktualizowana Strategia GK ENEA, w celu zaadresowania wyzwań oraz warunków prowadzenia działalności w branży energetycznej. 15 grudnia 2021 r. Spółka zatwierdziła i przyjęła do realizacji "Strategię Rozwoju Grupy Kapitałowej ENEA do 2030 roku z perspektywą 2040 roku", która umożliwi ambitną, odpowiedzialną i efektywną transformację GK ENEA.

Grupa Kapitałowa ENEA jako odpowiedzialny podmiot z branży energetycznej oraz chcąc sprostać innym globalnym wyzwaniom, zakłada prowadzenie swojej działalności przy minimalizowaniu oddziaływania na środowisko naturalne. Działając zgodnie z założeniami dotyczącymi transformacji sektora elektroenergetycznego w Polsce, Grupa podejmuje działania w zakresie wydzielenia ze swoich struktur aktywów związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej w konwencjonalnych jednostkach węglowych.

GK ENEA zakłada prowadzenie swojej działalności w sposób zrównoważony, przy jednoczesnym minimalizowaniu oddziaływania na środowisko naturalne. Fundament do określenia celów strategicznych stanowią następujące kierunki rozwoju:

Grupa ENEA, jako jeden z najważniejszych podmiotów na rynku energii w Polsce, współodpowiedzialny za bezpieczeństwo energetyczne państwa, obserwuje globalne trendy i rozumie wyzwanie, jakim są zmiany klimatyczne, dlatego aktywnie uczestniczy w rozwoju sektora OZE i w ramach #TransformacjaEnei chce inwestować w technologie zeroemisyjne.

2.5. Realizowane działania i inwestycje 2.5.1. CAPEX - Nakłady inwestycyjne

CAPEX – nakłady inwestycyjne [mln zł]	III kw. 2021	III kw. 2022	Wykonanie III kw. 2022/Plan III kw. 2022	I-III kw. 2021	I-III kw. 2022	Wykonanie I-III kw. 2022/Plan I-III kw. 2022	Plan 2022
Wydobycie	73,2	146,9	108,5%	210,3	418,5	89,3%	679,0
Wytwarzanie	84,6	98,9	92,2%	288,6	266,1	84,4%	612,7
Dystrybucja	215,6	381,8	135,0%	586,6	989,4	105,3%	1 264,4
Wsparcie i inne	8,8	19,9	49,4%	24,8	51,1	8,5%	645,0
Razem wykonanie planu	382,2	647,5	114,4%	1 110,3	1 725,1	74,1%	3 201,1

Inwestycje związane z ochroną środowiska

Wyszczególnienie [mln zł]	Wykonanie III kw. 2022	Wykonanie I-III kw. 2022
Dostosowanie do konkluzji BAT (Elektrownia Połaniec)	14,2	51,8
Pozostałe	6,5	8,6
Łącznie inwestycje związane z ochroną środowiska	20,7	60,4

2.5.2. Realizacje kluczowych projektów i inwestycji

Obszar Wydobycie

Nazwa inwestycji	Wartość [mln zł]
Inwestycje zrealizowane w pierwszych trzech kwartałach 2022 r.:
Inwestycje rozwojowe - zakup dóbr gotowych, maszyn i urządzeń	72,6
Inwestycje operacyjne - nowe wyrobiska i modernizacja istniejących – w I-III kw. 2022 r. wykonano 25,2 km chodników	327,5
Pozostałe inwestycje	18,4
Inwestycje planowane do realizacji w czwartym kwartale 2022 r.:
Inwestycje rozwojowe - zakup dóbr gotowych, maszyn i urządzeń, zakup i montaż kompleksu ścianowego	130,8
Inwestycje operacyjne - Nowe wyrobiska i modernizacja istniejących	81,4
Pozostałe inwestycje	48,3

Obszar Wytwarzanie – Elektrownia Kozienice

Nazwa inwestycji	Wartość [mln zł]
Inwestycje zrealizowane w pierwszych trzech kwartałach 2022 r.:
- Modernizacja komina nr 5	1,4
- Modernizacja bloku nr 4	1,4
- Rekonstrukcja ostróg na rzece Wiśle OS4/426, OS6/426, OS8/426 i OS4/427	1,8
- Zabudowa instalacji odazotowania spalin SCR dla bloków 9,10	2,3
- Odtworzenie mocy wytwórczych	3,6
- Remonty cykliczne	11,2
- Modernizacja bloku nr 11	13,4
- Wykonanie innych zadań inwestycyjnych realizowanych w pierwszych trzech kwartałach 2022 r.	14,1
- Modernizacja bloku nr 6	34,6
- Modernizacja bloku nr 10	41,2
Inwestycje planowane do realizacji w czwartym kwartale 2022 r.:
- Modernizacja młynów węglowych MKM-33 na kotłach K-1 i K-6	0,3
- Rekonstrukcja ostróg na rzece Wiśle OS4/426, OS6/426, OS8/426 i OS4/427	0,9
- Pozostałe inwestycje związane z blokiem 11	1,2
- Modernizacja rurociągów żużla	2,4
- Zakupy gotowych środków trwałych	3,8
- Remonty cykliczne	8,1
- Inwestycje wspólne – bloki 8x200 MW i bloki 2x500 MW	12,3
- Modernizacja bloku nr 11	49,5

Obszar Wytwarzanie – ENEA Nowa Energia

Nazwa inwestycji	Wartość [mln zł]
Inwestycje zrealizowane w pierwszych trzech kwartałach 2022 r.:
- PV Likowo – moc 1 MW, projekt samodzielny, realizacja budowy zlecana na zewnątrz	2,1
- PV Jastrowie I – 3 MW, projekt samodzielny, budowa realizowana przez ENEA Serwis	2,8
Inwestycje planowane do realizacji w czwartym kwartale 2022 r.:
- Automatyzacja elektrowni, projekt modernizacyjny, monitoring technologiczny elektrowni	0,3
- PV Likowo – moc 1 MW, projekt samodzielny, realizacja budowy zlecana na zewnątrz	0,9
- PV Lubno I i II – 2x1MW, projekt samodzielny, realizacja budowy zlecana na zewnątrz	5,4
- PV-FW Lubno I – 3 MW, projekt samodzielny, realizacja budowy zlecana na zewnątrz	7,4
- Zakup gruntów należących do podmiotów GK ENEA, realizacja w ramach przeniesienia aktywów do NABE	30,0

Obszar Wytwarzanie – Miejska Energetyka Cieplna Piła

Nazwa inwestycji	Wartość [mln zł]
Inwestycje zrealizowane w pierwszych trzech kwartałach 2022 r.:
- Przebudowa sieci ciepłowniczych	2,6
- Zakup środków trwałych	0,1
Inwestycje planowane do realizacji w czwartym kwartale 2022 r.:
- Przebudowa sieci ciepłowniczych – projekt realizowany w latach 2021-2023 (planowany koszt całości 11,1 mln zł)	3,2
- Zakup środków trwałych	0,3

Obszar Wytwarzanie – ENEA Ciepło

Nazwa inwestycji	Wartość [mln zł]
Inwestycje zrealizowane w pierwszych trzech kwartałach 2022 r.:
- Wymiana sterowników w systemach DCS oraz bezpieczeństwa FSC na blokach i układach pozablokowych	0,6
- Budowa biomasowego bloku kogeneracyjnego	0,6
- Dostawa i montaż III pakietu katalizatorów instalacji SCR K-7 i K-8	0,7
- Modernizacja kotłów węglowych w Ciepłowni Zachód w celu dostosowania do wymogów ochrony środowiska	0,9
- Odtworzenie układów magazynowania chemikaliów i układów regeneracji cięgów SUW2	1,2
- Odtworzenie zasobników węgla kotła K7	1,5
- Pozostałe inwestycje w obszarze Oddziału Elektrociepłowni Białystok	2,6
- Inwestycje rozwojowe - budowa nowych sieci, przyłączy i węzłów cieplnych, telemetria	3,7
- Pozostałe inwestycje w obszarze Centrali	4,3
- Inwestycje z dofinansowaniem - przebudowa istniejących sieci i węzłów cieplnych	16,7
Inwestycje planowane do realizacji w czwartym kwartale 2022 r.:
- Odtworzenie układów magazynowania chemikaliów i układów regeneracji cięgów SUW2	0,3
- Modernizacja awaryjnego układu zasilania (z agregatu)	0,4
- Wymiana sterowników w systemach DCS oraz bezpieczeństwa FSC na blokach i układach pozablokowych	0,5
- Modernizacja pomiarów fizykochemicznych blokowych obiegów wodno – parowych	0,8
- Odtworzenie turbozespołu TZ4	0,9
- Budowa biomasowego bloku kogeneracyjnego	0,9
- Pozostałe inwestycje w obszarze Centrali	1,4
- Pozostałe inwestycje w obszarze Oddziału Elektrociepłowni Białystok	2,2
- Inwestycje rozwojowe - budowa nowych sieci, przyłączy i węzłów cieplnych, telemetria	2,8
- Modernizacja kotłów węglowych w Ciepłowni Zachód w celu dostosowania do wymogów ochrony środowiska	5,6
- Inwestycje z dofinansowaniem - przebudowa istniejących sieci i węzłów cieplnych	13,8

Obszar Wytwarzanie – ENEA ELKOGAZ

Nazwa inwestycji	Wartość [mln zł]
Inwestycja zrealizowana w pierwszych trzech kwartałach 2022 r.:
- Odtworzenie mocy wytwórczych bloków węglowych klasy 200 MW w Elektrowni Kozienice w oparciu o technologię spalania paliwa gazowego	9,2
Inwestycja planowana do realizacji w czwartym kwartale 2022 r.:
- Odtworzenie mocy wytwórczych bloków węglowych klasy 200 MW w Elektrowni Kozienice w oparciu o technologię spalania paliwa gazowego	2,3

Obszar Wytwarzanie – Elektrownia Połaniec

Nazwa inwestycji	Wartość [mln zł]
Inwestycje zrealizowane w pierwszych trzech kwartałach 2022 r.:
- Dostosowanie ENEA Elektrownia Połaniec do konkluzji BAT	51,8
- Dostosowanie ENEA Elektrownia Połaniec do wymagań Rynku Mocy po 1 lipca 2025 r.	0,8
Inwestycje planowane do realizacji w czwartym kwartale 2022 r.:
- Dostosowanie ENEA Elektrownia Połaniec do konkluzji BAT	6,2
- Dostosowanie ENEA Elektrownia Połaniec do wymagań Rynku Mocy po 1 lipca 2025 r.	3,0

Obszar Dystrybucja – ENEA Operator

Nazwa inwestycji	Wartość [mln zł]
Inwestycje zrealizowane w pierwszych trzech kwartałach 2022 r.:
- Budowa i modernizacja szeregu elementów infrastruktury sieciowej, takich jak linie wysokiego, średniego i niskiego napięcia oraz stacje elektroenergetyczne, 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"	944,9
- Rozwój w obszarze infrastruktury dla wspomagania działalności w zakresie informatyki i telekomunikacji	19,2
- Rozwój w obszarze infrastruktury dla wspomagania działalności w zakresie budynków i narzędzi	16,5
- Rozwój w obszarze infrastruktury dla wspomagania działalności w zakresie transportu	3,8
Inwestycje planowane do realizacji w czwartym kwartale 2022 r.:
- Budowa i modernizacja szeregu elementów infrastruktury sieciowej, takich jak linie wysokiego, średniego i niskiego napięcia oraz stacje elektroenergetyczne, 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"	204,4
- Rozwój w obszarze infrastruktury dla wspomagania działalności w zakresie informatyki i telekomunikacji	34,0
- Rozwój w obszarze infrastruktury dla wspomagania działalności w zakresie budynków i narzędzi	23,5
- Rozwój w obszarze infrastruktury dla wspomagania działalności w zakresie transportu	3,7

Obszar Obrót – realizacja kluczowych projektów

Obszar

Obszar Handlu Detalicznego i Obsługi Klienta

• Kontynuacja prac nad wprowadzeniem automatyzacji procesów obsługowych, z wykorzystaniem m.in. robotyzacji procesów biznesowych (RPA i UiPath), która przełoży się na terminową realizację kluczowych wskaźników w ramach realizowanych procesów.

• Kontynuacja programu eKlient, którego celem jest wdrożenie nowych rozwiązań techniczno-organizacyjnych zwiększających poziom digitalizacji kontaktu z Klientem, rozwój nowoczesnych i niskokosztowych kanałów dotarcia do Klienta oraz jego obsługi, a także rozwój nowoczesnych kanałów obsługi i sprzedaży: zawieranie umów on-line, e-Wnioski, chatboty i voiceboty, marketplace.

• 1 września 2022 r. wprowadzono do sprzedaży produkt pod nazwą EKO OFERTA. W ramach EKO Oferty ENEA proponuje Klientom atrakcyjne ceny energii elektrycznej, niezmienność stawek opłat handlowych oraz nabycie przez ENEA gwarancji pochodzenia w ilości pokrywającej rzeczywiste zużycie Klienta. Dodatkowo Klient może wybrać Cennik EKO w ramach oferty Energia+ Fachowiec, w ramach której Klient otrzymuje dodatkowo pomoc Fachowców w zakresie drobnych napraw elektrycznych, hydraulicznych, czy sprzętu AGD.
• 18 października 2022 r. weszła w życie Ustawa z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 roku w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej oraz 4 listopada 2022 r. weszła w życie Ustawa z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 r. Spółka podjęła działania mające na celu dostosowanie organizacji (procesów, systemów bilingowych) do wymagań przedmiotowej regulacji.
• Kontynuacja prac w ramach projektu dostosowania systemów obsługi klienta Grupy Kapitałowej ENEA do zmian Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE). Celem CSIRE jest uproszczenie modelu wymiany informacji między uczestnikami rynku energii. Podobnie jak inni uczestnicy, GK ENEA ma obowiązek dostosować swoją organizację, procesy oraz systemy IT do CSIRE do 1 lipca 2024 r.

Obszar Handlu Hurtowego

• Kontynuacja projektu "Dostosowanie (adaptacja) Spółek GK ENEA do zmian funkcjonowania Rynku Bilansującego w Polsce".
• Kontynuacja projektu "Rozwój działalności w obszarze obrotu biomasą przez ENEA Trading Sp. z o.o.".

2.5.3. Zawarte umowy

Umowy znaczące dla działalności GK ENEA

W I-III kw. 2022 r. spółki z GK ENEA nie zawierały umów znaczących, przy czym we wskazanym okresie zawarto:

• Umowy pomiędzy ENEA Elektrownia Połaniec a PKP CARGO S.A. na wykonanie usługi przewozu węgla energetycznego dla ENEA Elektrownia Połaniec w terminie od 22 marca 2022 r. do dnia 21 marca 2023 r.,
• Aneks nr 20 pomiędzy ENEA Wytwarzanie a LW Bogdanka S.A. do Umowy Wieloletniej nr UW/LW/01/2012 określa ogólne warunki dostaw węgla w latach 2022 – 2036,
• Aneks nr 29 pomiędzy ENEA Elektrownia Połaniec a LW Bogdanka S.A. do Umowy sprzedaży węgla energetycznego nr 3/W/2012 (LW 853/W/2012 z 12 lipca 2012 r.) - określa warunki dostaw węgla w 2022 r.

2.5.4. Finansowanie zewnętrzne – obligacje i kredyty

ENEA S.A. finansuje program inwestycyjny wykorzystując nadwyżki finansowe z prowadzonej działalności gospodarczej oraz zadłużenie zewnętrzne. GK ENEA realizuje model finansowania inwestycji, w którym ENEA S.A. pozyskuje środki finansowe ze źródeł zewnętrznych 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 Rozwoju Grupy Kapitałowej ENEA do 2030 roku z perspektywą 2040 roku", ze szczególnym uwzględnieniem segmentu Dystrybucji i OZE. Jednocześnie, mając na uwadze bardzo ograniczone możliwości pozyskania finansowania na działalność spółek wytwórczych,

GK ENEA będzie podejmować działania mające na celu wydzielenie ze swoich struktur aktywów związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej w konwencjonalnych jednostkach węglowych.

W III kw. 2022 r., ENEA S.A. nie zawierała nowych długoterminowych umów kredytowych i nie emitowała obligacji. ENEA S.A. zawarła natomiast aneks do umowy kredytu w rachunku bieżącym z dnia 7 września 2020 r. z Bankiem Gospodarstwa Krajowego zwiększający kwotę przyznanego limitu kredytowego z 750 mln do 1 250 mln zł bez zmiany okresu trwania kredytowania. Oprócz wyżej wymienionego limitu ENEA S.A. wg stanu na 30 września 2022 r. posiada również limity w rachunku bieżącym przyznane w bankach PKO BP S.A. oraz Pekao S.A. na łączną kwotę 450 mln zł.

Na dzień 30 września 2022 r. zadłużenie nominalne ENEA S.A. z tytułu wyemitowanych obligacji oraz zaciągniętych kredytów wyniosło łącznie 4 495 mln zł, w tym z tytułu kredytów długoterminowych 1 554 mln zł oraz 2 941 mln zł z tytułu obligacji.

W GK ENEA niektóre spółki posiadają również zawarte umowy dotyczące finansowania zewnętrznego. Łączna suma zewnętrznego zadłużenia nominalnego tych spółek z tytułu zaciągniętych kredytów i pożyczek (z wyłączeniem ENEA S.A.) na 30 września 2022 r. wynosiła 42 mln zł.

W okresie sprawozdawczym zakończonym 30 września 2022 r. Spółki z GK ENEA nie wypowiadały ani nie zostały im wypowiedziane umowy kredytów oraz pożyczek.

Po okresie sprawozdawczym, 3 października 2022 r. ENEA S.A. zawarła z PKO BP S.A. umowę kredytu wielowalutowego w rachunku bieżącym do kwoty 500 mln zł, z okresem obowiązywania do 31 grudnia 2022 r. 21 października 2022 r. ENEA S.A. zawarła z Pekao S.A. umowę kredytu otwartego w rachunku bieżącym z limitem kredytowym do 750 mln zł, z okresem obowiązywania do 21 października 2023 r. 27 października 2022 r. ENEA S.A. zawarła aneks nr 3 do umowy kredytu otwartego w rachunku bieżącym z Bankiem Gospodarstwa Krajowego, na kwotę 1 250 mln zł prolongując okres obowiązywania umowy do dnia 28 lipca 2023 r.

2.5.5. Udzielone poręczenia i gwarancje

11 marca 2022 r. ENEA S.A. zawarła umowę poręczenia z Powszechną Kasą Oszczędności Bankiem Polskim Spółka Akcyjna ("Bank") za zobowiązania spółki zależnej ENEA Trading ("Spółka Zależna") do kwoty 2 400 mln zł. Zobowiązania obejmują wierzytelności pieniężne Banku wobec Spółki Zależnej z tytułu umowy ramowej w zakresie współpracy na rynku finansowym zawartej pomiędzy Bankiem a Spółką Zależną, w tym z tytułu transakcji zabezpieczających ryzyko kursowe i transakcji zabezpieczających ryzyko cen towarów, w szczególności transakcji terminowych związanych z uprawnieniami do emisji CO2, zawieranymi przez Spółkę Zależną. Poręczenie obejmuje zobowiązania Spółki Zależnej wobec Banku istniejące w dacie zawarcia umowy poręczenia i mogące powstać w przyszłości oraz wygasa: w dniu 31 grudnia 2024 r. lub w dniu, w którym Spółka Zależna przestanie być jednostką Grupy Kapitałowej Emitenta na skutek wydzielenia wybranych aktywów tej Grupy Kapitałowej. Dnia 30 września 2022 r. umowa poręczenia z Powszechną Kasą Oszczędności Bankiem Polskim Spółka Akcyjna została zmieniona aneksem nr 1, wynikiem czego kwota udzielonego poręczenia została zwiększona do wartości 3 400 mln zł.

27 czerwca 2022 r. ENEA S.A. udzieliła gwarancji korporacyjnej na rzecz Axpo Polska Sp. z o.o. za zobowiązania ENEA Trading ("Spółka Zależna") do kwoty 17 mln euro. Zobowiązania obejmują wierzytelności pieniężne Axpo Polska Sp. z o.o. wobec Spółki Zależnej z tytułu transakcji terminowych związanych z uprawnieniami do emisji CO2, zawieranymi przez Spółkę Zależną. Gwarancja korporacyjna obejmuje zobowiązania Spółki Zależnej wobec Banku istniejące w dacie zawarcia gwarancji korporacyjnej i mogące powstać w przyszłości oraz wygasa w dniu 31 grudnia 2023 r. lub w dniu, w którym Spółka Zależna przestanie być jednostką Grupy Kapitałowej Emitenta na skutek wydzielenia wybranych aktywów tej Grupy Kapitałowej.

12 lipca 2022 r. ENEA S.A. udzieliła gwarancji korporacyjnej na rzecz Morgan Stanley Europe SE za zobowiązania ENEA Trading ("Spółka Zależna") do kwoty 200 mln euro. Zobowiązania obejmują wierzytelności pieniężne Morgan Stanley Europe SE wobec Spółki Zależnej z tytułu transakcji terminowych związanych z uprawnieniami do emisji CO2, zawieranymi przez Spółkę Zależną. Gwarancja korporacyjna obejmuje zobowiązania Spółki Zależnej wobec Banku istniejące w dacie zawarcia gwarancji korporacyjnej. ENEA S.A. może wypowiedzieć niniejszą gwarancję korporacyjną ze skutkiem natychmiastowym, przekazując zawiadomienie do Morgan Stanley Europe SE o wypowiedzeniu, z wyprzedzeniem nie krótszym niż 30 dni roboczych.

7 lipca 2022 r. ENEA S.A. zawarła umowę poręczenia z Izbą Rozliczeniową Giełd Towarowych S.A. ("IRGIT) za zobowiązania spółki ENEA Elektrownia Połaniec S.A. ("Spółka Zależna") do kwoty 4 000 mln zł. Zobowiązania obejmują wierzytelności pieniężne IRGIT wobec Spółki Zależnej z tytułu wnoszenia depozytu dla realizowanych przez Spółkę Zależną transakcji. 26 lipca 2022 r. umowa poręczenia z IRGIT została zmieniona aneksem nr 1, wynikiem czego kwota udzielonego poręczenia została zwiększona do wartości 10 800 mln zł. Umowa poręczenia wygasa z dniem 30 kwietnia 2023 r.

We wskazanym okresie została udzielona na zlecenie ENEA S.A. jedna gwarancja bankowa o istotnej wartości (próg istotności > 5 mln zł), a jej kwota stanowiła 2,4 mln dolarów. Gwarancja ta zabezpiecza zobowiązania spółki zależnej ENEA Elektrownia Połaniec S.A. Zgodnie z zawartym Porozumieniem pomiędzy Emitentem, a ENEA Elektrownia Połaniec S.A. (Spółka), Spółka dokona zwrotu kosztów z tytułu udzielenia niniejszej gwarancji bankowej na rzecz Emitenta na warunkach zawartych w Umowie Ramowej o udzielenie gwarancji bankowych. Zgodnie z zawartym pomiędzy Stronami Porozumieniem o udzielanie poręczeń i gwarancji na zlecenie ENEA S.A. za zobowiązania ENEA Elektrownia Połaniec S.A., ENEA S.A. ponosi opłatę prowizyjną wobec Gwaranta z tytułu udzielonej gwarancji bankowej, płatną kwartalnie, następnie opłata prowizyjna jest refakturowana przez ENEA S.A. na Spółkę tytułem zwrotu poniesionych przez ENEA S.A. kosztów.

W tabeli poniżej przedstawiono najistotniejsze kwotowo gwarancje bankowe, udzielone na zlecenie ENEA S.A. we wskazanym okresie, w ramach zawartych umów na gwarancje bankowe (próg istotności > 5 mln zł):

Data udzielenia zabezpieczenia	Data obowiązywania zabezpieczenia	Podmiot, na rzecz którego udzielono zabezpieczenia	Cel zawarcia umowy	Forma zabezpieczenia	Udzielona kwota zabezpieczenia [mln USD]
17 luty 2022 r.	16 czerwca 2022 r.	ARKAN IMPEX GENERAL TRADING LLC	Gwarancja zapłaty	w ramach linii gwarancyjnej do kwoty 350 000 000 zł	2,4

Powyższa gwarancja dotyczy zakupu biomasy w postaci PKS (Palm Kernel Shell) dla elektrowni w Połańcu, która jest płatnikiem wobec ARKAN. W odniesieniu do ww. gwarancji, za okres od 17 lutego 2022 r. do 31 marca 2022 r. została pobrana opłata prowizyjna w wysokości 1 130,96 dolarów amerykańskich, a za okres od 1 kwietnia 2022 r. do 16 czerwca 2022 r. opłata prowizyjna wyniosła 2 025,21 dolarów amerykańskich. Przewalutowania na złote dokonano po kursie z dnia naliczenia opłaty, tj. 1 sierpnia 2022 r. Na dzień 30 września 2022 r. łączna wartość poręczeń i gwarancji korporacyjnych udzielonych przez ENEA S.A. na zabezpieczenie zobowiązań spółek z GK ENEA wyniosła 16 495,1 mln zł, natomiast łączna wartość gwarancji bankowych wystawionych na zlecenie ENEA S.A. i stanowiących zabezpieczenie zobowiązań spółek z GK ENEA wyniosła 923,9 mln zł.

2.5.6. Transakcje zabezpieczające ryzyko stopy procentowej

W okresie sprawozdawczym zakończonym 30 września 2022 r. ENEA S.A. nie zawierała nowych transakcji zabezpieczających ryzyko stopy procentowej.

2.5.7. Finansowanie wewnątrzgrupowe - obligacje

Aktualnie ENEA S.A. w segmencie Dystrybucja i OZE (Wytwarzanie) posiada zawarte wewnątrzgrupowe programy emisji obligacji. Na dzień 30 września 2022 r. łączne nominalne zaangażowanie z tytułu objętych przez ENEA S.A. obligacji wewnątrzgrupowych wynosiło 1 566 mln zł. Programy emisji obligacji wewnątrzgrupowych zostały w całości wykorzystane a ich spłata, w zależności od serii, następuje jednorazowo lub ratalnie.

2.5.8. Finansowanie wewnątrzgrupowe - pożyczki

W kwietniu 2022 r., ENEA S.A. zawarła aneksy do umów pożyczek ze spółką Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o., na mocy których wydłużony został do grudnia 2022 r. termin spłaty pożyczek udzielonych przez ENEA S.A. spółce Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o.

29 lipca 2022 r. ENEA S.A. zawarła ze spółką ENEA Operator umowę pożyczki w kwocie do 550 mln zł z przeznaczeniem na sfinansowanie zaplanowanych wydatków przez ENEA Operator. Pożyczka została w całości wypłacona. 13 września 2022 r. ENEA S.A. zawarła ze spółką ENEA Operator umowę pożyczki w kwocie do 750 mln zł z przeznaczeniem na realizację zadań inwestycyjnych przez ENEA Operator pn. (a) "Rozbudowa i modernizacja sieci w obszarze stacji WN/SN"; (b) "Rozbudowa i modernizacja sieci w obszarze linii WN"; (c) "Rozbudowa i modernizacja sieci w obszarze sieci SN", (d) "Liczniki zdalnego odczytu" oraz (e) "Przyłączenie do sieci". Środki pozostające do dyspozycji ENEA Operator w ramach umowy pożyczki pochodzą z wkładu, który został wniesiony przez Skarb Państwa oraz przez inwestorów innych niż Skarb Państwa tytułem objęcia nowych Akcji Serii D wyemitowanych w wyniku podwyższenia kapitału zakładowego ENEA S.A. Na dzień 30 września 2022 r. ENEA Operator uruchomiła w ramach niniejszej umowy jedną transzę pożyczki na kwotę 267 mln zł.

Stan zadłużenia nominalnego spółek na 30 września 2022 r. wynosił 4 907 mln zł. Szczegółowe informacje nt. obowiązujących umów pożyczek okresie sprawozdawczym zakończonym 30 września 2022 r., jakie zawarła ENEA S.A. oraz poziomu ich wykorzystania prezentuje poniższa tabela.

Data początkowa	Ostateczny termin spłaty	Spółka	Wartość umów w mln zł	Kwota zaciągniętej pożyczki w I-III kw. 2022 r. w mln zł	Oprocentowanie	Zadłużenie z tyt. pożyczek na 30 września 2022 r. w mln zł
wrzesień 2019 r.	grudzień 2022 r.	Elektrownia Ostrołęka	199	0	Stałe	199
styczeń 2020 r.	wrzesień 2024 r.	ENEA Wytwarzanie	2 200	0	Stawka bazowa + marża	1 782
luty 2020 r.	grudzień 2024 r.	ENEA Elektrownia Połaniec	500	0	Stawka bazowa + marża	500
marzec 2020 r.	lipiec 2028 r.	ENEA Operator	3 340	817	Stawka bazowa + marża	2 417
czerwiec 2021 r.	grudzień 2031 r.	Miejska Energetyka Cieplna Piła	15	0	Stawka bazowa + marża	9

Kwoty zaprezentowane w powyższej tabeli w kolumnach "Wartość umów w mln zł" oraz "Zadłużenie z tyt. pożyczek na 30 września 2022 r. w mln zł" oznaczają sumaryczną wartość wszystkich podpisanych umów pomiędzy ENEA S.A. a daną spółką oraz sumaryczną wartość zadłużenia danej spółki wobec ENEA S.A. na 30 września 2022 r.

2.5.9. Transakcje z podmiotami powiązanymi

W I-III kw. 2022 r. ENEA S.A. oraz jednostki od niej zależne nie zawierały z podmiotami powiązanymi transakcji na warunkach nierynkowych. Informacje o transakcjach z podmiotami powiązanymi zawartych przez ENEA S.A. lub jednostkę od niej zależną znajdują się w nocie 24 w "Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA za okres od 1 stycznia do 30 września 2022 r."

3. Zarządzanie ryzykiem

Model ryzyk Grupy ENEA został zaktualizowany o istotne ryzyka, na które w I-III kw. 2022 r. była narażona Grupa ENEA.

Model ryzyk	Główne ryzyka, na które narażona jest Grupa ENEA w określonych kategoriach	Działania mitygujące dla ryzyk w określonych kategoriach
Strategiczne	Ryzyko przegrania toczących się spraw sądowych Ryzyko luki pokoleniowej oraz utraty kompetencji	- Udzielanie pełnomocnictw profesjonalnym pełnomocnikom - Organizowanie programów płatnych staży i praktyk, współpraca ze szkołami patronackimi - Zapewnienie transparentnego, konkurencyjnego i motywacyjnego systemu wynagrodzeń
	Ryzyko niewłaściwego zarządzania informacją w sytuacji kryzysowej Ryzyko przekroczenia parametrów wynikających	- Utrzymywanie sprawnych kanałów komunikacji z kluczowymi jednostkami biznesowymi
	z regulacji i pozwoleń dotyczących ochrony środowiska	- Bieżący monitoring parametrów środowiskowych
	Ryzyko niezrealizowania celów projektu wdrożenia narzędzia informatycznego wspierającego proces eksploatacji sieci elektroenergetycznej	- Renegocjacje z dostawcą, - Optymalizacja zakresu i harmonogramu wdrożenia projektu
Finansowe	Ryzyko naruszenia umów o finansowanie Ryzyko pogorszenia ratingu	- Monitorowanie kowenantów bankowych w GK ENEA - Bieżące konsultacje z agencją ratingową
	Ryzyko utraty płynności finansowej	- Planowanie przepływów pieniężnych w horyzoncie bieżącym i strategicznym - Bieżący monitoring ekspozycji oraz narażenia na ryzyko niekorzystnych zmian stóp procentowych z uwzględnieniem aktualnych limitów wyznaczonych dla tego ryzyka.
	Ryzyko wahania stóp procentowych
	Ryzyko poniesienia strat z tytułu niewywiązania się kontrahentów ze zobowiązań umownych (w tym ryzyko kredytowe)	- Prowadzenie usystematyzowanych działań w obszarze zarządzania ryzykiem kredytowym i windykacji
	Ryzyko niekorzystnego otoczenia rynku ubezpieczeniowego	- Opracowanie informacji dotyczących transformacji źródeł wytwórczych i prowadzenie dialogu z rynkiem ubezpieczeniowym i reasekuracyjnym
	Ryzyko naruszenia giełdowych obowiązków informacyjnych	- Bieżąca weryfikacja informacji i zdarzeń pod kątem obowiązków informacyjnych
	Ryzyko regulacyjne związane z niepewnością decyzji Prezesa URE dotyczących przychodu regulowanego	- Analiza pojawiających się aktów legislacyjnych i wpływu na wynik
	Ryzyko niespełnienia obowiązków i utraty poniesionych nakładów związanych z budową ogólnodostępnych stacji ładowania	- Monitorowanie postępu prac w zakresie budowy ogólnodostępnych stacji ładowania
	Ryzyko powstania roszczeń ze strony wykonawców realizujących inwestycje sieciowe, wynikające ze wzrostu kosztów realizacji inwestycji	- Negocjacje z wykonawcami w zakresie zawarcia porozumień
	Ryzyko niezbilansowania przychodów i kosztów zakupu i sprzedaży energii elektrycznej	- Uzgadnianie pozycji Grupy ENEA na Rynku Bilansującym - Weryfikacja spójności informacji i danych - Analiza wpływu rozliczeń prosumentów
	Ryzyko niedostępności pracowników z powodu epidemii	- Bieżące wdrażanie zaleceń ogólnokrajowych w zakresie minimalizacji ryzyka zakażeń
	Ryzyko przerw i szkód w wyniku wystąpienia ekstremalnych zjawisk atmosferycznych	- Prowadzenie oględzin, przeglądów i zabiegów eksploatacyjnych - Usuwanie skutków awarii i usterek na liniach i urządzeniach elektroenergetycznych - Realizacja zadań inwestycyjnych związanych z odtworzeniem majątku sieciowego
	Ryzyko utraty ciągłości działania środowisk i infrastruktury teleinformatycznej	- Prowadzenie przeglądów infrastruktury teleinformatycznej i tworzenie kopii bezpieczeństwa
	Ryzyko naruszenia bezpieczeństwa teleinformatycznego	- Przeprowadzanie kampanii informacyjnej wśród pracowników w tym szkoleń wstępnych i okresowych dot. zasad bezpieczeństwa teleinformatycznego
Operacyjne	Ryzyko utraty dostępności systemów bilingowych	- Umowy utrzymaniowe z dostawcą - Zapewnienie wydajności i jakości infrastruktury i jej monitoring - Tworzenie kopii bezpieczeństwa
	Ryzyko pogorszenia się wartości wskaźnika niezawodności pracy sieci	- Utrzymanie wysokiej jakości przeglądów eksploatacyjnych i zabiegów prewencyjnych na sieci
	Ryzyko ubytków mocy spowodowanych warunkami hydrologicznymi	- Monitoring warunków atmosferycznych i hydrologicznych
	Ryzyko katastrof i awarii przemysłowych	- Utrzymywanie we właściwym stanie infrastruktury technicznej zabezpieczającej przed awariami - Przestrzeganie procedur i instrukcji - Remonty kapitalne i bieżące
	Ryzyko niekorzystnego klimatu społecznego	- Aktywny, regularny dialog ze stroną społeczną
	Ryzyko naruszenia ochrony danych osobowych	- Przeprowadzanie kampanii informacyjnej wśród pracowników w tym szkoleń wstępnych i okresowych dot. ochrony danych osobowych

	Ryzyko wolumetryczne związane z zabezpieczeniem otwartej pozycji energii elektrycznej lub paliwa gazowego	- Monitorowanie i prognozowanie oraz bieżąca analiza czynników wpływających na ceny
Rynkowe	Ryzyko zmienności cen towarów na rynku terminowym, rynku SPOT i Rynku Bilansującym	- Ciągła analiza rynku paliwowo-energetycznego - Doskonalenie metod i narzędzi optymalizacji portfeli towarowych - Utrzymywanie i rozwój kompetencji do zarządzania ryzykiem towarowym
	Ryzyko niedotrzymania ciągłości dostaw paliw	- Codzienny monitoring stanu zapasów paliw - Dywersyfikacja źródeł zaopatrzenia
	Ryzyko wolumetryczne paliwa i transportu	- Optymalizacja dostaw węgla w ramach GK ENEA
	Ryzyko braku dostępnych kanałów zakupu uprawnień do emisji CO2 w kontraktach terminowych	- Zwiększenie limitów lub pozyskanie nowych umów z bankami rozliczeniowymi

4. Otoczenie rynkowe

Ceny węgla kamiennego na rynku polskim

Dane: ARP

Indeks PSCMI1: Średnia cena z notowań Indeksu PSCMI1 w III kw. 2022 r. wyniosła 25,30 zł/GJ, co w porównaniu do średniej ceny w III kw. 2021 r. na poziomie 11,44 zł/GJ oznacza znaczący wzrost o 121,2% r/r. Wzrost indeksu w sierpniu br. do historycznie rekordowo wysokiego poziomu 30,36 zł/GJ jest efektem renegocjacji wcześniej zawartych kontraktów na dostawy węgla pod względem jego wartości przez część Spółek Węglowych oraz szeregu korekt dla wcześniej wystawionych faktur, jak podaje ARP. W I-III kw. 2022 r. średnia cena wyniosła 17,96 zł/GJ vs. 11,44 zł/GJ dla analogicznego okresu w roku 2021,wzrost o 57,0% r/r.

Miały energetyczne: Średnia cena miałów energetycznych sprzedawanych do energetyki zawodowej w III kw. 2022 r. wyniosła 20,75 zł/GJ vs. 11,26 zł/GJ w III kw. 2021 r., co oznacza wzrost o 84,3% r/r. We wrześniu 2022 r. koszt zakupu 1 tony miałów energetycznych wyniósł 28,74 zł/GJ vs. 11,15 zł/GJ w roku ubiegłym (+157,8% r/r). W I-III kw. 2022 r. średnia cena miałów energetycznych wyniosła 15,65 zł/GJ wobec 11,28 zł/GJ dla analogicznego okresu w roku 2021, wzrost o 38,8%.

Rynek węgla energetycznego

W I-III kw. 2022 r. wielkość krajowego wydobycia węgla energetycznego wyniosła 30,2 mln ton wobec 31,5 mln ton w roku 2021. Sprzedaż surowca na rynku krajowym ukształtowała się na poziomie 30,9 mln ton wobec 32,8 mln ton w roku ubiegłym. Na koniec września br. stan zapasów węgla energetycznego na zwałach wyniósł 0,9 mln ton i był o 73,5% niższy aniżeli w roku ubiegłym 2021 r. W I-III kw. 2022 r. zaimportowano blisko 9,0 mln ton węgla energetycznego.

Sytuacja w krajowym sektorze górnictwa węgla kamiennego

Kontynuacja prac nad budową Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE) jako spółki, która docelowo przejmie zarządzanie wszystkimi źródłami opartymi o węgiel. Napięta sytuacja na rynku surowców energetycznych w Europie oraz obwiązujące embarga na import węgla z Rosji, skutkują w dalszym ciągu koniecznością interwencyjnych zakupów surowca na rynku międzynarodowym. W Polsce szacowana wielkość importu węgla do końca roku 2022 r. to około 11 mln ton zaś do końca sezonu grzewczego tj. kwietnia 2023 to około 17 mln ton. Na koniec września br. ceny dostaw fizycznych straciły na wartości względem rekordowo wysokich notowań w okresie letnim. Ceny SPOT przy niewielkich fluktuacjach oscylowały w okolicach 200-300 dolarów amerykańskich/t.

Ceny energii na rynku polskim

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe.

Na hurtowym rynku terminowym energii elektrycznej cena produktu BASE Y-23 wzrosła w III kw. 2022 r. o 353%, do średniego poziomu 1 698,9 zł/MWh, w stosunku do analogicznego produktu (tj. BASE Y-22) w III kw. 2021 r. Rynkowa cena BASE Y-23 w I-III kw. 2022 r. charakteryzowała się dużą zmiennością. Na początku roku kształtowała się na poziomie zbliżonym do 592,90 zł/MWh, pod koniec sierpnia osiągnęła historyczne maksimum na poziomie 2 547,1 zł/MWh, by pod koniec września spaść do poziomu 1 810,00 zł/MWh. Na kształtowanie się ceny BASE Y-23 w I-III kw. 2022 r. wpływ miały głównie skutki kryzysu paliwowego nasilającego się wraz z rozpoczęciem wojny rosyjsko-ukraińskiej oraz polityki nakładania sankcji na Rosję, a także wysokie poziomy cen uprawnień do emisji CO2.

W I-III kw. 2022 r. wolumen obrotu frontowym produktem rocznym tj. BASE Y-23 wyniósł 5 952 MW, co oznacza istotny spadek w porównaniu do I-III kw. 2021 r., kiedy w ramach kontraktacji BASE Y-22 zawarto transakcje opiewające łącznie na 8 686 MW (spadek o 31% r/r). Co ważne dysproporcja w zakresie płynności dla analizowanych produktów pogłębiała się, tj. średni wolumen kontraktowany na każdej sesji w I-III kw. 2021 r. wynosił 46 MW, a w I-III kw. 2022 r. spadł do poziomu 31 MW.

RDN BASE (zł/MWh)

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

Średnia cena energii elektrycznej na rynku SPOT w III kw. 2022 r. była wyższa o 166% w porównaniu do tego samego okresu w 2021 r. Do tego wzrostu głównie przyczyniła się znacząco wyższa wycena wszystkich miesięcy w kw. niż w analogicznym okresie w 2021 r.

Na poziom cen energii elektrycznej na rynku SPOT w I-III kw. 2022 r. wpływ miały następujące czynniki:

• wysokie ceny uprawnień do emisji CO² (czynnik pro-wzrostowy),
• kryzys paliwowy (czynnik pro-wzrostowy),
• wysokie poziomy ubytków mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE), szczególnie w miesiącach maj-wrzesień (czynnik pro-wzrostowy),
• wyższa, w porównaniu do analogicznego okresu w 2021 r., generacja wiatrowa (czynnik pro-spadkowy).

Ceny uprawnień do emisji CO² oraz praw majątkowych "zielonych"

Uprawnienia do emisji CO₂ (DEC-22) (EUR/t)

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

W pierwszych dniach stycznia 2022 r. ceny uprawnień do emisji CO² znajdowały się w trendzie wzrostowym. 5 stycznia osiągnęły wartość 87,58 EUR/t. W bieżącym roku wznowienie aukcji nastąpiło w dniu 10 stycznia 2022 r., a ceny znacząco spadły do poziomu 80,09 EUR/t. Następnie, po trendzie bocznym, ceny zaczęły rosnąć w drugiej połowie stycznia br. do poziomu około 89,00 EUR/t. W tym okresie można było zauważyć rosnące ceny surowców, zwłaszcza gazu, powiązane z rosnącymi obawami konfliktu pomiędzy Rosją a Ukrainą. Na początku lutego br. trend wzrostowy nadal się utrzymywał i osiągnął rekordowy poziom 96,93 EUR/t w dniu 8 lutego 2022 r. Następnie ceny kształtowały się w kierunku trendu spadkowego. W tym czasie pojawiły się informacje o propozycji zaostrzenia mechanizmu cenowego z art. 29a dyrektywy EU ETS, a także o rozpoczęciu procesu wydawania bezpłatnych uprawnień za 2022 r. przez niektóre państwa członkowskie. W dniu 24 lutego 2022 r. nastąpiła obniżka cen uprawnień do emisji CO2 o około 8,04 EUR/t w stosunku do dnia poprzedniego. Cena ukształtowała się na poziomie 87,03 EUR/t, a sesja charakteryzowała się dużym wolumenem. Przyczyny spadku można szukać w wyprzedaży uprawnień w związku z eskalacją konfliktu rosyjsko-ukraińskiego. Na początku marca br. trend spadkowy nadal się utrzymywał i w efekcie ceny spadły aż do poziomu 58,30 EUR/t. Po dużych obniżkach nastąpiła zmiana trendu i od 8 marca 2022 r. ceny systematycznie rosły, a następnie przeszły w trend boczny kształtując się na średnim poziomie 79,00 EUR/t. Wśród wydarzeń z marca br. wyszczególnić można przyjęcie w głosowaniu przez Komisję ENVI (Committee on the Environment, Public Health and Food Safety - Komisja Ochrony Środowiska Naturalnego, Zdrowia Publicznego i Bezpieczeństwa Żywności) w Parlamencie Europejskim sprawozdania w sprawie poprawek dotyczących reformy rezerwy MSR (m.in. podwojenie uprawnień transferowanych do rezerwy

do 2030 r.), a także uzgodnienie stanowiska przez ministrów finansów państw członkowskich w sprawie podatku granicznego CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism).1)

Do połowy kwietnia ceny utrzymywały się w dosyć wąskim zakresie 77,18 EUR/t - 80,09 EUR/t. Duży skok cen EUA miał miejsce 20 kwietnia, kiedy wartość DEC-22 wzrosła do 87,82 EUR/t co stanowiło prawie 10% zmianę w ciągu jednej doby. Powodem wzrostu ceny mogło być głosowanie Komisji Przemysłu, Badań Naukowych i Energii (ITRE), która przegłosowała potrzebę ograniczenia uczestników rynku tylko do tzw. instytucji "compliance" (czyli tych podmiotów, na których ciąży obowiązek umorzenia odpowiedniej ilości EUA) oraz tych nimi z współpracujących. Pozostała część miesiąca cechowała się dużą zmiennością. Maksymalna cena osiągnięta w dalszej części kwietnia za kontrakt DEC-22 to 88,99 EUR/t, a minimalna to 81,01 EUR/t. Do dużej zmienności mógł się przyczynić ostateczny termin umorzenia uprawnień EUA za emisje z roku 2021 przypadający na koniec kwietnia. Wysoka zmienność cen uprawnień do emisji CO² utrzymała się także w maju. Uczestnicy rynku reagowali na omawiane przez komisję ENVI zmiany w systemie EU ETS, m. in. ograniczenie emisji o 67% do roku 2030, wzmocnienie artykułu 29a oraz przejście z systemu darmowych emisji na CBAM. Kolejnym istotnym czynnikiem cenotwórczym w maju był tzw. REPowerEU plan, który zakłada uniezależnienie energetyczne od Federacji Rosyjskiej, a fundusze na jego realizację mogłyby pochodzić między innymi ze sprzedaży uprawnień z MSR (mówi się o ilości 250 Mt). Maksymalna cena osiągnięta w maju za kontrakt DEC-22 to 91,72 EUR/t, minimalna to 78,15 EUR/t. Czerwiec wykazał się zmniejszoną zmiennością względem maja. Maksymalna cena osiągnięta w czerwcu za kontrakt DEC-22 to 90,16 EUR/t, minimalna to 79,81 EUR/t. W czerwcu miały miejsce dwa głosowania Parlamentu Europejskiego dotyczące zmian w systemie ETS zaproponowanych przez komisję ENVI, pierwsze zakończyło się odesłaniem projektu do dalszych prac. Nad zmianami pochyliła się również Rada UE.

Handel uprawnieniami do emisji CO² w III kw. 2022 był mocno zależny od informacji napływających z Brukseli. Szczególnie istotnymi kwestiami była regulacja cen energii elektrycznej w Europie oraz pojawiające się propozycje w ramach tzw. REPowerEU Plan. Przez pierwsze 3 tygodnie lipca kurs DEC-22 poruszał się w wąskim zakresie 82,72 EUR/t - 85,65 EUR/t. W kolejnym tygodniu cena spadła o 4,81 EUR/t do poziomu 78,84 EUR/t, kiedy przewodnicząca Komisji Europejskiej zaprezentowała szczegóły planu oszczędzania gazu oraz kurs EUA spadł poniżej wybranych wskaźników analizy technicznej, co spowodowało wzmożoną sprzedaż uprawnień. Cena DEC-22 utrzymywała się na podobnym poziomie do końca lipca. Sierpień charakteryzował się większą zmiennością niż lipiec, z cenami zakresie 80,03 EUR/t. - 98,01 EUR/t. Ceny uprawnień do emisji rosły przez ponad połowię miesiąca, osiągając maksimum na poziomie 98,01 EUR/t. Od tego momentu notowania przeszły w trend spadkowy, który utrzymał się do drugiego tygodnia września, kiedy DEC-22 zamknął się z ceną 66,08 EUR/t. Okolice 66 EUR/t stały się nowym poziomem wsparcia dla uprawnień do emisji CO2, które na dalszą część miesiąca przeszły w trend boczny. Wrzesień również charakteryzował się dużą zmiennością, jednak kurs EUA spadł, a ceny oscylowały w zakresie 65,15 EUR/t.- 80,79 EUR/t.

1) Europejski mechanizm dostosowania cen CO² na granicy nazywany "podatkiem granicznym" lub "cłem węglowym", w ramach mechanizmu towary importowane pochodzące spoza terenu UE mogą zostać objęte dodatkową opłatą z tytułu emisji gazów cieplarnianych wyemitowanych podczas procesów produkcyjnych w krajach o mniej rygorystycznej polityce klimatycznej.

Średnia cena DEC-22 w III kw. 2022 r. była o 39% wyższa, niż średnia cena w tym samym kw. roku 2021.

Ceny praw majątkowych "zielonych" (PMOZE_A) (zł/MWh)

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

30 Notowania sesyjne Praw majątkowych "zielonych" przez dwa pierwsze miesiące roku utrzymywały lekką tendencję spadkową, począwszy od pierwszej styczniowej sesji, kiedy cena zamknięcia PMOZE_A osiągnęła poziom 266,75 zł/MWh, kończąc na ostatniej sesji lutego, kiedy cena spadła do wartości 253,84 zł/MWh. Marzec wykazał się dużo większą zmiennością cen niż miesiące poprzedzające. Na trzeciej sesji cena osiągnęła najniższy pułap od listopada poprzedniego roku, spadając do poziomu 206,86 zł/MWh, po którym nastąpił sukcesywny wzrost do maksymalnej w miesiącu wartości 250,39 zł/MWh. Na dwóch ostatnich sesjach cena spadła do okolic 230,00 zł/MWh. Spadek ten można powiązać z opublikowaniem "Projektu rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie zmiany wielkości udziału ilościowego sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych

świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2023 r.", który zakładał zmianę poziomu obowiązku dla energii z OZE z 18,5% do 10%. Kwiecień przyniósł duże obniżki cen praw majątkowych zielonych. Średnia cena na pierwszej kwietniowej sesji wyniosła 225,61 zł/MWh i sukcesywnie spadała, aby na ostatniej kwietniowej sesji wynieść 174,70 zł/MWh. W maju odnotowano stabilizację cen PMOZE_A, a ceny oscylowały w zakresie 170,77 zł/MWh - 176,23 zł/MWh. Ostatnie dwie majowe sesje zamknęły się wyższą średnią dzienną ceną na poziomie odpowiednio 186,03 zł/MWh i 188,25 zł/MWh. Ceny powyżej 180,00 zł/MWh utrzymały się jeszcze na trzech sesjach czerwcowych, następnie powróciły do poziomu z początku maja, spadając nawet poniżej 175,00 zł/MWh. Ostatnia sesja pierwszego półrocza zakończyła się średnią ceną 173,31 zł/MWh. Na koniec czerwca pojawiła się również aktualizacja projektu rozporządzenia Ministerstwa Klimatu i Środowiska dotycząca poziomu obowiązku OZE dla roku 2023, podnosząca marcową propozycję z 10% do 12%.

Rozporządzenie w finalnej formie zostało ogłoszone 27 lipca 2022 roku. Znaczne obniżenie poziomu obowiązku na rok 2023 stało się mocnym czynnikiem pro-spadkowym. Cena sesyjna PMOZE_A utrzymała się powyżej 170 zł/MWh tylko na trzech pierwszych sesjach w lipcu. Przez następny miesiąc, od 14 lipca do 16 sierpnia, średnia dzienna cena praw majątkowych zielonych utrzymywała się w wąskim zakresie 164,36 zł/MWh -167,82 zł/MWh. Druga połowa sierpnia przyniosła kolejną serię obniżek, a wartość PMOZE_A za jedną megawatogodzinę spadła z poziomu 158,02 zł/MWh do 148,00 zł/MWh. Trend spadkowy utrzymał się w pierwszej połowie września. Średnia wartość zielonych certyfikatów 15 września spadła do 88,19 zł/MWh, najniżej od marca 2019 roku. Kwota ta stała się poziomem wsparcia dla kursu praw majątkowych zielonych, cena odbiła i sukcesywnie rosła na 4 ostatnich wrześniowych sesjach, by na koniec analizowanego okresu osiągnąć wartość 158,51 zł/MWh.

W III kw. 2022 r. zostało wystawione 3,9 TWh oraz umorzone 5,9 TWh praw majątkowych, pozostawiając w rejestrze 22,9 TWh aktywnych praw. Średnia cena w III kw. 2022 r. była o 21% niższa, niż średnia cena w tym samym kw. roku 2021.

5. Sytuacja finansowa

5.1. Skonsolidowane wybrane dane finansowe

[tys. zł]	I-III kw. 2021 1)	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	15 342 523	22 731 887	7 389 364	48,2%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	1 640 048	1 110 556	-529 492	-32,3%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	1 634 625	1 100 226	-534 399	-32,7%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	1 343 877	906 797	-437 080	-32,5%
EBITDA	2 787 242	2 294 995	-492 247	-17,7%
Przepływy pieniężne netto z:
działalności operacyjnej	6 684 129	4 201 380	-2 482 749	-37,1%
działalności inwestycyjnej	(1 303 915)	(1 782 218)	-478 303	-36,7%
działalności finansowej	(1 286 078)	(1 520 170)	-234 092	-18,2%
Stan środków pieniężnych na koniec okresu	6 035 690	5 052 545	-983 145	-16,3%
Zysk/ (strata) netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	1 277 102	788 787	-488 315	-38,2%
Średnioważona liczba akcji [szt.]	441 442 578	491 893 158	50 450 580	11,4%
Zysk/ (strata) netto na akcję [zł]	2,89	1,60	-1,29	-44,6%
Rozwodniony zysk/ (strata) na akcję [zł]	2,89	1,60	-1,29	-44,6%

mln zł

[tys. zł]	31 grudnia 2021 1)	30 września 2022	Zmiana	Zmiana %
Aktywa razem	34 657 143	36 774 398	2 117 255	6,1%
Zobowiązania razem	19 455 243	19 663 730	208 487	1,1%
Zobowiązania długoterminowe	7 876 738	7 520 741	-355 997	-4,5%
Zobowiązania krótkoterminowe	11 578 505	12 142 989	564 484	4,9%
Kapitał własny	15 201 900	17 110 668	1 908 768	12,6%
Kapitał zakładowy	588 018	676 306	88 288	15,0%
Wartość księgowa na akcję [zł]	34,44	32,30	-2,14	-6,2%
Rozwodniona wartość księgowa na akcję [zł]	34,44	32,30	-2,14	-6,2%

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

[tys. zł]	III kw. 2021 1)	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	5 481 838	8 020 826	2 538 988	46,3%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	730 707	46 153	-684 554	-93,7%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	695 160	45 238	-649 922	-93,5%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	599 625	45 469	-554 156	-92,4%
EBITDA	1 124 956	456 335	-668 621	-59,4%
Zysk/ (strata) netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	572 296	49 732	-522 564	-91,3%
Średnioważona liczba akcji [szt.]	441 442 578	529 731 093	88 288 515	20,0%
Zysk/ (strata) netto na akcję [zł]	1,30	0,09	-1,21	-93,1%
Rozwodniony zysk/ (strata) na akcję [zł]	1,30	0,09	-1,21	-93,1%

mln zł

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

5.2. Kluczowe dane operacyjne i wskaźniki dla GK ENEA

	J.m.	I-III kw. 2021 1)	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %	III kw. 2021 1)	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	tys. zł	15 342 523	22 731 887	7 389 364	48,2%	5 481 838	8 020 826	2 538 988	46,3%
EBITDA	tys. zł	2 787 242	2 294 995	-492 247	-17,7%	1 124 956	456 335	-668 621	-59,4%
EBIT	tys. zł	1 640 048	1 110 556	-529 492	-32,3%	730 707	46 153	-684 554	-93,7%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego Zysk / (strata) netto	tys. zł	1 343 877	906 797	-437 080	-32,5%	599 625	45 469	-554 156	-92,4%
przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	tys. zł	1 277 102	788 787	-488 315	-38,2%	572 296	49 732	-522 564	-91,3%
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej	tys. zł	6 684 129	4 201 380	-2 482 749	-37,1%	2 526 777	38 887	-2 487 890	-98,5%
CAPEX	tys. zł	1 110 254	1 725 132	614 878	55,4%	382 155	647 470	265 315	69,4%
Dług netto	tys. zł	1 075 242	-553 315	-1 628 557	-151,5%	1 075 242	-553 315	-1 628 557	-151,5%
Dług netto / EBITDA 2)	-	0,31	-0,18	-0,49	-158,1%	0,31	-0,18	-0,49	-158,1%
Rentowność aktywów (ROA) 2)3)	%	5,3%	3,3%	-2,0 p.p.	-	7,1%	0,5%	-6,6 p.p.	-
Rentowność kapitału własnego (ROE) 2)3)	%	12,3%	7,1%	-5,2 p.p.	-	16,5%	1,1%	-15,4 p.p.	-
Obrót
Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym	GWh	18 168	17 750	-418	-2,3%	5 993	5 731	-262	-4,4%
Liczba odbiorców (Punkty Poboru Energii)	tys.	2 609	2 660	51	2,0%	2 609	2 660	51	2,0%
Dystrybucja
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym	GWh	15 149	15 249	100	0,7%	4 986	5 076	90	1,8%
Liczba klientów (stan na koniec okresu sprawozdawczego)	tys.	2 695	2 734	39	1,4%	2 695	2 734	39	1,4%
Wytwarzanie
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto, w tym:	GWh	19 535	20 180	645	3,3%	7 466	6 877	-589	-7,9%
ze źródeł konwencjonalnych	GWh	17 742	18 693	951	5,4%	6 826	6 541	-285	-4,2%
z odnawialnych źródeł energii	GWh	1 793	1 487	-306	-17,1%	640	336	-304	-47,5%
Wytwarzanie ciepła brutto	TJ	5 413	5 395	-18	-0,3%	1 111	1 090	-21	-1,9%
Sprzedaż energii elektrycznej, w tym:	GWh	22 835	22 556	-279	-1,2%	8 349	7 466	-883	-10,6%
ze źródeł konwencjonalnych	GWh	17 742	18 693	951	5,4%	6 826	6 541	-285	-4,2%
z odnawialnych źródeł energii	GWh	1 793	1 487	-306	-17,1%	640	336	-304	-47,5%
z zakupu	GWh	3 300	2 376	-924	-28,0%	883	589	-294	-33,3%
Sprzedaż ciepła	TJ	4 871	4 885	14	0,3%	957	938	-19	-2,0%
Wydobycie
Produkcja netto	tys. t	7 503	7 163	-340	-4,5%	2 556	1 593	-963	-37,7%
Sprzedaż węgla	tys. t	7 244	7 157	-87	-1,2%	2 654	1 920	-734	-27,7%
Zapas na koniec okresu	tys. t	381	27	-354	-92,9%	381	27	-354	-92,9%
Roboty chodnikowe	km	15,4	25,2	9,8	63,6%	5,0	6,9	1,9	38,0%

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

2) Definicje wskaźników zamieszczone zostały w rozdziale 12 pt. "Słownik pojęć i skrótów"

3) Licznik wskaźnika tj. zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego podlega annualizacji

5.3. Wyniki finansowe GK ENEA w I-III kw. 2022 r. oraz III kw. 2022 r.

Skonsolidowany rachunek zysków i strat w I-III kw. 2022 r.

[tys. zł]	I-III kw. 2021 1)	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	11 217 400	18 086 887	6 869 487	61,2%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	298 155	326 912	28 757	9,6%
Przychody ze sprzedaży gazu	288 358	253 827	-34 531	-12,0%
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych	2 338 031	2 527 603	189 572	8,1%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	1 744	438	-1 306	-74,9%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	101 866	155 555	53 689	52,7%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	124 797	156 489	31 692	25,4%
Przychody ze sprzedaży węgla	310 090	538 834	228 744	73,8%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	652 951	675 998	23 047	3,5%
Przychody ze sprzedaży netto	15 333 392	22 722 543	7 389 151	48,2%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	9 131	9 344	213	2,3%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	15 342 523	22 731 887	7 389 364	48,2%
Amortyzacja	1 143 749	1 181 685	37 936	3,3%
Koszty świadczeń pracowniczych	1 573 890	1 821 487	247 597	15,7%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	3 395 360	6 510 217	3 114 857	91,7%
Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży	6 180 123	9 113 971	2 933 848	47,5%
Usługi przesyłowe	329 480	354 660	25 180	7,6%
Inne usługi obce	681 502	751 033	69 531	10,2%
Podatki i opłaty	351 519	403 120	51 601	14,7%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	13 655 623	20 136 173	6 480 550	47,5%
Pozostałe przychody operacyjne	145 683	221 891	76 208	52,3%
Pozostałe koszty operacyjne	145 906	263 729	117 823	80,8%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	-11 066	-1 410 888	-1 399 822	-12 649,8%
Zysk/ (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(32 118)	(29 678)	2 440	7,6%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	3 445	2 754	-691	-20,1%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	1 640 048	1 110 556	-529 492	-32,3%
Koszty finansowe	165 875	222 680	56 805	34,2%
Przychody finansowe	47 943	156 953	109 010	227,4%
Przychody z tytułu dywidend	217	1 163	946	435,9%
Odpisy/ (odwrócenie odpisów) aktualizujące aktywa finansowe wycenione w zamortyzowanym koszcie	13 762	10 962	-2 800	-20,3%
Udział w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	126 054	65 196	-60 858	-48,3%
Zysk/ (strata) przed opodatkowaniem	1 634 625	1 100 226	-534 399	-32,7%
Podatek dochodowy	290 748	193 429	-97 319	-33,5%
Zysk/ (strata) netto okresu sprawozdawczego	1 343 877	906 797	-437 080	-32,5%
EBITDA	2 787 242	2 294 995	-492 247	-17,7%

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

Główne czynniki zmiany EBITDA GK ENEA w I-III kw. 2022 r. (spadek o 492,2 mln zł):

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 6 869 mln zł wynika głównie ze wzrostu średniej ceny sprzedaży

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła o 29 mln zł wynika głównie ze wzrostu średniej ceny sprzedaży

(-) spadek przychodów ze sprzedaży gazu ziemnego o 35 mln zł głównie w wyniku niższego wolumenu sprzedaży, przy jednocześnie wyższej średniej cenie sprzedaży

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych o 190 mln zł wynika głównie z wyższej średniej ceny sprzedaży oraz z wyższego wolumenu dystrybuowanej energii

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży towarów i materiałów o 54 mln zł wynika z większego zapotrzebowania na asortyment u klientów zewnętrznych

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży pozostałych produktów i usług o 32 mln zł wynika z większego zapotrzebowania u klientów zewnętrznych

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży węgla o 229 mln zł wynika głównie ze wzrostu średniej ceny sprzedaży

(+) wzrost przychodów z tytułu Rynku Mocy o 23 mln zł

(-) wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 248 mln zł spowodowany głównie wyższymi kosztami wynagrodzeń wraz z narzutami oraz zmianą stanu rezerw pracowniczych

(-) wzrost kosztów zużycia materiałów i surowców oraz wartości sprzedanych towarów o 3 115 mln zł wynika z:

(-) wzrostu kosztów emisji CO2, kosztów zużycia węgla oraz kosztów zużycia biomasy dla całego Obszaru Wytwarzania (+) aktualizacji wyceny kontraktów CO²

(-) wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu o 2 934 mln zł wynika głównie z wyższych średnich cen zakupu, przy niższym wolumenie zakupu

(-) wzrost kosztów usług przesyłowych o 25 mln zł głównie saldo opłat przenoszonych

(-) wzrost kosztów usług obcych o 70 mln zł wynika głównie z wyższych kosztów usług remontowych oraz kosztów usług zlecanych firmom zewnętrznym

(-) wzrost kosztów podatków i opłat o 52 mln zł wynika m. in. z wyższych opłat ustanowienia służebności przesyłu oraz wyższego podatku od nieruchomości

(-) zmiana rezerw dotycząca umów rodzących obciążenia (wzrost rezerw o 1 400 mln zł):

(-) W I-III kw. 2022 r. zawiązano rezerwę dotyczącą umów rodzących obciążenia w Obszarze Wytwarzanie w wysokości 1 311,5 mln zł

(-) W I-III kw. 2022 r. ujęto w kosztach rezerwę w wysokości 64,2 mln zł na ewentualną stratę na Taryfie G wynikającą ze wzrostu kosztów zakupu energii elektrycznej

(-) W I-III kw. 2022 r. ujęto w przychodach wykorzystanie części rezerwy w wysokości 18,4 mln zł oraz ujęto w kosztach aktualizację rezerwy na stratę wynikającą z rozliczenia przez ENEA S.A. jako sprzedawcy z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów w wysokości 53,6 mln zł. W I-III kw. 2021 r. ujęto wykorzystanie części tej rezerwy w wysokości 14,9 mln zł i zawiązano w kosztach aktualizację rezerwy w wysokości 26,0 mln zł.

(-) spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 39 mln zł:

(-) wyższe rezerwy na potencjalne roszczenia o 68 mln zł, w tym: wyższe koszty rezerw z tytułu roszczeń wypowiedzianych umów PM OZE o 72 mln zł

(-) zmiana pozostałych przychodów i kosztów operacyjnych o 10 mln zł, w tym: wyższe koszty usuwania szkód losowych awarie masowe, które wystąpiły w I kw. 2022 r.

(+) aktualizacja wyceny kontraktów CO² o 39 mln zł

Istotne zmiany wpływające na wynik netto:

(-) W I-III kw. 2021 r. ujęto częściowe rozwiązanie rezerwy na przyszłe zobowiązania inwestycyjne wobec spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. w wysokości 114,1 mln zł utworzonej w kwocie 222,2 mln zł (pierwotnie w kwocie 219,4 mln zł). Natomiast w I-III kw. 2022 r. ujęto częściowe rozwiązanie tej rezerwy w wysokości 44,1 mln zł.

(+) spadek odpisów aktualizujących wartość odsetek udzielonych spółce Elektrownia Ostrołęka Sp z o.o. w kwocie 2,8 mln zł.

Skonsolidowany rachunek zysków i strat w III kw. 2022 r.

[tys. zł]	III kw. 2021 1)	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	4 149 231	6 556 295	2 407 064	58,0%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	63 403	73 015	9 612	15,2%
Przychody ze sprzedaży gazu	66 479	82 872	16 393	24,7%
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych	770 768	844 790	74 022	9,6%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	91	0	-91	-100,0%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	42 161	47 168	5 007	11,9%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	43 244	48 121	4 877	11,3%
Przychody ze sprzedaży węgla	117 399	137 989	20 590	17,5%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	226 800	228 366	1 566	0,7%
Przychody ze sprzedaży netto	5 479 576	8 018 616	2 539 040	46,3%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	2 262	2 210	-52	-2,3%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	5 481 838	8 020 826	2 538 988	46,3%
Amortyzacja	394 168	410 005	15 837	4,0%
Koszty świadczeń pracowniczych	525 168	682 210	157 042	29,9%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	1 282 682	2 403 602	1 120 920	87,4%
Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży	2 063 161	3 112 272	1 049 111	50,8%
Usługi przesyłowe	112 295	98 391	-13 904	-12,4%
Inne usługi obce	235 815	272 798	36 983	15,7%
Podatki i opłaty	115 677	144 175	28 498	24,6%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	4 728 966	7 123 453	2 394 487	50,6%
Pozostałe przychody operacyjne	65 824	93 810	27 986	42,5%
Pozostałe koszty operacyjne	72 051	85 035	12 984	18,0%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	-7 330	-854 846	-847 516	-11 562,3%
Zysk/ (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(8 527)	(4 972)	3 555	41,7%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	81	177	96	118,5%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	730 707	46 153	-684 554	-93,7%
Koszty finansowe	48 964	80 041	31 077	63,5%
Przychody finansowe	12 243	69 656	57 413	468,9%
Przychody z tytułu dywidend	98	0	-98	-100,0%
Odpisy/ (odwrócenie odpisów) aktualizujące aktywa finansowe wycenione w zamortyzowanym koszcie	3 774	3 829	55	1,5%
Udział w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	4 850	13 299	8 449	174,2%
Zysk/ (strata) przed opodatkowaniem	695 160	45 238	-649 922	-93,5%
Podatek dochodowy	95 535	-231	-95 766	-100,2%
Zysk/ (strata) netto okresu sprawozdawczego	599 625	45 469	-554 156	-92,4%
EBITDA	1 124 956	456 335	-668 621	-59,4%

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

Główne czynniki zmiany EBITDA GK ENEA w III kw. 2022 r. (spadek o 668,6 mln zł):

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 2 407 mln zł wynika głównie ze wzrostu średniej ceny sprzedaży

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła o 10 mln zł wynika głównie ze wzrostu średniej ceny sprzedaży

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży gazu ziemnego o 16 mln zł wynika głównie ze wzrostu średniej ceny sprzedaży, przy jednoczesnym spadku wolumenu sprzedaży

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych o 74 mln zł wynika głównie z wyższej średniej ceny sprzedaży oraz wzrostu wolumenu dystrybuowanej energii

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży węgla o 21 mln zł wynika głównie ze wzrostu średniej ceny sprzedaży, przy jednoczesnym spadku wolumenu sprzedaży

(-) wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 157 mln zł spowodowany głównie wyższymi kosztami wynagrodzeń wraz z narzutami oraz zmianą stanu rezerw pracowniczych

(-) wzrost kosztów zużycia materiałów i surowców oraz wartości sprzedanych towarów o 1 121 mln zł wynika z:

(-) wzrostu kosztów emisji CO2, kosztów zużycia węgla oraz kosztów zużycia biomasy dla całego Obszaru Wytwarzania (-) aktualizacji wyceny kontraktów CO²

(-) wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu o 1 049 mln zł wynika głównie z wyższych średnich cen zakupu, przy niższym wolumenie zakupu

(+) spadek kosztów usług przesyłowych o 14 mln zł głównie saldo opłat przenoszonych

(-) wzrost kosztów usług obcych o 37 mln zł wynika głównie z wyższych kosztów usług remontowych oraz kosztów usług zlecanych firmom zewnętrznym

(-) wzrost kosztów podatków i opłat o 28 mln zł wynika głównie z wyższych opłat ustanowienia służebności przesyłu

(-) zmiana rezerw dotycząca umów rodzących obciążenia (wzrost rezerw o 848 mln zł):

(-) W III kw. 2022 r. ujęto aktualizację rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia w Obszarze Wytwarzanie w wysokości 864,6 mln zł

(+) W III kw. 2021 r. ujęto w kosztach aktualizację rezerwy w wysokości 14,1 mln zł oraz wykorzystanie części rezerwy na stratę wynikającą z rozliczenia przez ENEA S.A. jako sprzedawcy z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów w wysokości 6,8 mln zł. W III kw. 2022 r. ujęto wykorzystanie części tej rezerwy w wysokości 9,7 mln zł

(+) wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 19 mln zł:

• (+) niższe rezerwy na potencjalne roszczenia o 7 mln zł
• (+) wzrost nieodpłatnie przejętych środków trwałych o 5 mln zł
• (+) niższa strata na likwidacji rzeczowych aktywów trwałych o 4 mln zł
• (+) wyższe saldo zwrotów od ubezpieczyciela o 3 mln zł
• (+) zmiana pozostałych przychodów i kosztów operacyjnych o 15 mln zł
• (-) aktualizacja wyceny kontraktów CO² o 16 mln zł

Wyniki finansowe GK ENEA w I-III kw. 2022 r. oraz III kw. 2022 r.

EBITDA [tys. zł]	I-III kw. 2021 1)	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %	III kw. 2021 1)	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Obrót	176 254	293 103	116 849	66,3%	167 344	326 694	159 350	95,2%
Dystrybucja	1 031 148	981 773	-49 375	-4,8%	343 691	347 891	4 200	1,2%
Wytwarzanie	1 041 454	281 337	-760 117	-73,0%	386 129	-391 422	-777 551	-201,4%
Wydobycie	544 677	675 796	131 119	24,1%	216 193	69 507	-146 686	-67,8%
Pozostała działalność	99 837	114 897	15 060	15,1%	39 583	54 224	14 641	37,0%
Pozycje nieprzypisane i wyłączenia	-106 128	-51 911	54 217	51,1%	-27 984	49 441	77 425	276,7%
EBITDA Razem	2 787 242	2 294 995	-492 247	-17,7%	1 124 956	456 335	-668 621	-59,4%

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

Obszar Obrót w I-III kw. 2022 r. oraz III kw. 2022 r.

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

[tys. zł]	I-III kw. 2021	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %	III kw. 2021	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	7 121 700	10 106 239	2 984 539	41,9%	2 475 378	3 506 252	1 030 874	41,6%
EBIT	173 982	291 089	117 107	67,3%	166 671	326 024	159 353	95,6%
Amortyzacja	2 272	2 014	-258	-11,4%	673	670	-3	-0,4%
EBITDA	176 254	293 103	116 849	66,3%	167 344	326 694	159 350	95,2%
CAPEX 2)	1 480	1 375	-105	-7,1%	195	0	-195	-100,0%
Udział przychodów ze sprzedaży segmentu w przychodach ze sprzedaży Grupy	38%	38%	-	-	36%	39%	3 p.p.	-

2) Bez inwestycji kapitałowych ENEA S.A.

mln zł

Główne czynniki zmiany EBITDA w I-III kw. 2022 r. (wzrost o 116,8 mln zł):

Skorygowana marża I pokrycia (wzrost o 269,2 mln zł)

• (+) wzrost średniej ceny sprzedaży energii o 63,8%
• (+) wzrost wolumenu sprzedaży energii o 0,6%
• (+) aktualizacja wyceny kontraktów CO₂, transakcji terminowych energii, gazu i praw majątkowych
• (-) wzrost średniej ceny zakupu energii o 67,8%
• (-) wzrost kosztów obowiązków ekologicznych o 41,8%
• (-) spadek wyniku na obrocie paliwem gazowym
• (-) wzrost kosztów rezerw z tytułu roszczeń wypowiedzianych umów PM OZE o 72,3 mln zł

Koszty własne (wzrost o 19,3 mln zł)

• (-) wyższe koszty ogólnego zarządu o 12,8 mln zł
• (-) wyższe koszty bezpośrednie sprzedaży o 8,2 mln zł
• (+) niższe koszty usług wspólnych o 1,7 mln zł

Zmiana rezerw dotycząca umów rodzących obciążenia (wzrost o 88,3 mln zł)

(-) W I-III kw. 2022 r. ujęto w kosztach rezerwę na w wysokości 64,2 mln zł na ewentualną stratę na Taryfie G wynikającą ze wzrostu kosztów zakupu energii elektrycznej. Wniosek o zatwierdzenie zmiany Taryfy złożony został w dniu 10 czerwca do Prezesa URE, jednak postępowanie taryfowe dotyczące przedmiotowego wniosku nie zostało zakończone, w związku z czym istnieje niepewność co do tego, czy Spółka uzyska wzrost przychodów pokrywających uzasadnione zwiększone koszty nabycia energii elektrycznej.

(-) W I-III kw. 2022 r. ujęto w przychodach wykorzystanie części rezerwy w wysokości 18,4 mln zł oraz ujęto w kosztach aktualizację rezerwy na stratę wynikającą z rozliczenia przez ENEA S.A. jako sprzedawcy z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów w wysokości 53,6 mln zł. Rezerwa zawiązana została w kosztach w grudniu 2020 r. w wysokości 50,8 mln zł i zwiększona w grudniu 2021 r. do kwoty 250,1 mln zł w celu odzwierciedlenia wpływu spodziewanych, przyszłych strat ponoszonych przez spółkę w związku z realizacją umów kompleksowych zawartych z prosumentami, którzy zgodnie z nowelizacją ustawy o odnawialnych źródłach energii w ramach systemu wsparcia nabyli prawo do 15-letniego rozliczania z zastosowaniem opustów (tzw. net-metering), pod warunkiem przyłączenia mikroinstalacji do sieci do 31 marca 2022 roku. W I-III kw. 2021 r. ujęto wykorzystanie części tej rezerwy w wysokości 14,9 mln zł i zawiązano w kosztach aktualizację rezerwy w wysokości 26,0 mln zł.

Pozostałe czynniki (spadek o 44,8 mln zł)

(-) wyższe koszty usług dystrybucji dotyczące obowiązującego modelu rozliczenia z prosumentami o 24,1 mln zł

• (-) niższe przychody ze sprzedaży usług o 16,1 mln zł
• (-) wyższe odpisane należności w koszty o 8,6 mln zł
• (-) wyższe koszty darowizn o 5,0 mln zł
• (-) wyższe koszty postępowań sądowych o 4,2 mln zł
• (+) niższe odpisy aktualizujące należności o 9,6 mln zł
• (+) niższe koszty rezerw sądowych o 1,7 mln zł

Główne czynniki zmiany EBITDA w III kw. 2022 r. (wzrost o 159,4 mln zł):

Skorygowana marża I pokrycia (wzrost o 186,6 mln zł)

• (+) wzrost średniej ceny sprzedaży energii o 79,8%
• (-) spadek wolumenu sprzedaży energii o 2,1%
• (-) wzrost średniej ceny zakupu energii o 76,5%
• (-) wzrost kosztów obowiązków ekologicznych o 7,5%
• (-) spadek wyniku na obrocie paliwem gazowym
• (-) aktualizacja wyceny kontraktów CO₂, transakcji terminowych energii, gazu i praw majątkowych

Koszty własne (wzrost o 11,4 mln zł)

• (-) wyższe koszty bezpośrednie sprzedaży o 6,9 mln zł
• (-) wyższe koszty ogólnego zarządu o 5,1 mln zł
• (+) niższe koszty usług wspólnych o 0,6 mln zł

Zmiana rezerw dotycząca umów rodzących obciążenia (spadek o 17,0 mln zł)

(+) W III kw. 2021 r. ujęto w kosztach aktualizację rezerwy w wysokości 14,1 mln zł oraz wykorzystanie części rezerwy na stratę wynikającą z rozliczenia przez ENEA S.A. jako sprzedawcy z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów w wysokości 6,8 mln zł. Rezerwa zawiązana została w kosztach w grudniu 2020 r. w w wysokości 50,8 mln zł i zwiększona w grudniu 2021 r. do kwoty 250,1 mln zł w celu odzwierciedlenia wpływu spodziewanych, przyszłych strat ponoszonych przez spółkę w związku z realizacją umów kompleksowych zawartych z prosumentami, którzy zgodnie z nowelizacją ustawy o odnawialnych źródłach energii w ramach systemu wsparcia nabyli prawo do 15-letniego rozliczania z zastosowaniem opustów (tzw. net-metering), pod warunkiem przyłączenia mikroinstalacji do sieci do 31 marca 2022 roku. W III kw. 2022 r. ujęto wykorzystanie części tej rezerwy w wysokości 9,7 mln zł.

Pozostałe czynniki (spadek o 32,8 mln zł)

(-) wyższe koszty usług dystrybucji dotyczące obowiązującego modelu rozliczenia z prosumentami o 19,1 mln zł

• (-) niższe przychody ze sprzedaży usług o 12,2 mln zł
• (-) wyższe odpisane należności w koszty o 4,8 mln zł
• (-) wyższe koszty darowizn o 2,5 mln zł
• (+) niższe odpisy aktualizujące należności o 4,8 mln zł

Obszar Wytwarzanie w I-III kw. 2022 r. oraz III kw. 2022 r.

W obszarze Wytwarzania prezentowane są dane finansowe ENEA Wytwarzanie, MEC Piła, PEC Oborniki, ENEA Nowa Energia, ENEA Ciepło, ENEA Ciepło Serwis, ENEA Elektrownia Połaniec, ENEA Połaniec Serwis i ENEA Bioenergia.

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 osiągalnej 1 674 MW oraz największy na świecie blok opalany wyłącznie biomasą o mocy osiągalnej 225 MW.

[tys. zł]	I-III kw. 2021	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %	III kw. 2021	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	7 205 692	11 359 899	4 154 207	57,7%	2 742 147	3 959 831	1 217 684	44,4%
energia elektryczna	5 941 372	9 977 370	4 035 998	67,9%	2 317 893	3 586 971	1 269 078	54,8%
Rynek Mocy	652 951	675 998	23 047	3,5%	226 800	228 366	1 566	0,7%
świadectwa pochodzenia	270 675	300 053	29 378	10,9%	114 900	37 826	-77 074	-67,1%
ciepło	292 621	319 331	26 710	9,1%	62 241	71 266	9 025	14,5%
pozostałe	48 073	87 147	39 074	81,3%	20 313	35 402	15 089	74,3%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	652	697	45	6,9%	202	260	58	28,7%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	7 206 344	11 360 596	4 154 252	57,6%	2 742 349	3 960 091	1 217 742	44,4%
EBIT	738 215	-49 599	-787 814	-106,7%	284 028	-502 965	-786 993	-277,1%
Amortyzacja	303 239	332 673	29 434	9,7%	102 101	111 543	9 442	9,2%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	0	(1 737)	-1 737	-100,0%	0	0	-	-
EBITDA	1 041 454	281 337	-760 117	-73,0%	386 129	-391 422	-777 551	-201,4%
CAPEX	288 552	266 101	-22 451	-7,8%	84 606	98 932	14 326	16,9%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	38%	43%	5 p.p.	-	40%	44%	4 p.p.	-

mln zł

Główne czynniki zmiany EBITDA w I-III kw. 2022 r. (spadek o 760,1 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe (spadek o 644,8 mln zł)

• (-) rezerwa dotycząca umów rodzących obciążenia w wysokości 1 263,0 mln zł
• (-) niższe pozostałe czynniki o 94,0 mln zł
• (-) niższa marża na Rynku Bilansującym o 39,9 mln zł
• (+) wyższa marża na wytwarzaniu o 702,2 mln zł
• (+) wyższe przychody z Rynku Mocy o 24,2 mln zł
• (+) wyższe przychody z Regulacyjnych Usług Systemowych o 15,8 mln zł
• (+) wyższa marża na obrocie o 9,9 mln zł

Segment Ciepło (wzrost o 31,3 mln zł)

(+) wyższa marża na cieple o 26,9 mln zł

• (+) wyższe pozostałe czynniki o 20,1 mln zł
• (+) wyższe przychody z Rynku Mocy o 0,3 mln zł
• (-) wyższe koszty stałe o 16,0 mln zł

Segment OZE (spadek o 146,5 mln zł)

(-) rezerwa dotycząca umów rodzących obciążenia w wysokości 48,4 mln zł

(-) Obszar Biomasa (Zielony Blok) -119,5 mln zł (w tym -2,1 mln zł ENEA Bioenergia sp. z o.o.): -137,9 mln zł niższa marża na produkcji energii z OZE, -2,6 mln zł wyższe koszty stałe, -0,9 mln zł wyższe pozostałe koszty zmienne, +24,1 mln zł wyższa marża Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów

(-) Obszar Woda (-0,3 mln zł): głównie: -5,1 mln zł wyższe koszty stałe, -1,5 mln zł niższe przychody z Rynku Mocy, +6,4 mln zł wyższe przychody ze sprzedaży energii

(-) Obszar Biogaz (-0,1 mln zł)

(+) Obszar Wiatr (+20,1 mln zł): +11,8 mln zł wyższe przychody z tyt. świadectw pochodzenia, +9,6 mln zł wyższe przychody ze sprzedaży energii, -1,4 mln zł wyższe koszty stałe

(+) Obszar Fotowoltaika (+1,6 mln zł)

Główne czynniki zmiany EBITDA w III kw. 2022 r. (spadek o 777,5 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe (spadek o 671,1 mln zł)

• (-) rezerwa dotycząca umów rodzących obciążenia w wysokości 874,3 mln zł
• (-) niższe pozostałe czynniki o 44,0 mln zł
• (-) niższa marża na Rynku Bilansującym o 0,4 mln zł
• (+) wyższa marża na wytwarzaniu o 233,9 mln zł

(+) wyższa marża na obrocie o 6,0 mln zł

• (+) wyższe przychody z Regulacyjnych Usług Systemowych o 5,5 mln zł
• (+) wyższe przychody z Rynku Mocy o 2,2 mln zł

Segment OZE (spadek o 106,5 mln zł)

(-) Obszar Biomasa (Zielony Blok) -106,9 mln zł (w tym -3,6 mln zł ENEA Bioenergia sp. z o.o.): -102,0 mln zł niższa marża na produkcji energii z OZE, -2,7 mln zł wyższe koszty stałe, +1,3 mln zł niższe pozostałe koszty zmienne

(-) Obszar Wiatr (-6,6 mln zł): -3,8 mln zł niższe przychody ze sprzedaży energii, -2,1 mln zł niższe przychody z tyt. świadectw pochodzenia, -0,9 mln zł wyższe koszty stałe

(-) Obszar Woda (-3,5 mln zł): głównie: -2,1 mln zł wyższe koszty stałe, -1,2 mln zł niższe przychody z Rynku Mocy

• (+) Obszar Fotowoltaika (+1,0 mln zł)
• (-) Obszar Biogaz (-0,4 mln zł)

(+) niższe koszty rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia w wysokości 9,8 mln zł

Obszar Dystrybucja w I-III kw. 2022 r. oraz w III kw. 2022 r.

ENEA Operator odpowiada za dystrybucję energii elektrycznej do 2,7 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
• ENEA Serwis
• ENEA Pomiary
• ENEA Logistyka

[tys. zł]	I-III kw. 2021	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %	III kw. 2021	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	2 438 616	2 676 850	238 234	9,8%	810 028	886 451	76 423	9,4%
usługi dystrybucyjne do odbiorców końcowych	2 242 709	2 409 545	166 836	7,4%	734 421	780 557	46 136	6,3%
opłaty za przyłączenie do sieci	63 552	61 050	-2 502	-3,9%	27 155	24 900	-2 255	-8,3%
pozostałe	132 355	206 255	73 900	55,8%	48 452	80 994	32 542	67,2%
EBIT	529 737	449 005	-80 732	-15,2%	174 346	162 672	-11 674	-6,7%
Amortyzacja	501 411	532 768	31 357	6,3%	169 345	185 219	15 874	9,4%
EBITDA	1 031 148	981 773	-49 375	-4,8%	343 691	347 891	4 200	1,2%
CAPEX	586 632	989 360	402 728	68,7%	215 573	381 837	166 264	77,1%
Udział przychodów ze sprzedaży segmentu w przychodach ze sprzedaży Grupy	13%	10%	-3 p.p.	-	12%	10%	-2 p.p.	-

mln zł

Główne czynniki zmiany EBITDA w I-III kw. 2022 r. (spadek o 49,4 mln zł):

Marża z działalności koncesjonowanej (wzrost o 43,7 mln zł)

(+) wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym o 167 mln zł

• (-) wyższe koszty zakupu usług przesyłowych i dystrybucyjnych (saldo) o 21 mln zł
• (-) wyższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 98 mln zł
• (-) niższe przychody z tyt. opłat za przyłączenie do sieci o 3 mln zł

Koszty operacyjne (wzrost o 102,9 mln zł)

• (-) wyższe koszty świadczeń pracowniczych o 60 mln zł
• (-) wyższe koszty podatków i opłat o 44 mln zł

Pozostała działalność operacyjna (wzrost o 9,6 mln zł)

• (+) zmiana stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego o 21 mln zł
• (+) wyższe przychody z tytułu usuwania kolizji infrastruktury sieciowej o 7 mln zł
• (-) wyższe koszty związane z usuwaniem szkód losowych o 15 mln zł
• (-) niższe przychody z tytułu otrzymanych kar umownych i odszkodowań o 2 mln zł
• (-) wyższe koszty likwidacji 1 mln zł

mln zł

Główne czynniki zmiany EBITDA w III kw. 2022 r. (wzrost o 4,2 mln zł):

Marża z działalności koncesjonowanej (wzrost o 55,1 mln zł)

• (+) wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym o 46 mln zł
• (-) niższe przychody z tyt. opłat za przyłączenie do sieci o 2 mln zł
• (+) niższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 12 mln zł

Koszty operacyjne (wzrost o 71,3 mln zł)

• (-) wyższe koszty podatków i opłat o 26 mln zł
• (-) wyższe koszty świadczeń pracowniczych o 38 mln zł
• (-) wyższe koszty usług obcych o 5 mln zł

Pozostała działalność operacyjna (wzrost o 20,4 mln zł)

• (+) zmiana stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego o 18 mln zł
• (+) wyższe przychody z tytułu usuwania kolizji infrastruktury sieciowej o 6 mln zł
• (-) niższe przychody z tytułu otrzymanych kar umownych i odszkodowań o 1 mln zł
• (-) wyższe koszty likwidacji o 1 mln zł

Obszar Wydobycie w I-III kw. 2022 r. oraz III kw. 2022 r.

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

LW Bogdanka dzieli swój asortyment sprzedaży na miał energetyczny, który stanowi 97% oraz na groszek.

Głównymi odbiorcami jest energetyka zawodowa i przemysłowa.

[tys. zł]	I-III kw. 2021 1)	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %	III kw. 2021 1)	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	1 714 331	2 024 217	309 886	18,1%	634 568	565 812	-68 756	-10,8%
węgiel	1 679 031	1 976 895	297 864	17,7%	623 121	553 166	-69 955	-11,2%
pozostałe produkty i usługi	22 340	29 667	7 327	32,8%	6 284	7 108	824	13,1%
towary i materiały	12 960	17 655	4 695	36,2%	5 163	5 538	375	7,3%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	6 181	5 867	-314	-5,1%	2 002	1 941	-61	-3,0%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	1 720 512	2 030 084	309 572	18,0%	636 570	567 753	-68 817	-10,8%
EBIT	249 292	396 944	147 652	59,2%	107 737	-30 549	-138 286	-128,4%
Amortyzacja	295 298	274 361	-20 937	-7,1%	108 375	99 879	-8 496	-7,8%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	87	4 491	4 404	5 062,1%	81	177	96	118,5%
EBITDA	544 677	675 796	131 119	24,1%	216 193	69 507	-146 686	-67,8%
CAPEX	210 344	418 480	208 136	99,0%	73 220	146 903	73 683	100,6%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	9%	8%	-1 p.p.	-	9%	6%	-3 p.p.	-

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

mln zł

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022

Główne czynniki zmiany EBITDA w I-III kw. 2022 r. (wzrost o 131,1 mln zł):

(+) Wzrost przychodów ze sprzedaży węgla: niższa ilościowa sprzedaż węgla (-87 tys. t), przy jednocześnie wyższych cenach węgla energetycznego w kontraktach, na które wpłynął wzrost cen węgla na rynkach światowych

(-) Wzrost wartości poniesionych gotówkowych kosztów produkcji - wzrost cen materiałów i energii; wzrost kosztów pracowniczych i usług obcych

(-) W I-III kw. 2021 poziom zapasów węgla zwiększył się o 260 tys. t (aktywacja części kosztów produkcji węgla). W I-III kw. 2022 zapas zwiększył się o 6 tys. t (aktywacja części kosztów produkcji węgla)

Różnice prezentacyjne dotyczą sprawozdawczości finansowej GK ENEA i GK LW Bogdanka w zakresie amortyzacji.

mln zł

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022

Główne czynniki zmiany EBITDA w III kw. 2022 r. (spadek o 146,7 mln zł):

(-) Spadek przychodów ze sprzedaży węgla: niższa ilościowa sprzedaż węgla (-734 tys. t), przy jednocześnie wyższych cenach węgla energetycznego w kontraktach

(-) Wzrost wartości poniesionych gotówkowych kosztów produkcji - wzrost cen materiałów i energii; wzrost kosztów pracowniczych (-) W III kw. 2021 poziom zapasów węgla zmniejszył się o 98 tys. t (alokacja kosztów produkcji węgla do kosztów okresu). W III kw. 2022 zapas zmniejszył się o 327 tys. t (alokacja kosztów produkcji wegla do kosztów okresu)

Różnice prezentacyjne dotyczą sprawozdawczości finansowej GK ENEA i GK LW Bogdanka w zakresie amortyzacji.

Obszar Pozostała działalność w I-III kw. 2022 r. oraz III kw. 2022 r.

[tys. zł]	I-III kw. 2021	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %	III kw. 2021	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	382 254	442 881	60 627	15,9%	133 866	172 683	38 817	29,0%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	2 345	2 859	514	21,9%	69	59	-10	-14,5%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	384 599	445 740	61 141	15,9%	133 935	172 742	38 807	29,0%
EBIT	41 965	58 923	16 958	40,4%	21 712	35 141	13 429	61,9%
Amortyzacja	54 514	55 974	1 460	2,7%	17 871	19 083	1 212	6,8%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	3 358	0	-3 358	-100,0%	0	0	-	-
EBITDA	99 837	114 897	15 060	15,1%	39 583	54 224	14 641	37,0%
CAPEX	22 870	48 674	25 804	112,8%	8 186	19 169	10 983	134,2%
Udział przychodów ze sprzedaży segmentu w przychodach ze sprzedaży Grupy	2%	2%	-	-	2%	2%	-	-

W obszarze Pozostałej działalności prezentowane są spółki z obszarów:

• wsparcia dla pozostałych spółek w Grupie Kapitałowej:

ENEA Centrum – stanowiąca Centrum Usług Wspólnych w Grupie w zakresie księgowości, kadr, teleinformatyki, obsługi klienta, windykacji, zakupów i administracji,

ENEA Innowacje – spółka zajmuje się przedsięwzięciami, które mają szanse stać się w przyszłości innowacyjnymi i nowoczesnymi produktami oferowanymi przez Grupę. 12 kwietnia 2021 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników ENEA Badania i Rozwój podjęło uchwałę w sprawie połączenia ze spółką ENEA Innowacje przez przejęcie ENEA Badania i Rozwój przez ENEA Innowacje, w następstwie czego 1 czerwca 2021 r. został ujawniony wpis w KRS o połączeniu spółek ENEA Innowacje oraz ENEA Badania i Rozwój.

• działalności towarzyszącej:

ENEA Oświetlenie – spółka wyspecjalizowana w oświetleniu wewnątrz i na zewnątrz budynków; projektuje, buduje oświetlenie drogowe, iluminacje przestrzeni miejskich, podświetlanie budynków zabytkowych i użyteczności publicznej.

Analiza wskaźnikowa

Definicje wskaźników zamieszczone zostały w rozdziale 12 pt. "Słownik pojęć i skrótów"

	I-III kw. 2021 1)	I-III kw. 2022	III kw. 2021 1)	III kw. 2022
Wskaźniki rentowności
ROE - rentowność kapitału własnego2)	12,3%	7,1%	16,5%	1,1%
ROA - rentowność aktywów2)	5,3%	3,3%	7,1%	0,5%
Rentowność netto	8,8%	4,0%	10,9%	0,6%
Rentowność operacyjna	10,7%	4,9%	13,3%	0,6%
Rentowność EBITDA	18,2%	10,1%	20,5%	5,7%
Wskaźniki płynności i struktury finansowej
Wskaźnik bieżącej płynności	1,1	1,0	1,1	1,0
Pokrycie majątku trwałego kapitałami własnymi	65,7%	70,2%	65,7%	70,2%
Wskaźnik zadłużenia ogólnego	56,7%	53,5%	56,7%	53,5%
Dług netto / EBITDA	0,31	-0,18	0,31	-0,18
Wskaźniki aktywności gospodarczej
Cykl rotacji należności krótkoterminowych w dniach3)	46	47	43	44
Cykl rotacji zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych w dniach4)	75	66	72	63
Cykl rotacji zapasów w dniach	32	20	31	19

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

2) Licznik wskaźnika tj. zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego podlega annualizacji

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

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

Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów GK ENEA

Aktywa [tys. zł]	Na dzień:
	31 grudnia 2021 1)	30 września 2022	Zmiana	Zmiana %
Aktywa trwałe	22 367 189	24 379 567	2 012 378	9,0%
Rzeczowe aktywa trwałe	19 254 971	19 772 548	517 577	2,7%
Prawo do korzystania ze składnika aktywów	774 099	808 006	33 907	4,4%
Wartości niematerialne	350 188	344 420	-5 768	-1,6%
Nieruchomości inwestycyjne	20 282	19 399	-883	-4,4%
Inwestycje w jednostki stowarzyszone i współkontrolowane	137 881	159 427	21 546	15,6%
Aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	1 400 872	1 881 936	481 064	34,3%
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej	195 031	348 448	153 417	78,7%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności	74 434	885 901	811 467	1 090,2%
Koszty doprowadzenia do zawarcia umowy	11 180	10 807	-373	-3,3%
Należności z tytułu leasingu i subleasingu finansowego	580	778	198	34,1%
Środki zgromadzone w ramach Funduszu Likwidacji Kopalń	147 671	147 897	226	0,2%
Aktywa obrotowe	12 289 954	12 394 831	104 877	0,9%
Prawa do emisji CO2	2 859 978	295 699	-2 564 279	-89,7%
Zapasy	1 115 920	1 293 345	177 425	15,9%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności	3 312 572	4 433 316	1 120 744	33,8%
Koszty doprowadzenia do zawarcia umowy	11 652	11 215	-437	-3,8%
Aktywa z tytułu umów z klientami	412 908	594 585	181 677	44,0%
Należności z tytułu leasingu i subleasingu finansowego	903	1 145	242	26,8%
Należności z tytułu bieżącego podatku dochodowego	3 147	15 308	12 161	386,4%
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej	419 321	697 673	278 352	66,4%
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	4 153 553	5 052 545	898 992	21,6%
Razem aktywa	34 657 143	36 774 398	2 117 255	6,1%

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r. 2) W tym wyłączenia

Główne czynniki zmian aktywów trwałych (wzrost o 2 012 mln zł):

• 811 mln zł wzrost należności w tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności wzrost wartości depozytów zabezpieczających związanych z kontraktacją uprawnień do emisji CO² i powiązanych z nimi kontraktów FX Forward
• 518 mln zł wzrost rzeczowych aktywów trwałych w tym: wzrost wartości środków trwałych o 1 462 mln zł, przy jednoczesnym wzroście wartości umorzenia o 942 mln zł
• 481 mln zł wzrost aktywów z tytułu odroczonego podatku głównie wpływ zmiany rezerw rodzących obciążenia oraz rezerw na uprawnienia do emisji CO²
• 153 mln zł wzrost wartości aktywów finansowych wycenionych w wartości godziwej głównie w wyniku aktualizacji wyceny instrumentów finansowych IRS zabezpieczających przed wzrostem kosztów z tytułu zmiany stóp procentowych oraz aktualizacji wyceny kontraktów terminowych na zakup energii elektrycznej, gazu i praw majątkowych
• 34 mln zł wzrost praw do korzystania ze składnika aktywów głównie prawa do podziemnych części gruntów
• 22 mln zł wzrost wartości inwestycji w jednostkach stowarzyszonych i współkontrolowanych wzrost wartości inwestycji w akcje Polimex-Mostostal S.A.

Główne czynniki zmian aktywów obrotowych (wzrost o 105 mln zł):

• 1 121 mln zł wzrost należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności głównie wzrost należności handlowych, wzrost wartości depozytów zabezpieczających związanych z kontraktacją uprawnień do emisji CO² i powiązanych z nimi kontraktów FX Forward, wzrost należności z tyt. podatków (z wyłączeniem podatku dochodowego)
• 899 mln zł zwiększenie pozycji środków pieniężnych i ich ekwiwalentów głównie wpływy z emisji akcji, wypracowane środki z bieżącej działalności oraz zmiana wysokości środków celowych z tytułu handlu prawami do emisji CO²
• 278 mln zł wzrost wartości aktywów finansowych wycenionych w wartości godziwej głównie w wyniku aktualizacji wyceny instrumentów finansowych IRS zabezpieczających przed wzrostem kosztów z tytułu zmiany stóp procentowych oraz aktualizacji wyceny kontraktów terminowych na zakup energii elektrycznej, gazu i praw majątkowych
• 182 mln zł wzrost pozycji aktywa z tytułu umów z klientami wynika głównie z wyższego poziomu niezafakturowanej sprzedaży energii elektrycznej
• 177 mln zł wzrost pozycji zapasów w tym głównie wzrost zapasów biomasy, pozostałych materiałów, węgla, przy jednoczesnym spadku zapasu świadectw pochodzenia energii
• 2 564 mln zł spadek wartości praw do emisji CO² głównie umorzenie uprawnień do emisji CO² za rok poprzedni

	Na dzień
Pasywa [tys. zł]	31 grudnia 2021 1)	30 września 2022	Zmiana	Zmiana%
Razem kapitał własny	15 201 900	17 110 668	1 908 768	12,6%
Kapitał zakładowy	588 018	676 306	88 288	15,0%
Kapitał z nadwyżki ceny emisyjnej nad wartością nominalną akcji	2 692 784	3 348 670	655 886	24,4%
Kapitał rezerwowy z wyceny instrumentów zabezpieczających	108 917	243 466	134 549	123,5%
Zyski zatrzymane	10 636 605	11 523 301	886 696	8,3%
Udziały niekontrolujące	1 175 576	1 318 925	143 349	12,2%
Razem zobowiązania	19 455 243	19 663 730	208 487	1,1%
Zobowiązania długoterminowe	7 876 738	7 520 741	-355 997	-4,5%
Zobowiązania krótkoterminowe	11 578 505	12 142 989	564 484	4,9%
Razem pasywa	34 657 143	36 774 398	2 117 255	6,1%

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

mln zł

Struktura zobowiązań długoterminowych

1) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

Główne czynniki zmian zobowiązań długoterminowych (spadek o 356 mln zł)

• 297 mln zł spadek pozycji kredyty, pożyczki i dłużne papiery wartościowe reklasyfikacja zobowiązań długoterminowych na krótkoterminowe
• 175 mln zł spadek zobowiązań z tytułu świadczeń pracowniczych zmiana zobowiązań pracowniczych wycenianych aktuarialnie
• 99 mln zł spadek zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych zobowiązań głównie spadek zobowiązań dotyczących depozytów na transakcje futures na prawa do emisji CO²
• 63 mln zł wzrost rozliczeń dochodu z tytułu dotacji oraz usług modernizacji oświetlenia drogowego
• 59 mln zł wzrost rezerw z tytułu odroczonego podatku dochodowego
• 33 mln zł wzrost zobowiązań finansowych wycenianych w wartości godziwej głównie w wyniku aktualizacji wyceny kontraktów terminowych na zakup energii elektrycznej, gazu i praw majątkowych
• 33 mln zł wzrost zobowiązań z tytułu leasingu
• 29 mln zł wzrost rezerw na pozostałe zobowiązania i inne obciążenia wyższy stan długoterminowej rezerwy zawiązanej na stratę z tytułu rozliczenia opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów

mln zł

Struktura zobowiązań krótkoterminowych

Główne czynniki zmian zobowiązań krótkoterminowych (spadek o 564 mln zł)

• 2 526 mln zł wzrost rezerw na zobowiązania i inne obciążenia w tym: wzrost rezerw na umowy rodzące obciążenia o 1 374 mln zł, wzrost rezerw na zakup uprawnień do emisji CO² o 1 254 mln zł, przy jednoczesnym spadku rezerw na świadectwa pochodzenia energii o 98 mln zł, rozwiązaniu części rezerwy w wysokości 44 mln zł na przyszłe zobowiązania inwestycyjne w Elektrowni Ostrołęka Sp. z o.o.
• 361 mln zł wzrost zobowiązań z tytułu bieżącego podatku dochodowego głównie zobowiązania z tytułu rozliczenia podatku CIT PGK (Podatkowa Grupa Kapitałowa) ENEA
• 1 740 mln zł spadek pozycji kredyty, pożyczki i dłużne papiery wartościowe spałata rat kredytowych i obligacji, przy jednoczesnej reklasyfikacji zobowiązań długoterminowych na krótkoterminowe
• 557 mln zł spadek zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych zobowiązań spadek zobowiązań z tytułu wyceny transakcji futures na prawa do emisji CO² oraz spadek zobowiązań inwestycyjnych, przy jednoczesnym wzroście zobowiązań handlowych

Sytuacja pieniężna Grupy Kapitałowej ENEA

Rachunek przepływów pieniężnych [tys. zł]	I-III kw. 2021 1)	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej	6 684 129	4 201 380	-2 482 749	-37,1%
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	(1 303 915)	(1 782 218)	-478 303	-36,7%
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej	(1 286 078)	(1 520 170)	-234 092	-18,2%
Zwiększenie / (Zmniejszenie) netto stanu środków pieniężnych	4 094 136	898 992	-3 195 144	-78,0%
Stan środków pieniężnych na początek okresu sprawozdawczego	1 941 554	4 153 553	2 211 999	113,9%
Stan środków pieniężnych na koniec okresu sprawozdawczego	6 035 690	5 052 545	-983 145	-16,3%

¹) Zmiana prezentacyjna zgodnie ze skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym za 9 miesięcy 2022 r.

Wydatki inwestycyjne 1) GK ENEA w I-III kw. 2022 r.

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

6. Akcje i akcjonariat

6.1. Struktura kapitału i akcjonariatu

Wysokość kapitału zakładowego ENEA S.A. na 30 września 2022 r. oraz na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania wynosi 529 731 093 zł i dzieli się na 529 731 093 akcji zwykłych na okaziciela o wartości nominalnej 1,00 zł każda. Ogólna liczba głosów wynikających ze wszystkich wyemitowanych akcji Emitenta odpowiada liczbie akcji i wynosi 529 731 093 głosów. Wszystkie akcje Spółki są akcjami zdematerializowanymi na okaziciela zarejestrowanymi w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych.

31 maja 2022 r. Sąd Rejonowy Poznań - Nowe Miasto i Wilda w Poznaniu, VIII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego, zarejestrował zmianę Statutu Spółki dokonaną na podstawie uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 8 kwietnia 2022 r. w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego Spółki w drodze emisji akcji zwykłych na okaziciela serii D, pozbawienia dotychczasowych akcjonariuszy w całości prawa poboru wszystkich Akcji Serii D, zmiany Statutu Spółki, ubiegania się o dopuszczenie i wprowadzenie Akcji Serii D i/lub praw do Akcji Serii D do obrotu na rynku regulowanym prowadzonym przez Giełdę Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. oraz dematerializacji Akcji Serii D i/lub praw do Akcji Serii D. Po rejestracji kapitał zakładowy wynosi 529 731 093 zł i dzieli się na:

• a) 295 987 473 akcji zwykłych na okaziciela serii "A";
• b) 41 638 955 akcji zwykłych na okaziciela serii "B";
• c) 103 816 150 akcji zwykłych na okaziciela serii "C";
• d) 88 288 515 akcji zwykłych na okaziciela serii "D".

Ogólna liczba głosów wynikających ze wszystkich wyemitowanych akcji wynosi 529 731 093 głosy. Wartość nominalna wszystkich akcji w kapitale zakładowym Spółki wynosi 1,00 zł.

7 czerwca 2022 r. do Spółki wpłynęło, datowane na 3 czerwca 2022 r. zawiadomienie o zmianie udziału Skarbu Państwa w ogólnej liczbie głosów w ENEA S.A. Udział Akcjonariusza - Skarbu Państwa, w ogólnej liczbie głosów w ENEA S.A. uległ zwiększeniu z 51,50% do 52,29%. Zmiana udziału w ogólnej liczbie głosów nastąpiła dnia 31 maja 2022 r. w wyniku objęcia 49 661 794 Akcji Serii D oraz na skutek zarejestrowania przez Sąd Rejonowy Poznań - Nowe Miasto i Wilda w Poznaniu, VIII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego, zmiany Statutu Spółki dokonanej na podstawie ww. uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 8 kwietnia 2022 r.

Od dnia publikacji poprzedniego raportu okresowego tj. raportu za I półrocze 2022 ENEA S.A. nie otrzymała zawiadomień o zmianie udziału w strukturze akcjonariuszy Emitenta.

Poniższa tabela przedstawia strukturę akcjonariatu ENEA S.A. na dzień sporządzenia raportu okresowego za III kw. 2022 r.

Akcjonariusz	Liczbaakcji / liczba głosów na WZ	Udział w kapitale zakładowym / udział w ogólnej liczbie głosów
Skarb Państwa	277 015 422	52,29%
Pozostali	252 715 671	47,71%
RAZEM	529 731 093	100,0%

6.2. 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.

W I-III kw. 2022 r. kurs akcji ENEA S.A. spadł z 8,51 zł do 6,18 zł, tj. o 2,33 zł, czyli o 27%. Najwyższy kurs zamknięcia w bieżącym roku akcje ENEA S.A. osiągnęły 20 czerwca 2022 r. (10,15 zł), natomiast najniższy – 29 września 2022 r. (6,02 zł).

				Dane	I-III kw. 2022
	Udział akcji Spółki w indeksach na 30 września 2022 r.:		Liczba akcji [szt.]	529 731 093
				Minimum [zł]	6,02
0,9	3,3	12,2	0,6	Maximum [zł]	10,15
				Kurs na koniec okresu [zł]	6,18
				Kurs na koniec poprzedniego okresu [zł]	8,51
				Średni wolumen [szt.]	483 201

7. Władze

7.1. Skład osobowy Zarządu ENEA S.A.

Na dzień 1 stycznia 2022 r.
Imię i nazwisko	Funkcja
Paweł Szczeszek	Prezes Zarządu
Tomasz Siwak	Członek Zarządu ds. Handlowych
Tomasz Szczegielniak	Członek Zarządu ds. Korporacyjnych
Marcin Pawlicki	Członek Zarządu ds. Operacyjnych
Rafał Mucha	Członek Zarządu ds. Finansowych
Lech Żak	Członek Zarządu ds. Strategii i Rozwoju

Na dzień publikacji raportu za III kw. 2022 r.
Imię i nazwisko	Funkcja
Paweł Majewski	Prezes Zarządu
Tomasz Siwak	Członek Zarządu ds. Handlowych
Dariusz Szymczak	Członek Zarządu ds. Korporacyjnych
Marcin Pawlicki	Członek Zarządu ds. Operacyjnych
Rafał Mucha	Członek Zarządu ds. Finansowych
Lech Żak	Członek Zarządu ds. Strategii i Rozwoju

8 kwietnia 2022 r. Pan Paweł Szczeszek złożył rezygnację z pełnienia funkcji Prezesa Zarządu z dniem 10 kwietnia 2022 r.

8 kwietnia 2022 r. Rada Nadzorcza Spółki postanowiła powierzyć wykonywanie obowiązków Prezesa Zarządu Spółki Panu Rafałowi Mucha - Członkowi Zarządu ds. Finansowych, począwszy od dnia 11 kwietnia 2022 r., do czasu powołania Prezesa Zarządu, nie dłużej jednak niż na okres kadencji rozpoczętej z dniem odbycia Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za rok 2018, przy jednoczesnym wykonywaniu dotychczasowych obowiązków Członka Zarządu ds. Finansowych.

20 kwietnia 2022 r. Rada Nadzorcza ENEA S.A. podjęła uchwałę w sprawie powołania z dniem 25 kwietnia 2022 r. Pana Pawła Majewskiego na stanowisko Prezesa Zarządu ENEA S.A. na wspólną kadencję, rozpoczętą z dniem odbycia Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2018 rok.

14 czerwca 2022 r. Rada Nadzorcza Spółki powołała w skład Zarządu ENEA S.A., na nową wspólną kadencję, z dniem następnym po dniu odbycia Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2021 rok, tj. od dnia 25 czerwca 2022 r., następujące osoby:

• Pana Pawła Majewskiego na stanowisko Prezesa Zarządu,
• Pana Tomasza Siwaka na stanowisko Członka Zarządu ds. Handlowych,
• Pana Rafała Muchę na stanowisko Członka Zarządu ds. Finansowych,
• Pana Dariusza Szymczaka na stanowisko Członka Zarządu ds. Korporacyjnych,
• Pana Marcina Pawlickiego na stanowisko Członka Zarządu ds. Operacyjnych,
• Pana Lecha Żaka na stanowisko Członka Zarządu ds. Strategii i Rozwoju.

Poza ww. zmianami w trakcie okresu sprawozdawczego oraz do dnia publikacji raportu za III kw. 2022 r. nie miały miejsca inne zmiany w składzie Zarządu Spółki.

7.2. Skład osobowy Rady Nadzorczej ENEA S.A.

Na dzień 1 stycznia 2022 r.		Na dzień publikacji raportu za III kw. 2022 r.
Imię i nazwisko	Funkcja	Imię i nazwisko
Rafał Włodarski	Przewodniczący Rady Nadzorczej	Rafał Włodarski
Roman Stryjski	Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej	Roman Stryjski
Michał Jaciubek	Sekretarz Rady Nadzorczej	Mariusz Pliszka
Paweł Koroblowski	Członek Rady Nadzorczej	Łukasz Ciołko
Maciej Mazur	Członek Rady Nadzorczej	Mariusz Damasiewicz
Piotr Mirkowski	Członek Rady Nadzorczej	Aneta Kordowska
Mariusz Pliszka	Członek Rady Nadzorczej	Mariusz Romańczuk
Dorota Szymanek	Członek Rady Nadzorczej	Tomasz Lis
Tomasz Lis	Członek Rady Nadzorczej	Paweł Łącki
		Piotr Zborowski

10 marca 2022 r. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki podjęło uchwałę, na mocy której z tym samym dniem w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A. X kadencji powołany został Pan Radosław Kwaśnicki.

24 czerwca 2022 r. Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki podjęło uchwały w przedmiocie powołania w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A. XI wspólnej kadencji, ze skutkiem od dnia 25 czerwca 2022 r. następujące osoby:

• Pana Mariusza Damasiewicza,
• Pana Mariusza Pliszkę,
• Pana Mariusza Romańczuka,
• Pana Rafała Włodarskiego, któremu jednocześnie powierzono funkcję Przewodniczącego Rady Nadzorczej,
• Pana Pawła Koroblowskiego,
• Pana Tomasza Lisa,
• Pana Radosława Kwaśnickiego,
• Panią Dorotę Szymanek,
• Pana Romana Stryjskiego.

6 lipca 2022 r. Rada Nadzorcza Spółki dokonała wyboru Wiceprzewodniczącego Rady Nadzorczej ENEA S.A. na okres XI wspólnej kadencji w osobie Pana Romana Stryjskiego oraz Sekretarza Rady Nadzorczej ENEA S.A. na okres XI wspólnej kadencji w osobie Pana Mariusza Pliszki.

11 lipca 2022 r. do Spółki wpłynęła rezygnacja Pani Doroty Szymanek z zasiadania w Radzie Nadzorczej ENEA S.A. z dniem 11 lipca 2022 r. 5 sierpnia 2022 r. Pan Radosław Kwaśnicki złożył rezygnację z pełnienia funkcji Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A., ze skutkiem na dzień 31 sierpnia 2022 r.

16 września 2022 r. do Spółki wpłynęło oświadczenie Ministra Aktywów Państwowych, o skorzystaniu przez Ministra Aktywów Państwowych z uprawnienia do powołania na podstawie § 24 ust. 1 Statutu Spółki Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A. Zgodnie z ww. uprawnieniem z dniem 16 września 2022 r. do składu Rady Nadzorczej Spółki powołany został Pan Łukasz Ciołko.

18 listopada 2022 r. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki podjęło uchwałę, na mocy której z tym samym dniem ze składu Rady Nadzorczej ENEA S.A. XI kadencji odwołany został Pan Paweł Koroblowski.

18 listopada 2022 r. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki podjęło uchwały, na mocy których z tym samym dniem w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A. XI kadencji powołani zostali Pani Aneta Kordowska, Pan Paweł Łącki oraz Pan Piotr Zborowski.

Poza ww. zmianami w trakcie okresu sprawozdawczego oraz do dnia publikacji raportu za III kw. 2022 r. nie miały miejsca inne zmiany w składzie Rady Nadzorczej.

Zgodnie z postanowieniami Regulaminu Rady Nadzorczej w ramach Rady Nadzorczej funkcjonują następujące komitety stałe: Komitet ds. Audytu, Komitet ds. Nominacji i Wynagrodzeń oraz Komitet ds. Strategii i Inwestycji.

Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania Komitet ds. Audytu funkcjonuje w następującym składzie:

Komitet ds. Audytu
Imię i nazwisko	Funkcja
Tomasz Lis 1) 2) 3)	Przewodniczący
Mariusz Damasiewicz1) 3)	Członek
1) 3) Mariusz Pliszka	Członek
Roman Stryjski 1)	Członek
Aneta Kordowska 1) 2)	Członek

1) Członek niezależny w rozumieniu art. 129 ust. 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 2021 2) Członek posiadający wiedzę i umiejętności w zakresie rachunkowości lub badania sprawozdań finansowych, z uwagi na posiadane wykształcenie i dotychczasowe doświadczenie

zawodowe. 3) Członek posiadający wiedzę i umiejętności z zakresu branży, w której działa emitent, z uwagi na posiadane wykształcenie i dotychczasowe doświadczenie zawodowe.

Komitet ds. Nominacji i Wynagrodzeń
Imię i nazwisko	Funkcja
Roman Stryjski 1)	Przewodniczący
Rafał Włodarski	Członek
Piotr Zborowski 1)	Członek
Mariusz Romańczuk 1)	Członek

Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania skład Komitetu ds. Nominacji i Wynagrodzeń przedstawia się następująco:

1) Członek niezależny w rozumieniu zasad ładu korporacyjnego ujętych w zbiorze Dobre praktyki Spółek Notowanych na GPW 2021

Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania skład Komitetu ds. Strategii i Inwestycji przedstawia się następująco:

Komitet ds. Strategii i Inwestycji
Imię i nazwisko	Funkcja
Rafał Włodarski	Przewodniczący
Mariusz Romańczuk	Członek
Mariusz Damasiewicz	Członek
Piotr Zborowski	Członek
Tomasz Lis	Członek
Mariusz Pliszka	Członek

7.3. 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 14 września 2022 r.	Liczba akcji ENEA S.A. na 23 listopada 2022 r.
Mariusz Pliszka	Członek Rady Nadzorczej	3 880	3 880

Na dzień przekazania niniejszego sprawozdania pozostałe osoby zarządzające oraz nadzorujące nie posiadają akcji ENEA S.A. Na dzień przekazania niniejszego sprawozdania osoby zarządzające i nadzorujące nie posiadają uprawnień do akcji ENEA S.A. Na dzień przekazania niniejszego sprawozdania osoby zarządzające i nadzorujące nie posiadają akcji lub udziałów w podmiotach zależnych ENEA S.A.

8. Inne informacje istotne dla oceny sytuacji emitenta

8.1. Otoczenie regulacyjne

Działalność ENEA S.A. oraz jej spółek zależnych prowadzona jest w otoczeniu podlegającym szczególnej regulacji prawnej, zarówno na poziomie krajowym, jak również Unii Europejskiej (regulowana działalność gospodarcza). Szereg regulacji prawnych dotyczących przedsiębiorstw energetycznych jest pochodną decyzji o charakterze politycznym. Z tego powodu regulacje te są przedmiotem częstych zmian, których Spółka nie jest w stanie przewidzieć, a co za tym idzie ustalić ich skutków dla prowadzonej działalności gospodarczej. Niezależnie od powyższego ENEA S.A. oraz jej spółki zależne ("Grupa ENEA") podlegają regulacjom prawnym 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 GK ENEA, mogą stać się źródłem potencjalnych ryzyk dla tej działalności.

8.1.1. Wewnętrzny rynek energii elektrycznej

Działalność podmiotów z branży energetycznej jest regulowana również na poziomie szeregu regulacji unijnych jak np. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej, które wchodzi w skład regulacji tzw. "Pakietu Zimowego" oraz stanowi zasadniczy akt prawny wymuszający wprowadzenie nowych rozwiązań w obszarze funkcjonowania rynków energii elektrycznej i usług systemowych tak w Polsce, jak i w innych państwach członkowskich Unii Europejskiej.

Ponadto dnia 21 grudnia 2018 r. weszło w życie Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie zarządzania unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu, zmiany rozporządzeń Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 663/2009 i (WE) nr 715/2009, Dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady 94/22/WE, 98/70/WE, 2009/31/WE, 2009/73/WE, 2010/31/UE, 2012/27/UE i 2013/30/UE, Dyrektyw Rady 2009/119/WE i (EU) 2015/652 oraz uchylenia rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 525/2013. Przedmiotowym rozporządzeniem 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 polityki klimatyczno-energetycznej do 2030 r.

W okresie sprawozdawczym oraz po dacie bilansowej nie miały miejsca zmiany odnoszące się do istotnych regulacji obowiązujących dla wewnętrznego rynku energii elektrycznej.

8.1.2. Zapotrzebowanie na energię elektryczną

Zgodnie z dokumentem "Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2021-2030" prognozowane całkowite zapotrzebowanie na energię elektryczną netto w Polsce wzrośnie w latach 2020-2040 z 159,9 TWh do 204,2 TWh.1)

1) https://www.gov.pl/documents/33372/436746/Wnioski_z_analiz_do_PEP2040_2018-11-23.pdf

8.1.3. Nowelizacja ustawy Prawo energetyczne

18 czerwca 2021 r. w Dzienniku Ustaw została opublikowana ustawa z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, która wprowadza szereg rozwiązań istotnych dla funkcjonowania uczestników rynku energii. Kluczowym z nich jest wdrożenie w Polsce inteligentnego opomiarowania. Działanie to realizowane będzie przez operatorów systemów dystrybucyjnych, a więc również przez ENEA Operator. Ustawa zawiera harmonogram instalacji liczników zdalnego odczytu w punktach poboru energii i przewiduje, że do 31 grudnia 2028 r. zostaną one zainstalowane u co najmniej 80% odbiorców końcowych. Jednocześnie wskazuje, że do 31 grudnia 2023 r. ma być to 15% odbiorców, do 31 grudnia 2025 r. – 35%, a do 31 grudnia 2027 r. – 65%.

Ponadto ustawa wprowadza m.in. zmiany w zakresie działania koordynatora do spraw negocjacji działającego przy Prezesie URE, regulacje dot. zawierania umów z cenami dynamicznymi i wzmacnia obowiązujące prawa odbiorców oraz wprowadza nowe prawa w zakresie sprzedaży energii elektrycznej (nowe warunki umowne, obowiązki dotyczące rozliczeń, rozwiązywania sporów ze sprzedawcą, obowiązki informacyjne).

Ustawa powołała Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE). Rolę OIRE od 3 lipca 2021 r. pełnią Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. OIRE zarządzać będzie Centralnym Systemem Informacji Rynku Energii (CSIRE), który ma zostać wdrożony w ciągu trzech lat od daty wejścia w życie znowelizowanego Prawa energetycznego, i który będzie m.in. przetwarzał dane z liczników inteligentnych. CSIRE spowoduje fundamentalne zmiany w dotychczasowym sposobie wymiany informacji między uczestnikami rynku energii. Ustawa zawiera również rozwiązania wzmacniające pozycję odbiorców oraz zwiększające ochronę konsumentów na rynku energii i paliw gazowych, a także ułatwienia dla działalności przedsiębiorstw energetycznych, m.in. tworząc ramy prawne dla funkcjonowania zamkniętych systemów dystrybucyjnych oraz magazynów energii.

8.1.4. Taryfy dla energii elektrycznej 2022 r.

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził Taryfę dla usług dystrybucji energii elektrycznej ENEA Operator. Decyzja Prezesa URE nr DRE.WPR.4211.58.8.2021.KKu z dnia 17 grudnia 2021 r. opublikowana została w Biuletynie Branżowym URE – Energia Elektryczna Nr 248 (3493) z dnia 17 grudnia 2021 r. Nowa Taryfa zatwierdzona została na okres do 31 grudnia 2022 r. i została wprowadzona do stosowania z dniem 1 stycznia 2022 r.

17 grudnia 2021 r. Prezes URE podjął decyzję o zatwierdzeniu taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G ENEA S.A. na okres do 31 grudnia 2022 r. Taryfa ta weszła w życie 1 stycznia 2022 r. 15 lutego 2022 r. Prezes URE zatwierdził zmianę taryfy w związku z wprowadzeniem czasowego zwolnienia od akcyzy sprzedaży energii elektrycznej nabywcy końcowemu, będącemu odbiorcą energii elektrycznej w gospodarstwie domowym. Zmiana taryfy weszła w życie 2 marca 2022 r.

10 czerwca 2022 r. Spółka złożyła wniosek do Prezesa URE o zatwierdzenie zmiany Taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G ENEA S.A. na rok 2022. Proponowana zmiana związana jest ze wzrostem kosztów zakupu energii elektrycznej wynikającym w głównej mierze ze zwiększonego zużycia energii przez klientów oraz kosztów nabycia praw majątkowych. Na chwilę obecną postępowanie taryfowe dotyczące przedmiotowego wniosku nie zostało zakończone.

8.1.5. Rynki finansowe (EMIR Refit)

Regulacja EMIR (ang. European Market Infrastructure Regulation) to Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady UE nr 648/2012 z dnia 4 lipca 2012 r. w sprawie instrumentów pochodnych będących przedmiotem obrotu poza rynkiem regulowanym, kontrahentów centralnych i repozytoriów transakcji wraz z Rozporządzeniami Delegowanymi Komisji (UE) nr 148/2013 i 149/2013 z 19 grudnia 2012 r., które weszło w życie 16 sierpnia 2012 r., następnie 17 czerwca 2019 r. zostało zmienione Rozporządzeniem 2019/834 z dnia 20 maja 2019 r. (EMIR Refit) upraszczającym niektóre obowiązki zwłaszcza wobec podmiotów o niewielkich wartościach transakcji na instrumentach finansowych. Regulacja wprowadziła wymogi dotyczące zgłaszania transakcji na instrumentach pochodnych do "repozytoriów transakcji", technik ograniczania ryzyka, w określonych przypadkach obowiązek centralnego rozliczania transakcji przez "Kontrahentów Centralnych" (CCP)1) oraz określiła sankcje za naruszenia jej postanowień.

1)Kontrahent Centralny (CCP) oznacza osobę prawną posiadającą autoryzację ESMA ( European Securities and Markets Authority), która działa pomiędzy kontrahentami Instrumentów Pochodnych będących w obrocie na co najmniej jednym rynku finansowym, stając się nabywcą dla każdego sprzedawcy i sprzedawcą dla każdego nabywcy.

8.1.6. Rynek Mocy

W 2021 r. w oparciu o przepisy:

• ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy;
• regulaminu rynku mocy zatwierdzony decyzją Prezesa URE z 10 listopada 2021 r.;
• rozporządzenia Ministra Energii:
  • ‒ z dnia 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym;
  • ‒ z dnia 3 września 2018 r. w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych;
• rozporządzenia Ministra Klimatu z dnia 12 sierpnia 2021 r. w sprawie parametrów aukcji głównej dla roku dostaw 2026 oraz parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2023

Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. przeprowadziły następujące procesy rynku mocy:

• certyfikacje ogólne;
• certyfikacje do aukcji głównych na lata 2021-2026;
• certyfikacje do aukcji dodatkowych na lata 2021-2023;
• aukcje główne na lata 2021-2026 i dodatkową na 2021-2022.

A także w 2022 r.:

• certyfikacje ogólne,
• aukcje dodatkowe na rok 2023 17 marca 2022 r.
• 8.1.6.1. Zakontraktowane obowiązki mocowe ENEA Wytwarzanie i ENEA Elektrownia Połaniec

[MW]	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Umowa na 1 rok	-	-	-	-	1 004	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 5 lat (modernizowane)	2 711	2 711	2 711	2 711	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 15 lat (nowe)	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915
Razem	3 626	3 626	3 626	3 626	1 919	915	915	915	915	915	915	915	915	915

1) [mln zł]	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Umowa na 1 rok	-	-	-	-	402	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 5 lat (modernizowane)	652	652	652	652	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 15 lat (nowe)	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220
Razem	872	872	872	872	622	220	220	220	220	220	220	220	220	220

8.1.6.2. Szacowane przychody z Rynku Mocy ENEA Wytwarzanie i ENEA Elektrownia Połaniec

1) Wartość nieindeksowana.

ENEA Elektrownia Połaniec uczestniczyła we wszystkich ww. procesach i w ich wyniku zawarła dwie umowy mocowe na 5-letnie okresy 2021-2025, dla bloków nr 2 i nr 7. Wynika to ze strategii Grupy ENEA zatwierdzanej decyzjami Zarządu ENEA S.A. przed poszczególnymi aukcjami głównymi. Jednocześnie ENEA Elektrownia Połaniec zawarła umowy mocowe na okres 1 roku dla roku dostaw 2026 dla bloków nr 2 oraz nr 4-7. Pozostałe bloki, z wyjątkiem bloku nr 9, zostały zgłoszone do udziału w rynku wtórnym. ENEA Elektrownia Połaniec i ENEA Wytwarzanie zawarły umowę o wspólnym przedsięwzięciu w obszarze Rynku Mocy ws. wspólnego działania na Rynku Mocy i wzajemnego rezerwowania.

ENEA Wytwarzanie uczestniczyła we wszystkich ww. procesach i w ich wyniku zawarła:

• dziewięć umów mocowych na 5-letnie okresy dostaw 2021-2025, dla bloków nr 1-10 bez bloku nr 3,
• jedną umowę mocową na 15-letni okres dostaw 2021-2035 dla bloku nr 11,
• umowy jednoroczne dostaw na lata 2021, 2022, 2023, 2024, 2025 dla trzech jednostek rynku mocy z Segmentu OZE (elektrownie wodne) o łącznej mocy około 37 MW zostały przeniesione na ENEA Nowa Energia.

ENEA Elektrownia Połaniec w 2021 r. uczestniczyła w Aukcji Mocy na rok dostaw 2026. W wyniku czego zawarła dla bloków 2, 4, 5, 6 i 7 jednoroczne Umowy mocowe na rok dostaw 2026 opiewające na sumaryczną moc 1 004 MW, blok nr 3 stanowi backup dla ww. jednostek.

8.1.6.3. Zakontraktowane obowiązki mocowe MEC Piła

[MW]	I kw. 2022	II kw. 2022	III kw. 2022	IV kw. 2022	2023
Umowy kwartalne	-	6	6	-	-
Umowa na 1 rok	-	-	-	-	6
Razem	-	6	6	-	6

8.1.6.4. Szacowane przychody z Rynku Mocy MEC Piła

[mln zł]	2022	2023
Umowy kwartalne	1	-
Umowa na 1 rok	-	2
Razem	1	2

8.1.6.5. Zakontraktowane obowiązki mocowe ENEA Ciepło

			2022				2023
[MW]		I kw. II kw.	III kw.	IV kw.	I kw. II kw.		III kw.	IV kw.	2024	2025
Umowy kwartalne (istniejące)	34	-	-	22	38	-	-	23	-	-
Umowa na 1 rok (istniejące)	-	-	-	-	-	-	-	-	29	371)
Razem	34	-	-	22	38	-	-	23	29	371)

1) Umowa mocowa ENEA Ciepło na rok 2025 obowiązuje od 1 stycznia 2025 r. do 30 czerwca 2025 r.

8.1.6.6. Szacowane przychody z Rynku Mocy ENEA Ciepło

1) [mln zł]	2022	2023	2024	2025
Umowy kwartalne (istniejące)	3	5	-	-
Umowa na 1 rok (istniejące)	-	-	8	2) 3
Razem	3	5	8	2) 3

1) Wartość nieindeksowana

2) Umowa mocowa ENEA Ciepło na rok 2025 obowiązuje od 1 stycznia 2025 r. do 30 czerwca 2025 r.

ENEA Ciepło uczestniczyła w ww. procesach i w ich wyniku zawarła dwie kwartalne umowy mocowe na rok dostaw 2021 (na I i IV kwartał) dla bloku nr 2, dwie kwartalne umowy mocowe na rok dostaw 2022 (na I i IV kwartał) dla bloku nr 2, dwie kwartalne umowy mocowe na rok dostaw 2023 (na I kwartał dla bloku nr 2 i IV kwartał dla bloku nr 3), jedną jednoroczną umowę mocową na rok dostaw 2024 dla bloku nr 3 oraz jedną półroczną umowę mocową na okres dostaw od 1 stycznia 2025 r. do 30 czerwca 2025 r. dla bloku nr 3.

Wynika to z dokumentów: "Strategia udziału JRM ENEA Ciepło w aukcji głównej rynku mocy (…)" na rok dostaw 2024, 2025 oraz "Strategia udziału JRM Grupy ENEA w aukcjach dodatkowych (…)" na rok dostaw 2021, 2022, 2023 opracowanych pod przewodnictwem ENEA Trading zatwierdzonych decyzjami Zarządu ENEA Ciepło przed aukcjami. Do udziału w rynku wtórnym na lata 2021 oraz 2022 został zgłoszony blok nr 3, na rok 2023 zostały zgłoszone bloki nr 1 i 4, na lata 2024 oraz 2025 zostały zgłoszone bloki nr 1, 2 i 4.

8.1.6.7. Zakontraktowane obowiązki mocowe ENEA Nowa Energia

[MW]	2022	2023	2024	2025	2026
Umowa na 1 rok (istniejące)	37	37	38	37	24
Razem	37	37	38	37	24

8.1.6.8. Szacowane przychody z Rynku Mocy ENEA Nowa Energia

[MW]	2022	2023	2024	2025	2026
Umowa na 1 rok (istniejące)	1) 6	8	10	6	10
Razem	1) 6	8	10	6	10

1) Zmniejszenie planowanych przychodów z Rynku Mocy ze względu na przerwy w gotowości do oddawania mocy do systemu z uwagi na przeprowadzone planowe remonty jednostek rynku mocy.

ENEA Nowa Energia (wcześniej: ENEA Wytwarzanie Segment OZE) uczestniczyła we wszystkich aukcjach głównych Rynku Mocy i w ich wyniku zawarła umowy mocowe na jednoroczne okresy dostaw:

• na lata 2021-2025, dla trzech jednostek o średniej mocy ok. 37 MW w danym roku dostaw,
• na rok 2026, dla dwóch jednostek o łącznej mocy 24 MW.

8.1.7. REMIT

Regulacja REMIT (ang.: Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency) to rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 z dnia 25 października 2011 r. w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii. Na mocy rozporządzenia rynek energii elektrycznej podlega ścisłym, restrykcyjnym zasadom publikacji i jawności informacji, które mogą mieć wpływ na ceny produktów energetycznych na hurtowym rynku energii, w tym bezwzględnemu zakazowi manipulacji rynkowej.

Z REMIT wynika obowiązek rejestracji każdego uczestnika rynku w krajowym rejestrze. Uczestnik rynku zobowiązany jest do raportowania danych na temat transakcji zawieranych na hurtowych rynkach energii, w tym składanych zleceń. Z REMIT wynika także obowiązek podania do publicznej wiadomości, w postaci sformalizowanego komunikatu, tzw. informacji wewnętrznej dotyczącej zdolności i wykorzystania instalacji służących produkcji, magazynowaniu i przesyłowi energii elektrycznej, w tym dotyczącej planowanej i nieplanowanej niedostępności tych instalacji. Rozporządzenie REMIT zakazuje manipulacji oraz prób manipulacji na rynku oraz zakazuje wykorzystywania informacji wewnętrznych do działań handlowych. Rozporządzenie REMIT wyposaża organy regulacyjne w uprawnienia związane z prowadzeniem dochodzeń, egzekwowaniem przepisów rozporządzenia oraz ustanawianiem sankcji za niedochowywanie obowiązków.

8.1.8. Europejski system EU ETS

Z początkiem 2021 r. rozpoczęła się tzw. IV faza w ramach systemu EU ETS. Wprowadzone w ramach systemu EU ETS zmiany (m.in. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/410 z dnia 14 marca 2018 r. zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu wzmocnienia efektywnych pod względem kosztów redukcji emisji oraz inwestycji niskoemisyjnych oraz decyzję (UE) 2015/1814 w zakresie utworzenia Funduszu Modernizacyjnego, czy też Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/1814 z dnia 6 października 2015 r. w sprawie ustanowienia i funkcjonowania rezerwy stabilności rynkowej dla unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych i zmiany dyrektywy 2003/87/WE) będą w istotnym zakresie wpływać na ramy funkcjonowania podmiotów objętych systemem EU ETS w IV fazie, tj. w latach 2021-2030. W dniu 14 lipca 2021 Komisja Europejska opublikowała pakiet legislacyjny "Fit for 55", w którego skład wchodzi dyrektywa regulująca liniowy współczynnik redukcji oraz rezerwę stabilności rynkowej, które są najistotniejszymi mechanizmami w ramach systemu EU ETS, wpływającymi na zmniejszenie podaży na rynku EU ETS. Po zmianie od 2021 aktualna wartość liniowego współczynnika redukcji wynosi 2,2%.

Zgodnie z publikacją Komisji z dnia 12 maja 2022 r, dot. łącznej liczby uprawnień znajdujących się w obiegu w 2021 r. do celów rezerwy stabilności rynkowej oraz liczby nieprzydzielonych uprawnień w latach 2013-2020:

• na dzień 31 grudnia 2021 r. w rezerwie stabilności rynkowej znajdowało się 2 632 682 062 uprawnień,
• od września 2022 r. do września 2023 r. w rezerwie stabilności rynkowej zostanie umieszczone 347 811 404 uprawnień,
• na dzień 31 grudnia 2021 r. uprawnień w obiegu pozostawało 1 449 214 182.

Na zwiększenie popytu na jednostki EUA istotny wpływ mają ogłaszane i planowane inicjatywy legislacyjne organów Unii Europejskiej, realizujące założenia ogłoszonego w 2019 r. tzw. "Europejskiego Zielonego Ładu", w tym projekt zmiany dyrektywy EU ETS 2003/87/WE oraz decyzji 2015/1814 w sprawie rezerwy stabilności rynkowej. W IV kw. 2022 r. planowane jest zakończenie prac nad pakietem "Fit for 55" i tym samym wprowadzenie kolejnych zmian w dyrektywie 2003/87/WE ustanawiającej unijny system handlu uprawnieniami do emisji (szczegółowe informacje nt. pakietu znajdują się w punkcie 8.1.9).

W kontekście powyższego, od listopada 2020 r. obserwowany był gwałtowny trend wzrostowy notowań uprawnień do emisji gazów cieplarnianych, kontynuowany do początku lutego 2022. Końcówka lutego oraz początek marca wiązały się z dużymi spadkami cen uprawnień do emisji CO2, po których nastąpił powrót do wysokich poziomów cenowych. W połowie marca notowania przeszły w trend boczny. Po znacznym wzroście w połowie sierpnia, odnotowany został znaczny spadek we wrześniu.

8.1.9. Europejski Zielony Ład i pakiet "Fit for 55" i Taksonomia UE

Jednym z priorytetów Komisji Europejskiej (KE) kadencji 2019-2024 jest tzw. Europejski Zielony Ład, będący planem działania na rzecz zrównoważonej gospodarki unijnej, mającym urzeczywistnić aspirację Europy do miana pierwszego kontynentu neutralnego dla klimatu. W tym celu, także w 2021 r., podjęto liczne inicjatywy legislacyjne.

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2021/1119 z dnia 30 czerwca 2021 r. w sprawie ustanowienia ram na potrzeby osiągnięcia neutralności klimatycznej i zmiany rozporządzeń (WE) nr 401/2009 (UE) 2018/1999 (tzw. Europejskie prawo o klimacie). Główne założenia rozporządzenia to:

• Unia Europejska jako całość zobowiązuje się osiągnąć neutralność klimatyczną do 2050 r.;
• w odniesieniu do Unii jako całości ustanowiono cel redukcji emisji gazów cieplarnianych do co najmniej 55% netto do 2030 r., w porównaniu do poziomu emisji w 1990 r.;
• zobowiązanie do podniesienia ambicji w zakresie pochłaniania emisji (carbon sink) przy jednoczesnym ograniczeniu wielkości pochłoniętych emisji, które będą mogły być zaliczone do realizacji celu redukcji, co oznacza, że de facto cel redukcyjny na 2030 będzie wynosił 57%;
• Unia została zobowiązana do osiągania ujemnych emisji po 2050 r.

Następnie, 14 lipca 2021 r. KE przedstawiła pakiet propozycji legislacyjnych pod nazwą "Fit for 55". Pakiet obejmie m.in. następujące dokumenty i proponuje wprowadzenie m.in. następujących zmian:

• - rewizję Dyrektywy 2003/87/WE ustanawiającej system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych (dalej Projekt Rewizji ETS).
• podwyższenie celu redukcji emisji w sektorach, które są objęte EU ETS (energetyka, przemysł, wewnątrzunijne lotnictwo) do 63% do 2030 r. w stosunku do roku 2005;
• wyeliminowanie instytucji finansowych z handlu uprawnieniami do emisji;
• rozszerzenie EU ETS na nowe sektory: transport drogowy i morski oraz budownictwo (w odniesieniu do budynków komercyjnych) od 2024 r.;
• objęcie spalania odpadów komunalnych systemem EU ETS od 2026 r.;
• zmiana zasad dot. przyznawania bezpłatnych uprawnień powiązanie wskaźników referencyjnych z redukcją emisji zwiększenie wskaźnika do 2,5% rocznie od 2026 r. w miejsce obecnego 1,6% (w celu wspomagania przełomowych /innowacyjnych technologii);
• całkowite odejście od bezpłatnych uprawnień emisyjnych do 2032 r.;
• zwiększenie Funduszu Innowacyjnego i wprowadzenie w jego ramach, jako dodatkowy instrument wsparcia inwestycji przyjaznych dla klimatu "Kontraktów na transakcje różnicowe dotyczące dwutlenku węgla";
• wprowadzenie 95% wartości progowej dla spalania biomasy przy współczynniku zero, po przekroczeniu której instalacje ulegałby wyłączeniu z EU ETS;

22 czerwca 2022 r. po pierwszym czytaniu w PE Projekt Rewizji ETS został przekazany do prac Komisji przedmiotowo właściwej.

- rewizję Dyrektywy 2018/2001/UE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych:

modyfikacja definicji paliw odnawialnych pochodzenia niebiologicznego i definicji wartości standardowej oraz dodanie nowych definicji, m.in. paliw odnawialnych, obszaru rynkowego, inteligentnego systemu pomiarowego, punktu ładowania, uczestnika rynku, rynku energii elektrycznej, baterii do użytku domowego, akumulatora pojazdów elektrycznych, baterii przemysłowej, stanu zdrowia baterii, jej poziomu naładowania, wartości zadanej mocy, inteligentnego ładowania, organu regulacyjnego, ładowania dwukierunkowego, punku ładowania o normalnej mocy, przemysłu;

• zwiększenie celu w zakresie udziału energii z OZE z 32% do 45%;
• zwiększony roczny cel zużycia OZE w sektorze ciepłownictwa i chłodnictwa systemowego o 1,1% rocznie do 2030 r.;
• nowy orientacyjny unijny cel, zgodnie z którym udział energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii w budynkach ma wynosić 49% do 2030 r.;
• zaostrzenie obowiązujących kryteriów zrównoważonego rozwoju do produkcji biomasy rolniczej również do biomasy leśnej;
• zastosowanie progów ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w przypadku produkcji energii elektrycznej, ogrzewania i chłodzenia z paliw z biomasy także dla istniejących instalacji tj. 70% do końca 2025 r. i 80% od początku 2026 r.;
• zobowiązanie państw członkowskich do wspólnego ustalania oraz do wyrażenia zgody na współpracę w kwestii ilości wytwarzanej energii z morskich źródeł odnawialnych, która powinna być generowana w każdym basenie morskim do 2050 r., a także do wyznaczenia etapów pośrednich na 2030 i 2040 r.;
• zaostrzenie warunków udziału instalacji wykorzystujących biomasę w systemach wsparcia, w tym poprzez proponowaną hierarchię postępowania z biomasą;
• wprowadzenie z początkiem 2027 r. zasady braku wsparcia na produkcję energii elektrycznej z biomasy leśnej w instalacjach wytwarzających wyłącznie energię elektryczną;

14 września 2022 r. po pierwszym czytaniu w PE projekt został przekazany do prac Komisji przedmiotowo właściwej.

- rewizję Dyrektywy 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej (EED):

• wyznaczanie przez państwa członkowskie orientacyjnych wkładów w zakresie zużycia energii końcowej i pierwotnej, w celu osiągnięcia efektywności energetycznej;
• zmiana definicji efektywnych systemów ciepłowniczych i systemów chłodnictwa poprzez wprowadzenie progresywnie zmiennych minimalnych warunków jakie musi spełnić instalacja, aby była zakwalifikowana jako efektywna;
• zwiększenie obowiązkowego celu efektywności energetycznej do 2030 r. na poziomie 36%. Wkład państw członkowskich w uzyskanie celu pozostaje indykatywny;
• określenie całkowitego zużycia energii końcowej wszystkich instytucji na co najmniej 1,7% rocznie w porównaniu z rokiem wejścia w życie zmienionej dyrektywy;
• określenie, że co najmniej 3% całkowitej powierzchni ogrzewanych lub chłodzonych budynków będących własnością instytucji publicznych było poddawane corocznej renowacji, w celu przynajmniej przekształcenia ich w budynki o niemal zerowym zużyciu energii;
• określenie, że dostawy, usługi i roboty budowlane udzielane w ramach zamówień publicznych powinny być o bardzo dobrej charakterystyce energetycznej;
• skrócenie okresu oszczędności końcowego zużycia energii w każdym roku z 2023 r. w wysokości 0,8% rocznego zużycia energii końcowej, uśrednionego dla ostatnich trzech lat przed dniem 1 stycznia 2019 r. (wyjątek Cypr i Malta – 0,24%);
• wdrożenie systemu zarządzania energią przez przedsiębiorstwa, których średnie roczne zużycie energii w ciągu ostatnich trzech lat i przy uwzględnieniu wszystkich nośników energii przekroczyło 100TJ bądź objęcie ich audytem energetycznym;
• wprowadzenie obowiązków sprzedawcy względem odbiorców końcowych i użytkowników końcowych dot. treści umowy i zasad jej wykonywania;

14 września 2022 r. po pierwszym czytaniu w PE projekt został przekazany do prac Komisji przedmiotowo właściwej.

- rewizję Dyrektywy o opodatkowaniu produktów energetycznych i energii elektrycznej (ETD):

• rozbudowa katalogu produktów energetycznych i ustalenie minimalnego opodatkowania do każdego produktu;
• możliwość stosowania obniżonych stawek podatkowych (zgodnie z wytycznymi dyrektywy) dla energii elektrycznej z OZE; energia elektryczna bez względu na przeznaczenie będzie najniżej opodatkowana;
• możliwość stosowania obniżonych stawek podatkowych dla energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji, spełniającej definicję wysokosprawnej kogeneracji z dyrektywy EED; Zmiany dyrektywy nie zakładają jednak możliwości fakultatywnego zniesienia akcyzy dla kogeneracji. Dyrektywa nie precyzuje wystarczająco sytuacji dotyczącej kogeneracji;
• ogólne przewartościowanie źródeł energii prowadzące do zniechęcenia do korzystania z paliw kopalnianych, a zachęcania do korzystania z alternatywnych źródeł - ustanowienie minimalnej wartości stawek opodatkowania w odniesieniu do poszczególnych produktów energetycznych – im czystsze źródło energii, tym mniejsze opodatkowanie;
• zmniejszenie wszelkiego rodzaju zwolnień i zniżek dotyczących prowadzących do fragmentacji rynku wewnętrznego;
• możliwość zastosowania minimalnej stawki opodatkowania dla paliw do ogrzewania w odniesieniu do gospodarstw domowych w trudnej sytuacji – okres przejściowy 10 lat;
• propozycja stawek minimalnego opodatkowania dla paliw do ogrzewania klaruje się na poziomach odpowiednio: dla gazu ziemnego i niezrównoważonego biogazu wyjściowo w 2023 r. 0,6 EUR/GJ, docelowo 0,9 EUR/GJ w 2033 r., dla węgla od 2023 r. 0,9 EUR/GJ, dla zrównoważonego biogazu od 2023 r. 0,45 EUR/GJ, dla niezrównoważonej biomasy leśnej od 2023 r. 0,9 EUR/GJ oraz dla zrównoważonej biomasy leśnej od 2023 r. 0,45 EUR/GJ;
• propozycja stawki minimalnego opodatkowania dla energii elektrycznej wynosi 0,15 EUR/GJ od 2023 r;

dostosowanie do nowych celów redukcyjnych rozporządzenia w sprawie włączenia emisji i pochłaniania gazów cieplarnianych w wyniku działalności związanej z użytkowaniem gruntów, zmianą użytkowania gruntów i leśnictwem (LULUCF).1)

Projekt oczekuje na stanowisko komisji przedmiotowo właściwej.

Narzędziem, dzięki któremu prywatne środki inwestycyjne mają stać się instrumentem realizacji założeń Europejskiego Zielonego Ładu jest tzw. unijna Taksonomia.

Dnia 15 lipca 2022 roku opublikowano w Dzienniku Urzędowym UE Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2022/1214 z dnia 9 marca 2022 r. zmieniające rozporządzenie delegowane (UE) 2021/2139 w odniesieniu do działalności gospodarczej w niektórych sektorach energetycznych oraz rozporządzenie delegowane (UE) 2021/2178 w odniesieniu do publicznego ujawniania szczególnych informacji w odniesieniu do tych rodzajów działalności gospodarczej.

Rozporządzenie weszło w życie 4 sierpnia br., natomiast stosowane ma być od 1 stycznia 2023 r.

Rozporządzenie to uwzględnia następujące zmiany w unijnej Taksonomii:

• ustanowienie technicznych kryteriów kwalifikacji dla rodzajów działalności prowadzonej w sektorach gazu ziemnego i energii jądrowej, których spełnienie pozwoli uznać taką inwestycję za zrównoważoną;
• zaakcentowanie przejściowego charakteru uwzględnienia jako zrównoważonej środowiskowo działalności polegającej na wytwarzaniu energii elektrycznej lub ciepła/chłodu lub kogeneracji przy zastosowaniu gazów kopalnych;
• przedsiębiorstwa niefinansowe prowadzące działalność taką jak: wytwarzanie energii elektrycznej, wysokosprawna kogeneracja energii elektrycznej i ciepła/chłodu oraz produkcja ciepła/chłodu z gazów kopalnych mają od 1 stycznia 2023 r. ujawniać informacje na temat tego jaka część prowadzonych przez nie działalności w wyżej wymienionych sektorach jest zgodna i niezgodna z założeniami "Taksonomii".

Ponadto rozporządzenie to zawiera deklarację, zgodnie z którą OZE będą odgrywać zasadniczą rolę w realizacji celów Unii w zakresie klimatu i środowiska oraz postulat zwiększenia inwestycji w OZE.

W odpowiedzi na trudności i zakłócenia na światowym rynku energii spowodowane inwazją Rosji na Ukrainę Komisja Europejska przedstawiła 18 maja br. plan REPowerEU.

REPowerEU to plan Komisji Europejskiej polegający na uniezależnieniu Europy od rosyjskich paliw kopalnych na długo przed 2030 r. w związku z rosyjską inwazją na Ukrainę. REPowerEU opiera się na założeniach pakietu Fit For 55, nie zmienia zatem kluczowych założeń dotyczących osiągnięcia co najmniej 55% redukcji emisji gazów cieplarnianych do 2030 r. i neutralności klimatycznej do 2050 r. Środki przewidziane w planie REPowerEU mogą być odpowiedzią na ten ambitny cel. Do tych środków należą: oszczędność energii, dywersyfikacja dostaw energii oraz przyspieszone wprowadzanie energii ze źródeł odnawialnych w celu zastąpienia paliw kopalnych w domach, przemyśle i produkcji energii. W zakresie oszczędności energii REPowerUE zakłada m.in: zwiększenie – z 9% do 13% wiążącego celu w zakresie efektywności energetycznej, który określono w pakiecie Fit for 55. Natomiast w zakresie szybszego wprowadzania odnawialnych źródeł energii plan zakłada m.in.: zwiększenie do 2030 roku udziału energii odnawialnej w całej UE z 40% całkowitej produkcji energii do 45%; stopniowe wprowadzenie obowiązku montażu paneli słonecznych na dachach - od 2026 r. umieszczenie fotowoltaiki miałoby być obowiązkowe na nowych budynkach publicznych i komercyjnych o powierzchni powyżej 250 m² ; odejście od gazu ziemnego na rzecz przyspieszenia rozwoju czystego wodoru i biometanu; podwojenie tempa rozmieszczania pomp ciepła oraz wprowadzenie środków mających na celu włączanie energii geotermalnej i energii słonecznej termicznej do zmodernizowanych lokalnych i gminnych systemów grzewczych.

8 października 2022 r. weszło w życie Rozporządzenie Rady Unii Europejskiej w sprawie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w celu rozwiązania problemu wysokich cen energii.

Rozporządzenie zakłada wprowadzenie wspólnych środków, aby zmniejszyć zapotrzebowanie na energię elektryczną oraz zgromadzić nadwyżki dochodów sektora energetycznego i rozdysponować je wśród odbiorców końcowych. Wprowadzony miałby być dobrowolny i ogólny cel zmniejszenia zużycia energii elektrycznej brutto o 10% oraz obowiązkowy cel zmniejszenia o 5% zużycia energii elektrycznej w godzinach szczytu. Państwa członkowskie określą godziny szczytu odpowiadające łącznie co najmniej 10% wszystkich godzin w okresie między 1 grudnia 2022 r. a 31 marca 2023 r., podczas których zmniejszą zapotrzebowanie na energię. Państwa będą mogły swobodnie wybrać odpowiednie środki, by ograniczyć zużycie energii z myślą o osiągnięciu obu celów w tym okresie. Założeniem rozporządzenia jest ustalenie pułapu 180 EUR/MWh dochodów rynkowych dla wytwórców energii elektrycznej w tym pośredników, którzy wykorzystują do produkcji energii tzw., technologie inframarginalne, takie jak odnawialne źródła energii, energia jądrowa i węgiel brunatny. Wprowadzenie limitu na tym poziomie ma na celu zachowanie rentowności operatorów i uniknięcie utrudniania inwestycji w energię odnawialną.

Rozporządzenie określa również zasady wprowadzenia tymczasowego podatku solidarnościowego od zysków przedsiębiorstw działających w sektorach ropy naftowej, gazu ziemnego, węgla i rafinerii. Składka ma być obliczana na podstawie dochodów podlegających opodatkowaniu, określonych zgodnie z krajowymi przepisami w roku podatkowym zaczynającym się w 2022 lub 2023 roku, które przekraczają 20% wzrostu średnich rocznych dochodów podlegających opodatkowaniu od 2018 r. Składka solidarnościowa ma być stosowana jako uzupełnienie zwykłych podatków i opłat obowiązujących w państwach członkowskich. Państwa unijne wykorzystają wpływy opłaty solidarnościowej na wsparcie finansowe gospodarstw domowych i przedsiębiorstw oraz na łagodzenie skutków wysokich detalicznych cen energii elektrycznej.

Zgodnie z rozporządzeniem, państwa członkowskie będą mogły tymczasowo ustalić cenę dostaw energii elektrycznej dla małych i średnich przedsiębiorstw, aby jeszcze bardziej wspierać MŚP (małe i średnie przedsiębiorstwa) zmagające się z wysokimi cenami energii. Państwa członkowskie będą miały możliwość wyjątkowo i tymczasowo ustalać cenę za dostawę energii elektrycznej poniżej kosztów, jeżeli spełnione zostaną określone warunki. Wprowadzone środki mają charakter tymczasowy i nadzwyczajny. Będą obowiązywać od 1 grudnia 2022 r., do końca 2023 r., natomiast cele redukcyjne w ramach zużycia energii miałyby wiązać do końca pierwszego kwartału 2023 r. Z kolei obowiązkowy limit przychodów zakończy się z połową przyszłego roku.

1) Porozumienie polityczne w sprawie zwiększenia wkładu sektora użytkowania gruntów, zmiany użytkowania gruntów i leśnictwa

8.1.10. Ustawa o elektromobilności i paliwach alternatywnych

Ustawa z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych nakłada obowiązek na poszczególnych operatorów systemów dystrybucyjnych realizacji budowy na swoim terenie punktów ładowania zainstalowanych w ogólnodostępnych stacjach ładowania ("OSŁ") pojazdów elektrycznych. Na obszarze działania ENEA Operator obowiązek ten dotyczy budowy 417 punktów ładowania zainstalowanych w ogólnodostępnych stacjach ładowania w 4 gminach - Poznaniu, Szczecinie, Bydgoszczy i Gorzowie Wielkopolskim. Nowelizacja z dnia 2 grudnia 2021 r. ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych oraz niektórych innych ustaw, której treść stanowi implementację Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 2019/944 do polskiego systemu prawnego – umożliwia budowę punktów ładowania samochodów elektrycznych w razie niezrealizowania tego zadania przez właściwe gminy. Z tego względu ENEA Operator realizuje obecnie projekt pod nazwą "Implementacja obowiązków ustawowych ENEA Operator w zakresie elektromobilności wynikających z Ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych". Przyjęta nowelizacja ustawy uchyla przepisy, które dotyczą interwencyjnego mechanizmu związanego z budową OSŁ przez OSD, wprowadza także przepisy przejściowe. Przepisy te pozwalają na dokończenie rozpoczętych już inwestycji.

8.1.11. Zmiany regulacyjne w zakresie obrotu detalicznego i dystrybucji

17 grudnia 2021 r. została opublikowana ustawa z dnia 9 grudnia 2021 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, która wprowadziła zwolnienie od akcyzy sprzedaży nabywcy końcowemu będącemu odbiorcą energii elektrycznej w gospodarstwie domowym w okresie od 1 stycznia 2022 r. do 31 maja 2022 r. oraz obniżenie stawki do 4,60 zł/MWh dla pozostałych odbiorców.

20 grudnia 2021 r. zostało opublikowane rozporządzenie Ministra Finansów z 17 grudnia 2021 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie towarów i usług, które wprowadziło obniżenie stawki podatku VAT do 5% dla sprzedaży energii elektrycznej i 8% dla paliwa gazowego na okres od 1 stycznia 2022 r. do 31 marca 2022 r.

29 stycznia 2022 r. weszła w życie Ustawa z dnia 26 stycznia 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców paliw gazowych w związku z sytuacją na rynku gazu (Dz. U. z 2022 r. poz. 202). Ustawa wprowadziła szczególne rozwiązania osłonowe, które umożliwiają podjęcie działań minimalizujących negatywne skutki społeczno-gospodarcze związane z nagłym, gwałtownym wzrostem cen gazu ziemnego na rynku. Zmiany polegają na rozszerzeniu katalogu podmiotów objętych ochroną taryfową do 31 grudnia 2023 r. oraz wprowadzeniu mechanizmu rekompensat dla sprzedawców gazu ziemnego, który służyłby zrekompensowaniu skutków zamrożenia cen dla tych podmiotów.

1 lutego 2022 r. weszła w życie Ustawa z dnia 13 stycznia 2022 r. o zmianie ustawy o podatku od towarów i usług (Dz. U. z 2022 r. poz. 196). Ustawa wprowadziła 5% stawkę podatku VAT dla energii elektrycznej i 0% dla paliwa gazowego na okres od 1 lutego 2022 r. do 31 lipca 2022 r.

26 lutego 2022 r. weszła w życie ustawa z dnia 27 stycznia 2022 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2022 r. poz. 467). Ustawa umożliwiła rozliczanie na dotychczasowych zasadach net-meteringu prosumentom, którzy w terminie do 31 marca 2022 r. zawarli umowę na zakup, montaż lub dofinansowanie tej mikroinstalacji z jednostką samorządu terytorialnego.

1 kwietnia 2022 r. weszła w życie Ustawa z dnia 29 października 2021 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2021 r. poz. 2376). Ustawa wprowadziła szereg zmian m.in. pojęcia prosumenta wirtualnego energii odnawialnej (dla instalacji oddalonej od danego punktu poboru energii), prosumenta zbiorowego energii odnawialnej (dla instalacji budowanych w ramach budynków wielolokalowych) wraz z mechanizmami, które umożliwiają eksploatację przez prosumentów instalacji, która nie jest ich własnością. Ponadto ustawa nakłada na Sprzedawcę, obowiązek zapewnienia od 1 lipca 2022 r. funkcjonowania systemu teleinformatycznego, za pomocą którego udostępniane będą prosumentowi energii odnawialnej, prosumentowi zbiorowemu energii odnawialnej lub prosumentowi wirtualnemu energii odnawialnej szczegółowe dane dotyczące rozliczeń. Ustawa wydłużyła możliwość skorzystania przez prosumentów z dotychczasowego sposobu rozliczeń opartego na zasadzie net meteringu dla mikroinstalacji przyłączonych do 31 marca 2022 r. Mikroinstalacje przyłączone po 1 kwietnia 2022 r., które nie zostały przyłączone w ramach Ustawy z dnia 27 stycznia 2022 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2022 r. poz. 467), będą rozliczane na zasadach net bilingu.

28 czerwca 2022 r. weszła w życie ustawa z dnia 12 maja 2022 r. o zmianie ustawy o podatku od towarów i usług oraz niektórych innych ustaw (D. U. z 2022 r. poz. 1137), która przedłużyła okres obowiązywania zwolnienia z podatku akcyzowego energii sprzedawanej gospodarstwom domowym i obniżenia do 4,60 zł/MWh pozostałym odbiorcom do 31 lipca 2022 r. Ponadto ustawa

przedłużyła do 31 lipca 2022 r. obowiązywanie stawki 5% podatku VAT dla sprzedaży energii elektrycznej oraz 0% dla sprzedaży paliwa gazowego.

29 lipca 2022 r. weszła w życie ustawa z dnia 9 czerwca 2022 r. o finansowaniu społecznościowym dla przedsięwzięć gospodarczych i pomocy kredytobiorcom (Dz. U. z 2022 r. poz. 1488), która przedłużyła okres obowiązywania zwolnienia z podatku akcyzowego energii sprzedawanej gospodarstwom domowym i obniżenia do 4,60 zł/MWh pozostałym odbiorcom do 30 października 2022 r. Ponadto ustawa przedłużyła do 30 października 2022 r. obowiązywanie stawki 5% podatku VAT dla sprzedaży energii elektrycznej oraz 0% dla sprzedaży paliwa gazowego.

18 października 2022 r. weszła w życie ustawa z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 roku w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej. Ustawa wprowadza m.in obowiązek stosowania w 2023 r. przez przedsiębiorstwa obrotu dla odbiorców grupy taryfowej G cen energii elektrycznej z 2022 r. w zakresie określonych limitów zużycia, system rekompensat dla przedsiębiorstw energetycznych, dodatek elektryczny, który przysługiwał będzie gospodarstwu domowemu, w przypadku, gdy głównym źródłem ogrzewania będzie energia elektryczna, 10% upust gdy zużycie w okresie od października 2022 r. do grudnia 2023 r. wyniesie nie więcej niż 90% zużycia w okresie od października 2021 r. do grudnia 2022 r. oraz nakłada na kierowników jednostek finansów publicznych obowiązek ograniczenia zużycia energii w 2023 r. o 10%. Ponadto ustawa z 7 października 2022 r. wprowadza m.in. mechanizm łagodzący koszty dystrybucji energii elektrycznej poprzez zamrożenie wysokości stawek opłat dystrybucji energii elektrycznej na 2023 rok na poziomie z 2022 roku dla wymienionych w niej odbiorców uprawnionych. W związku z tym ustawa przewiduje wypłatę rekompensaty dla operatorów, która ma stanowić różnicę pomiędzy zatwierdzoną ceną dystrybucji na 2023 r., a ceną z 2022 r., do limitu zużycia energii.

25 października 2022 r. została opublikowana ustawa z dnia 7 października 2022 r. o zmianie ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych oraz niektórych innych ustaw. Ustawa ta przedłuża do 31 grudnia 2022 r. obowiązujące stawki podatku VAT (0% na gaz ziemny i 5% na energię elektryczną) oraz zwolnienie z akcyzy energii elektrycznej sprzedawanej odbiorcom w gospodarstwie domowym oraz obniżenie akcyzy na energię elektryczną sprzedawaną pozostałym odbiorcom do poziomu 4,60 zł/MWh.

4 listopada 2022 r. weszła w życie ustawa z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 r. Ustawa wprowadza m.in. obowiązek stosowania w rozliczeniach z odbiorcami uprawnionymi cen nie wyższych niż cena maksymalna określona w ustawie, system rekompensat dla podmiotów uprawnionych z tytułu stosowania ceny maksymalnej oraz obowiązek odprowadzania odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny. 1)

1) Wytwórca, lub przedsiębiorstwo obrotu zgodnie z Ustawą z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 r. oraz Rozporzadzeniem Rady Ministrów z dnia 8 listopada 2022 r. w sprawie sposobu obliczania limitu ceny, ma dokonywać odpisu na Fundusz wyznaczony zgodnie z ww. ustawą i rozporządzeniem

8.1.12. Podpisanie Karty Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki

7 listopada 2022 Prezes URE oraz 5 największych OSD (ENEA Operator, Energa Operator, PGE Dystrybucja, Stoen Operator, Tauron Dystrybucja) podpisali "Kartę Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki" (dalej "Karta"). Sygnatariusze Karty skoncentrowali się na roli, jaką w procesie transformacji polskiej energetyki odgrywają sieci dystrybucyjne i na ich dostosowaniu do nowego modelu rynku energii, opartego w coraz większej skali na odnawialnych źródłach energii. Bez ich przebudowy i modernizacji nie będzie bowiem możliwe skuteczne przekształcenie sektora energetycznego. A według założeń Karty do 2030 r. nastąpi zwiększenie mocy zainstalowanych źródeł rozproszonych (z udziałem prosumentów) o około 230%, czyli do 50 GW, co stanowić będzie 50% udziału OZE w miksie energii elektrycznej.

Wiąże się to z koniecznością całkowitego przekonfigurowania dotychczasowej pasywnej sieci, na aktywną, dwukierunkową niezawodną transmisję energii elektrycznej. Przełoży się to na wysoką elastyczność systemu oraz kompleksową obsługę rozproszonych źródeł wytwarzania. Aby uzyskać te efekty konieczna jest właściwa diagnoza potrzeb inwestycyjnych i rozwojowych dystrybutorów, a także zmiany zarówno w zakresie modelu regulacyjnego OSD, jak i w procesie legislacyjnym, które ułatwią prowadzenie inwestycji sieciowych i pozyskiwanie finansowania.

Karta odnosi się również do kwestii konieczności zwiększenia nakładów inwestycyjnych na cyfryzację i automatyzację sieci, usług smart grid i realizację strategicznych inwestycji przyłączeniowych, umożliwiających przyłączenie do 2030 r. 2 mln nowych odbiorców. Ponadto zakłada opomiarowanie licznikami zdalnego odczytu 100% odbiorców do 2030 roku oraz zainstalowanie 100% liczników bilansujących w stacjach SN/nN do 2025 r.

Jak wskazuje Prezes URE, aby wypełnić postanowienia Karty, w kolejnych krokach konieczne będzie opracowanie propozycji niezbędnych zmian modelu regulacyjnego OSD oraz konsekwentna realizacja programów inwestycyjnych, a także zainicjowanie koniecznych zmian legislacyjnych uwzględniających nowe wymagania regulacyjne oraz zapewniających m.in. środki pomocowe dla OSD. Niezbędny będzie także stały monitoring przebiegu transformacji, analiza osiąganych rezultatów oraz racjonalne kształtowanie pożądanego przebiegu procesów inwestycyjnych wprowadzając niezbędne korekty.

Intencją sygnatariuszy Karty jest uwzględnienie w maksymalnie możliwym stopniu postanowień tego dokumentu już w taryfach dystrybucyjnych na 2023 r.

8.1.13. Istotne trendy w obszarze Dystrybucji

Coraz istotniejszy wpływ na funkcjonowanie ENEA Operator mają przepisy prawa unijnego, w szczególności pakietu energetycznego pod nazwą Czysta Energia dla Wszystkich Europejczyków, w tym Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniająca Dyrektywę 2012/27/UE. Pakiet ten wspiera realizację celów UE dotyczących osiągnięcia bardziej konkurencyjnego, bezpiecznego i zrównoważonego systemu energetycznego oraz ograniczenia emisji gazów cieplarnianych do 2030 r. Zobowiązania w tym zakresie przewidują zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych przynajmniej o 40% w stosunku do poziomu z 1990 r., przy równoczesnym zwiększeniu efektywności energetycznej o 32,5% i zwiększeniu udziału energii ze źródeł odnawialnych do poziomu 32% końcowego zużycia. Efektem realizacji tych zobowiązań będzie stały, już obecnie obserwowany wzrost zainstalowanych mocy w OZE, co tworzy miejsce dla nowych uczestników rynku energii, prowadzi do zmiany sposobu zarządzania siecią elektroenergetyczną i powoduje zmiany w rolach pełnionych przez obecnych uczestników, w tym OSD.

Efekt ten zostanie wzmocniony poprzez ogłoszony 14 lipca 2021 r. przez Komisję Europejską pakiet legislacyjny dotyczący klimatu i energii – "Fit for 55", zawierający m.in. propozycje dalszej redukcji emisji gazów cieplarnianych o 55% do 2030 r. oraz, co szczególnie istotne z punktu widzenia OSD, rewizji Dyrektywy RED II, w tym założenie o podwyższeniu udziału OZE w zużyciu energii elektrycznej do 40% w 2030 r. czy rewizji dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej. Wszystkie państwa członkowskie będą musiały przyczynić się do osiągnięcia tych celów. "Fit for 55" stanowi kluczowy element przyjętego w grudniu 2019 r. Europejskiego Zielonego Ładu, mającego na celu transformację gospodarek państw członkowskich w celu dostosowania ich do największej w historii Unii Europejskiej reformy klimatyczno – energetycznej. Pakiet będzie obecnie przedmiotem negocjacji pomiędzy organami UE i jej państwami członkowskimi, a następnie będzie podlegał zaakceptowaniu przez Radę Unii Europejskiej oraz Parlament Europejski. Szacowano, że nowe rozwiązania prawne wejdą w życie w 2024 r., jednak ze względu na sytuację geopolityczną szacunki te są obarczone dużą zmiennością. Niektóre elementy pakietu mogą na krótki czas zostać odsunięte w czasie, a inne zostaną wdrożone szybciej lub ich skala zwiększona. Gwarantuje to formalnie zatwierdzony przez Komisję Europejską plan "REPowerEU", który ma na celu szybkie zmniejszenie uzależnienia państw UE od rosyjskich paliw kopalnych i jednocześnie wzmocnienie wspólnych europejskich działań w kierunku bezpiecznej i zrównoważonej energii po przystępnej cenie. Przyspieszenie wdrożenia energii odnawialnej jest jednym z priorytetów REPowerEU. Zwiększenie celów w zakresie efektywności energetycznej i energii odnawialnej ma przyspieszyć transformację ekologiczną i zapewnić prawdziwie połączoną i odporną sieć energetyczną w Europie, która będzie gwarantem bezpieczeństwa energetycznego.

Szybki rozwój rozproszonych zasobów energii połączony z nowymi technologiami, również w zakresie ICT (Information and Communication Technologies, czyli technologii informacyjno-komunikacyjnych), w sposób istotny oddziałuje na sieć dystrybucyjną, jednocześnie kształtując nową rolę OSD na rynku energii. Nowe wyzwania w tym obszarze dla ENEA Operator to między innymi: nowa rola OSD jako podmiotu wspierającego rozwój rynku (w szczególności rynków lokalnych), wykorzystanie elastyczności rozproszonych źródeł energii, zarządzanie danymi, współpraca z OSP/OSD, nowe technologie informatyczne i teleinformatyczne, rozwój inteligentnych sieci, przekształcenie sieci z pasywnej (jednokierunkowej) w aktywną (dwukierunkową), aktywizacja odbiorców, dynamiczny wzrost liczby i mocy rozproszonych źródeł energii, w szczególności mikroinstalacji, pojawienie się społeczności energetycznych (klastry i spółdzielnie energetyczne, lokalne obszary bilansowania, właściciele magazynów energii, pojazdów elektrycznych i stacji ich ładowania), cyberbezpieczeństwo oraz rozwój działalności badawczo-rozwojowej i innowacyjnej.

Należy zwrócić uwagę również na fakt, iż nowelizacja ustawy Prawo energetyczne, która weszła w życie w dniu 3 lipca 2021 r., nałożyła na Spółkę obowiązek zainstalowania liczników klasy AMI do dnia 31 grudnia 2028 r. u co najmniej 80% odbiorców końcowych przyłączonych do sieci o napięciu nie wyższym niż 1 kV oraz w konsekwencji powyższego, zainstalowania do końca roku 2023 liczników klasy AMI u co najmniej 15% takich odbiorców, do końca roku 2025 liczników klasy AMI u co najmniej 35% takich odbiorców, do końca roku 2027 liczników klasy AMI u co najmniej 65% takich odbiorców. ENEA Operator rozstrzygnęła przetarg na zakup 327 tys. liczników zdalnego odczytu energii. Zakup pozwoli na instalację nowoczesnych liczników u ponad 15% odbiorców przyłączonych do naszej sieci. Zdalne liczniki są jednym z ważniejszych elementów inteligentnej sieci energetycznej budowanej przez ENEA Operator. Inwestycje w nowoczesną sieć dystrybucyjną, w tym w tzw. smart grid, to jeden z kluczowych kierunków rozwoju naszej Grupy.

Kluczową konsekwencją zmian na rynku energii będzie stopniowy spadek ilości energii dystrybuowanej sieciami OSD. Zwiększać się będzie natomiast ilość energii produkowanej na własne potrzeby przez odbiorców końcowych, w szczególności przez prosumentów. Zmieniający się model rynku energii i jego skutki dla obecnych użytkowników, takich jak operatorzy systemu dystrybucyjnego, wymagać będzie również transformacji obecnego modelu regulacyjnego.

8.1.14. Kodeksy sieciowe w działalności ENEA Operator

Coraz istotniejszą rolę w funkcjonowaniu ENEA Operator jako OSD odgrywają również kodeksy sieciowe, opracowywane przez ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators - Europejską Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych) i przyjmowane przez Komisję Europejską, jako jej rozporządzenia. Kodeksy są konkretnymi narzędziami do wdrożenia jednolitego rynku energii w UE. Zawierają one wspólne zasady funkcjonowania i zarządzania systemami energetycznymi oraz mają na celu eliminację barier technicznych dla dalszej integracji rynku.

Od 1 stycznia 2021 r. wytwórców OZE z całej Polski obowiązują nowe przepisy dotyczące przesyłania danych o energii elektrycznej wytwarzanej i wprowadzanej do sieci energetycznej, co wynika z tzw. Kodeksu SOGL (ang.: System Operation Guideline, Wytycznych dotyczących pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej). Proces przekazywania do PSE informacji pozyskanych od wytwórców przebiega za pośrednictwem operatorów systemu dystrybucyjnego, do których należy ENEA Operator Eksperci tej spółki postanowili podzielić się swoją wiedzą i doświadczeniem, aby ułatwić przedsiębiorcom produkującym energię elektryczną ze źródeł odnawialnych proces adaptacji do nowych obowiązków już na samym początku ich obowiązywania. Przygotowano webinarium dla wytwórców przybliżające cel Wytycznych i sposób ich realizacji. Na stronie internetowej Spółki, w zakładce https://www.operator.enea.pl/dla-wytworcow przedsiębiorcy znaleźć mogą między innymi wzory formularzy do wprowadzania danych wynikających z wytycznych SOGL. Eksperci z ENEA Operator odpowiadają również na pytania i wątpliwości wytwórców OZE pod specjalnie dla nich utworzonym adresem mailowym: wytworcy@operator.enea.pl. Uruchomiono Portal dla Wytwórców, za pomocą którego Wytwórcy przekazują dane planistyczne na potrzeby SOGL, a także komunikują się z ENEA Operator i mają wgląd w swoje dane pomiarowe.

8.1.15. Program Zapewnienia Niedyskryminacyjnego Traktowania Użytkowników Systemu Dystrybucyjnego ENEA Operator

W okresie sprawozdawczym Spółka wykonując obowiązek wynikający z art. 9d ust. 4 ustawy Prawo energetyczne przestrzegała postanowień Programu Zgodności – Programu Zapewnienia Niedyskryminacyjnego Traktowania Użytkowników Systemu Dystrybucyjnego ENEA Operator (dalej "Program Zgodności"). Przedsięwzięcia podejmowane i realizowane przez ENEA Operator zgodnie z Programem Zgodności w okresie sprawozdawczym umożliwiały użytkownikom systemu i potencjalnym użytkownikom systemu równoprawny dostęp do systemu dystrybucyjnego oraz korzystanie z usług dystrybucji energii elektrycznej na równoprawnych zasadach.

Za monitoring wdrożenia i realizacji Programu Zgodności odpowiedzialny jest inspektor ds. zgodności, do którego obowiązków należy m.in. operacyjne nadzorowanie realizacji Programu Zgodności. Nadzór nad wdrożeniem i realizacją Programu Zgodności sprawuje Zarząd ENEA Operator jak również kierujący jednostkami i komórkami organizacyjnymi ENEA Operator, którzy odpowiadają za wdrożenie oraz nadzorowanie przestrzegania i realizacji Programu Zgodności w podporządkowanych im jednostkach. Szczegółowe działania podejmowane w celu realizacji Programu Zgodności zawarte są w corocznych sprawozdaniach z realizacji Programu Zgodności przesyłanych do Prezesa URE.

8.1.16. Model regulacji jakościowej

Istotnym elementem wpływającym na działalność ENEA Operator jest wprowadzona przez Prezesa URE regulacja jakościowa. Obecnie jej zasady określa dokument "Regulacja jakościowa w latach 2018-2025 dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych" w wersji z dnia 29 maja 2019 r. Kluczowe wskaźniki efektywności mające bezpośredni wpływ na przychód regulowany ENEA Operator, w części dotyczącej zwrotu z kapitału, w okresie 2018 – 2025 zostały opisane szczegółowo w raporcie okresowym GK ENEA za rok 2021.

Kluczowym elementem mającym wpływ na działalność OSD jest dokument "Metoda ustalania wartości regulacyjnej aktywów i zwrotu z kapitału dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych Elektroenergetycznych, którzy dokonali, z dniem 1 lipca 2007 r., rozdzielenia działalności", którego zapisy zostały wypracowane wspólnie przez OSD i Urząd Regulacji Energetyki. Dzięki temu dokumentowi ustalany jest poziom uzasadnionego zwrotu z kapitału przez Prezesa URE. Wielkość ta wyznaczana jest przede wszystkim w oparciu o iloczyn wielkości WRA (wartości regulacyjnej aktywów) oraz WACC (średnioważonego kosztu kapitału).

8.1.17. Badania i rozwój oraz innowacje realizowane w ENEA Operator

ENEA Operator realizowała w I-III kw. 2022 r. szereg projektów badawczo-rozwojowych:

1. Projekt pt. "System bilansowania mocy i energii oraz monitorowania jakości dostawy energii elektrycznej rozproszonych źródeł i zasobników energii" realizowany wspólnie z Akademią Górniczo-Hutniczą. Projekt otrzymał dofinansowanie z Narodowego Centrum Badań i Rozwoju w ramach Działania 1.2: "Sektorowe programy B+R" Programu Operacyjnego Inteligentny Rozwój 2014-2020.

2. Projekt pt. "Elastyczny system zwiększania kompetencji pracowników służb technicznych z zastosowaniem technik rzeczywistości wirtualnej" realizowany wspólnie z Politechniką Poznańską oraz Uniwersytetem Ekonomicznym w Poznaniu. Projekt otrzymał dofinansowanie z Narodowego Centrum Badań i Rozwoju w ramach Działania 2/1.1.1/2018 "Szybka ścieżka" Programu Operacyjnego Inteligentny Rozwój 2014-2020.

3. Projekt pt. "eNeuron: greEN Energy hUbs for local integRated energy cOmmunities optimizatioN" realizowany w ramach programu Horyzont 2020. Celem projektu jest opracowanie innowacyjnych narzędzi do optymalizacji procesu projektowania i funkcjonowania lokalnych systemów energetycznych, których głównym zadaniem będzie efektywna integracja rozproszonych źródeł energii. Opracowane wyniki mają zapewniać skuteczne, ekonomiczne i zrównoważone rozwiązania potencjalnym podmiotom zainteresowanym wdrożeniem takich systemów, w tym m.in. operatorom sieci dystrybucyjnych lokalnym społecznościom i indywidualnym prosumentom.

4. Projekt pt. "DRES2Market: Technical, business and regulatory approaches to enhance the renewable energy capabilities to take part actively in the electricity and ancillary services markets", realizowany w ramach program Horyzont 2020. Głównym celem projektu DRES2Market jest opracowanie kompleksowego i opłacalnego podejścia w celu ułatwienia

skutecznego udziału generacji rozproszonej opartej na energii odnawialnej na rynkach energii elektrycznej oraz umożliwienie świadczenia usług bilansowania i magazynowania zgodnie z kryteriami rynkowymi.

1. Projekt pt. "Opracowanie inteligentnego i bezobsługowego systemu stabilizacji pracy dystrybucyjnych sieci elektroenergetycznych w oparciu o modułowe instalacje wodorowego bufora energetycznego z perspektywą użytkowego wykorzystania wodoru" w ramach Programu Operacyjnego Inteligentny Rozwój. Projekt jest realizowany w konsorcjum przemysłowo naukowym wspólnie z Zachodniopomorskim Uniwersytetem Technologicznym i Uniwersytetem Szczecińskim.

Zmiany zachodzące na rynku energii wymuszają na uczestnikach tego rynku wdrażanie szeregu rozwiązań innowacyjnych. Tą samą drogą podąża ENEA Operator. Z tego względu w spółce istnieją regulacje umożliwiające zarówno pracownikom, jak i podmiotom zewnętrznym zgłaszanie i wspólną realizację ze Spółką przedsięwzięć pilotażowych oraz innowacyjnych. Realizacja tych inicjatyw daje możliwość wspólnego wypracowania lub przetestowania nowych rozwiązań technicznych i technologicznych w warunkach rzeczywistych. Takie działania pozwalają na rzetelną ocenę nowych rozwiązań w zakresie dojrzałości technologicznej, perspektyw rozwoju, korzyści i kosztów oraz czynników ryzyka. W ten sposób ENEA Operator docenia potencjał pracowników, a także nawiązuje współpracę z kolejnymi podmiotami zewnętrznymi. W wyniku podejmowania działań innowacyjnych i realizacji projektów badawczo-rozwojowych, Spółka ENEA Operator współpracuje również z wieloma jednostkami badawczymi.

8.1.18. Członkostwo ENEA Operator w organizacjach międzynarodowych

ENEA Operator jest zaangażowana we współpracę międzynarodową z dwoma podmiotami działającymi w ramach UE. Pierwszym z nich jest E.DSO, czyli European Distribution System Operators. To organizacja zrzeszająca 39 wiodących operatorów systemów dystrybucyjnych energii elektrycznej (OSDe) z 24 krajów europejskich, która działa przy strukturach UE, jako dobrowolne stowarzyszenie OSDe (nie należą do niego OSDn). Jej celem jest z jednej strony wpływanie na kształt regulacji europejskich dotyczących energii elektrycznej, a z drugiej – zapewnienie europejskim OSD możliwości wzajemnej wymiany informacji i współpracy w kwestiach prawnych, technicznych, technologicznych czy badawczo-rozwojowych i innowacyjnych.

Drugą z nich jest EU DSO Entity. Organizacja ta ustanowiona została przez Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej - gromadzi wszystkich operatorów systemów dystrybucyjnych (również OSDn) z krajów członkowskich, którzy zgłosili do niej akces. Celem organizacji jest wspieranie urzeczywistnienia i funkcjonowania rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz propagowanie optymalnego zarządzania systemami dystrybucyjnymi i przesyłowymi oraz ich skoordynowanej pracy.

8.1.19. Rozporządzenie o Ochronie Danych Osobowych (RODO)

RODO (Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/679 z dnia 27 kwietnia 2016 r. w sprawie ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych i w sprawie swobodnego przepływu takich danych oraz uchylenia dyrektywy 95/46/WE) jest unijnym aktem prawnym, który obowiązuje od 25 maja 2018 r. we wszystkich krajach członkowskich. Przepisy te określają zasady przetwarzania danych osobowych i nakładają na administratorów danych określone obowiązki. GK ENEA w swojej działalności uwzględnia wymagania wskazanych przepisów, w tym zapewnia odpowiedni poziom bezpieczeństwa przetwarzania danych osobowych, mając przede wszystkim na uwadze ochronę praw i wolności osób, których dane przetwarza. W spółkach GK ENEA wyznaczono zgodnie z art. 37 RODO Inspektorów Ochrony Danych, którzy wspólnie omawiają istotne kwestie dotyczące ochrony danych osobowych w GK ENEA.

8.1.20. Postępowania sądowe i administracyjne

Na dzień przekazania niniejszego sprawozdania 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 25 w "Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA za okres od 1 stycznia do 30 września 2022 r.".

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

Spółka w trakcie okresu sprawozdawczego była stroną dwóch 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 GK ENEA	Pozew o stwierdzenie nieważności uchwały walnego zgromadzenia Spółki, ewentualnie uchylenie uchwały walnego zgromadzenia Spółki1)	Postępowanie umorzone w I instancji (prawomocnie), w dniu 16 września 2022 r. postanowieniem Sądu Apelacyjnego w Poznaniu oddalone zostało zażalenie w przedmiocie rozstrzygnięcia o kosztach postępowania.
Międzyzakładowy Związek Zawodowy Synergia Pracowników GK ENEA	Pozew o uchylenie uchwały Walnego Zgromadzenia Spółki2)	Wyrokiem z dnia 25 stycznia 2022 r. SO w Poznaniu, IX Wydział Gospodarczy, oddalił powództwo (wyrok nieprawomocny). W dniu 7 marca 2022 r. MZZ Synergia Pracowników GK ENEA wniosła apelację od wyroku z dnia 25 stycznia 2022 r. w części oddalającej powództwo o uchylenie uchwały nr 7 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. z dnia 30 lipca 2020 r. w sprawie udzielenia absolutorium Panu Prezesowi Mirosławowi Kowalikowi ze sprawowanej funkcji Prezesa Zarządu w roku 2019. 21 kwietnia 2022 r. pełnomocnik Spółki wniósł odpowiedź na apelację. Sąd Apelacyjny w Poznaniu w dniu 20 października 2022 r. zamknął rozprawę i odroczył wydanie wyroku do 21 listopada. 21 listopada 2022 r. Sąd Apelacyjny w Poznaniu ogłosił wyrok, którym oddalił apelację MZZ Synergia Pracowników GK ENEA i zasądził na rzecz ENEA S.A. koszty zastępstwa procesowego. Wyrok jest prawomocny.

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

2) Dotyczy uchwał nr 7, 8, 9 oraz 11 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. z dnia 30 lipca 2020 r. w sprawie udzielenia poszczególnym byłym Członkom Zarządu Spółki absolutorium z wykonania obowiązków w 2019 r.

8.1.22. 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 od 1 stycznia do 30 września 2022 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 niniejszym dokumencie, jeżeli nie wskazano inaczej, zostały wyrażone w tys. zł. Może wystąpić sytuacja, że poszczególne liczby, w przedstawionych tabelach i wykresach, nie będą się sumować, a różnice będą wynikać z zaokrągleń.

8.1.23. Spory zbiorowe

Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania w GK ENEA nie toczą się spory zbiorowe.

8.1.24. Zatrudnienie

Spółki z GK ENEA według stanu zatrudnienia na 30 września 2022 r. zatrudniały na umowę o pracę 17 449 osoby. 30 września 2022 r. ENEA S.A. na umowę o pracę zatrudniała 419 osób.

Powyższe stany zatrudnienia w podziale na segmenty działalności kształtują się następująco (liczba osób):

Dystrybucja: 5 402; Obrót: 520; Wydobycie: 5 767; Wytwarzanie: 4 018; Pozostałe: 1 742.

8.1.25. Prognozy wyników finansowych

Zarząd ENEA S.A. nie publikował prognoz wyników finansowych na 2022 r.

8.1.26. Rating

Agencja ratingowa Fitch Ratings, w komunikacie z 1 grudnia 2021 r., potwierdziła dla ENEA S.A. długoterminowe ratingi w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie "BBB" z perspektywą stabilną. Potwierdzenie ratingów odzwierciedla zintegrowany profil biznesowy Spółki, obejmujący dużą flotę wytwórczą oraz dystrybucję energii elektrycznej, z umiarkowaną dźwignią finansową. Ratingi wspiera wysoki udział w wyniku EBITDA działalności regulowanej w postaci dystrybucji energii elektrycznej oraz quasiregulowanej w postaci wpływów z Rynku Mocy. Planowane zbycie elektrowni węglowych na rzecz Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, po jego sfinalizowaniu, będzie miało prawdopodobnie pozytywny wpływ na profil kredytowy Spółki. Główne ryzyko to potencjalnie niewystarczające odzwierciedlenie rosnących hurtowych cen energii elektrycznej w taryfach detalicznych od 2022 r.

8.1.27. Wpływ skutków epidemii koronawirusa COVID-19 na działalność GK ENEA

Szczegółowo informacje nt. wpływu skutków epidemii koronawirusa COVID-19 na działalność GK ENEA opisano w "Sprawozdaniu Zarządu z działalności ENEA S.A. oraz Grupy Kapitałowej ENEA w 2021 r."

8.1.28. Wypowiedzenie/odstąpienie przez ENEA S.A. od umów dotyczących zakupu praw majątkowych

28 października 2016 r. ENEA S.A. złożyła oświadczenia o wypowiedzeniu lub odstąpieniu od długoterminowych umów na zakup praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii z odnawialnych źródeł (tzw. zielonych certyfikatów). Umowy te uległy rozwiązaniu. Przyczyną wypowiedzenia/odstąpienia od poszczególnych umów przez Spółkę było wyczerpanie możliwości przywrócenia równowagi kontraktowej i ekwiwalentności świadczeń stron wywołanych zmianami prawa. Skutkiem finansowym wynikającym z rozwiązania umów będzie uniknięcie przez Spółkę straty stanowiącej różnicę między cenami umownymi a ceną rynkową zielonych certyfikatów.

Aktualnie toczą się sprawy o ustalenie bezskuteczności wypowiedzenia (odstąpienia) przez ENEA S.A. od umów sprzedaży praw majątkowych. Dodatkowo toczą się postępowania przeciwko ENEA S.A. o zapłatę tytułem wynagrodzenia za prawa majątkowe, które wynikały z potrącenia płatności za szkodę wyrządzoną ENEA S.A. powstałą wskutek niewykonania przez kontrahentów obowiązku kontraktowego przystąpienia w dobrej wierze do renegocjacji kontraktów długoterminowych na sprzedaż praw majątkowych zgodnie z obowiązującą strony klauzulą adaptacyjną. Szacowana całkowita wartość zobowiązań umownych ENEA S.A. wynosiła ok. 1 187 mln zł netto. Szczegółowe informacje nt. postępowań znajdują się w nocie 25.6. skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej ENEA za okres od 1 stycznia do 30 września 2022 r.

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

11 lutego 2020 r. ENEA Wytwarzanie i GAZ-SYSTEM podpisały porozumienie na zaprojektowanie przyłączenia Elektrowni Kozienice do sieci przesyłowej GAZ-SYSTEM wraz z pozyskaniem wszelkich niezbędnych pozwoleń administracyjnych. Podpisane porozumienie umożliwi zaprojektowanie przyłącza gazowego na potrzeby Elektrowni Kozienice. Realizowana przez GAZ-SYSTEM rozbudowa systemu przesyłowego ma na celu dostarczenie zwiększonych ilości gazu ziemnego na terenie całej Polski. Dzięki temu wzrosną możliwości przyłączenia do sieci zarówno zakładów przemysłowych, jak i odbiorców indywidualnych.

W ENEA Wytwarzanie zostały zakończone prace koncepcyjne dotyczące wyboru rozwiązań technologicznych oraz analizy ekonomiczne dla "Odtworzenia mocy wytwórczych bloków węglowych klasy 200 MW ENEA Wytwarzanie w oparciu o technologię spalania paliwa gazowego". Uzyskano zgody korporacyjne na uruchomienie I etapu, w skład którego wchodzą prace przedinwestycyjne, tj.: przygotowanie SWZ, w tym wzoru umowy oraz wykonanie aktualizacji modelu finansowego przedsięwzięcia (wraz z audytem modelu finansowego).

16 marca 2022 r. ENEA S.A. zawiązała spółkę celową pod nazwą ENEA ELKOGAZ z siedzibą w Warszawie, w której objęła 100% udziałów. Nowo powołana Spółka zajmie się odtworzeniem mocy wytwórczych bloków klasy 200 MW w oparciu o technologię spalania paliwa gazowego. To jedna ze strategicznych inwestycji Grupy w procesie racjonalnej transformacji koncernu energetycznego. Bloki gazowe mają być niskoemisyjnym źródłem energii wzmacniającym bezpieczeństwo energetyczne i wspierającym w fazie przejściowej wytwarzanie energii z OZE.

1 maja 2022 r. przeniesiono do ENEA ELKOGAZ całokształt funkcji i zadań z zakresu projektu "Odtworzenie mocy wytwórczych bloków węglowych klasy 200MW ENEA Wytwarzanie w oparciu o technologię spalania paliwa gazowego" realizowanych dotychczas przez ENEA Wytwarzanie. Potwierdzeniem powyższego było zawarcie 24 maja 2022 r. pomiędzy ENEA Wytwarzanie i ENEA ELKOGAZ umowy sprzedaży aktywów projektu wytworzonych do 30 kwietnia 2022 r.

Dnia 30 września 2022 r. odbyło się spotkanie otwierające Dialog Konkurencyjny projektu pn. "Odtworzenie mocy wytwórczych bloków węglowych klasy 200MW w Elektrowni Kozienice w oparciu o technologię spalania paliwa gazowego". Dialog konkurencyjny zostanie przeprowadzony w trzech etapach, w podziale na części ogólne oraz branżowe. Zgodnie z założonym harmonogram realizacji projektu w III kw. 2023 r. przewiduje się zawarcie umowy z Generalnym Wykonawcą budowy bloków gazowo-parowych. Koncepcja budowy bloków gazowych zakłada, że nowe niskoemisyjne źródła będą stabilizowały rozwijające się OZE w początkowej fazie dążenia Grupy ENEA do neutralności klimatycznej oraz zapewniały bezpieczeństwo dla systemu elektroenergetycznego.

8.1.30. Udział w ElectroMobility Poland S.A.

PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., Energa S.A., ENEA S.A. oraz Tauron Polska Energia S.A. 19 października 2016 r. powołały spółkę ElectroMobility Poland S.A. Działalność spółki ma przyczynić się do realizacji programu dążącego do budowy polskiego pojazdu elektrycznego oraz wprowadzenia go do sprzedaży masowej, a także powstania systemu elektromobilności w Polsce.

19 sierpnia 2021 r. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ElectroMobility Poland S.A. podjęło uchwałę o obniżeniu kapitału zakładowego o 17 700 000 zł, poprzez zmniejszenie wartości nominalnej wszystkich jej akcji z dotychczasowej kwoty 7 000 zł każda akcja do nowej wartości nominalnej 5 230,05 zł każda akcja. Celem obniżenia kapitału zakładowego jest przekazanie środków z kapitału zakładowego na zapasowy. Zgromadzenie podjęło także uchwałę o podwyższeniu kapitału zakładowego o kwotę 249 996 000 zł do kwoty 302 297 000 zł, za łączną cenę emisyjną 250 000 000 zł, która zostanie wniesiona wyłącznie wkładem pieniężnym. Emisja nowych akcji została przeprowadzona w drodze subskrypcji prywatnej. Wszystkie nowe akcje są akcjami zwykłymi, imiennymi. Nowe akcje zostały objęte i opłacone przez Skarb Państwa, który posiada obecnie 82,7% udziału w kapitale zakładowym Spółki. Inwestycja Skarbu Państwa w Spółkę jest gwarantem rozwoju projektu Polskiego Samochodu Elektrycznego oraz pozwoli, w pierwszej kolejności, na realizację działań przygotowawczych niezbędnych do przygotowania i uruchomienia produkcji samochodów elektrycznych. 30 września 2021 r. sąd rejestrowy zarejestrował podwyższenie kapitału zakładowego. Obecnie ENEA S.A. posiada 4,325% akcji w kapitale zakładowym.

8.1.31. Działalność ENEA Innowacje

ENEA Innowacje jest podmiotem dedykowanym do zarządzania obszarem innowacji w GK ENEA. Spółka ukierunkowana jest na rozwój innowacji poprzez inwestycje w podmioty zewnętrzne (start-upy), ale także prowadzi prace na polu wewnętrznego rozwoju inicjatyw innowacyjnych. Działania ENEA Innowacje mają na celu wdrażanie idei zeromisyjnej transformacji rynku energii elektrycznej na świecie i w Polsce, co stanowi wielkie wyzwanie, a w nadchodzących latach będzie przełomowa dla szerokiego spektrum podmiotów działających na rynku. W ciągu najbliższej dekady należy oczekiwać nie tylko ogromnej zmiany technologicznej, ale również zmiany filozofii w zakresie funkcjonowania rynku energii elektrycznej, która wpłynie na decyzje i wybory klientów. Innowacje wdrażane w GK ENEA będą decydowały o sukcesie szeroko rozumianej transformacji energetycznej. W ścisłym kręgu zainteresowań ENEA Innowacje jest poszukiwanie i implementacja rozwiązań technologicznych, a także nowych modeli biznesowych w zakresie m.in. gospodarki o obiegu zamkniętym, magazynowania energii i nowych technologii OZE, wykorzystania wodoru i innych nośników energii, elektromobilności, Smart Cities, Internetu Rzeczy i sztucznej inteligencji oraz automatyzacji procesów operacyjnych i produkcyjnych. Od 2022 r. Spółka, działając z ramienia GK ENEA, rozpoczęła działania zmierzające do wdrożenia technologii SMR (małych modułowych reaktorów jądrowych), które mogą znaleźć zastosowanie pracując na potrzeby produkcji energii elektrycznej, ale także przy zapewnieniu dostaw ciepła dla systemów ciepłowniczych.

Spółka w roku obrotowym 2022, m.in.:

• realizowała działania w oparciu o Strategiczny Plan Rozwoju Spółki na lata 2022-2027 wspierający realizację Strategii Rozwoju GK ENEA,
• na bieżąco prowadziła intensywne analizy i identyfikację m.in. otoczenia rynkowego, technologicznego, sektora energetycznego i jego konkurencyjności, które mają na celu wesprzeć kierunki działań i decyzje zarządcze w kwestii przyszłych inwestycji w innowacje Spółki, o czym świadczy już kilkanaście podpisanych umów o zachowaniu poufności, które są podstawą do wymiany informacji z analizowanymi przez Spółkę podmiotami,
• zidentyfikowała kilkanaście kluczowych inicjatyw i pomysłów innowacyjnych z zakresu produkcji i wykorzystania paliw alternatywnych, magazynowania energii, wdrażania idei gospodarki obiegu zamkniętego oraz przeprowadziła względem nich pogłębione analizy oraz oceny biorąc pod uwagę potencjał rozwoju i konkurencyjności w GK ENEA,
• rozpoczęła działania ukierunkowane na ocenę możliwości oraz budowę nowych źródeł energii elektrycznej i ciepła opartych o wykorzystanie technologii małych modułowych reaktorów jądrowych,
• kontynuowała oraz rozwijała dalszą współpracę z kolejnymi uczelniami oraz firmami w ramach podpisanych listów intencyjnych czy umów o współpracy.

8.1.32. Budowa farmy fotowoltaicznej na terenie LW Bogdanka

Projekt farmy fotowoltaicznej na terenach należących do LW Bogdanka pozwoli na właściwe zagospodarowanie kopalnianych gruntów oraz może przyczynić się do znacznej redukcji kosztów energii elektrycznej wykorzystywanej do zasilania infrastruktury technicznej LW Bogdanka z poszanowaniem środowiska oraz przy wykorzystaniu technologii odnawialnych.

W 2020 r. wykonano opracowanie "Studium wykonalności budowy farm fotowoltaicznych na terenach LW Bogdanka". Na bazie tego dokumentu w 2021 r. rozpoczęto nową procedurę wyłonienia wykonawcy projektu farmy fotowoltaicznej dla potrzeb pola Bogdanka i został wyłoniony wykonawca, z którym została zawarta umowa. W I-III kw. 2022 r. trwały prace projektowe, uzyskano wymagane pozwolenia i decyzję, następnie ogłoszono postępowanie przetargowe na budowę farmy fotowoltaicznej.

8.1.33. Budowa farm fotowoltaicznych we współpracy z KOWR

Projekt budowy wielkopowierzchniowych instalacji fotowoltaicznych we współpracy z Krajowym Ośrodkiem Wsparcia Rolnictwa jest jednym z kluczowych projektów, na których zostały oparte założenia transformacji energetycznej GK ENEA. Współpraca pomiędzy Grupą ENEA i KOWR wpisuje się w założenia Polityki Energetycznej Polski do 2040 r., która zakłada rozwój odnawialnych źródeł energii w celu dywersyfikacji struktury wytwarzania i obniżenia emisyjności sektora energetycznego.

8.1.34. Realizacja projektu budowy Elektrowni Ostrołęka C

Szczegółowe informacje nt. realizacji projektu budowy Elektrowni Ostrołęka C zostały opisane w nocie 11 w "Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA za okres od 1 stycznia do 30 września 2022 r.".

8.1.35. Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego

W kwietniu 2021 r. Ministerstwo Aktywów Państwowych opublikowało dokument "Transformacja sektora elektroenergetycznego w Polsce. Wydzielenie aktywów węglowych ze spółek z udziałem Skarbu Państwa" ("Program transformacji"), który zawiera koncepcję wydzielenia z grup kapitałowych poszczególnych spółek energetycznych aktywów związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej w konwencjonalnych jednostkach węglowych ("Aktywa węglowe"). Założenia Programu transformacji przewidują m.in. integrację Aktywów węglowych w ramach jednego podmiotu, tj. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. - spółki zależnej PGE S.A., która będzie docelowo działała pod firmą Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego ("NABE"). 23 lipca 2021 r. ENEA S.A., PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., TAURON Polska Energia S.A., Energa S.A. oraz Skarb Państwa zawarły porozumienie dotyczące współpracy w zakresie wydzielenia aktywów węglowych i ich integracji w ramach

Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (aneksowane 14 października 2021 r.). Strony porozumienia dostrzegają potrzebę koordynacji współpracy w procesie wydzielenia Aktywów węglowych i ich integracji w NABE. W ramach porozumienia, strony zadeklarowały wzajemną wymianę niezbędnych informacji, w tym dotyczących struktur organizacyjnych, realizowanych procesów i założeń dla kierunku transformacji, których przekazanie nie narusza przepisów prawa. Porozumienie pozwoli na sprawną i efektywną realizację procesu mającego na celu utworzenie NABE. 15 listopada 2021 r. została zawarta Umowa na świadczenie usług doradztwa strategicznego pomiędzy ENEA S.A., PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., TAURON Polska Energia S.A. a KPMG Advisory Sp. z o.o. sp. k. Umowę zawarto po przeprowadzeniu postępowania zakupowego pn.: Doradztwo strategiczne (z uwzględnieniem usług prawnych i podatkowych) w procesie wydzielenia wytwórczych aktywów węglowych z grup kapitałowych ENEA S.A., PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., TAURON Polska Energia S.A., Energa S.A. 1 marca 2022 r. Rada Ministrów przyjęła Program transformacji. Rolą NABE będzie zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego poprzez stabilne dostawy energii wytwarzanej z węgla. Wydzielenie aktywów węglowych pozwoli grupom energetycznym skupić się na przyspieszeniu inwestycji w nisko- i zeroemisyjne źródła energii oraz infrastrukturę przesyłową, a tym samym znacząco wpisze się w transformację energetyczną kraju. GK ENEA realizuje zadania związane z wydzieleniem aktywów węglowych na rzecz Skarbu Państwa zgodnie z harmonogramem zawartym w Programie transformacji. W I-III kw. 2022 r. zrealizowano prace koncepcyjne, wykonywane przez doradcę strategicznego na bazie wspomnianej umowy z dnia 15 listopada 2021 r., a także przygotowano struktury wewnętrzne spółek GK do procesu wydzielenia. Jednym z takich działań jest podział spółki ENEA Trading (na podstawie art. 529 § 1 pkt 4. Kodeksu spółek handlowych), w skutek czego, zgodnie z Planem Podziału spółki ENEA Trading z dnia 29 lipca 2022 r. nastąpił podział przez wydzielenie i przeniesienie części majątku (aktywów i pasywów) spółki ENEA Trading, w postaci Zorganizowanej Części Przedsiębiorstwa, na spółkę ENEA Power&Gas Trading.

8.1.36.Sytuacja polityczno – gospodarcza w Ukrainie

24 lutego 2022 r. doszło do ataku wojsk Federacji Rosyjskiej na Ukrainę i rozpoczęcia tym samym konfliktu zbrojnego na dużą skalę. Wydarzenie to ma nadal znaczący wpływ na sytuację społeczną, polityczną i gospodarczą, nie tylko w regionie, ale także globalnie. Grupa na bieżąco analizuje wpływ sytuacji polityczno – gospodarczej w Ukrainie na sprawozdania finansowe oraz bieżące i przyszłe wyniki finansowe i operacyjne Grupy, jednak obecnie nie jest możliwe dokładne określenie skutków tego wpływu.

Na rynkach towarowych i finansowych widoczna jest podwyższona awersja do ryzyka i duża zmienność cen towarów oraz instrumentów finansowych. Znacząca zmienność cen energii elektrycznej oraz uprawnień do emisji (EUA) wpływa na konieczność uzupełniania depozytów zabezpieczających na IRGIT oraz na rynkach zagranicznych (The ICE, EEX) organizujących obrót kontraktami na uprawniania do emisji gazów cieplarnianych, a tym samym generuje znaczący wzrost zapotrzebowania na kapitał obrotowy. Wzrosty cen surowców wzmacniają oczekiwania na wzrost stóp procentowych (zwiększenie presji inflacyjnej), co wpływa na wzrost kosztów finansowania dłużnego. Wyraźne osłabienie złotego wpływa na wzrost kosztów operacyjnych.

W związku z wprowadzeniem na terenie całego kraju stopnia alarmowego CHARLIE-CRP w spółkach Grupy wdrożone zostały przedsięwzięcia opisane w rozporządzeniu Prezesa Rady Ministrów z 25 lipca 2016 r. w sprawie zakresu przedsięwzięć wykonywanych w poszczególnych stopniach alarmowych i stopniach alarmowych CRP. Ograniczenia w dostępach do systemów IT wskutek utrzymywania stopnia alarmowego CHARLIE-CRP mogą powodować opóźnienia w realizacji projektów i wdrożeń systemów informatycznych.

W segmencie Wydobycie – rozwijana w ostatnim okresie przez LW Bogdanka S.A. sprzedaż eksportowa węgla kamiennego, której zdecydowana większość realizowana była do Ukrainy, osiągnęła w okresie 9 miesięcy 2022 roku poziom 3,8% skonsolidowanych przychodów ze sprzedaży Grupy LWB. W wyniku konfliktu zbrojnego, powstałych zniszczeń w infrastrukturze oraz wobec zwiększonego ryzyka towarzyszącego dostawom, sprzedaż węgla do Ukrainy została znacząco utrudniona. Ze względu na wysokie zapotrzebowanie na węgiel energetyczny Grupa LWB przekierowała węgiel (przeznaczony pierwotnie na rynek ukraiński) na potrzeby krajowe. Od 16 kwietnia 2022 r. obowiązuje Ustawa z 13 kwietnia 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach w zakresie przeciwdziałania wspieraniu agresji na Ukrainę oraz służących ochronie bezpieczeństwa narodowego. W art. 8 wymienionej Ustawy, mając na względzie zagrożenie bezpieczeństwa narodowego, zakazano wprowadzania na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, jak również przemieszczania pomiędzy dwoma państwami przez terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, węgla pochodzącego z Rosji i Białorusi. Ustawa ta ponadto, na podstawie zapisów art. 13, nakłada na podmioty wprowadzające węgiel na teren Rzeczypospolitej Polskiej (w tym na kopalnie krajowe) obowiązek posiadania dokumentacji wskazującej na kraj pochodzenia węgla oraz wydawania oświadczeń dla nabywców węgla wskazujących na kraj jego pochodzenia. Ustawa ta ma bezpośredni wpływ na dalszy wzrost popytu na węgiel krajowej produkcji. Biorąc powyższe pod uwagę i obserwując dotychczasowy rozwój sytuacji, zdarzenie to nie miało znaczącego wpływu na działalność operacyjną i wyniki finansowe segmentu Wydobycie w okresie 9 miesięcy 2022 roku i nie powinno takiego wpływu mieć w krótkim terminie. Niemniej, w dłuższym terminie taki wpływ może mieć miejsce.

W segmencie Obrót – Sytuacja ta spowodowała wzrost cen paliwa gazowego, jak również cen energii elektrycznej w roku bieżącym (konieczność zakupu na potrzeby bilansowania) oraz ceny dla klientów (w zakresie klientów nie posiadających zakupionej energii z zagwarantowaną ceną "stałą").

W segmencie Wytwarzanie – możliwa jest konieczność wsparcia interwencyjnego w bilansie energii elektrycznej, a w konsekwencji wyższa produkcja energii elektrycznej przez konwencjonalne źródła wytwórcze. Grupa nie identyfikuje obecnie bezpośredniego wpływu wojny w Ukrainie na realizację dostaw węgla kamiennego do jednostek wytwórczych

GK ENEA. Niemniej, w związku z dużym zapotrzebowaniem na węgiel energetyczny (niższa produkcja w Polsce i utrudnienia w imporcie), Grupa bierze pod uwagę możliwość wystąpienia utrudnień w tym zakresie. Grupa identyfikuje ograniczenia w dostawach biomasy w postaci pelletu z łuski słonecznika z Ukrainy. Dostawcy informują o zmniejszeniu ilości biomasy dostępnej do sprzedaży w Ukrainie oraz problemach logistycznych związanych z wywozem biomasy z terytorium Ukrainy. W związku z zakończeniem możliwości dostaw z Białorusi po 4 czerwca 2022 r. w związku z obowiązywaniem Rozporządzenia Rady (UE) 2022/355 z 2 marca 2022 r. zmieniającego rozporządzenie (WE) nr 765/2006 dotyczącego środków ograniczających w związku z sytuacją na Białorusi, identyfikuje się braki podażowe na krajowym rynku biomasy drzewnej/leśnej, powodujące utrzymywanie się trendu wzrostowego w cenach biomasy.

Na potrzeby produkcji energii elektrycznej bloków nr 2-7 ENEA Elektrownia Połaniec istnieje możliwość zastąpienia biomasy węglem. Produkcję ciepła w biomasowej jednostce kogeneracyjnej ENEA Ciepło można częściowo zastąpić produkcją z węgla w pozostałych jednostkach wytwórczych ENEA Ciepło. W segmencie Wytwarzania identyfikuje się trudności w pozyskiwaniu stali wysokostopowych i metali kolorowych produkowanych na Ukrainie oraz przewiduje się w najbliższej przyszłości dalszy wzrost cen ww. asortymentu. Powyższe nie ma jednak wpływu na ciągłość działania jednostek wytwórczych GK ENEA.

W segmencie Dystrybucja Grupa nie identyfikuje obecnie negatywnego wpływu sytuacji polityczno – gospodarczej w Ukrainie na działalność operacyjną i wyniki finansowe segmentu.

Na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania rozwój sytuacji wywołanej konfliktem zbrojnym w Ukrainie jest niemożliwy do przewidzenia, podobnie jak potencjalne negatywne skutki dla działalności operacyjnej i finansowej Jednostki Dominującej oraz Grupy z tym związane.

Na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania Grupa nie identyfikuje ryzyka dotyczącego zdolności do kontynuowania działalności.

8.1.37. Koncesje

Grupy energetyczne działają na polskim rynku energii w oparciu o udzielone im koncesje. Z uwagi na średnio- oraz długoterminowy charakter obowiązywania poszczególnych koncesji, szczegółowe zestawienie informacji nt. koncesji posiadanych przez poszczególne spółki wchodzące w skład GK ENEA prezentowane są w rocznych raportach okresowych.

8.2. Środowisko naturalne

8.2.1. 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, byli zobligowani dostosować bloki energetyczne do nowych wymagań środowiskowych. Kolejną istotną zmianą prawną zaostrzającą normy środowiskowe była opublikowana w dniu 17 sierpnia 2017 r. 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 (tzw. kBAT). Opublikowane kBAT wprowadziły m.in. bardziej restrykcyjne (niż w dyrektywie IED) wymogi dla takich zanieczyszczeń jak: dwutlenek siarki, tlenki azotu i pył. Dopuszczalnymi poziomami emisji (tzw. BAT – AELs) objęte zostały także dodatkowe substancje: rtęć, chlorowodór, fluorowodór i amoniak. Konkluzje BAT zaczęły obowiązywać od dnia 18 sierpnia 2021 r., po zakończonym 4-letniem okresie dostosowawczym. Z uwagi na zaskarżenie kBAT przez Rząd Rzeczpospolitej Polskiej w październiku 2017 r. oraz wydanie wyroku przez Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej (TSUE) w dniu 28 stycznia 2021 r. unieważniającego kBAT z 31 lipca 2017 r., w dniu 30 grudnia 2021 r. zostały opublikowane "nowe" konkluzje BAT (Decyzja wykonawcza Komisji (UE) 2021/2326 z 30 listopada 2021 r.). Nowe konkluzje co do treści są w pełni tożsame z unieważnioną decyzją, zachowując tym samym ciągłość obowiązujących wymagań prawnych.

W 2022 r. nastąpił wzrost stawek opłat za emisję:

SO² : 0,56 zł/kg w 2021 r. => 0,58 zł/kg w 2022 r. NOx : 0,56 zł/kg w 2021 r. => 0,58 zł/kg w 2022 r. Pył : 0,38 zł/kg w 2021 r. => 0,39 zł/kg w 2022 r.

SO2	Emisja [Mg]	Wskaźnik emisji [kg/MWh]	Opłata za emisję [tys. zł]
Elektrownia Kozienice bloki 1-10
I-III kw. 2021	5 481,4	0,547	3 069,6
I-III kw. 2022	4 586,8	0,458	2 660,4
Zmiana %	-16,3%	-16,3%	-13,3%
Elektrownia Kozienice blok 11
I-III kw. 2021	1 421,6	0,313	796,1
I-III kw. 2022	1 346,6	0,306	781,0
Zmiana %	5,3%	2,2%	-1,9%
ENEA Elektrownia Połaniec
I-III kw. 2021	3 455,3	0,564	1 935,0
I-III kw. 2022	3 258,1	0,463	1 889,7
Zmiana %	-5,7%	-17,9%	-2,3%
Elektrociepłownia Białystok
I-III kw. 2021	148,9	0,133	83,4
I-III kw. 2022	112,4	0,107	65,2
Zmiana %	-24,5%	-19,5%	-21,8%
Ciepłownia Zachód Białystok
I-III kw. 2021	16,7	-	9,3
I-III kw. 2022	11,5	-	6,7
Zmiana %	- 31,1%	-	- 28,0%

NOx	Emisja [Mg]	Wskaźnik emisji [kg/MWh]	Opłata za emisję [tys. zł]
Elektrownia Kozienice bloki 1-10
I-III kw. 2021	6 572,3	0,656	3 680,5
I-III kw. 2022	5 104,7	0,509	2 960,8
Zmiana %	-22,3%	-22,4%	-19,6%
Elektrownia Kozienice blok 11
I-III kw. 2021	1 824,3	0,402	1 021,6
I-III kw. 2022	1 801,1	0,409	1 044,6
Zmiana %	-1,3%	1,7%	2,3%
ENEA Elektrownia Połaniec
I-III kw. 2021	3 872,2	0,632	2 168,5
I-III kw. 2022	3 548,0	0,505	2 057,8
Zmiana %	-8,4%	-20,1%	-5,1%
Elektrociepłownia Białystok
I-III kw. 20211)	368,2	0,328	206,2
I-III kw. 2022	276,5	0,264	160,4
Zmiana %	-24,9%	-19,5%	-22,2%
Ciepłownia Zachód Białystok
I-III kw. 20211)	14,1	-	7,9
I-III kw. 2022	2,6	-	1,5
Zmiana %	- 81,6%	-	- 81,0%

1) Aktualizacja danych wynikająca z modernizacji systemu rozliczeniowego

Pył	Emisja [Mg]	Wskaźnik emisji [kg/MWh]	Opłata za emisję [tys. zł]
Elektrownia Kozienice bloki 1-10
I-III kw. 2021	275,5	0,027	104,7
I-III kw. 2022	291,1	0,029	113,5
Zmiana %	5,7%	7,4%	8,4%
Elektrownia Kozienice blok 11
I-III kw. 2021	56,4	0,012	21,4
I-III kw. 2022	56,7	0,013	22,1
Zmiana %	0,5%	8,3%	3,3%
ENEA Elektrownia Połaniec
I-III kw. 2021	313,3	0,051	119,1
I-III kw. 2022	149,4	0,021	58,3
Zmiana %	-52,3%	-58,8%	-51,1%
Elektrociepłownia Białystok
I-III kw. 20211)	23,3	0,021	8,9
I-III kw. 2022	22,5	0,021	8,8
Zmiana %	-3,4%	0%	-1,1%
Ciepłownia Zachód Białystok
I-III kw. 2021	0,5	-	0,2
I-III kw. 2022	0,8	-	0,3
Zmiana %	60,0%	-	50,0%

1) Aktualizacja danych wynikająca z modernizacji systemu rozliczeniowego

CO2	Emisja [Mg]	Wskaźnik emisji [kg/MWh]	Produkcja energii elektrycznej brutto [MWh]
Elektrownia Kozienice bloki 1-10
I-III kw. 2021	8 509 472,4	849,0	10 025 182,5
I-III kw. 2022	8 602 999,1	858,0	10 025 141,8
Zmiana %	1,1%	1,1%	-
Elektrownia Kozienice blok 11
I-III kw. 2021	3 409 075,6	751,0	4 539 291,9
I-III kw. 2022	3 352 791,0	762,0	4 401 342,9
Zmiana %	-1,7%	1,5%	-3,0%
ENEA Elektrownia Połaniec
I-III kw. 2021	4 269 215,0	696,5	6 129 892,6
I-III kw. 2022	5 408 963,0	769,4	7 030 257,0
Zmiana %	26,7%	10,5%	14,7%
MEC Piła
I-III kw. 2021	60 551	-	46 558,2
I-III kw. 2022	27 620	-	36 927,8
Zmiana %	- 54,4%	-	-20,7%
Elektrociepłownia Białystok
I-III kw. 2021	220 186,6	196,3	368 257,2
I-III kw. 2022	167 153,0	159,0	332 689,0
Zmiana %	-24,1%	-18,9%	-9,7%

Ciepłownia Zachód Białystok
-----------------------------	--

Zmiana %	- 42,0%	-	-
I-III kw. 2022	8 506,0	-	-
I-III kw. 2021	14 671,0	-	-

8.2.2. Dotrzymywanie wymogów formalno-prawnych

ENEA Wytwarzanie

W Elektrowni Kozienice zrealizowano program dostosowania instalacji do konkluzji BAT, które obowiązują od 18 sierpnia 2021 r., dzięki czemu Elektrownia wypełnia zarówno standardy emisyjne, jak również graniczne wielkości emisji (GWE). Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Klimatu z dnia 24 września 2020 r. w sprawie standardów emisyjnych dla niektórych rodzajów instalacji, źródeł spalania paliw oraz urządzeń spalania lub współspalania odpadów (Dz.U. z 2020 r., poz. 1860), w odniesieniu do instalacji bloków 1-10 oraz instalacji bloku 11 w zakresie emisji wszystkich zanieczyszczeń, obowiązują następujące warunki uznania standardów emisji za dotrzymane: (i) żadna z zatwierdzonych średnich miesięcznych wartości stężeń substancji nie przekracza 100% standardu emisyjnego, (ii) żadna z zatwierdzonych średnich dobowych wartości stężeń substancji nie przekracza 110% standardu emisyjnego, (iii) 95% wszystkich zatwierdzonych średnich jednogodzinnych wartości stężeń substancji w ciągu roku kalendarzowego nie przekracza 200% standardu emisyjnego.

W przypadku niedotrzymania nawet jednego z warunków określonych w punktach i), ii), iii) zachodzi ryzyko naliczenia kary za każde godzinowe przekroczenie liczone od początku roku. Wymagania kBAT zostały zaimplementowane do pozwoleń zintegrowanych trzech instalacji energetycznego spalania paliw funkcjonujących w Spółce – bloków 1-10, bloku 11 oraz kotłowni rozruchowej. Wymagania te znacząco zaostrzyły dopuszczalne poziomy emitowanych zanieczyszczeń. Oprócz dotychczas obowiązujących standardów średniomiesięcznych wprowadzono bardzo obniżone wartości średniorocznych granicznych wielkości emisji (GWE) dla dotychczas limitowanych emisji SO2, NOx, CO i pyłu, jak również dla nowo wprowadzonych limitowanych zanieczyszczeń HCl, HF, NH³ i Hg. Granicznymi wielkościami emisji objęto również stężenia średniodobowe dla emitowanych SO2, NO^x i pyłu. Według aktualnych przepisów wszystkie GWE – średniodobowe i roczne muszą być dotrzymane bez możliwości uwzględniania niepewności pomiarowych. W I-III kw. 2022 r. nie stwierdzono przekroczenia standardów emisyjnych, granicznych wielkości emisji (GWE), jak również innych wymogów formalno-prawnych.

Elektrownia Kozienice realizuje cele nakreślone przez prawodawstwo krajowe i wspólnotowe (dyrektywa IED, konkluzje BAT). W Elektrowni funkcjonuje pięć instalacji odsiarczania spalin, które gwarantują wymaganą redukcję emisji SO² ze spalin wszystkich bloków. Wszystkie bloki Elektrowni Kozienice wyposażone są w wysokosprawne elektrofiltry, poddawane modernizacjom w celu utrzymania wysokiej skuteczności odpylania. Bloki (z wyłączeniem bloku nr 3) są także wyposażone w wysokosprawne instalacje do selektywnej katalitycznej redukcji NO^x (SCR).

ENEA Ciepło

ENEA Ciepło korzysta w ramach instalacji Ciepłowni Zachód z derogacji ciepłowniczej wynikającej z dyrektywy IED w zakresie emisji SO2, pyłu i NOx. W okresie obowiązywania derogacji ciepłowniczej tj. od 1 stycznia 2016 r. do 31 grudnia 2022 r., obowiązują standardy emisyjne według stanu na 31 grudnia 2015 r.

ENEA Elektrownia Połaniec

ENEA Elektrownia Połaniec korzysta z derogacji wynikającej z dyrektywy IED – derogacja naturalna 17 500 godzin, którą objęty jest kocioł nr 1. Ogółem wykorzystano 15 536 godzin w pierwszych trzech kwartałach 2022 r. wykorzystano łącznie 209 godzin ( w I kw. 48 godzin, w II kw. 41 godzin, w III kw. 120 godzin).

9. CSR – Społeczna Odpowiedzialność Biznesu

Biegamy – Zbieramy - Pomagamy

Projekt "Biegamy – Zbieramy – Pomagamy" realizowany jest w Grupie ENEA od kilku lat. Tegorocznym celem było zebranie 50 000 zł. Zaangażowani, pokonując dystans minimum 1,5 km zbierali punkty, rejestrując je w specjalnej aplikacji. Dodatkowo punktowane były dojazdy do pracy rowerem oraz wykonanie kilku aktywności sportowych dziennie. Punkty zostały przeliczone na złotówki, a zebrana suma zostanie przeznaczona na realizację wspólnego celu – pomoc podopiecznym domu dziecka. Od połowy sierpnia pracownicy Grupy ENEA pokonali ponad 100 000 km, zarówno podczas codziennych aktywności, jak i zawodów sportowych – triathlonowych, rowerowych czy biegowych. Tegoroczna edycja "Biegamy – Zbieramy - Pomagamy" miała również walory edukacyjne. Uczestnicy, po pokonaniu określonej liczby kilometrów, otrzymywali dawkę wiedzy o Celach Zrównoważonego Rozwoju (Sustainable Development Goals - SDGs). Jest to jeden z najważniejszych projektów społecznych Grupy ENEA, który poza walorami sportowymi rozwija zakres i zasięg działań społecznie odpowiedzialnych ENEA.

United Nations Association – Poland (UNAP)

Grupa ENEA kontynuowała współpracę z United Nations Association – Poland (UNAP), angażując się w działania na rzecz edukacji z zakresu Celów Zrównoważonego Rozwoju. W ramach współpracy Grupa ENEA została partnerem strategicznym II edycji raportu "Zrównoważony rozwój miast w Polsce - od teorii do praktyki". Dokument pokazuje jak samorządy w Polsce działają na rzecz realizacji Agendy 2030, czyli 17 Celów Zrównoważonego Rozwoju przyjętych przez ONZ. W raporcie udział wzięło 30 miast ze wszystkich województw, które zostały podzielone na kilka kategorii w zależności od liczby mieszkańców. Opracowanie zawiera również głos przedstawicieli biznesu, organizacji pozarządowych, środowisk młodzieżowych oraz administracji publicznej. W ramach tegorocznej współpracy, oprócz Raportu Grupa ENEA wsparła dwa dodatkowe projekty: Ambasador/-ka Zrównoważonego Rozwoju oraz Letnią Akademię Zrównoważonego Rozwoju. Oba miały na celu wspieranie edukacji młodych, zarówno poprzez bezpłatne warsztaty, jak i promowanie działań już realizowanych przez aktywnych studentów i licealistów, zwiększając dostępność wiedzy o zrównoważonym rozwoju.

Koncerty nad Rusałką

Wśród licznych działań z obszaru społecznej odpowiedzialności biznesu Grupy ENEA, od trzech lat znajduje się projekt Scena nad Rusałką, który przeciwdziała wykluczeniu społecznemu, jednocześnie wspierając osoby z niepełnosprawnościami słuchu. To seria letnich bezpłatnych koncertów przy użyciu pętli indukcyjnej, która pomaga niedosłyszącym, organizowanych od czerwca do sierpnia, w których wzięło udział niemal 8 000 tysięcy widzów. W tym roku scena gościła ponad 50 młodych polskich artystów, zarówno debiutantów, dla których był to jeden z pierwszych koncertów jak i doświadczonych muzyków znanych z największych festiwali muzycznych w Polsce. Dzięki wsparciu Grupy ENEA nad poznańskim jeziorem Rusałka udało się również nawiązać współpracę z licznymi organizacjami pozarządowymi oraz zwiększyć dostępność do kultury dla osób niepełnosprawnych.

Na pomoc Ukrainie!

Grupa ENEA kontynuuje działania pomocowe na rzecz uchodźców. Przede wszystkim poprzez wsparcie lokalowe, udostępniając dla obywateli Ukrainy ośrodki należące do spółek Grupy. Ponadto dzieci i młodzież przebywające w ośrodkach mogą liczyć na wsparcie Fundacji ENEA w zakresie pomocy naukowych i nich niezbędnych artykułów. W tym celu Fundacja ENEA wspólnie z Caritas Polska zrealizowały projekt wyposażenia wszystkich dzieci uczęszczających do szkoły– w wyprawki szkolne. Fundacja doposaża także każdorazowo w razie potrzeby w niezbędne artykuły życia codziennego, takie jak odzież i środki czystości lub inne, na które zgłoszą zapotrzebowanie administratorzy ośrodków. Na utrzymanie uchodźców w ośrodkach Grupy Fundacja przeznaczyła do tej pory prawie 3 miliony złotych. Na projekty na rzecz uchodźców z Ukrainy realizowane przez organizacje pozarządowe ponad 1,3 mln zł.

10. Raportowanie niefinansowe

Oświadczenie na temat informacji niefinansowych Grupy Kapitałowej ENEA za rok 2021

W marcu 2022 r. Grupa ENEA, realizując obowiązek nałożony od 1 stycznia 2017 r. znowelizowaną Ustawą o rachunkowości z dnia 15 grudnia 2016 r. (Dz.U. z 2017 r., poz. 61.) implementującą Dyrektywę 2014/95/UE, opublikowała "Oświadczenie na temat informacji niefinansowych Grupy Kapitałowej ENEA za 2021 rok" jako wyodrębnioną, a zarazem integralną część rocznego "Sprawozdania Zarządu z działalności ENEA S.A. oraz Grupy Kapitałowej ENEA w 2021 roku".

Dokument stanowi jednak nie tylko realizację ustawowego obowiązku. Zainteresowane osoby, organizacje oraz instytucje mogą znaleźć w nim także kluczowe informacje na temat zaangażowania Grupy na rzecz realizacji Celów Zrównoważonego Rozwoju ONZ. Dla zagadnień środowiskowych, pracowniczych i społecznych, jak również dla kwestii związanych z prawami człowieka oraz przeciwdziałaniem korupcji nie tylko przedstawiono obowiązujące wewnętrzne polityki i procedury, ale również zaprezentowano rezultaty podejmowanych wysiłków.

W Oświadczeniu wykorzystano wskaźniki w ujęciu rekomendowanym przez międzynarodowy standard raportowania GRI Standards.

Raport ESG Grupy ENEA za rok 2021

W maju 2022 r. Grupa ENEA opublikowała Raport ESG w formie serwisu internetowego w polskiej i angielskiej wersji językowej, podsumowujący działania i rezultaty Grupy w 2021 r. w trzech kluczowych zakresach swojej odpowiedzialności: środowiskowej, społecznej oraz ładu korporacyjnego.

W publikacji przedstawiono podejście Grupy ENEA do zarządzania poszczególnymi obszarami, obowiązujące wewnętrzne polityki i procedury oraz dane liczbowe obrazujące efektywność podejmowanych działań. Raport stanowi także przegląd realizowanych w 2021 r. inicjatyw, m.in. inwestycji proekologicznych, programów badawczo-rozwojowych i projektów zaangażowania społecznego.

Szczególnie istotne w Oświadczeniu niefinansowym oraz Raporcie ESG są trzy kwestie:

• zaktualizowanie w grudniu 2021 r. "Strategii Rozwoju Grupy Kapitałowej ENEA do 2030 roku z perspektywą 2040 roku", której celem jest Zielona zmiana, rozumiana jako zrównoważona transformacja Grupy budująca wzrost jej wartości, przy założeniu długofalowego celu, jakim jest osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2050 r. Grupa ENEA planuje osiągnąć neutralność klimatyczną dzięki sukcesywnemu zwiększaniu mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii, co będzie się odbywać poprzez akwizycje, rozwój własnych projektów, a także przy współudziale partnerów biznesowych. Strategia zakłada także rozwój nowych linii biznesowych, wśród których kluczowe będą magazyny energii, niezbędne dla zapewnienia stabilności OZE i budowania bezpieczeństwa energetycznego Polski. Planowane jest także wydzielenie ze struktur Grupy i przekazanie Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego aktywów związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej w konwencjonalnych jednostkach węglowych. Całość wpisuje się w założenia transformacji energetycznej Polski;
• zwiększenie przez Grupę nacisku na efektywne zarządzanie kwestiami klimatycznymi w dokumentach opublikowane zostały informacje o planowanych przedsięwzięciach strategicznych oraz przyjętych celach krótko-, średnio- i długoterminowych, a także wieloletnie harmonogramy: redukcji emisji CO² oraz zmian w strukturze wytwarzania energii. Znacząco poszerzono również sekcję poświęconą zarządzaniu ryzykami związanymi ze zmianami klimatu, zaprezentowano analizy szans klimatycznych. Pierwszy raz oprócz zaraportowania bezpośrednich emisji gazów cieplarnianych (Zakres 1), Grupa ENEA zaraportowała pośrednie energetyczne emisje gazów cieplarnianych (Zakres 2), liczone metodą location-based, gdzie obie kategorie emisji są wyrażane w tonach metrycznych ekwiwalentu dwutlenku węgla;
• zidentyfikowanie i zaraportowanie przez Grupę Kapitałową ENEA po raz pierwszy zgodności z klasyfikacją działalności zrównoważonej Unii Europejskiej (Taksonomią), tj. ujawnienie w jaki sposób i w jakim stopniu prowadzona przez Grupę działalność jest związana z działalnościami gospodarczymi, które kwalifikują się jako zrównoważone środowiskowo.

Raport ESG Grupy ENEA opracowano zgodnie z międzynarodowymi standardami raportowania GRI Standards, w wersji Core. Dodatkowo, stanowi on odpowiedź na oczekiwania sformułowane w Suplemencie dotyczącym zgłaszania informacji związanych z klimatem (2019/C 209/01) do wspomnianej dyrektywy, Rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady 2020/852/UE w sprawie ustanowienia ram ułatwiających zrównoważone inwestycje, publicznym stanowisku Europejskiego Urzędu Nadzoru Giełd i Papierów Wartościowych (ESMA) pt. Europejskie wspólne priorytety nadzorcze w odniesieniu do rocznych raportów finansowych za rok 2021, rekomendacjach Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) w sprawie ujawniania przez firmy informacji związanych z oddziaływaniem na klimat oraz przewodniku Wytyczne do raportowania ESG Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie. Z Raportem ESG Grupy ENEA można się zapoznać pod adresem: https://raport2021.esg.enea.pl/

ENEA zajęła 6. miejsce, w klasyfikacji branżowej "Paliwa, energetyka, wydobycie" XVI edycji Rankingu Odpowiedzialnych Firm 2022 i została wyróżniona tytułem: "Spółka wyróżniona w Rankingu Odpowiedzialnych Firm 2022".

W czerwcu 2022 r. Grupa ENEA znalazła się na 6. miejscu w klasyfikacji branżowej "Paliwa, energetyka, wydobycie" i 11. miejscu w klasyfikacji ogólnej XVI edycji "Rankingu Odpowiedzialnych Firm" - jedynego rankingu w Polsce oceniającego przedsiębiorstwa pod kątem zarządzania społeczną odpowiedzialnością biznesu wg zaangażowania w podejmowanie wyzwań zrównoważonego rozwoju/ ESG/ CSR. Wydarzenie organizuje co roku Koźmiński Business Hub we współpracy z Forum Odpowiedzialnego Biznesu, Dziennikiem Gazeta Prawna i firmą Deloitte. W tym roku w Rankingu wzięło udział ponad 70 firm, a zainteresowanie nim wyraziło przeszło 100 przedsiębiorstw. Ostatecznie do głównego zestawienia zakwalifikowało się więcej niż 60 firm. Ranking dostępny jest pod adresem: http://rankingodpowiedzialnychfirm.pl/2022/06/ranking-odpowiedzialnych-firm-2022-

Serwis ESG Grupy ENEA

klasyfikacja-ogolna/

W połowy września 2022 r., w odpowiedzi na rosnące znaczenie zagadnień ESG tak na rynkach finansowych, wśród agencji ratingowych, jak i w relacjach z klientami czy dostawcami usług, Grupa ENEA dokonała zmian w komunikacji i uruchomiła na stronie korporacyjnej "Serwis ESG". Na platformie prezentowane są najważniejsze informacje i wskaźniki oparte na danych za ostatni rok sprawozdawczy w podziale na: środowiskowe, społeczne i dotyczące ładu korporacyjnego. Serwis stanowi ułatwienie w szybkim dotarciu do skondensowanych informacji ESG dla analityków, ale także dla robotów i sztucznej inteligencji oraz okazję do wyjaśnienia przez Grupę podejścia do prowadzonych procesów i zmian, które nastąpiły w ostatnim czasie w organizacji. Aktualnie, planowana jest coroczna aktualizacja Serwisu o osiągane wskaźniki ESG.

Serwis jest dostępny jest pod adresem: https://www.enea.pl/serwisesg

11. Załączniki

Załącznik nr 1 - Rachunek zysków i strat ENEA Operator w I-III kw. 2022 r.

[tys. zł]	I-III kw. 2021	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym	2 223 599	2 399 763	176 164	7,9%
Przychody z tytułu opłat dodatkowych	3 263	2 690	-573	-17,6%
Przychody ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji	19 110	9 782	-9 328	-48,8%
Rozliczenie rynku bilansującego	2 837	34 613	31 776	1 120,1%
Opłaty za przyłączenie do sieci	63 552	61 050	-2 502	-3,9%
Przychód z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej	6 613	5 429	-1 184	-17,9%
Przychody z tytułu usług	21 085	21 815	730	3,5%
Przychody ze sprzedaż usług dystrybucji innym podmiotom	19 057	14 276	-4 781	-25,1%
Przychody ze sprzedaż towarów i materiałów oraz inne przychody	1 339	881	-458	-34,2%
Przychody ze sprzedaży	2 360 455	2 550 299	189 844	8,0%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	495 231	526 129	30 898	6,2%
Koszty świadczeń pracowniczych	386 279	446 400	60 121	15,6%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	24 736	29 090	4 354	17,6%
Zakup energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe	219 573	349 689	130 116	59,3%
Koszty usług przesyłowych	324 439	340 210	15 771	4,9%
Inne usługi obce	206 983	214 936	7 953	3,8%
Podatki i opłaty	179 905	224 301	44 396	24,7%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 837 146	2 130 755	293 609	16,0%
Pozostałe przychody operacyjne	29 670	64 929	35 259	118,8%
Pozostałe koszty operacyjne	26 102	50 595	24 493	93,8%
Zysk/ (strata) na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	(1 273)	(2 400)	-1 127	88,5%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	525 604	431 478	-94 126	-17,9%
Przychody finansowe	4 992	26 397	21 405	428,8%
Koszty finansowe	44 333	147 679	103 346	233,1%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	486 263	310 196	-176 067	-36,2%
Podatek dochodowy	96 263	62 456	-33 807	-35,1%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	390 000	247 740	-142 260	-36,5%
EBITDA	1 020 835	957 607	-63 228	-6,2%

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Operator w I-III kw. 2022 r. (spadek o 63,2 mln zł):

(+) wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym o 167 mln zł wynikają głównie z wyższej średniej ceny oraz z wyższego wolumenu dostarczonej energii elektrycznej o 100 GWh

(-) wyższe koszty zakupu usług przesyłowych i dystrybucyjnych (saldo) o 21 mln zł

(-) wyższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 98 mln zł wynikają przede wszystkim ze wzrostu cen hurtowych z realizacją w 2022 roku

(-) niższe przychody za przyłączenie do sieci o 3 mln zł wynikają z rozliczenia w 2021 roku przyłączeń o znacznej opłacie przyłączeniowej w II grupie przyłączeniowej

(-) wyższe koszty operacyjne o 117 mln zł wynikają głównie z wyższych kosztów świadczeń pracowniczych oraz podatków i opłat (+) wyższy wynik na pozostałej działalności operacyjnej o 10 mln zł wynika głównie z aktualizacji stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego przy wyższych kosztach usuwania szkód losowych - awarie masowe, które wystąpiły w I kw. 2022 r.

Załącznik nr 2 - Rachunek zysków i strat ENEA Operator w III kw. 2022 r.

[tys. zł]	III kw. 2021	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym	734 984	813 370	78 386	10,7%
Przychody z tytułu opłat dodatkowych	992	501	-491	-49,5%
Przychody ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji	-563	-32 813	-32 250	5 728,2%
Rozliczenie rynku bilansującego	330	34 331	34 001	10 303,3%
Opłaty za przyłączenie do sieci	27 155	24 900	-2 255	-8,3%
Przychód z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej	1 529	882	-647	-42,3%
Przychody z tytułu usług	6 979	7 096	117	1,7%
Przychody ze sprzedaż usług dystrybucji innym podmiotom	6 341	3 619	-2 722	-42,9%
Przychody ze sprzedaż towarów i materiałów oraz inne przychody	433	307	-126	-29,1%
Przychody ze sprzedaży	778 180	852 193	74 013	9,5%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	167 198	182 893	15 695	9,4%
Koszty świadczeń pracowniczych	120 899	158 923	38 024	31,5%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	8 426	8 379	-47	-0,6%
Zakup energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe	71 989	93 920	21 931	30,5%
Koszty usług przesyłowych	111 604	108 624	-2 980	-2,7%
Inne usługi obce	68 848	73 798	4 950	7,2%
Podatki i opłaty	59 030	85 380	26 350	44,6%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	607 994	711 917	103 923	17,1%
Pozostałe przychody operacyjne	9 555	27 358	17 803	186,3%
Pozostałe koszty operacyjne	8 695	5 299	-3 396	-39,1%
Zysk/ (strata) na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	(134)	(982)	-848	632,8%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	170 912	161 353	-9 559	-5,6%
Przychody finansowe	483	632	149	30,8%
Koszty finansowe	14 887	77 302	62 415	419,3%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	156 508	84 683	-71 825	-45,9%
Podatek dochodowy	30 714	17 370	-13 344	-43,4%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	125 794	67 313	-58 481	-46,5%
EBITDA	338 110	344 246	6 136	1,8%

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Operator w III kw. 2022 r. (wzrost o 6,1 mln zł):

(+) wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym o 46 mln zł wynikają głównie z wyższej średniej ceny oraz z wyższego wolumenu dostarczonej energii elektrycznej

(+) niższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 12 mln zł wynikają przede wszystkim z niższego wolumenu zakupu energii elektrycznej w ramach kontraktów hurtowych i rynku bilansującego

(-) niższe przychody za przyłączenie do sieci o 2 mln zł

(-) wyższe koszty operacyjne o 69 mln zł wynikają głównie z wyższych kosztów świadczeń pracowniczych oraz podatków i opłat (+) wyższy wynik na pozostałej działalności operacyjnej o 20 mln zł wynika głównie z aktualizacji stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego

Załącznik nr 3 - Rachunek zysków i strat ENEA Wytwarzanie w I-III kw. 2022 r.

[tys. zł]	I-III kw. 2021	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	3 898 157	6 322 228	2 424 071	62,2%
koncesja na wytwarzanie	3 757 809	6 145 266	2 387 457	63,5%
koncesja na obrót	116 546	142 514	25 968	22,3%
Regulacyjne Usługi Systemowe	23 802	34 448	10 646	44,7%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	458 803	478 606	19 803	4,3%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	91	0	-91	-100,0%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	1 169	7 783	6 614	565,8%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	4 046	4 254	208	5,1%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	20 309	27 138	6 829	33,6%
Przychody ze sprzedaży netto	4 382 575	6 840 009	2 457 434	56,1%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	425	426	1	0,2%
Przychody ze sprzedaży i inne dochody	4 383 000	6 840 435	2 457 435	56,1%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	170 457	182 923	12 466	7,3%
Koszty świadczeń pracowniczych	202 956	238 555	35 599	17,5%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	3 060 253	4 798 446	1 738 193	56,8%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	313 658	607 414	293 756	93,7%
Usługi przesyłowe	3	1	-2	-66,7%
Inne usługi obce	98 996	101 084	2 088	2,1%
Podatki i opłaty	59 510	60 610	1 100	1,8%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	3 905 833	5 989 033	2 083 200	53,3%
Pozostałe przychody operacyjne	16 529	22 117	5 588	33,8%
Pozostałe koszty operacyjne	9 473	13 382	3 909	41,3%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	0	-1 093 731	-1 093 731	-100,0%
Zysk / (strata) na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	64	118	54	84,4%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	0	(1 737)	-1 737	-100,0%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	484 287	-231 739	-716 026	-147,9%
Przychody finansowe	7 665	47 671	40 006	521,9%
Koszty finansowe	65 954	123 476	57 522	87,2%
Przychody z tytułu dywidend	121	0	-121	-100,0%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	426 119	-307 544	-733 663	-172,2%
Podatek dochodowy	82 377	-49 550	-131 927	-160,2%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	343 742	-257 994	-601 736	-175,1%
EBITDA	654 744	-50 553	-705 297	-107,7%

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Wytwarzanie w I-III kw. 2022 r. (spadek o 705,3 mln zł):

(-) rezerwa dotycząca umów rodzących obciążenia na 1 093,7 mln zł

(-) spadek marży na Rynku Bilansującym o 86,8 mln zł

(-) wzrost kosztów stałych o 38,4 mln zł

(-) spadek marży na obrocie o 28,3 mln zł

(+) wzrost marży na wytwarzaniu o 508,8 mln zł

(+) wyższe przychody z Rynku Mocy o 19,8 mln zł

(+) wyższe przychody z Regulacyjnych Usług Systemowych o 10,6 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 2,7 mln zł

Załącznik nr 4 - Rachunek zysków i strat ENEA Wytwarzanie w III kw. 2022 r.

[tys. zł]	III kw. 2021	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	1 562 526	2 363 150	800 624	51,2%
koncesja na wytwarzanie	1 550 217	2 335 179	784 962	50,6%
koncesja na obrót	5 940	18 735	12 795	215,4%
Regulacyjne Usługi Systemowe	6 369	9 236	2 867	45,0%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	160 328	162 077	1 749	1,1%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	595	697	102	17,1%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	1 432	1 321	-111	-7,8%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	8 284	10 505	2 221	26,8%
Przychody ze sprzedaży netto	1 733 165	2 537 750	804 585	46,4%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	123	168	45	36,6%
Przychody ze sprzedaży i inne dochody	1 733 288	2 537 918	804 630	46,4%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	55 822	60 430	4 608	8,3%
Koszty świadczeń pracowniczych	67 647	89 705	22 058	32,6%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	1 270 293	1 773 087	502 794	39,6%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	80 591	152 528	71 937	89,3%
Inne usługi obce	40 745	37 945	-2 800	-6,9%
Podatki i opłaty	19 843	20 502	659	3,3%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 534 941	2 134 197	599 256	39,0%
Pozostałe przychody operacyjne	2 379	10 079	7 700	323,7%
Pozostałe koszty operacyjne	1 557	4 414	2 857	183,5%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	0	-900 048	-900 048	-100,0%
Zysk/ (strata) na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	53	44	-9	-17,0%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	199 222	-490 618	-689 840	-346,3%
Przychody finansowe	-868	6 537	7 405	-853,1%
Koszty finansowe	16 794	49 729	32 935	196,1%
Przychody z tytułu dywidend	1	0	-1	-100,0%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	181 561	-533 810	-715 371	-394,0%
Podatek dochodowy	-54 899	-121 749	-66 850	-121,8%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	236 460	-412 061	-648 521	-274,3%
EBITDA	255 044	-430 188	-685 232	-268,7%

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Wytwarzanie w III kw. 2022 r. (spadek o 685,2 mln zł):

(-) rezerwa dotycząca umów rodzących obciążenia na 900,0 mln zł

(-) spadek marży na Rynku Bilansującym o 29,0 mln zł

(-) wzrost kosztów stałych o 17,5 mln zł

(-) spadek marży na obrocie o 4,4 mln zł

(+) wzrost marży na wytwarzaniu o 255,2 mln zł

(+) wyższe przychody z Rynku Mocy o 1,7 mln zł

(+) wyższe przychody z Regulacyjnych Usług Systemowych o 2,9 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 6,0 mln zł

Załącznik nr 5 - Rachunek zysków i strat ENEA Elektrownia Połaniec w I-III kw. 2022 r.

[tys. zł]	I-III kw. 2021	I-III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	1 885 321	3 360 503	1 475 182	78,2%
koncesja na wytwarzanie	1 377 753	2 866 145	1 488 392	108,0%
koncesja na obrót	498 404	480 016	-18 388	-3,7%
Regulacyjne Usługi Systemowe	9 164	14 342	5 178	56,5%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	185 360	189 735	4 375	2,4%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	215 176	221 865	6 689	3,1%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	50 464	56 045	5 581	11,1%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	3 960	4 113	153	3,9%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	1 545	3 222	1 677	108,5%
Podatek akcyzowy	42	33	-9	-21,4%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	2 341 784	3 835 450	1 493 666	63,8%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	60 289	76 003	15 714	26,1%
Koszty świadczeń pracowniczych	56 773	65 760	8 987	15,8%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	1 259 638	2 714 018	1 454 380	115,5%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	610 073	506 577	-103 496	-17,0%
Usługi przesyłowe	305	268	-37	-12,1%
Inne usługi obce	175 551	205 636	30 085	17,1%
Podatki i opłaty	25 613	27 381	1 768	6,9%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	2 188 242	3 595 643	1 407 401	64,3%
Pozostałe przychody operacyjne	20 990	11 060	-9 930	-47,3%
Pozostałe koszty operacyjne	1 011	1 897	886	87,6%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	0	-217 761	-217 761	-100,0%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	173 521	31 209	-142 312	-82,0%
Przychody finansowe	827	17 474	16 647	2 012,9%
Koszty finansowe	7 098	25 974	18 876	265,9%
Przychody z tytułu dywidend	3 614	1 778	-1 836	-50,8%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	170 864	24 487	-146 377	-85,7%
Podatek dochodowy	31 744	4 396	-27 348	-86,2%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	139 120	20 091	-119 029	-85,6%
EBITDA	233 810	107 212	-126 598	-54,1%

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Elektrownia Połaniec w I-III kw. 2022 r. (spadek o 126,6 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe (wzrost EBITDA o 60,6 mln zł):

(+) wyższa marża na wytwarzaniu o 193,4 mln zł

(+) wyższa marża na Rynku Bilansującym o 46,9 mln zł

(+) wyższa marża na obrocie o 38,2 mln zł

(+) wyższe przychody ze sprzedaży Regulacyjnych Usług Systemowych o 5,2 mln zł

• (+) wyższe przychody z Rynku Mocy o 4,4 mln zł
• (-) rezerwa dotycząca umów rodzących obciążenia w wysokości 169,3 mln zł

(-) wyższe koszty stałe o 58,0 mln zł

Segment OZE (spadek EBITDA o 165,8 mln zł):

(-) niższa marża na produkcji energii z OZE o 137,9 mln zł

• (-) rezerwa dotycząca umów rodzących obciążenia w wysokości 48,4 mln zł
• (-) wyższe koszty stałe o 2,6 mln zł
• (-) wyższe pozostałe koszty zmienne o 0,9 mln zł

(+) wyższa marża Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów o 24,1 mln zł

Segment Ciepło (spadek EBITDA o 21,4 mln zł)

(-) niższa marża na cieple o 21,0 mln zł z tytułu: wyższego kosztu CO² o 15,7 mln zł, wyższych kosztów węgla o 9,5 mln zł, wyższej ceny sprzedaży ciepła o 3,6 mln zł, wyższego wolumenu produkcji o 0,5 mln zł (-) wyższe koszty stałe o 0,4 mln zł

Załącznik nr 6 - Rachunek zysków i strat ENEA Elektrownia Połaniec w III kw. 2022 r.

[tys. zł]	III kw. 2021	III kw. 2022	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	707 833	1 124 545	416 712	58,9%
koncesja na wytwarzanie	546 246	975 927	429 681	78,7%
koncesja na obrót	159 131	143 437	-15 694	-9,9%
Regulacyjne Usługi Systemowe	2 456	5 181	2 725	111,0%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	64 194	64 676	482	0,8%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	90 765	21 605	-69 160	-76,2%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	16 945	18 190	1 245	7,3%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	1 309	1 328	19	1,5%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	422	1 237	815	193,1%
Podatek akcyzowy	9	9	-	-
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	881 459	1 231 572	350 113	39,7%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	21 679	26 217	4 538	20,9%
Koszty świadczeń pracowniczych	17 900	24 166	6 266	35,0%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	487 147	988 307	501 160	102,9%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	215 471	160 730	-54 741	-25,4%
Usługi przesyłowe	85	86	1	1,2%
Inne usługi obce	62 264	86 683	24 419	39,2%
Podatki i opłaty	7 873	8 655	782	9,9%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	812 419	1 294 844	482 425	59,4%
Pozostałe przychody operacyjne	2 988	5 067	2 079	69,6%
Pozostałe koszty operacyjne	482	976	494	102,5%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	0	35 488	35 488	100,0%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	71 546	(23 693)	-95 239	-133,1%
Przychody finansowe	817	11 887	11 070	1 355,0%
Koszty finansowe	2 294	14 027	11 733	511,5%
Przychody z tytułu dywidend	97	0	-97	-100,0%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	70 166	(25 833)	-95 999	-136,8%
Podatek dochodowy	10 009	-4 724	-14 733	-147,2%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	60 157	(21 109)	-81 266	-135,1%
EBITDA	93 225	2 524	-90 701	-97,3%

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Elektrownia Połaniec w III kw. 2022 r. (spadek o 90,7 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe (wzrost EBITDA o 15,7 mln zł):

(+) wyższa marża na Rynku Bilansującym o 28,6 mln zł

(+) rezerwa dotycząca umów rodzących obciążenia w wysokości 25,7 mln zł

(+) wyższa marża na obrocie o 10,4 mln zł

(+) wyższe przychody ze sprzedaży Regulacyjnych Usług Systemowych o 2,7 mln zł

(+) wyższe przychody z Rynku Mocy o 0,5 mln zł

(-) wyższe koszty stałe o 30,8 mln zł

(-) niższa marża na wytwarzaniu o 21,3 mln zł

Segment OZE (spadek EBITDA o 93,5 mln zł):

(-) niższa marża na produkcji energii z OZE o 102,0 mln zł

(-) wyższe koszty stałe o 2,7 mln zł

• (+) rezerwa dotycząca umów rodzących obciążenia w wysokości 9,8 mln zł
• (+) niższe pozostałe koszty zmienne o 1,3 mln zł
• (+) wyższa marża Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów o 0,1 mln zł

Segment Ciepło (spadek EBITDA o 12,9 mln zł)

(-) niższa marża na cieple o 12,5 mln zł z tytułu: wyższego kosztu CO² o 7,0 mln zł, wyższych kosztów węgla o 6,7 mln zł, wyższej ceny sprzedaży ciepła o 1,2 mln zł

12. Słownik pojęć i skrótów

Poniżej zamieszczono słownik pojęć i wykaz skrótów używanych w treści niniejszego sprawozdania. Definicje alternatywnych pomiarów wyników oraz metodologie ich obliczania są takie same, jak definicje oraz metodologie obliczania tych samych wskaźników w sprawozdaniach z działalności/pozostałych informacjach stanowiących elementy wcześniejszych raportów okresowych GK ENEA. Wybrane definicje można również znaleźć w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki https://ir.enea.pl/slownik.

Informacja nt. poszczególnych wskaźników obliczanych dla okresów sprawozdawczych jest cyklicznie monitorowana oraz prezentowana w ramach kolejnych raportów okresowych Spółki. Zaprezentowane wskaźniki są typowymi wskaźnikami stosowanymi w analizie finansowej ze szczególnym uwzględnieniem branż, w których działa Grupa Kapitałowa ENEA.

Wskaźnik finansowy	Wyszczególnienie
CAPEX	Capital expenditures - nakłady inwestycyjne na rzeczowe aktywa trwałe, wartości niematerialne i prawo do korzystania ze składnika aktywów
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
Dług netto / EBITDA	(Kredyty, pożyczki i dłużne papiery wartościowe długo- i krótkoterminowe + zobowiązania z tyt. leasingu finansowego długo- i krótkoterminowe + zobowiązania finansowe wyceniane w wartości godziwej długo- i krótkoterminowe - środki pieniężne i ich ekwiwalenty - aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej długo- i krótkoterminowe - dłużne aktywa finansowe wyceniane w zamortyzowanym koszcie długo- i krótkoterminowe - inne inwestycje krótkoterminowe)/ EBITDA LTM
EBITDA	Zysk (strata) operacyjny + amortyzacja + odpis z tyt. utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych
EBITDA LTM	EBITDA z ostatnich 12 miesięcy
EBIT	Zysk (strata) operacyjny
Finansowanie zewnętrzne	Suma pozycji ze sprawozdania z przepływów pieniężnych: Otrzymane kredyty i pożyczki, Emisja obligacji, Spłata kredytów i pożyczek, Wykup obligacji
Koszty operacyjne	Amortyzacja; Koszty świadczeń pracowniczych; Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów; Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży; Usługi przesyłowe; Inne usługi obce, Podatki i opłaty
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
Koszty stałe	Koszty, które są niezależnie od wielkości produkcji energii elektrycznej. W Elektrowni koszty te dotyczą: kosztów wynagrodzeń razem z narzutami, amortyzacji, kosztów zużycia materiałów i surowców, kosztów usług obcych, kosztów podatków i opłat, w pozycji znajdują się również pozostałe koszty stałe
Koszty własne	Bezpośrednie i pośrednie koszty sprzedaży ENEA S.A. i ENEA Trading
Marża na cieple	Marża na sprzedaży ciepła, kalkulowana jako różnica pomiędzy przychodem ze sprzedaży ciepła, a jego zmiennymi kosztami wytworzenia
Marża na obrocie	Różnica pomiędzy przychodami ze sprzedaży a kosztami zakupu energii w ramach obrotu
Marża na produkcji energii z OZE	Marża na sprzedaży energii i produkcji zielonych certyfikatów z Zielonego Bloku, kalkulowana jako różnica pomiędzy przychodem ze sprzedaży energii i z wyceny wyprodukowanych certyfikatów, a kosztami zmiennymi ich wytworzenia
Marża na Rynku Bilansującym	Różnica pomiędzy przychodami ze sprzedaży a kosztami zakupu energii na Rynku Bilansującym
Marża na wytwarzaniu	Różnica pomiędzy osiągniętymi przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej i przychodami z certyfikatów, a kosztami zmiennymi dotyczącymi wytworzenia tej energii
Marża z działalności koncesjonowanej	Marża z działalności koncesjonowanej jest to pozycja zarządcza uwzględniająca przychody i koszty związane z działalnością gospodarczą polegającą na dystrybucji energii elektrycznej na potrzeby odbiorców zlokalizowanych na określonym terenie. Są to przede wszystkim: przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym, koszt usług przesyłowych i dystrybucyjnych, koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej i potrzeb własnych, przychody z tytułu opłat za przyłączenie do sieci ENEA Operator.
Marża ZB na sprzedaży/ aktualizacji zapasu zielonych certyfikatów	Marża na sprzedaży zielonych certyfikatów z Zielonego Bloku kalkulowana jako różnica pomiędzy przychodem ze sprzedaży, a kosztem własnym sprzedaży certyfikatów, uwzględniająca aktualizację zapasu zielonych certyfikatów, tj. aktualizację średnioważonej ceny zapasu certyfikatów do ceny rynkowej w przypadku znacznego spadku ich ceny rynkowej
Pokrycie majątku trwałego kapitałami własnymi	Kapitał własny / Aktywa trwałe
Rentowność operacyjna	Zysk (strata) operacyjny / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody
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 EBITDA	EBITDA / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody
Skorygowana marża I pokrycia	Marża na obrocie detalicznym energią elektryczną i paliwem gazowym realizowana przez ENEA S.A. wykazywana łącznie ze sprzedażą hurtową realizowaną przez ENEA Trading skorygowana prezentacyjnie o inne czynniki zależne takie jak: koszty rezerw z tytułu roszczeń wypowiedzianych umów PMOZE, przychody i koszty z tytułu sprzedaży i zakupu praw do emisji CO2, wycenę kontraktów CO2, transakcji terminowych energii, gazu i praw majątkowych wykazywaną w działalności operacyjnej.
Wynik na pozostałej działalności operacyjnej	Wynik na pozycjach: Pozostałe przychody operacyjne, Pozostałe koszty operacyjne, Zysk/ (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych
Wskaźnik bieżącej płynności	Aktywa obrotowe / Zobowiązania krótkoterminowe
Wskaźnik zadłużenia ogólnego	Zobowiązania ogółem / Aktywa całkowite
Zmiana kapitału obrotowego	Pozycja ze sprawozdania z przepływów pieniężnych

Skrót/pojęcie	Wyszczególnienie
Advanced Metering Infrastructure (AMI)	Advanced Metering Infrastructure, zaawansowane systemy pomiarowo – rozliczeniowe wraz z dwukierunkowymi układami pomiarowo – rozliczeniowymi, liczniki inteligentne
Aukcja mocy	Mechanizm wprowadzony przez Ustawę z dnia 8 grudnia 2017 r. o Rynku Mocy (Dz. U. 2020 poz. 247). W ramach aukcji mocy producenci energii elektrycznej oferują operatorowi na okres dostaw obowiązek mocowy, czyli zobowiązują się do pozostawania w okresie dostaw w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej do systemu oraz do dostawy określonej mocy elektrycznej do systemu w okresach zagrożenia
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
Cena pasma (BASE)	Cena kontraktu z dostawą takiego samego wolumenu energii w każdej godzinie doby
CO	Tlenek węgla (czad)
CO2	Dwutlenek węgla
CSR (ang. Corporate Social Responsibility)	Społeczna odpowiedzialność biznesu. Odpowiedzialność organizacji za wpływ jej decyzji i działań na społeczeństwo i środowisko, zapewniana przez przejrzyste i etyczne postępowanie, które: ‒ przyczynia się do zrównoważonego rozwoju, w tym dobrobytu i zdrowia społeczeństwa ‒ uwzględnia oczekiwania interesariuszy ‒ jest zgodne z obowiązującym prawem i spójne z międzynarodowymi normami postępowania ‒ jest zintegrowane z działaniami organizacji i praktykowane w jej relacjach
CSIRE	Centralny System Informacji Rynku Energii
Dyrektywa IED	Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych. Zaostrza ona standardy emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów z obiektów energetycznego spalania
ENTSO-e	Europejska Sieć Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity - ENTSO-E), która zrzesza 43 operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej (OSP) z 36 krajów w Europie. Organizacja powstała w grudniu 2008 r. i funkcjonuje na podstawie Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylającego rozporządzenie (WE) nr 1228/2003
ENVI	Committee on the Environment, Public Health and Food Safety - Komisja Ochrony Środowiska Naturalnego, Zdrowia Publicznego i Bezpieczeństwa Żywności
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
GWh	Gigawatogodzina
HCI	Chlorowodór
HF	Fluorowodór
Hg	Rtęć
ICE	Platforma obrotu umożliwiająca handel uprawnieniami do emisji CO2 (EUA) oraz jednostkami poświadczonej redukcji emisji (CER) na rynku futures
ICT	Information and Communication Technologies. Technologie teleinformatyczne.
Instalacja SCR	Instalacja katalitycznego odazotowania spalin

Kogeneracja	Proces technologiczny jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i użytkowej energii cieplnej w elektrociepłowni
Krajowy System Elektroenergetyczny	Zbiór urządzeń przeznaczony do wytwarzania, przesyłu, rozdziału, magazynowania i użytkowania energii elektrycznej, połączonych ze sobą funkcjonalnie w system umożliwiający realizację dostaw energii elektrycznej na terenie kraju w sposób ciągły i nieprzerwany
LULUCF	Porozumienie polityczne w sprawie zwiększenia wkładu sektora użytkowania gruntów, zmiany użytkowania gruntów i leśnictwa
Metoda location-based	Metoda szacowania emisji gazów cieplarnianych w Zakresie 2 wykorzystująca średnią intensywność emisji w danym regionie geograficznym
Mg	Megagram, inaczej tona
MWe	Megawat mocy elektrycznej
MWh	Megawatogodzina (1 GWh = 1.000 MWh)
MWt	Megawat mocy cieplnej
NH3	Amoniak
Nm3	3 Normalny metr sześcienny gazu, tj. liczba m , jakie zająłby gaz w warunkach normalnych
NOx	Tlenki azotu
Operator systemu przesyłowego	Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., jednoosobowa spółka Skarbu Państwa będąca właścicielem sieci najwyższych napięć, a więc operatorem elektroenergetycznego systemu przesyłowego
OIRE	Operator Informacji Rynku Energii
OSD	Operator Systemu Dystrybucyjnego
OSDn	Operator Systemu Dystrybucyjnego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową OSP
OSP	Operator Systemu Przesyłowego
OZE	Odnawialne źródła energii
PMOZE	Prawa majątkowe ze świadectw pochodzenia energii z odnawialnych źródeł energii
PSCMI1	Odzwierciedla poziom cen miałów energetycznych klasy 20-23/1 w sprzedaży do energetyki zawodowej i przemysłowej.
Prawo energetyczne	Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz.U. 2019 poz. 755)
Prosument	Osoba, która wytwarza energię elektryczną z odnawialnych źródeł energii na własne potrzeby za pomocą mikroinstalacji, a jednocześnie może ją magazynować i przekazywać nadwyżkę do sieci energetycznej
PV	Fotowoltaika
REPowerEU	Plan Komisji Europejskiej polegający na uniezależnieniu Europy od rosyjskich paliw kopalnych przed 2030 r.
RDN	Rynek Dnia Następnego (RDN) funkcjonuje od 30 czerwca 2000 r. Jest rynkiem SPOT dla energii elektrycznej w Polsce. Od początku notowań ceny na RDN stanowią odniesienie dla cen energii w kontraktach bilateralnych w Polsce. RDN przeznaczony jest dla tych spółek, które chcą w sposób aktywny i bezpieczny na bieżąco domykać swoje portfele zakupów/sprzedaży energii elektrycznej w poszczególnych godzinach doby
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
SCR (ang. Selective Catalytic Reduction)	Instalacja katalitycznego odazotowania spalin. Zasadą jej działania jest redukcja tlenków azotu do azotu atmosferycznego na powierzchni katalizatora, odbywająca się z wykorzystaniem substancji zawierającej amoniak
Smart Grid	Inteligentne sieci elektroenergetyczne, w ramach których istnieje komunikacja między wszystkimi uczestnikami rynku energii, mająca na celu dostarczanie usług energetycznych z zapewnieniem obniżenia kosztów, zwiększenia efektywności oraz integracji rozproszonych źródeł energii, w tym także źródeł odnawialnych
SN	Sieć średniego napięcia, w której napięcie międzyfazowe wynosi od 1 kV do 60 kV
SO2	Dwutlenek siarki
TWh	Terawatogodzina
URE	Urząd Regulacji Energetyki

WN	Sieć wysokiego napięcia. Elektroenergetyczna sieć przesyłowa, w której napięcie międzyfazowe wynosi od 60 do 200 kV (w Polsce 110 kV). Sieć do przesyłania energii elektrycznej na duże odległości
WRA	Wartość regulacyjna aktywów
Zakres 1 (scope 1)	Emisje bezpośrednie CO2 powstałe w wyniku spalania paliw w źródłach stacjonarnych bądź mobilnych będących własnością firmy bądź przez nią nadzorowanych, emisji powstałych w wyniku zachodzących procesów technologicznych czy ulatniających się czynników chłodniczych
Zakres 2 (scope 2)	Pośrednie energetyczne emisje CO2 powstałe w wyniku zużywania zakupionej lub dostarczonej z zewnątrz energii elektrycznej, cieplnej, pary technologicznej, chłodu
Zrównoważony rozwój	Rozwój umożliwiający zaspokojenie potrzeb obecnego pokolenia bez zmniejszania szans na zaspokojenie potrzeb przyszłych pokoleń, uwzględniający oczekiwania otoczenia oraz wyzwania społeczne, środowiskowe i ekonomiczne. Pozwala na trwałe zwiększanie wartości organizacji oraz racjonalne zarządzanie zasobami

Podpisy Zarządu

Data zatwierdzenia i publikacji "Pozostałe informacje do rozszerzonego skonsolidowanego raportu ENEA S.A. za trzeci kwartał 2022 r. " – 23 listopada 2022 r.

Podpisy:

Prezes Zarządu	Paweł Majewski
Członek Zarządu ds. Finansowych	Rafał Mucha
Członek Zarządu ds. Operacyjnych	Marcin Pawlicki
Członek Zarządu ds. Handlowych	Tomasz Siwak
Członek Zarządu ds. Korporacyjnych	Dariusz Szymczak
Członek Zarządu ds. Strategii i Rozwoju Lech Żak

2022-11-23 10:00