Enea S.A. — Interim / Quarterly Report 2025

Sep 8, 2025

11.		Słownik pojęć i skrótów 90
10.		Załączniki 83
	9.6.	Zasady sporządzania sprawozdań finansowych 82
	9.5.	Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego82
	9.4.	Spory zbiorowe82
	9.3.	Postępowania sądowe i administracyjne82
	9.2.	Bezpieczeństwo i higiena pracy81
	9.1.	Zatrudnienie81
9.		Inne informacje istotne do oceny sytuacji Emitenta 81
	8.5.	Koncesje80
	8.4.	Taryfy dla energii elektrycznej i dla usług dystrybucji elektrycznej 80
	8.3.	Regulacje projektowane, istotne z punktu widzenia sektora elektroenergetycznego 79
	8.2.	Obowiązujące regulacje w zakresie obrotu detalicznego i dystrybucji79
	8.1.	Otoczenie regulacyjne77
8.		Regulacje prawne 77
7.		Zarządzanie ryzykiem 76
	6.2.	Działania w zakresie CSR 74
	6.1.	Działania w zakresie zrównoważonego rozwoju (ESG)73
6.		Zrównoważony rozwój 73
5.		Realizacja Strategii 68
	4.9.	Analiza wskaźnikowa 67
	4.8.	Rating66
	4.7.	Prognozy wyników finansowych66
	4.6.	Dane operacyjne, finansowe i realizacja kluczowych projektów inwestycyjnych w poszczególnych obszarach działalności GK Enea .34
	4.5.	CAPEX – nakłady inwestycyjne Grupy Enea 33
	4.4.	Sytuacja pieniężna 32
	4.3.	Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów 28
	4.2.	Skonsolidowany rachunek zysków i strat24
	4.1.	Wybrane dane finansowe GK Enea 23
4.		Informacje o wynikach operacyjnych i finansowych 23
	3.4.	Ceny uprawnień do emisji CO2 oraz praw majątkowych zielonych 21
	3.3.	Ceny energii na rynku polskim 20
	3.2.	Sytuacja w krajowym sektorze górnictwa węgla kamiennego19
	3.1.	Ceny węgla energetycznego na rynkach polskim i europejskim19
3.		Otoczenie rynkowe 19
	2.8.	Wykaz akcji i uprawnień do akcji Enei w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących18
	2.7.	Akcje i akcjonariat17
	2.6.	Finansowanie 13
	2.5.	Obszary biznesowe GK Enea12
	2.4.	Skład osobowy Zarządu i Rady nadzorczej11
	2.3.	Struktura Grupy Kapitałowej Enea – stan na 30 czerwca 2025 r. 10
	2.2.	Zdarzenia po okresie sprawozdawczym 9
	2.1.	Najważniejsze wydarzenia w raportowanym okresie 6
2.		Organizacja, władze i działalność Grupy Kapitałowej Enea 6
1.		Podsumowanie operacyjne I półrocza 2025 r. 4

List Prezesa Zarządu Enei S.A.

Szanowni Państwo,

zapraszam do zapoznania się z raportem podsumowującym nasze działania w I półroczu 2025 r. W całej Grupie Enea skupiamy się na realizacji naszej strategii, ogłoszonej w listopadzie ub.r. i wynikających z niej strategicznych projektów. Nasi klienci, kontrahenci i akcjonariusze już mogą obserwować rezultaty wielu działań. Powiększamy potencjał wytwórczy w zakresie zielonej energii i rozwijamy ofertę zielonych produktów (poprzez spółkę Enea Eko i sprzedaż EKO Oferty), inwestujemy w technologie niskoemisyjne i przyspieszamy w zakresie cyfryzacji naszych procesów oraz kanałów obsługi (aplikacja Moja Enea), modernizujemy sieci, zwiększając ich efektywność i nieustannie budujemy wartość firmy na rynku kapitałowym.

Zielony park wytwórczy Enei z nowymi mocami

W pierwszych miesiącach tego roku sfinalizowaliśmy ważne transakcje w zakresie OZE: trzy akwizycje farm wiatrowych o łącznej mocy wytwórczej 199,9 MW (176 MW już funkcjonuje, ponad 23 MW jest w budowie). Zakończyliśmy budowę oraz zakup funkcjonujących farm PV o łącznej mocy 22 MW, dla ponad 353 MW uzyskaliśmy warunki przyłączenia. Zakończyliśmy budowę FW Bejsce o mocy 20 MW i oczekujemy na koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej. Wymienione projekty istotnie zwiększają nasz potencjał wytwórczy w zakresie zielonej energii. Usprawniamy także komunikację z wytwórcami OZE, publikując informacje na temat dostępnych mocy (raport dostępny jest w wersji interaktywnej na stronie internetowej Enei Operator) i prowadząc stały, partnerski dialog podczas spotkań. Rozwijamy również projekty związane z magazynami energii, które będą stabilizować system.

Nowoczesne i niskoemisyjne technologie wspierają transformację Grupy

Jednym z kluczowych projektów na drodze odpowiedzialnej transformacji Grupy Enea jest budowa dwóch bloków gazowo-parowych w Elektrowni Kozienice. Enea podpisała umowę z wykonawcą inwestycji w Kozienicach po wygranej dogrywkowej aukcji Rynku Mocy, zapewniając nowym jednostkom 1 218 MW obowiązku mocowego na 17 lat i łączne przychody na poziomie co najmniej 11 mld zł. Umowa obejmuje zaprojektowanie, dostawę, budowę i uruchomienie dwóch bloków gazowo-parowych wraz z infrastrukturą towarzyszącą w formule "pod klucz", pracujących w cyklu kombinowanym (CCGT) o nominalnej mocy elektrycznej brutto 668 MWe każdy oraz świadczenie usług serwisu w ramach eksploatacji bloków. Planowany termin przekazania bloków do eksploatacji to odpowiednio 31 marca i 30 czerwca 2029 r. Podobna inwestycja w bloki gazowe projektowana jest również w Elektrowni Połaniec.

Zgodnie ze strategią zakładającą rozwój Grupy w oparciu o paliwa alternatywne, Enea podpisała list intencyjny ze Świętokrzyską Grupą Przemysłową Industria, inicjując współpracę w zakresie wdrażania technologii SMR. Ta technologia, jako element przyszłego miksu energetycznego, jest jedną z odpowiedzi na wyzwania związane z transformacją energetyczną Polski i koniecznością redukcji emisji CO^₂. Chcemy być aktywnym uczestnikiem tego procesu jako inwestor, partner technologiczny i operacyjny, dlatego rozwijamy swoje kompetencje jeszcze przed komercjalizacją technologii SMR w Polsce.

Ponad 9 mld zł na nowoczesne sieci dystrybucyjne

Grupa pozyskała rekordowe ponad 9 mld zł z Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności (KPO), które zostaną przeznaczone na budowę i modernizację sieci dystrybucyjnych z wykorzystaniem technologii smart grids. To pozwoli na skuteczniejszą i szybszą integrację odnawialnych źródeł energii w systemie elektroenergetycznym. Przyczyni się także do poprawy niezawodności dostaw energii do naszych klientów.

Pozyskiwanie finansowania jest jednym z kluczowych elementów stanowiących o powodzeniu realizacji strategii. Poza pożyczką z KPO, Enea Operator otrzymała wsparcie z NFOŚiGW na rozwój technologii magazynowania energii. Ponadto spółka zakończyła kluczowe inwestycje w obszarze infrastruktury sieciowej, modernizując lub budując stacje, m.in. Sieraków, Mostkowo czy Borek Wielkopolski, zawarła kolejne umowy z producentami liczników zdalnego odczytu, kontynuuje projekty automatyzacji sieci i budowę systemu łączności w standardzie TETRA. W Grupie prowadzone są także prace nad integracją systemów: pomiarowego, bilingowego i bilansującego oraz dostosowaniem ich do Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE). Uruchomiono także pilotażowo, w wybranym obszarze, System Zarządzania Pracą Brygad.

ESG wskazuje kierunek pożądanych zmian

Kompasem na drodze do zrównoważonego rozwoju przyspieszającym transformację całej Grupy jest ESG, które stanowi integralny element długoterminowego i strategicznego zarządzania firmą, wpływając na wszystkie kluczowe aspekty działalności. W ramach działań ESG w I półroczu 2025 r. opublikowaliśmy Sprawozdanie zrównoważonego rozwoju Grupy Kapitałowej Enea za 2024 r., a także jego wersję interaktywną (w formie online). Ponadto rozpoczęliśmy działania nad opracowaniem i wdrożeniem Strategii ESG, której realizacja planowana jest w perspektywie najbliższego 1,5 roku. Strategia ESG to długofalowe działania, które mają na celu integrację aspektów środowiskowych, społecznych oraz ładu korporacyjnego z misją i wartościami Enei.

Naszym głównym celem jest konsekwentne, długofalowe wzmacnianie wartości firmy poprzez realizację kluczowych projektów o znaczeniu strategicznym i biznesowym. Przed nami wiele wyzwań wynikających z dynamicznych zmian zachodzących w całym sektorze. Wymagają one od nas elastyczności, otwartości na innowacje oraz umiejętności szybkiego dostosowywania się do nowych warunków. Dzięki profesjonalizmowi, wiedzy i determinacji naszych pracowników jesteśmy w stanie sprostać tym wymaganiom, a przede wszystkim przekuwać je w realne szanse rozwoju Grupy Enea.

Grzegorz Kinelski, Prezes Enei

1. Podsumowanie operacyjne I półrocza 2025 r.

Grupa Enea w liczbach

EBITDA GK Enea w I półroczu 2025 r. na poziomie 3,39 mld zł

W I półroczu 2025 r. Grupa Kapitałowa Enea wypracowała wynik EBITDA na poziomie 3 386,8 mln zł (spadek r/r o 83,6 mln zł).

W Obszarze Wydobycia osiągnięta została EBITDA na poziomie 411,3 mln zł (wzrost r/r o 140,5 mln zł). Istotny wpływ na wynik EBITDA miała wypłata odszkodowania za szkodę powstałą w lutym 2023 r. w wyniku wylewu wód podziemnych (zdarzenie jednorazowe w kwocie 144,85 mln zł). Pomimo wzrostu wolumenu sprzedaży węgla, odnotowano niższą cenę sprzedaży, co w efekcie wpłynęło na zrealizowanie niższych przychodów ze sprzedaży węgla.

Obszar Wytwarzania zrealizował wynik EBITDA na poziomie 1 002,7 mln zł (spadek r/r o 662,6 mln zł). W Segmencie Elektrowni Systemowych wynik EBITDA obniżył się, głównie w efekcie spadku marży na odkupie energii elektrycznej, przy jednocześnie wyższych przychodach z tytułu Rynku Mocy oraz Mocy Bilansujących. W Segmencie OZE odnotowano spadek wyniku EBITDA w związku ze zrealizowaniem niższej marży na zielonym bloku (głównie efekt niższych cen energii elektrycznej, przy jednoczesnym spadku jednostkowych kosztów biomasy) oraz niższego wyniku w Obszarze Wody. W Segmencie Ciepła odnotowano wzrost wyniku EBITDA, na co wpłynął wzrost marży jednostkowej (głównie spadek jednostkowych kosztów paliw).

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Enea w I półroczu 2025 r.

EBITDA w I półroczu 2025 r. per Obszar:
Wydobycie	0,41 mld zł
Wytwarzanie	1,00 mld zł
Dystrybucja	1,40 mld zł
Obrót	0,42 mld zł

Obszar Dystrybucji odnotował wynik EBITDA na poziomie 1 398,2 mln zł (wzrost r/r o 238,5 mln zł). Wzrost wyniku EBITDA jest efektem wyższej zrealizowanej marży z działalności koncesjonowanej. Jednocześnie odnotowano wzrost rezerw dotyczących majątku sieciowego.

Obszar Obrotu odnotował wynik EBITDA na poziomie 417,0 mln zł (wzrost r/r o 221,0 mln zł). Wyższy wynik EBITDA wynika głównie ze wzrostu marżowości na rynku detalicznym. Jednocześnie odnotowano spadek rozpoznanych przychodów z tytułu rekompensat oraz spadek wyniku aktualizacji wyceny kontraktów CO₂, transakcji terminowych energii i gazu.

• Nakłady inwestycyjne wyniosły 3 453 mln zł
• Produkcja węgla handlowego wyniosła 3,9 mln t
• Sprzedaż węgla handlowego wyniosła 4,0 mln t
• Grupa wytworzyła prawie 10,2 TWh energii elektrycznej netto
• Sprzedaż ciepła w Segmencie Wytwarzanie wyniosła 3,5 PJ
• Sprzedaż usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym wyniosła prawie 10,0 TWh
• Wolumen sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom detalicznym wyniósł 12,0 TWh

Pierwsze półrocze tego roku to czas dynamicznych zmian i kluczowych decyzji, które umacniają pozycję Grupy Enea na rynku. Rekordowe inwestycje w OZE oraz rozwój inteligentnych sieci dystrybucyjnych to jedne z fundamentów naszej przyszłości.

_________________________________________________Grzegorz Kinelski, Prezes Zarządu Enei

Grupa Enea dokonała akwizycji 11 farm wiatrowych, o łącznej mocy 199,9 MW w I półroczu 2025 r.

Zawiązano spółkę EW Magazyny Energii do realizacji projektu budowy magazynu energii elektrycznej

Zawiązano spółkę EW MPŻ do realizacji projektu budowy instalacji do wytwarzania produktów z mieszanki popiołowo-żużlowej

2. Organizacja, władze i działalność Grupy Kapitałowej Enea

2.1. Najważniejsze wydarzenia w raportowanym okresie

• 7 stycznia 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników spółki Enea Elkogaz podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego tej spółki z kwoty 54 000 000 zł do 74 000 000 zł, tj. o 20 000 000 zł, poprzez utworzenie nowych 200 000 udziałów o wartości nominalnej 100 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 20 000 000 zł. Udziały zostały w całości objęte przez Eneę i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 20 000 000 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 10 stycznia 2025 r.
• 20 lutego 2025 r. Enea Nowa Energia nabyła 100% udziałów w spółce Wielkopolskie Elektrownie Słoneczne 3 sp. z o.o. z siedzibą w Poznaniu. Spółka realizuje projekt budowy farmy fotowoltaicznej o mocy 54 MW.
• 21 lutego 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enebiogaz 1 podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 25 000 zł, tj. do kwoty 105 000 zł, poprzez utworzenie nowych 500 udziałów o wartości nominalnej 50 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 25 000 zł. Udziały zostały w całości objęte przez spółkę Enea Nowa Energia i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 25 000 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 25 marca 2025 r.
• 21 lutego 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enebiogaz 2 podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 40 000 zł, tj. do kwoty 105 000 zł, poprzez utworzenie nowych 800 udziałów o wartości nominalnej 50 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 40 000 zł. Udziały zostały w całości objęte przez spółkę Enea Nowa Energia i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 40 000 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 4 marca 2025 r.
• 21 lutego 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników EN102 podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 6 556 200 zł, tj. do kwoty 10 157 000 zł, poprzez utworzenie nowych 9 366 udziałów o wartości nominalnej 700 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 6 556 200 zł. Udziały zostały w całości objęte przez spółkę Enea Nowa Energia i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 6 556 200 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 28 kwietnia 2025 r.
• 21 lutego 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników EN103 podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 2 155 300 zł, tj. do kwoty 2 373 000 zł, poprzez utworzenie nowych 3 079 udziałów o wartości nominalnej 700 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 2 155 300 zł. Udziały zostały w całości objęte przez spółkę Enea Nowa Energia i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 2 155 300 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 28 kwietnia 2025 r.
• 21 lutego 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników EN201 podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 3 735 200 zł, tj. do kwoty 6 314 000 zł, poprzez utworzenie nowych 5 336 udziałów o wartości nominalnej 700 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 3 735 200 zł. Udziały zostały w całości objęte przez spółkę Enea Nowa Energia i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 3 735 200 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 28 kwietnia 2025 r.
• 24 marca 2025 r. Enea zawiązała spółkę EW Magazyn Energii sp. z o.o. z siedzibą w Świerżach Górnych. Kapitał zakładowy zawiązanej spółki wynosi 10 000 zł. Enea objęła w spółce 100% udziałów. Przedmiotem działalności spółki w organizacji EW Magazyn Energii jest realizacja projektu budowy magazynu energii elektrycznej na terenie Enea Wytwarzanie. Spółka została wpisana do Rejestru Przedsiębiorców KRS 8 maja 2025 r.
• 24 marca 2025 r. Enea zawiązała spółkę EW MPŻ sp. z o.o. z siedzibą w Świerżach Górnych. Kapitał zakładowy zawiązanej spółki wynosi 10 000 zł. Enea objęła w spółce 100% udziałów. Przedmiotem działalności spółki w organizacji EW MPŻ jest realizacja projektu budowy instalacji do wytwarzania produktów z mieszanki popiołowo-żużlowej (MPŻ) zmagazynowanej na składowisku MPŻ w Enea Wytwarzanie. Spółka została wpisana do Rejestru Przedsiębiorców KRS 7 maja 2025 r.

26 marca 2025 r. Enea Nowa Energia nabyła 100% udziałów spółek będących właścicielami 6 farm wiatrowych (83,5 MW)

7 kwietnia 2025 r. zawiązano spółkę Enea Połaniec Gaz sp. z. o.o. do realizacji projektu inwestycyjnego polegającego na budowie bloków gazowo-parowych

Podjęto kierunkową decyzję o reorganizacji struktury obszaru handlu – przeniesieniu

działalności operacyjnej w zakresie sprzedaży energii elektrycznej do spółki zależnej

17 kwietnia 2025 r. Enea Nowa Energia nabyła 100% udziałów spółki Radan Nordwind sp. z o.o. (farma wiatrowa Pelplin o mocy 83,2 MW)

• 25 marca 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enea Elkogaz podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 20 000 000 zł, tj. z kwoty 74 000 000 zł do kwoty 94 000 000 zł, poprzez utworzenie 200 000 nowych udziałów o wartości nominalnej 100 zł każdy. Wszystkie nowo utworzone udziały w kapitale zakładowym spółki zostały objęte przez Eneę, która pokryła je w całości wkładem pieniężnym. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 2 kwietnia 2025 r.
• 26 marca 2025 r. Enea Nowa Energia zawarła z EE Polska ApS i EE Pommerania ApS z siedzibą w Danii umowę nabycia przez Eneę Nowa Energia 100% udziałów spółek celowych będących właścicielami sześciu działających farm wiatrowych o łącznej mocy zainstalowanej 83,5 MW oraz opcji zakupu projektu farmy fotowoltaicznej o mocy 25 MW. Wartość umowy nabycia farm wiatrowych, opcji zakupu farmy fotowoltaicznej oraz potencjalnej premii dla sprzedającego wyniesie maksymalnie 914 800 tys. zł. 28 kwietnia 2025 r. Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów wyraził zgodę na dokonanie koncentracji i w konsekwencji transakcja została sfinalizowana 27 maja 2025 r. Spółka jednocześnie zrezygnowała z zakupu projektu farmy fotowoltaicznej.
• 31 marca 2025 r. Zwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enea Innowacje w likwidacji podjęło uchwałę w sprawie zakończenia procesu likwidacji spółki. 10 kwietnia 2025 r. Enea Innowacje została wykreślona z KRS. Wpis jest nieprawomocny.
• 7 kwietnia 2025 r. przez portal Ministerstwa Sprawiedliwości S24 zawiązana została spółka Enea Połaniec Gaz sp. z o.o. z siedzibą w Zawadzie, gm. Połaniec, do realizacji projektu inwestycyjnego polegającego na budowie jednego lub dwóch bloków gazowo-parowych. Kapitał zakładowy nowo zawiązanej spółki to 18 mln zł i został on pokryty w formie pieniężnej, Enea jest jedynym udziałowcem spółki. Spółka została zarejestrowana w KRS 11 kwietnia 2025 r.
• W kwietniu 2025 r. spółki Enea Wytwarzanie oraz Enea Elektrownia Połaniec dokonały przedterminowych spłat pożyczek udzielonych przez Eneę w roku 2020. Enea Wytwarzanie spłaciła całą pozostałą do spłaty kwotę pożyczki w wysokości 1 782 034 tys. zł. Enea Elektrownia Połaniec spłaciła całą pozostałą do spłaty kwotę pożyczki w wysokości 500 000 tys. zł.
• 9 kwietnia 2025 r. spółka Enea Nowa Energia nabyła 100% udziałów w spółce PV Stare Brynki sp. z o.o. z siedzibą w Szczecinie (1 lipca 2025 r. zmianie uległa nazwa firmy oraz siedziba spółki na: Enea PV Stare Brynki sp. z o.o. z siedzibą w Poznaniu). Spółka realizuje projekt budowy farmy fotowoltaicznej o mocy 9,04 MW – projekt Stare Brynki.
• 15 kwietnia 2025 r. podjęta została kierunkowa decyzja o reorganizacji struktury obszaru handlu. Planowana reorganizacja ma polegać na przeniesieniu działalności operacyjnej w zakresie sprzedaży energii elektrycznej funkcjonującej aktualnie w Spółce do spółki zależnej.
• 17 kwietnia 2025 r. Enea Nowa Energia nabyła 100% udziałów w spółce RRSP 88 sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie (10 czerwca 2025 r. zmianie uległa nazwa firmy oraz siedziba spółki na: Enea PV Rydzyna sp. z o.o. z siedzibą w Poznaniu). Spółka realizuje projekt budowy farmy fotowoltaicznej o mocy 27,43 MW – projekt Rydzyna.
• 22 kwietnia 2025 r. Enea Nowa Energia nabyła 100% udziałów w spółce Radan Nordwind sp. z o.o. Spółka dysponuje farmą wiatrową Pelplin o mocy 83,2 MW.
• W wyniku transakcji zrealizowanych na GPW w kwietniu 2025 r. Enea S.A. sprzedała łącznie 262 500 akcji Polimex Mostostal S.A. 30 kwietnia 2025 r. w wyniku realizacji opcji call 16 (nabycie akcji) na Enea S.A. zostało przeniesionych 375 000 akcji. W wyniku transakcji zrealizowanych na GPW w maju 2025 r. Enea S.A. sprzedała łącznie 92 500 akcji. Po realizacji ww. transakcji Enea S.A. ma 40 495 024 akcje, a udział Enea S.A. w kapitale zakładowym Polimex Mostostal S.A. wynosi 16,24%.
• 30 kwietnia 2025 r. odbyły się Nadzwyczajne Zgromadzenia Wspólników w spółkach WMC SPV 2 sp. z o.o. oraz WMC SPV 4 sp. z o.o. w sprawie połączenia spółek: Enea Nowa Energia sp. z o.o. (spółka przejmująca) ze spółkami WMC SPV 2 sp. z o.o. oraz WMC SPV 4 sp. z o.o. (spółki przejmowane). Rejestracja połączenia w KRS nastąpiła 2 czerwca 2025 r.

• 7 maja 2025 r. Enea S.A., wykonując uchwałę Nadzwyczajnego Zgromadzenia Wspólników spółki Elektrownia Wiatrowa Baltica – 5 sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie z dnia 28 kwietnia 2025 r., objęła 95 nowych udziałów o wartości nominalnej 1 000 zł każdy, o łącznej wartości nominalnej 95 000 zł, w podwyższonym kapitale zakładowym spółki i pokryła je w całości wkładem pieniężnym w kwocie 4 428 826,00 zł , przy czym nadwyżka wartości wnoszonego wkładu pieniężnego ponad wartość nominalną obejmowanych udziałów w kwocie 4 333 826,00 zł zostanie przelana do kapitału zapasowego spółki (agio). Podwyższenie kapitału zakładowego spółki o kwotę 281 000 zł, to jest z kwoty 281 000 zł do kwoty 562 000 zł poprzez ustanowienie 281 nowych, równych i niepodzielnych udziałów o wartości nominalnej 1 000 zł każdy, o łącznej wartości nominalnej 281 000 zł zostało zarejestrowane w KRS 16 maja 2025 r. Po rejestracji podwyższenia kapitału zakładowego udział Enea S.A. nie zmienił się i wynosi 33,81%.
• 19 maja 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników spółki Enea Nowa Energia podwyższyło kapitał zakładowy spółki z kwoty 171 148 100 zł do kwoty 172 703 000 zł, tj. o kwotę 1 554 900 zł, poprzez utworzenie 31 098 nowych udziałów o wartości nominalnej 50 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 1 554 900 zł. Udziały zostały objęte i pokryte wkładem niepieniężnym w postaci 100% udziałów spółki PRO-WIND. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 20 czerwca 2025 r.
• 20 maja 2025 r. spółki: PRO-WIND sp. z o.o. (wniesienie udziałów aportem), PV Genowefa sp. z o.o. i PV Tykocin sp. z o.o. (sprzedaż), zostały przeniesione z Enea S.A. do Enea Nowa Energia sp. z o.o. Obecnie trwa proces połączenia spółki Enea Nowa Energia (spółka przejmująca) ze spółkami: PV Tykocin, PV Genowefa oraz PRO-WIND (spółki przejmowane).
• 26 maja 2025 r. Enea Nowa Energia sp. z o.o. nabyła 100% udziałów w spółce EKO-EN Skibno 2 sp. z o.o. Spółka zrealizowała projekt budowy farmy wiatrowej Skibno o mocy 10 MW.
• 27 maja 2025 r. Enea Nowa Energia sp. z o.o. nabyła spółki:
  • EE Grunhof GmbH (nabycie 100% udziałów). EE Grunhof GmbH jest właścicielem 25% udziałów w spółce EE Liskowo sp. z o.o. (spółka jest właścicielem farmy wiatrowej Liskowo o mocy 38,8 MW),
  • EE Liskowo sp. z o.o. (nabycie 75% udziałów),
  • EE Pommern GmbH (nabycie 100% udziałów). EE Pommern GmbH jest właścicielem spółki EE Pomorze sp. z o.o., będącej właścicielem spółek: Farma Wiatrowa Kołobrzeg sp. z o.o. (spółka jest właścicielem farmy wiatrowej Kołobrzeg o mocy 19,25 MW), Farma Wiatrowa Drawsko II sp. z o.o. (spółka jest właścicielem farmy wiatrowej Drawsko II o mocy 5,25 MW), Farma Wiatrowa Siemyśl sp. z o.o. (spółka jest właścicielem farmy wiatrowej Siemyśl o mocy 6,3 MW) oraz European Wind Farms Polska sp. z o.o., będącej właścicielem spółek: European Wind Farm Polska sp. z o.o. Grzmiąca sp. k. (spółka jest właścicielem farmy wiatrowej Grzmiąca o mocy 6,0 MW), European Wind Farm Sp. z o.o. Białogard sp. k. (spółka jest właścicielem farmy wiatrowej Białogard o mocy 7,9 MW).
• 28 maja 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Farma Wiatrowa Bejsce sp. z o.o. podwyższyło kapitał zakładowy spółki Farma Wiatrowa Bejsce sp. z o.o. (z kwoty 7 742 600 zł do kwoty 13 198 400 zł), poprzez wniesienie wkładu pieniężnego przez Enea Nowa Energia sp. z o.o. w drodze konwersji wierzytelności Enea Nowa Energia sp. z o.o. z tytułu udzielonych pożyczek przez Enea Nowa Energia sp. z .o.o. spółce Farma Wiatrowa Bejsce sp. z o.o. (w wysokości 109 116 000 zł) wraz z zawarciem umowy potrącenia wierzytelności, przy czym na kapitał zakładowy Farma Wiatrowa Bejsce sp. z o.o. przeznaczono kwotę 5 455 800 zł, a na kapitał zapasowy Farma Wiatrowa Bejsce sp. z o.o. przeznaczono kwotę 103 660 200 zł. Podwyższenie kapitału zakładowego zostało zarejestrowane 25 czerwca 2025 r.
• 11 czerwca 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enea Power&Gas Trading oraz Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enea Trading wyraziło zgodę na podział spółki Enea Power&Gas Trading sp. z o.o. poprzez wydzielenie ZCP (zorganizowanej części przedsiębiorstwa) do Enea Trading. W wyniku podziału kapitał zakładowy Enea Power&Gas Trading został obniżony z kwoty 61 392 500 zł do kwoty 17 186 300 zł, tj. o kwotę 44 206 200 zł (rejestracja obniżenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 25 czerwca 2025 r.).

26 i 27 maja 2025 r. Enea Nowa Energia nabyła 4 farmy wiatrowe o łącznej mocy 33,2 MW

Farma Wiatrowa Bejsce zwiększyła kapitał zakładowy do 13,2 mln zł

Jednocześnie w wyniku tego podziału podwyższony został kapitał zakładowy Enea Trading z kwoty 61 206 000 zł do kwoty 109 379 000 zł, poprzez utworzenie 48 173 nowych udziałów (rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 1 lipca 2025 r.).

2.2. Zdarzenia po okresie sprawozdawczym

• 8 sierpnia 2025 r. w wyniku realizacji opcji call 17 (nabycie akcji) na Enea S.A. zostało przeniesionych 375 000 akcji. Po realizacji ww. transakcji Enea S.A. posiada 40 870 024 akcje, a udział Enea S.A. w kapitale zakładowym Polimex Mostostal S.A. wynosi 16,29%.
• 19 sierpnia 2025 r. na Nadzwyczajnym Zgromadzeniu Wspólników spółki Enea Elkogaz podjęto:
  • warunkową uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego Enea Elkogaz o kwotę 14 000 000 zł tj. do kwoty 108 000 000 zł - poprzez utworzenie 140 000 nowych udziałów o wartości nominalnej 100 zł każdy, poprzez wniesienie przez Enea S.A. wkładu pieniężnego w wysokości 1 400 000 000 zł, przy czym kwota 14 000 000 zł zostanie przeznaczona na kapitał zakładowy Enea Elkogaz, a kwota 1 386 000 000 zł na kapitał zapasowy Enea Elkogaz,
  • warunkową uchwałę w sprawie wydania przez Enea Elkogaz polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP - notice to proceed) Generalnemu Wykonawcy Çalk Enerji Sanayi ve Ticaret A.Ş.

Warunki zawieszające ww. uchwały zostały spełnione 29 sierpnia 2025 r. i w związku z tym, uchwały weszły w życie. 29 sierpnia 2025 r. Zarząd Enea Elkogaz wydał polecenie rozpoczęcia prac Generalnemu Wykonawcy.

• 24 sierpnia 2025 r. zawiązana została spółka Enea Połaniec Peak sp. z o.o. z siedzibą w Zawadzie. Przedmiotem działalności spółki będzie budowa szczytowych jednostek gazowych (OCGT). Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania Enea S.A., która będzie 100% udziałowcem spółki, nie objęła jeszcze udziałów oraz nie dokonano wpłaty na kapitał zakładowy nowo zawiązanej spółki.
• 27 sierpnia 2025 r. odbyły się Nadzwyczajne Zgromadzenia Wspólników spółek: PV Genowefa, PRO-WIND, PV Tykocin, na których zostały podjęte uchwały w sprawie połączenia tych spółek z Enea Nowa Energia oraz został złożony wniosek do KRS. Po rejestracji w KRS spółki: PV Genowefa, PRO-WIND, PV Tykocin zostaną połączone z Enea Nowa Energia.
• 1 września 2025 r. do Starostwa powiatowego w Kozienicach został złożony wniosek o wydanie decyzji pozwolenie na Budowę bloków gazowo-parowych.

2.3. Struktura Grupy Kapitałowej Enea – stan na 30 czerwca 2025 r.

W obrębie GK Enea funkcjonuje 6 wiodących obszarów działalności, tj.: Wydobycie, Wytwarzanie Konwencjonalne, Wytwarzanie OZE i Ciepło, Dystrybucja i Obrót. W strukturze Grupy zawarto również pozostałe spółki bezpośrednio i pośrednio zależne od Enei oraz spółki, w których Enea posiada udziały mniejszościowe.

W dokumencie nazwy spółek mogą być pokazywane bez skróconej formy organizacyjno-prawnej, a ilekroć jest mowa o "Spółce" lub "Emitencie", rozumie się przez to Enea S.A. Ponadto w dokumencie może być zamiennie używane sformułowanie Grupa Kapitałowa Enea w formie skrótowym Grupa Enea, co wynika z wprowadzonej w Kodeksie Grupy Enea ujednoliconej definicji.

GK Enea to 6 głównych obszarów odpowiedzialnych za działalność operacyjną Grupy oraz kilkadziesiąt spółek zależnych wspierających realizację

celów biznesowych Enea

Zarząd Enei

tworzą menedżerowie będący ekspertami

w dziedzinie energetyki, ekonomii oraz zarządzania

doświadczenie zdobywali pracując w krajowych oraz

przedsiębiorstwem, którzy swoje bogate

międzynarodowych

energetycznych

koncernach

2.4. Skład osobowy Zarządu i Rady Nadzorczej Skład osobowy Zarządu

Grzegorz Kinelski Prezes Zarządu

Menedżer z ponad 30-letnim doświadczeniem w sektorze energetycznym, zdobywanym m.in. w Vattenfall, Tauronie, Enei, PKP Energetyka i Veolii. Specjalizuje się w handlu energią i gazem, restrukturyzacji i zarządzaniu dużymi organizacjami. Doktor nauk ekonomicznych, nauczyciel akademicki i autor publikacji. W Grupie Enea odpowiada za całość działalności Spółki i Grupy Kapitałowej. W Grupie Enea odpowiada za całość działalności Spółki i Grupy Kapitałowej.

Dalida Gepfert Członek Zarządu ds. Korporacyjnych

Menedżerka z doświadczeniem w finansach i energetyce, specjalizująca się między innymi w restrukturyzacji, zarządzaniu zmianą i transformacji biznesowej. Pełniła funkcje zarządcze m.in. w Vattenfall, PZU, Enei i Veolii, gdzie była prezeską spółek energetycznych. Absolwentka Finansów i Bankowości, posiada tytuł Executive MBA i CPA.

W Grupie Enea odpowiada za nadzór właścicielski, zasoby ludzkie i relacje ze związkami zawodowymi.

Bartosz Krysta Członek Zarządu ds. Handlowych

Doktor nauk ekonomicznych z 27-letnim doświadczeniem w handlu energią i zarządzaniu portfelem. Pracował m.in. w Vattenfall, Tauronie, Enei Trading, Zarmen Energia oraz Veolii Energia Warszawa, gdzie odpowiadał za obszary handlowe i rozwój działalności.

W Grupie Enea nadzoruje obrót energią, obsługę klientów oraz regulacje branżowe.

Marek Lelątko Członek Zarządu ds. Finansowych

Manager z ponad 25-letnim doświadczeniem w finansach i energetyce. Pracował m.in. w Vattenfall, Tauronie, Enei Operator i PKP Energetyka (inwestycja CVC Capital Partners), gdzie odpowiadał za finanse, controlling, strategię i obrót energią. Absolwent Uniwersytetu Ekonomicznego w Katowicach, posiada tytuł Executive MBA.

W Grupie Enea nadzoruje finanse, księgowość, controlling, ryzyko i teleinformatykę.

GK Enea | 11

13 lutego 2025 r. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Enei podjęło uchwały, na mocy których w skład Rady Nadzorczej Enei XI kadencji powołani zostali: Pani Monika Bartoszewicz i Pan Michał Kempa.

Skład osobowy Rady Nadzorczej

Na dzień 1 stycznia 2025 r.
Imię i nazwisko	Funkcja
Ewa Bagińska	Przewodnicząca Rady Nadzorczej
Monika Starecka	Wiceprzewodnicząca Rady Nadzorczej
Mariusz Pliszka	Sekretarz Rady Nadzorczej
Mariusz Damasiewicz	Członek Rady Nadzorczej Członek Rady Nadzorczej
Michał Gniatkowski
Agata Ewa Michalska-Olek	Członek Rady nadzorczej
Mariusz Romańczuk	Członek Rady Nadzorczej
Zbigniew Szymczak	Członek Rady Nadzorczej

13 lutego 2025 r.

Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Enei podjęło uchwały, na mocy których w skład Rady Nadzorczej Enei XI kadencji powołani zostali: Pani Monika Bartoszewicz i Pan Michał Kempa

Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania
Imię i nazwisko	Funkcja
Ewa Bagińska	Przewodnicząca Rady Nadzorczej
Monika Starecka	Wiceprzewodnicząca Rady Nadzorczej
Mariusz Pliszka	Sekretarz Rady Nadzorczej
Monika Bartoszewicz	Członek Rady Nadzorczej
Mariusz Damasiewicz	Członek Rady Nadzorczej
Michał Gniatkowski	Członek Rady Nadzorczej
Michał Kempa	Członek Rady Nadzorczej
Agata Ewa Michalska-Olek	Członek Rady nadzorczej
Mariusz Romańczuk	Członek Rady Nadzorczej
Zbigniew Szymczak	Członek Rady Nadzorczej

2.5. Obszary biznesowe GK Enea

2.6. Finansowanie

2.6.1. Źródła finansowania zewnętrznego – obligacje i kredyty

Zadłużenie nominalne wyniosło na dzień 30 czerwca 2025 r. 6,18 mld zł

Enea realizuje program inwestycyjny, wykorzystując nadwyżki finansowe z prowadzonej działalności gospodarczej oraz zadłużenie zewnętrzne. GK Enea realizuje model finansowania inwestycji, w którym pozyskuje środki finansowe ze źródeł zewnętrznych i dystrybuuje je do spółek zależnych. W dalszych działaniach Enea koncentruje się na zapewnieniu odpowiedniej dywersyfikacji zewnętrznych źródeł finansowania dla zaplanowanych inwestycji.

Zadłużenie nominalne Enei z tytułu służących finansowaniu programu inwestycyjnego obligacji oraz kredytów na 30 czerwca 2025 r. wyniosło łącznie 6 176 mln zł, w tym kredyty długoterminowe 3 626 mln zł oraz obligacje 2 550 mln zł.

W I półroczu 2025 r. spółki GK Enea nie wypowiadały umów kredytów oraz pożyczek.

Poniżej zamieszczono wykorzystanie dostępnych umów kredytowych oraz programów emisji obligacji, z tytułu których Enea miała zobowiązania na 30 czerwca 2025 r.

Źródło zobowiązania	Przeznaczenie	Wartość emisji/umowy	Data wykupu/ostatecznej spłaty	Kwota zobowiązania na dzień bilansowy [nominalnie]	Wartość finansowania dostępna na dzień bilansowy	Oprocentowanie	Dodatkowe informacje
Umowa programowa dotycząca Programu	Wydatki inwestycyjne oraz bieżąca działalność podmiotów z GK Enea	1 000 mln zł	maj 2027 r.	1 000 mln zł	3 000 mln zł	Zmienne WIBOR 6M	Program rynkowy niegwarantowany – finansowanie powiązane ze zrównoważonym
Emisji Obligacji do kwoty 5 000 mln zł		1 000 mln zł	maj 2030 r.	1 000 mln zł		+ marża	rozwojem lub transformacją w kierunku działalności zeroemisyjnej
Umowa kredytów z konsorcjum banków do łącznej kwoty 2 500 mln zł	Kredyt B – finansowanie bieżącej działalności oraz kapitału obrotowego	1 000 mln zł	styczeń 2028 r.	-	1 000 mln zł	Zmienne WIBOR 6M + marża	Finansowanie konsorcjalne, kredyt rewolwingowy, finansowanie niezabezpieczone
Umowa Kredytowa z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym do kwoty 1 000 mln zł	Finansowanie rozwoju i modernizacji infrastruktury sieci dystrybucyjnej GK Enea	1 000 mln zł	czerwiec 2042 r.	100 mln zł	900 mln zł*	Stałe lub zmienne WIBOR 6M + marża	Kredyt inwestycyjny Electricity Distribution II – B
Umowa kredytu odnawialnego z Bankiem Pekao S.A. oraz PKO Bankiem Polskim S.A.	Finansowanie i refinansowanie nakładów inwestycyjnych w segmencie odnawialnych źródeł energii	1 000 mln zł	luty 2030 r.	-	1 000 mln zł	Zmienne WIBOR 6M + marża	Finansowanie konsorcjalne, kredyt rewolwingowy, finansowanie niezabezpieczone
Umowa kredytu odnawialnego z BGK	Finansowanie i refinansowanie nakładów inwestycyjnych w segmencie odnawialnych źródeł energii	1 000 mln zł	grudzień 2029 r.	-	1 000 mln zł	Zmienne WIBOR 6M + marża	Kredyt rewolwingowy, finansowanie niezabezpieczone
Umowa Pożyczki z BGK ze środków KPO**	Rozwój elektroenergetycznej infrastruktury dystrybucyjnej	9 128 mln zł	maj 2050 r.	-	9 128 mln zł	Stałe	Pożyczka ze środków Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności, w ramach Inwestycji G3.1.4

* Enea S.A. wypłaciła środki w wysokości 900 mln zł z Umowy Kredytowej zawartej z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym w lipcu 2025 r.

** 21 maja 2025 r. Enea zawarła z Bankiem Gospodarstwa Krajowego umowę pożyczki w kwocie ok 9,13 mld zł . Pożyczka została udzielona ze środków Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności, w ramach Inwestycji G3.1.4 pn. "Wsparcie krajowego systemu energetycznego (Fundusz Wsparcia Energetyki)" w ramach komponentu G (RePowerEU). Środki finansowe pochodzące z umowy pożyczki zostaną przeznaczone wyłącznie na refinansowanie wydatków kwalifikowalnych, ponoszonych przez Eneę Operator sp. z o.o., na rozwój elektroenergetycznej infrastruktury dystrybucyjnej na obszarze północnozachodniej Polski ukierunkowany na wzrost jakości i bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej oraz wsparcie procesu transformacji energetycznej poprzez zwiększenie zdolności sieci elektroenergetycznej Enea Operator do współpracy ze źródłami energii odnawialnej, w tym w oparciu o technologie sieci inteligentnej. Zgodnie z warunkami umowy pożyczki w przypadku powiększenia puli środków finansowych w ramach Inwestycji G3.1.4 kwota finansowania udostępnianego Spółce może podlegać podwyższeniu, co wymagać będzie zawarcia stosownych aneksów do umowy. Środki udostępnione w ramach umowy pożyczki są oprocentowane według stałej stopy procentowej wynoszącej 0,5% w skali roku i będą uruchamiane w transzach w latach 2025-2036. Kapitał pożyczki będzie spłacany ratalnie w okresach półrocznych od czerwca 2034 r., przy czym ostateczny termin spłaty to 20 maja 2050 r.

kwoty 2 500 mln zł

Dystrybucji i wytwarzania odnawialnych źródeł

energii

Poniżej zamieszczono wykorzystanie umów kredytowych oraz programów emisji obligacji, z tytułu których Enea miała zobowiązania na 30 czerwca 2025 r., a których okres dostępności zakończył się.

Dodatkowo, poza wymienionymi kredytami i obligacjami, Enea posiada krótkoterminowe kredyty obrotowe, które mogą być przeznaczone na finansowanie działalności bieżącej. Szczegółowe informacje ujęte zostały w nocie 17 w Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej Enea za okres od 1 stycznia do 30 czerwca 2025 r.

Dodatkowe informacje	Oprocentowanie	Kwota zobowiązania na dzień bilansowy [nominalnie]	Ostateczna data wykupu/spłaty	Wartość umowna	Przeznaczenie	Źródło zobowiązania
Gwarant emisji: Bank Gospodarstwa	Zmienne WIBOR 6M + marża	360 mln zł	grudzień 2026 r.	do 1 000 mln zł	Finansowanie bieżącej działalności	Umowa programowa dotycząca Programu Emisji Obligacji
Krajowego finansowanie niezabezpieczone	Zmienne WIBOR 6M + marża	190 mln zł	wrzesień 2027 r.	do 700 mln zł	oraz potrzeb inwestycyjnych
	Zmienne WIBOR 6M + marża	257 mln zł	wrzesień 2028 r.	do 950 mln zł	Finansowanie	Umowy Kredytowe z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym
Finansowanie	Stałe lub zmienne WIBOR 6M + marża	192 mln zł	czerwiec 2030 r.	do 475 mln zł	wieloletniego planu inwestycyjnego dotyczącego modernizacji i rozbudowy sieci energetycznych Enei Operator
niezabezpieczone	Stałe lub zmienne WIBOR 6M + marża	527 mln zł	wrzesień 2032 r.	do 946 mln zł
	Stałe lub zmienne WIBOR 6M + marża	1 000 mln zł	czerwiec 2042 r.	do 1 000 mln zł
Finansowanie konsorcjalne, kredyt inwestycyjny, finansowanie	Zmienne WIBOR 6M + marża	1 500 mln zł	styczeń 2028 r.	1 500 mln zł	Kredyt A – finansowanie i refinansowanie nakładów inwestycyjnych w segmencie	Umowa kredytów z konsorcjum banków do łącznej

Wykorzystanie źródeł finansowania zewnętrznego przez pozostałe spółki GK Enea

Łączna suma zewnętrznego zadłużenia nominalnego z tytułu zaciągniętych pożyczek przez spółki z GK Enea (z wyłączeniem Enei) na 30 czerwca 2025 r. wyniosła 11 524 tys. zł. W 2025 r. spółki z GK Enea nie wypowiadały umów pożyczek.

Data początkowa	Ostateczny termin spłaty	Spółka	Rodzaj finansowania	Wartość umowy [tys. zł]	Kwota zaciągniętej pożyczki w 2025 r. [tys. zł]	Oprocentowanie	Zadłużenie z tyt. pożyczki na 30 czerwca 2025 r. [tys. zł]
październik 2013 r.	wrzesień 2028 r.	PEC Oborniki	pożyczka WFOŚiGW	3 500	0	Stawka bazowa + marża	592
kwiecień 2016 r.	grudzień 2026 r.	Enea Ciepło	pożyczka NFOŚiGW	60 075	0	Stawka bazowa + marża	10 602
kwiecień 2020 r.	maj 2027 r.	Enea Operator	pożyczka WFOŚiGW	1 429	0	Stawka bazowa + marża	330

niezabezpieczone

2.6.2. Finansowanie wewnątrzgrupowe – obligacje i pożyczki

Wewnątrzgrupowe programy emisji obligacji

Wartość wewnątrzgrupowych programów emisji obligacji w Obszarze Dystrybucji wyniosła 2,37 mld zł na dzień 30 czerwca 2025 r.

GK Enea przyjęła model finansowania inwestycji, prowadzonych przez spółki zależne od Enei, poprzez finansowanie wewnątrzgrupowe. Enea pozyskuje na rynku finansowym długoterminowe środki pieniężne poprzez zaciąganie kredytów lub emisję obligacji, które następnie dystrybuuje wewnątrz GK Enea.

Aktualnie Enea w Obszarze Dystrybucji ma zawarte wewnątrzgrupowe programy emisji obligacji o łącznej wartości 2 371 mln zł. Programy te są w całości wykorzystane i wykupywane w ratach. Na dzień 30 czerwca 2025 r. łączne nominalne zaangażowanie z tytułu objętych przez Enea obligacji wyemitowanych w ramach wymienionych programów wyniosło 977 mln zł.

Spółka	Źródło zobowiązania	Data zawarcia	Wartość umowna	Zobowiązanie na dzień bilansowy (nominalnie)	Ostateczna data wykupu/spłaty	Dodatkowe informacje
Enea	Umowa programowa dotycząca Programu Emisji Obligacji	czerwiec 2013 r.	1 425 mln zł	449 mln zł	Uzależniona od terminów emisji serii obligacji, jednak nie później niż czerwiec 2030 r.	Program w całości wykorzystany. Oprocentowanie obligacji w zależności od serii jest oparte na stałej lub zmiennej stopie procentowej. Spłata w półrocznych ratach kapitałowych począwszy od czerwca 2017 r.
Operator	Wykonawcza umowa Programu Emisji Obligacji	lipiec 2015 r.	946 mln zł	527,5 mln zł	Uzależniona od terminów emisji serii obligacji, jednak nie później niż wrzesień 2032 r.	Program w całości wykorzystany. Oprocentowanie obligacji jest oparte na zmiennej stopie procentowej. Spłata w półrocznych ratach począwszy od grudnia 2018 r.

Pożyczki wewnątrzgrupowe

Stan zadłużenia nominalnego spółek wobec Enea na 30 czerwca 2025 r. wynosił łącznie 7 244 840 tys. zł, szczegółowe informacje nt. obowiązujących w 2025 r. umów pożyczek prezentuje poniższa tabela (przy czym wartości podane w kolumnach: Wartość umów/umowy oraz Zadłużenie z tytułu pożyczki na 30 czerwca 2025 r. obejmują sumę kwot wynikających z wszystkich zawartych umów pomiędzy Eneą a daną spółką):

Data początkowa	Ostateczny termin spłaty	Spółka	Wartość umów/ umowy [tys. zł]	Kwota zaciągniętej pożyczki w 2025 r. [tys. zł]	Oprocentowanie	Zadłużenie z tyt. pożyczki na 30 czerwca 2025 r. [tys. zł]
czerwiec 2021 r.	styczeń 2044 r.	Enea Operator	5 898 562	0	Stawka bazowa + marża, stałe	4 858 562
styczeń 2020 r.	grudzień 2026 r.	Enea Wytwarzanie	2 200 000	0	Stawka bazowa + marża	0
luty 2020 r.	grudzień 2026 r.	Enea Elektrownia Połaniec	500 000	0	Stawka bazowa + marża	0
czerwiec 2021 r.	grudzień 2031 r.	MEC Piła	15 000	0	Stawka bazowa + marża	6 329
sierpień 2023 r.	czerwiec 2039 r.	PRO-WIND	20 011	632	Stawka bazowa + marża, stałe	18 611
wrzesień 2023 r.	czerwiec 2030 r.	PV Genowefa	119 471	0	Stawka bazowa + marża, stałe	111 338
grudzień 2023 r.	grudzień 2035 r.	Enea Nowa Energia	2 700 000	2 050 000	Stawka bazowa + marża	2 250 000
sierpień 2023 r.	czerwiec 2026 r.	Enea Trading	100 000 EUR	118 050	Stawka bazowa + marża, zmienne	0

Enea Wytwarzanie i Enea Elektrownia Połaniec dokonały przedterminowych spłat znaczących kwot zadłużenia

31 marca 2025 r. Enea zawarła z PRO-WIND aneks nr 2 do umowy pożyczki na kwotę 17 500 tys. zł z 23 sierpnia 2023 r., na mocy którego dokonano zwiększenia kwoty pożyczki o 632 tys. zł bez zmiany ostatecznego terminu spłaty pożyczki,

7 kwietnia 2025 r. Enea Wytwarzanie dokonała przedterminowej spłaty całego pozostającego do spłaty kapitału w kwocie 1 782 034 tys. zł z tytułu pożyczki udzielonej spółce Enea Wytwarzanie przez Eneę w 2020 r.

Enea zawarła ze spółką Enea Nowa Energia umowy pożyczek do 2 mld zł

8 kwietnia 2025 r. Enea Elektrownia Połaniec dokonała przedterminowej spłaty całego kapitału w kwocie 500 000 tys. zł z tytułu pożyczki udzielonej spółce Enea Elektrownia Połaniec przez Eneę w 2020 r.

14 kwietnia 2025 r. Enea zawarła ze spółką Enea Nowa Energia umowę pożyczki w kwocie do 1 000 000 tys. zł. W ramach przedmiotowej umowy w kwietniu 2025 r. uruchomiona została transza pożyczki na kwotę 850 000 tys. zł, a w maju 2025 r. uruchomiona została transza pożyczki na kwotę 150 000 tys. zł. Tym samym Enea Nowa Energia wykorzystała w całości dostępną kwotę pożyczki.

5 maja 2025 r. Enea zawarła ze spółką Enea Nowa Energia umowę pożyczki w kwocie do 1 000 000 tys. zł. W ramach przedmiotowej umowy w maju 2025 r. uruchomiona została jedna transza pożyczki na kwotę 900 000 tys. zł.

16 czerwca 2025 r. Enea zawarła ze spółką PV Genowefa Aneks nr 1 do umowy pożyczki w kwocie do 95 000 tys. zł. Na podstawie Aneksu nr 1 zmodyfikowany został harmonogram spłaty pożyczki, przy czym ostateczny termin spłaty pożyczki pozostał niezmieniony.

Po dniu bilansowym, tj. 16 lipca 2025 r., uruchomiona została przez Eneę Operator transza pożyczki na kwotę 900 000 tys. zł i tym samym Enea Operator wykorzystała w całości dostępną kwotę z tytułu umowy pożyczki na 2 000 000 zł, zawartej w 2024 r.

Po dniu bilansowym, tj. 21 lipca 2025 r., w ramach umowy pożyczki z 5 maja 2025 r. uruchomiona została przez Eneę Nowa Energia transza pożyczki na kwotę 100 000 tys. zł i tym samym Enea Nowa Energia wykorzystała w całości dostępną kwotę pożyczki.

2.6.3. Udzielone i otrzymane poręczenia oraz gwarancje

GK Enea w II kwartale 2025 r. nie udzieliła zabezpieczeń w formie poręczeń i gwarancji korporacyjnych

Łączna wartość pozycji pozabilansowych z tytułu udzielonych przez Eneę poręczeń oraz gwarancji korporacyjnych na 30 czerwca 2025 r. wynosiła 10 669 154 tys. zł.

Łączna wartość pozycji pozabilansowych z tytułu udzielonych na zlecenie Enei gwarancji bankowych na 30 czerwca 2025 r. wynosiła 347 986 tys. zł. W tabeli poniżej przedstawiono najistotniejsze kwotowo gwarancje bankowe, udzielone na zlecenie Enei w 2025 r. w ramach zawartych umów na gwarancje bankowe (próg istotności = lub > 10 mln zł):

Data udzielenia zabezpieczenia	Data obowiązywania zabezpieczenia	Podmiot, na rzecz którego udzielono zabezpieczenia	Cel zawarcia umowy	Forma zabezpieczenia	Udzielona kwota zabezpieczenia [tys. zł]
1 stycznia 2025 r.	31 grudnia 2025 r.	PSE S.A.	Gwarancja należytego wykonania umowy	W ramach linii gwarancyjnej do kwoty 900 000 tys. zł	40 000
8 stycznia 2025 r.	7 stycznia 2026 r.	PSE S.A.	Gwarancja zapłaty	W ramach linii gwarancyjnej do kwoty 900 000 tys. zł	55 339
10 marca 2025 r.	31 grudnia 2025 r.	IRGiT S.A.	Gwarancja zapłaty	W ramach linii gwarancyjnej do kwoty 900 000 tys. zł	50 000

Na dzień 30 czerwca 2025 r. łączna wartość ekspozycji Enei dotycząca obligacji oraz kredytów zabezpieczonych instrumentami IRS wyniosła 2,58 mld zł, a wartość kredytów na stałej stopie procentowej wyniosła 1,38 mld zł (poziom zabezpieczenia stopy ryzyka 65%)

2.6.4. Wykorzystywane instrumenty finansowe – zabezpieczenie ryzyka stopy procentowej i ryzyka walutowego

Transakcje zabezpieczające ryzyko stopy procentowej

Enea realizuje strategię zabezpieczenia ryzyka stopy procentowej, której głównym celem jest zabezpieczenie przepływów pieniężnych wynikających z zawartych umów o finansowanie. Przyjęta strategia zakłada ograniczenie zagrożenia wpływu na wynik finansowy zmian w przepływach pieniężnych wynikających z ryzyka zmian stóp procentowych na rynku w określonym horyzoncie czasu.

W I półroczu 2025 r. Enea nie zawierała nowych transakcji zabezpieczających ryzyko stopy procentowej (IRS). Na 30 czerwca 2025 r. łączna wartość ekspozycji Enei dotycząca obligacji i kredytów zabezpieczona transakcjami IRS wyniosła 2 576 400 tys. zł. Ponadto Enea posiada kredyty zaciągnięte na stałej stopie procentowej o łącznej wartości 1 379 115 tys. zł. Zawarte transakcje wpływają w istotny sposób na przewidywalność strumieni wydatków i kosztów finansowych. Spółka prezentuje wycenę tych instrumentów w pozycji: Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej.

Instrumenty pochodne są traktowane jako zabezpieczenie przepływów, w związku z czym są ujmowane i rozliczane w księgach z zastosowaniem zasad dotyczących rachunkowości zabezpieczeń.

Na 30 czerwca 2025 r. aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej, dotyczące wyceny IRS, wyniosły 598 tys. zł (na 31 grudnia 2024 r. aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej, dotyczące wyceny IRS, wyniosły 24 695 tys. zł).

Transakcje zabezpieczające ryzyko walutowe

W I półroczu 2025 r. Enea nie zawierała nowych transakcji zabezpieczających ryzyko walutowe FX Forward. Na 30 czerwca 2025 r. zobowiązania finansowe wyceniane w wartości godziwej, dotyczące wyceny transakcji FX Forward, wyniosły 88 tys. zł. (na 31 grudnia 2024 r. zobowiązania finansowe wyceniane w wartości godziwej, dotyczące wyceny transakcji FX Forward, wyniosły 63 tys. zł.).

Szczegółowe informacje dotyczące transakcji zawieranych przez spółki z Grupy ujęte zostały w nocie 17 w Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej Enea za okres od 1 stycznia do 30 czerwca 2025 r.

2.6.5. Transakcje z podmiotami powiązanymi

W I półroczu 2025 r. Enea oraz jednostki od niej zależne nie zawierały z podmiotami powiązanymi transakcji na warunkach nierynkowych

W I półroczu 2025 r. Enea oraz jednostki od niej zależne nie zawierały z podmiotami powiązanymi transakcji na warunkach nierynkowych. Informacje o transakcjach z podmiotami powiązanymi, zawartych przez Eneę 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 czerwca 2025 r.

2.7. Akcje i akcjonariat

2.7.1. Struktura kapitału i akcjonariatu

Wysokość kapitału zakładowego Enei na 30 czerwca 2025 r. oraz na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania wynosi 529 731 093 zł i dzieli się na 529 731 093 akcje zwykłe na okaziciela o wartości nominalnej 1 zł każda. Ogólna liczba głosów wynikających ze wszystkich wyemitowanych akcji Emitenta odpowiada liczbie akcji i wynosi 529 731 093 głosy. Wszystkie akcje Spółki są akcjami zdematerializowanymi na okaziciela, zarejestrowanymi w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych.

Kapitał zakładowy Spółki dzieli się na:

• 295 987 473 akcje zwykłe na okaziciela serii "A",
• 41 638 955 akcji zwykłych na okaziciela serii "B",
• 103 816 150 akcji zwykłych na okaziciela serii "C",
• 88 288 515 akcji zwykłych na okaziciela serii "D".

Od dnia publikacji poprzedniego raportu okresowego, tj. raportu za I kwartał 2025 r., według wiedzy Enei nie miała miejsca istotna zmiana udziału w strukturze akcjonariuszy Emitenta.

Poniższa tabela przedstawia strukturę akcjonariatu Enei na dzień sporządzenia raportu okresowego za I półrocze 2025 r.

Akcjonariusz	Liczba akcji / 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%

Dynamika wzrostowa kursu akcji Enei

wynikała z realizowanej strategii, dodatkowo Spółka wypłaciła pierwszą od 8 lat dywidendę

2.7.2. Notowania akcji Enei na Giełdzie Papierów Wartościowych

Akcje Enei S.A. notowane są na Giełdzie Papierów Wartościowych (GPW) od 17 listopada 2008 r. Spółka jest obecnie notowana w ramach indeksu mWIG40, a także m.in. WIG-Energia i WIG-Poland.

W I półroczu 2025 r. kurs akcji Enei charakteryzował się dynamiką wzrostową. W analizowanym okresie miały miejsce istotne wydarzenia korporacyjne, które miały wpływ na notowania Spółki, wśród których najbardziej istotne dla inwestorów okazały się informacje o opublikowanej 12 maja 2025 r. rekomendacji wypłaty dywidendy oraz jej zatwierdzenie przez Walne Zgromadzenie Enei 26 czerwca 2025 r. Pozytywna reakcja inwestorów na pierwszą od 8 lat dywidendę w spółce energetycznej z udziałem Skarbu Państwa przyczyniła się do istotnego wzrostu kursu akcji. Wpływ na notowania Spółki miały również działania rozwojowe w segmencie OZE. W I półroczu 2025 r. kurs akcji Enei wzrósł z 12,91 zł do 19,56 zł, tj. o 6,65 zł, czyli o 52%. Najwyższy kurs zamknięcia akcje osiągnęły ostatniego dnia I półrocza 2025 r., tj. 30 czerwca (19,56 zł), natomiast najniższy – 2 stycznia 2025 r. (13,00 zł).

	I pół. 2025 r.
Liczba akcji [szt.]	529 731 093
Kurs zamknięcia – minimum [zł]	13,00
Kurs zamknięcia – maksimum [zł]	19,56
Kurs na koniec okresu [zł]	19,56
Kurs na koniec poprzedniego okresu [zł]	12,91
Średni wolumen [szt.]	523 036

W I półroczu 2025 r. kurs akcji Enei wzrósł z 12,91 zł do 19,56 zł (wzrost o 52%)

2.8. Wykaz akcji i uprawnień do akcji Enei w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących

Imię i nazwisko	Funkcja	Liczba akcji Enei na 20 maja 2025 r. wartość nominalna (zł)	Liczba akcji Enei na 8 września 2025 r. wartość nominalna (zł)
Mariusz Pliszka	Członek Rady Nadzorczej	3 880	3 880

Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania pozostałe osoby zarządzające oraz nadzorujące nie posiadają akcji Enei.

Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania osoby zarządzające i nadzorujące nie posiadają uprawnień do akcji Enei oraz nie posiadają akcji lub udziałów w podmiotach zależnych Enei.

3. Otoczenie rynkowe

3.1. Ceny węgla energetycznego na rynkach polskim i europejskim

API 2

Średnia wartość notowań indeksu API 2 w I półroczu 2025 r. wyniosła 15,72 zł/GJ, odnotowując spadek 9,4% wobec analogicznego okresu 2024 r. Na koniec czerwca br. średnia miesięczna cena węgla wyniosła 15,23 zł/GJ i była niższa o 20,7% aniżeli rok wcześniej.

58

I półrocze 2025 r. przyniosło globalną kontynuację spadków cen węgla poniżej poziomów odnotowanych na koniec 2024 r. Krajowe ceny węgla energetycznego w I półroczu 2025 r. ukształtowały się średnio na poziomie 16 zł/GJ. Średnie miesięczne ceny węgla wysokoenergetycznego oscylowały w przedziale 17-14 zł/GJ wskazując na wyhamowanie aktywności handlowo-rynkowej w obszarze europejskiego rynku SPOT w tym okresie.

3.2. Sytuacja w krajowym sektorze górnictwa węgla kamiennego

Trendy w polskim górnictwie wskazują na ogólne spadki wydobycia i sprzedaży. Jednocześnie obserwuje się proces cyfryzacji i dążenie do automatyzacji w kopalniach oraz wzrost zainteresowania zrównoważonym górnictwem i technologiami przyjaznymi dla środowiska. W I półroczu 2025 r. odnotowano istotne zmiany w strukturze grup ładunków w kolejowych przewozach towarowych, w tym węgla kamiennego, którego przewozy spadły o blisko 13 mln ton¹ . Wyzwaniem dla branży pozostają wymogi i regulacje unijne zawarte w zapisach Zielonego Ładu. Zakłada się szybsze tempo transformacji energetycznej i wzrosty nakładów inwestycyjnych w rozwój niskoemisyjnych źródeł wytwarzania przy równolegle stopniowym odchodzeniu od węgla.

Wraz z rekonstrukcją rządu polskiego nastąpiła likwidacja Ministerstwa Przemysłu zajmującego się dotychczas wyłącznie sektorem górnictwa. Regulacje dla górnictwa przejdą do Ministerstwa Energii.

¹UTK o grupach ładunków. Tąpnięcie w przewozach węgla kamiennego – Rynek Kolejowy

3.3. Ceny energii na rynku polskim

Na hurtowym rynku terminowym energii elektrycznej cena najbardziej istotnego produktu – tj. BASE Y-26 spadła w II kwartale 2025 r. o 13%, do średniego poziomu 413,05 zł/MWh, w stosunku do analogicznego produktu (tj. BASE Y-25) w II kwartale 2024 r.

Rynkowa cena BASE Y-26 w I półroczu 2025 r. charakteryzowała się umiarkowaną zmiennością. Na początku roku kształtowała się na poziomie 438,75 zł/MWh, następnie cena zaczęła rosnąć do najwyższego poziomu wynoszącego 470,93 zł/MWh, by na koniec czerwca osiągnąć poziom 409,00 zł/MWh.

Na kształtowanie się ceny BASE Y-26 w II kwartale 2025 r. wpływ miały mi.in. zmiany cen na rynku paliw i uprawnień do emisji CO2.

W I półroczu 2025 r. wolumen obrotu frontowym produktem rocznym tj. BASE Y-26 wyniósł 1 358 MW, co oznacza spadek w porównaniu do I półrocza 2024 r., kiedy w ramach kontraktacji BASE Y-25 zawarto transakcje opiewające łącznie na 1 898 MW (spadek o 28,5% r/r). Średni wolumen kontraktowany na każdej sesji w I półroczu 2024 r. wynosił 15 MW, a w I półroczu 2025 r. spadł do poziomu 11 MW.

Średnia cena energii elektrycznej na rynku SPOT w II kwartale 2025 r. wyniosła 371,73 zł/MWh i była niższa o 5 % w porównaniu do tego samego okresu w 2024 r.

Na poziom cen energii elektrycznej na rynku SPOT w I półroczu 2025 r. wpływ miały następujące czynniki:

• niższe niż, w analogicznym okresie poprzedniego roku, krajowe zużycie energii elektrycznej (czynnik pro-spadkowy),
• niższa niż, w analogicznym okresie poprzedniego roku, generacja z wiatrowych źródeł wytwórczych (czynnik pro-wzrostowy),
• wyższa niż, w analogicznym okresie poprzedniego roku, generacja ze źródeł wytwórczych PV (czynnik pro-spadkowy),
• niższe średnie temperatury powietrza w I półroczu (czynnik pro-wzrostowy w I kwartale oraz pro-spadkowy w II kwartale),
• wyższe niż, w analogicznym okresie poprzedniego roku, poziomy cen uprawnień do emisji CO2 (czynnik pro-wzrostowy).

413,1 443,9 427,8 452,5 473,5 450,1 549,1 638,8 707,3 II kw. 23 III kw. 23 IV kw. 23 I kw. 24 II kw. 24 III kw. 24 IV kw. 24 I kw. 25 II kw. 25 –13%

BASE_Y24/25/26 [zł/MWh]

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

3.4. Ceny uprawnień do emisji CO² oraz praw majątkowych "zielonych"

Początek roku 2025 wiązał się ze wzrostem cen uprawnień do emisji CO2. Pierwsza sesja 2025 r. zamknęła się z ceną kontraktu DEC-25 na poziomie 75,19 EUR/t i była o 2,19 EUR/t wyższa w porównaniu do ostatniej sesji grudnia 2024. Następne sesje przyniosły delikatny spadek cen, jednak od połowy miesiąca, ceny zaczęły wzrastać z kilkoma korektami. Cena na ostatniej, styczniowej sesji wyniosła 83,93 EUR/t i była to najwyższa cena w całym I kwartale. Pierwsza sesja w lutym zakończyła się z ceną o około 3 EUR/t niższą, tj. 80,96 EUR/t. Kolejne sesje utrzymywały ceny powyżej 80 EUR/t, aż do 13 lutego, kiedy cena zamknięcia wyniosła 78,05 EUR/t. Następnie ceny zaczęły stopniowo spadać, aż do osiągnięcia najniższej ceny w całym I kwartale w dniu 6 marca – 67,32 EUR/t. Po osiągnieciu minimum, nastąpiła korekta cen, która po kolejnych pięciu sesjach podniosła ceny kontraktu DEC-25 do cen powyżej 70,00 EUR/t. 19 marca cena wyniosła już 73,44 EUR/t, jednak ostatnia sesja kwartału zamknęła się z ceną 67,98 EUR/t.

Głównymi czynnikami cenotwórczymi EUA w I kwartale roku były ceny gazu, niższe temperatury na początku roku, które sprzyjały większemu wykorzystaniu źródeł emisyjnych do produkcji energii, napływające informacje o unijnych rozwiązaniach dla przemysłu, a także pojawiające się w marcu plany nakładania ceł na produkty importowane z Unii Europejskiej przez USA. Na kształtowanie się cen uprawnień do emisji wpłynęły również rozmowy pomiędzy Unią Europejską, a Wielką Brytanią o planach połączenia systemów handlu emisjami, czy odrzucenie zawieszenia broni przez Rosję w wojnie z Ukrainą.

Pierwsza sesja II kwartału br. zamknęła się ceną 69,86 EUR/t. Kolejne dni przyniosły serię sesji spadkowych, co doprowadziło do osiągnięcia 9 kwietnia dołka cenowego 60,94 EUR/t – najniższej wartości II kwartału. W kolejnych tygodniach obserwowaliśmy umiarkowane wzrosty. Kwiecień zamknął się sesją z ceną 66,55 EUR/t. 7 maja cena przekroczyła barierę 70,00 EUR/t, a następnie do końca miesiąca oscylowała w granicach 70,39-73,41 EUR/t. Notowania czerwcowe rozpoczęły się od sesji zamkniętej na poziomie 70,91 EUR/t, a cena kontraktu pomimo drobnych korekt, notowała wzrosty osiągając 13 czerwca kwartalny szczyt z ceną 75,94 EUR/t. Kolejnym sesjom towarzyszyły spadki i w ostatnim dniu czerwca cena zamknięcia wyniosła 68,97 EUR/t – miesięczne minimum. Średnia cena DEC-25 w II kwartale 2025 r. była o 3% niższa niż średnia cena w analogicznym okresie w roku 2024.

Uprawnienia do emisji CO₂ (DEC-25) [EUR/t]

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

Ceny uprawnień

w II kwartale 2025 r. kształtowane były przez korelację z cenami gazu, niekorzystne prognozy pogodowe dla sektora OZE czy napięcia handlowe pomiędzy USA i Chinami oraz USA i UE dotyczące ceł

W trakcie II kwartału br. ceny uprawnień były kształtowane między innymi przez korelację z cenami gazu, niekorzystne prognozy pogodowe dla sektora OZE czy napięcia handlowe pomiędzy USA i Chinami oraz USA i UE dotyczące polityki nakładania ceł. Impulsy wzrostowe w pierwszej połowie maja mogły być zainicjowane przez wzrost pozycji długich przez instytucje finansowe w oczekiwaniu na zapowiadany szczyt Unia Europejska–Wielka Brytania, który odbył się 19 maja i zapoczątkował nowy etap współpracy klimatycznej między Brukselą a Londynem. Kluczowym elementem deklaracji politycznej było dążenie do powiązania brytyjskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji (UK ETS) z jego unijnym odpowiednikiem (sEU ETS). Ponadto Komisja Europejska opublikowała 28 maja komunikat dotyczący całkowitej liczby uprawnień do emisji w obiegu (ang. Total Number of Allowances in Circulation, w skrócie TNAC) w ramach EU ETS (potocznie nazywany "nadwyżką uprawnień"). Nadwyżka uprawnień w 2024 r. wyniosła ok. 1,148 mld EUA. W związku z tym, zgodnie z mechanizmem rezerwy stabilizacyjnej rynku (MSR), od 1 września 2025 r. do 31 sierpnia 2026 r. do rezerwy zostanie przesuniętych ok. 275,5 mln uprawnień. Skutkuje to proporcjonalnym zmniejszeniem liczby uprawnień dostępnych na aukcjach, co wpływa na podaż na rynku pierwotnym.

Prawa majątkowe "zielone", na rynku sesyjnym TGE, w I kwartale 2025 r. charakteryzowały się niższymi cenami w porównaniu do 2024 r. Średnia cena w I kwartale wyniosła 26,91 zł/MWh i była o 47% niższa, niż średnia cena w analogicznym okresie 2024 r. Średnioważona cena PMOZE_A na pierwszej sesji br. wyniosła 34,35 zł/MWh i była maksymalną wartością w I kwartale 2025 r. 11 marca średnioważona cena praw majątkowych "zielonych" osiągnęła historyczne minimum wynosząc 20,08 zł/MWh.

W I kwartale 2025 r. wystawiono 5,4 TWh oraz umorzono 0,2 TWh "zielonych" świadectw pochodzenia, pozostawiając w rejestrze 23 TWh aktywnych uprawnień na koniec marca br. (o 6 TWh więcej niż na koniec marca 2024 r.).

Prawa majątkowe "zielone"

w I półroczu 2025 r. charakteryzowały się wyraźnie niższymi cenami w porównaniu do analogicznego okresu 2024 r. Średnioważona cena w II kwartale wyniosła 29,45 zł/MWh, co oznacza spadek o 29% względem II kwartału 2024 r. Pierwsza sesja kwietniowa zamknęła się średnią ceną 31,54 zł/MWh, a najwyższa wartość kwartalna została odnotowana 17 kwietnia i wyniosła 34,23 zł/MWh. Najniższa średnioważona cena wystąpiła 10 czerwca, osiągając poziom 24,04 zł/MWh. Z ostatnim dniem czerwca zakończył się okres rozliczeniowy za rok 2024.

Ogólnie, prawa majątkowe "zielone" na rynku sesyjnym TGE w I półroczu 2025 r. charakteryzowały się wyraźnie niższymi cenami w porównaniu do analogicznego okresu roku 2024. Spadki te były kontynuacją trendu zapoczątkowanego w ubiegłym roku.

W II kwartale 2025 r. wystawiono 3,3 TWh, a umorzono 4,2 TWh zielonych świadectw pochodzenia. Na koniec czerwca w rejestrze pozostało 22,1 TWh aktywnych uprawnień, co oznacza o 10,1 TWh więcej niż w analogicznym okresie roku poprzedniego.

4. Informacje o wynikach operacyjnych i finansowych

4.1. Wybrane dane finansowe GK Enea

[tys. zł]	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	16 142 001	14 094 602	-2 047 399	-12,7%	7 757 120	6 505 077	-1 252 043	-16,1%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	2 744 036	2 732 272	-11 764	-0,4%	1 212 938	1 107 000	-105 938	-8,7%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	2 432 098	2 492 415	60 317	2,5%	1 132 314	1 065 070	-67 244	-5,9%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	1 969 697	2 023 031	53 334	2,7%	931 066	868 044	-63 022	-6,8%
EBITDA	3 470 421	3 386 800	-83 621	-2,4%	1 593 213	1 446 017	-147 196	-9,2%
CAPEX	1 332 238	3 452 904	2 120 666	159,2%	891 073	2 834 614	1 943 541	218,1%
Dług netto	2 913 299	550 862	-2 362 437	-81,1%	2 913 299	550 862	-2 362 437	-81,1%
Ekonomiczny dług netto ¹	5 402 588	2 359 158	-3 043 430	-56,3%	5 402 588	2 359 158	-3 043 430	-56,3%
Zysk / (strata) netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	2 280 726	1 925 387	-355 339	-15,6%	1 262 692	873 959	-388 733	-30,8%
Średnioważona liczba akcji [szt.]	529 731 093	529 731 093	-	-	529 731 093	529 731 093	-	-
Zysk / (strata) netto na akcję [zł]	4,31	3,63	-0,68	-15,8%	2,38	1,65	-0,73	-30,7%
Rozwodniony zysk / (strata) na akcję [zł]	4,31	3,63	-0,68	-15,8%	2,38	1,65	-0,73	-30,7%

¹ Zadłużenie skorygowane o przyszłe płatności i rozliczenia za CO²

[tys. zł]	31 grudnia 2024	30 czerwca 2025	Zmiana	Zmiana %
Aktywa razem	39 467 853	36 597 047	-2 870 806	-7,3%
Zobowiązania razem	23 135 035	18 561 115	-4 573 920	-19,8%
Zobowiązania długoterminowe	10 561 619	10 123 059	-438 560	-4,2%
Zobowiązania krótkoterminowe	12 573 416	8 438 056	-4 135 360	-32,9%
Kapitał własny	16 332 818	18 035 932	1 703 114	10,4%
Kapitał zakładowy	676 306	676 306	-	-
Wartość księgowa na akcję [zł]	30,83	34,05	3,22	10,4%
Rozwodniona wartość księgowa na akcję [zł]	30,83	34,05	3,22	10,4%

4.2. Skonsolidowany rachunek zysków i strat

[tys. zł]	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	11 442 552	9 537 090	-1 905 462	-16,7%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	359 471	404 712	45 241	12,6%
Przychody ze sprzedaży gazu	171	2 145	1 974	1 154,4%
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych	2 273 652	2 585 613	311 961	13,7%
Przychody z tytułu opłat przyłączeniowych	70 652	79 141	8 489	12,0%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	6 742	3 042	-3 700	-54,9%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	170 759	182 432	11 673	6,8%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	28 222	30 791	2 569	9,1%
Przychody ze sprzedaży węgla	269 416	267 442	-1 974	-0,7%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	540 094	594 494	54 400	10,1%
Przychody z tytułu oświetlenia drogowego	73 388	77 813	4 425	6,0%
Przychody ze sprzedaży netto	15 235 119	13 764 715	-1 470 404	-9,7%
Rekompensaty	897 749	320 329	-577 420	-64,3%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	9 133	9 558	425	4,7%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	16 142 001	14 094 602	-2 047 399	-12,7%
Amortyzacja	743 004	654 385	-88 619	-11,9%
Koszty świadczeń pracowniczych	1 702 353	1 670 909	-31 444	-1,8%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	4 942 453	3 637 025	-1 305 428	-26,4%
Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży	4 828 769	4 256 113	-572 656	-11,9%
Usługi przesyłowe	313 050	328 507	15 457	4,9%
Inne usługi obce	602 845	627 589	24 744	4,1%
Podatki i opłaty	274 123	300 788	26 665	9,7%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	13 406 597	11 475 316	-1 931 281	-14,4%
Pozostałe przychody operacyjne	119 505	231 778	112 273	93,9%
Pozostałe koszty operacyjne	98 095	137 998	39 903	40,7%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	4 945	27 892	22 947	464,0%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(34 342)	(8 543)	25 799	75,1%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	(16 619)	143	16 762	100,9%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	2 744 036	2 732 272	-11 764	-0,4%
Koszty finansowe	255 193	278 633	23 440	9,2%
Przychody finansowe	109 548	157 290	47 742	43,6%
Zyski / (straty) z pochodnych instrumentów walutowych niewykorzystywanych w rachunkowości zabezpieczeń	(135 716)	(110 697)	25 019	18,4%
Przychody z tytułu dywidend	14	0	-14	-100,0%
Udział w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	-30 591	-7 817	22 774	74,4%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	2 432 098	2 492 415	60 317	2,5%
Podatek dochodowy	462 401	469 384	6 983	1,5%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	1 969 697	2 023 031	53 334	2,7%
EBITDA	3 470 421	3 386 800	-83 621	-2,4%

jednorazowego dot. odszkodowania w LW Bogdanka w wysokości 144,85 mln zł

Główne czynniki zmiany EBITDA GK Enea w I półroczu 2025 r. (spadek o 83,6 mln zł):

(-) spadek przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 1 905,5 mln zł wynika głównie ze spadku średniej ceny oraz wolumenu sprzedaży energii, przy jednoczesnym wzroście przychodów z Mocy Bilansujących

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła o 45,2 mln zł wynika głównie ze wzrostu wolumenu oraz wzrostu średniej ceny sprzedaży

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych o 312,0 mln zł wynika głównie z wyższych stawek opłat w zatwierdzonej taryfie na 2025 r. oraz wyższym wolumenie dystrybucji energii

(+) wzrost przychodów z tytułu Rynku Mocy o 54,4 mln zł głównie w wyniku waloryzacji ceny obowiązku mocowego

(-) spadek przychodów z tytułu rekompensat o 577,4 mln zł – zgodnie z zapisami ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. oraz w 2024 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej [ustawa o limitach zużycia] oraz ustawy z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w latach 2023-2025 r. [ustawa o limitach cen]

(-) w I półroczu 2024 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 897,7 mln zł

(+) w I półroczu 2025 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 320,3 mln zł

(+) spadek kosztów świadczeń pracowniczych o 31,4 mln zł wynika głównie ze zmiany stanu rezerw pracowniczych

(+) spadek kosztów zużycia materiałów i surowców oraz wartości sprzedanych towarów o 1 305,4 mln zł wynika ze spadku kosztów zużycia węgla oraz kosztów emisji CO2, przy jednoczesnym wzroście kosztów zużycia biomasy dla całego Obszaru Wytwarzania

(+) spadek kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu o 572,7 mln zł wynika głównie z niższego wolumenu zakupu energii oraz niższych średnich cen zakupu

(-) wzrost kosztów usług przesyłowych o 15,5 mln zł wynika głównie z wyższych kosztów usług dystrybucji dotyczących obowiązującego modelu rozliczenia z prosumentami

(-) wzrost kosztów usług obcych o 24,7 mln zł wynika głównie ze wzrostu kosztów zadań zlecanych firmom zewnętrznym

(-) wzrost kosztów podatków i opłat o 26,7 mln zł wynika głównie z wyższego podatku od nieruchomości oraz wyższych opłat środowiskowych

(+) wpływ zmiany rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia o 23,0 mln zł:

(+) w I półroczu 2025 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 27,9 mln zł na stratę wynikającą z rozliczenia przez Eneę S.A. jako sprzedawcę z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów

(-) w I półroczu 2024 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 4,9 mln zł na stratę wynikającą z rozliczenia przez Eneę S.A. jako sprzedawcę z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów

(+) wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 98,2 mln zł:

(+) wzrost przychodów z tytułu odszkodowań, kar i grzywien o 144,6 mln zł, głównie wypłata odszkodowania za szkodę powstałą w wyniku wylewu wód podziemnych, która miała miejsce w lutym 2023 r.

(+) wzrost wyniku na likwidacji rzeczowych aktywów trwałych o 25,8 mln zł

(-) wzrost o 16,0 mln zł odpisu aktualizującego uprawnienia do emisji CO2 (wg wyceny na koniec czerwca 2025 r.)

(-) spadek wyceny transakcji terminowych energii i gazu o 15,8 mln zł

(-) wzrost rezerw na potencjalne roszczenia o 15,6 mln zł

Istotne zmiany wpływające na wynik netto:

(+) wpływ amortyzacji niższej o 88,6 mln zł w związku z dokonywanymi odpisami aktualizującymi bilansową wartość posiadanych aktywów

(+) wpływ zmiany wyniku z pochodnych instrumentów walutowych niewykorzystywanych w rachunkowości zabezpieczeń o 25,0 mln zł

(+) zmiana udziału w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych o 22,8 mln zł

(-) wpływ odwróconego w I półroczu 2024 r. odpisu w Segmencie Wytwarzania w wysokości 16,7 mln zł

[tys. zł]	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	5 555 349	4 354 265	-1 201 084	-21,6%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	123 669	144 805	21 136	17,1%
Przychody ze sprzedaży gazu	0	773	773	100,0%
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych	1 103 582	1 245 856	142 274	12,9%
Przychody z tytułu opłat przyłączeniowych	27 964	36 426	8 462	30,3%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	2 424	1 349	-1 075	-44,3%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	110 483	95 794	-14 689	-13,3%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	8 628	12 686	4 058	47,0%
Przychody ze sprzedaży węgla	129 044	123 977	-5 067	-3,9%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	263 389	296 226	32 837	12,5%
Przychody z tytułu oświetlenia drogowego	37 046	38 695	1 649	4,5%
Przychody ze sprzedaży netto	7 361 578	6 350 852	-1 010 726	-13,7%
Rekompensaty	392 090	150 626	-241 464	-61,6%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	3 452	3 599	147	4,3%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	7 757 120	6 505 077	-1 252 043	-16,1%
Amortyzacja	380 203	338 874	-41 329	-10,9%
Koszty świadczeń pracowniczych	862 355	835 613	-26 742	-3,1%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	2 376 335	1 495 994	-880 341	-37,0%
Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży	2 322 435	2 085 847	-236 588	-10,2%
Usługi przesyłowe	141 902	149 175	7 273	5,1%
Inne usługi obce	301 560	347 452	45 892	15,2%
Podatki i opłaty	142 018	151 897	9 879	7,0%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	6 526 808	5 404 852	-1 121 956	-17,2%
Pozostałe przychody operacyjne	40 309	45 909	5 600	13,9%
Pozostałe koszty operacyjne	39 638	46 250	6 612	16,7%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	4 945	18 901	13 956	282,2%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(22 918)	(11 642)	11 276	49,2%
Odpis / (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	72	143	71	98,6%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	1 212 938	1 107 000	-105 938	-8,7%
Koszty finansowe	124 823	139 907	15 084	12,1%
Przychody finansowe	60 189	81 338	21 149	35,1%
Zyski / (straty) z pochodnych instrumentów walutowych niewykorzystywanych w rachunkowości zabezpieczeń	(14 602)	11 302	25 904	177,4%
Przychody z tytułu dywidend	14	0	-14	-100,0%
Udział w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	-1 402	5 337	6 739	480,7%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	1 132 314	1 065 070	-67 244	-5,9%
Podatek dochodowy	201 248	197 026	-4 222	-2,1%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	931 066	868 044	-63 022	-6,8%
EBITDA	1 593 213	1 446 017	-147 196	-9,2%

Główne czynniki zmiany EBITDA GK Enea w II kwartale 2025 r. (spadek o 147,2 mln zł):

Spadek przychodów wynika głównie ze spadku średniej ceny oraz wolumenu sprzedaży energii

(-) spadek przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 1 201,1 mln zł wynika głównie ze spadku średniej ceny oraz wolumenu sprzedaży energii, przy jednoczesnym wzroście przychodów z Mocy Bilansujących

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła o 21,1 mln zł wynika głównie ze wzrostu wolumenu oraz wzrostu średniej ceny sprzedaży

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych o 142,3 mln zł wynika głównie z wyższych stawek opłat w zatwierdzonej taryfie na 2025 r. oraz wyższym wolumenie dystrybucji energii

(+) wzrost przychodów z tytułu Rynku Mocy o 32,8 mln zł głównie w wyniku waloryzacji ceny obowiązku mocowego

(-) spadek przychodów z tytułu rekompensat o 241,5 mln zł – zgodnie z zapisami ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. oraz w 2024 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej [ustawa o limitach zużycia] oraz ustawy z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w latach 2023-2025 r.[ustawa o limitach cen]:

(-) w II kwartale 2024 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 392,1 mln zł

(+) w II kwartale 2025 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 150,6 mln zł

(+) spadek kosztów świadczeń pracowniczych o 26,7 mln zł wynika głównie ze zmiany stanu rezerw pracowniczych

(+) spadek kosztów zużycia materiałów i surowców oraz wartości sprzedanych towarów o 880,3 mln zł wynika ze spadku kosztów zużycia węgla oraz kosztów emisji CO2, przy jednoczesnym wzroście kosztów zużycia biomasy dla całego Obszaru Wytwarzania

(+) spadek kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu o 236,6 mln zł wynika głównie z niższego wolumenu zakupu energii oraz niższych średnich cen zakupu

(-) wzrost kosztów usług przesyłowych o 7,3 mln zł wynika głównie z wyższych kosztów usług dystrybucji dotyczących obowiązującego modelu rozliczenia z prosumentami

(-) wzrost kosztów usług obcych o 45,9 mln zł wynika głównie ze wzrostu jednostkowego kosztu produkcji węgla (w trakcie II kwartału 2025 r. wartość zapasów spadła o 122,4 mln zł, tj. 544 tys. t (nastąpiło zwiększenie kosztów operacyjnych okresu), podczas gdy w trakcie II kwartału 2024 r. wartość zapasów spadła o 89,8 mln zł, tj. 249 tys. t (nastąpiło zwiększenie kosztów operacyjnych okresu)), jednocześnie wzrosły koszty zadań zlecanych firmom zewnętrznym

(-) wzrost kosztów podatków i opłat o 9,9 mln zł wynika głównie z wyższego podatku od nieruchomości

(+) wpływ zmiany rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia o 14,0 mln zł:

(+) w II kwartale 2025 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 18,9 mln zł na stratę wynikającą z rozliczenia przez Eneę S.A. jako sprzedawcę z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów

(-) w II kwartale 2024 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 4,9 mln zł na stratę wynikającą z rozliczenia przez Eneę S.A. jako sprzedawcę z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów

(+) wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 10,3 mln zł – głównie: wzrost wyniku na likwidacji rzeczowych aktywów trwałych, spadek odpisu aktualizującego uprawnienia do emisji CO² (wg wyceny na koniec czerwca 2025 r.), spadek aktualizacja wyceny kontraktów CO²

Istotne zmiany wpływające na wynik netto:

(+) wpływ niższej amortyzacji o 41,3 mln zł w związku z dokonywanymi odpisami aktualizującymi bilansową wartość posiadanych aktywów

(+) wpływ zmiany wyniku z pochodnych instrumentów walutowych niewykorzystywanych w rachunkowości zabezpieczeń o 25,9 mln zł

(+) zmiana udziału w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych o 6,7 mln zł

4.3. Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów

	Na dzień			Zmiana %
Aktywa [tys. zł]	31 grudnia 2024	30 czerwca 2025	Zmiana
Aktywa trwałe	20 339 356	23 484 610	3 145 254	15,5%
Rzeczowe aktywa trwałe	17 955 724	20 645 843	2 690 119	15,0%
Prawo do korzystania ze składnika aktywów	834 829	881 494	46 665	5,6%
Wartości niematerialne	317 912	328 830	10 918	3,4%
Nieruchomości inwestycyjne	20 746	13 795	-6 951	-33,5%
Inwestycje w jednostki stowarzyszone i współkontrolowane	105 711	103 076	-2 635	-2,5%
Aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	851 582	1 181 899	330 317	38,8%
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej	44 920	48 171	3 251	7,2%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności	17 306	89 097	71 791	414,8%
Koszty doprowadzenia do zawarcia umowy	11 586	13 679	2 093	18,1%
Należności z tytułu leasingu i subleasingu finansowego	1 646	1 332	-314	-19,1%
Środki zgromadzone w ramach Funduszu Likwidacji Kopalń	177 394	177 394	-	-
Aktywa obrotowe	19 128 497	13 112 437	-6 016 060	-31,5%
Prawa do emisji CO2	6 952 783	362 175	-6 590 608	-94,8%
Zapasy	1 384 643	1 273 036	-111 607	-8,1%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności	4 647 741	4 361 236	-286 505	-6,2%
Koszty doprowadzenia do zawarcia umowy	16 836	16 165	-671	-4,0%
Aktywa z tytułu umów z klientami	455 963	451 159	-4 804	-1,1%
Należności z tytułu leasingu i subleasingu finansowego	2 188	2 150	-38	-1,7%
Należności z tytułu bieżącego podatku dochodowego	1 210 095	64 208	-1 145 887	-94,7%
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej	46 111	22 848	-23 263	-50,5%
Inne inwestycje krótkoterminowe	0	607 219	607 219	100,0%
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	4 412 137	5 952 241	1 540 104	34,9%
Razem aktywa	39 467 853	36 597 047	-2 870 806	-7,3%

Struktura rzeczowych aktywów trwałych

¹ w tym wyłączenia

Blisko 2,7 mld zł wzrostu rzeczowych aktywów trwałych

Główne czynniki zmian aktywów trwałych (wzrost o 3 145,3 mln zł):

(+) 2 690,1 mln zł wzrost rzeczowych aktywów trwałych – w tym: wzrost wartości środków trwałych o 2 928 mln zł (głównie efekt nabytych w II kwartale 2025 r. nowych źródeł wytwórczych), przy jednoczesnym wzroście wartości umorzenia i odpisów o 238 mln zł

(+) 330,3 mln zł wzrost aktywów z tytułu odroczonego podatku – głównie wpływ zmiany wysokości rezerw na uprawnienia do emisji CO₂

(+) 71,8 mln zł wzrost należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności – głównie wzrost wartości depozytów zabezpieczających transakcje futures zakupu uprawnień do emisji CO₂

(+) 46,7 mln zł wzrost wartości praw do korzystania ze składników aktywów – głównie efekt nabytych w II kwartale 2025 r. nowych źródeł wytwórczych

Główne czynniki zmian aktywów obrotowych (spadek o 6 016,1 mln zł):

(-) 6 590,6 mln zł spadek wartości praw do emisji CO₂ - w tym: wzrost wartości umorzenia i odpisów o 6 518,9 mln zł

(-) 1 145,9 mln zł spadek pozycji należności z tytułu bieżącego podatku dochodowego – zmiana rozliczeń z tytułu bieżącego podatku dochodowego (zwrot podatku CIT)

(-) 286,5 mln zł spadek należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności – głównie spadek należności handlowych oraz spadek należności z tytułu podatków (z wyłączeniem podatku dochodowego)

(-) 111,6 mln zł spadek wartości zapasów – głównie spadek zapasów węgla

(+) 1 540,1 mln zł wzrost poziomu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów – głównie wzrost środków na rachunku bieżącym, przy jednoczesnym spadku środków na rachunku VAT oraz zmianie wysokości środków celowych z tytułu handlu prawami do emisji CO₂

(+) 607,2 mln zł wzrost pozycji innych inwestycji krótkoterminowych – utworzenie lokaty z terminem zapadalności powyżej 3 miesięcy

	Na dzień
Pasywa [tys. zł]	31 grudnia 2024	30 czerwca 2025	Zmiana	Zmiana %
Razem kapitał własny	16 332 818	18 035 932	1 703 114	10,4%
Kapitał zakładowy	676 306	676 306	-	-
Kapitał z nadwyżki ceny emisyjnej nad wartością nominalną akcji	3 348 670	3 348 670	-	-
Kapitał z aktualizacji wyceny instrumentów finansowych	-7 273	-7 273	-	-
Kapitał rezerwowy z wyceny instrumentów zabezpieczających	15 043	-4 708	-19 751	-131,3%
Zyski zatrzymane	11 276 846	12 904 723	1 627 877	14,4%
Udziały niekontrolujące	1 023 226	1 118 214	94 988	9,3%
Razem zobowiązania	23 135 035	18 561 115	-4 573 920	-19,8%
Zobowiązania długoterminowe	10 561 619	10 123 059	-438 560	-4,2%
Zobowiązania krótkoterminowe	12 573 416	8 438 056	-4 135 360	-32,9%
Razem pasywa	39 467 853	36 597 047	-2 870 806	-7,3%

Struktura zobowiązań długoterminowych [mln zł]

Główne czynniki zmian zobowiązań długoterminowych (spadek o 438,6 mln zł):

(-) 636,0 mln zł spadek pozycji kredyty, pożyczki i dłużne papiery wartościowe – głównie spłata transzy kredytu odnawialnego (z Bankiem Pekao S.A. oraz PKO Bankiem Polskim S.A.) i reklasyfikacja części zobowiązań długoterminowych na krótkoterminowe

• (+) 73,9 mln zł wzrost zobowiązań z tytułu świadczeń pracowniczych
• (+) 33,4 mln zł wzrost rezerw z tytułu odroczonego podatku dochodowego
• (+) 23,6 mln zł wzrost zobowiązań z tytułu leasingu
• (+) 18,4 mln zł wzrost zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych zobowiązań

Struktura zobowiązań krótkoterminowych [mln zł]

Główne czynniki zmian zobowiązań krótkoterminowych (spadek o 4 135,4 mln zł):

(-) 4 212,9 mln zł spadek rezerw na zobowiązania i inne obciążenia – głównie spadek rezerw na zakup praw do emisji CO₂

(-) 639,5 mln zł spadek zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych zobowiązań – głównie spadek zobowiązań inwestycyjnych, spadek zobowiązań handlowych, spadek wartości zobowiązań dotyczących rozliczenia transakcji futures zakupu uprawnień do emisji CO₂, przy jednoczesnym wzroście zobowiązań z tytułu podatków (z wyłączeniem podatku dochodowego)

(+) 498,8 mln zł wzrost zobowiązań z tytułu bieżącego podatku dochodowego – zmiana rozliczeń z tytułu bieżącego podatku dochodowego

(+) 122,6 mln zł wzrost zobowiązań z tytułu umów z klientami – głównie zmiana zaliczek na opłaty przyłączeniowe

(+) 99,6 mln zł wzrost zobowiązań finansowych wycenianych w wartości godziwej – głównie zmiana wyceny kontraktów FX Forward

4.4. Sytuacja pieniężna

Rachunek przepływów pieniężnych [tys. zł]	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej	3 963 486	6 583 705	2 620 219	66,1%
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	(1 233 005)	(3 487 839)	-2 254 834	-182,9%
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej	(1 247 260)	(1 555 762)	-308 502	-24,7%
Zwiększenie / (Zmniejszenie) netto stanu środków pieniężnych	1 483 221	1 540 104	56 883	3,8%
Stan środków pieniężnych na początek okresu sprawozdawczego	3 026 133	4 412 137	1 386 004	45,8%
Stan środków pieniężnych na koniec okresu sprawozdawczego	4 509 354	5 952 241	1 442 887	32,0%

Przepływy pieniężne w I półroczu 2025 r. [mln zł]

Wydatki inwestycyjne ² GK Enea w I półroczu 2025 r. [mln zł]

¹ Otrzymane kredyty i pożyczki, emisja obligacji, spłata kredytów i pożyczek, wykup obligacji

² Nabycie / zbycie rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz nabycie / zbycie jednostek zależnych, stowarzyszonych i współkontrolowanych

4.5. CAPEX – nakłady inwestycyjne Grupy Enea

[mln zł]	Wykonanie II kw. 2024	Wykonanie II kw. 2025	Wykonanie II kw. 2025/ Plan II kw. 2025	Wykonanie I pół. 2024	Wykonanie I pół. 2025	Wykonanie I pół. 2025/ Plan I pół. 2025	Plan 2025 r.	Wykonanie I pół. 2025 r./ Plan 2025 r.
Wydobycie	330,7	175,1	102,7%	476,4	299,3	99,3%	697,5	42,9%
Wytwarzanie Konwencjonalne	71,8	137,3	25,7%	98,9	251,1	37,7%	1 760,6	14,3%
Wytwarzanie OZE	83,4	1 905,1	1 084,9%	81,2	1 950,8	83,6%	2 535,7	76,9%
Dystrybucja	388,7	585,3	128,5%	645,7	899,8	113,4%	2 718,1	33,1%
Pozostałe	16,5	31,8	74,3%	30,0	51,9	75,5%	223,8	23,2%
Razem	891,1	2 834,6	205,5%	1 332,2	3 452,9	82,9%	7 935,7	43,5%

Plan inwestycyjny na 2025 r. uwzględnia aspiracje w zakresie nowych źródeł OZE, w tym akwizycje.

Mówiąc o planowanych nakładach inwestycyjnych, zamierzamy przede wszystkim efektywnie wydatkować CAPEX, tak aby inwestować w projekty, które przyniosą zakładany zwrot dla akcjonariuszy. Pod koniec ubiegłego roku ogłosiliśmy nową Strategię Rozwoju Grupy Enea w perspektywie do 2035 roku. Mamy bardzo ambitne plany, ale wierzymy w możliwość ich realizacji. Będzie to zależało od naszych własnych możliwości finansowych i dostępnych źródeł finansowania.

Marek Lelątko, Wiceprezes Enei ds. Finansowych

Inwestycje związane z ochroną środowiska

Wyszczególnienie [mln zł]	Wykonanie II kw. 2025	Wykonanie I pół. 2025
Grupa Kapitałowa Lubelski Węgiel Bogdanka – inwestycje środowiskowe	5,0	7,6
Enea Elkogaz – budowa bloków gazowo-parowych	3,8	32,3
Enea Ciepło – modernizacja kotłów węglowych w Ciepłowni Zachód w celu dostosowania do wymagań środowiskowych – etap II	40,6	51,2
Dostosowanie Elektrowni Połaniec do wymagań Rynku Mocy po 1 lipca 2025 r.	14,9	24,5
Wymiana modułów SCR w Elektrowni Połaniec	3,8	4,9
Pozostałe	1,1	1,5
Łącznie inwestycje związane z ochroną środowiska	69,2	122,0

__________________________________________

Realizacja kluczowych projektów inwestycyjnych w I półroczu 2025 r.:

▪ nowe źródła i rozwój OZE 1 936,9 mln zł (Enea Nowa Energia i jej spółki zależne),

▪ modernizacja i odtworzenie majątku 401,6 mln zł (Enea Operator),

• przyłączanie nowych odbiorców i nowych źródeł 389,5 mln zł (Enea Operator),
• wyrobiska ogółem 165,7 mln zł (LWB),
• modernizacje i remonty bloków 81,9 mln zł (Elektrownia Kozienice i Elektrownia Połaniec),
• budowa bloków gazowo-parowych 32,3 mln zł (Enea Elkogaz).

4.6. Dane operacyjne, finansowe i realizacja kluczowych projektów inwestycyjnych w poszczególnych obszarach działalności GK Enea

4.6.1. Wyniki finansowe w obszarach

EBITDA [tys. zł]	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %
Wydobycie	270 801	411 295	140 494	51,9%
Wytwarzanie	1 665 309	1 002 727	-662 582	-39,8%
Dystrybucja	1 159 694	1 398 198	238 504	20,6%
Obrót	195 928	416 968	221 040	112,8%
Pozostała działalność	110 566	92 110	-18 456	-16,7%
Pozycje nieprzypisane i wyłączenia	68 123	65 502	-2 621	-3,8%
Razem	3 470 421	3 386 800	-83 621	-2,4%

I pół. 2024 I pół. 2025

EBITDA [tys. zł]	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Wydobycie	113 055	21 832	-91 223	-80,7%
Wytwarzanie	735 406	453 371	-282 035	-38,4%
Dystrybucja	546 427	653 806	107 379	19,7%
Obrót	116 362	203 350	86 988	74,8%
Pozostała działalność	72 604	32 756	-39 848	-54,9%
Pozycje nieprzypisane i wyłączenia	9 359	80 902	71 543	764,4%
Razem	1 593 213	1 446 017	-147 196	-9,2%

Grupa Enea odnotowała poziom EBITDA na podobnym poziomie r/r

Grupa Enea zrealizowała w I półroczu 2025 r. trzy

istotne wiatrowe akwizycje OZE

4.6.2. Obszar Wydobycia

LW Bogdanka jest jednym z liderów rynku producentów węgla kamiennego w Polsce

W GK Enea działalność wydobywcza 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. Głównymi odbiorcami LW Bogdanka są w głównej mierze energetyka zawodowa i przemysłowa. Sprzedawany przez LW Bogdanka węgiel kamienny energetyczny stosowany jest przede wszystkim do produkcji energii elektrycznej, cieplnej i produkcji cementu.

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

Dane operacyjne

	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Produkcja netto [tys. t]	3 497	3 872	375	10,7%	1 622	1 220	-402	-24,7%
Sprzedaż węgla [tys. t]	3 628	4 002	374	10,3%	1 871	1 764	-106	-5,7%
Zapas na koniec okresu [tys. t]	240	29	-211	-87,9%	240	29	-211	-87,9%
Roboty chodnikowe [km]	11,71	8,96	-2,75	-23,5%	5,34	4,44	-0,90	-16,9%

Dane finansowe

[tys. zł]	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	1 665 294	1 516 860	-148 434	-8,9%	852 043	650 782	-201 261	-23,6%
węgiel	1 626 465	1 480 048	-146 417	-9,0%	833 504	634 180	-199 324	-23,9%
pozostałe produkty i usługi	30 564	29 146	-1 418	-4,6%	14 431	12 761	-1 670	-11,6%
towary i materiały	8 265	7 666	-599	-7,2%	4 108	3 841	-267	-6,5%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	5 287	5 727	440	8,3%	2 637	2 914	277	10,5%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	1 670 581	1 522 587	-147 994	-8,9%	854 680	653 696	-200 984	-23,5%
EBIT	95 724	310 624	214 900	224,5%	20 940	-32 943	-53 883	-257,3%
Amortyzacja	175 005	100 528	-74 477	-42,6%	92 043	54 632	-37 411	-40,6%
Odpis / (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	72	143	71	98,6%	72	143	71	98,6%
EBITDA	270 801	411 295	140 494	51,9%	113 055	21 832	-91 223	-80,7%
Marża EBITDA	16,2%	27,0%	10,8 p.p.	-	13,2%	3,3%	-9,9 p.p.	-
CAPEX	476 439	299 322	-177 117	-37,2%	330 728	175 126	-155 602	-47,0%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	6,0%	7,4%	1,4 p.p.	-	7,4%	7,2%	-0,2 p.p.	-

[mln zł]

¹ wpływ na prezentowane koszty = techniczny koszt wytworzenia węgla rozdzielony wg aktualnej struktury * ilościowa zmiana zapasu węgla w analizowanym okresie

mln zł

Wzrost EBITDA w I półroczu 2025 o 140,5 mln zł

Zdarzenie jednorazowe w kwocie 144,85 mln zł, wypłata odszkodowania za szkodę powstałą w wyniku wylewu wód podziemnych

Główne czynniki zmiany EBITDA w I półroczu 2025 r. (wzrost o 140,5 mln zł):

(+) wypłata odszkodowania za szkodę powstałą w wyniku wylewu wód podziemnych, która miała miejsce w lutym 2023 r. w ścianie 3/VII/385 (zdarzenie jednorazowe w kwocie 144,85 mln zł)

(+) spadek wartości poniesionych kosztów działalności operacyjnej – spadek kosztów pracowniczych (spadek przeciętnego zatrudnienia, spadek rezerw pracowniczych), spadek cen zużytej energii elektrycznej

(+) w trakcie I półrocza 2025 r. wartość zapasów spadła o 43,4 mln zł, tj. 130 tys. t (nastąpiło zwiększenie kosztów operacyjnych okresu), podczas gdy w trakcie I półrocza 2024 r. wartość zapasów spadła o 56,2 mln zł, tj. 131 tys. t (nastąpiło zwiększenie kosztów operacyjnych okresu)

(-) spadek przychodów ze sprzedaży węgla: wyższa ilościowa sprzedaż węgla (+374 tys. t), przy jednocześnie niższych cenach sprzedaży węgla

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

¹ wpływ na prezentowane koszty = techniczny koszt wytworzenia węgla rozdzielony wg aktualnej struktury * ilościowa zmiana zapasu węgla w analizowanym okresie

Główne czynniki zmiany EBITDA w II kwartale 2025 r. (spadek o 91,2 mln zł):

(-) spadek przychodów ze sprzedaży węgla: niższa ilościowa sprzedaż węgla (-106 tys. t) przy jednocześnie niższych cenach sprzedaży węgla

(-) w trakcie II kwartału 2025 r. wartość zapasów spadła o 122,4 mln zł, tj. 544 tys. t (nastąpiło zwiększenie kosztów operacyjnych okresu), podczas gdy w trakcie II kwartału 2024 r. wartość zapasów spadła o 89,8 mln zł, tj. 249 tys. t (nastąpiło zwiększenie kosztów operacyjnych okresu)

(+) spadek wartości poniesionych kosztów działalności operacyjnej – spadek kosztów pracowniczych (spadek rezerw pracowniczych), spadek cen zużytej energii elektrycznej

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

CAPEX – realizacja kluczowych projektów [mln zł]

Wyszczególnienie	Wykonanie I pół. 2025	Plan I pół. 2025	Plan 2025
Lubelski Węgiel Bogdanka	299,3	301,4	697,5
park maszynowy (zakup, modernizacja i remonty maszyn, urządzeń i gotowych dóbr)	40,3	36,1	136,2
nowe wyrobiska	165,7	173,6	363,6
modernizacja i przebudowy wyrobisk	42,8	31,1	67,2
Pozostałe	50,5	60,7	130,5

Budowa farmy fotowoltaicznej

LW Bogdanka realizuje projekt budowy farmy fotowoltaicznej EPV II. Obecnie trwają prace związane z przygotowaniem wielobranżowej dokumentacji projektowej budowy farmy fotowoltaicznej oraz określenie warunków przyłączenia.

4.6.3. Obszar Wytwarzania

W Obszarze Wytwarzania prezentowane są dane finansowe spółek: Enea Wytwarzanie, Enea Elektrownia Połaniec, Enea Nowa Energia, Enea Ciepło, MEC Piła, PEC Oborniki, Enea Elkogaz, Enea Bioenergia, PV Genowefa, PRO-WIND, PV-Tykocin, Farma Wiatrowa Bejsce, WMC SPV 2, WMC SPV 4, FW Pelplin, EKO-EN Skibno, EE Liskowo, EE Pomorze.

Grupa Enea sukcesywnie rozwija odnawialne źródła energii

Dane operacyjne

Obszar	Wyszczególnienie	Moc zainstalowana elektryczna [MWe]	Moc osiągalna elektryczna [MWe]	Moc zainstalowana cieplna [MWt]	Moc zainstalowana w OZE [MWe]
Elektrownie konwencjonalne	Elektrownia Kozienice	4 071,8	4 004,0	125,4	-
Elektrownie konwencjonalne	Elektrownia Połaniec	1 679,0	1 674,0	130,0	230,0
Farmy wiatrowe	Bardy, Darżyno i Baczyna (Lubno I i Lubno II), Kołobrzeg, Drawsko, Siemyśl, Białogard, Grzmiąca, Rąbino (EE Liskowo) ¹	155,1	153,6	-	155,1
Elektrownie fotowoltaiczne	PV Jastrowie I, PV Likowo, PV Lubno I, PV Lubno II, PV Krzęcin 1,2 i 7, PV FW Lubno I, PV Tarnów, PV Kapice Lipniki, PV Genowefa, PV Nowiny Wielkie, PV Żary, PV Darżyno, PV Jastrowie II, PV Dygowo ²	73,0	73,0	-	73,0
Biogazownie	Biogazownie Liszkowo, Gorzesław	3,8	3,8	3,1	3,8
Elektrownie wodne	Elektrownie Wodne	58,8	55,8	-	58,8
Elektrociepłownie	MEC Piła	20,4	18,4	120,1	-
Elektrociepłownie	PEC Oborniki	-	-	27,4	-
Elektrociepłownie	Enea Ciepło (Elektrociepłownia Białystok, Ciepłownia Zachód)	203,5	156,6	602,1 ³ ⁴	55,0
Razem		6 265,4	6 139,2	1 008,1	575,7

¹ GK Enea nabyła 100% udziałów w spółce FW Pelplin (83,2 MW). Obecnie spółka jest na etapie uzyskiwania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej, której spółka spodziewa się w III kwartale 2025 r. GK Enea nabyła 100% udziałów w spółce EKO-EN SKIBNO 2 sp. z o.o. (FW Skibno) (10 MW). Obecnie spółka jest na etapie uzyskiwania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej, której wydania spółka spodziewa się w IV kwartale 2025 r. Farma Wiatrowa Bejsce sp. z o.o. (19,8 MW) jest na etapie uzyskiwania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej, której spółka spodziewa się w III/IV kwartale 2025 r. Po uzyskaniu koncesji dla powyższych instalacji, łączna moc zainstalowana w obszarze farm wiatrowych wyniesie 268,1 MW.

² Farma PV Jastrowie II i PV Dygowo łącznie o mocy 16 MW są obecnie na etapie rozruchu technologicznego i po uzyskaniu koncesji łączna moc zainstalowana w obszarze farm fotowoltaicznych wyniesie 89 MWe.

³ Decyzją z 14 sierpnia 2024 r. Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki została zmieniona koncesja na wytwarzanie ciepła nr WCC/68/165/U/2/98/RS, w której między innymi została zmniejszona moc zainstalowana cieplna w Ciepłowni Zachód ze 185,0 MW na 103,0 MW - kotły węglowe K4 i K5 zostały wyrejestrowane w Urzędzie Dozoru Technicznego i przekazane do prac demontażowych. ⁴ W tym układ Odzysku Ciepła o mocy 18,7 MW^t znajdującej się w Elektrociepłowni Białystok.

Elektrownia Kozienice

Blok	B1	B2	B3	B4	B5	B6	B7	B8	B9	B10	B11
Moc zainstalowana elektryczna [MW]	230	230	230	230	230	230	230	230	560	560	1 112
Planowany ostatni rok produkcji ¹	2028	2028	2028	2028	2035	2035	2035	2035	2034	2034	2035

¹ Zakłada się, że dniem wyłączenia z eksploatacji będzie 31 grudnia wskazanego roku. Planowany ostatni rok produkcji jest zgodny ze Strategią Rozwoju GK Enea do 2035 r. Wskazany planowany ostatni rok produkcji nie należy utożsamiać z okresem technicznej użyteczności bloków. Nie jest to jednoznaczne z tym, że bloki zostaną wyłączone, ani z tym, że ich możliwości techniczne nie pozwolą na dalsze użytkowanie.

Elektrownia Połaniec

Blok	B2	B3	B4	B5	B6	B7	GU (B9)
Moc zainstalowana elektryczna [MW]	242	242	242	242	242	239	230
Planowany ostatni rok produkcji ¹	2034	2034	2034	2034	2034	2034	2042

¹Zakłada się, że dniem wyłączenia z eksploatacji będzie 31 grudnia wskazanego roku.

Enea Ciepło

Blok	B1	B2	B3	B4 ¹	Kotły wodne ³	K1	K2
Moc zainstalowana elektryczna [MW]	55	55	70	23,5	Moc zainstalowana cieplna [MWt]	33	35
Moc termiczna [MWt]	98,4	108	108	0	Moc termiczna [MWt]	33	35
Planowany ostatni rok produkcji ²	2038	2055	2065	2065

¹ Turbozespół kondensacyjny zasilany z upustów bloku B1,B2,B3 (przed 1 stycznia 2024 r. turbina TZ4 [blok B4] zasilana była parą tylko z bloku biomasowego B1, pod koniec 2023 r. został zmieniony układ technologiczny elektrociepłowni polegający na możliwości podawania pary do TZ4 ze wszystkich bloków B1, B2 i B3 [biomasowego i węglowych]).

² Zakłada się, że dniem wyłączenia z eksploatacji będzie 31 grudnia wskazanego roku. W związku z zawieszeniem realizacji projektu pn. Budowa biomasowego bloku kogeneracyjnego w Enea Ciepło sp. z o.o. Oddział Elektrociepłownia Białystok wydłużono okresy eksploatacji dla każdego z urządzeń wytwórczych. Planowane są inwestycje, które pozwolą na wykorzystanie poszczególnych urządzeń w procesie dekarbonizacji.

³ Decyzją z 14 sierpnia 2024 r. Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki została zmieniona koncesja na wytwarzanie ciepła nr WCC/68/165/U/2/98/RS, w której między innymi została zmniejszona moc zainstalowana cieplna w Ciepłowni Zachód ze 185,0 MW na 103,0 MW - kotły węglowe K4 i K5 zostały wyrejestrowane w Urzędzie Dozoru Technicznego i przekazane do prac demontażowych.

Produkcja i sprzedaż energii elektrycznej i ciepła

	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto [GWh], w tym:	9 754	10 169	415	4,3%	4 776	4 246	-530	-11,1%
ze źródeł konwencjonalnych	8 711	8 765	54	0,6%	4 292	3 445	-847	-19,7%
Enea Wytwarzanie	6 360	6 563	203	3,2%	3 077	2 548	-529	-17,2%
Enea Elektrownia Połaniec	2 177	2 073	-104	-4,8%	1 135	853	-282	-24,8%
Enea Ciepło	115	79	-36	-31,3%	57	22	-35	-61,4%
MEC Piła	60	49	-11	-18,3%	23	22	-1	-4,3%
z biomasy	684	779	95	13,9%	294	380	86	29,3%
Enea Elektrownia Połaniec	620	689	69	11,1%	294	360	66	22,4%
Enea Ciepło	64	90	26	40,6%	0	19	19	100,0%
współspalanie biomasy	145	392	247	170,3%	96	279	183	190,6%
Enea Elektrownia Połaniec	145	392	247	170,3%	96	279	183	190,6%
z odnawialnych źródeł energii	214	232	18	8,4%	95	141	46	48,4%
elektrownie wodne	90	63	-27	-30,0%	35	26	-9	-25,7%
farmy wiatrowe	84	131	47	56,0%	32	90	58	181,3%
biogazownie	5	0	-5	-100,0%	3	0	-3	-100,0%
farmy PV	34	39	5	14,7%	25	26	1	4,0%
Wytwarzanie ciepła brutto [TJ]	3 600	3 859	259	7,2%	1 102	1 323	221	20,1%
Enea Wytwarzanie	236	279	43	18,2%	56	86	30	53,6%
Enea Elektrownia Połaniec	885	1 055	170	19,2%	402	524	122	30,3%
Enea Ciepło	2 031	2 044	13	0,6%	532	587	55	10,3%
PEC Oborniki	61	66	5	8,2%	15	18	3	20,0%
MEC Piła	387	414	27	7,0%	96	107	11	11,5%
Sprzedaż energii elektrycznej [GWh], w tym:	12 494	11 900	-594	-4,8%	5 757	4 997	-760	-13,2%
z produkcji	9 754	10 169	415	4,3%	4 776	4 246	-530	-11,1%
z zakupu	2 740	1 731	-1 009	-36,8%	981	751	-230	-23,4%
Sprzedaż ciepła [TJ]	3 285	3 506	221	6,7%	992	1 194	202	20,4%

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

		Emisja CO2 ¹[t]	Przydział bezpłatnych uprawnień CO2 [t]	Koszty z tytułu uprawnień [tys. zł]
	I pół. 2024	5 846 281	5 232 ²	2 620 619
Elektrownia Kozienice	I pół. 2025	5 886 035	3 576 ³	1 836 968
	I pół. 2024	23 345	4 893 ²	5 807
MEC Piła	I pół. 2025	22 524	4 181 ³	5 385
	I pół. 2024	193 421	42 073 ²	69 706
Białystok – Elektrociepłownia	I pół. 2025	128 904	40 901 ³	36 484
Białystok – Ciepłownia Zachód	I pół. 2024	7 171	2 064 ²	2 512
	I pół. 2025	8 512	1 788 ³	2 612
Elektrownia Połaniec	I pół. 2024	2 259 928	83 022 ²	963 221
	I pół. 2025	2 149 094	80 711	651 067
Łęczyńska Energetyka ⁴	I pół. 2024	22 967	11 150 ²	6 934
	I pół. 2025	24 065	9 796 ³	6 454
Razem I pół. 2024		8 353 113	148 434	3 668 799
Razem I pół. 2025		8 219 134	140 953	2 538 970

¹ Wskazano emisyjność dla produkcji energii elektrycznej oraz dla produkcji ciepła łącznie

² Darmowe uprawnienia przyznane na 2024 r.

³ Darmowe uprawnienia przyznane na 2025 r.

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

Zaopatrzenie w paliwa

Podstawowym paliwem używanym do wytwarzania energii elektrycznej w Elektrowni Kozienice jest węgiel kamienny w sortymencie miał, a w Elektrowni Połaniec i Elektrociepłowni Białystok dodatkowo także biomasa. W Ciepłowni Zachód do produkcji zużywa się miał węglowy i gaz ziemny.

Dostawy węgla

	Elektrownia Kozienice	Elektrownia Połaniec	Enea Ciepło
Dostawcy węgla w I pół. 2025 r.	LW Bogdanka (100%)	LW Bogdanka (70%) PGG (27%) Węglozbyt (3%)	LW Bogdanka (ok. 85%) CZW Węglozbyt (ok. 15%)
Przewoźnicy realizujący dostawy w I pół. 2025 r.	PKP CARGO (100%)	PKP CARGO (46%) CD Cargo Poland (30%) LW Bogdanka – transport własny (24%)	LW Bogdanka (ok. 85%) PKP CARGO (ok. 15%)

Zakup paliwa

Typ paliwa	Obszar Wytwarzania
		I pół. 2024 r.	I pół. 2025 r.
	Ilość [tys. ton]	Koszt [mln zł]	Ilość [tys. ton]	Koszt [mln zł]
Węgiel kamienny	3 830	1 795	3 687	1 381
Biomasa	684	268	983	424
Olej opałowy (ciężki) ¹	9	25	7	16
Olej opałowy (lekki) ² ⁵	4	20	4	15
Gaz [tys. m3 ] ³ ⁴	15 245	48	13 647	36
Razem		2 156		1 872

¹ Paliwo rozpałkowe w B1-10 Elektrowni Kozienice i B2-7 Elektrowni Połaniec

² Paliwo rozpałkowe w B11 Elektrowni Kozienice, B9 Elektrowni Połaniec, MEC Piła (kotłownia KO Staszyce, w której jest możliwość zasilania paliwem gazowym i olejem opałowym), Elektrociepłowni Białystok

³ Używany do produkcji energii elektrycznej i cieplnej w MEC Piła

⁴ Używany do produkcji ciepła w Ciepłowni Zachód: jednostka objętości gazu w tys. Nm³ ⁵ Uwzględniono zakup oleju opałowego lekkiego w I kwartale 2025 r. na potrzeby rozruchu zmodernizowanych kotłów w Ciepłowni Zachód

Rynek Mocy

Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. przeprowadziły (lub są w trakcie przeprowadzania) od 2018 r. między innymi następujących procesów Rynku Mocy:

• certyfikacji ogólnych,
• certyfikacji do aukcji głównych dla lat dostaw 2021-2029,
• certyfikacji do aukcji dodatkowych dla lat dostaw 2021-2026,
• certyfikacji do aukcji uzupełniającej dla dostaw od 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2025 r.,
• certyfikacji do aukcji uzupełniającej na okres dostaw 2026,
• certyfikacji do aukcji dogrywkowej na okres dostaw 2029,
• aukcji głównych dla lat dostaw 2021-2029, dodatkowe dla lat dostaw 2021-2026, aukcja uzupełniająca na okres dostaw od 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2025 r., aukcja dogrywkowa na okres dostaw 2029 r.

W szczególności od początku 2025 r. istotne dla wytwórców energii elektrycznej były między innymi następujące wydarzenia dotyczące procesów Rynku Mocy:

• certyfikacja ogólna, która odbyła się w dniach 2 stycznia 14 marca 2025 r.,
• zakończenie certyfikacji do aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku 2026 – 25 lutego 2025 r.,
• aukcje dodatkowe na kwartały roku 2026 27 marca 2025 r.,
• zakończenie certyfikacji do aukcji uzupełniającej na okres dostaw od 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2025 r. – 1 kwietnia 2025 r.,
• aukcja uzupełniająca na okres dostaw od 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2025 r. – 15 maja 2025 r.,
• zakończenie certyfikacji do aukcji dogrywkowej na rok dostaw 2029 30 maja 2025 r.,
• zakończenie certyfikacji do aukcji uzupełniającej na rok dostaw 2026 11 lipca 2025 r.,
• aukcja dogrywkowa na rok dostaw 2029 17 lipca 2025 r.

Dogrywkowa aukcja Rynku Mocy zakończyła się dla Enei sukcesem.

Strategia aukcyjna Enei zapewniła w dogrywkowej aukcji łącznie 2 024 MW obowiązku mocowego. Dla nowych jednostek gazowych to 1 218 MW na 17 lat. W całym okresie obowiązywania kontraktów dla jednostek nowych łączne

przychody wyniosą co najmniej 11 mld zł.

Pakiet kontraktów mocowych Grupy Enea został uzupełniony również w segmencie energetyki konwencjonalnej dla modernizowanych, istniejących już elektrowni. W ramach kontraktów 5-letnich Elektrownia Połaniec uzyskała wsparcie dla 806 MW i przychody na poziomie ponad 2,1 mld zł. 8 sierpnia 2025 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki ogłosił ostateczne wyniki dogrywkowej aukcji Rynku Mocy. Zakończyła się ona dla Enei sukcesem. Korzystne rozstrzygnięcia Rynku Mocy będą wspierać inwestycje Enei, w tym przede wszystkim budowę dwóch nowoczesnych bloków gazowo-parowych o mocy 2x668 MW w Elektrowni Kozienice. Strategia aukcyjna Enei zapewniła w dogrywkowej aukcji łącznie 2 024 MW obowiązku mocowego. Dla nowych jednostek gazowych to 1 218 MW na 17 lat. W całym okresie obowiązywania kontraktów dla jednostek nowych łączne przychody wyniosą co najmniej 11 mld zł. Cena zamknięcia aukcji wyniosła 534,09 zł/kW/rok. Ostateczne wyniki aukcji dogrywkowej Rynku Mocy stanowią ważny krok w kierunku zapewnienia stabilności i bezpieczeństwa energetycznego kraju. Korzystne dla Grupy Enea rozstrzygnięcia wspierają realizację naszego ambitnego planu inwestycyjnego.

Pakiet kontraktów mocowych Grupy Enea został uzupełniony również w segmencie energetyki konwencjonalnej dla modernizowanych, istniejących już elektrowni. W ramach kontraktów 5-letnich Elektrownia Połaniec uzyskała wsparcie dla 806 MW i przychody na poziomie ponad 2,1 mld zł. Na rok dostaw 2029, Grupa będzie posiadała łącznie 3 573 MW obowiązków mocowych.

Dodatkowo bloki nr 1-10 w Elektrowni Kozienice będą mogły uczestniczyć w aukcjach uzupełniających Rynku Mocy na okres dostaw 2026-2028 organizowanych dla każdego roku tego okresu oddzielnie w ramach przewidzianej derogacji dla jednostek, niespełniających standardu emisyjnego 550 g CO2/kWh lub na rynku wtórnym w zakresie przejmowania obowiązków mocowych ze źródeł niespełniających ww. standardu emisyjnego. Aukcja na rok 2026 odbędzie się 11 września br.

Szacowane przychody z Rynku Mocy – wartości nieindeksowane [mln zł]

1 300 1 300 1 300 1 300

Moc zakontraktowana w Rynku Mocy [MW]

Spółka		2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044																			2045
Enea Wytwarzanie
Blok 1	194	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 2	189	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 4	193	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 5	193	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 6	193	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 7	189	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 8	193	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 9	476	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 10	480	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 11	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Enea Elektrownia Połaniec
Blok 2	207	202	202	202	202	202	202	202	202	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 3	-	-	-	-	202	202	202	202	202	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 4	-	202	202	202	202	202	202	202	202	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 5	-	200	200	200	200	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 6	-	200	200	200	200	200	200	200	200	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 7	203	200	200	200	200	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok Zielony	192 ¹	-	-	191	191	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Enea Ciepło
Blok 1	9¹	15 ²	9	-	9	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 2	21 ³	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Blok 3	37 ⁴	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
MEC Piła
EC Koszyce	6 ³	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Enea Nowa Energia
Koronowo I	12	12	-	12	12	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Koronowo II	12	12	12	-	12	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Koronowo III	13	12 ⁵	12	10	11	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Enea Elkogaz
BGP1 Kozienice	-	-	-	-	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609
BGP2 Kozienice	-	-	-	-	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609	609
Razem na koniec roku	3 884	1 970	1 952	2 132	3 574	2 939	2 939	2 939	2 939	2 133	2 133	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218

¹ Umowa mocowa na rok 2025 obowiązuje dla IV kwartału

² Umowa mocowa na rok 2026 obowiązuje dla I kwartału i IV kwartału ³ Umowa mocowa z aukcji uzupełniającej na II półrocze 2025 r. Przeniesienie obowiązku mocowego na III kwartał od Enea Ciepło na MEC Piła w wysokości 6 MW. Przeniesienie obowiązku mocowego w ramach rynku wtórnego

⁴ Umowa mocowa obowiązuje od 1 stycznia 2025 r. do 30 czerwca 2025 r.

⁵ Umowa mocowa na rok 2026 obowiązuje dla I kwartału i IV kwartału

Zakontraktowane obowiązki mocowe Enei Wytwarzanie i Enei Elektrownia Połaniec

[MW]	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Umowa na pół roku	192 ¹	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 1 rok	-	1 004	1 004	1 195	591	-	-	-	-	-	-
Umowa na 5 lat (modernizowane)	2 711	-	-	-	806	806	806	806	806	-	-
Umowa na 15 lat (nowe)	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915
Razem	3 818	1 919	1 919	2 110	2 312	1 721	1 721	1 721	1 721	915	915

¹ Umowa mocowa na rok 2025 obowiązuje od dnia 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2025 r.

Szacowane przychody z Rynku Mocy Enei Wytwarzanie i Enei Elektrownia Połaniec

[mln zł]1	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Umowa na pół roku	42 ²	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 1 rok	-	402	408	293	157	-	-	-	-	-	-
Umowa na 5 lat (modernizowane)	652	-	-	-	430	430	430	430	430	-	-
Umowa na 15 lat (nowe)	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220
Razem	914	622	628	513	807	650	650	650	650	220	220

¹ Wartość nieindeksowana

² Umowa mocowa na rok 2025 obowiązuje od dnia 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2025 r.

Enea Elektrownia Połaniec i Enea Wytwarzanie zawarły umowę o wspólnym przedsięwzięciu w sprawie wspólnego działania na Rynku Mocy i wzajemnego rezerwowania Jednostki Rynku Mocy Enea Elektrownia Połaniec i Enea Wytwarzanie uczestniczyły w ww. procesach.

W wyniku przyjętej strategii Grupy Enea zatwierdzanej decyzjami Zarządu Enea przed poszczególnymi aukcjami głównymi Enea Elektrownia Połaniec zawarła dwie umowy mocowe na 5-letnie okresy dostaw w latach 2021-2025 dla bloków nr 2 i nr 7. Z kolei Enea Wytwarzanie zawarła:

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

Enea Elektrownia Połaniec i Enea Wytwarzanie zawarły umowę o wspólnym przedsięwzięciu w obszarze Rynku Mocy w sprawie wspólnego działania na Rynku Mocy i wzajemnego rezerwowania.

Enea Elektrownia Połaniec w 2021 r. i 2022 r. uczestniczyła w aukcjach głównych na lata dostaw odpowiednio 2026 i 2027. W wyniku czego zawarła dla bloków 2, 4, 5, 6 i 7 jednoroczne Umowy mocowe na lata dostaw 2026 i 2027 opiewające na sumaryczną moc 1 004 MW. Blok nr 3 stanowi backup dla ww. jednostek.

W 2023 r. Enea Elektrownia Połaniec uczestniczyła w aukcji głównej na rok dostaw 2028. W wyniku czego zawarła dla bloków 2, 4, 5, 6, 7 i 9 jednoroczne Umowy mocowe na rok dostaw 2028 opiewające na sumaryczną moc 1 195 MW. Blok nr 3 stanowi backup dla ww. jednostek.

Z kolei w ostatniej aukcji głównej w 2024 r. Enea Elektrownia Połaniec uczestniczyła na rok dostaw 2029. W wyniku czego zawarła dla bloków 5, 7 i 9 jednoroczne umowy mocowe na rok dostaw 2029 opiewające na sumaryczną moc 591 MW.

W 2025 r. w wyniku aukcji uzupełniającej na okres dostaw od 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2025 r. Enea Elektrownia Połaniec zawarła dla Bloku Zielonego umowę mocową opiewającą na moc 192 MW.

17 lipca 2025 r. odbyła się aukcja dogrywkowa na rok dostaw 2029, w której Enea Elektrownia Połaniec brała udział z blokami 2, 3, 4 i 6, w wyniku której otrzymała kontrakty mocowe 5-letnie opiewające na sumaryczną moc 806 MW.

Zakontraktowane obowiązki mocowe Enei Ciepło

				2025
[MW]	I kw.	II kw.	III kw.	IV kw.	I kw.	II kw.	III kw.	IV kw.	2027	2028	2029
Umowy kwartalne (istniejące)	-	-	-	9 ¹	15 ²	-	-	15 ²	-	-	-
Umowa na pół roku	37 ³	37 ³	15 ⁴	21 ⁴	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 1 rok	-	-	-	-	-	-	-	-	9	-	9
Razem	37	37	15	30	15	-	-	15	9	-	9

¹ Umowa mocowa na rok 2025 obowiązuje dla IV kwartału.

² Umowa mocowa na rok 2026 obowiązuje dla I kwartału i IV kwartału .

³ Umowa mocowa obowiązuje od 1 stycznia 2025 r. do 30 czerwca 2025 r.

⁴ Umowa mocowa z aukcji uzupełniającej na II półrocze 2025 r. Przeniesienie obowiązku mocowego na III kwartał od Enea Ciepło na MEC Piła w wysokości 6 MW. Przeniesienie obowiązku mocowego w ramach rynku wtórnego.

Szacowane przychody z Rynku Mocy Enei Ciepło

Szacowane
przychody Enei
Ciepło z Rynku Mocy
w latach 2025-2029
na poziomie
15,8 mln zł

[mln zł] 1	2025	2026	2027	2028	2029
Umowy kwartalne (istniejące)	0,5	3	-	-	-
Umowa na pół roku	6,3 ²	-	-	-	-
Umowa na 1 rok	-	-	4	-	2
Razem	6,8	3	4	-	2

¹ Wartość nieindeksowana

² Umowa mocowa obowiązuje od 1 stycznia 2025 r. do 30 czerwca 2025 r. oraz umowa mocowa z aukcji uzupełniającej na II półrocze 2025 r., po uwzględnieniu przeniesienie obowiązku mocowego na III kwartał od Enea Ciepło na MEC Piła w ramach rynku wtórnego.

Enea Ciepło uczestniczyła w ww. procesach aukcji Rynku Mocy i w ich wyniku zawarła umowy mocowe na:

• na rok 2025, na I i II kwartał w wysokości 37 MW, na IV kwartał w wysokości 9 MW,
• na rok 2025 na III i IV kwartał w wysokości 21 MW, z czego zgodnie z opracowaną strategią przeniesienie obowiązku mocowego na III kwartał od Enea Ciepło na MEC Piła w wysokości 6 MW (przeniesienie obowiązku mocowego w ramach rynku wtórnego),
• na rok dostaw 2026, na I i IV kwartał w wysokości 15 MW,
• na rok dostaw 2027, na cały rok w wysokości 9 MW,
• na rok dostaw 2029, na cały rok w wysokości 9 MW.

Zakontraktowane obowiązki mocowe MEC Piła

	2025
[MW]	I kw.	II kw.	III kw.	IV kw.
Umowa (rynek wtórny)	-	-	6 ¹	-
Razem	-	-	6	-

¹ Umowa mocowa z aukcji uzupełniającej na II półrocze 2025 r. Przejęcie obowiązku mocowego na III kwartał od Enea Ciepło. Przeniesienie obowiązku mocowego w ramach rynku wtórnego.

Szacowane przychody z Rynku Mocy MEC Piła

[mln zł] 1	2025
Umowa (rynek wtórny)	0,7²
Razem	0,7
¹ Wartość nieindeksowana

² Umowa mocowa z aukcji uzupełniającej na II półrocze 2025 r. Przejęcie obowiązku mocowego na III kwartał od Enea Ciepło. Przeniesienie obowiązku mocowego w ramach rynku wtórnego.

Enea Nowa Energia uczestniczyła we wszystkich głównych aukcjach Rynku Mocy

Zakontraktowane obowiązki mocowe Enei Nowa Energia

[MW]	2025		2026
		I kw.	II kw.	III kw.	IV kw.	2027	2028	2029
Umowa na 1 rok (istniejące)	37		24		24	22	34
Umowy kwartalne (istniejące)	-	12	-	-	12	-	-	-
Razem	37	36	24	24	36	24	22	34

Szacowane przychody z Rynku Mocy Enei Nowa Energia

[mln zł]	2025	2026	2027	2028	2029
Umowa na 1 rok (istniejące)	6	10	10	5	9
Umowy kwartalne (istniejące)	-	3	-	-	-
Razem	6	13	10	5	9

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,
• na rok 2027 dla dwóch jednostek o łącznej mocy 24 MW,
• na rok 2028 dla dwóch jednostek o łącznej mocy 22 MW,
• na rok 2029 dla trzech jednostek o łącznej mocy 34 MW.

Spółka uczestniczyła również w aukcji dodatkowej Rynku Mocy i w ich wyniku zawarła umowy mocowe na kwartalne okresy dostaw:

▪ na rok 2026 na I i IV kwartał, dla jednej jednostki o mocy 12,4 MW.

[MW]	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041	2042	2043	2044	2045
Umowa na 17 lat (nowe)	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218
Razem	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218	1 218

Zakontraktowane obowiązki mocowe Elkogaz

Szacowane przychody z Rynku Mocy Elkogaz

[mln zł]1	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041	2042	2043	2044
Umowa na 17 lat (nowe)	407	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650
Razem	407	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650	650

¹ Wartość nieindeksowana

17 lipca 2025 r. w wyniku aukcji dogrywkowej Rynku Mocy na rok dostaw 2029 spółka zawarła umowy mocowe dla jednostek nowych 1 218 MW w ramach kontraktów 17-letnich.

Dane finansowe

[tys. zł]	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	9 462 962	6 993 284	-2 469 678	-26,1%	4 384 830	2 990 512	-1 394 318	-31,8%
energia elektryczna	8 413 745	5 834 593	-2 579 152	-30,7%	3 923 972	2 461 464	-1 462 508	-37,3%
Rynek Mocy	540 094	594 494	54 400	10,1%	263 389	296 226	32 837	12,5%
świadectwa pochodzenia	40 706	25 662	-15 044	-37,0%	3 484	12 675	9 191	263,8%
Ciepło	350 132	396 404	46 272	13,2%	120 657	141 947	21 290	17,6%
Pozostałe	118 285	142 131	23 846	20,2%	73 328	78 200	4 872	6,6%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	607	665	58	9,6%	261	347	86	33,0%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	9 463 569	6 993 949	-2 469 620	-26,1%	4 385 091	2 990 859	-1 394 232	-31,8%
EBIT	1 533 613	889 952	-643 661	-42,0%	657 372	393 741	-263 631	-40,1%
Amortyzacja	148 387	112 775	-35 612	-24,0%	78 034	59 630	-18 404	-23,6%
Odpis / (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	(16 691)	0	16 691	100,0%	0	0	-	-
EBITDA	1 665 309	1 002 727	-662 582	-39,8%	735 406	453 371	-282 035	-38,4%
Marża EBITDA	17,6%	14,3%	-3,3 p.p.	-	16,8%	15,2%	-1,6 p.p.	-
CAPEX	180 077	2 201 879	2 021 802	1 122,7%	155 234	2 042 399	1 887 165	1 215,7%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	33,8%	33,9%	0,1 p.p.	-	38,1%	32,7%	-5,4 p.p.	-

Obszar Wytwarzanie odnotował spadek o 662,6 mln zł

Segment Ciepło zanotował wzrost EBITDA o 86,2 mln zł, głównie spowodowany wzrostem marży I stopnia

Główne czynniki zmiany EBITDA w I półroczu 2025 r. (spadek o 662,6 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe – spadek o 658,0 mln zł

(-) spadek marży na obrocie 416,4 mln zł

• (-) spadek pozostałych czynników o 256,0 mln zł, w tym głównie aktualizacja wyceny CO²
• (-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 188,3 mln zł
• (-) spadek przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych o 64,9 mln zł
• (-) wzrost kosztów stałych o 20,5 mln zł
• (+) wzrost przychodów z Mocy Bilansujących o 231,7 mln zł
• (+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 56,4 mln zł

Segment Ciepło – wzrost o 86,2 mln zł

(+) wzrost marży I stopnia o 89,7 mln zł

(-) wzrost kosztów stałych o 2,7 mln zł

• (-) spadek pozostałych czynników o 0,6 mln zł
• (-) spadek przychodów z Rynku Mocy o 0,2 mln zł

Segment OZE zanotował spadek EBITDA o 90,8 mln zł w wyniku spadku cen energii elektrycznej

Segment OZE – spadek o 90,8 mln zł

(-) Obszar Biomasa – Zielony Blok (-61,7 mln zł, w tym +3,1 mln zł Enea Bioenergia): -62,6 mln zł spadek marży na produkcji energii z OZE, -6,9 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia, +3,8 mln zł spadek kosztów stałych, +3,5 mln zł wzrost marży Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów

(-) Obszar Woda (-23,4 mln zł): -23,8 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży energii, -1,7 mln zł spadek przychodów z Rynku Mocy, +1,9 mln zł spadek kosztów stałych

(-) Obszar Wiatr (-7,1 mln zł): głównie spadek wyniku obszaru w I kwartale 2025 r., dodatkowo efekt bazy analogicznego okresu roku ubiegłego dotyczącego braku produkcji i sprzedaży energii z nabytych w II kwartale 2025 r. nowych źródeł wytwórczych

[mln zł]

735,4
		32,9		453,4
	-282,5		-32,4
EBITDA II kw. 2024	Segment Elektrownie Systemowe	Segment Ciepło	Segment OZE	EBITDA II kw. 2025

Główne czynniki zmiany EBITDA w II kwartale 2025 r. (spadek o 282,0 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe – spadek o 282,5 mln zł

(-) spadek marży na obrocie 81,4 mln zł

(-) spadek pozostałych czynników o 133,1 mln zł, w tym głównie aktualizacja wyceny CO²

(-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 149,0 mln zł

(-) spadek przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych o 31,4 mln zł

(-) wzrost kosztów stałych o 3,0 mln zł

(+) wzrost przychodów z Mocy Bilansujących o 81,4 mln zł

(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 34,0 mln zł

Segment Ciepło – wzrost o 32,9 mln zł

(+) wzrost marży I stopnia o 38,4 mln zł

(-) wzrost kosztów stałych o 3,7 mln zł

(-) spadek pozostałych czynników o 1,5 mln zł

(-) spadek przychodów z Rynku Mocy o 0,3 mln zł

Segment OZE – spadek o 32,4 mln zł

(-) Obszar Biomasa – Zielony Blok (-28,7 mln zł, w tym -3,8 mln zł Enea Bioenergia): -44,1 mln zł spadek marży na produkcji energii z OZE, -3,4 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia, +13,4 mln zł wzrost marży Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów, +9,0 mln zł spadek kosztów stałych

(-) Obszar Woda (-9,7 mln zł): -9,5 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży energii, -0,8 mln zł spadek przychodów z Rynku Mocy, +0,6 mln zł spadek kosztów stałych

(+) Obszar Wiatr (+6,2 mln zł): efekt bazy analogicznego okresu roku ubiegłego dotyczącego braku produkcji i sprzedaży energii z nabytych w II kwartale 2025 r. nowych źródeł wytwórczych

Segment Ciepło zanotował wzrost EBITDA o 32,9 mln zł, głównie spowodowany wzrostem marży I stopnia

Obszar Wytwarzanie odnotował spadek EBITDA o 282,0 mln zł

CAPEX – realizacja kluczowych projektów [mln zł]

Wyszczególnienie		Wykonanie I pół. 2025	Plan I pół. 2025	Plan 2025
Wytwarzanie		2 201,9	2 999,0	4 296,2
Wytwarzanie Konwencjonalne		177,3	592,3	1 619,0
	modernizacje i remonty bloków	17,5	24,4	71,8
Enea Wytwarzanie	modernizacje i remonty pozostałej infrastruktury	38,5	41,8	140,7
	pozostałe	0,2	1,0	4,5
	modernizacje i remonty bloków	64,4	85,2	151,2
	modernizacje i remonty pozostałej infrastruktury	1,7	4,2	25,0
Enea Elektrownia Połaniec	zazielenienie (dostosowanie do Rynku Mocy po 01.07.2025)	20,5	62,9	322,7
	pozostałe	2,3	2,4	6,8
Enea Elkogaz	budowa bloków gazowo-parowych w Kozienicach	32,3	370,5	896,2
Ciepło		73,9	73,7	141,6
	modernizacja i remonty źródeł oraz pozostałej infrastruktury	51,8	51,9	56,6
	modernizacja sieci cieplnych	5,8	6,8	10,8
Enea Ciepło	przyłączanie odbiorców	5,4	2,1	15,6
	pozostałe	2,9	6,5	18,0
MEC Piła, PEC Oborniki	modernizacja i remonty majątku ciepłowniczego	7,9	6,4	40,6
OZE		1 950,8	2 333,0	2 535,7
	nowe źródła i rozwój OZE	1 936,9	2 321,4	2 479,2
Enea Nowa Energia (w tym spółki zależne)	modernizacje i remonty infrastruktury OZE	5,6	8,1	37,8
	pozostałe	0,1	0,7	4,6
Enea Elektrownia Połaniec (biomasa)	modernizacje i remonty bloku biomasowego	8,2	2,8	14,1

W Segmencie Wytwarzania istotną część planu inwestycyjnego w roku 2025 (około 59%) stanowi CAPEX w OZE (wartościowo ponad 2,5 mld zł), a pozostała część (wartościowo blisko 1,8 mld zł) przeznaczona jest na modernizacje i remonty majątku wytwórczego, opierającego się na energetyce konwencjonalnej wytwarzającej energię elektryczną i ciepło. Kluczowym w tym zakresie jest projekt Dostosowanie Enea Elektrownia Połaniec S.A. do wymagań Rynku Mocy po 01.07.2025 r., polegający na dostosowaniu bloków węglowych nr 2-7 w Elektrowni Połaniec do zwiększonego współspalania biomasy w ilościach umożliwiających spełnienie wymogów emisyjnych CO² wymaganych przez Rynek Mocy po 1 lipca 2025 r. i skorzystania ze wsparcia (w 2025 r. planujemy na ten cel ponad 320 mln zł). Realizujemy również projekt budowy bloków gazowo-parowych w Kozienicach o mocy 2 x 668 MW o wartości blisko 6,4 mld zł netto (w 2025 r. planujemy wydać ok. 0,9 mld zł). W Elektrowni Połaniec prowadzone są obecnie prace analityczne oraz przygotowawcze związane z podobnym zakresem inwestycji, jak bloki gazowo-parowe w Kozienicach. Enea Elektrownia Połaniec uzyskała warunki przyłączenia do sieci gazowej dla tego projektu i oczekuje na wydanie warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. Ponadto w obydwu lokalizacjach elektrowni systemowych, tj. w Elektrowni Kozienice oraz Elektrowni Połaniec, przygotowywane są projekty związane z budową wielkoskalowych magazynów energii elektrycznej >200 MW każdy, dla których w obydwu przypadkach obecnie trwa procedura wydania warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. W Elektrowni Kozienice trwają prace analityczne związane ze wstępnym studium wykonalności projektu dostosowania bloków klasy 500 MW, tj. nr 9 oraz nr 10, do współspalania biomasy w celu obniżenia wskaźnika emisyjności CO² dla wytwarzanej w nich energii elektrycznej <550g/kWh. Finalne decyzje dotyczące realizacji inwestycji gazowych w Połańcu i wielkoskalowych magazynów energii będą uzależnione od możliwości uzyskania wymaganego zwrotu z inwestycji i zabezpieczenia finansowania projektów.

W I półroczu 2025 r. Grupa Enea dokonała akwizycji 11 farm wiatrowych, o łącznej mocy 199,9 MW W marcu 2025 r. Enea Nowa Energia dokonała zakupu od European Energy sześciu farm wiatrowych o łącznej mocy 83,5 MW, zlokalizowanych w województwie zachodniopomorskim, co podwoiło potencjał OZE w porfelu Enei. Natomiast pod koniec kwietnia 2025 r. Enea Nowa Energia sfinalizowała zakup od Grupy Greenvolt farmy wiatrowej zlokalizowanej w województwie pomorskim o łącznej mocy 83,2 MW. W maju 2025 r. Enea Nowa Energia zawarła umowę kupna portfela farm wiatrowych o mocy 33,2 MW od Greenvolt Power z Grupy Greenvolt. Cztery zakupione farmy znajdują się na różnych etapach realizacji i zlokalizowane są północno-zachodniej Polsce, województwie podkarpackim oraz północnej części kraju. Grupa Enea prowadzi też dalsze prace w zakresie akwizycji źródeł OZE, w szczególności dotyczących farm wiatrowych. Intensywnie pracuje także nad budową magazynów energii i to zarówno z przeznaczeniem do współpracy z istniejącymi i planowanymi instalacjami OZE, jak również przeznaczonych do świadczenia usług na rzecz poprawy elastyczności pracy sieci dystrybucyjnej.

Zakupione zostały spółki projektowe wraz z prawami do projektów farm fotowoltaicznych o łącznej mocy 190 MW

Zakupione zostały spółki projektowe wraz z prawami do projektów farm fotowoltaicznych o łącznej mocy ponad 190 MW (tzw. Program "Trafo+"). Zakupione spółki uzupełniły portfel rozwijanych własnymi siłami projektów PV, dzięki czemu możliwe było złożenie wniosku o środki z KPO na realizację inwestycji fotowoltaicznych. Łączna kwota wnioskowanych środków przekracza 500 000 000 zł.

Enea Nowa Energia złożyła wnioski o określenie technicznych warunków przyłączenia na magazyny energii o łącznej mocy ok. 1 GW.

Nazwa i opis projektu		Moc [MW]	Postęp	Rok zakończenia
FW Bejsce	akwizycja SPV posiadającej FW w budowie	19,8	80%	2025
PV Żary i PV Nowiny Wielkie	akwizycje SPV posiadających gotowe instalacje	12,0	100%	2024
PV Darżyno I	budowa instalacji (greenfield) przyłączonej poprzez istniejącą FW Darżyno (6,3 MW) w formule cable pooling	2,0	100%	2024
PV Dygowo I	budowa instalacji (greenfield)	8,0	95%	2025
PV Jastrowie II	budowa instalacji (greenfield)	8,0	80%	2025
PV Krzęcin	budowa instalacji jako kontynuacja projektu akwizycyjnego ze wszystkimi pozwoleniami	6,6	85%	3 MW – 2023 3,6 MW – 2026
PV Lipiny 2	przygotowanie do rozpoczęcia prac budowlanych	2,1	30%	2025
FW Grzmiąca 6 MW, Białogard I 7,9 MW, Drawsko II 5,25 MW, Kołobrzeg 19,25 MW, Siemyśl 6,3 MW, Liskowo 38,8 MW	akwizycja SPV posiadających działające farmy wiatrowe	83,5	91%	2025
FW Pelplin	akwizycja SPV posiadających działającą farmę wiatrową (na etapie uzyskania koncesji)	83,2	99%	2025
FW Jabłonowo Pomorskie 6,6 MW, FW Nowe Miasto Lubawskie 6,6 MW, FW Zaklików 10 MW, FW Skibno 10 MW	akwizycja czterech farm wiatrowych będących na różnych etapach rozwoju	33,2	75%	10 MW – 2025 23,2 MW – 2026

Nowe źródła OZE w latach 2024 – 2025 r. i ich postęp zaawansowania

Moce w farmach fotowoltaicznych [MW]

+10,1

Moce w farmach wiatrowych [MW]

Rozwój energetyki odnawialnej to dla nas nie tylko strategiczny kierunek, ale konkretne działania podejmowane każdego dnia. Akwizycje farm wiatrowych to kolejny krok Enei w stronę silnej, zielonej przyszłości opartej na odnawialnych źródłach energii. Konsekwentnie budujemy nasz portfel projektów OZE, inwestując w technologie, które realnie wpływają na bezpieczeństwo energetyczne Polski i poprawę jakości środowiska.

___________________________________________Bartosz Krysta, Wiceprezes Enei ds. handlowych

Enea Elkogaz podpisała umowę na zaprojektowanie, dostawę, budowę i uruchomienie dwóch bloków gazowoparowych o nominalnej mocy elektrycznej brutto 668 MWe każdy

Realizacja projektu gazowego w Enea Elkogaz

17 lipca 2025 r. Enea Elkogaz zakończyła negocjacje i podpisała z Çalk Enerji Sanayi ve Ticaret A. Ş. umowę warunkową na zaprojektowanie, dostawę, budowę i uruchomienie dwóch bloków gazowoparowych wraz z infrastrukturą towarzyszącą w formule "pod klucz" (EPC), pracujących w cyklu kombinowanym (CCGT) o nominalnej mocy elektrycznej brutto 668 MWe każdy oraz na świadczenie usług serwisu w ramach eksploatacji bloków (LTSA). Szczegółowe informacje, na temat podpisanej umowy zostały zawarte w raporcie bieżącym nr 28/2025 z 17 lipca 2025 r. 30 lipca 2025 r. do Enei Elkogaz wpłynęło potwierdzenie, że Komisja Europejska zgodnie z art. 30 ust. 3 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/256 z dnia 14 grudnia 2022 w sprawie subsydiów zagranicznych zakłócających rynek wewnętrzny (rozporządzenie FSR) nie będzie prowadzić postępowania szczegółowego i wyraziła zgodę na udzielenie zamówienia. Tym samym zrealizowany został jeden z warunków zawieszających wejście kontraktu w życie. 8 sierpnia 2025 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki ogłosił ostateczne wyniki aukcji dogrywkowej Rynku Mocy. Tym samym zrealizowany został ostatni z warunków zawieszających wejście kontraktu w życie. 29 sierpnia 2025 r. zarząd Enea Elkogaz wydał polecenie rozpoczęcia prac Generalnemu Wykonawcy. Inwestycja finansowana będzie w formule project finance z udziałem Grupy Enea na poziomie 30%. Finansowanie będzie wsparte gwarancją KUKE.

Enea dostarcza energię do 2,8 mln klientów w zachodniej Polsce, na obszarze 58,2 tys. km²

114 posterunków energetycznych zapewniających

niezawodność dostaw

Enea Operator odpowiada za dystrybucję energii elektrycznej do 2,8 mln klientów w zachodniej i północno-zachodniej Polsce na obszarze 58,2 tys. km² . Podstawowym zadaniem Enei 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 i Enea Logistyka.

Dane operacyjne

I pół. 2024 I pół. 2025 Zmiana Zmiana % II kw. 2024 II kw. 2025 Zmiana Zmiana % Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym [GWh] 9 989 9 998 9 0,1% 4 805 4 863 58 1,2% Liczba klientów (stan na koniec okresu sprawozdawczego) [tys.] 2 809 2 840 31 1,1% 2 809 2 840 31 1,1%

Sprzedaż usług dystrybucyjnych [GWh]

Sprzedaż usług dystrybucyjnych [mln zł]

Liczba przyłączonych źródeł OZE w I półroczu 2025 r. wzrosła o 5,4 tys. szt.

Przyłączone źródła OZE na terenie działania Enea Operator w okresie 2020-2025 r.

	Liczba przyłączonych źródeł OZE (z wyłączeniem mikroinstalacji), narastająco [szt.]	Liczba przyłączonych mikroinstalacji wynikająca ze złożonych zgłoszeń i wniosków, narastająco [szt.]	Liczba przyłączonych źródeł OZE łącznie, narastająco [szt]	Suma mocy przyłączonych źródeł OZE (z wyłączeniem mikroinstalacji), narastająco [MW]	Suma mocy przyłączonych mikroinstalacji wynikająca ze złożonych zgłoszeń i wniosków, narastająco [MW]	Suma mocy przyłączonych źródeł OZE łącznie, narastająco [MW]
2020	586	61 990	62 576	1 896	435	2 331
2021	840	108 873	109 713	2 411	830	3 241
2022	1 274	150 283	151 557	3 100	1 257	4 357
2023	1 808	174 278	176 086	4 316	1 559	5 875
2024	2 208	189 569	191 777	5 446	1 764	7 210
I pół. 2025	2 406	194 750	197 156	5 935	1 853	7 788

Według stanu na 30 czerwca 2025 r., moc źródeł OZE przyłączonych do sieci Enea Operator wyniosła 7,9 GW (z uwzględnieniem źródeł OZE w sieciach OSDn).

Liczba przyłączonych źródeł OZE, łącznie z mikroinstalacjami dane narastające [tys. szt.]

Moc przyłączonych źródeł OZE, łącznie z mikroinstalacjami dane narastające [MW]

Liczba i długość przyłączy

Wyszczególnienie	2024		I pół. 2025
	Liczba [szt.]	Długość [km]	Liczba [szt.]	Długość [km]
Napowietrzne	363 523	6 923	362 925	6 904
Kablowe	747 877	6 625	755 173	6 626
Razem	1 111 400	13 548	1 118 098	13 530

Liczba stacji elektroenergetycznych [szt.]

Wyszczególnienie	2024	I pół. 2025
110 kV	267	267
SN	40 147	40 267
Razem	40 414	40 534

Długość linii [km]

Długość linii w przeliczeniu na jeden tor [km]	2024			I pół. 2025
	WN	SN	nN1	WN	SN	nN¹
linie napowietrzne	5 440	32 515	26 774	5 490	32 371	26 692
linie kablowe	74	14 816	32 391	96	14 907	32 786
Razem	5 514	47 331	59 165	5 586	47 278	59 478

¹ bez przyłączy

Enea Operator jest operatorem systemu dystrybucyjnego, czyli przedsiębiorstwem energetycznym zajmującym się dystrybucją energii elektrycznej, odpowiedzialnym za ruch sieciowy w elektroenergetycznym systemie dystrybucyjnym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci dystrybucyjnej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi.

Operatorzy systemów dystrybucyjnych zobowiązani są do przedkładania do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, podstawowego dokumentu regulującego ich działalność, jakim jest taryfa. Dokument ten stanowi zestawienie stawek opłat za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej oraz określa zasady ich stosowania, jest więc podstawowym elementem kształtującym przychody przedsiębiorstwa energetycznego.

Taryfa ustalana jest stosownie do zakresu wykonywanej działalności związanej z dystrybucją energii elektrycznej, w sposób zapewniający pokrycie uzasadnionych kosztów działalności gospodarczej (kosztów ponoszonych z tytułu pełnienia funkcji operatora systemu dystrybucyjnego) wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność.

Zwrot z kapitału jest kluczowym elementem, kształtującym wynik finansowy i decydującym o przyszłych zdolnościach inwestycyjnych i rozwojowych przedsiębiorstwa. Jest on kalkulowany w oparciu o średnioważoną stopę zwrotu z kapitału (WACC) oraz wartość regulacyjną aktywów (WRA). WRA jest corocznie określana w szczególności w oparciu o realizowane inwestycje z uwzględnieniem ich amortyzacji.

Dodatkowo, począwszy od roku 2025, zwrot z kapitału jest powiększany o zwrot z inwestycji planowanych na dany rok taryfowy.

WACC ustalany jest przez Prezesa URE, przy czym uwzględnia m.in. konieczność zapewnienia finansowania rosnących potrzeb inwestycyjnych OSD określonych w Karcie Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki (KET), zwłaszcza związanych z przyłączaniem OZE. Przy ustalaniu wysokości WACC na dany rok, uwzględniana jest dodatkowa premia za reinwestowanie w roku 2024 zależna od przyjętych przez OSD priorytetów inwestycyjnych, w tym planowanych do poniesienia nakładów na poszczególne kategorie inwestycyjne wynikające z KET.

Ponad 112 tys. km posiadanych linii dystrybucyjnych na koniec I półrocza 2025 r.

Zwrot z kapitału

kluczowym elementem kształtującym wynik i możliwości inwestycyjne Enei Operator

Przychód regulowany [mln zł]

Łączna wartość regulacyjna aktywów (WRA) uwzględniona w kalkulacji taryfy na rok 2025 wyniosła: 12 747 147 tys. zł, natomiast wysokość nakładów inwestycyjnych będąca podstawą do wyliczenia dodatkowego zwrotu z inwestycji planowanych na dany rok taryfowy wyniosła: 772 270 tys. zł.

WACC [%]

¹ Koszty operacyjne, podatki, koszty zakupu energii elektrycznej, koszty zakupu usług przesyłowych i dystrybucyjnych, opłaty "przenoszone", konto regulacyjne

Premia za reinwestowanie WACC w taryfie 2025 r. jest wyższa niż w 2024 r.

Działania polegające na utrzymaniu modelu regulacyjnego opartego na kosztach rzeczywistych i planowanych kosztach uzasadnionych Enei Operator oraz optymalizacja i zwiększenie efektywności prac realizowanych brygadami własnymi, przyczyniły się do uzyskania poziomu kosztów operacyjnych zbliżonego do kosztów uznanych w taryfie. Dodatkowo, poprzez koncentrację działań inwestycyjnych zgodnie z projektem obowiązującym dla wszystkich OSD pod nazwą Karta Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki (KET), spółka Enea Operator buduje wartość swojego majątku, co wpłynęło na wzrost WRA o ok. 2 mld zł oraz zapewniło uzyskanie premii za reinwestowanie WACC w taryfie 2025 na poziomie wyższym niż poziom WACC uznany w taryfie 2024. Powyższe przyczyniło się do zwiększenia zwrotu z kapitału i tym samym do optymalnego zarządzania źródłami finansowania oraz budowania wartości spółki.

Czas trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej (SAIDI) oraz częstość przerw (SAIFI)

Poniższe porównanie obejmuje zdarzenia, które wystąpiły w sieci wysokiego i średniego napięcia.

Łączne wskaźniki SAIDI i SAIFI liczone zgodnie z metodologią URE są sumą wskaźnika dla przerw nieplanowanych z uwzględnieniem przerw katastrofalnych oraz przerw planowanych na wysokim i średnim napięciu.

Wartości wskaźników zostały wyliczone z ostatnich 12 miesięcy.

SAIDI oczyszczone (WN, SN) [minuty]

98,69	78,40	78,40	84,82	85,27	83,64	82,45
88,17	72,32	72,68	73,39	72,15	68,72	65,86
2019	2020	2021	2022	2023	2024	I pół.
		SAIDI nieplanowane oczyszczone		SAIDI oczyszczone		2025

Porównanie wskaźnika SAIDI wyznaczonego zgodnie z metodologią Urzędu Regulacji Energetyki zawartą w dokumencie Regulacja Jakościowa w latach 2016–2020 dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (dotycząca operatorów, którzy z dniem 1 lipca 2007 r. dokonali rozdzielenia działalności) z oczyszczonym wskaźnikiem SAIDI, stanowiącym zagregowaną do poziomu spółki wartość obszarowych wskaźników dotyczących czasu trwania przerw (CTP) w dostarczaniu energii elektrycznej. Wskaźnik CTP został wyznaczony dla obszarów: wieś, miasto oraz miasto na prawach powiatu, zgodnie z metodologią URE zawartą w dokumencie Regulacja Jakościowa w latach 2018-2022 dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych. Oczyszczone wskaźniki CTP stanowią podstawę oceny wykonania przez OSD wskaźników regulacji jakościowej.

SAIFI oczyszczone (WN, SN) [liczba]

2,51 2,41	2,09 2,03	1,94 1,89	1,90 1,81	1,83 1,75	1,63 1,55	1,52 1,43
2019	2020	2021	2022	2023	2024	I pół.
		SAIFI nieplanowane oczyszczone		SAIFI oczyszczone		2025

Porównanie wskaźnika SAIFI wyznaczonego zgodnie z metodologią Urzędu Regulacji Energetyki zawartą w dokumencie Regulacja Jakościowa w latach 2016-2020 dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (dotycząca operatorów, którzy z dniem 1 lipca 2007 r. dokonali rozdzielenia działalności) z oczyszczonym wskaźnikiem SAIFI, stanowiącym zagregowaną do poziomu spółki wartość obszarowych wskaźników dotyczących częstości przerw (CP) w dostarczaniu energii elektrycznej. Wskaźnik CP został wyznaczony dla obszarów: wieś, miasto oraz miasto na prawach powiatu, zgodnie z metodologią URE zawartą w dokumencie Regulacja Jakościowa w latach 2018-2022 dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych. Oczyszczone wskaźniki CP stanowią podstawę oceny wykonania przez OSD wskaźników regulacji jakościowej.

Dane finansowe

[tys. zł]	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	2 416 119	2 739 683	323 564	13,4%	1 171 710	1 324 680	152 970	13,1%
usługi dystrybucyjne do odbiorców końcowych	2 235 483	2 541 835	306 352	13,7%	1 080 658	1 226 780	146 122	13,5%
opłaty za przyłączenie do sieci	70 315	78 734	8 419	12,0%	27 903	36 389	8 486	30,4%
pozostałe	110 321	119 114	8 793	8,0%	63 149	61 511	-1 638	-2,6%
Rekompensaty	197 633	-1 657	-199 290	-100,8%	79 838	-2 160	-81 998	-102,7%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	2 613 752	2 738 026	124 274	4,8%	1 251 548	1 322 520	70 972	5,7%
EBIT	764 463	982 683	218 220	28,5%	348 359	442 659	94 300	27,1%
Amortyzacja	395 231	415 515	20 284	5,1%	198 068	211 147	13 079	6,6%
EBITDA	1 159 694	1 398 198	238 504	20,6%	546 427	653 806	107 379	19,7%
Marża EBITDA	44,4%	51,1%	6,7 p.p.	-	43,7%	49,4%	5,7 p.p.	-
CAPEX	645 739	899 758	254 019	39,3%	388 664	585 336	196 672	50,6%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	9,3%	13,3%	4,0 p.p.	-	10,9%	14,5%	3,6 p.p.	-

Główne czynniki zmiany EBITDA w I półroczu 2025 r. (wzrost o 238,5 mln zł):

Marża z działalności koncesjonowanej (wzrost o 274,1 mln zł)

(+) 117,3 mln zł wpływ wzrostu WRA

(+) 42,2 mln zł wpływ zmiany WACC

(+) 45,4 mln zł dodatkowy zwrot z kapitału od inwestycji w 2025 r.

(+) 69,2 mln zł zmiana pozostałych czynników

Koszty operacyjne (wzrost o 13,4 mln zł)

(-) wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 12,7 mln zł

(-) wzrost kosztów podatków i opłat o 12,1 mln zł

(+) spadek kosztów usług obcych o 4,3 mln zł

(+) zmiana pozostałych czynników o 7,1 mln zł

Pozostała działalność operacyjna (spadek o 21,5 mln zł)

(-) zmiana stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego o 17,6 mln zł

(-) spadek przychodów z tytułu usuwania kolizji infrastruktury sieciowej o 5,4 mln zł

(+) zmiana pozostałych czynników o 1,5 mln zł

(+) spadek kosztów usług obcych o 5,2 mln zł

CAPEX – realizacja kluczowych projektów [mln zł]

Wyszczególnienie	Wykonanie I pół. 2025	Plan I pół. 2025	Plan 2025
Enea Operator	898,5	787,9	2 698,3
modernizacja i odtworzenie majątku	401,6	344,3	1 316,2
przyłącza nowych odbiorców, źródeł i OSD	389,5	350,5	833,4
liczniki i układy pomiarowe	32,0	20,9	347,8
teleinformatyka	28,1	49,1	102,8
pozostałe	47,3	23,1	98,2

W I półroczu 2025 r. Enea Operator realizowała szereg projektów i działań, nakierowanych na rozwój i zapewnienie bezpieczeństwa sieci dystrybucyjnej, a związanych przede wszystkim z transformacją energetyczną, nowymi wyzwaniami i potrzebami, a także obowiązkami prawnymi. Wśród nich należy wskazać:

Inwestycje w infrastrukturę sieciową i zwiększenie niezawodności dostaw energii

• Zakończenie kluczowych inwestycji w obszarze infrastruktury sieciowej: modernizacja stacji 110/SN Sieraków oraz stacji 110/SN Mostkowo, budowa nowej stacji 110/15 kV Borek Wlkp. wraz z linią zasilającą oraz wyprowadzeniami SN, przebudowa do wyższych parametrów pracy linii 110 kV relacji Kruszwica – Karczyn, Kruszwica – Mątwy, Marulewska – Mątwy, budowa nowej linii napowietrznej 110 kV relacji Zielona Góra Braniborska – Nowa Sól Graniczna oraz budowa wyprowadzeń 110 kV z nowo budowanej stacji 400/110 kV Baczyna. Inwestycje te podniosą bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do klientów Enei Operator, dzięki skróceniu czasu trwania i częstości przerw w dostawach energii. Zwiększą one również możliwości przyłączania źródeł OZE, a także poprawią elastyczność pracy sieci elektroenergetycznej i bezpieczeństwo energetyczne.
• W obszarze infrastruktury sieciowej kontynuacja i rozpoczęcie licznych nowych inwestycji, w tym przygotowanie do uruchomienia inwestycji wspierających transformację energetyczną z długoletnią perspektywą realizacji. W kwietniu br. spółka przesłała do Prezesa URE projekt Planu Rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2026-2031, który bazuje w dużej mierze na "Karcie Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki" (KET). Obecnie trwa proces uzgadniania Planu Rozwoju z Prezesem URE.
• Zawarcie w I kwartale 2025 r. umów z 4 producentami liczników zdalnego odczytu, wyłonionymi w ramach postępowania przetargowego w trybie partnerstwa innowacyjnego w I kwartale 2025 r. oraz zakończenie etapu I, tj. etapu koncepcyjnego, i rozpoczęcie etapu II, tj. etapu prac badawczo-rozwojowych, w II kwartale 2025 r. Postępowanie prowadzone było w celu realizacji zapisów Ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo Energetyczne, która nałożyła na operatorów systemów dystrybucyjnych w Polsce, obowiązek instalacji, do 4 lipca 2031 r., u 100% klientów, liczników zdalnego odczytu skomunikowanych z systemem zdalnego odczytu. W II kwartale producenci LZO realizowali etap prac badawczo-rozwojowych.
• Realizację projektu Dostosowanie systemów informatycznych i procesów biznesowych do współpracy z Centralnym Systemem Informacji Rynku Energii, dotyczącego przygotowania Enei Operator do wdrożenia przez PSE S.A., jako Operatora Informacji Rynku Energii, Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii.

W I półroczu 2025 r. Enea Operator kontynuowała prace w ramach projektu oraz przeprowadziła następujące działania:

• w zakresie systemu pomiarowego kontynuowano realizację umowy zawartej z wykonawcą i dokonano odbioru kolejnych prac. W zakresie dostosowania funkcjonalności systemu pomiarowego do CSIRE prace dobiegają końca,
• w zakresie systemu bilansującego kontynuowano realizację umowy zawartej z wykonawcą, dokonano odbioru etapu I umowy oraz kontynuowano prace związane z realizacją kolejnego etapu umowy. Zakończenie prac planowane jest na III kwartał 2025 r.,

Rozwój systemów pomiarowych i bilansujących – fundament transformacji cyfrowej Enei Operator

• w zakresie systemu bilingowego kontynuowano realizację zawartej umowy z wykonawcą, a także dokonano odbioru kolejnych prac, związanych m.in. z uzgodnieniem zakresu funkcjonalnych zmian w systemie wynikających z opublikowanych przez PSE S.A. modyfikacji wymagań CSIRE, a także rozpoczęto testy pierwszych funkcjonalności systemowych w zakresie przedmiotowych zmian dla systemu bilingowego.
• Enea Operator kontynuowała również zainicjowany w 2024 r. proces migracji danych do CSIRE, a także kontynuowała proces uzgadniania i uspójniania danych z innymi uczestnikami rynku, z którymi spółka współpracuje. Istotnym czynnikiem wpływającym na realizację projektu jest wejście w życie ustawy z dnia 21 maja 2025 r. o zmianie niektórych ustaw w związku z wprowadzaniem centralnego systemu informacji rynku energii i innych ustaw – zmieniająca termin przystąpienia spółki do CSIRE. Nowy termin przystąpienia spółki ustalono w zapisach ustawowych na 19 października 2025 r.
• Intensyfikację działań ukierunkowanych na zwiększenie elastyczności sieci, a tym samym wzrost możliwości absorpcji energii ze źródeł odnawialnych poprzez efektywne zarządzanie dwukierunkowym przepływem energii i wykorzystanie jej w gospodarce. Zakończeniem prac przygotowawczych była publikacja 24 grudnia 2024 r. Karty aktualizacji nr 36/2024 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej Enea Operator w Biuletynie Informacji Publicznej URE. W jej zakres wchodziło wdrożenie nowych narzędzi, których wykorzystanie ma na celu zapewnienie prawidłowego funkcjonowania systemu dystrybucyjnego w warunkach dynamicznego rozwoju źródeł OZE. Należą do nich:
  • interwencyjna dostawa mocy czynnej (uruchomiona operacyjnie w I kwartale 2025 r.),
  • interwencyjna regulacja mocy biernej na polecenie Enei Operator (planowane uruchomienie operacyjne do końca sierpnia 2025 r.),
  • optymalizacja pracy sieci dystrybucyjnej z wykorzystaniem magazynowania energii (planowane uruchomienie operacyjne na przełomie 2025/2026 r.).
• Realizację działań ukierunkowanych na zwiększenie efektywności i transparentności procesu przyłączania źródeł OZE do sieci Enei Operator, w szczególności wydawania warunków przyłączenia dla II i III grupy przyłączeniowej. Dynamika popytu na przyłączenia obserwowana na etapie składania wniosków, zmieniające się przepisy i regulacje oraz ograniczenia techniczne po stronie infrastruktury elektroenergetycznej, wpływają znacząco na przebieg i sprawność tego procesu. W związku z tym spółka:
  • usprawniła komunikację z wytwórcami OZE poprzez publikację na stronie internetowej: listy wniosków o przyłączenie do sieci oczekujących na rozpatrzenie, komunikatów dotyczących zmian w procesie obsługi wniosków o przyłączenie, a także sekcji Q&A odpowiadającej na najczęściej pojawiające się pytania,
  • udostępniła wykaz dostępnych mocy przyłączeniowych prezentowanych w formie dynamicznego raportu oraz interaktywnej mapy ze wskazaniem szczegółowych informacji przypisanych do poszczególnych GPZ,
  • zorganizowała dwie dedykowane sesje komunikacyjno-informacyjne, w których łącznie udział wzięło ponad 400 wytwórców OZE, a której celem było nie tylko budowanie relacji, ale przede wszystkim wspólny dialog o działaniach na rzecz trwającej transformacji energetycznej.

Nowe narzędzie Enei Operator

Enea Operator wprowadziła na swojej stronie internetowej www.operator.enea.pl nowe narzędzia wspierające inwestorów OZE – interaktywną mapę nasycenia sieci "zieloną energią" oraz mapę dostępności sieci. Celem inicjatywy jest ułatwienie inwestorom podjęcie decyzji inwestycyjnych dotyczących lokalizacji odnawialnych źródeł energii.

Enea Operator w stałym dialogu z ponad 400 wytwórcami OZE

https://www.operator.enea.pl/ospolce/aktualnosci/szczegoly/13enea-operator-udostepnia-nowe-interaktywne-mapy-oze-idostepnosci-sieci?department=teczka-prasowa

4.6.5. Obszar Obrotu

Obszar Obrotu uwzględnia także dane Enei Trading i Enei Power&Gas Trading

Zadania Obszaru Obrotu realizuje Enea S.A, Enea Trading oraz Enei Power&Gas Trading. Do najważniejszych należą: kompleksowa obsługa klientów, obrót energią elektryczną i paliwem gazowym na rynku detalicznym, oferta produktowa i usługowa dostosowana do potrzeb klientów, optymalizacja portfela kontraktów hurtowych energii elektrycznej i paliwa gazowego, działania na rynkach produktowych oraz zapewnienie dostępu do rynków hurtowych. Obsługujemy 2,76 mln klientów i działamy na terenie całego kraju.

Dane operacyjne

	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym [GWh]	12 495	12 050	-445	-3,6%	5 949	5 841	-108	-1,8%
Liczba odbiorców (Punkty Poboru Energii) (stan na koniec okresu sprawozdawczego) [tys.]	2 741	2 763	22	0,8%	2 741	2 763	22	0,8%

Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom detalicznym Enea S.A. [GWh]

Rentowność Obszaru Obrotu zwiększyła się w wyniku mniejszego poziomu regulacji rynku W I półroczu 2025 r. w stosunku do I półrocza 2024 r. łączny wolumen sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego był niższy o 445 GWh, tj. o 3,6%. Spadek spowodowany był zmianą portfela klientów.

W segmencie odbiorców biznesowych odnotowano spadek wolumenu sprzedaży energii elektrycznej o 432 GWh, tj. o 4,3%, a w segmencie gospodarstw domowych spadek wolumenu o 19 GWh, tj. o 0,8%.

Wolumen sprzedaży paliwa gazowego w I półroczu 2025 r. wyniósł 7 GWh. W roku 2024 zaprzestano świadczenia usługi kompleksowej odbiorcom końcowym zużywającym paliwo gazowe na potrzeby gospodarstw domowych oraz małego biznesu.

Łączne przychody ze sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego w I półroczu 2025 r. spadły w stosunku do I półrocza 2024 r. o 866 mln zł, tj. o 12,2%, co jest odzwierciedleniem spadku cen energii elektrycznej na rynku hurtowym.

Dane finansowe

I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
13 200 106	8 668 038	-4 532 068	-34,3%	4 506 411	3 844 506	-661 905	-14,7%
700 116	321 986	-378 130	-54,0%	312 252	152 786	-159 466	-51,1%
13 900 222	8 990 024	-4 910 198	-35,3%	4 818 663	3 997 292	-821 371	-17,0%
194 436	415 362	220 926	113,6%	115 585	202 505	86 920	75,2%
1 492	1 606	114	7,6%	777	845	68	8,8%
195 928	416 968	221 040	112,8%	116 362	203 350	86 988	74,8%
1,4%	4,6%	3,2 p.p.	-	2,4%	5,1%	2,7 p.p.	-
49,6%	43,6%	-6,0 p.p.	-	41,8%	43,7%	1,9 p.p.	-
	Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w

Główne czynniki zmiany EBITDA w I półroczu 2025 r. (wzrost o 221,0 mln zł):

Skorygowana marża I pokrycia (wzrost o 592,2 mln zł)

(+) spadek średniej ceny zakupu energii o 17,7%

• (+) wznowienie sprzedaży paliwa gazowego w 2025 r.
• (-) spadek średniej ceny sprzedaży energii o 9,0%

(-) spadek wolumenu sprzedaży energii o 3,6%

(-) wzrost kosztów obowiązków ekologicznych o 13,5%

(-) aktualizacja wyceny kontraktów CO₂, transakcji terminowych energii i gazu

Obszar Obrotu odnotował wzrost EBITDA o 221 mln zł

Rekompensaty dotyczące energii elektrycznej (spadek o 378,2 mln zł)

zgodnie z zapisami ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. oraz w 2024 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej [art. 12, ustawa o limitach zużycia] oraz ustawy 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 w 2024 r.[art. 8, ustawa o limitach cen]

(-) w I półroczu 2024 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 700,1 mln zł

(+) w I półroczu 2025 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 321,9 mln zł

Koszty własne (spadek o 3,8 mln zł)

(+) spadek kosztów bezpośrednich sprzedaży o 4,8 mln zł

(+) spadek kosztów usług wspólnych o 1,0 mln zł

(-) wzrost kosztów ogólnego zarządu o 2,0 mln zł

Rezerwy dotyczące umów rodzących obciążenia (wzrost wykorzystania rezerw o 23,0 mln zł)

(+) w I półroczu 2025 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 27,9 mln zł 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 I półroczu 2024 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 4,9 mln zł 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

Pozostałe czynniki (spadek o 19,7 mln zł)

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

(-) wzrost kosztów darowizn o 2,5 mln zł

(-) wzrost kosztów postępowań sądowych o 1,5 mln zł

(-) wzrost kosztów rezerw na przewidywane straty i potencjalne roszczenia o 1,3 mln zł

(-) spadek przychodów z tytułu licencji związanych z marką Enea o 1,1 mln zł

(+) spadek odpisanych należności w koszty o 3,1 mln zł

(+) wzrost przychodów z tytułu odszkodowań o 2,6 mln zł

[mln zł]

Wzrost skorygowanej marży I pokrycia o 227,4 mln zł

Spadek rekompensat dot. energii elektrycznej o 159,5 mln zł

Główne czynniki zmiany EBITDA w II kwartale 2025 r. (wzrost o 87,0 mln zł):

Skorygowana marża I pokrycia (wzrost o 227,4 mln zł)

(+) spadek średniej ceny zakupu energii o 18,6%

(-) spadek średniej ceny sprzedaży energii o 11,4%

(-) wzrost kosztów obowiązków ekologicznych o 29,2%

(-) spadek wolumenu sprzedaży energii o 1,8%

(-) aktualizacja wyceny kontraktów CO₂, transakcji terminowych energii i gazu

Rekompensaty dotyczące energii elektrycznej (spadek o 159,5 mln zł)

zgodnie z zapisami ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. oraz w 2024 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej [art. 12, ustawa o limitach zużycia] oraz ustawy 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 w 2024 r. [art. 8, ustawa o limitach cen]

(-) w II kwartale 2024 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 312,3 mln zł

(+) w II kwartale 2025 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 152,8 mln zł

Koszty własne (spadek o 14,7 mln zł)

(+) spadek kosztów bezpośrednich sprzedaży o 15,1 mln zł

(+) spadek kosztów usług wspólnych o 2,0 mln zł

(-) wzrost kosztów ogólnego zarządu o 2,4 mln zł

Rezerwy dotyczące umów rodzących obciążenia (wzrost wykorzystania rezerw o 14,0 mln zł)

(+) w II kwartale 2025 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 18,9 mln zł 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 II kwartale 2024 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 4,9 mln zł 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

Pozostałe czynniki (spadek o 9,6 mln zł)

(-) wzrost kosztów usług dystrybucji dotyczące obowiązującego modelu rozliczenia z prosumentami o 8,8 mln zł

(-) wzrost kosztów darowizn o 2,0 mln zł

(-) wzrost odpisanych należności w koszty o 3,3 mln zł

(+) spadek odpisów aktualizujących należności o 3,2 mln zł

(+) wzrost przychodów z tytułu licencji związanych z marką Enea o 1,6 mln zł

Kluczowe projekty:

Obszar Handlu Detalicznego i Obsługi Klienta

• Uruchomienie dla klientów Enei S.A. aplikacji Moja Enea, która umożliwia wygodny dostęp do danych, dokumentów elektronicznych, salda konta, szybkich płatności oraz otrzymywanie powiadomień o terminach i kwotach do zapłaty. Aplikację można pobrać z App Store lub Sklepu Play.
• Kontynuacja prac nad wprowadzeniem automatyzacji obsługi z wykorzystaniem m.in. robotyzacji procesów biznesowych.

Realizacja

kompleksowego programu transformacji

i rozwoju, obejmującego

cyfryzację obsługi klienta

• Działania 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. GK Enea ma obowiązek dostosować swoją organizację, procesy oraz systemy IT do CSIRE do ustawowego terminu.
• Prace nad wdrożeniem rozwiązań do komunikacji z Krajowym Systemem eFaktur (KSeF) w zakresie systemów bilingowych Enei. Rozwiązanie musi zostać wdrożone do lutego 2026 r.
• Wznowienie ofertowania paliwa gazowego dużym klientom biznesowym.
• Uruchomienie projektu Opracowanie modelu prognozowania poziomu zapotrzebowania na energię odbiorców i generacji źródeł wytwórczych.
• Uruchomienie projektu Zmiana modelu funkcjonowania sprzedaży i handlu hurtowego energią elektryczną wraz z wydzieleniem sprzedaży B2C i B2B do spółki zależnej Enei S.A.
• Realizacja prac w ramach strategicznego Programu wdrożenia innowacji i wzrostu efektywności obsługi klienta. W ramach programu realizowane są między innymi następujące projekty i inicjatywy:
  • Badanie satysfakcji klientów w Obszarze Obsługi Klientów, którego celem jest wdrożenie cyklicznych badań satysfakcji klientów (CSI) oraz pomiaru wskaźnika wysiłku (CES) w związku z użytkowaniem aplikacji mobilnej Moja Enea,
  • Zmiana sposobu zawierania umów z klientami (z papieru na cyfrowe) – realizacja prac projektowych w zakresie wdrożenia platformy dla umów on-line, które umożliwi zdalne zawieranie umów taryfowych i produktowych nowym klientom indywidulanym oraz biznesowym i przepisującym kontrakty na dane PPE z zastosowaniem elektronicznych sposobów autoryzacji klienta oraz automatyzację procesu zabudowy umowy w systemie bilingowym.
• Sprzedaż klientom "zielonej energii": sprzedaż EKO oferty z gwarancjami pochodzenia zarówno klientom z gospodarstw domowych, jak i klientom biznesowym – dotychczasowy poziom zakontraktowania przekroczył 600 GWh sprzedaży "zielonej energii". W ramach rozszerzenia oferty, od 15 maja wdrożone zostały cenniki EKO w ofercie Energia+ Fachowiec dla klientów z gospodarstw domowych. Ponadto, w odpowiedzi na oczekiwania części klientów biznesowych, planowane jest wdrożenie w najbliższym czasie: EKO oferty w wariancie 3-letnim oraz "zielonej oferty" z ceną wyznaczaną według cen produktów notowanych na rynku terminowym Towarowej Giełdy Energii (dla największych klientów biznesowych).
• Uruchomienie przez Enea Eko oferty usług efektywności energetycznej i transformacji energetycznej dla przedsiębiorstw i jednostek samorządu oraz działań związanych z budową interaktywnych produktów edukacyjnych w zakresie transformacji energetycznej i zarządzania energią.

Obszar Handlu Hurtowego

Enea prowadzi działania

w obszarze wytwarzania i handlu energią, obejmujące dostosowanie Elektrowni Połaniec do wymogów Rynku Mocy

• Realizacja projektu Dostosowanie Enea Elektrownia Połaniec S.A. do wymagań Rynku Mocy po 1 lipca 2025 r. oraz na potrzeby jednostek wytwórczych z GK Enea, w ramach którego prowadzona jest analiza rynku dostawców sortymentów biomasy wykorzystywanych na potrzeby współspalania, zdolności logistycznych dostaw paliwa do Elektrowni Połaniec i warunków kontraktacji umożliwiających pracę elektrowni w reżimie przewidzianym dla Jednostki Wytwórczej Centralnie Dysponowanej (JWCD). Docelowo projekt ma umożliwić zakontraktowanie paliwa biomasowego umożliwiającego od 1 stycznia 2026 r. blokom 2-7 Elektrowni Połaniec pracę ze średnią emisyjnością na poziomie nie przekraczającym 550 g/kWh.
• Realizacja projektu Integracji procesowo-funkcjonalnej Enea Trading sp. z o.o. i Enea Power&Gas Trading sp. z o.o. mającego na celu konsolidację funkcji obsługi handlowej spółek GK Enea w strukturach jednego podmiotu.
• Kontynuacja kontraktacji energii elektrycznej z kontrahentami spoza GK Enea w ramach portfela origination na poziomie ponad 700 GWh w skali roku.
• Planowane uruchomienie projektu Optymalizacja pracy źródeł OZE na rynku energii i rynku bilansującym w Polsce.

4.6.6. Obszar Pozostałej działalności

W Obszarze Pozostałej działalności prezentowane są dane finansowe spółek m.in.: Enea Centrum, Enea Oświetlenie i Enea Innowacje. 23 lipca 2024 r. na Nadzwyczajnym Zgromadzeniu Wspólników Enea Innowacje podjęto uchwałę o otwarciu likwidacji spółki oraz powołaniu likwidatora. 31 marca 2025 r. Zwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enea Innowacje w likwidacji podjęło uchwałę w sprawie zakończenia procesu likwidacji spółki. 10 kwietnia 2025 r. spółka została wykreślona z KRS. Wpis jest nieprawomocny.

[tys. zł]	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	382 245	366 619	-15 626	-4,1%	207 157	175 673	-31 484	-15,2%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	3 679	3 527	-152	-4,1%	731	521	-210	-28,7%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	385 924	370 146	-15 778	-4,1%	207 888	176 194	-31 694	-15,2%
EBIT	73 909	51 054	-22 855	-30,9%	54 300	11 456	-42 844	-78,9%
Amortyzacja	36 657	41 056	4 399	12,0%	18 304	21 300	2 996	16,4%
EBITDA	110 566	92 110	-18 456	-16,7%	72 604	32 756	-39 848	-54,9%
Marża EBITDA	28,6%	24,9%	-3,7 p.p.	-	34,9%	18,6%	-16,3 p.p.	-
CAPEX	27 420	46 016	18 596	67,8%	14 475	26 572	12 097	83,6%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	1,4%	1,8%	0,4 p.p.	-	1,8%	1,9%	0,1 p.p.	-

4.7. Prognozy wyników finansowych

Agencja Fitch Ratings potwierdziła utrzymanie stabilnej perspektywy ratingu Enei oraz długoterminowe

ratingi na poziomie "BBB"

Zarząd Enei nie publikował prognoz wyników finansowych na 2025 r.

4.8. Rating

Agencja ratingowa Fitch Ratings, w komunikacie z 11 kwietnia 2025 r. potwierdziła utrzymanie stabilnej perspektywy ratingu dla Enei S.A., a także potwierdziła długoterminowe ratingi Spółki w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie "BBB". Pełna treść komunikatu agencji w języku angielskim dostępna jest na stronie internetowej: https://www.fitchratings.com/research /corporate-finance/fitch-affirms-poland-enea-at-bbb-outlook-stable-11-04-2025

4.9. Analiza wskaźnikowa

	5.	I pół. 2024	I pół. 2025	II kw. 2024	II kw. 2025
Wskaźniki rentowności
ROE – rentowność kapitału własnego ¹	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego / Kapitał własny	22,7%	22,4%	21,4%	19,3%
ROA – rentowność aktywów ¹	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego / Aktywa całkowite	11,0%	11,1%	10,4%	9,5%
Rentowność netto	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	12,2%	14,4%	12,0%	13,3%
Rentowność operacyjna	Zysk (strata) z działalności operacyjnej / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	17,0%	19,4%	15,6%	17,0%
Rentowność EBITDA	EBITDA / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	21,5%	24,0%	20,5%	22,2%
Wskaźniki płynności i struktury finansowej
Wskaźnik bieżącej płynności	Aktywa obrotowe / Zobowiązania krótkoterminowe	1,6	1,6	1,6	1,6
Pokrycie majątku trwałego kapitałami własnymi	Kapitał własny / Aktywa trwałe	77,0%	76,8%	77,0%	76,8%
Wskaźnik zadłużenia ogólnego	Zobowiązania ogółem / Aktywa całkowite	51,3%	50,7%	51,3%	50,7%
Dług netto / EBITDA LTM ²	(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	0,39	0,08	0,39	0,08
Wskaźniki aktywności gospodarczej
Cykl rotacji należności krótkoterminowych w dniach ³	Średni stan należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe x liczba dni / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	71	69	74	75
Cykl rotacji zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych w dniach ⁴ ⁵	Średni stan zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych x liczba dni / Koszt sprzedanych produktów, towarów i materiałów	54	59	56	64
Cykl rotacji zapasów w dniach ⁵	Średni stan zapasów x liczba dni / Koszt sprzedanych produktów, towarów i materiałów	32	27	33	29

¹ Licznik wskaźnika tj. zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego podlega annualizacji

² EBITDA z ostatnich 12 miesięcy

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

⁴ Zobowiązania z tytułu dostaw i usług – handlowe, zobowiązania z tytułu umów z klientami

⁵ Koszt sprzedanych produktów, towarów i materiałów – suma pozycji kosztowych: zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów, zakup energii na potrzeby sprzedaży, usługi przesyłowe, inne usługi obce, podatki i opłaty, podatek akcyzowy

Enea jest odpowiedzialnym i aktywnym uczestnikiem transformacji energetycznej dbającym o ochronę klimatu, bezpieczeństwo energetyczne Polski oraz konkurencyjność gospodarki

W listopadzie 2024 r. Spółka przyjęła do realizacji Strategię Rozwoju Grupy Kapitałowej Enea do 2035 roku, której wykonanie monitorowane jest przez odpowiedzialny za ten projekt Komitet Strategiczny. Szczegółowe informacje o Strategii przedstawione zostały w dokumencie Sprawozdania Zarządu z działalności Enea S.A. oraz Grupy Kapitałowej Enea w 2024 r. w pkt 2.6.

Kierunki rozwoju

1. Realizacja Strategii

W Strategii Spółka zdefiniowała 5 kluczowych kierunków rozwoju, stanowiących filary realizacji celu nadrzędnego Grupy, jakim jest utrzymanie pozycji rynkowej Grupy Kapitałowej Enea i wzrost jej wartości w wyniku transformacji aktywów węglowych, rozwoju odnawialnych źródeł energii i magazynowania, rozwoju i zapewnienia bezpieczeństwa sieci dystrybucyjnej, wprowadzenia innowacyjnych produktów i usług dla klientów oraz doskonałość operacyjna.

Naszym priorytetem jest odpowiedzialna transformacja energetyczna, umożliwiająca zrównoważone i bezpieczne przejście na niskoemisyjne źródła energii. Jako jeden z kluczowych graczy na rynku energii, ponosimy szczególną odpowiedzialność za stabilność systemu oraz zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej naszym klientom.

Dalida Gepfert, Wiceprezeska Enei ds. korporacyjnych

Transformacja aktywów węglowych

______________________________________

Kluczowe działania stanowiące istotne kroki na drodze do realizacji Strategii w zakresie transformacji aktywów węglowych obejmują m.in.:

Grupa Enea dąży do zmniejszenia emisji CO₂

poprzez budowę bloków gazowo-parowych, "zazielenianie" modernizację bloków węglowych oraz rozwój technologii współspalania i dekarbonizację ciepła

• budowę nowoczesnych bloków gazowo-parowych w Elektrowni Kozienice (CCGT). Podpisanie umowy z Çalik Enerji Sanayi ve Ticaret A.Ş. umożliwiło udział w aukcji dogrywkowej Rynku Mocy, zakończonej w lipcu br. Zakontraktowano w niej 1 218 MW dla nowych jednostek w ramach kontraktów 17-letnich. Wygranie aukcji stanowiło jeden z warunków wejścia umowy w życie. Obejmuje ona zaprojektowanie, dostawę, budowę oraz uruchomienie dwóch bloków gazowo-parowych o mocy brutto 668 MWe każdy wraz z infrastrukturą towarzyszącą w formule "pod klucz", a także usługi serwisowe zapewniające ich sprawne i efektywne funkcjonowanie,
• dostosowanie bloków energetycznych nr 2-7 w Enea Elektrownia Połaniec do wymagań Rynku Mocy po 1 lipca 2025 r. ("zazielenienie" bloków węglowych z udziałem energetycznym biomasy w paliwie ogółem na poziomie 40%) w celu ograniczenia emisji poniżej 550 g CO₂/kWh – zakończona modernizacja bloku nr 6, zawarta umowa na dostosowanie obiektów, urządzeń oraz linii podawania paliwa, urządzeń z nimi współpracujących i urządzeń pomocniczych oraz ochronnych w Enea Elektrownia Połaniec do podawania biomasy, zawarta umowa na budowę wiaty wysokiego składowania wraz z infrastrukturą towarzyszącą na potrzeby magazynowania i podawania biomasy do bloków energetycznych nr 2-7 Enea Elektrownia Połaniec,

• "zazielenienie" bloków energetycznych o mocy 500 MW w Elektrowni Kozienice. Celem tego działania jest znaczące ograniczenie emisji dwutlenku węgla do poziomu poniżej 550 g CO2/kWh. W ramach tego projektu prowadzone są szczegółowe analizy techniczne i finansowe dotyczące współspalania biomasy. Obecnie znajdują się one na końcowym etapie opracowywania, co oznacza, że wkrótce będzie można podjąć decyzje dotyczące wdrożenia tych rozwiązań,
• dostosowanie wolumenów zapotrzebowania na węgiel w aktywach Grupy. W ramach podjętych działań zawarto aneksy do umów wieloletnich na dostawę węgla z Lubelskiego Węgla "Bogdanka" do Enea Wytwarzanie oraz Enea Elektrownia Połaniec,
• budowę instalacji do wytwarzania produktów z mieszanki popiołowo-żużlowej (MPŻ) zmagazynowanej na składowisku MPŻ w Enea Wytwarzanie. W ramach tego projektu zawiązano spółkę celową, której zadaniem jest realizacja całości przedsięwzięcia. Przeprowadzono już szczegółowe badania, w tym inwentaryzację mieszaniny popiołowożużlowej zeskładowanej na składowisku MPŻ w Enea Wytwarzanie. Obecnie trwają prace nad opracowaniem studium wykonalności, które pozwoli na dokładne określenie możliwości realizacji projektu oraz jego potencjalnych korzyści,
• współspalanie amoniaku na blokach energetycznych o mocy 200 MW w Elektrowni Kozienice w celu ograniczenia emisji poniżej 550 g CO2/kWh. Obecnie prowadzone są szczegółowe analizy techniczne i ekonomiczne, które mają na celu ocenę możliwości i opłacalności tego rozwiązania,
• dekarbonizację Obszaru Ciepła, obejmującą zdefiniowaną ścieżkę dekarbonizacyjną, która została opracowana w celu zidentyfikowania niezbędnych zmian w instalacjach w Enea Ciepło oraz MEC Piła. W ramach tego procesu opracowano Program Funkcjonalno-Użytkowy, który przewiduje modernizację kogeneracyjnego bloku biomasowego w Enea Ciepło. Celem tej modernizacji jest zwiększenie wydajności, a konkretnie mocy kotłów biomasowych K-5 i K-6. Dodatkowo, planowana jest budowa układu odzysku ciepła, który będzie wyposażony w pompę ciepła na układzie spalin kotła K5. Dzięki tym działaniom możliwe będzie znaczne zwiększenie efektywności energetycznej oraz redukcja emisji dwutlenku węgla,
• Enea Nowa Energia złożyła wnioski o określenie technicznych warunków przyłączenia na magazyny energii o łącznej mocy ok. 1 GW.

Rozwój mocy OZE oraz magazynowania energii

Rozwój mocy odnawialnych źródeł energii (OZE) oraz magazynowania energii obejmuje szereg kluczowych działań, w ramach których:

• zakupiono farmy wiatrowe, które są już w eksploatacji, o łącznej mocy ponad 176 MW. Dodatkowo zabezpieczono prawa do farm wiatrowych o łącznej mocy ponad 23 MW, które są w trakcie budowy,
• finalizowana jest budowa farmy wiatrowej Bejsce o mocy 20 MW. Proces energetyzacji farmy został zakończony, a wszystkie turbiny są już w eksploatacji. Posiadane jest prawomocne pozwolenie na użytkowanie, a do Urzędu Regulacji Energetyki złożono wniosek i oczekuje się na przyznanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej,
• zakupione zostały spółki projektowe oraz prawa do projektów farm fotowoltaicznych o łącznej mocy ponad 190 MW, które zlokalizowane są w całej Polsce. Projekty te są rozwijane samodzielnie i znajdują się na różnym etapie zaawansowania. W zakresie magazynowania energii planowane są wielkoskalowe magazyny energii o mocy 200 MW na terenie Enea Wytwarzanie oraz Enea Elektrownia Połaniec. Złożono wnioski do Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) o określenie warunków przyłączenia oraz wnioski do Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) o dofinansowanie przedsięwzięć. Uzyskano również promesy koncesji na magazynowanie energii elektrycznej od Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE).

Grupa Enea aktywnie rozwija się w obszarze farm wiatrowych i fotowoltaicznych oraz magazynów energii

Rozwijamy moce OZE i inwestujemy w modernizację sieci. Wsparcie, które pozyskujemy na te cele, w tym środki z KPO, to miliardy złotych. To szansa na zapewnienie kolejnych przyłączeń i rozwój źródeł odnawialnych.

__________________________________________________Grzegorz Kinelski, Prezes Zarządu Enei

Rozwój i zapewnienie bezpieczeństwa sieci dystrybucyjnej

Rozwój i zapewnienie bezpieczeństwa sieci dystrybucyjnej obejmuje szereg kluczowych działań, które mają na celu modernizację i rozbudowę infrastruktury sieciowej. W ramach tych działań:

• zakończono modernizację stacji 110/SN Sieraków oraz stacji 110/SN Mostkowo. Ponadto wybudowano nową stację 110/15 kV w Borku Wielkopolskim wraz z linią zasilającą oraz wyprowadzeniami SN. Przebudowano również linie 110 kV relacji Kruszwica – Karczyn, Kruszwica – Mątwy oraz Marulewska – Mątwy, aby dostosować je do wyższych parametrów pracy. Zbudowano także nową linię napowietrzną 110 kV relacji Zielona Góra Braniborska – Nowa Sól Graniczna oraz wyprowadzenia 110 kV z nowo budowanej stacji 400/110 kV w Baczynie,
• zawarto umowy z czterema producentami liczników zdalnego odczytu, wyłonionymi w ramach postępowania przetargowego w trybie partnerstwa innowacyjnego. Obecnie prowadzone są prace badawczo-rozwojowe,
• dostosowano systemy informatyczne i procesy biznesowe do Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE) obejmujące prace w zakresie integracji systemów pomiarowego, bilingowego i bilansującego. Wejście w życie ustawy z 21 maja 2025 r. o zmianie niektórych ustaw w związku z wprowadzaniem centralnego systemu informacji rynku energii oraz innych ustaw spowodowało zmianę terminu przystąpienia do CSIRE. Nowy termin ustalono na 19 października 2025 r.,
• wdrożono nowe narzędzia, które mają zapewnić prawidłowe funkcjonowanie systemu dystrybucyjnego w warunkach dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE). W I kwartale 2025 r. uruchomiono operacyjnie Interwencyjną Dostawę Mocy Czynnej, a 25 sierpnia 2025 r. wdrożono Interwencyjną Regulację Mocy Biernej.
• zrealizowano działania mające na celu zwiększenie efektywności i transparentności procesu przyłączania OZE do sieci Enei Operator, w szczególności wydawania warunków przyłączenia dla II i III grupy przyłączeniowej. Usprawniono komunikację z wytwórcami OZE poprzez publikację na stronie internetowej listy wniosków o przyłączenie do sieci oczekujących na rozpatrzenie, komunikatów dotyczących zmian w procesie obsługi wniosków o przyłączenie oraz sekcji Q&A odpowiadającej na najczęściej pojawiające się pytania. Udostępniono również wykaz dostępnych mocy przyłączeniowych, prezentowanych w formie dynamicznego raportu oraz interaktywnej mapy ze wskazaniem szczegółowych informacji przypisanych do poszczególnych GPZ (główny punkt zasilania). Zorganizowano także dwie dedykowane sesje komunikacyjno-informacyjne dla wytwórców OZE, w których udział wzięło ponad 400 wytwórców,
• pozyskano pożyczkę z Krajowego Planu Odbudowy (KPO) w wysokości 9,13 mld zł na rozwój elektroenergetycznej infrastruktury dystrybucyjnej na obszarze północno-zachodniej Polski. Celem tej inwestycji jest wzrost jakości i bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej oraz wsparcie procesu transformacji energetycznej poprzez zwiększenie zdolności sieci elektroenergetycznej Enei Operator do współpracy ze źródłami energii odnawialnej, w tym w oparciu o technologie sieci inteligentnej,
• zaoferowano nowe produkty taryfowe: Eco, Active i Pewna. Łączą korzyści dla odbiorców z potrzebami systemu energetycznego, sprzyjają wykorzystaniu zielonej energii i odciążają sieć w godzinach szczytu. Jest to odpowiedź Enei Operator na wyzwania współczesnej energetyki, integrację odnawialnych źródeł energii, wzrost elastyczności systemu oraz oczekiwania odbiorców wobec prostych i przejrzystych rozliczeń za usługi dystrybucyjne. Jednocześnie jest to ważny krok w rozwój nowoczesnych rozwiązań wspierających efektywność Krajowego Systemu Elektroenergetycznego,

Grupa Enea modernizuje infrastrukturę sieciową, wprowadza innowacyjne liczniki, usprawnia przyłączenia OZE oraz

pozyskała środki na rozwój sieci wspierającej transformację energetyczną

• podpisano umowę z Motorola Solutions, dotyczącą wdrożenia systemu łączności opartego na standardzie TETRA dla całego obszaru koncesyjnego spółki. Jest to europejski standard cyfrowej łączności dyspozytorskiej, który zapewnia ciągłość szyfrowanej łączności głosowej oraz transmisji danych. Enea Operator będzie aktywnie współpracować z Motorola Solutions nad zwiększeniem bezpieczeństwa komunikacji kryzysowej na swoim obszarze działania. Nowy system łączności w sytuacjach krytycznych, wzmocni bezpieczeństwo komunikacji oraz uniezależni łączność od operatorów sieci GSM,
• Enea Operator wdraża system informatyczny, wspierający procesy zarządzania majątkiem sieciowym. Jego elementem jest moduł Zarządzanie Pracą Brygad, który usprawni pracę elektromonterów. Obecnie narzędzie wdrażane jest w Oddziale Dystrybucji Zielona Góra. W 2026 r. wdrożone zostanie w pozostałych 4 Oddziałach Dystrybucji.

Nowy wymiar produktów i usług dla klientów

Nowy wymiar produktów i usług dla klientów obejmuje szereg innowacyjnych rozwiązań, które mają na celu zaspokojenie różnorodnych potrzeb klientów. W ramach tych działań wprowadzono:

• nowe produkty EKO Oferta, która jest produktem z gwarancjami pochodzenia, potwierdzającymi, że energia wprowadzona do sieci przez wytwórcę pochodzi ze źródeł odnawialnych (OZE), oraz audyt energetyczny przedsiębiorstwa, czyli usługę świadczoną przez Enea Eko. Usługi te mają na celu wspieranie klientów w dążeniu do bardziej zrównoważonego i efektywnego wykorzystania energii,
• nową taryfę dla biznesu (A, B, C i R) z obniżonymi cenami energii, która pozwala przedsiębiorstwom na obniżenie kosztów operacyjnych,
• zmianę w modelu sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej polegającej na tym, że odbiorca nie jest już zobowiązany do samodzielnego wyboru sprzedawcy rezerwowego. Od 1 lipca 2025 r. rolę sprzedawcy rezerwowego pełni sprzedawca zobowiązany na obszarze, do którego sieci jest przyłączony dany odbiorca,
• połączenie dwóch spółek tradingowych Enea Trading i Enea Power&Gas Trading– co skonsolidowało działalność handlową w Grupie Enea w obszarze energii elektrycznej i gazu. Dzięki temu zoptymalizowano koszty, zwiększono efektywność operacyjną oraz wzmocniono pozycję konkurencyjną na rynku obrotu energią. Uproszczona struktura organizacyjna pozwoliła na wyeliminowanie powielających się funkcji i procesów, co z kolei przyczyniło się do lepszego zarządzania ryzykiem związanym z obrotem energią,
• przygotowano do wydzielenia z Enei Obszaru Sprzedaży do spółki zależnej, co przyczyni się do optymalizacji kompetencji sprzedażowych i produktowych. Dzięki temu możliwy będzie rozwój produktów oraz usług dedykowanych segmentom B2B i B2C, co zwiększy elastyczność i innowacyjność w kreowaniu nowych rozwiązań.

Doskonałość operacyjna

Doskonałość operacyjna obejmuje szereg kluczowych działań, które mają na celu poprawę efektywności i jakości usług świadczonych przez Eneę, a także procesów wewnętrznych z nimi związanych. W ramach tych działań:

• dostosowano systemy informatyczne i procesy biznesowe do wymagań Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE). Proces certyfikacji zakończył się pozytywnie, a Ośrodek Informacji Rynku Energii (OIRE) potwierdził, że system informacyjny Enei spełnia wszystkie wymagania, które pozwalają na przyłączenie do CSIRE. W ramach przygotowań do wdrożenia CSIRE, aż 95% umów zostało przekonwertowanych na tryb GUD-k II rodzaju. Umowa przekonwertowana na tryb GUD-k II rodzaju to zmieniona forma Generalnej Umowy Dystrybucji (GUD), która dotyczy już nie tylko samej dystrybucji energii, ale obejmuje całą usługę kompleksową, czyli zarówno sprzedaż energii, jak i jej dystrybucję, na podstawie jednej umowy zawieranej między sprzedawcą a odbiorcą,
• wdrożono aplikację mobilną dla klientów Moja Enea, która została udostępniona do pobrania w sklepach Google Play oraz App Store w styczniu 2025 r. Aplikacja ta jest przeznaczona zarówno dla klientów indywidualnych, jak i biznesowych, stanowiąc wygodne narzędzie ułatwiające realizację spraw związanych z energią elektryczną,

Grupa Enea rozwija ekoprodukty, konsoliduje handel energią, przeprowadziła także połączenie spółek tradingowych

• w I półroczu 2025 r. uruchomiono nowy serwis internetowy enea.pl, a w lipcu 2025 r. serwis dla Enei Operator. Wszystkie serwisy są dostępne dla osób z niepełnosprawnościami i spełniają standard WCAG 2.1 AA,
• trwają prace nad zwiększeniem potencjału Contact Center (CC) i efektywności obsługi klientów poprzez zdalne kanały komunikacji. Wdrożono także nowe modele badania satysfakcji klientów z poziomu obsługi, obejmujące pomiar NPS (Net Promoter Score) oraz CSAT (Customer Satisfaction Score),
• rozpoczęto wdrożenia sztucznej inteligencji (AI), które przyniosą wymierne wartości biznesowe i operacyjne przy zachowaniu wymogów bezpieczeństwa. Praktyczne zastosowania sztucznej inteligencji obejmują inicjatywy dotyczące rozwiązań zwiększających produktywność osobistą i wykorzystanie AI w Contact Center,
• przeprowadzono prace mające na celu optymalizację i digitalizację procesów wewnętrznych, m.in. poprzez ich automatyzację i ustandaryzowane, zoptymalizowane wykorzystanie zintegrowanego oprogramowania w podstawowych procesach biznesowych w różnych segmentach działalności,
• Grupa pracuje nad opracowaniem strategii ICT, mapy drogowej rozwoju rozwiązań w zakresie teleinformatyki i cyberbezpieczeństwa wspierających wdrożenie strategii biznesowej.

6. Zrównoważony rozwój

6.1. Działania w zakresie zrównoważonego rozwoju (ESG)

Cele Grupy Enea związane ze zrównoważonym rozwojem określa Strategia Rozwoju Grupy Kapitałowej Enea do 2035 roku, która została przyjęta w roku 2024. Grupa dąży do zrównoważonego rozwoju poprzez:

• wygaszanie i zazielenianie bloków węglowych oraz rozwój technologii niskoemisyjnych,
• rozwój OZE, magazynów energii oraz nowych linii biznesowych,
• rozwój oferty zielonej energii i efektywności energetycznej,
• redukcję emisji CO2,
• zwiększanie efektywności infrastruktury własnej,
• adaptację do zmian klimatu oraz ochronę środowiska naturalnego,
• rozwój gospodarki obiegu zamkniętego.

Działania w zakresie ESG Grupy Enea w I półroczu 2025 r. koncentrowały się na opracowaniu treści Sprawozdania zrównoważonego rozwoju Grupy Kapitałowej Enea za 2024 r., które zostało opublikowane 9 kwietnia 2025 r. jako wyodrębniona część Sprawozdania Zarządu z działalności Enea S.A. oraz Grupy Kapitałowej Enea w 2024 r. (https://ir.enea.pl/pr/850124/raport-roczny-rr-2024). Opublikowano także interaktywną wersję online Sprawozdania zrównoważonego rozwoju Grupy Kapitałowej Enea za 2024 r., dostępną na stronie www: https://raport2024.esg.enea.pl/, zaktualizowano również serwisu ESG na internetowej stronie korporacyjnej Grupy Enea (https://www.enea.pl/strona-korporacyjna/serwis-esg).

Sprawozdanie zrównoważonego rozwoju Grupy Kapitałowej Enea za 2024 r.

Grupa Enea sporządziła i opublikowała Sprawozdanie zrównoważonego rozwoju Grupy Kapitałowej Enea za 2024 r. zgodnie z wymogami Ustawy o rachunkowości z dnia 29 września 1994 r., wdrażającej Dyrektywę CSRD do polskiego porządku prawnego. Sprawozdanie to jest pierwszym opracowanym przez Grupę zgodnie z nowymi standardami Rozporządzenia ESRS. Było to również pierwsze Sprawozdanie podlegające obowiązkowej, niezależnej atestacji przez stronę trzecią, czyli audytora.

W Sprawozdaniu ujęto informacje w zakresie tematów istotnych, zidentyfikowanych w ramach procesu Analizy Podwójnej Istotności (DMA). Do najważniejszych tematów istotnych dla Grupy Enea należą: bezpieczeństwo i niezawodność dostaw energii, surowce energetyczne i adaptacja zmian klimatu.

Zgodnie z wymogami prawnymi w Sprawozdaniu przedstawiono ujawnienia w następujących obszarach:

• informacje ogólne (ESRS 2 i powiązane informacje) czyli informacje dotyczące strategii, modelu biznesowego i łańcucha wartości, istotnych wpływów, ryzyk i szans związanych z działalnością Grupy Enea (w tym opis procesu służącego ich identyfikacji i ocenie), ryzyk i szans klimatycznych, roli Zarządu Enea S.A. i Rady Nadzorczej Enea S.A. w kwestiach związanych ze zrównoważonym rozwojem,
• informacje środowiskowe (ESRS E) w tym zakresie zaprezentowano ujawnienia taksonomiczne Grupy Enea oraz szereg informacji dotyczących działalności Grupy w obszarze środowiskowym, w takich kategoriach, jak: polityki związane z łagodzeniem zmiany klimatu i przystosowaniem się do niej, produkcja energii, całkowite zużycie energii i koszyk energetyczny Grupy, emisje gazów cieplarnianych (zakres 1, 2 i 3 brutto oraz całkowite emisje gazów cieplarnianych), działania mające na celu ograniczanie zanieczyszczeń do powietrza i wody, wykorzystanie wody, działania związane z pozyskiwaniem i wykorzystaniem surowców oraz gospodarką odpadami,
• informacje społeczne (ESRS S) czyli informacje na temat: charakterystyki pracowników Grupy Enea, warunków pracy w Grupie, BHP, szkolenia pracowników, równości i różnorodności, społeczności lokalnych, na które wpływ ma działalność Grupy, relacji z klientami (konsumentami i użytkownikami końcowymi), bezpieczeństwa danych klientów,

Grupa Enea realizuje działania w zakresie zrównoważonego rozwoju,

koncentrując się na transformacji energetycznej i działaniach ESG

▪ informacje dotyczące ładu korporacyjnego (ESRS G) – w ramach których zaprezentowano informacje dotyczące kultury korporacyjnej i etyki w Grupie Enea, przeciwdziałania korupcji i mechanizmów zgłaszania naruszeń, systemu compliance w Grupie czy relacji z dostawcami.

Inne działania i plany w obszarze ESG

W I półroczu 2025 r. Grupa Enea rozpoczęła opracowanie strategii ESG, szkoliła także pracowników oraz przedstawicieli organów zarządczych i nadzorczych w zakresie ESG

W I półroczu 2025 r. Grupa rozpoczęła prace nad opracowaniem i wdrożeniem strategii ESG, której realizacja planowana jest w perspektywie najbliższego 1,5 roku. Strategia ESG to długofalowe działania, które mają na celu integrację aspektów środowiskowych, społecznych oraz ładu korporacyjnego z misją i wartościami Enea. W dokumencie tym Grupa planuje przyjąć cele m.in. w obszarze: wody i zasobów morskich, różnorodności biologicznej i ekosystemów, wykorzystania zasobów oraz gospodarki o obiegu zamkniętym.

Dodatkowo Departament ESG Enei S.A. kontynuuje rozpoczęty w 2024 r. cykl szkoleń z obszaru ESG dla pracowników oraz przedstawicieli organów zarządczych i nadzorczych, m.in. w styczniu 2025 r. odbyło się szkolenie dla członków Rady Nadzorczej Enea S.A. poświęcone tematyce ESG i obowiązkom raportowym. W 2025 r. prowadzone są działania mające na celu m.in. usprawnienie, doskonalenie procesu raportowania w kolejnych latach.

Rozpoczęto również kursy i szkolenia z obszaru ESG, organizowane we współpracy z Uniwersytetem Ekonomicznym w Poznaniu, dla zainteresowanych pracowników Grupy. Część z nich ma charakter wprowadzający w tematykę ESG (w tym w zakresie roli ESG w strategii organizacji), pozostałe są skierowane do koordynatorów ESG w Grupie i koncentrują się na szczegółowych aspektach raportowania, zgodnie z Europejskimi Standardami Raportowania Zrównoważonego Rozwoju (ESRS). Tematyka ESG została także wdrożona do szkoleń onboardingowych (online) dla nowych pracowników GK Enea.

6.2. Działania w zakresie CSR

Działania z obszaru zaangażowań społecznych są spójne z Kodeksem Wartości Grupy Enea, w którym jedną z promowanych wartości jest "odpowiedzialność", także za kształtowanie pozytywnego wpływu na otoczenie społeczne i środowiskowe oraz podejmowanie lokalnych inicjatyw na rzecz rozwoju społeczności i pracowników Grupy. Różnorodność podejmowanych projektów pozwala nam kompleksowo odpowiadać na potrzeby i oczekiwania naszych interesariuszy – klientów, pracowników, organizacji społecznych oraz partnerów biznesowych. Dzięki temu nasze działania są nie tylko skuteczne, ale też realnie wspierają zrównoważony rozwój. Edukacja to dla Grupy Enea kluczowy filar działań społecznych – traktujemy ją jako strategiczny obszar inwestycji w przyszłość. Od lat konsekwentnie wspieramy inicjatywy edukacyjne, budując jednocześnie wizerunek odpowiedzialnego pracodawcy, aktywnie zaangażowanego w życie lokalnych społeczności oraz środowisk biznesowych.

W I półroczu 2025 r. działania społecznie odpowiedzialne skoncentrowane były wokół trzech obszarów: edukacja, dialog społeczny i wsparcie lokalnych społeczności. Działania te podejmowane były w formie:

• stałych autorskich programów społecznych nastawionych na działania długofalowe,
• udziału w edukacyjnych programach partnerskich,
• realizacji konkursów dla lokalnych NGO (pozarządowych organizacji) oraz dotowaniu działań społecznych.

ENEA Akademia Talentów

Enea Akademia Talentów to konkurs stypendialny, który wspiera uzdolnionych młodych ludzi, organizowany przez Grupę Enea od 2017 r. Projekt skierowany jest do utalentowanych uczniów szkół podstawowych (klasy VI-VIII) i ponadpodstawowych. Laureaci otrzymują stypendia na rozwój swoich pasji i talentów. Jesienią 2025 r. uruchomiona zostanie VII edycja konkursu, w której zmieniono nieco kategorie talentów na: nauki ścisłe (matematyka, fizyka, chemia), nauki przyrodnicze (geografia, przyroda, biologia) oraz zaangażowanie społeczne (wolontariat promujący nauki ścisłe i/lub nauki przyrodnicze). Celem projektu niezmiennie pozostaje wsparcie edukacji i rozwoju młodych talentów, promowanie aktywności społecznej, walka z wykluczeniem społecznym, a także działania na rzecz lokalnych społeczności.

Olimpiada Zwolnieni z Teorii

90 zespołów wzięło udział w programie "Energia w nauce" w ramach Olimpiady Zwolnieni z Teorii

Olimpiada Zwolnieni z Teorii to ogólnopolska inicjatywa edukacyjna dla młodzieży realizowana w partnerstwie z Fundacją Zwolnieni z Teorii. Jest to konkurs na projekty społeczne realizowane przez młodzież ze szkół ponadpodstawowych, w wybranych przez nich obszarach. Enea wraz z Fundacją Enea – Energia Wspólnoty są partnerami części Olimpiady pn. Energia w nauce. Jest to ogólnopolski konkurs na projekty społeczne promujące nauki ścisłe, wśród dzieci i młodzieży. Zwycięski zespół projektowy otrzymuje każdego roku nagrodę pieniężną. W 2025 r. 5 000,00 zł otrzymał projekt Poczuj chemię do nauki 2.0 zrealizowany przez zespół uczniów z III Liceum Ogólnokształcącego im. Krzysztofa Kamila Baczyńskiego w Białymstoku. Olimpiada Zwolnieni z Teorii to jedyna inicjatywa w Polsce, która od 11 lat daje młodym ludziom możliwość zdobywania doświadczenia poprzez działanie. W ramach tegorocznej edycji ponad 9 000 uczniów i uczennic z całego kraju zrealizowało 1 800 projektów społecznych, które odpowiadały na realne potrzeby ich lokalnych środowisk – od działań ekologicznych, przez wsparcie dla osób w kryzysie zdrowia psychicznego, po kampanie przeciwko przemocy.

Przyszłość związana ze zmianami wynikającymi z dekarbonizacji – diagnoza społeczna i spotkania dialogowe dla społeczności gminy Łęczna

Dialog ze społecznością gminy Łęczna: diagnoza potrzeb w związku z odejściem

od węgla

W 2025 r. Enea we współpracy z Fundacją Nowej Wspólnoty realizuje w gminie Łęczna projekt, w ramach którego organizuje spotkania i wywiady z mieszkańcami. Celem projektu jest zdiagnozowanie i zrozumienie aktualnych potrzeb i wyzwań, przed którymi stoją mieszkańcy gminy w związku z nadchodzącymi zmianami, wynikającymi z dekarbonizacji. Dotychczas odbyły się wywiady z mieszkańcami oraz jedno spotkanie dialogowe z przedstawicielami niemal wszystkich grup: nauczycieli, uczniów, sprzedawców, lokalnego biznesu, górników, emerytów, młodzieży, kibiców. Jesienią zaplanowane są kolejne spotkania, a wszystkie wnioski ze spotkań zostaną zebrane w jeden raport podsumowujący.

Fundacja Enea – Energia Wspólnoty

20 marca 2025 r zarejestrowano w KRS nową fundację powołaną przez Enea S.A. Celem fundacji jest prowadzenie działalności społecznie użytecznej oraz wspieranie zrównoważonego rozwoju i poprawa jakości życia lokalnych społeczności poprzez realizację projektów społecznych, edukacyjnych oraz ekologicznych. Fundacja dąży do promowania działań na rzecz ochrony środowiska, efektywności energetycznej oraz budowania kapitału społecznego w ramach współpracy międzysektorowej.

EkoEksperymentarium

Pierwszym projektem edukacyjnym zrealizowanym przez Fundację Enea – Energia Wspólnoty była interaktywna wystawa dla dzieci – EkoEksperymentarium. Podczas wystawy uczestnicy ekolekcji mogli samodzielnie przeprowadzać eksperymenty związane z ekologią, np. sprawdzić, jak zmniejszać ślad węglowy, wybierając lokalne i sezonowe produkty. Wystawa – darmowa dla wszystkich zwiedzających –została zorganizowana w Epi-Centrum Nauki w Białymstoku i trwała od 1 czerwca do 27 lipca br.

Grupa Enea koncentruje się na monitorowaniu ryzyk strategicznych i ujednolicaniu zasad zarządzania nimi

7. Zarządzanie ryzykiem

W obliczu rosnącej nieprzewidywalności i dynamicznie zmieniającego się otoczenia zewnętrznego, które charakteryzuje się intensywnymi wyzwaniami takimi jak zmiany klimatyczne, konflikty zbrojne, zagrożenia terrorystyczne, nieustający postęp technologiczny, niestabilność gospodarcza oraz zmienność regulacji prawnych, zarządzanie ryzykiem staje się integralnym elementem skutecznego i odpowiedzialnego zarządzania strategicznego. W szczególności sektor energetyczny jako kluczowy filar bezpieczeństwa narodowego i gospodarki, wymaga nieustannego doskonalenia kompetencji w zakresie identyfikacji, oceny, a także szybkiego i adekwatnego reagowania na szerokie spektrum ryzyk – zarówno tych o charakterze operacyjnym, strategicznym, jak i regulacyjnym.

Wychodząc naprzeciw temu wyzwaniu, Grupa Enea konsekwentnie rozwija strukturę zarządzania ryzykiem, która pełni rolę nie tylko mechanizmu ograniczającego negatywne skutki zagrożeń, ale także stanowi istotne wsparcie dla procesów podejmowania decyzji na wszystkich szczeblach organizacji. Efektywne zarządzanie ryzykiem umożliwia Grupie Enea zachowanie wysokiego poziomu odporności operacyjnej, zabezpieczenie realizacji celów strategicznych oraz maksymalizację wartości dla interesariuszy poprzez identyfikację i wykorzystanie pojawiających się szans rynkowych.

W ramach zainicjowanych w roku 2024 kluczowych zmian w systemie zarządzania ryzykiem, Grupa Enea skoncentrowała swoje działania na kompleksowym monitorowaniu ryzyk strategicznych, które mają bezpośredni wpływ na realizację długoterminowej strategii rozwoju. Równocześnie podjęto intensywne prace nad ujednoliceniem zasad oraz standardów raportowania ryzyk w całej Grupie, co sprzyja transparentności oraz efektywnej wymianie informacji. Integralnym elementem tych działań jest dalsza integracja funkcji i metodyk zarządzania ryzykiem, mająca na celu zwiększenie spójności, skuteczności i adaptacyjności całego procesu zarządczego w kontekście stale ewoluującego otoczenia biznesowego.

Dzięki realizacji przyjętej strategii zarządzania ryzykiem, Grupa Enea umacnia swoją pozycję jako organizacji odpornej na niepewności i zdolnej do elastycznego dostosowywania się do nowych wyzwań, potwierdzając swoje zaangażowanie w zrównoważony rozwój i bezpieczeństwo energetyczne kraju.

Poniżej przedstawiamy status ryzyk strategicznych Grupy Enea:

Lp.	Definicja ryzyka	Segment	Trend
1	Ryzyko wzrostu cen i niedostępności biomasy	Wytwarzanie / Ciepło
2	Ryzyko cyberataku (systemy i infrastruktura IT)	Wsparcie
3	Ryzyko ekstremalnych zjawisk pogodowych	Dystrybucja
4	Ryzyko związane z wdrożeniem CSIRE	Dystrybucja / Obrót
5	Ryzyko zmienności i niepewności otoczenia politycznego i regulacyjnego	Obrót
6	Ryzyko spowolnienia gospodarczego lub kryzysu makroekonomicznego	Obrót
7	Ryzyko utraty pozycji konkurencyjnej	Obrót
8	Ryzyko dopłat na rzecz Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny	Obrót / Wytwarzanie
9	Ryzyko wpływu transformacji energetycznej na segment wytwórczy	Wytwarzanie
10	Ryzyko niezrealizowania budowy bloków gazowo-parowych	Wytwarzanie
11	Ryzyko dotyczące procesu przyłączenia do sieci elektroenergetycznej	Dystrybucja

Zidentyfikowano 11 ryzyk strategicznych w podziale na segmenty oraz ich trend

Najistotniejsze zdarzenia wpływające na trend ryzyk strategicznych zidentyfikowano w poniższych ryzykach:

• w Ryzyku wzrostu cen i niedostępności biomasy nastąpiła zmiana trendu z wzrostowego na stabilny w związku z korzystnymi zmianami legislacyjnymi dotyczącymi drewna energetycznego. Na bieżąco obserwowana jest podaż biomasy.
• w Ryzyku niezrealizowania budowy bloków gazowo-parowych nastąpiła zmiana trendu z wzrostowego na stabilny w związku z wyborem wykonawcy, zawarciem umów mocowych i umowy na budowę bloków gazowo-parowych. Na bieżąco monitorowany jest harmonogram realizacji projektu.
• w Ryzyku wpływu transformacji energetycznej na segment wytwórczy nastąpiła zmiana trendu z wzrostowego na stabilny w związku z pozyskaniem kontraktów mocowych na lata 2029 – 2033 dla 4 bloków Enea Elektrownia Połaniec. W dalszym ciągu Grupa Enea rozpoznaje to ryzyko jako wysokie.
• - w Ryzyku związanym z wdrożeniem CSIRE nastąpiła zmiana trendu z wzrostowego na spadkowy w związku z wydłużeniem ustawowego terminu wdrożenia CSIRE do 19 października 2026 r. Przedmiotowe ryzyko zostało wyłączone z monitoringu w ramach ryzyk strategicznych, natomiast działania operacyjne związane z realizacją projektu monitorowane są w ramach ryzyk projektowych.

W pozostałych ryzykach strategicznych poziom wskaźników KRI (kluczowych wskaźników ryzyka) był stabilny i nie zaobserwowano dodatkowych zdarzeń wpływających na trend ryzyk.

8. Regulacje prawne

8.1. Otoczenie regulacyjne

Otoczenie regulacyjne sektora energetycznego w I półroczu 2025 r. było kształtowane przez dynamiczne inicjatywy na poziomie krajowym oraz Unii Europejskiej, z naciskiem na wzmocnienie konkurencyjności, dekarbonizację, bezpieczeństwo dostaw energii oraz uproszczenie procedur administracyjnych. Unia Europejska kontynuowała realizację Europejskiego Zielonego Ładu, pakietu Fit for 55 oraz planu REPowerEU, dążąc do redukcji emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 55% do 2030 r. oraz neutralności klimatycznej do 2050 r. Polska, sprawując prezydencję w Radzie UE od stycznia do czerwca 2025 r., podkreślała takie priorytety, jak uniezależnienie od rosyjskich surowców energetycznych, obniżenie cen energii dla konsumentów i przemysłu oraz rozwój czystych technologii na równych warunkach konkurencyjnych. Te działania mogą wpłynąć na Grupę Kapitałową Enea poprzez stymulowanie inwestycji w odnawialne źródła energii (OZE), optymalizację kosztów operacyjnych oraz dostosowanie do nowych wymogów raportowania i emisji, co wspiera realizację strategii transformacji energetycznej, w tym akwizycje farm wiatrowych i fotowoltaicznych.

Najważniejsze dokumenty i regulacje prawne wdrożone lub przyjęte w I połowie 2025 r. wpływające na GK Enea obejmują:

Regulacje na poziomie Unii Europejskiej:

1. Unijny Kompas Konkurencyjności (EU Competitiveness Compass): Przedstawiony 29 stycznia 2025 r. jako "mapa drogowa" oparta na raporcie Draghiego, skupia się na innowacjach, dekarbonizacji i bezpieczeństwie energetycznym. Promuje umowy trójstronne (rządy, deweloperzy OZE, przemysł) w celu obniżenia cen energii oraz integrację z Clean Industrial Deal.

Wpływ na GK Enea: w założeniu ma umożliwić dostęp do tańszej energii dla Segmentu Wydobycia i Wytwarzania, wspierając inwestycje w OZE (np. nabycie farm wiatrowych), co może przyczynić się do wzrostu EBITDA w Obszarze Obrotu dzięki wyższej marży detalicznej.

1. Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF): Przyjęty 25 czerwca 2025 r., zastępuje Tymczasowe Kryzysowe i Przejściowe Ramy Prawne (TCTF). CISAF określa zasady udzielania przez państwa członkowskie UE pomocy publicznej przyspieszającej wdrażanie założeń Clean Industrial Deal. Jego celem jest szybszy rozwój sektora OZE, dekarbonizacja przemysłu

Wspieranie dekarbonizacji, rozwój OZE, obniżanie kosztów energii i uproszczenie procedur to główne cele regulacji unijnych

oraz wsparcie dla wytwarzania czystych technologii (technologii net-zero, technologii zeroemisyjnych), umożliwiając wsparcie państwowe dla OZE, dekarbonizacji i technologii niskoemisyjnych do 2030 r., w tym subsydia dla branż energochłonnych.

Wpływ na GK Enea: w założeniu umożliwi pozyskanie środków w ramach pomocy publicznej na rozwój segmentu wytwarzania energii odnawialnej oraz ułatwi udział jednostek wytwórczych spełniających EPS (Emission Performance Standard) będących w posiadaniu GK Enea w mechanizmach mocowych, co może przyczynić się do wzrostu EBITDA w Obszarze Obrotu oraz zapewnić rentowność i środki na modernizację jednostek wytwórczych istniejących.

1. Plan działania na rzecz przystępnej cenowo energii (Affordable Energy Action Plan): Opublikowany 26 lutego 2025 r., zakłada obniżenie kosztów energii o 260 mld EUR rocznie do 2040 r. poprzez obniżenie rachunków za energię w perspektywie krótkoterminowej (koszty dostaw energii, opłaty sieciowe oraz podatki i opłaty), a z drugiej strony, reformy strukturalne służące racjonalizacji kosztów.

Wpływ na GK Enea: umożliwia stabilizację cen dla odbiorców detalicznych, dalsze, wyższe inwestycje w infrastrukturę sieciową i OZE.

1. Pakiet Omnibus (Omnibus Simplification Package): Propozycje z lutego i maja 2025 r. (Omnibus I-IV) upraszczają Zielony Ład, redukując biurokrację i koszty sprawozdawcze o 400 mln EUR rocznie, w tym zmiany w raportowaniu zrównoważonego rozwoju.

Wpływ na GK Enea: w założeniu zmniejsza obciążenia administracyjne i sprawozdawcze w Segmencie Obrotu, ułatwia dostosowanie do CSIRE i wspiera wzrost EBITDA poprzez optymalizację procesów handlowych.

1. Rozporządzenie w sprawie przemysłu zeroemisyjnego (Net Zero Industry Act – NZIA): Wdrożone od 2025 r., z aktami delegowanymi z maja 2025 r. definiującymi 19 kategorii technologii zeroemisyjnych. Wspiera aukcje OZE i projekty strategiczne.

Wpływ na GK Enea: potencjalnie może zwiększyć nakłady inwestycyjne w OZE, wspierać spadek kosztów emisji CO² i przyspieszyć akwizycje OZE.

Regulacje na poziomie polskim:

W Polsce wprowadzono regulacje dotyczące Rynku Mocy, biopaliw, biomasy, jakości drewna energetycznego oraz systemu CSIRE

1. Ustawa o zmianie ustawy o Rynku Mocy (aukcje uzupełniające): 14 lutego 2025 r. weszła w życie Ustawa z dnia 24 stycznia 2025 r. o zmianie ustawy o rynku mocy (Dziennik Ustaw 2025 r. poz. 159) wprowadzająca aukcje uzupełniające na Rynku Mocy. Są one wynikiem implementacji w polskim prawie derogacji umożliwiającej jednostkom wysokoemisyjnym (niespełniającym limitu emisji 550 g CO2/kWh, które komercyjną produkcję rozpoczęły przed 4 lipca 2019 r.) otrzymywanie płatności w ramach Rynku Mocy w okresie od 1 lipca 2025 r. do końca 2028 r. Derogacja wymaga zgody KE.

Wpływ na GK Enea: pozwala na utrzymanie jednostek wytwórczych przekraczających EPS w Rynku Mocy, pozyskanie środków z mechanizmów mocowych na utrzymanie i modernizację jednostek wytwórczych, zwiększenie przychodów z Rynku Mocy wspierające EBITDA w Segmencie Wytwarzania.

1. Ustawa o zmianie ustawy o Rynku Mocy (aukcje dogrywkowe): 18 marca 2025 r. weszła w życie Ustawa z dnia 21 lutego 2025 r. o zmianie ustawy o rynku mocy (Dziennik Ustaw 2025 r. poz. 290). Zgodnie z nowelizacją aukcje dogrywkowe będą przeprowadzone w przypadku, gdy OSP (Operator Sieci Przesyłowych) stwierdzi problem z wystarczalnością zasobów wytwórczych i zgłosi ten fakt odpowiedniemu ministrowi. Aukcje dogrywkowe uzupełniają system aukcji w Rynku Mocy. Nowelizacja zakłada przeprowadzenie aukcji dogrywkowej na rok dostaw 2029 oraz możliwość przeprowadzenia takiej aukcji na rok 2030.

Wpływ na GK Enea: zapewnia utrzymanie jednostek wytwórczych spełniających EPS w Rynku Mocy, pozyskanie środków z mechanizmów mocowych na utrzymanie, modernizację i budowę jednostek wytwórczych, zwiększenie przychodów z Rynku Mocy wspierające EBITDA w Segmencie Wytwarzania.

1. Ustawa o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych: weszła w życie 1 kwietnia 2025 r., wdrażając RED II, zaostrzając kryteria zrównoważonej biomasy.

Wpływ na GK Enea: może skutkować zwiększeniem kosztów w segmencie OZE, wsparcie rozwoju biogazu, rozwój spółek Enebiogaz.

1. Rozporządzenie w sprawie cech jakościowo-wymiarowych drewna energetycznego: 6 czerwca 2025 r. w Dzienniku Ustaw Rzeczypospolitej Polskiej (poz. 746) opublikowano Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 30 maja 2025 r., które określa szczegółowe cechy jakościowo-wymiarowe drewna energetycznego. Rozporządzenie ma na celu ustalenie kryteriów określających, jakie rodzaje drewna mogą być klasyfikowane jako drewno energetyczne, wykorzystywane w procesie produkcji energii elektrycznej. Dokument wprowadza definicje oraz cechy jakościowe i wymiarowe, które pozwalają odróżnić drewno energetyczne od innych sortymentów drewna.

Wpływ na GK Enea: potencjalne zwiększenie kosztów na zielonym bloku, przyczyniające się do spadku marży na OZE, ograniczenie zrównoważonej biomasy, obniżenie wpływów środków z systemów wsparcia, wzrost emisji CO2.

1. Ustawa o zmianie niektórych ustaw w związku z CSIRE: Opublikowana 10 czerwca 2025 r., dostosowuje model rynku do centralnego systemu oraz przesuwa na 2026 r. wprowadzenie całościowego systemu.

Wpływ na GK Enea: umożliwia inwestycje w systemy IT, wpływa na koszty w Obszarze Obrotu.

8.2. Obowiązujące regulacje w zakresie obrotu detalicznego i dystrybucji

Przedłużenie mechanizmów ochronnych dla odbiorców oraz utrzymanie stabilnych taryf

Regulacje w zakresie obrotu detalicznego i dystrybucji skupiały się na stabilizacji cen, ochronie konsumentów oraz dostosowaniu do unijnych wymogów efektywności. Kluczowe były przedłużenia mechanizmów osłonowych oraz zmiany taryf, co zapewniło ciągłość operacyjną dla operatorów, jak Enea Operator.

Najważniejsze regulacje i ich wpływ na GK Enea:

1. Ustawa o zmianie ustawy o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej: 30 kwietnia 2025 r. weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej, która przedłuża zamrożenie cen dla gospodarstw domowych do września 2025 r.

Obecnie procedowany jest projekt ustawy mający na celu przedłużenie mrożenia cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych do 31 grudnia 2025 r.

Wpływ na GK Enea: zapewnia stabilizację przychodów w Segmencie Obrotu, zmniejszenie rekompensaty.

1. Taryfy dystrybucyjne na 2025 r.: Zatwierdzone przez Prezesa URE 16 grudnia 2024 r., bez wzrostu stawek dla grupy G do końca 2025 r.

Wpływ na GK Enea: zmiana taryfy dla dystrybucji energii weszła w życie 1 marca 2025 r. (decyzja Prezesa URE z 14 lutego 2025 r.): dostosowała stawki, obniżając koszty zakupu energii.

8.3. Regulacje projektowane, istotne z punktu widzenia sektora elektroenergetycznego

Projektowane regulacje w 2025 r. koncentrowały się na dalszej transformacji, morskiej energetyce wiatrowej, handlu emisjami oraz liberalizacji rynku, z perspektywą wdrożenia w kolejnych latach.

Kluczowe projekty:

1. Projekt ustawy o zmianie ustawy o promowaniu wytwarzania energii w morskich farmach wiatrowych: opublikowany 7 lutego 2025 r., usprawnia realizację projektów offshore i wyznacza obszary OPRO (Obszary Przyspieszonego Rozwoju OZE).

Wspieranie transformacji, rozwój OZE, redukcja emisji oraz dalsza liberalizacja rynku, to

główne założenia projektowanych regulacji w energetyce w 2025 r.

Znaczenie: wspiera rozwój OZE, potencjalnie umożliwiając GK Enea nowe inwestycje w morskie farmy wiatrowe.

1. Projekt ustawy o zmianie Prawa energetycznego: opublikowany 24 marca 2025 r., dostosowuje treść do zapisów dyrektyw UE 2024/1711 i rozporządzenia 2024/1106, poprawiając strukturę rynku.

Znaczenie: zwiększa przejrzystość transakcji, wpływając na obrót hurtowy w GK Enea.

1. Projekt ustawy o zmianie ustawy o systemie handlu uprawnieniami (ETS1): opublikowany 30 kwietnia 2025 r., transponuje dyrektywy 2023/959 i 2023/958, rozszerzając EU ETS na transport morski.

Znaczenie: podwyższy koszty emisji, wymagając od GK Enea dalszej redukcji w Segmencie Wytwarzania.

1. Projekt ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w elektrowniach wiatrowych: przekazany do Senatu 27 czerwca 2025 r., zwiększa udział OZE w miksie energetycznym.

Znaczenie: ułatwi akwizycje onshore wind, wspierając strategię GK Enea w OZE.

1. Propozycja KE ws. celu klimatycznego na 2040 r.: opublikowana 2 lipca 2025 r., zakłada redukcję emisji o 90% względem 1990 r.

Znaczenie: wymusi przyspieszenie dekarbonizacji w UE, wpływając na długoterminowe inwestycje GK Enea w zeroemisyjne technologie.

8.4. Taryfy dla energii elektrycznej i dla usług dystrybucji elektrycznej

W latach 2023-2025 zatwierdzano i modyfikowano taryfy Enei dla energii elektrycznej i usług dystrybucyjnych

15 grudnia 2023 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE) podjął decyzję o zatwierdzeniu taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G Enea S.A. na okres od 1 stycznia 2024 r. do 31 grudnia 2024 r. Taryfa ta została zmieniona 30 stycznia 2024 r. decyzją Prezesa URE poprzez dostosowanie tekstu taryfy do obowiązującego stanu prawnego. Następnie w związku z wejściem w życie przepisów Ustawy z 23 maja 2024 r. o bonie energetycznym oraz o zmianie niektórych ustaw Prezes URE decyzją z 28 czerwca 2024 r. zatwierdził zmianę taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G na okres jej obowiązywania od 1 lipca 2024 r. do 31 grudnia 2025 r.

W I półroczu 2025 r. obowiązywała powyższa taryfa.

16 grudnia 2024 r. Prezes URE zatwierdził zmianę taryfy dla usług dystrybucji energii elektrycznej Enei Operator. Decyzja Prezesa URE opublikowana została w Biuletynie Branżowym URE – Energia Elektryczna Nr 273 (4517) z dnia 17 grudnia 2024 r. Nowa taryfa zatwierdzona została na okres do 31 grudnia 2025 r. Zgodnie z Uchwałą Zarządu Enei Operator z 19 grudnia 2024 r. taryfa obowiązuje od 1 stycznia 2025 r.

10 lipca 2025 r. Prezes URE zatwierdził zmianę taryfy dla usług dystrybucji energii elektrycznej Enei Operator. Decyzja Prezesa URE opublikowana została w Biuletynie Branżowym URE – Energia Elektryczna Nr 168 (4698). Wprowadziła ona nowe taryfy: Active, Eco oraz Pewna, które są przeznaczone dla odbiorców zainteresowanych zwiększonym poborem energii elektrycznej w okresach podwyższonej generacji ze źródeł odnawialnych.

8.5. 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.

9. Inne informacje istotne do oceny sytuacji Emitenta

9.1. Zatrudnienie

Na dzień 30 czerwca 2025 r. spółki z GK Enea zatrudniały na umowę o pracę 17 897 osoby, w tym Enea S.A. – 378 osób. Poniższa tabela przedstawia dane dotyczące zatrudnienia w Grupie, uwzględniające również pracowników czasowo zawieszonych w zatrudnieniu, tj. przebywających na urlopach wychowawczych bądź urlopach bezpłatnych powyżej 30 dni lub otrzymujących świadczenia rehabilitacyjne. Osoby zatrudnione w jednej spółce Grupy i w tym samym czasie zatrudnione na podstawie umowy o pracę w innej spółce w prezentowanym zestawieniu wykazane są jeden raz.

Osoby	Stan na 31 grudnia 2024 r.	Stan na 30 czerwca 2025 r.	Zmiana
Wydobycie	6 181	6 164	-17
Wytwarzanie	4 112	3 994	-118
Dystrybucja	5 416	5 446	30
Obrót	524	524	-
Pozostała działalność	1 772	1 769	-3
Razem	18 005	17 897	-108

Grupa Enea na 30 czerwca 2025 r. zatrudniała 17 897 osób na umowę o pracę

Zaangażowanie ludzi to fundament rozwoju naszej firmy – bez ich wiedzy, doświadczenia i gotowości do współpracy nie da się wdrożyć zmian. Enea, realizując strategię biznesową, dostosowuje się do zmieniającego otoczenia rynkowego. Pracujemy nad cyfryzacją i automatyzacją wielu procesów, opracowujemy strategię ESG, budujemy miks wytwarzania zgodny z oczekiwaniami naszych klientów. To wszystko jest możliwe tylko przy ogromnym zaangażowaniu naszych pracowników – dzięki nim strategia Enei staje się rzeczywistością.

Dalida Gepfert, Wiceprezeska Enei ds. korporacyjnych

9.2. Bezpieczeństwo i higiena pracy

______________________________________

Najważniejsze działania w zakresie BHP zrealizowane w I półroczu 2025 r. obejmują:

• wdrożenie intranetu BHP centralnego miejsca zawierającego informacje z zakresu bezpieczeństwa i higieny pracy, którego celem jest wzmacnianie świadomości pracowników i ich zaangażowania w budowanie kultury bezpieczeństwa, a w konsekwencji zmniejszenie liczby wypadków i chorób zawodowych,
• powołanie Centralnego Zespołu BHP zespołu ekspertów z różnych spółek Grupy Enea, który standaryzuje i systematyzuje działania w obszarze BHP oraz określa kierunki w budowaniu kultury bezpieczeństwa. Efekty obejmują usprawnienie procesów wdrożeniowych, lepsze zarządzanie planami pracy i działaniami oraz bardziej efektywną analizę danych i raportowanie,
• powołanie Centralnego Zespołu Ochrony Środowiska, składającego się z ekspertów z różnych spółek Grupy, strukturyzującego działania z zakresu ESG (Environmental, Social and Governance). Efekty prac Zespołu obejmują usprawnienie procesów wdrożeniowych, efektywniejsze zarządzanie planami pracy i działaniami, a także promowanie współpracy i wymiany wiedzy między specjalistami. Dzięki temu zwiększa się świadomość na temat bezpieczeństwa i minimalizuje ryzyka ekologiczne.

9.3. Postępowania sądowe i administracyjne

Na dzień przekazania niniejszego sprawozdania nie toczą się istotne postępowania dotyczące zobowiązań lub wierzytelności, których stroną byłaby Enea lub jednostka zależna. Szczegółowy opis pozostałych postępowań zamieszczony jest w nocie 25 w Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej Enea za okres od 1 stycznia do 30 czerwca 2025 r.

Niezależnie od powyższego Spółka wskazuje, że 28 grudnia 2023 r. wytoczone zostało powództwo przeciwko byłym członkom organów Spółki o naprawienie szkody związanej z inwestycją w blok węglowy Elektrownia Ostrołęcka C oraz przeciwko jednemu z ubezpieczycieli, z którym zawarta była umowa ubezpieczenia dotycząca odpowiedzialności cywilnej członków orangów oraz powództwo z 31 grudnia 2023 r. przeciwko ubezpieczycielom o naprawienie szkody związanej z inwestycją w blok węglowy Elektrownia Ostrołęcka C wyrządzonej przez byłych członków organów Enei. Na moment złożenia pozwów w sprawie, łączna wysokość poniesionej przez Spółkę szkody oszacowana została na kwotę ok. 656 mln zł.

9.4. Spory zbiorowe

Grupa Enea nie toczy sporów zbiorowych na dzień publikacji sprawozdania

Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania w GK Enea nie toczą się spory zbiorowe, niemniej 21 marca 2025 r. do Okręgowego Inspektora Pracy w Poznaniu zostało dostarczone zawiadomienie o powstaniu sporu zbiorowego w związku z odmową realizacji zgłoszonego do Enea żądania płacowego. 1 kwietnia 2025 r. zostało podpisane porozumienie kończące spór zbiorowy. Ponadto 1 kwietnia 2025 r. w spółkach zależnych od Emitenta powstały cztery spory zbiorowe, z czego jeden zakończył się 8 kwietnia 2025 r., a trzy pozostałe 10 kwietnia 2025 r. podpisaniem porozumień kończących spory zbiorowe.

9.5. Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego

Prace związane z wydzieleniem aktywów węglowych do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE) w GK Enea nie są prowadzone. Na początku lipca 2025 r. Ministerstwo Aktywów Państwowych ogłosiło, że koncepcja konsolidacji aktywów węglowych w ramach NABE nie znajduje uzasadnienia ekonomicznego.

9.6. Zasady sporządzania sprawozdań finansowych

Sprawozdanie Grupy Enea zostało sporządzone zgodnie z MSSF Sprawozdania finansowe, odpowiednio Enei oraz Grupy Kapitałowej Enea, sporządzone zostały zgodnie z Międzynarodowymi Standardami Sprawozdawczości Finansowej, które zostały zatwierdzone przez Unię Europejską.

Sprawozdania finansowe zostały sporządzone przy założeniu kontynuowania działalności gospodarczej w dającej się przewidzieć przyszłości. Zarząd Spółki nie stwierdza na dzień podpisania sprawozdań finansowych faktów i okoliczności, które wskazywałyby na zagrożenia dla możliwości kontynuowania działalności w okresie 12 miesięcy po dniu bilansowym na skutek zamierzonego lub przymusowego zaniechania, bądź istotnego ograniczenia dotychczasowej działalności. Dane finansowe zaprezentowane w sprawozdaniach, jeżeli nie wskazano inaczej, zostały wyrażone w tys. zł. Może wystąpić sytuacja, że poszczególne liczby w przedstawionych tabelach i wykresach, nie będą się sumować, a różnice będą wynikać z zaokrągleń.

10. Załączniki

Załącznik nr 1 – Rachunek zysków i strat Enea Operator w I półroczu 2025 r.

[tys. zł]	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym	2 248 556	2 546 732	298 176	13,3%
Przychody z tytułu opłat dodatkowych	3 133	3 077	-56	-1,8%
Przychody ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji	-13 073	-4 897	8 176	62,5%
Rozliczenie rynku bilansującego	7 394	6 966	-428	-5,8%
Przychody z tytułu opłat przyłączeniowych	70 315	78 734	8 419	12,0%
Przychód z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej	9 593	10 593	1 000	10,4%
Przychody ze sprzedaży pozostałych usług	22 111	21 239	-872	-3,9%
Przychody ze sprzedaż usług dystrybucji innym podmiotom	18 049	23 142	5 093	28,2%
Przychody ze sprzedaż towarów i materiałów	929	1 125	196	21,1%
Przychody ze sprzedaży netto	2 367 007	2 686 711	319 704	13,5%
Rekompensaty	197 633	-1 657	-199 290	-100,8%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	2 564 640	2 685 054	120 414	4,7%
Amortyzacja	390 414	410 218	19 804	5,1%
Koszty świadczeń pracowniczych	363 675	376 360	12 685	3,5%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	19 935	19 318	-617	-3,1%
Zakup energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe	386 515	230 535	-155 980	-40,4%
Koszty usług przesyłowych	320 759	323 757	2 998	0,9%
Inne usługi obce	195 253	190 936	-4 317	-2,2%
Podatki i opłaty	144 952	157 028	12 076	8,3%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 821 503	1 708 152	-113 351	-6,2%
Pozostałe przychody operacyjne	46 916	35 450	-11 466	-24,4%
Pozostałe koszty operacyjne	36 827	46 038	9 211	25,0%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(692)	(1 474)	-782	-113,0%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	752 534	964 840	212 306	28,2%
Przychody finansowe	17 874	10 370	-7 504	-42,0%
Koszty finansowe	194 379	200 486	6 107	3,1%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	576 029	774 724	198 695	34,5%
Podatek dochodowy	114 588	152 946	38 358	33,5%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	461 441	621 778	160 337	34,7%
EBITDA	1 142 948	1 375 058	232 110	20,3%

Główne czynniki zmiany EBITDA Enea Operator w I półroczu 2025 r. (wzrost o 232,1 mln zł):

(+) spadek kosztów zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 155,6 mln zł wynika przede wszystkim ze spadku cen hurtowych z realizacją w 2025 r.

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym (z uwzględnieniem przychodów ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji oraz przychodów z tytułu rekompensat) o 107,1 mln zł wynika głównie z wyższych stawek opłat w zatwierdzonej taryfie na 2025 r.

(+) wyższe przychody za przyłączenie do sieci o 8,4 mln zł wynikają głównie z większej ilości przyłączonych OSDn i OZE w II grupie przyłączeniowej oraz odbiorców w IV i V grupie

(+) spadek kosztów zakupu usług przesyłowych i dystrybucyjnych (saldo) o 2,1 mln zł

(-) spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 21,5 mln zł wynika głównie ze zmiany stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego oraz niższych przychodów z tytułu usuwania kolizji infrastruktury sieciowej

(-) wzrost kosztów operacyjnych o 19,8 mln zł wynika głównie z wyższych kosztów świadczeń pracowniczych oraz wyższych kosztów podatków i opłat

Enea Operator wzrost EBITDA o 232,1 mln zł

Załącznik nr 2 – Rachunek zysków i strat Enea Operator w II kwartale 2025 r.

[tys. zł]	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym	1 095 678	1 255 264	159 586	14,6%
Przychody z tytułu opłat dodatkowych	1 621	1 583	-38	-2,3%
Przychody ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji	-15 020	-28 484	-13 464	-89,6%
Rozliczenie rynku bilansującego	7 458	430	-7 028	-94,2%
Przychody z tytułu opłat przyłączeniowych	27 903	36 389	8 486	30,4%
Przychód z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej	4 233	4 698	465	11,0%
Przychody ze sprzedaży pozostałych usług	12 594	9 530	-3 064	-24,3%
Przychody ze sprzedaż usług dystrybucji innym podmiotom	9 612	12 365	2 753	28,6%
Przychody ze sprzedaż towarów i materiałów	530	543	13	2,5%
Przychody ze sprzedaży netto	1 144 609	1 292 318	147 709	12,9%
Rekompensaty	79 838	-2 160	-81 998	-102,7%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	1 224 447	1 290 158	65 711	5,4%
Amortyzacja	195 628	208 496	12 868	6,6%
Koszty świadczeń pracowniczych	177 481	202 712	25 231	14,2%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	8 836	9 253	417	4,7%
Zakup energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe	184 036	109 148	-74 888	-40,7%
Koszty usług przesyłowych	146 217	149 293	3 076	2,1%
Inne usługi obce	104 104	98 933	-5 171	-5,0%
Podatki i opłaty	73 518	80 044	6 526	8,9%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	889 820	857 879	-31 941	-3,6%
Pozostałe przychody operacyjne	22 043	19 845	-2 198	-10,0%
Pozostałe koszty operacyjne	20 591	20 513	-78	-0,4%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(267)	(898)	-631	-236,3%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	335 812	430 713	94 901	28,3%
Przychody finansowe	11 346	6 058	-5 288	-46,6%
Koszty finansowe	96 985	102 210	5 225	5,4%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	250 173	334 561	84 388	33,7%
Podatek dochodowy	50 524	67 654	17 130	33,9%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	199 649	266 907	67 258	33,7%
EBITDA	531 440	639 209	107 769	20,3%

Główne czynniki zmiany EBITDA Enea Operator w II kwartale 2025 r. (wzrost o 107,8 mln zł):

(+) spadek kosztów zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 67,9 mln zł wynika przede wszystkim ze spadku cen hurtowych z realizacją w 2025 r.

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym (z uwzględnieniem przychodów ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji oraz przychodów z tytułu rekompensat) o 64,1 mln zł wynika głównie z wyższych stawek opłat w zatwierdzonej taryfie na 2025 r.

(+) wyższe przychody za przyłączenie do sieci o 8,5 mln zł wynikają głównie z większej ilości przyłączonych OSDn i OZE w II grupie przyłączeniowej oraz odbiorców w IV i V grupie

(-) wzrost kosztów operacyjnych o 27,0 mln zł wynika głównie z wyższych kosztów świadczeń pracowniczych

Załącznik nr 3 – Rachunek zysków i strat Enea Wytwarzanie w I półroczu 2025 r.

[tys. zł]	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	5 703 921	3 854 654	-1 849 267	-32,4%
koncesja na wytwarzanie	4 785 403	3 350 626	-1 434 777	-30,0%
koncesja na obrót	810 159	272 202	-537 957	-66,4%
Regulacyjne Usługi Systemowe	48 020	669	-47 351	-98,6%
Moce Bilansujące	60 340	231 157	170 818	283,1%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	378 717	420 174	41 457	10,9%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	12 075	13 905	1 830	15,2%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	3 704	4 507	803	21,7%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	70 560	89 808	19 248	27,3%
Przychody ze sprzedaży netto	6 168 977	4 383 048	-1 785 929	-29,0%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	607	665	58	9,6%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	6 169 584	4 383 713	-1 785 871	-28,9%
Amortyzacja	80 377	46 791	-33 586	-41,8%
Koszty świadczeń pracowniczych	226 002	233 854	7 852	3,5%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	4 251 898	3 077 413	-1 174 485	-27,6%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	659 675	355 402	-304 273	-46,1%
Inne usługi obce	93 759	97 582	3 823	4,1%
Podatki i opłaty	39 946	47 186	7 240	18,1%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	5 351 657	3 858 228	-1 493 429	-27,9%
Pozostałe przychody operacyjne	10 101	5 470	-4 631	-45,8%
Pozostałe koszty operacyjne	4 338	23 872	19 534	450,3%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	5	(156)	-161	-3 220%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	823 695	506 927	-316 768	-38,5%
Przychody finansowe	3 857	4 807	950	24,6%
Koszty finansowe	118 151	61 083	-57 068	-48,3%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	709 401	450 651	-258 750	-36,5%
Podatek dochodowy	136 782	87 110	-49 672	-36,3%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	572 619	363 541	-209 078	-36,5%
EBITDA	904 072	553 718	-350 354	-38,8%

Główne czynniki zmiany EBITDA Enea Wytwarzanie w I półroczu 2025 r. (spadek o 350,4 mln zł):

(-) spadek marży na obrocie 284,1 mln zł

Enea Wytwarzanie spadek EBITDA o 350,4 mln zł

(-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 218,8 mln zł

(-) spadek przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych o 47,3 mln zł

(-) wzrost kosztów stałych o 32,6 mln zł

(+) wzrost przychodów z Mocy Bilansujących o 170,8 mln zł

(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 41,5 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 20,1 mln zł (w tym: wzrost sprzedaży ubocznych produktów spalania)

Załącznik nr 4 – Rachunek zysków i strat Enea Wytwarzanie w II kwartale 2025 r.

[tys. zł]	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	2 613 803	1 524 537	-1 089 266	-41,7%
koncesja na wytwarzanie	2 302 221	1 288 710	-1 013 511	-44,0%
koncesja na obrót	229 193	113 984	-115 209	-50,3%
Regulacyjne Usługi Systemowe	22 050	272	-21 778	-98,8%
Moce Bilansujące	60 340	121 571	61 232	101,5%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	184 855	209 064	24 209	13,1%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	3 371	5 386	2 015	59,8%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	2 978	2 176	-802	-26,9%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	40 045	51 313	11 268	28,1%
Przychody ze sprzedaży netto	2 845 052	1 792 476	-1 052 576	-37,0%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	261	347	86	33,0%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	2 845 313	1 792 823	-1 052 490	-37,0%
Amortyzacja	40 507	23 902	-16 605	-41,0%
Koszty świadczeń pracowniczych	111 872	123 158	11 286	10,1%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	2 032 586	1 207 717	-824 869	-40,6%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	217 632	107 650	-109 982	-50,5%
Inne usługi obce	47 908	50 740	2 832	5,9%
Podatki i opłaty	21 595	21 671	76	0,4%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	2 472 100	1 534 838	-937 262	-37,9%
Pozostałe przychody operacyjne	2 972	2 458	-514	-17,3%
Pozostałe koszty operacyjne	2 369	-7 386	-9 755	-411,8%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	4	(162)	-166	-4 150%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	373 820	267 667	-106 153	-28,4%
Przychody finansowe	1 445	1 123	-322	-22,3%
Koszty finansowe	52 874	15 899	-36 975	-69,9%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	322 391	252 891	-69 500	-21,6%
Podatek dochodowy	62 288	48 930	-13 358	-21,4%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	260 103	203 961	-56 142	-21,6%
EBITDA	414 327	291 569	-122 758	-29,6%

Główne czynniki zmiany EBITDA Enea Wytwarzanie w II kwartale 2025 r. (spadek o 122,8 mln zł):

Enea Wytwarzanie spadek EBITDA o 122,8 mln zł

(-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 141,2 mln zł

(-) spadek marży na obrocie 50,4 mln zł

(-) spadek przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych o 21,8 mln zł

(-) wzrost kosztów stałych o 6,2 mln zł

(+) wzrost przychodów z Mocy Bilansujących o 61,2 mln zł

(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 24,2 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 11,4 mln zł (w tym: wzrost sprzedaży ubocznych produktów spalania)

Załącznik nr 5 – Rachunek zysków i strat Enea Elektrownia Połaniec w I półroczu 2025 r.

[tys. zł]	I pół. 2024	I pół. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	2 446 351	1 780 230	-666 121	-27,2%
koncesja na wytwarzanie	1 998 388	1 558 847	-439 541	-22,0%
koncesja na obrót	407 677	137 862	-269 815	-66,2%
Regulacyjne Usługi Systemowe	20 380	2 742	-17 638	-86,5%
Moce Bilansujące	19 906	80 779	60 873	305,8%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	152 643	167 568	14 925	9,8%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	28 280	20 498	-7 782	-27,5%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	30 143	48 293	18 150	60,2%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	4 141	4 302	161	3,9%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	36 207	37 730	1 523	4,2%
Podatek akcyzowy	26	28	2	7,7%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	2 697 739	2 058 593	-639 146	-23,7%
Amortyzacja	15 535	9 315	-6 220	-40,0%
Koszty świadczeń pracowniczych	76 833	77 433	600	0,8%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	1 983 496	1 520 932	-462 564	-23,3%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	247 083	146 245	-100 838	-40,8%
Usługi przesyłowe	278	271	-7	-2,5%
Inne usługi obce	161 516	147 989	-13 527	-8,4%
Podatki i opłaty	20 822	24 365	3 543	17,0%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	2 505 563	1 926 550	-579 013	-23,1%
Pozostałe przychody operacyjne	5 389	1 922	-3 467	-64,3%
Pozostałe koszty operacyjne	1 883	999	-884	-46,9%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	195 682	132 966	-62 716	-32,0%
Przychody finansowe	3 608	12 964	9 356	259,3%
Koszty finansowe	25 585	13 997	-11 588	-45,3%
Przychody z tytułu dywidend	264	0	-264	-100,0%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	173 969	131 933	-42 036	-24,2%
Podatek dochodowy	33 814	7 692	-26 122	-77,3%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	140 155	124 241	-15 914	-11,4%
EBITDA	211 217	142 281	-68 936	-32,6%

Główne czynniki zmiany EBITDA Enea Elektrownia Połaniec w I półroczu 2025 r. (spadek o 68,9 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe (spadek EBITDA o 28,3 mln zł):

(-) spadek marży na obrocie o 132,3 mln zł

• (-) spadek przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych o 17,6 mln zł
• (+) wzrost przychodów z Mocy Bilansujących o 60,9 mln zł
• (+) wzrost wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 30,5 mln zł
• (+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 14,9 mln zł
• (+) spadek kosztów stałych o 12,1 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 3,2 mln zł

Segment Elektrownie Systemowe spadek EBITDA o 28,3 mln zł

Segment OZE spadek EBITDA o 64,7 mln zł

Segment Ciepło wzrost EBITDA o 24,1 mln zł

Segment OZE (spadek EBITDA o 64,7 mln zł):

(-) spadek marży na produkcji energii z OZE o 62,6 mln zł

(-) spadek przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia o 6,9 mln zł

(-) spadek pozostałych czynników o 2,5 mln zł

(+) spadek kosztów stałych o 3,8 mln zł

(+) wzrost marży Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów o 3,5 mln zł

Segment Ciepło (wzrost EBITDA o 24,1 mln zł):

(+) wzrost marży na cieple o 23,8 mln zł z tytułu: +10,2 mln zł wyższej ceny sprzedaży ciepła, +7,8 mln zł niższego kosztu CO2, +5,6 mln zł niższych kosztów węgla

(+) spadek kosztów stałych o 0,3 mln zł

Załącznik nr 6 – Rachunek zysków i strat Enea Elektrownia Połaniec w II kwartale 2025 r.

[tys. zł]	II kw. 2024	II kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	1 214 271	851 209	-363 062	-29,9%
koncesja na wytwarzanie	1 039 180	736 220	-302 960	-29,2%
koncesja na obrót	143 433	72 920	-70 513	-49,2%
Regulacyjne Usługi Systemowe	11 752	2 022	-9 730	-82,8%
Moce Bilansujące	19 906	40 047	20 141	101,2%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	74 243	83 982	9 739	13,1%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	-1 418	10 300	11 718	826,4%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	14 707	24 669	9 962	67,7%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	2 131	2 291	160	7,5%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	26 508	18 921	-7 587	-28,6%
Podatek akcyzowy	11	13	2	18,2%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	1 330 431	991 359	-339 072	-25,5%
Amortyzacja	8 446	5 323	-3 123	-37,0%
Koszty świadczeń pracowniczych	38 277	39 292	1 015	2,7%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	979 416	709 097	-270 319	-27,6%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	94 442	67 860	-26 582	-28,1%
Usługi przesyłowe	127	102	-25	-19,7%
Inne usługi obce	89 280	77 170	-12 110	-13,6%
Podatki i opłaty	13 029	13 769	740	5,7%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 223 017	912 613	-310 404	-25,4%
Pozostałe przychody operacyjne	2 216	1 126	-1 090	-49,2%
Pozostałe koszty operacyjne	-132	867	999	756,8%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	109 762	79 005	-30 757	-28,0%
Przychody finansowe	1 895	6 168	4 273	225,5%
Koszty finansowe	13 066	2 493	-10 573	-80,9%
Przychody z tytułu dywidend	264	0	-264	-100,0%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	98 855	82 680	-16 175	-16,4%
Podatek dochodowy	18 889	6 496	-12 393	-65,6%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	79 966	76 184	-3 782	-4,7%
EBITDA	118 208	84 328	-33 880	-28,7%

Główne czynniki zmiany EBITDA Enea Elektrownia Połaniec w II kwartale 2025 r. (spadek o 33,9 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe (spadek EBITDA o 17,5 mln zł):

(-) spadek marży na obrocie o 31,0 mln zł

(-) spadek przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych o 9,7 mln zł

(-) spadek pozostałych czynników o 5,1 mln zł

(-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 4,7 mln zł

(+) wzrost przychodów z Mocy Bilansujących o 20,1 mln zł

(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 9,7 mln zł

(+) spadek kosztów stałych o 3,2 mln zł

Segment OZE (spadek EBITDA o 24,9 mln zł):

(-) spadek marży na produkcji energii z OZE o 44,1 mln zł

(-) spadek przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia o 3,4 mln zł

(+) wzrost marży Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów o 13,4 mln zł

(+) spadek kosztów stałych o 9,0 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 0,2 mln zł

Segment Ciepło (wzrost EBITDA o 8,6 mln zł):

(+) wzrost marży na cieple o 8,7 mln zł z tytułu: +4,3 mln zł wyższej ceny sprzedaży ciepła, +3,8 mln zł niższego kosztu CO2, +0,5 mln zł niższych kosztów węgla

11. 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.

	Wyszczególnienie
API 2	Podstawowym wskaźnik cenowy dla kontraktów na węgiel fizyczny i pozagiełdowy w północno-zachodniej Europie
CAPEX	Capital expenditures - nakłady inwestycyjne na rzeczowe aktywa trwałe, wartości niematerialne i prawo do korzystania ze składnika aktywów, a w przypadku akwizycji uwzględnia się wartość transakcyjną – prezentowany CAPEX w niniejszym dokumencie prezentuje zarządcze podejście, dlatego jego wartość może różnić się od wydatków inwestycyjnych w rachunku przepływów pieniężnych wykazywanych w Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej Enea
Cena pasma (BASE)	Cena kontraktu z dostawą takiego samego wolumenu energii w każdej godzinie doby
CSIRE	Centralny System Informacji Rynku Energii
EBITDA	Zysk (strata) z działalności operacyjnej + Amortyzacja + Odpis (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych
EBIT	Zysk (strata) z działalności operacyjnej
EUA (European Union Allowances)	Uprawnienie do emisji w ramach Europejskiego Systemu Handlu Emisjami
IRGiT	Izba Rozliczeniowa Giełd Towarowych S.A.
Koncesja na wytwarzaniu	Marża na wytwarzaniu z uwzględnieniem marży na Rynku Bilansującym
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
Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE)	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
LZO	Licznik zdalnego odczytu
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 energii zakupionej 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 z działalności koncesjonowanej	Pozycja 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, koszty 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
NABE	Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego
nN	Sieć niskiego napięcia, dostarczająca indywidualnym odbiorcom prąd przemienny o częstotliwości 50 Hz, pod napięciem fazowym 230 V
OSD	Operator Systemu Dystrybucyjnego
OSDn	Operator Systemu Dystrybucyjnego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową OSP
Prawo Energetyczne	Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo Energetyczne
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
PSCMI1	Polski Indeks Rynku Węgla Energetycznego 1. Odzwierciedla poziom cen miałów energetycznych klasy 20-23/1 w sprzedaży do energetyki zawodowej i przemysłowej
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
SAIDI (System Average Interruption Duration Index)	Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (wyrażany w minutach na klienta)
SAIFI (System Average Interruption Frequency Index)	Wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich w dostawie energii (wyrażany w liczbie przerw na klienta)

SCR (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
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 i Enea Power&Gas Trading skorygowana prezentacyjnie o inne czynniki zależne takie jak: przychody i koszty z tytułu sprzedaży i zakupu praw do emisji CO2, wycenę kontraktów CO2, transakcji terminowych energii i gazu wykazywaną w działalności operacyjnej
SN	Sieć średniego napięcia, w której napięcie międzyfazowe wynosi od 1 kV do 60 kV
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
Wynik na pozostałej działalności operacyjnej	Wynik na pozycjach: Pozostałe przychody operacyjne, Pozostałe koszty operacyjne, Zysk (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów

Podpisy Zarządu

Data zatwierdzenia i publikacji Sprawozdania Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Enea w I półroczu 2025 r. - 8 września 2025 r.

Podpisy:

Prezes Zarządu Grzegorz Kinelski

Członek Zarządu ds. Korporacyjnych Dalida Gepfert

Członek Zarządu ds. Handlowych Bartosz Krysta

Członek Zarządu ds. Finansowych Marek Lelątko