Enea S.A. — Management Reports 2016

Nov 10, 2016

Pozostałe informacje do rozszerzonego skonsolidowanego raportu Enea SA za III kwartał 2016 r.

Poznań, 10 listopada 2016 r.

1. Podsumowanie operacyjne

1. Podsumowanie operacyjne	2-10
Komentarz Zarządu	5
Wybrane dane finansowe	6
Kluczowe dane operacyjne i wskaźniki	7
Najważniejsze wydarzenia w I-IIIQ 2016	8-10
2. Organizacja i działalność Grupy Enea	11-41
Struktura Grupy	12
Obszary działalności	13-19
Strategia korporacyjna	20-23
Perspektywy rozwoju w 2016 r.	24
Działania i inwestycje	25-28
Zawarte umowy	29-30
Otoczenie rynkowe i regulacyjne	31-40
3. Sytuacja finansowa	41-55
4. Akcje i akcjonariat	56-57
5. Władze	58-61
6. Inne informacje	62-67
Załączniki	68-76
Słowniczek pojęć	77-79

Szczegółowy indeks zagadnień zawartych w niniejszym dokumencie znajduje się na str. 80 W okresie trzech kwartałów 2016 r. Grupa Kapitałowa Enea wypracowała:

• 8.304 mln zł przychodów ze sprzedaży netto wzrost o 16,1% r/r (bez KDT wzrost o 21,1%)
• 1.829 mln zł EBITDA wzrost o 13,9% r/r (bez KDT wzrost o 39,4%)
• 721 mln zł zysku netto spadek o 14,0% r/r

W analizowanym okresie najwyższa EBITDA, 857 mln zł (wzrost o 3,0% r/r), zrealizowana została w obszarze Dystrybucji. Na porównywalność r/r wyników obszaru Wytwarzania wpływ miało zdarzenie jednorazowe w postaci rozliczenia w III kwartale 2015 r. przychodów z tyt. KDT w wysokości 293 mln zł. Po wyłączeniu tego zdarzenia obszar ten zanotował najwyższy przyrost EBITDA wynoszący 50 mln zł (wzrost o 12,0%). EBITDA obszaru Obrotu, po wzroście o 34,3%, ukształtowała się na poziomie 118 mln zł. W związku z akwizycją LW Bogdanka działalność GK Enea została w IV kwartale 2015 r. rozszerzona o obszar Wydobycia, który w okresie styczeń - wrzesień 2016 r. wypracował 437 mln zł EBITDA.

• • • • • • •	Wzrost wolumenu sprzedaży energii elektrycznej Dynamiczny wzrost sprzedaży paliwa gazowego Wzrost sprzedaży usług dystrybucyjnych Wzrost sprzedaży energii cieplnej Wyższy wolumen sprzedaży praw majątkowych Sprzedaż węgla w wyniku przejęcia LW Bogdanka Realizacja Programu Optymalizacji Kosztów Stałych	• Spadek średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej • Spadek średniej ceny praw majątkowych • Wyższe koszty zakupu usług przesyłowych • Wyższe koszty obowiązków

W samym III kwartale 2016 r. Grupa wygenerowała:

• 2.705 mln zł przychodów ze sprzedaży netto wzrost o 6,6% r/r (bez KDT wzrost o 20,5%)
• 622 mln zł EBITDA spadek o 12,5% r/r (bez KDT wzrost o 48,8% r/r)
• 249 mln zł zysku netto spadek o 40,6% r/r

W okresie trzech kwartałów 2016 r. GK Enea wydała na inwestycje 1.854 mln zł, czyli o 5,1% mniej niż w analogicznym okresie rok wcześniej.

Wskaźnik dług netto / EBITDA na koniec września 2016 r. znajdował się na bezpiecznym poziomie 1,8.

W trakcie dziewięciu pierwszych miesięcy 2016 r. Grupa wytworzyła 10,2 TWh energii elektrycznej - wzrost o 4,8% r/r. Sprzedaż usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym wyniosła 13,9 TWh, czyli zwiększyła się o 4,0% w stosunku do analogicznego okresu ub. r.

W okresie trzech kwartałów br. Enea SA zwiększyła wolumen sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym o 801 GWh, czyli 6,4% r/r. Znacząco wzrosła sprzedaż paliwa gazowego odbiorcom biznesowych - wzrost o 465 GWh (97,5% r/r) z 477 GWh w kwartałach I-III 2015 r.

KOMENTARZ ZARZĄDU

KLUCZOWA JEST TRANSFORMACJA ENEI W INNOWACYJNY KONCERN SUROWCOWO-ENERGETYCZNY, ELASTYCZNIE ADAPTUJĄCY SIĘ DO ZMIAN OTOCZENIA RYNKOWEGO

Dostosowujemy model funkcjonowania Grupy do wyzwań rynkowych

W obliczu prognozowanych, istotnych zmian zachodzących w otoczeniu Grupy Enea niezbędna jest optymalizacja i dostosowanie jej modelu funkcjonowania do nowych wyzwań rynkowych. Grupa będzie aktywnym uczestnikiem pozytywnych zmian w polskiej gospodarce i będzie wzmacniać bezpieczeństwo energetyczne kraju, wpisując się w założenia Planu na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju Polski i polityki energetycznej państwa. Zapewni to realizacja zatwierdzonej 29 września br. Strategii Rozwoju Grupy Kapitałowej Enea w perspektywie do 2030 r. Dokument jest efektem kilkumiesięcznych analiz i wytężonej pracy Pracowników Grupy skupionych w ramach grup kompetencyjnych wyłonionych spośród poszczególnych obszarów kompetencyjnych. Nowa strategia pozwoli Grupie przeobrazić się w ponadprzeciętnie

XX nowoczesną, dynamiczną i elastyczną organizację, potrafiącą wykorzystywać pojawiające się na rynku szanse. Nie jest to z góry narzucony schemat, lecz wspólnie wypracowana koncepcja, której nadrzędnym celem jest wzrost wartości Grupy dla Akcjonariuszy.

Wieloproduktowa i wielousługowa Enea przyszłości

Zgodnie z naszą nową wizją będzie ona wiodącym dostawcą zintegrowanych produktów i usług surowcowo-energetycznych oraz innych innowacyjnych usług dla szerokiego grona Klientów, cenionym za jakość, kompleksowość i niezawodność. Zapewni to sobie dostarczając stale doskonalone produkty i usługi, wyprzedzając oczekiwania Klientów dzięki zmotywowanym zespołom pracującym w przyjaznej, bezpiecznej i innowacyjnej organizacji. Chcemy być firmą wielousługową i wieloproduktową, aby Klient wiedział, że kiedy zwróci się do Enei, to otrzyma dobrą ofertę na oczekiwany przez niego produkt czy usługę.

Zabezpieczamy dostawy energii elektrycznej dla naszych Klientów

Grupa Enea będzie dążyła do zwiększenia sprzedaży energii elektrycznej Klientom końcowym do poziomu 20,1 TWh w 2025 r. z 16,2 TWh w 2015 r. Wzrost ten będzie nawiązywał do rozbudowy własnych, konwencjonalnych mocy wytwórczych. Niezależnie od uruchomienia w Elektrowni Kozienice bloku o mocy 1.075 MW, chcemy zwiększyć swoje zaangażowanie w budowę nowych źródeł konwencjonalnych lub akwizycje już istniejących na poziomie dodatkowych 1.500-2.000 MW w perspektywie do 2025 r. Jednocześnie zakładamy modernizację istniejących bloków 200 MW i 500 MW w Elektrowni Kozienice w zakresie niezbędnym dla zapewnienia efektywności ich pracy oraz spełnienia norm środowiskowych, a w konsekwencji możliwości funkcjonowania aktywów na rynku w perspektywie do roku 2030. Zakładana w 2025 r. łączna moc konwencjonalnych źródeł wytwarzania wyniesie 5,8-6,3 GW wobec obecnych 3,2 GW. Dzięki temu produkcja energii elektrycznej ze źródeł własnych wzrośnie do poziomu 20,7-22,8 TWh. Szacujemy, że istotnym elementem zakładanego wzrostu produkcji energii elektrycznej ma być inwestycja w nowoczesny blok w technologii czystego węgla tzw. IGCC (ang. Integrated Gasification Combined Cycle) o mocy 300-500 MW. Będziemy stawiać również na rozwój generacji rozproszonej i źródeł kogeneracyjnych. W zakresie odnawialnych źródeł energii nasza Grupa będzie koncentrować się przede wszystkim na wzroście efektywności funkcjonowania posiadanych już aktywów dostrzegając swoją szansę w rozwoju hybrydowych OZE.

Zbilansowanie wytwarzania i wydobycia węgla kamiennego

Zwiększając udział w rynku energii elektrycznej musimy zbilansować wydobycie węgla kamiennego i wytwarzanie energii. Nasze główne aktywa wytwórcze są oparte o węgiel kamienny, dlatego też szacujemy, że zwiększenie własnych, konwencjonalnych mocy podniesie zapotrzebowanie na węgiel kamienny do ok. 10,9 mln ton rocznie z dzisiejszych 5,5 mln ton. Tym samym wskaźnik zużycia węgla na potrzeby własne wzrośnie o 32 p.p. z 43 proc. w 2015 r. do 75 proc. w roku 2025. Przy tym zamierzamy utrzymać rolę lidera efektywności w obszarze wydobycia m.in. poprzez program "Kopalnia inteligentnych rozwiązań". Jego głównym celem jest wdrożenie innowacji technologicznych oraz IT, prowadzących do dalszego wzrostu efektywności wydobycia i automatyzacji pracy pod ziemią. Planujemy wykorzystanie najlepszych praktyk w zarządzaniu kopalnią do rozwoju nowej linii biznesowej - usług operatorskich zakładów wydobywczych w całym regionie Europy Środkowo-Wschodniej.

Będziemy dostarczać naszym Klientom energię i usługi coraz lepszej jakości

W strategii zakładamy utrzymanie stabilnej pozycji rynkowej oraz finansowej dzięki dalszemu wzmacnianiu obszaru dystrybucji. Będziemy maksymalizować niezawodność sieci poprawiając wskaźnik SAIDI do poziomu 144 min, wskaźnik SAIFI do poziomu 1,69 oraz wskaźnik strat sieciowych do poziomu 5,9 proc. w perspektywie 2025 r. Osiągniemy to m.in. poprzez zastosowanie nowoczesnych narzędzi IT pozwalających na szybkie wykrywanie awarii sieci i separowanie uszkodzonych odcinków (FDIR) oraz modernizację linii napowietrznych. Będziemy również inwestować w inteligentną sieć dystrybucyjną inicjując transformację z dostawcy energii elektrycznej w kierunku wielousługowego przedsiębiorstwa.

Ponad 50 proc. innowacyjnych inicjatyw zwiększających potencjał biznesowy Grupy

Deklarujemy istotny wzrost innowacyjności swoich działań oraz koncentrację na Kliencie. Z łącznej liczby 60 inicjatyw strategicznych, aż 31 ma charakter innowacyjny i dotyczy rozwoju nowych linii biznesowych. Dzięki nim nasza Grupa planuje zdywersyfikować strukturę przychodów w przyszłości, w tym poprzez oferowanie pakietowych produktów zawierających wartość dodaną dla Klientów. Enea Innovation stanie się jednym z istotnych centrów wdrażania w Grupie innowacyjnych rozwiązań. Koncentracja na nowych, zdywersyfikowanych usługach dodanych jest bezprecedensową zmianą modelu funkcjonowania grup energetycznych w Polsce. Swoją innowacyjną Strategią chcemy dać wyraźny sygnał, że polskie koncerny mogą być liderami zmian, a nie tylko naśladowcami trendów rynkowych.

Optymalizujemy koszty i nakłady inwestycyjne

Szacujemy, że podstawowe nakłady inwestycyjne na utrzymanie ciągłości funkcjonowania Grupy w latach 2016-2030 będą kształtowały się na poziomie ok. 26,4 mld zł. Dodatkowo zaplanowaliśmy wdrożenie programu wzrostu efektywności nakładów inwestycyjnych, który umożliwi przeznaczenie dodatkowych 6,2 mld zł w perspektywie 2025 r. oraz 5,3 mld zł w latach 2026-2030 na inwestycje rozwojowe. Stawiamy sobie za cel wygenerowanie dodatkowej EBITDA z tytułu rozwoju nowych, innowacyjnych linii biznesowych, które w perspektywie 2025 r. będą stanowiły 5-10 proc. EBITDA Grupy. W ten sposób planujemy uzyskać dodatkową zdolność finansową umożliwiającą inwestycje w rozwój innowacyjnych produktów na poziomie 3,2 mld zł do 2025 r. oraz 2,5 mld zł w latach 2026-2030. Finansowanie planu rozwoju Enei będzie odbywało się również poprzez strategiczne partnerstwa z podmiotami zewnętrznymi, w tym spółkami Skarbu Państwa i przedsiębiorstwami z sektora MŚP oraz poprzez akwizycje wyspecjalizowanych podmiotów. Pozwoli to na wzrost wartości Grupy bez istotnego zwiększania nakładów inwestycyjnych.

Zakładamy zarządzanie efektywnością operacyjną, w ramach której szacujemy optymalizację kosztów stałych o 700 mln zł do 2025 r. w odniesieniu do roku bazowego 2016.

Konsekwentna realizacja działań optymalizacyjnych i skrupulatna kontrola kosztów pozwalają nam estymować wielkość wskaźnika rentowności kapitałów własnych (ROE) Grupy na poziomie 10 proc., natomiast wskaźnika rentowności aktywów (ROA) na poziomie 5 proc. w perspektywie do 2025 r.

Przed nami zadanie opracowania strategii obszarowych

Wyznaczając nowe kierunki rozwoju Grupy w perspektywie 2030 r., zobowiązaliśmy się do gruntownej przebudowy naszego przedsiębiorstwa. W najbliższych miesiącach przyjmiemy nowe strategie obszarowe, realizujące założenia Strategii Rozwoju Grupy. Przed całą organizacją, która dziś zatrudnia ok. 15 tysięcy osób, nowe wyzwania i ciężka praca. Wierzę, że dzięki zaangażowaniu zespołu, podołamy wyznaczonym zadaniom, realizując cel nadrzędny: wzrost wartości Grupy dla Akcjonariuszy.

Z poważaniem,

Mirosław Kowalik Prezes Zarządu Enea SA

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	7 150 313	8 303 944	1 153 631	16,1%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	1 046 971	949 142	-97 829	-9,3%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	1 046 231	897 585	-148 646	-14,2%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	837 838	720 655	-117 183	-14,0%
EBITDA	1 605 242	1 828 579	223 337	13,9%
Przepływy pieniężne netto z:
działalności operacyjnej	1 345 599	1 822 395	476 796	35,4%
działalności inwestycyjnej	- 1 389 124	- 1 990 244	-601 120	-43,3%
działalności finansowej	2 413 310	328 782	-2 084 528	-86,4%
Stan środków pieniężnych	3 057 101	1 983 027	-1 074 074	-35,1%
Średnioważona liczba akcji [szt.]	441 442 578	441 442 578	-	-
Zysk netto na akcję [zł]	1,89	1,53	-0,36	-19,0%
Rozwodniony zysk na akcję [zł]	1,89	1,53	-0,36	-19,0%

[tys. zł]	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	2 538 066	2 704 512	166 446	6,6%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	522 764	338 571	-184 193	-35,2%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	523 383	309 752	-213 631	-40,8%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	419 568	249 429	-170 139	-40,6%
EBITDA	711 101	622 057	-89 044	-12,5%
Średnioważona liczba akcji [szt.]	441 442 578	441 442 578	-	-
Zysk netto na akcję [zł]	0,95	0,53	-0,11	-23,9%
Rozwodniony zysk na akcję [zł]	0,95	0,53	-0,11	-23,9%

[tys. zł]	31 grudnia 2015	30 września 2016	Zmiana	Zmiana %
Aktywa razem	22 988 996	23 616 470	627 474	2,7%
Zobowiązania razem	10 866 393	10 787 376	-79 017	-0,7%
Zobowiązania długoterminowe	8 457 838	8 667 862	210 024	2,5%
Zobowiązania krótkoterminowe	2 408 555	2 119 514	-289 041	-12,0%
Kapitał własny	12 122 603	12 829 094	706 491	5,8%
Kapitał zakładowy	588 018	588 018	-	-
Wartość księgowa na akcję [zł]	27,46	29,06	1,60	5,8%
Rozwodniona wartość księgowa na akcję [zł]	27,46	29,06	1,60	5,8%

KLUCZOWE DANE OPERACYJNE I WSKAŹNIKI

						I-IIIQ 2016/ I-IIIQ 2015:
	J.m.	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	tys. zł	7 150 313	8 303 944	1 153 631	16,1%	2 538 066	2 704 512	166 446	6,6%
EBITDA	tys. zł	1 605 242	1 828 579	223 337	13,9%	711 101	622 057	-89 044	-12,5%	Wzrost EBITDA
EBIT	tys. zł	1 046 971	949 142	-97 829	-9,3%	522 764	338 571	-184 193	-35,2%	o 223 mln zł
Zysk netto	tys. zł	837 838	720 655	-117 183	-14,0%	419 568	249 429	-170 139	-40,6%
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej	tys. zł	1 345 599	1 822 395	476 796	35,4%	562 674	660 322	97 648	17,4%
CAPEX	tys. zł	1 953 701	1 854 079	-99 622	-5,1%	830 967	683 033	-147 934	-17,8%
Dług netto / EBITDA 1)	-	0,8	1,8	1,0	123,8%	0,8	1,8	1,0	123,8%	Wzrost sprzedaży energii
Rentowność aktywów (ROA) 1)	%	5,2%	4,1%	-1,1 p.p.	-	7,8%	4,2%	-3,6 p.p.	-	elektrycznej oraz paliwa
Rentowność kapitału własnego (ROE) 1)	%	8,8%	7,5%	-1,3 p.p.	-	13,2%	7,8%	-5,4 p.p.	-	gazowego odbiorcom
Obrót										końcowym o 801 GWh
Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom końcowym	GWh	12 495	13 296	801	6,4%	4 309	4 290	-19	-0,4%
Liczba odbiorców (Punkty Poboru Energii)	tys.	2 380	2 400	20	0,8%	2 380	2 400	20	0,8%
Dystrybucja										IIIQ 2016/ IIIQ 2015:
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym	GWh	13 391	13 924	533	4,0%	4 399	4 592	193	4,4%
Liczba klientów (stan na koniec okresu sprawozdawczego)	tys.	2 477	2 512	35	1,4%	2 477	2 512	35	1,4%	Wzrost EBITDA
Wytwarzanie										o 204 mln zł
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej (netto), w tym:	GWh	9 698	10 166	468	4,8%	3 405	3 359	-46	-1,4%	po wyłączeniu KDT (one-off)
ze źródeł konwencjonalnych	GWh	9 065	9 773	708	7,8%	3 270	3 244	-26	-0,8%
z odnawialnych źródeł energii	GWh	633	393	-240	-37,9%	135	115	-20	-14,8%
Wytwarzanie ciepła brutto	TJ	3 601	3 495	-106	-2,9%	454	460	6	1,3%	IIIQ 2015 – 293 mln zł
Sprzedaż energii elektrycznej, w tym:	GWh	12 029	12 595	566	4,7%	4 034	4 075	41	1,0%
ze źródeł konwencjonalnych	GWh	11 396	12 202	806	7,1%	3 899	3 960	61	1,6%
z odnawialnych źródeł energii	GWh	633	393	-240	-37,9%	135	115	-20	-14,8%
Sprzedaż ciepła	TJ	2 801	2 913	112	4,0%	297	329	32	10,8%
Wydobycie 2)
Wydobycie brutto	tys. t	8 946	10 751	1 805	20,2%	3 188	3 831	643	20,2%
Produkcja netto	tys. t	5 930	6 682	752	12,7%	2 039	2 397	358	17,6%
Roboty przygotowawcze	m	15 532	17 196	1 664	10,7%	5 377	5 118	-259	-4,8%

I-IIIQ 2016:

• wzrost EBITDA o 14% (o 223 mln zł) największy w obszarze Wytwarzania (bez KDT)
• konsekwentny rozwój GK Enea: nakłady CAPEX na poziomie 1.854 mln zł przy bezpiecznej wartości wskaźnika dług netto/EBITDA (na poziomie 1,8)
• wzrost sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom końcowym o 6,4% (o 801 GWh)
• wzrost całkowitego wytwarzania energii elektrycznej o 468 GWh

IIIQ 2016:

• wzrost EBITDA o 204 mln zł (bez KDT)
• konsekwentny rozwój GK Enea: nakłady CAPEX na poziomie 683 mln zł przy bezpiecznej wartości wskaźnika dług netto/EBITDA (na poziomie 1,8)
• wzrost sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym o 193 GWh
• wzrost sprzedaży ciepła o 32 TJ

1) Definicje wskaźników znajdują się na str. 77

2) Dane za okres I-IIIQ oraz IIIQ 2015mają charakter informacyjny. Enea przejęła LW Bogdanka w IV kwartale 2015 r. i konsoliduje jej wyniki od 1 listopada 2015 r.

I kwartał

Zmiany we władzach Enei

7 stycznia Prezesem Zarządu Enei został Mirosław Kowalik, a Wiceprezesem Zarządu ds. Korporacyjnych Wiesław Piosik, który w związku z powołaniem w skład Zarządu zrezygnował z członkostwa w Radzie Nadzorczej. Tego samego dnia swoje funkcje przestali pełnić: Dalida Gepfert, Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych oraz Grzegorz Kinelski, Wiceprezes Zarządu ds. Handlowych. Obowiązki Wiceprezesa Zarządu ds. Handlowych czasowo objął Członek Rady Nadzorczej, Sławomir Brzeziński. 15 stycznia ze składu Rady Nadzorczej odwołani zostali: Sandra Malinowska, Tomasz Gołębiowski i Radosław Winiarski, a w jej skład weszli: Piotr Kossak, Rafał Bargiel, Roman Stryjski i Piotr Mirkowski. 21 stycznia Rada Nadzorcza powołała z dniem 15 lutego Mikołaja Franzkowiaka na stanowisko Wiceprezesa Zarządu ds. Finansowych oraz Piotra Adamczaka na stanowisko Wiceprezesa Zarządu ds. Handlowych. Tego samego dnia obowiązki Wiceprezesa ds. Handlowych przestał pełnić Sławomir Brzeziński.

Enea Wytwarzanie inwestuje w nowoczesne technologie

W I kwartale 2016 r. zakończono sukcesem jeden z najważniejszych etapów budowy nowego bloku energetycznego o mocy 1.075 MW^e . Przeprowadzono udaną próbę wodną kotła. W kwietniu natomiast kocioł przeszedł udaną próbę ciśnieniową. Blok nr 11 Enei Wytwarzanie będzie najnowocześniejszą jednostką wytwórczą opalaną węglem kamiennym w Polsce oraz Europie.

W Elektrowni Kozienice uruchomiona została nowoczesna nastawnia Dyżurnych Inżynierów Ruchu. Pomieszczenie to jest "sercem elektrowni", z którego można zarządzać produkcją energii elektrycznej. Nowe stanowiska wyposażone są w najnowocześniejszy sprzęt, co podnosi bezpieczeństwo i ułatwia pracę.

W trosce o środowisko naturalne laboratoria chemiczne nalężące do Enei Wytwarzanie wyposażone zostały w najnowocześniejszą aparaturę kontrolno-pomiarową renomowanych firm. Wdrożony zostanie tam również system STARLIMS, służący do bezpiecznego gromadzenia, archiwizowania i przeszukiwania danych. Będzie to pierwsze wdrożenie tego typu w polskiej branży energetycznej.

eBOK dostępny dla wszystkich Klientów Enei

W I kwartale 2016 r. zakończono proces wdrożenia nowoczesnego systemu elektronicznego Biura Obsługi Klienta. Rozwiązanie przeznaczone jest zarówno dla gospodarstw domowych, jak i firm. Dzięki eBOK wszyscy Klienci Enei mogą m.in. sprawdzić stan faktury, opłacić rachunki oraz skontaktować się ze spółką w każdej sprawie.

II kwartał

Enea Wytwarzanie wzmacnia moce ze źródeł odnawialnych

W kwietniu oddano do użytku nową farmę wiatrową Baczyna o mocy 14,1 MW. Projekt zlokalizowany jest w miejscowości Lubno w gminie Lubiszyn w województwie lubuskim. W budowę zaangażowana była Enea Serwis, a energia elektryczna wyprodukowana przez farmę trafia do sieci dystrybucyjnej Enei Operator. Zakładana, roczna produkcja energii elektrycznej kształtować się będzie na poziomie ponad 30 tys. MWh.

Enea Operator z przedłużoną koncesją

31 maja Prezes URE przedłużył Enei Operator termin ważności koncesji na dystrybucję energii elektrycznej. Dotychczasowa obowiązywała do 1 lipca 2017 r. Prace nad przygotowaniem wniosku i wszystkich wymaganych dokumentów trwały od marca 2015 r. Obecnie koncesja ważna jest do 1 lipca 2030 r.

Inwestycje w innowacyjne projekty

7 czerwca 2016 r. Narodowe Centrum Badań Jądrowych, Politechnika Warszawska, Enea, Energa, PGE oraz Tauron Polska Energia podpisały list intencyjny dotyczący wspólnych działań na rzecz rozwoju, promowania i upowszechniania elektromobilności w Polsce oraz rozwoju przemysłu związanego z tym obszarem. Połączenie sił sektora elektroenergetycznego oraz środowiska naukowego jest szansą na nowe innowacyjne usługi i produkty spełniające rosnące oczekiwania klientów, z założeniem budowania trwałego bezpieczeństwa energetycznego.

Enea Operator wdraża nowoczesne rozwiązania

Enea Operator konsekwentnie wzmacnia bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w północno-zachodniej Polsce.

W II kwartale 2016 r. wprowadzona została innowacyjna technologia pozwalająca na automatyczne wykrywanie uszkodzeń (zwarć) i ograniczanie ich zasięgu do miejsca wystąpienia. Zastosowanie innowacyjnego rozwiązania było możliwe dzięki uruchomieniu przez spółkę kolejnej funkcjonalność dyspozytorskiego systemu SCADA, a dokładnie tzw. modułu FDIR (ang. Fault Detection, Isolation and Restoration), który potrafi "ominąć" uszkodzony fragment sieci.

Enea Operator uruchomiła również dla swoich Klientów Portal Przyłączeniowy. Nowa platforma jest elektronicznym, przyłączeniowym biurem obsługi Klienta.

Ponadto, dystrybucyjna spółka z Grupy Enea udostępniła na swojej stronie internetowej nowe funkcjonalności pozwalające Klientom na uzyskanie informacji o awariach na interesującym ich obszarze, czy też o odwoływaniu planowych włączeń prądu.

III kwartał

Zmiany we władzach kluczowych spółek zależnych Enei w kwartałach I-III 2016 r.

• LW Bogdanka

Krzysztof Szlaga został nowym Prezesem LW Bogdanka. Pozostali nowo powołani Członkowie Zarządu Spółki to: Stanisław Misterek - Zastępca Prezesa Zarządu ds. Ekonomiczno-Finansowych oraz Adam Partyka - Zastępca Prezesa Zarządu ds. Pracowniczych i Społecznych. Nowy Zarząd rozpoczął pracę 1 kwietnia. Jednocześnie ze skutkiem na dzień 31 marca odwołani zostali dotychczasowi Członkowie Zarządu: Zbigniew Stopa, Waldemar Bernaciak, Piotr Janicki oraz Jakub Stęchły. 13 maja Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwały w sprawie powołania z dniem 23 maja Sławomira Karlikowskiego na stanowisko Zastępcy Prezesa Zarządu ds. Produkcji - Kierownika Ruchu Zakładu Górniczego oraz Marcina Kapkowskiego na stanowisko Zastępcy Prezesa Zarządu ds. Zakupów i Inwestycji.

• Enea Operator

Od 1 kwietnia do Zarządu Enei Operator zostali powołani dwaj nowi Członkowie. Wojciech Drożdż został Wiceprezesem ds. Ekonomiczno-Finansowych, a Dariusz Szymczak Wiceprezesem ds. Serwisu Dystrybucji. Z Zarządu odszedł Marek Lelątko. Prezesem Enei Operator pozostał Michał Jarczyński, a Wiceprezesem: Marek Szymankiewicz. Funkcję Wiceprezesa z ramienia Pracowników powierzono Jakubowi Kamykowi, który ponownie został wybrany na to stanowisko. W lipcu Zgromadzenie Wspólników Enei Operator powołało Zarząd nowej kadencji. Na jego czele od 11 lipca stanął Andrzej Kojro. W składzie Zarządu pozostali: Marek Szymankiewicz, Wojciech Drożdż oraz Jakub Kamyk. Z firmy odeszli dotychczasowy Prezes Michał Jarczyński oraz Wiceprezes Dariusz Szymczak. 30 września na stanowisko Wiceprezesa ds. Innowacji i Logistyki Enei Operator został powołany Wojciech Drożdż, dotychczasowy Wiceprezes tej Spółki ds. Ekonomiczno-Finansowych. Z kolei na stanowisko Wiceprezesa ds. Ekonomiczno-Finansowych Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników powołało Sławomira Mirkowskiego. Zmiany weszły w życie 10 października. 2 listopada Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników odwołało Jakuba Kamyka – Wiceprezesa ds. Pracowniczych.

• Enea Wytwarzanie

Wacław Bilnicki został nowym Prezesem Spółki odpowiedzialnej w Grupie Enea za produkcję energii i ciepła. Pozostali nowi Członkowie Zarządu Enei Wytwarzanie to: Grzegorz Kotte - Wiceprezes ds. Technicznych, Elżbieta Piwoński - Wiceprezes ds. Korporacyjnych, Stefan Pacyński - Wiceprezes ds. Strategii Rozwoju oraz Dariusz Skiba - Wiceprezes ds. Ekonomiczno-Finansowych. Szóstym Członkiem Zarządu pozostaje wybrany przez załogę Wiceprezes ds. Pracowniczych, Grzegorz Mierzejewski. Nowy Zarząd rozpoczął pracę 14 marca. Ze skutkiem na dzień 13 marca odwołani zostali dotychczasowi Członkowie Zarządu Enei Wytwarzanie: Krzysztof Sadowski, Piotr Andrusiewicz, Grzegorz Staniewski i Michał Prażyński. 12 sierpnia Rada Nadzorcza Enei Wytwarzanie zawiesiła Wacława Bilnickiego w czynnościach Prezesa Zarządu oraz Elżbietę Piwoński w czynnościach Członka Zarządu tej Spółki. Równocześnie Rada delegowała ze swojego grona Dawida Klimczaka do czasowego wykonywania czynności Prezesa Zarządu Enei Wytwarzanie. 30 września Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enei Wytwarzanie powołało na stanowisko Prezesa Spółki Krzysztofa Figata. Do Zarządu, na stanowisko Wiceprezesem ds. Korporacyjnych, został również powołany Jan Mazurkiewicz. Krzysztof Figat i Jan Mazurkiewicz objęli funkcje 17 października.

LW Bogdanka ściślej integruje się z Grupą Enea

Enea kontynuuje rozpoczęty w ub. r. proces integracji LW Bogdanka z Grupą. Przebiega on w sposób ewolucyjny od chwili, gdy Enea stała się strategicznym inwestorem lubelskiej kopalni. W połowie kwietnia zakończona została pierwsza faza tego procesu, której częścią była zmiana Statutu LW Bogdanka w zakresie obowiązku działania tej Spółki w interesie Grupy Enea. Druga faza, sfinalizowana podczas Nadzwyczajnego Zgromadzenia Akcjonariuszy LW Bogdanka 17 sierpnia, polegała na dostosowaniu Statutu LW Bogdanka w maksymalnym możliwym stopniu do standardu Grupy Enea, przyjęciu Kodeksu Grupy Enea oraz przystąpieniu LW Bogdanka do Grupy Enea. Dzięki integracji optymalnie wykorzystany zostanie pełen łańcuch wartości, możliwa będzie wzajemna wymiana doświadczeń i kompetencji oraz rozwój całej Grupy.

Enea przystąpiła do TUW PZUW

7 września Enea przystąpiła do Towarzystwa Ubezpieczeń Wzajemnych PZUW. Członkostwo Enei w TUW PZUW wpisuje się we współpracę strategicznych spółek Skarbu Państwa. W ramach TUW PZU został stworzony związek wzajemności członkowskiej dedykowany dla Enei. Firma skorzysta z możliwości zawarcia umowy z towarzystwem ubezpieczeń wzajemnych, którego stała się członkiem, co pozwoli uzyskać nie tylko korzystne warunki, ale również skrócić proces zawierania ubezpieczenia. TUW PZUW ubezpiecza wyłącznie swoich członków na zasadzie wzajemności. Członkowie TUW są jednocześnie jego właścicielami. Zakład ubezpieczeń podlega nadzorowi KNF, a gwarantem kapitału jest PZU SA.

III kwartał

Grupa chce w sposób zrównoważony zwiększać swoje moce wytwórcze i wydobywcze

• Wstępna oferta złożona wraz z partnerami na zakup aktywów EDF w Polsce

16 września Enea wraz z PGE, Energą oraz PGNiG Termiką wspólnie złożyły wstępną, niewiążącą ofertę na zakup akcji i udziałów w spółkach należących do EDF w Polsce. Są to konwencjonalne aktywa wytwórcze oraz prowadzące działalność usługową, obejmujące w szczególności: Elektrownię Rybnik, Elektrociepłownię w Krakowie, Elektrociepłownię w Gdańsku, Elektrociepłownię w Gdyni, Elektrociepłownię i sieć ciepłowniczą w Toruniu, Elektrociepłownie i sieć ciepłowniczą w aglomeracji wrocławskiej, Elektrociepłownię i sieć ciepłowniczą w Zielonej Górze oraz blok gazowy w Toruniu. W przypadku dopuszczenia do dalszego etapu transakcji partnerzy biznesowi przeprowadzą szczegółowe badanie due diligence, które będzie podstawą do decyzji o dalszych krokach w transakcji, w tym, po uzyskaniu wymaganych zgód korporacyjnych., złożenia ewentualnej oferty wiążącej.

• List intencyjny w sprawie budowy i eksploatacji bloku energetycznego w Elektrowni Ostrołęka

19 września Enea podpisała z Energą list intencyjny dotyczący podjęcia współpracy przy przygotowaniu, realizacji i eksploatacji nowoczesnego bloku węglowego klasy 1.000 MW w Elektrowni Ostrołęka (Ostrołęka C). Intencją obu spółek jest wspólne wypracowanie efektywnego modelu biznesowego, weryfikacja dokumentacji projektowej oraz optymalizacja parametrów technicznych i ekonomicznych Ostrołęki C. Współpraca obejmie także przygotowanie przetargu i wyłonienie generalnego wykonawcy inwestycji. Energa i Enea są zgodne, że realizacja projektu Ostrołęka C wpłynie korzystnie na bezpieczeństwo energetyczne Polski, będzie spełniała najwyższe standardy środowiskowe oraz zapewni kolejne stabilne wysokosprawne i niskoemisyjne źródło energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Spółki przewidują, że budowa nowego bloku zostanie ukończona w II połowie 2023 r., a nakłady na realizację tej inwestycji wyniosą ok. 5,5-6 mln zł/MW.

• Oferta na zakup 100% akcji ENGIE Energia Polska

30 września Enea złożyła ofertę na zakup 100% spółki ENGIE Energia Polska, właściciela Elektrowni Połaniec. Dążenie do przejęcia tych aktywów wzmocni pozycję Grupy na rynku wytwórców energii. ENGIE Energia Polska to w tej chwili piąty największy producent energii w Polsce. Z elektrownią w Połańcu o mocy ok. 1,9 GW, firma odpowiada za 5% produkcji energii w kraju.

• List intencyjny ws. wstępnego zainteresowania zaangażowaniem finansowym w Katowicki Holding Węglowy

W związku z procesem pozyskiwania inwestorów kapitałowych przez Katowicki Holding Węglowy SA, w lipcu Spółka rozpoczęła rozmowy z potencjalnymi inwestorami dotyczące możliwości realizacji potencjalnej Inwestycji oraz jej potencjalnych parametrów. 28 października Enea SA podpisała z Węglokoks SA i Towarzystwem Finansowym Silesia sp. z o.o. list intencyjny wyrażający wstępne zainteresowanie zaangażowaniem finansowym w Katowicki Holding Węglowy SA lub aktywa KHW. Ostateczne decyzje Inwestorów co do zaangażowania w KHW zostaną podjęte m.in. po analizie przeprowadzonego badania due diligence oraz po ustaleniu ostatecznego kształtu wszystkich pozostałych uzgodnień.

GK Enea z nową strategią rozwoju do 2030 r.

29 września Spółka przyjęła do realizacji Strategię Rozwoju Grupy Kapitałowej Enea w perspektywie do 2030 r. Celem nadrzędnym w ogłoszonej strategii jest wzrost wartości GK Enea dla Akcjonariuszy. Enea optymalizuje i dostosowuje model funkcjonowania koncernu surowcowo – energetycznego do otoczenia rynkowego. Grupa będzie aktywnym uczestnikiem pozytywnych zmian w polskiej gospodarce i będzie wzmacniać bezpieczeństwo energetyczne kraju, wpisując się w założenia Planu na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju Polski i polityki energetycznej państwa. Enea będzie istotnie zwiększać swoje udziały w poszczególnych segmentach rynku oraz stawiać na rozwój nowych, innowacyjnych linii biznesowych i technologii.

Spółka szacuje, że podstawowe nakłady inwestycyjne na utrzymanie ciągłości funkcjonowania Grupy w latach 2016-2030 będą kształtowały się łącznie na poziomie ok. 26,4 mld zł. Enea planuje również wdrożenie programu wzrostu efektywności nakładów inwestycyjnych. W wyniku przeprowadzonych analiz Grupa zoptymalizowała planowane w poprzedniej strategii wydatki inwestycyjne w zakresie OZE oraz źródeł kogeneracyjnych i sieci ciepłowniczych do 2020 r. Wygenerowany w ten sposób potencjał CAPEX oraz sytuacja finansowa Grupy umożliwi Enei przeznaczenie dodatkowych 6,2 mld zł w perspektywie 2025 r. oraz 5,3 mld zł w latach 2026-2030 na inwestycje rozwojowe. Nakłady te stanowią maksymalny budżet inwestycyjny jaki Grupa może przeznaczyć na atrakcyjne ekonomicznie inwestycje, w tym akwizycje.

Spółka będzie realizowała program poprawy efektywności, który zakłada zarządzanie efektywnością operacyjną w ramach, której szacuje optymalizację kosztów stałych o 700 mln zł do 2025 r. w odniesieniu do roku bazowego 2016.

EuroRating podtrzymał rating kredytowy Enei

30 września agencja ratingowa EuroRating, po raz kolejny w tym roku, utrzymała rating kredytowy Enei na poziomie BBB z perspektywą stabilną. Rating przyznany został przez agencję z własnej inicjatywy, w odpowiedzi na potrzeby informacyjne uczestników rynku, a proces oceny ryzyka kredytowego oparty był na informacjach publicznie dostępnych.

Kontrakt na instalację odazotowania spalin w Elektrowni Kozienice podpisany

30 września Enea Wytwarzanie podpisała z firmą RAFAKO kontrakt na wykonanie nowoczesnej instalacji odazotowania spalin wraz z modernizacją elektrofiltrów w Elektrowni Kozienice. Wartość kontraktu to 289,2 mln zł netto. Zakończenie inwestycji zaplanowano na koniec 2018 r. Przedmiotem kontraktu jest dostawa i montaż nowoczesnych instalacji katalitycznego odazotowania spalin (SCR) wraz z wymianą wentylatorów spalin dla kotłów AP-1650 na blokach energetycznych nr 9 i 10 o mocy 500 MW każdy. RAFAKO wykona również projekt i wymianę elektrofiltru wraz z układem odpopielania i przynależnymi kanałami spalin, a także zmodernizuje instalację odsiarczania spalin (IOS) dla bloku nr 9. Celem inwestycji jest zapewnienie ponad pięciokrotnego ograniczenia emisji tlenków azotu z aktualnego poziomu 500 - 550 mg/Nm³ do poziomu poniżej 100 mg/Nm³ NO^x .

2. Organizacja i działalność Grupy Enea

Na 30 września 2016 r. Grupa Kapitałowa składała się z jednostki dominującej Enea SA oraz 13 spółek bezpośrednio zależnych. Wszystkie spółki bezpośrednio zależne podlegają konsolidacji. W obrębie Grupy Kapitałowej Enea funkcjonuje 5 wiodących podmiotów, tj. Enea SA (obrót energią elektryczną i paliwem gazowym), Enea Operator sp. z o.o. (dystrybucja energii elektrycznej), Enea Wytwarzanie sp. z o.o. (produkcja i sprzedaż energii elektrycznej i cieplnej), Enea Trading sp. z o.o. (handel hurtowy energią elektryczną) oraz LW Bogdanka SA (wydobycie węgla). Pozostałe podmioty świadczą działalność pomocniczą w odniesieniu do wymienionych spółek. W strukturze Grupy uwzględniono również udziały mniejszościowe w podmiotach posiadane przez spółki zależne od Enea SA, tj. w szczególności Enea Wytwarzanie sp. z o.o. oraz LW Bogdanka SA.

Restrukturyzacja majątkowa Inwestycje kapitałowe

Obszar	Spółka	Zdarzenie
Pozostała działalność	Szpital Uzdrowiskowy ENERGETYK	Proces sprzedaży

Dezinwestycje kapitałowe

Po dokonaniu w latach poprzednich	kluczowych zmian organizacyjnych w okresie trzech kwartałów 2016 r. Kapitałowa Enea, poza inicjatywami związanymi z planowanymi zmianami, nie realizowała istotnych				Spółka	Zdarzenie
Grupa działań w zakresie restrukturyzacji	majątkowej.				Enea Centrum	Podwyższenie kapitału zakładowego o kwotę 502.500 zł i objęcie wszystkich nowych udziałów w liczbie 5.025 przez Enea SA, która pokryła je w całości aportem w postaci oprogramowania SAP Business Objects Planning and Consolidation (SAP BPC) stanowiącego aktywo trwałe Enea SA. 11 marca 2016 r. KRS dokonał wpisu podwyższonego kapitału zakładowego do rejestru.
Obszar	Spółka	Zdarzenie	Pozostała	11marca
Pozostała działalność	Szpital Uzdrowiskowy ENERGETYK	Proces sprzedaży	działalność	2016 r.
Dezinwestycje kapitałowe W okresie styczeń-wrzesień 2016 r. nie	prowadzono istotnych działań w zakresie dezinwestycji	kapitałowych.	Wytwarzanie	13 lipca 2016 r.	Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Zachód	Enea Wytwarzanie w celu uporządkowania struktury kapitałowej zakupiła od Enea Logistyka 1 udział w Spółce PEC Zachód i tym samym stała się jej 100% udziałowcem.
Podsumowanie operacyjne	Organizacja i działalność Grupy Enea i działalność Grupy Enea	Sytuacja finansowa	Akcje i akcjonariat		Władze	12 Inne informacje Załączniki

WYTWARZANIE

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

WYDOBYCIE

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

DYSTRYBUCJA

• Dostarczanie energii elektrycznej
• Planowanie i zapewnianie rozbudowy sieci dystrybucyjnej
• Eksploatacja, konserwacja i remonty sieci dystrybucyjnej
• Zarządzanie danymi pomiarowymi

OBRÓT

Obrót detaliczny:

• Obrót energią elektryczną i paliwem gazowym na rynku detalicznym
• Oferta produktowa i usługowa dostosowana do potrzeb Klientów
• Całościowa Obsługa Klienta Obrót hurtowy:
• Optymalizacja portfela kontraktów hurtowych energii elektrycznej i paliwa gazowego
• Działania na rynkach produktowych
• Zapewnienie dostępu do rynków hurtowych

Wydobycie

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

Enea przejęła LW Bogdanka w IV kwartale 2015 r. i konsoliduje jej wyniki od 1 listopada 2015 r. Poniższa tabela ma charakter informacyjny i przedstawia kluczowe dane dot. obszaru Wydobycia w I-IIIQ i IIIQ 2015 r. i 2016 r.

Wyszczególnienie	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana
Wydobycie brutto [tys. ton]	8 946	10 751	20,2%	3 188	3 831	20,2%
Produkcja netto [tys. ton]	5 930	6 682	12,7%	2 039	2 397	17,6%
Sprzedaż węgla [tys. ton]	6 008	6 739	12,2%	2 187	2 360	7,9%
Zapasy (na koniec okresu) [tys. ton]	228 1)	172	-24,6%	228 1)	172	-24,6%
Długość wykonanych wyrobisk [km]	15,5	17,2	11,0%	5,4	5,1	-5,6%
Uzysk [%]	66,3%	62,2%	-4,1 p.p.	64,0%	62,6%	-1,4 p.p.

1) Prezentowany na 30 września 2015 r. poziom zapasów uwzględnia depozyt węgla (23 tys. ton) realizowany dla jednego z odbiorców węgla. Depozyt ten został rozliczony w całości przez Jednostkę Dominującą (dostarczony do odbiorców) do końca 2015 r.

Obszar dystrybucyjny Enea Operator

Lubelskie Zagłębie Węglowe

Kat. złoża C2

kamiennego

Złoża nieprzebadane (prognozowana kat. D2)

Złoża nieprzebadane (prognozowana kat. D1)

Złoża perspektywiczne dla LW Bogdanka (kat. złoża C1)

Obszar występowania utworów karbonu bez zasobów perspektywicznych węgla

Złoża aktualnie eksploatowane przez LW Bogdanka

Wytwarzanie

Aktywa wytwórcze Grupy Enea

Wyszczególnienie	Moc zainstalowana elektryczna [MWe ]	Moc osiągana elektryczna [MWe ]	Moc zainstalowana cieplna [MWt ]
Elektrownia Kozienice	2 960,0	2 925,0	105,0
Elektrociepłownia Białystok	203,5	156,6	383,7
Farmy Wiatrowe Bardy, Darżyno i Baczyna	70,1	70,1	-
Biogazownie Liszkowo i Gorzesław	3,8	3,8	3,1
Elektrownie Wodne	60,4	57,6	-
MEC Piła	10,0	10,0	151,3
PEC Oborniki 1)	-	-	30,4
MPEC Białystok	-	-	185,0
RAZEM	3 307,8	3 223,1	858,5

1) Sprzedaż źródeł wytwórczych

Wyszczególnienie	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej (netto) [GWh], w tym:	9 698	10 166	4,8%	3 405	3 359	-1,4%
Produkcja netto ze źródeł konwencjonalnych [GWh], w tym:	9 065	9 773	7,8%	3 270	3 244	-0,8%
Enea Wytwarzanie – segment Elektrowni Systemowych (z wyłączeniem współspalania biomasy)	8 905	9 578	7,6%	3 259	3 232	-0,8%
Enea Wytwarzanie - segment Ciepła (Elektrociepłownia Białystok - z wyłączeniem spalania biomasy)	125	150	20,0%	3	2	-33,3%
MEC Piła	35	45	28,6%	8	10	25,0%
Produkcja z odnawialnych źródeł energii [GWh], w tym:	633	393	-37,9%	135	115	-14,8%
Współspalanie biomasy	198	0	-100,0%	12	0	-100,0%
Spalanie biomasy	231	201	-13,0%	71	60	-15,5%
Enea Wytwarzanie - segment OZE (elektrownie wodne)	83	79	-4,8%	17	24	41,2%
Enea Wytwarzanie - segment OZE (farmy wiatrowe)	110	107	-2,7%	32	29	-9,4%
Enea Wytwarzanie - segment OZE (biogazownie)	11	6	-45,5%	3	2	-33,3%
Produkcja ciepła [TJ]	3 601	3 495	-2,9%	454	460	1,3%

Zakup energii elektrycznej na rynku hurtowym przez Enea Wytwarzanie

W okresie trzech kwartałów 2016 r. wolumenowa wysokość zakupów energii elektrycznej w segmencie Elektrowni Systemowych wyniosła 1.445 GWh. Zakupów dokonano na potrzeby działalności w zakresie obrotu energią. Dodatkowo w ramach działania Rynku Bilansującego dokonano zakupu energii w wysokości 710 GWh.

W segmencie Ciepło wolumen zakupów w kwartałach I-III 2016 r. wyniósł 27,416 GWh - zakup na Rynku Bilansującym to 11,405 GWh, zakup w obrocie to 16,011 GWh.

Co do zasady obrót energią (sprzedaż = zakup) jest realizowany w ramach możliwości rynkowych gwarantujących osiągnięcie zakładanego efektu finansowego oraz w celu ograniczania skutków awarii.

Zakup energii elektrycznej w ramach obrotu w okresie trzech kwartałów 2016 r. dotyczył głównie segmentu Elektrowni Systemowych i stanowił 67% całego zakupu energii. Zakup energii elektrycznej w ramach Rynku Bilansującego stanowił 33%. Zakup w ramach obrotu w segmencie Ciepło wynikał z działań ograniczających koszty awarii jednostek wytwórczych i braku mocy dyspozycyjnej vs. zawarte kontrakty.

Wytwarzanie

Sprzedaż energii elektrycznej z segmentu OZE – obszar wiatr

Wyszczególnienie [tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana
Cena stała	18 561	17 658	-4,9%	5 262	4 816	-8,5%
Cena średnioważona	168,52	166,16	-1,4%	163,58	168,14	2,8%

Sprzedaż energii elektrycznej przez Enea Wytwarzanie

Wolumen sprzedaży energii elektrycznej w Enea Wytwarzanie w okresie trzech kwartałów 2016 r. wynosił 12.595 GWh. Sprzedaż była realizowana przez poszczególne segmenty w zależności od obowiązków ustawowych i zawartych umów.

Sprzedaż energii elektrycznej w ramach segmentu Elektrowni Systemowych

Sprzedaż energii elektrycznej w ramach segmentu Elektrowni Systemowych w kwartałach I-III 2016 r. wyniosła 11.979 GWh. W tym okresie Enea Wytwarzanie miała obowiązek ustawowy sprzedaży 15% wytworzonej energii elektrycznej na giełdzie towarowej. Pozostała sprzedaż to sprzedaż w ramach GK Enea 83% oraz na rynek bilansujący (PSE SA) 2%.

Sprzedaż energii elektrycznej w ramach segmentu Ciepła

W segmencie Ciepło sprzedaż energii elektrycznej w okresie trzech kwartałów 2016 r. wyniosła 379 GWh - sprzedaż w ramach GK Enea stanowiła 93,5%, sprzedaż w ramach rynku bilansującego (PSE SA) 4%, a sprzedaż do odbiorców końcowych wyniosła 2,5%.

Sprzedaż energii elektrycznej w ramach segmentu OZE

W segmencie OZE sprzedaż energii elektrycznej w okresie trzech kwartałów 2016 r. wyniosła 192 GWh (poza GK Enea – 46%, w ramach GK Enea – 54%).

Sprzedaż energii elektrycznej w ramach Spółek Zależnych

W ramach Spółek Zależnych sprzedaż w okresie trzech kwartałów 2016 r. wyniosła 45 GWh.

	I-IIIQ 2015		I-IIIQ 2016		Zmiana
Rodzaj paliwa	Ilość [tys. ton]	Koszt 1) [mln zł]	Ilość [tys. ton]	Koszt 1) [mln zł]	Ilość	Koszt 1)
Węgiel kamienny	4 529	1 010	4 275	893	-5,6%	-11,6%
Biomasa	476	131	339	64	-28,8%	-51,1%
Olej opałowy (ciężki) 2)	6	7	6	5	0,0%	-28,6%
Gaz [tys. m3 ] 3)	9 753	14	11 546	17	18,4%	21,4%
RAZEM		1 162		979

1) Z transportem

2 ) Paliwo rozpałkowe w Elektrowni Kozienice

Zaopatrzenie w węgiel

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

Enea Wytwarzanie – segment Elektrowni Systemowych:

Podstawowym paliwem używanym do wytwarzania energii elektrycznej jest węgiel kamienny (miał energetyczny). Głównym dostawcą węgla dla Enea Wytwarzanie w kwartałach I-III 2016 r. była spółka LW Bogdanka SA (ok. 74% dostaw surowca). Ponadto, dostawy węgla były realizowane przez Katowicki Holding Węglowy SA (ok. 13% dostaw), Jastrzębską Spółkę Węglową SA (ok. 7%) oraz Polską Grupę Górniczą sp. z o. o. [(dawniej: Kompania Węglowa SA) ok. 6%].

Enea Wytwarzanie - segment Elektrowni Systemowych w okresie trzech kwartałów 2016 r. nie prowadził współspalania biomasy.

Enea Wytwarzanie – segment Ciepła :

Paliwem podstawowym używanym w Enea Wytwarzanie - segment Ciepła (Elektrociepłownia Białystok) jest biomasa - głównie w postaci zrębki leśnej, zrębki z wierzby energetycznej oraz pelletu z łuski słonecznika.

W okresie trzech kwartałów 2016 r. ilość dostarczonej biomasy wyniosła 338.915,82 tony, a dostawy realizowane były przez 12 podmiotów. Około 30% biomasy dostarczone zostało na teren Enea Wytwarzanie – segment Ciepła transportem kolejowym.

W okresie trzech kwartałów w 2016 r. dostawy węgla do Enea Wytwarzanie - segment Ciepła były realizowane przez: Kompanię Węglową SA (ok. 7%), Katowicki Holding Węglowy SA (ok. 53% dostaw), Jastrzębską Spółkę Węglową SA (ok. 40%).

Transport węgla

Enea Wytwarzanie – segment Elektrowni Systemowych:

Jedynym środkiem transportu wykorzystywanym dla dostaw węgla kamiennego do segmentu Elektrowni Systemowych w okresie trzech kwartałów 2016 r. był transport kolejowy. Przewoźnik PKP Cargo SA zrealizował 100% dostaw.

Enea Wytwarzanie – segment Ciepła:

Dostawy węgla do Enea Wytwarzanie - segment Ciepła w okresie trzech kwartałów 2016 r. były realizowane transportem kolejowym przez przewoźników PKP Cargo SA (ok. 75%) i Freightliner PL sp. z o.o. (ok. 25%).

Dystrybucja

Sprzedaż usług dystrybucyjnych [GWh]

Stacje elektroenergetyczne

Obszar dystrybucyjny

Wskaźniki techniczne:

Wyszczególnienie:	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana
SAIDI przerwy planowane i nieplanowane z katastrofalnymi (WN, SN) [minuty]	361,34	197,38	-45,38%	233,27	99,15	-57,50%
SAIFI przerwy planowane i nieplanowane z katastrofalnymi (WN, SN) [szt.]	4,41	2,99	-32,20%	2,10	1,28	-39,05%
% realizacji umów w terminie ref. 18 m-cy (IV gr.) [%]	84,82%	86,63%	1,8 p.p.	87,75%	87,18%	-0,57 p.p.
% realizacji umów w terminie ref. 18 m-cy (V gr.) [%]	89,41%	95,60%	6,19 p.p.	88,97%	96,85%	7,88 p.p.

Pozostałe wskaźniki techniczne

Wyszczególnienie:	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana
Wskaźnik strat sieciowych [%]	5,82	4,70	-1,12 p.p.	5,84	5,36	-0,48 p.p.

Sprzedaż usług dystrybucyjnych

Wyszczególnienie:	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana
Sprzedaż usług dystrybucyjnych [GWh]	13 391	13 924	3,98%	4 398	4 593	4,43%

WRA, liczba odbiorców

2015	2016
6 910 924	7 252 486
2 487 023	2 512 256 1)

i działalność Grupy Enea 17

Obrót

Poniższy schemat prezentuje zależności operacyjne pomiędzy spółkami z Grupy Enea oraz partnerami biznesowymi i Klientami

Obrót

Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym realizowana jest w głównej mierze przez Enea SA. W okresie pierwszych trzech kwartałów 2016 r. w stosunku do analogicznego okresu 2015 r. nastąpił wzrost łącznego wolumenu sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym razem o 801 GWh, tj. o ponad 6%. Wzrost ten nastąpił zarówno w segmencie odbiorców biznesowych (o 731 GWh, tj. o blisko 8%), jak i w segmencie gospodarstw domowych (o 70 GWh, tj. o ponad 2%). Wzrost wolumenu sprzedaży w segmencie odbiorców biznesowych wynikał ze wzrostu wolumenu sprzedaży energii elektrycznej (o 266 GWh, tj. o 3%) oraz przede wszystkim z dynamicznego wzrostu sprzedaży paliwa gazowego (o 465 GWh, tj. o 97%). Łączny wzrost wolumenowy sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego przełożył się na zwiększenie łącznych przychodów ze sprzedaży o 82 mln zł, tj. o prawie 3%, w stosunku do analogicznego okresu 2015 r.

Podsumowanie operacyjne Organizacja i działalność Grupy Enea Sytuacja finansowa Akcje i akcjonariat Władze Inne informacje Załączniki i działalność Grupy Enea

19

Strategia Rozwoju Grupy Kapitałowej Enea w perspektywie do 2030 roku

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

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

29 września 2016 r. Rada Nadzorcza Enei zatwierdziła dokument pn. "Strategia Rozwoju Grupy Kapitałowej Enea w perspektywie do 2030 roku". Zdefiniowane w Strategii nowe kierunkirozwoju zakładają, że GK Enea będzie:

STRATEGIA ROZWOJU

Celem nadrzędnym określonym w strategii jest wzrost wartości GK Enea dla akcjonariuszy. Dla uzyskania trwałej przewagi konkurencyjnej, Enea zdefiniowała 15 celów strategicznych w ramach czterech perspektyw.

STRATEGIA ROZWOJU

Enea zdefiniowała ponad 50% innowacyjnych inicjatyw zwiększających potencjał biznesowy …

… których realizacja będzie wspierać m.in. rozwój innowacyjnych produktów, usług i linii biznesowych GK Enea

STRATEGIA ROZWOJU

Podstawowy budżet inwestycyjny w wysokości 26,4 mld zł

Szacowane nakłady inwestycyjne GK Enea w latach 2016-2030 [mln zł, ceny bieżące]

Obszar	2016-2025	2026-2030
Wydobycie	3 712	2 080
Dystrybucja	9 501	5 193
Wytwarzanie	4 808	504
Pozostałe	403	153
Potencjał CAPEX 1)	6 176	5 320
Zwiększenie potencjału 2) inwestycyjnego	3 200	2 500
ŁĄCZNIE GK ENEA	27 800	15 750

1) Potencjał CAPEX zachowując wskaźnik dług netto / EBITDA na bezpiecznym poziomie

2) Zwiększenie potencjału inwestycyjnego o 5,7 mld zł w wyniku realizacji innowacyjnych inicjatyw strategicznych (wzrost EBITDA)

Perspektywy rozwoju w 2016 r.

Obszar	Perspektywa 2016 r. vs 2015 r.	Perspektywa	Główne czynniki	Realizacja
Wydobycie	Spadek	Neutralna	(-) Spadek ceny węgla (+) Budowa nowych chodników (+) Modernizacja majątku (+) Stała poprawa efektywności	(-) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy
Energetyka konwencjonalna	Neutralna	Neutralna	(-) Spadek cen energii (-) Niższy limit darmowych CO2 (+) Spadek cen węgla (+) Wzrost produkcji energii elektrycznej (+) Optymalizacja procesów wewnętrznych	(-) Podtrzymanie perspektywy (-) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy
Odnawialne Źródła Energii	Wzrost	Spadek	(-) Spadek ceny i wolumenu Praw Majątkowych OZE (+) Wzrost produkcji energii elektrycznej (+) Optymalizacja kosztów obszaru Woda	(-) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy
Dystrybucja	Spadek	Spadek	(-) Spadek WACC do poziomu 5,675% wpływa na obniżenie EBITDA o ok. 58 mln zł (-) Spadek wolumenu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej w Taryfie (+) Optymalizacja zarządzania w segmencie (+) Prace nad poprawą jakości usług (obniżenie wskaźników SAIDI i SAIFI)	(-) Podtrzymanie perspektywy (-) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy
Obrót	Spadek	Spadek	(-) Zagrożenie ze strony nowych sprzedawców energii (+) Rozwój kanałów sprzedaży (+) Rozwój oferty produktowej (-) Spadek ceny gazu w wyniku załamania cen ropy naftowej (-) Spadek ceny sprzedaży energii elektrycznej	(-) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy (+) Podtrzymanie perspektywy (+) Wzrost cen gazu (-) Podtrzymanie perspektywy

Nakłady inwestycyjne w I-IIIQ 2016

Nakłady inwestycyjne [mln zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana %	Plan 2016
Wytwarzanie	1 394,5	938,4	-32,7%	1 969,5
Dystrybucja	490,7	645,5	31,5%	847,7
Wydobycie	-	215,1	-	437,9
Wsparcie i inne	68,5	55,1	-19,6%	155,1
RAZEM	1 953,7	1 854,1	-5,1%	3 410,2

Inwestycje zrealizowane w I-IIIQ 2016

• Pozyskanienowychkoncesji:
• ubieganie się o uzyskanie koncesji na użytkowanie górnicze w obszarze K-6iK-7złoża"Cyców"
• wykupieniedostępudoinformacjigeologicznejzłoża"Ostrów"
• zakończenie prac wiertniczych przy otworach badawczych obszaru "Ostrów"
• Utrzymanie parku maszynowego zakup i montaż maszyn oraz urządzeń, oraz remonty okresowe wagonów, zakup tam wentylacyjnych oraz zespołu podajnikówtaśmowych
• Inneinwestycjerozwojoweiodtworzeniowe:
• wykonanie17,2kmnowychwyrobisk
• centralnaklimatyzacjapolaBogdanka
• rozbudowaobiektuunieszkodliwianiaodpadówwydobywczych

• kontynuacja rozbudowy sieci elektroenergetycznych a także modernizacja obiektówrozdzielnii stacji110/6kVwNadrybiu

• Kolejne etapy budowy bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne opalanego węglem kamiennym o mocy 1.075 MW^e

• Przekazanie do eksploatacji farmy wiatrowej Baczyna 14,1 MW
• Blok nr 1 uzyskanie pozwolenia na użytkowanie i przekazanie do eksploatacji instalacji katalitycznego odazotowania spalin (SCR)
• Kontynuacja zabudowy instalacji SCR dla bloków nr 4-8 oraz nr 1-2
• Rozpoczęcie modernizacji ujęcia wody chłodzącej tymczasowy próg stabilizujący na rzece Wiśle

• Rozpoczęcie zabudowy instalacji SCR wraz z modernizacją elektrofiltrów dla bloków nr 9 i 10 w ramach programu modernizacji bloków 2 x 500 MW

• Zakończenie realizacji szeregu inwestycji na wysokim i średnim napięciu związanych z rozbudową, automatyzacją i modernizacją stacji oraz sieci elektroenergetycznych, w tym:

• przebudowa linii 110 kV relacji Pakość Żnin
• przebudowa linii 110 kV relacji Stęszew-Kościan
• przebudowa linii 110 kV relacji Drawski Młyn Wronki
• przebudowa linii 110 kV relacji Pniewy Sieraków
• przebudowa GPZ Pniewy
• Kontynuacja usprawniania procesów przyłączania Klientów do sieci elektroenergetycznej
• Kontynuacja rozwoju narzędzi informatycznych wspomagających zarządzanie siecią

Inwestycje planowane do końca 2016 r. w ramach aktualnie posiadanych aktywów

Wydobycie

Inwestycje rozwojowe	Pozyskanie nowych koncesji: • dalszy ciąg procesu ubiegania się o uzyskanie koncesji w obszarach K-6, K-7 oraz "Ostrów" i "Orzechów" • rozpoczęcie prac rozpoznawczych w "Orzechowie" Utrzymanie parku maszynowego: • zakup i montaż nowych maszyn i urządzeń • modernizacje i remonty maszyn i urządzeń
Inwestycje operacyjne	Nowe wyrobiska i modernizacja istniejących: • wykonanie wyrobisk, głównie chodników przyścianowych, przecinek ścianowych oraz pozostałych wyrobisk technologicznych i udostępniających, umożliwiających eksploatację ścian • przebudowy wyrobisk górniczych
Inne inwestycje	Inne inwestycje rozwojowe i odtworzeniowe: • centralna klimatyzacja pola Bogdanka - pozostałe nakłady przeznaczone będą na zabudowę wymiennika ciepła do schładzania wody p.poż. • rozbudowa obiektu unieszkodliwiania odpadów wydobywczych w Bogdance - kontynuacjawykupu działek znajdujących się na obszarze obiektu Etapu II i Etapu III • kontynuacja rozbudowy sieci elektroenergetycznych

Dystrybucja

Wytwarzanie

	Nowe	• Modernizacja bloku nr 4
Segment Elektrownie Systemowe	Kontynuowane	• Budowa bloku energetycznego nr 11 (zakończenie w 2017 r.) • Instalacja Odsiarczania Spalin IOS IV – w zakresie kanałów spalin • Zabudowa instalacji odazotowania spalin – SCR dla bloków nr 4-8 oraz nr 1-2 (zakończenie w 2017 r.) • Zabudowa instalacji odazotowania spalin SCR dla bloków nr 9-10 (zakończenie w 2018 r.) • Budowa oczyszczalni ścieków deszczowo-przemysłowych • Modernizacja ujęcia wody chłodzącej – tymczasowy próg stabilizujący na rzece Wiśle (zakończenie w 2017 r.) • Modernizacja składowiska żużla i popiołu - modernizacja pola nr 5
Segment Ciepło		• Zabudowa instalacji odsiarczania spalin kotłów K7 i K8 (zakończenie w 2017 r.)
Segment OZE		• Poszukiwanie okazyjnych projektów inwestycyjnych i akwizycyjnych

Status prac przy kluczowych projektach inwestycyjnych

Inwestycja	Status projektu		CAPEX I-IIIQ 2016 [mln zł]	Całkowity CAPEX [mln zł]	Zaawansowanie prac (%)	Planowany termin zakończenia
Budowa bloku energetycznego nr 11 o mocy 1.075 MW	W III kwartale 2016 r. zakończono następujące prace na terenie budowy: • Montaż instalacji powietrza AKPiA (Aparatury Kontrolno-Pomiarowej i Automatyki) w kotłowni i maszynowni • Montaż konstrukcji stalowych estakad technologicznych, mostu skośnego nawęglania, wieży przesypowej galerii nawęglania • Montaż urządzeń węzłów przesypowych nawęglania	• Przeprowadzenie próby ciśnieniowej rurociągów pary świeżej z wynikiem pozytywnym • Podanie napięcia na transformator rezerwowo-rozruchowy • Podanie napięcia na rozdzielnice 10 kV • Prace budowlane budynku gospodarki olejowej z pompownią • Przeprowadzenie próby ciśnieniowej rurociągów wysokoprężnych na kotle • Montaż mechaniczny elektrofiltra	742,5	5 922,0	90%	2017
Instalacja Odsiarczania Spalin IOS IV		Jednostka główna IOS IV, kanały spalin, wentylatory wspomagające, komin nr 3, zasilanie IOS IV zostały przekazane do eksploatacji. Wszystkie urządzenia i instalacje pracują zgodnie z założonymi w umowach parametrami technicznymi. Pozostaje jedynie do wykonania zakres związany z redukcją parametru ChZT (chemicznego zapotrzebowania na tlen) w ściekach oczyszczonych z instalacji IOS IV.
Modernizacja bloku nr 4	- 13 grudnia 2016 r.	Wykonano znaczną część prac projektowych oraz demontażowych na bloku nr 4. Trwają badania głównych rurociągów parowych, rozpoczęła się modernizacja wirnika generatora, trwają prace modernizacyjne na stojanie generatora, zdemontowano łożyska turbozespołu. Odstawienie bloku do remontu kapitalnego - 1 sierpnia 2016 r. Planowane uruchomienie bloku po remoncie kapitalnym
Modernizacja bloku nr 5	7 czerwca 2016 r. blok nr 5 został przekazany do eksploatacji. Trwają jeszcze pozostałe prace niezwiązane z postojem bloku.		74,4	87,9	99%	2016
Budowa oczyszczalni ścieków deszczowo-przemysłowych	9 maja 2016 r. podpisany został Aneks nr 3, w którym do 31 lipca 2016 r. przedłużono prace związane z położeniem kabla zasilającego, zrezygnowano natomiast z części zakresu robót związanego z demontażami i budową drogi wewnętrznej (obniżono kwotę Umowy). 15 września 2016 r. Enea Wytwarzanie uzyskała nową decyzję Pozwolenia Zintegrowanego. Trwa procedura związana z przygotowaniem zamówienia na dokończenie zakresu robót, z którego zrezygnowano w pierwotnej Umowie.		7,2	29,4	97%	2016
Zabudowa instalacji odazotowania spalin - SCR dla bloków nr 1 i 2	Przekazano do eksploatacji instalację SCR na bloku nr 2. Zakończono z wynikiem pozytywnym ruch regulacyjny i ruch próbny instalacji SCR jest z Wykonawcą Aneks do Umowy związany ze zmianą parametrów bloku oraz obniżeniem wartości kontraktu ze względu na rezygnację z części zakresu umowy.	na bloku nr 1. Uzyskano decyzję pozwolenia na użytkowanie instalacji SCR na bloku nr 1 i przekazano instalację do eksploatacji. Uzgadniany	6,3	97,9	98%	2016
Modernizacja bloku nr 9 w ramach Programu modernizacji bloków 2 x 500 MW	W 2017 r. planowana jest modernizacja bloku nr 9. Aktualnie przygotowywane są zakresy rzeczowe i dokumenty przetargowe dotyczące prac związanych z tą modernizacją.		0	90,0	1%	2017
Modernizacja ujęcia wody chłodzącej - próg stabilizujący na rzece Wiśle	Projekt znajduje się w fazie przygotowania do realizacji. Obecnie trwa proces uzyskiwania decyzji środowiskowej (uzupełniany jest Raport Oceny Oddziaływania na Środowisko)		0,4	33,0	2%	2017
Zabudowa instalacji katalitycznego odazotowania spalin wraz z modernizacją elektrofiltrów dla kotłów AP - 1650 bloków nr 9 i 10 w ramach Programu modernizacji bloków 2 x 500 MW	30 września 2016 r. podpisano z firmą RAFAKO SA kontrakt na wykonanie nowoczesnej instalacji odazotowania spalin wraz z modernizacją elektrofiltrów w Elektrowni Kozienice. Wartość kontraktu to 289,2 mln zł netto. Zakończenie inwestycji zaplanowano na koniec 2018 r.		1,2	321,9	1% 1)	2017
Zabudowa instalacji odazotowania spalin - SCR dla bloków nr 4-8	Zakończono budowę instalacji odazotowania spalin SCR na blokach nr 5, 6 i 7 oraz części wspólnej dla instalacji SCR dla bloków nr 4-8. Wykonano również część prac dotyczących instalacji SCR na bloku nr 8. Aktualnie wykonywana jest instalacja SCR dla bloku nr 4.		44,2	203,7	80%	2017
Zabudowa instalacji odazotowania spalin - SNCR dla bloku nr 3	poziomie 300 – 350 mg/Nm3	Niezależnie od norm środowiskowych IED czy BAT nie planuje się zabudowy instalacji SCR/SNCR na bloku nr 3. W wyniku modernizacji / wymiany palników na niskoemisyjne, blok aktualnie jest w stanie metodami pierwotnymi w sposób trwały dotrzymywać emisję NOx na . Brak instalacji odazotowania spalin na bloku nr 3 narzuca jednak pewne warunki pracy bloku, który będzie musiał pracować w połączeniu z innymi blokami sąsiadującymi wyposażonymi w instalację SCR.				2017
Zabudowa instalacji odsiarczania spalin kotłów K7 i K8	Prace budowlane związane z budową instalacji odsiarczania spalin kotłów K7 i K8 rozpoczęły się 6 maja 2016 r. Dotychczas, zostały wykonane fundamenty budynku głównego IOS, wentylatora, zbiorników sorbentu i PPR i kanałów spalin. Aktualnie trwa montaż konstrukcji stalowej budynku głównego IOS, reaktora i filtra workowego. Planowany termin zakończenia Umowy (wykonanie pom. gwarancyjnych, zakończenie Umowy) – 15 grudnia 2017 r.		33,7	105,5	50%	2017
Modernizacja bloku nr 10 w ramach Programu modernizacji bloków 2 x 500 MW	W 2018 r. planowana jest modernizacja bloku nr 10. Aktualnie przygotowywane są zakresy rzeczowe i dokumenty przetargowe dotyczące prac związanych z modernizacją bloku nr 10.		0	88,1	1%	2018
	1) W raporcie za I półrocze 2016 r. wykazano zawansowanie rzeczowe etapu przetargowego. Obecnie prezentowane jest zaawansowanie finansowe projektu.

27

	Działania zrealizowane w I-IIIQ 2016	Działania do zrealizowania do końca 2016 r.
Obszar Handlu Detalicznego	• Uruchomienie platformy e-commerce (Strefa Zakupów) • Przeprowadzenie kampanii promocyjnej e-BOK • Przeprowadzenie kompleksowych badań w zakresie jakości obsługi Klienta • Wdrożenie do sprzedaży oferty skierowanej do gospodarstw domowych "ENERGIA+ Fachowiec" i uruchomienie kampanii reklamowej promującej tę ofertę oraz Strefę Zakupów • Rozszerzenie portfolio produktowego w zakresie paliwa gazowego	• Kontynuacja realizacji kampanii reklamowej skierowanej do gospodarstw domowych promującej produkt "ENERGIA+ Fachowiec" i Strefę Zakupów • Uruchomienie akcji promocyjnej skierowana do segmentu C1 • Realizacja badań satysfakcji Klienta • Wdrożenie systemu analitycznego wspomagającego prognozowanie i zarządzanie portfelem zakupowo-sprzedażowym • Opracowanie koncepcji rozwoju oferty produktowej na kolejne lata
Obszar Obsługi Klienta	• Zakończenie procesu migracji danych Klientów do centralnego systemu bilingowego – SKOK-O, SKOK-D • Uruchomienie Elektronicznego Biura Obsługi Klienta dla wszystkich Klientów • Zakończenie postępowania na wybór wykonawcy wydruku masowego (obniżenie kosztów wydruku) • Otwarcie zmodernizowanego zabytkowego biurowca wraz z Biurem Obsługi Klienta w centrum Szczecina • Uruchomienie nowych subserwisów wszystkich Spółek GK Enea w serwisie internetowym Grupy Enea	• Optymalizacja sieci BOK, wizualizacja wybranych BOK • Wzrost jakości i zakresu świadczonej obsługi poprzez zdalne kanały kontaktu osiągnięta poprzez zwiększeniu katalogu spraw Klienta realizowanych przy pierwszym kontakcie • Rozpoczęcie procesu zakupowego nowej multikanałowej platformy contact center, której wdrożenie - planowane na styczeń 2017 r. - udostępni Klientom nowe kanały kontaktu • Opracowanie nowych koncepcji funkcjonowania obszarów wsparcia obsługi Klientów i rozliczeń oraz przygotowanie planu wdrożenia
Obszar Handlu Hurtowego	• Opracowanie i zatwierdzenie "Trybu zrządzania portfelem praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii elektrycznej z OZE w Grupie Enea" • Opracowanie i wdrożenie metodologii oraz narzędzia do konstruowania krzywych terminowych dla gazu ziemnego na rynku polskim • Opracowanie metodyki oceny i oszacowania poziomu ryzyka wzrostu i spadku ceny energii elektrycznej • Opracowanie i wdrożenie modelu cenowych ścieżek długoterminowych dla produktów notowanych na rynkach hurtowych • Ujednolicenie warunków Umów Wieloletnich na dostawy węgla z LW Bogdanka - podpisanie stosownych aneksów	• Doskonalenie kompetencji i rozwój strategii tradingowych na niemieckim rynku hurtowym (EPEX, EEX) • Integracja systemów wspomagania handlu TT (aplikacje LuxTrade, MidOSS oraz MidOSS-RISK) • Doskonalenie narzędzi i metod zarządzania portfelem i zabezpieczania pozycji w ramach pełnego łańcucha wartości dodanej w zakresie handlu energią elektryczną, produktami pochodnymi oraz gazem ziemnym

• Kontynuacja realizacji kampanii reklamowej skierowanej do gospodarstw domowych promującej produkt "ENERGIA+ Fachowiec" i Strefę Zakupów
• Uruchomienie akcji promocyjnej skierowana do segmentu C1
• Realizacja badań satysfakcji Klienta
• Wdrożenie systemu analitycznego wspomagającego prognozowanie i zarządzanie portfelem zakupowo-sprzedażowym
• Opracowanie koncepcji rozwoju oferty produktowej na kolejne lata
• Optymalizacja sieci BOK, wizualizacja wybranych BOK
• Wzrost jakości i zakresu świadczonej obsługi poprzez zdalne kanały kontaktu osiągnięta poprzez zwiększeniu katalogu spraw Klienta realizowanych przy pierwszym kontakcie
• Rozpoczęcie procesu zakupowego nowej multikanałowej platformy contact center, której wdrożenie - planowane na styczeń 2017 r. - udostępni Klientom nowe kanały kontaktu
• Opracowanie nowych koncepcji funkcjonowania obszarów wsparcia obsługi Klientów i rozliczeń oraz przygotowanie planu wdrożenia
• Doskonalenie kompetencji i rozwój strategii tradingowych na niemieckim rynku hurtowym (EPEX, EEX)
• Integracja systemów wspomagania handlu TT (aplikacje LuxTrade, MidOSS oraz MidOSS-RISK)
• Doskonalenie narzędzi i metod zarządzania portfelem i zabezpieczania pozycji w ramach pełnego łańcucha wartości dodanej w zakresie handlu energią elektryczną, produktami pochodnymi oraz gazem ziemnym

Źródła finansowania programu inwestycyjnego

Enea SA finansuje program inwestycyjny wykorzystując nadwyżki finansowe z prowadzonej działalności gospodarczej oraz zadłużenie zewnętrzne. Grupa Kapitałowa Enea realizuje model finansowania inwestycji, w którym Enea SA pozyskuje zewnętrzne źródła finansowania i dystrybuuje je do spółek zależnych. W dalszych działaniach Enea SA będzie koncentrować się na zapewnieniu odpowiedniej dywersyfikacji zewnętrznych źródeł finansowania dla inwestycji zaplanowanych w Strategii Grupy Kapitałowej Enea w celu optymalizowania wysokości kosztów i terminów spłaty zadłużenia.

Umowa programowa w sprawie programu emisji obligacji do kwoty 3 mld zł

Enea SA posiada zawartą umowę programową dot. programu emisji obligacji do kwoty 3 mld zł z bankami pełniącymi funkcję Gwarantów emisji, tj.: PKO BP SA, Bankiem Pekao SA, BZ WBK SA oraz Bankiem Handlowym w Warszawie SA. Finansowanie jest niezabezpieczone na aktywach Grupy Kapitałowej Enea. Środki pozyskane z tego programu są przeznaczone na realizację projektów inwestycyjnych w Grupie Enea, w tym m.in. na budowę opalanego węglem kamiennym bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne o mocy elektrycznej 1.075 MW^e brutto, która jest realizowana w ramach działalności Enea Wytwarzanie. W III kwartale br. Enea SA w ramach niniejszego programu wyemitowała obligacje o wartości 150 mln zł. Na 30 września 2016 r. wartość wyemitowanych obligacji wynosiła łącznie w ramach ww. Programu 1.651 mln zł.

Stopień wykorzystania źródła finansowania

Umowa programowa w sprawie programu emisji obligacji do kwoty 5 mld zł

30 czerwca 2014 r. Enea SA zawarła umowę programową dotyczącą programu emisji obligacji do kwoty 5 mld zł z bankami pełniącymi rolę dealerów: ING Bankiem Śląskim SA, PKO BP SA, Bankiem Pekao SA i mBankiem SA. W ramach Programu Enea może emitować obligacje o okresie zapadalności do 10 lat, a Banki dealerzy zobowiązani są dochować należytej staranności przy oferowaniu nabycia obligacji inwestorom rynkowym. Na 30 września 2016 r. wartość wyemitowanych obligacji wynosiła łącznie w ramach ww. Programu 1.500 mln zł.

Stopień wykorzystania źródła finansowania

Umowy programowe w sprawie programu emisji obligacji gwarantowane przez BGK

15 maja 2014 r. Enea SA zawarła umowę programową dotyczącą programu emisji obligacji do kwoty 1 mld zł gwarantowanego przez Bank Gospodarstwa Krajowego. Finansowanie jest niezabezpieczone na aktywach Grupy Kapitałowej Enea. Środki z tego programu są przeznaczone m.in. na realizacje inwestycji przez Enea SA i podmioty zależne.

Enea SA wyemitowała w ramach powyższego Programu obligacje w pełnej kwocie Programu tj. w wysokości 1 mld zł. Okres wykupu obligacji wynosi maksymalnie 12,5 roku od terminu ich emisji. Oprocentowanie oparte jest o zmienną stawkę WIBOR powiększoną o marżę.

3 grudnia 2015 r. Enea SA zawarła kolejną umowę programową dotyczącą programu emisji obligacji do kwoty 700 mln zł gwarantowanego przez Bank Gospodarstwa Krajowego. Środki z tego programu są przeznaczone m.in. na realizacje inwestycji i finansowanie bieżącej działalności przez Enea SA i podmioty zależne. Na 30 września 2016 r. Enea SA nie wyemitowała obligacji w ramach tego Programu.

Stopień wykorzystania źródła finansowania

Kredyty inwestycyjne udzielone przez Europejski Bank Inwestycyjny

18 października 2012 r. Enea SA zawarła umowę finansową z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym (EBI), na mocy której Spółce został udzielony kredyt w kwocie 950 mln zł lub jej równowartości w euro (transza "A"). 19 czerwca 2013 r. została zawarta z EBI kolejna umowa kredytu (transza "B") na kwotę 475 mln zł. Środki w łącznej kwocie 1.425 mln zł pozyskane z kredytu przeznaczone są na finansowanie wieloletniego planu inwestycyjnego dot. modernizacji i rozbudowy sieci energetycznych Enea Operator. Okres spłaty kredytu wynosi do 15 lat od planowanej daty wypłaty środków. W ramach transzy "A" i "B" Enea SA dokonała wypłaty środków z kredytu w całości tj. w wysokości 1.425 mln zł w 4 odrębnych kwotach uruchamianych od września 2013 r. do lipca 2015 r. Waluta uruchomionego kredytu to złoty polski, oprocentowanie zmienne, oparte na stawce WIBOR dla depozytów 6-miesięcznych powiększone o marżę Banku. W przypadku jednego uruchomienia oprocentowanie zostało oparte na stałej stopie procentowej.

29 maja 2015 r. zawarta została kolejna umowa kredytu, na mocy której EBI udostępnił Spółce nowe finansowanie w wysokości 946 mln zł lub jej równowartości w euro (transza "C"). Środki pozyskane z kredytu będą przeznaczane na finansowanie wieloletniego planu inwestycyjnego w celu modernizacji i rozbudowy infrastruktury elektroenergetycznej Enea Operator. Finansowanie jest niezabezpieczone na aktywach Grupy Kapitałowej Enea. Oprocentowanie jest zmienne oparte na stawce WIBOR dla depozytów 6-miesięcznych powiększone o marżę Banku. Transze będą spłacane w ratach, a ostateczna spłata nastąpi w czerwcu 2030 r. W styczniu 2016 r. dokonano uruchomienia transzy kredytu w wysokości 100 mln zł. Na 30 września 2016 r. wysokość wykorzystanego kredytu w ramach transzy "C" wynosiła 200 mln zł.

Stopień wykorzystania źródła finansowania

Źródła finansowania programu inwestycyjnego LW Bogdanka - umowy programowe w sprawie programu emisji obligacji LW Bogdanka SA

LW Bogdanka SA posiada dwa programy emisji obligacji. W ramach pierwszej Umowy Programowej zawartej 23 września 2013 r. z Bankiem Pekao SA LW Bogdanka SA wyemitowała obligacje o łącznej wartości 300 mln zł. Termin wykupu obligacji przypada w 2018 r. Oprocentowanie obligacji oparte jest o stawkę WIBOR 3M powiększoną o stałą marżę. Druga Umowa Programowa została zawarta 30 czerwca 2014 r. z Bankiem Pekao SA oraz Bankiem Gospodarstwa Krajowego do maksymalnej kwoty 600 mln zł (dwie Transze Nr 1 i Nr 2, obie po 300 mln zł), a następnie 27 czerwca 2016 r. zmieniona aneksem, w ramach którego dokonano zgodnie z Umową wykupu obligacji Serii LWB02B300616 o łącznej wartości 100 mln zł. Wykup Serii LWB01B300616 o łącznej wartości 300 mln zł został dokonany poprzez rolowanie tj. emisję nowej Serii LWB01C300617 o łącznej wartości 300 mln zł. Okres Dostępności dla Transzy II zakończył się 30 maja 2016 r. Termin wykupu obligacji Serii LWB01C300617 o łącznej wartości 300 mln zł przypada na 30 czerwca 2017 r. Należy dodać, że zgodnie z Umową, Spółka ma możliwość emitowania kolejnych serii obligacji w ramach danej transzy na refinansowanie poprzedniej emisji. Okres Obowiązywania Programu kończy się 31 grudnia 2019 r. Oprocentowanie obligacji oparte jest o stawkę WIBOR 3M powiększoną o stałą marżę. Na 30 września 2016 r. w ramach dwóch powyższych umów wyemitowano obligacje o łącznej wartości 600 mln zł.

źródła finansowania

Emisja papierów wartościowych Enea SA w 2016 r.

Enea SA wyemitowała w 2016 r. papiery wartościowe w łącznej kwocie 450 mln zł. Zadłużenie nominalne z tytułu wyemitowanych przez Enea SA obligacji na 30 września 2016 r. wyniosło łącznie 4.151 mln zł.

Udzielone poręczenia i gwarancje

W trakcie pierwszych trzech kwartałów 2016 r. spółki z Grupy Kapitałowej Enea nie udzielały poręczeń i gwarancji o wartości odpowiadającej co najmniej 10% kapitałów własnych Enea SA.

Na 30 września 2016 r. łączna wartość poręczeń i gwarancji korporacyjnych udzielonych przez Enea SA na zabezpieczenie zobowiązań spółek z Grupy Kapitałowej Enea wyniosła 203.806 tys. zł, natomiast łączna wartość gwarancji bankowych wystawionych na zlecenie Enea SA i stanowiących zabezpieczenie zobowiązań spółek z Grupy Kapitałowej Enea na rzecz podmiotów zewnętrznych wyniosła 26.046,4 tys. zł.

Transakcje zabezpieczające ryzyko stopy procentowej

W ramach realizacji Polityki Zarządzania Ryzykiem Stóp Procentowych, w okresie dziewięciu miesięcy 2016 r. Enea SA zawarła transakcje zabezpieczające ryzyko stopy procentowej (Interest Rate Swap) dla łącznej równowartości zadłużenia w kwocie 1.440 mln zł. Zawarte transakcje zabezpieczają poziom rozliczeń i płatności wynikających z zadłużenia poprzez zamianę zmiennych strumieni odsetkowych na stałe.

Umowy istotne dla działalności Grupy Kapitałowej Enea

W okresie trzech kwartałów 2016 r., jak również do dnia sporządzania niniejszego raportu, spółki z Grupy Kapitałowej Enea nie zawierały umów istotnych dla działalności Grupy.

Transakcje z podmiotami powiązanymi

W okresie styczeń – wrzesień 2016 r. Enea oraz jednostki od niej zależne nie zawierały z podmiotami powiązanymitransakcji na warunkach nierynkowych.

Informacje o transakcjach z podmiotami powiązanymi zawartych przez Enea lub jednostkę od niej zależną znajdują się w nocie 20 do skróconego śródrocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej Enea za okres od 1 stycznia do 30 września 2016 r.

Dopłaty do kapitału spółek zależnych

21 marca 2016 r. Enea SA wniosła dopłaty zwrotne do kapitału Enea Wytwarzanie sp. z o.o. w kwocie 199.899 tys. zł. 31 maja 2016 r. Enea SA wniosła kolejne transze zwrotnych dopłat do kapitału Enea Wytwarzanie sp. z o.o. w łącznej kwocie 936.067,6 tys. zł. Środki finansowe zostaną przeznaczone na sfinansowanie wydatków inwestycyjnych Enea Wytwarzanie. Termin zwrotu dopłat nie został zdefiniowany.

Dystrybucja środków pieniężnych - program emisji obligacji spółek zależnych

3 mld zł - Program Emisji Obligacji z 8 września 2012 r. Enea Wytwarzanie

Na 30 września 2016 r. Enea Wytwarzanie wyemitowała w ramach ww. Programu obligacje w łącznej wysokości 1.651 mln zł.

1.425 mln zł - Obligacje Enea Operator

Program w całości wykorzystany przez Enea Operator. Oprocentowanie obligacji w zależności od serii jest oparte na stałej lub zmiennej stopie procentowej. Obligacje będą wykupywane w ratach od września 2017 r., a ostateczny termin wykupu przypada na czerwiec 2030 r.

1 mld zł - Umowa Programowa z 17 lutego 2015 r. Enea Wytwarzanie

17 lutego 2015 r. pomiędzy Enea Wytwarzanie, Enea oraz PKO Bankiem Polskim została zawarta Umowa Programu Emisji Obligacji na kwotę 760 mln zł. 3 czerwca 2015 r. został zawarty do niej aneks, na podstawie którego strony zwiększyły kwotę Programu do wysokości 1 mld zł. Na 30 września 2016 r. Enea Wytwarzanie wyemitowała w ramach ww. Programu obligacje w łącznej wysokości 1 mld zł. Program w całości wykorzystany przez Enea Wytwarzanie.

946 mln zł - Umowa Programu Emisji Obligacji z 7 lipca 2015 r. Enea Operator

Wykonawcza Umowa Programu Emisji Obligacji na kwotę 946 mln zł została zawarta pomiędzy Enea jako gwarantem, Enea Operator jako emitentem oraz PKO Bankiem Polskim jako agentem. W ramach umowy Enea Operator może przeprowadzić do 10 emisji obligacji w terminie do marca 2017 r. Termin wykupu obligacji – ratalny, jednak nie później niż 15 lat od daty emisji. Oprocentowanie obligacji może być stałe lub zmienne oparte o stawkę WIBOR powiększoną o marżę, z rewizją oprocentowania po 4 lub 5 latach. Na 30 września 2016 r. Enea Operator wyemitował w ramach ww. Programu obligacje w łącznej wysokości 200 mln zł.

936 mln zł - Umowa Programowa z 16 lipca 2013 r. Enea Wytwarzanie

30 maja 2016 r. zostało zawarte pomiędzy Enea, Enea Wytwarzanie oraz mBankiem porozumienie zmieniające Warunki Emisji Obligacji z 13 lipca 2015 r., w ramach którego został zmieniony termin wykupu obligacji na dzień 31 maja 2016 r. Z tym dniem Enea Wytwarzanie dokonała wykupu wszystkich wyemitowanych w ramach Programu obligacji serii AII07/2015 w łącznej kwocie 936 mln zł.

740 mln zł - Umowa Programu Emisji Obligacji Enea Wytwarzanie

Na 30 września 2016 r. Enea Wytwarzanie wyemitowała w ramach ww. Programu obligacje w łącznej wysokości 350 mln zł.

260 mln zł - Umowa Programowa z 12 sierpnia 2014 r. Enea Wytwarzanie

Program w całości wykorzystany przez Enea Wytwarzanie. Oprocentowanie obligacji oparte jest na stałej stopie procentowej. Obligacje będą wykupywane w ratach od września 2017 r. do grudnia 2026 r.

360 mln zł – Umowa Programu Emisji Obligacji z 18 lipca 2016 r. Enea Operator

Wykonawcza Umowa Programu Emisji Obligacji na kwotę 360 mln zł została zawarta pomiędzy Enea jako gwarantem, Enea Operator jako emitentem oraz PKO Bankiem Polskim jako agentem. W ramach umowy Enea Operator może przeprowadzić jednokrotną emisję obligacji. 28 lipca 2016 r. Enea Operator wyemitowała obligacje w kwocie 360 mln zł na zmiennej stopie procentowej WIBOR 3M plus marża. Termin wykupu przypada w grudniu 2017 r.

Pozostałe umowy

Enea SA w latach ubiegłych zawarła także wewnątrzgrupowe umowy programowe emisji obligacji przez spółki zależne, które służą finansowaniu inwestycji w segmencie OZE i segmencie Ciepło. Programy te są w całości wykorzystane i wykupywane w ratach. Łączna kwota obligacji do wykupu w ramach tych programów na 30 września 2016 r. wynosiła 112.900 tys. zł.

Sytuacja makroekonomiczna

Działalność Grupy Kapitałowej Enea skupiona jest zasadniczo na terytorium Polski. Tym samym kluczowym czynnikiem makroekonomicznym wpływającym zarówno na osiągane wyniki, jak i sytuację finansową jest tempo rozwoju oraz ogólna kondycja polskiej gospodarki.

Według wstępnych danych Instytutu Badań nad Gospodarką Rynkową (IBnGR, Instytut) w III kwartale 2016 r. tempo wzrostu gospodarczego wyniosło 3,0%, tj. tyle samo co w I kwartale i nieco mniej niż w II. Świadczy to o stabilizacji dynamiki procesów gospodarczych w Polsce na niezbyt wysokim poziomie. Uwzględniając czynniki sezonowe, tempo wzrostu PKB w III kwartale 2016 r. było wyższe o 0,8% w stosunku do poprzedniego kwartału.

Głównym czynnikiem wzrostu gospodarczego w III kwartale 2016 r. był popyt krajowy. Na wzrost popytu krajowego największy wpływ miał z kolei wzrost spożycia ogółem. Spośród składników popytu krajowego najniższą dynamiką w III kwartale odznaczały się nakłady brutto na środki trwałe, czyli wydatki inwestycyjne. W ujęciu sektorowym najszybciej rozwijającą się częścią gospodarki w III kwartale 2016 r. były usługi rynkowe.

Zgodnie z prognozami IBnGR tempo wzrostu produktu krajowego brutto w 2016 r. wyniesie 3,0%, co oznacza, że będzie ono zdecydowanie niższe niż w roku poprzednim. W roku 2017 Instytut spodziewa się w nieco szybszego wzrostu – PKB wzrośnie realnie o 3,2%. Koniunktura makroekonomiczna w 2017 r. będzie więc bardzo zbliżona do tegorocznej. Najlepsza koniunktura powinna panować w połowie 2017 r., kiedy to tempo wzrostu PKB, w II oraz w III kwartale wyniesie 3,3%.

W 2016 r. wartość dodana w przemyśle wzrośnie o 4,0%. Znacznie gorszy wynik w tym samym czasie będzie odnotowany w pogrążonym w kryzysie sektorze budowlanym, gdzie spadek wartości dodanej zbliży się do 11%. W sektorze usług rynkowych, mającym największy udział w tworzeniu PKB, wzrost wartości dodanej wyniesie w 2016 r. 4,2%.

Według prognozy IBnGR w IV kwartale 2016 r. zakończy się w Polsce utrzymująca się od ponad dwóch lat deflacja, a poziom cen będzie w tym okresie dokładnie taki sam jak rok wcześniej. W grudniu 2016 r. ceny wzrosną o 0,2%. W roku 2017 wzrost cen dóbr i usług konsumpcyjnych wyniesie średnio 1,1%, a inflacja w grudniu wyniesie 1,9%.

Poniżej zamieszczono podsumowanie głównych wskaźników makroekonomicznych charakteryzujących krajową gospodarkę w latach 2015-2017.

Wyszczególnienie	j.m.	2015	2016	2017
PKB	wzrost w %	3,6	3,0	3,2
Wartość dodana w przemyśle	wzrost w %	5,6	4,0	4,3
Wartość dodana w budownictwie	wzrost w %	4,6	(-) 10,9	7,5
Popyt krajowy	wzrost w %	3,4	3,3	3,4
Nakłady brutto na środki trwałe	wzrost w %	5,8	(-) 1,9	3,1
Produkcja sprzedana przemysłu	wzrost w %	4,8	3,7	3,9
Produkcja sprzedana w budownictwie	wzrost w %	2,9	(-) 14,9	7,0
Inflacja	w %	(-) 0,9	(-) 0,7	1,1

Prognozowana dynamika popytu krajowego oraz produkcji sprzedanej [%]

Źródło: Opracowanie IBnGR Stan i prognoza koniunktury gospodarczej nr 92 (październik 2016 r.)

Ramy prawne funkcjonowania rynku energetycznego

Otoczenie regulacyjne

Podstawą prawną funkcjonowania rynku energii w Polsce jest ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne oraz powiązane z nią akty wykonawcze (rozporządzenia).

Jednocześnie wraz z wstąpieniem Polski do Unii Europejskiej, polskie prawodawstwo dotyczące rynku energii zostało dostosowane do prawodawstwa europejskiego, w tym przede wszystkim Dyrektywy UE o zasadach wspólnego rynku energii elektrycznej.

Centralnym organem administracji rządowej powołanym na mocy ustawy Prawo energetyczne do realizacji zadań z zakresu regulacji gospodarki paliwami i energią oraz promowania konkurencji jest Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Celem Prezesa Urzędu Regulacji jest regulacja działalności wytwórców, dystrybutorów i spółek obrotu energią zgodnie z ustawą Prawo energetyczne i założeniami polityki energetycznej państwa przy jednoczesnym dążeniu do równoważenia interesów poszczególnych uczestników rynku energii.

Działalność Enea SA prowadzona jest w otoczeniu podlegającym szczególnej regulacji prawnej, zarówno na poziomie krajowym, jak również Unii Europejskiej. Uregulowania prawne w zakresie energetyki są często pochodną decyzji o charakterze politycznym, dlatego istnieje ryzyko częstych zmian w tym zakresie, których Spółka nie jest w stanie przewidzieć, a które mogą w konsekwencji skutkować brakiem spójności i jednolitości przepisów, na podstawie których Enea SA prowadzi działalność.

Zmiany w obszarze otoczenia regulacyjnego

Ustawa z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii

W I półroczu 2015 r. Prezydent RP podpisał ustawę o odnawialnych źródłach energii. Celem ustawy jest zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego i ochrony środowiska, m.in. w wyniku efektywnego wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Ustawa zakłada m.in. osiągnięcie co najmniej 15% udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w 2020 r. Enea SA będzie tzw. sprzedawcą zobowiązanym, czyli podmiotem zobligowanym do zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w instalacjach OZE, przyłączonych do sieci Enea Operator sp. z o.o.

29 grudnia 2015 r. Sejm uchwalił, po uwzględnieniu poprawek Senatu, ostateczną treść ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz ustawy Prawo energetyczne (Dz. U. z 2015 r., poz. 2365).

Celem ww. nowelizacji, która weszła w życie 31 grudnia 2015 r. jest odroczenie o 6 miesięcy wejścia w życie przepisów rozdziału 4 ustawy z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2015 r., poz. 478; dalej jako: ustawa o OZE), a w szczególności kwestii związanych z uruchomieniem systemu aukcyjnego do zakupu energii elektrycznej z instalacji odnawialnych źródeł energii oraz mechanizmów wspierających wytwarzanie energii elektrycznej w mikroinstalacjach o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 10 kW. Zaproponowano dokonanie zmian w przepisach ustawy o OZE, czyniących możliwym skorzystanie z dotychczasowych przepisów do 30 czerwca 2016 r., zaś nowych regulacji – od 1 lipca 2016 r.

Nowelizacja ustawy w sposób ostateczny rozstrzyga dwie kwestie:

• świadectwa pochodzenia nie przysługują dla energii elektrycznej wytwarzanej od 1 stycznia 2016 r. w instalacjach o mocy większej niż 5 MW wykorzystujących do wytworzenia tej energii hydroenergię
• świadectwa pochodzenia skorygowane współczynnikiem 0,5 przysługują dla energii elektrycznej wytworzonej od 1 stycznia 2016 r. w instalacjach spalania wielopaliwowego z wyłączeniem energii elektrycznej wytworzonej w dedykowanej instalacji spalania wielopaliwowego

1 lipca 2016 r. weszła w życie ustawa z 22 czerwca 2016 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2016 r. poz. 925). Celem ww. ustawy jest usunięcie wątpliwości interpretacyjnych prawnych i redakcyjnych przepisów, które nie weszły w życie w ustawie z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2015 r. poz. 478 i 2365), w szczególności art. 41 ustawy OZE.

Dodatkowo w każdej grupie będą przeprowadzane aukcje dla niżej wymienionych, zdefiniowanych koszyków:

1. o stopniu wykorzystania mocy zainstalowanej elektrycznej, łącznej bez względu na źródło pochodzenia, większym niż 3.504 MWh/MW/rok,

2. wykorzystujących do wytworzenia energii elektrycznej ulegającą biodegradacji część odpadów przemysłowych i komunalnych, pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, w tym odpadów z instalacji do przetwarzania odpadów oraz odpadów z uzdatniania wody i oczyszczania ścieków, w szczególności osadów ściekowych, zgodnie z przepisami o odpadach w zakresie kwalifikowania części energii odzyskanej z termicznego przekształcania odpadów,

3. w których emisja CO² jest nie większa niż 100 kg/MWh, o stopniu wykorzystania mocy zainstalowanej elektrycznej większym niż 3.504 MWh/MW/rok,

4. przez członków klastra energii,

5. przez członków spółdzielni energetycznej,

6. wykorzystujących wyłącznie biogaz rolniczy do wytwarzania energii elektrycznej,

7. innej niż wymieniona w pkt 1–6.

16 lipca 2016 r. weszła w życie ustawa z 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych (Dz. U z 2016 r. poz. 961). Spośród najważniejszych uregulowań wprowadzonych na mocy ww. ustawy, należy wyróżnić następujące:

1. Lokalizacja elektrowni wiatrowej następuje wyłącznie na podstawie miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, o którym mowa w art. 4 ustawy z 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym (Dz.U. z 2016 r. poz. 778 i 904).

2. Ustanowienie wymogu lokalizacyjnego (art. 4 ust. 1 i 2 ww. ustawy) polegającego na zakazie budowy elektrowni wiatrowej w odległości mniejszej niż dziesięciokrotność jej wysokości mierzonej od poziomu gruntu do najwyższego punktu budowli, wliczając elementy techniczne, w szczególności wirnik wraz z łopatami(całkowita wysokość elektrowni wiatrowej) od następujących elementów otoczenia:

3. budynku mieszkalnego albo budynku o funkcji mieszanej, w skład którego wchodzi funkcja mieszkaniowa,

4. form ochrony przyrody, o których mowa w art. 6 ust. 1 pkt 1-3 i 5 w ustawie z 16 kwietnia 2004 r. o ochronie przyrody (Dz. U. z 2015 r. poz. 1651, 1688 i 1936),
5. leśnych kompleksów promocyjnych, o których mowa w art. 13b ust. 1 ustawy z 28 września 1991 r. o lasach (Dz. U. z 2015 r. poz. 2100),

przy czym ustanawianie tych form ochrony przyrody oraz leśnych kompleksów promocyjnych nie wymaga zachowania odległości, o której mowa powyżej.

1. Dokonanie zmiany kwalifikacji wszystkich elementów elektrowni wiatrowej jako budowli opodatkowanej stałym podatkiem od budowli.

Powyższe regulacje wymusiły na Spółce podjęcie decyzji o dokonaniu w I półroczu 2016 r. odpisu aktualizującego w wysokości 42 mln zł, o czym poinformowała w raporcie bieżącym nr 23/2016.

1) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy ogłoszono w Dz. U. z 2015 r. poz. 443, 774, 1265, 1434, 1713, 1777, 1830 i 1890

32

REMIT

Od 7 października 2015 r. istnieje obowiązek raportowania transakcji i danych podstawowych (dla kontraktów standardowych na dostawę energii elektrycznej i gazu) do Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (Agencja lub z ang. ACER). Zgodnie z rozporządzeniem REMIT, tj. rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 z 25 października 2011 r. w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii (REMIT), do ww. daty uczestnicy hurtowego rynku energii i gazu ziemnego, o których mowa w art. 9 ust. 1 REMIT zobowiązani zostali do rejestracji w krajowym organie regulacyjnym.

Ustawą z 11 września 2015 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2015 r. poz. 1618), która weszła w życie 30 października 2015 r. wprowadzone zostały zasady zapewniające stosowanie REMIT, w tym przepisy karne (Rozdziału 7A) za naruszenie obowiązków wynikających z REMIT.

Z dniem 7 kwietnia 2016 r., zgodnie z art. 12 ust. 2 zd. 3 i 4 rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) nr 1348/2014 z 17 grudnia 2014 r. w sprawie przekazywania danych wdrażające art. 8 ust. 2 i 6 Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii, wszedł w życie obowiązek raportowania do ACER pozostałych transakcji w obrocie hurtowym (standardowych i niestandardowych kontraktów na dostawę energii elektrycznej lub gazu ziemnego zawieranych na rynku OTC, kontraktów na przesyłanie) oraz danych o funkcjonowaniu systemów publikowanych przez operatorów systemów przesyłowych, operatorów LNG oraz operatorów systemów magazynowania.

Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2015/2193 z 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania

28 listopada 2015 r. opublikowano w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2015/2193 z 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania (Dyrektywa MCP).

Dyrektywę MCP stosuje się do obiektów energetycznego spalania o nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i mniejszej niż 50 MW (tzw. "średnie obiekty energetycznego spalania"), niezależnie od rodzaju wykorzystywanego przez nie paliwa (art. 2 ust. 1). Ponadto, Dyrektywa MCP ma zastosowanie do połączeń nowych średnich obiektów energetycznego spalania, określonych w art. 4, w tym połączeń, w przypadku których całkowita nominalna moc cieplna wynosi nie mniej niż 50 MW, chyba że połączenie to stanowi obiekt energetycznego spalania objęty zakresem stosowania rozdziału III dyrektywy 2010/75/UE. Z art. 4 Dyrektywy MCP wynika zaś, że połączenie co najmniej dwóch nowych średnich obiektów energetycznego spalania uznaje się za jeden średni obiekt energetycznego spalania, a ich nominalną moc cieplną sumuje się w celu obliczenia całkowitej nominalnej mocy cieplnej tego obiektu, jeżeli: gazy odlotowe z takich średnich obiektów energetycznego spalania są odprowadzane przez wspólny komin, lub w ocenie właściwego organu, przy uwzględnieniu czynników technicznych i ekonomicznych, gazy odlotowe z takich średnich obiektów energetycznego spalania mogłyby być odprowadzane przez wspólny komin.

Kluczowym zakresem regulacji Dyrektywy MPC jest określenie: norm emisji trzech rodzajów zanieczyszczeń powietrza – dwutlenku siarki (SO² ), tlenków azotu (NO^x ) i cząstek stałych (pyłów) dla średnich obiektów energetycznego spalania (z ang. medium combustion plants), jak również terminów, w których konieczne jest wypełnienie obowiązku przestrzegania stosownych wielkości zanieczyszczeń powietrza w istniejących oraz nowych średnich obiektach energetycznego spalania. Zgodnie z art. 17 ust. 1 zd. 1 Dyrektywy MCP, państwa członkowskie zobowiązane są wprowadzić w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania dyrektywy do 19 grudnia 2017 r.

Przepisy Dyrektywy MCP są istotne z punktu widzenia spółek, w których udziały posiada Enea Wytwarzanie sp. z o.o. i w których zlokalizowane są tzw. "średnie obiekty energetycznego spalania" zdefiniowane wprost w dyrektywie MCP. Do grona tych spółek należą: Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej sp. z o.o. w Obornikach (PEC Oborniki), Miejska Energetyka Cieplna Piła sp. z o.o. w Pile (MEC Piła) oraz Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej sp. z o.o. w Białymstoku (MPEC Białystok).

Uprawnienia do emisji CO²

Polska do czasu uruchomienia krajowej platformy handlowej, organizuje sprzedaż polskich uprawnień EUA na wspólnotowej platformie aukcyjnej. Dotychczas w 8 ofertach udało się zrealizować sprzedaż 25,56 mln EUA. 25 maja br. giełda EEX z siedzibą w Niemczech unieważniła aukcję, w której Polska oferowała 3.526.000 uprawnień. Powodem unieważnienia było wystąpienie przesłanek zawartych w art. 7 ust. 6 Rozporządzenia Komisji (UE) nr 1031/2010 z 12 listopada 2010 r. w sprawie harmonogramu, kwestii administracyjnych oraz pozostałych aspektów sprzedaży na aukcji uprawnień do emisji gazów cieplarnianych na mocy dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady ustanawiającej system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie (Dz. U. UE L 302 z dnia 18 listopada 2010 r., str. 1, z późn. zm.), zgodnie z którym cena rozliczenia aukcji nie osiągnęła tzw. ceny referencyjnej, czyli "(…) cena rozliczenia była znacznie niższa od ceny obowiązującej na rynku wtórnym w okresie oraz bezpośrednio przed okresem składania ofert (…)". W związku z powyższym uprawnienia EUA zostały rozdzielane równomiernie na trzy następne aukcje. Z końcem sierpnia zakończył się okres obowiązywania umowy między niemiecką giełdą EEX a rządem polskim, który regulował zasady sprzedaży uprawnień EUA na platformie aukcyjnej EEX. Z uwagi na toczące się negocjacje między rządem polskim a EEX, mające na celu przedłużenie umowy na sprzedaż polskich uprawnień EUA, od września nie została zrealizowana ani jedna aukcja. Co najmniej połowa wpływów z aukcji ma być przeznaczona na ściśle określone w ustawie cele, związane z polityką klimatyczną.

Data aukcji	Wolumen	Cena aukcyjna [euro]	Wolumen narastająco	% wolumenu narastająco
3 lutego 2016 r.	3 526 000	5,70	3 526 000	9%
2 marca 2016 r.	3 526 000	4,80	7 052 000	17%
30 marca 2016 r.	3 526 000	4,77	10 578 000	26%
27 kwietnia 2016 r.	3 526 000	6,94	14 104 000	35%
25 maja 2016 r.	3 526 000	-	14 104 000	35%
22 czerwca 2016 r.	4 407 500	5,55	18 511 000	46%
20 lipca 2016 r.	4 407 500	4,65	22 919 000	57%
17 sierpnia 2016 r.	2 644 500	4,65	25 563 500	63%

Ograniczenie emisji zanieczyszczeń

Zgodnie z regulacjami unijnymi, a w szczególności Dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych - IED (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola), od 1 stycznia 2016 r. obowiązują nowe, zaostrzone normy ochrony środowiska. W związku z powyższym wszyscy producenci energii elektrycznej w Polsce, którzy wykorzystują przede wszystkim wysokoemisyjne technologie węglowe, są zobligowani do dostosowania bloków do nowych wymagań środowiskowych. Prawo wychodząc naprzeciw problemom przedsiębiorców przewiduje możliwość skorzystania z mechanizmów derogacyjnych. Złagodzenie wymagań dyrektywy IED w postaci derogacji pozwala zyskać dodatkowy czas na dostosowanie jednostek wytwórczych do zaostrzonych norm emisji zanieczyszczeń do powietrza. Dzięki oddanej do eksploatacji w 2015 r. instalacji odsiarczania spalin IOS IV oraz pracy trzech wcześniej oddanych do eksploatacji instalacji odsiarczania spalin, Elektrownia Kozienice ograniczyła emisję SO² za okres trzech kwartałów 2016 r. o 70,7% w porównaniu do analogicznego okresu w 2015 r. pomimo wzrostu produkcji energii elektrycznej brutto w tym okresie o 5,2%.

		SO2		NOx		Pył			Produkcja energii
2016/2015	Emisja SO2 [Mg]	Wskaźnik emisji SO2 [kg/MWh]	Opłata za emisję SO2 [tys.zł]	Emisja NOx [Mg]	Wskaźnik emisji NOx [kg/MWh]	Opłata za emisję NOx [tys.zł]	Emisja pyłu [Mg]	Wskaźnik emisji pyłu [kg/MWh]	Opłata za emisję pyłu [tys. zł]	elektrycznej brutto [MWh]
I-IIIQ 2016	7 014,77	0,677	3 717,826	10 905,00	1,052	5 779,652	323,4	0,031	113,189	10 364 772,9
I-IIIQ 2015	23 926,46	2,429	12 681,024	12 002,30	1,218	6 361,219	706,9	0,072	247,415	9 850 868,9
Zmiana %	-70,7	-72,1	-70,7	-9,1	-13,6	-9,1	-54,3	-56,9	-54,3	5,2

Dotrzymywanie wymogów formalno-prawnych

Enea Wytwarzanie sp. z o.o. korzysta z derogacji wynikającej z dyrektywy IED jakim jest Przejściowy Plan Krajowy (PPK):

• w zakresie emisji dwutlenku siarki oraz pyłu: Elektrownia Kozienice wspólnie z ElektrociepłowniąBiałystok
• w zakresie emisji NO^x : Elektrociepłownia Białystok samodzielnie

W okresie obowiązywania PPK tj. od 1 stycznia 2016 r. do 30 czerwca 2020 r. obowiązują roczne pułapy emisyjne. Emisję zanieczyszczeń w ramach PPK za okres trzech kwartałów 2016 r. oraz stopień wykorzystania rocznych pułapów emisyjnych zestawiono w tabeli poniżej.

		SO2			Pył	NOx
Instalacja		[Mg]	% wykorzy stania	[Mg]	% wykorzy stania	[Mg]	% wykorzy stania
Elektrownia	emisja	6 421,87		264,03
Kozienice	roczny pułap	15 027,00	42,74%	1 878,40	14,06%	nd	nd
	emisja	808,48		63,63		398,91
EC Białystok	roczny pułap	3 644,77	23,08%	288,02	27,62%	1 728,50	23,09%
	emisja	7 230,35		261,36		398,91
Razem	roczny pułap	18 671,77	26,95%	2 166,42	12,06%	1 728,50	23,09%

W okresie trzech kwartałów 2016 r.:

• przeprowadzono weryfikację raportu rocznego emisji CO² za 2015 r. z wynikiem pozytywnym
• nie stwierdzono przekroczeń standardów emisyjnych określonych w pozwoleniu zintegrowanym

Elektrownia Kozienice uzyskała pozwolenie zintegrowane dla zmodernizowanej oczyszczalni ścieków deszczowo-przemysłowych z bloków 500 MW i bloku 11 (1.075 MW) oraz:

• pozwolenie zintegrowane dla oczyszczalni ścieków przemysłowo-deszczowych bloków 200 MW i 500 MW
• pozwolenie zintegrowane dla kotłownirozruchowej bloku nr 11
• zmianę pozwolenia zintegrowanego dla bloku nr 11
• nową decyzję udzielającą zezwolenia na emisję gazów cieplarnianych.

Operacyjna Rezerwa Mocy (ORM)

• Mechanizm ORM prowadzony jest przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) w ramach katalogu usług systemowych
• Dla wytwórców energii jest bodźcem ekonomicznym do oferowania OSP mocy wytwórczych w godzinach szczytowego zapotrzebowania na moc
• ORM są objęte dyspozycyjne zdolności wytwórcze, stanowiące nadwyżkę mocy dostępnej dla OSP ponad zapotrzebowanie na energię elektryczną
• Cena jednostkowa za ORM zależy od ilości dostępnych dla OSP zdolności wytwórczych ponad zapotrzebowanie na energię elektryczną pokryte:
• w ramach umów sprzedaży energii
• na Rynku Bilansującym
• Cena jednostkowa za ORM zależy od ilości dostępnych dla OSP zdolności wytwórczych ponad zapotrzebowanie i nie może być wyższa niż cena referencyjna, która dla roku 2015 wyniosła 37,28 zł, a dla roku 2016 wynosi 41,20 zł.

Poniższy wykres przedstawia kształtowanie się ceny jednostkowej za ORM w zależności od ilości mocy wytwórczych dostępnych dla OSP:

Parametry modelu rozliczeń ORM dla lat 2015-2016:

Parametr	2015	2016
Budżet godzinowy [zł]	106 246,72	128 758,72
Cena referencyjna [zł/MWh]	37,28	41,20
Wielkość godzinowa wymaganej ORM [MWh]	4 155,37	3 451,09
Liczba godzin szczytu zapotrzebowania	3 810	3 780
Budżet roczny ORM [mln zł]	404,8	486,7

Obowiązujące w 2015 r. zasady rozliczania ORM powodowały, że w godzinach, w których cena jednostkowa za ORM osiągała wartość maksymalną, OSP nie wykorzystywał w pełni budżetu przeznaczonego na tę usługę. W związku z tym, w 2015 r., przy aktywnym udziale Enea Wytwarzanie, trwały konsultacje i prace, mające na celu modyfikacjęmechanizmu ORM o uzupełniające rozliczenie niewykorzystanego przez OSP budżetu na ORM.

Efektem tych prac jest aktualizacja od 1 stycznia 2016 r. Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej wprowadzającej m.in. miesięczne i roczne rozliczenia uzupełniające niewykorzystany, godzinowy budżet OSP na ORM.

Sytuacja na rynku energii elektrycznej

Produkcja energii elektrycznej

Zgodnie z danymi publikowanymi przez Polskie Sieci Energetyczne krajowa produkcja energii elektrycznej w okresie trzech pierwszych kwartałów 2016r. wyniosła 118.321GWh.

Struktura produkcji energii elektrycznej w krajowych elektrowniach [GWh]

Rodzaje elektrowni	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016
Zawodowe na węglu kamiennym	60 373	59 427
Zawodowe na węglu brunatnym	40 423	38 159
Przemysłowe	7 048	7 227
Gazowe	2 850	4 205
Zawodowe wodne	1 741	1 682
Wiatrowe	6 574	7 513
Inne odnawialne	55	109

Krajowe zużycie energii

Zgodnie z danymi publikowanymi przez Polskie Sieci Energetyczne w okresie trzech kwartałów 2016 r. krajowe zużycie energii elektrycznej ukształtowało się na poziomie wyższymo 1,67%względemzużycia energii wanalogicznymokresie 2015 r.

Wymiana międzysystemowa

W kwartałach I-III 2016 r. wypracowany został ujemny bilans wymiany międzysystemowej wynikający z nadwyżki energii pobranej z zagranicy ponad energię oddaną w wysokości (-) 2.857 GWh. Dla porównania w okresie 9 miesięcy 2015 r. saldo międzysystemowej wymiany energii elektrycznej wyniosło (-) 125 GWh. W okresie trzech kwartałów 2016 r. tylko w styczniu miesięczny bilans wymiany energii elektrycznej z zagranicą posiadał dodatnie saldo wskazujące na przewagę eksportu energii elektrycznej.

36

Ceny rynkowe węgla

Początek roku 2016 upłynął pod znakiem niskich cen węgla na światowym rynku. W Europie przyczyną tego stanu było umiarkowane tempo wzrostu gospodarczego, słaby popyt sezonowy (ze względu na łagodną zimę i wiosnę),rosnąca podaż energii ze źródeł odnawialnych, a także zwiększanie efektywności energetycznej.

Niewielkie wzrosty cen odnotowywali sprzedawcy z portów Newcastle i Richards Bay. Pierwsi, dzięki rosnącemu popytowi na importowany węgiel w Indiach, osiągali w tym okresie najbardziej korzystne ceny na tle innych portów. Na sytuację drugich wpływały natomiast typowe w tym rejonie czynniki klimatyczne (intensywne deszcze i powodzie w Indonezji) oraz wzrost ceny ropy, które przełożyły się z kolei na wzrost stawek frachtowych z Newcastle do Płd. Chin.

Ceny węgla we wszystkich prezentowanych portach nie przekroczyły w tym okresie 55 USD/t. Znaczące odbicie od niskich cen nastąpiło w czerwcu. Najistotniejszym czynnikiem, który wywołał tę sytuację był zwiększony popyt ze strony Chin. Powodem tego było ograniczenie przez to państwo krajowego wydobycia oraz zwiększone zużycie węgla w okresie letnim, wywołane pracą urządzeń klimatyzacyjnych. Sytuacja ta najbardziej dotknęła węgla australijskiego. Jego cena na koniec III kwartału 2016 r. wynosiła ponad 67 USD/t i była najwyższą na światowym rynku.

Cena węgla w zespole portów ARA rosła na skutek ograniczenia dostaw z Kolumbii (konsekwencja restrykcji nałożonych na eksporterów w okresie 27-30 sierpnia z tytułu przekroczenia limitów zanieczyszczeń), a także zakłóceń dostaw z Rosji wywołanych brakiem wagonów przeznaczonych do transportu węgla. Ponadto, zapas węgla w portach ARA spadł do poziomu 2,7 mln ton (z 3,4 mln ton w roku ubiegłym). Za trendem na rynku europejskim podążyły również ceny węgla na wschodnim wybrzeżu USA.

W obliczu nowego trendu najmniej dynamiczny wzrost odnotował węgiel oferowany w Porcie Richards Bay. Powodem tej sytuacji był spadek popytu ze strony Indii czy Pakistanu, dla których węgiel z RPA, mimo właściwych parametrów, pozostaje zbyt drogi. Dla obiorców tych korzystniejsze jest zastąpienie tego węgla niskogatunkowym węglem z Indonezji.

Indeks PSCMI1 we wrześniu zbliżył się do poziomu styczniowego (-0,22%), co może oznaczać odwrócenie trendu cen poniżej 50 USD/t. Wśród przyczyn należy wymienić przede wszystkim poprawę cen węgla energetycznego na globalnych rynkach węgla, szczególnie na rynku europejskim, jak również zbliżającą się zimę.

Wrześniowe wzrosty indeksów nie pozwoliły jednak na odrobienie spadków poniesionych w lipcu i sierpniu, a indeksy w III kwartale br. pozostawały na nieznacznie niższych poziomach niż w II kwartale.

Polski Indeks Rynku Węgla Energetycznego - PSCMI1

Ceny hurtowe energii elektrycznej

Średnia cena na rynku SPOT w pierwszych trzech kwartałach 2016 r. była wyższa o 0,5% w porównaniu do analogicznego okresu 2015 r. Przyczyniły się do tego wyższe ceny w styczniu i kwietniu, ale przede wszystkim w czerwcu 2016 r., na które wpływ miały następujące czynniki:

• brak mocy w systemie KSE
• niska generacja wiatrowa
• problemy hydrologiczne
• wzrost zapotrzebowania na energię

Tabela 1. Średnie ceny na rynku SPOT (TGE Rynek Dnia Następnego)

Okres	Średnia cena [zł/MWh]	Zmiana [%]
I-IIIQ 2015	157,56	-
I-IIIQ 2016	158,38	 0,5%

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z TGE.

Średnie ceny energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z TGE.

Na rynku terminowym obserwowaliśmy spadki cen energii elektrycznej. W trakcie trzech pierwszych kwartałów 2016 r. cena najbardziej istotnego produktu BASE Y-17 spadła z poziomu 165,00 zł/MWh na początku stycznia do 158,00 zł/MWh na koniec września.

Tabela 2. Ceny na rynku terminowym

Produkt	Cena na koniec notowań	Zmiana r/r	Średnia cena z okresu notowań	Zmiana r/r
	[zł/MWh]	[%]	[zł/MWh]	[%]
BASE Y-14	151,00	-	160,27	-
BASE Y-15	177,00	 17,2%	168,13	 4,9%
BASE Y-16	167,50	 5,4%	166,49	 1,0%
BASE Y-17	158,50 1)	 5,4%	160,23	 3,8%

1) Na koniec września 2016 r.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z TGE, TFS i WSEInfoEngine.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z TGE, TFS i WSEInfoEngine.

Na rynku terminowym TGE obserwuje się bardzo niską płynność - gdy porówna się obroty w okresie pierwszych trzech kwartałów 2015 r. i 2016 r. wówczas spadek wolumenu obrotu, np. dla produktu typu BASE_Y, wynosi ok. 50%. Główną przyczyną takiego stanu rzeczy może być wygaszenie tzw. 100% obliga giełdowego związanego z kontraktami KDT.

Podobnie do BASE Y-17 zmieniały się ceny PEAK Y-17. Na początku stycznia wycena rynkowa tego produktu wynosiła 225,00 - 227,00 zł/MWh, a na koniec września 2016 r. 208,00 - 210,00zł/MWh.

W pierwszych trzech kwartałach 2016 r. na rynku terminowym energii elektrycznej obserwowaliśmy powolny wzrost cen. Był on powiązany m. in. z dużą zmiennością cen uprawnień do emisji CO² (rozpiętość pomiędzy max a min – 3,63 EUR/t). Duże znaczenie dla kształtowania się sytuacji na rynku miał również znacząco zmniejszony, w porównaniu do wolumenu obrotu produktem BASE Y-16 w analogicznym okresie roku poprzedniego, wolumen obrotu produktem BASE Y-17 na TGE.

Czynnikami niepewności pozostają:

• kwestia wyjścia Wielkiej Brytanii z Unii Europejskiej, co może przełożyć się na ewentualne zmiany we Wspólnotowym Systemie Handlu Uprawnieniami do Emisji i kształtowania się cen uprawnień do emisji CO² (EUA) w dłuższej perspektywie
• kierunek zmian w systemie i wprowadzenie nowych rozwiązań (m. in. rynek mocy) w zakresie zapewniania odpowiednich poziomów mocy w KSE

Stąd też nie można wykluczyć ewentualnych wzrostów cen o umiarkowanej sile.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z TGE, TFS i WSEInfoEngine.

W kwartałach I-III 2016 r. zawierano również transakcje na produkt BASE Y-18, jednak z uwagi na odległy horyzont dostawy wolumen obrotu był zdecydowanie niższy niż w przypadku BASE Y-17.

Ceny i wolumeny transakcji - BASE Y-18

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z TGE, TFS i WSEInfoEngine.

Obowiązki w zakresie uzyskiwania świadectw pochodzenia energii

Zgodnie z obowiązującymi przepisami przedsiębiorstwa energetyczne sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym w 2016 r. zobligowane są do uzyskania i umorzenia następujących rodzajów świadectw pochodzenia:

• dla energii wytworzonej w odnawialnych źródłach, tzw. świadectwa "zielone" obowiązek na poziomie 15,0% sprzedaży odbiorcomkońcowym zrealizowanej w I połowie roku oraz 14,35% w II połowie roku
• dla energii wytworzonej z biogazu rolniczego, nowe świadectwa ustanowione nowelizacją Ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia 20 lutego 2015 r. – obowiązek na poziomie 0,65% sprzedaży odbiorcom końcowym zrealizowanej w II połowie roku
• dla energii wytworzonej w kogeneracji opalanej metanem tzw. świadectwa "fioletowe" obowiązek na poziomie 1,5% sprzedaży odbiorcom końcowym
• dla energii wytworzonej w jednostkach kogeneracyjnych gazowych lub o łącznej mocy zainstalowanej do 1 MW, tzw. świadectwa "żółte" – obowiązek na poziomie 6,0%
• dla energii wytworzonej w pozostałych źródłach kogeneracyjnych, tzw. świadectwa "czerwone" – obowiązek na poziomie 23,2%
• świadectw efektywności energetycznej,tzw. świadectw "białych" obowiązek na poziomie 1,5%

Na kolejnym slajdzie przedstawiona została struktura cenowa kontraktacji na rynku sesyjnym TGE na poszczególne prawa majątkowe w okresie trzech kwartałów 2016 r. W analizie pominięto PM "zielone" PMOZE ze względu na brak obrotu i całkowite zastąpienie ich przez PMOZE_A.

39

Tabela 3. Ceny na rynku świadectw pochodzenia (rynek sesyjny TGE)

		Średnia cena	Zmiana do IVQ 2015				Cena maksymalna	Cena minimalna
		I-IIIQ 2016		%		PLN/MWh	PLN/MWh	PLN/MWh
OZEX_A (PM "zielone")		86,18		-26,8%		-31,51	118,98	32,00
OZEX_BIO (PM "błękitne")		277,67		-		-	295,00	273,00
KGMX	2015	118,85		0,9%		1,09	122,00	118,00
(PM "żółte")	2016	119,99		-		-	122,00	114,00
KECX	2015	10,77		0,3%		0,03	11,00	9,20
(PM "czerwone")	2016	10,63		-		-	10,70	10,00
KMETX	2015	62,24		0,4%		0,23	63,00	61,80
(PM "fioletowe")	2016	61,48		-		-	62,00	61,00
EFX (PM "białe")	1)	980,45		1,8%		17,50	1 100,00	930,00

1) Wartości podane w jednostce PLN/toe

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z TGE.

Limity uprawnień do emisji dwutlenku węgla i ich ceny rynkowe

W okresie trzech kwartałów 2016 r. na ceny uprawnień do emisji CO² (EUA) oprócz czynników fundamentalnych, wpływały m.in. sytuacja makroekonomiczna na świecie, wydawanie darmowych uprawnień dla przemysłu oraz postęp prac w zakresie reformy systemu EU ETS. Istotny wpływ na poziom cen miały również wydarzenia z grudnia 2015 r. tj. konferencja klimatyczna COP21 oraz złożona przez Polskę skarga dotycząca zmiany terminu startu MSR (mechanizm sterowania podażą uprawnień do emisji, którego wprowadzenie ma na celu likwidację nadwyżki, do którego m.in. trafią jednostki wycofane z rynku w ramach backloadingu). Polski rząd wyraził zgodę na złożenie skargi o stwierdzenie nieważności decyzji ustanawiającej funkcjonowanie MSR przed 2021 r. powołując się na naruszenie m.in. zasad: lojalnej współpracy, pewności prawa, ochrony uzasadnionych oczekiwań i proporcjonalności.

Unia Europejska ratyfikowała porozumienie klimatyczne przyjęte podczas COP21 w Paryżu, i tym sposobem zrealizowane zostało kryterium uruchamiające wejście w życie jego założeń (ratyfikowanie porozumienia przez co najmniej 55 krajów generujących co najmniej 55% emisji na świecie). Dla wielu zwolenników zaostrzania polityki klimatycznej przyjęte zobowiązania są niewystarczające, głównie przez niewielkie zaangażowanie największych emitentów (USA, Chiny, Indie) i w efekcie nie przełożą się na rzeczywiste ograniczenie emisji w najbliższych latach.

Druga, gwałtowana przecena uprawnień do emisji CO² mająca miejsce w czerwcu była efektem referendum w Wielkiej Brytanii, w wyniku którego większość obywateli opowiedziała się za Brexitem. Choć kraj zapowiedział pozostanie w systemie EU ETS a także, ustalając budżet dla działań ograniczających emisje na lata 2028-2032, potwierdził kontynuację polityki klimatycznej, ceny uprawnień istotnie straciły na wartości.

Tabela 4. Zmiana cen EUA i CER

	Cena [EUR/t]
Produkt	Początek stycznia 2016 r.	Koniec września 2016 r.	Zmiana %
EUA Spot	8,04	4,96	 38,3%
CER Spot	0,49	0,38	 22,4%
EUA Dec-16	8,11	4,96	 38,8%
CER Dec-16	0,47	0,38	 19,1%

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych ICE.

Zgodnie z najbardziej aktualnymi danymi publikowanymi przez Komisję Europejską wydanych zostało ponad 97% darmowych uprawnień dla przemysłu (pozostało jeszcze ok. 22 mln uprawnień głównie dla Hiszpanii, Włoch i Wielkiej Brytanii). Uprawnienia wydawane były z opóźnieniem. Włochy dopiero w marcu wydały uprawnienia za 2015 r.

Według publikacji Komisji Europejskiej z 19 maja 2016 r. nadwyżka EUA w systemie wyniosła 1,78 mld po realizacji obowiązku za 2015 r. (spadek o 0,3 mld). Emisyjność w Unii spadła o 0,4%. Roczne minimum osiągnięte przez najpłynniejszy z produktów terminowych (Dec-16) ustalono na poziomie 3,87 EUR/t.

Rozpoczęty na początku września trend wzrostowy jest efektem porozumienia pomiędzy komisjami środowiska (ENVI) i przemysłu (ITRE) w zakresie zmian w systemie EU ETS po 2020 r. Najważniejsze zmiany to wycofywanie uprawnień dla utraconych mocy wytwórczych czy anulowanie pewnej puli uprawnień wycofanych z rynku do MSR.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych BlueNext oraz ICE.

3. Sytuacja finansowa

Skonsolidowany rachunek zysków i strat – I-IIIQ 2016

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej 1)	4 226 348	4 878 317	651 969	15,4%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	185 057	210 255	25 198	13,6%
Przychody ze sprzedaży gazu ziemnego 1)	69 653	135 830	66 177	95,0%
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych	2 183 229	2 217 278	34 049	1,6%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	9 213	12 981	3 768	40,9%
Przychody ze sprzedaży praw do emisji CO2	-	21 939	21 939	100,0%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów 1)	71 656	65 680	-5 976	-8,3%
Przychody ze sprzedaży pozostałych usług	112 010	123 823	11 813	10,5%
Rekompensata na pokrycie kosztów osieroconych	293 147	-	-293 147	-100,0%
Sprzedaż węgla		637 841	637 841	100,0%
Przychody ze sprzedaży netto	7 150 313	8 303 944	1 153 631	16,1%
Amortyzacja	558 271	830 085	271 814	48,7%
Koszty świadczeń pracowniczych	679 914	1 074 547	394 633	58,0%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	1 343 167	1 014 474	-328 693	-24,5%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	2 427 563	3 046 927	619 364	25,5%
Usługi przesyłowe	571 312	634 732	63 420	11,1%
Inne usługi obce	243 265	449 465	206 200	84,8%
Podatki i opłaty	213 654	246 004	32 350	15,1%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	6 037 146	7 296 234	1 259 088	20,9%
Pozostałe przychody operacyjne	47 055	98 680	51 625	109,7%
Pozostałe koszty operacyjne	110 342	88 444	-21 898	-19,8%
Zysk / (strata) na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	- 2 909	- 19 452	-16 543	-568,7%
Odpis z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	-	49 352	49 352	100,0%
Zysk / (strata) operacyjny	1 046 971	949 142	-97 829	-9,3%
Koszty finansowe	45 475	99 594	54 119	119,0%
Przychody finansowe	42 902	47 889	4 987	11,6%
Przychody z tytułu dywidend	1 833	148	-1 685	-91,9%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	1 046 231	897 585	-148 646	-14,2%
Podatek dochodowy	208 393	176 930	-31 463	-15,1%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	837 838	720 655	-117 183	-14,0%
EBITDA	1 605 242	1 828 579	223 337	13,9%

I-IIIQ 2016:

Czynniki zmiany EBITDA GK Enea (wzrost o 223 mln zł):

• (+) wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 652 mln wynika z wyższego wolumenu sprzedaży energii o 4.287 GWh przy spadku średniej ceny sprzedaży o 4,4%
• (+) wzrost ze sprzedaży usług dystrybucyjnych o 34 mln zł spowodowany wzrostem dostarczonej energii elektrycznej odbiorcom końcowym przy jednoczesnym spadku stawek o 3,8 zł/MWh
• (+) wzrost ze sprzedaży gazu ziemnego o 66 mln zł wynika z wyższego wolumenu sprzedaży o 611 GWh pomimo spadku średniej ceny o 13,5%
• (+) wzrost ze sprzedaży energii cieplnej o 25 mln zł wynika z wyższego wolumenu sprzedaży energii cieplnej o 12% (nabycie LW Bogdanka) przy jednoczesnym spadku średniej ceny sprzedaży
• (+) wzrost przychodów z tytułu świadectw pochodzenia o 4 mln zł spowodowany większym wolumenem sprzedaży PM OZE pomimo spadku średniej ceny sprzedaży o 18,7%
• (-) wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 395 mln zł spowodowany jest przejęciem LW Bogdanka
• (+) spadek kosztów zużycia materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów o 329 mln zł wynika z przejęcia kluczowego dostawcy węgla
• (-) wzrost kosztów usług obcych o 206 mln zł w wyniku przejęcia LW Bogdanka
• (-) wzrost kosztów usług przesyłowych o 63 mln zł jest związany z wyższą opłatą przejściową i jakościową
• (+) wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej o 619 mln zł:
• (+) wzrost średniej ceny zakupu o 0,6% przy równoczesnym wzroście wolumenu o 3.874 GWh
• (-) wyższe koszty obowiązków o 24 mln zł
• (+) wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 57 mln zł:
• (+) rezerwy na roszczenia o odszkodowanie, sprawy sądowe 28 mln zł
• (+) wyższe przychody z tytułu przeniesienia urządzeń energetycznych na majątek 20 mln zł
• (+) odpisane należności 12 mln zł
• (+) odpisy aktualizujące należności 5 mln zł
• (-) strata na likwidacji rzeczowych aktywów 17 mln zł, wynika głównie z likwidowania oraz przebudowywania wyrobisk

I-IIIQ2016:

Rozliczenie odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych:

• (-) odpis z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych w obszarze wytwarzania energii ze źródeł wiatrowych (42 mln zł)
• (-) odpis aktualizujący wartość nakładów na środki trwałe w budowie w LW Bogdanka SA (7,4 mln zł)

1) Zmiana prezentacyjna publikowanych danych za I-IIIQ 2015

Skonsolidowany rachunek zysków i strat – IIIQ 2016

[tys. zł]	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej 1)	1 389 618	1 605 790	216 172	15,6%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	30 428	39 603	9 175	30,2%
Przychody ze sprzedaży gazu ziemnego 1)	29 066	33 063	3 997	13,8%
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych	727 141	733 742	6 601	0,9%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	4 203	2 216	-1 987	-47,3%
Przychody ze sprzedaży praw do emisji CO2	-	9 295	9 295	100,0%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów 1)	25 276	21 219	-4 057	-16,1%
Przychody ze sprzedaży pozostałych usług	39 187	33 299	-5 888	-15,0%
Rekompensata na pokrycie kosztów osieroconych	293 147	-	-293 147	-100,0%
Sprzedaż węgla	-	226 285	226 285	100,0%
Przychody ze sprzedaży netto	2 538 066	2 704 512	166 446	6,6%
Amortyzacja	188 337	276 134	87 797	46,6%
Koszty świadczeń pracowniczych	206 441	366 053	159 612	77,3%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	408 029	308 243	-99 786	-24,5%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	822 371	970 692	148 321	18,0%
Usługi przesyłowe	190 366	216 654	26 288	13,8%
Inne usługi obce	103 062	158 236	55 174	53,5%
Podatki i opłaty	66 280	75 105	8 825	13,3%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 984 886	2 371 117	386 231	19,5%
Pozostałe przychody operacyjne	15 388	41 982	26 594	172,8%
Pozostałe koszty operacyjne	43 214	20 585	-22 629	-52,4%
Zysk / (strata) na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	-2 590	-8 869	-6 279	-242,4%
Odpis z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	-	7 352	7 352	100,0%
Zysk / (strata) operacyjny	522 764	338 571	-184 193	-35,2%
Koszty finansowe	14 884	34 426	19 542	131,3%
Przychody finansowe	15 503	5 607	-9 896	-63,8%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	523 383	309 752	-213 631	-40,8%
Podatek dochodowy	103 815	60 323	-43 492	-41,9%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	419 568	249 429	-170 139	-40,6%
EBITDA	711 101	622 057	-89 044	-12,5%

IIIQ 2016:

Czynniki zmiany EBITDA GK Enea (spadek o 89 mln zł):

• (+) wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 216 mln zł wynika z wyższego wolumenu sprzedaży energii o 1.340 GWh przy spadku średniej ceny sprzedaży o 3,9%
• (+) wzrost przychodów ze sprzedaży energii cieplnej o 9 mln zł wynika z wyższego wolumenu o 22% (nabycie LW Bogdanka) pomimo spadku średniej ceny sprzedaży o 7%
• (+) wzrost sprzedaży gazu ziemnego o 4 mln zł wynika z większego wolumenu sprzedaży (19 GWh) pomimo spadku średniej ceny o 4,5%
• (-) spadek przychodów z tytułu świadectw pochodzenia o 2 mln zł spowodowany spadkiem cen PM OZE o 59,3% pomimo wzrostu wolumenu sprzedaży
• (-) wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 160 mln zł spowodowany jest przejęciem LW Bogdanka
• (+) spadek kosztów zużycia towarów i materiałów o 100 mln zł wynika z przejęcia kluczowego dostawcy węgla
• (-) wzrost kosztów usług obcych o 55 mln zł wynika głównie z przejęcia LW Bogdanka
• (-) wzrost kosztów usług przesyłowych o 26 mln zł wynika z wyższych kosztów opłaty przejściowej i jakościowej
• (+) wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej o 148 mln zł:
• (+) wzrost średniej ceny zakupu o 8,2% przy wzroście wolumenu o 1.650 GWh
• (+) niższe koszty obowiązków o 8 mln zł
• (+) wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 43 mln zł:
• (+) rezerwy na roszczenia o odszkodowanie, sprawy sądowe 18 mln zł
• (+) wyższe przychody z tytułu przeniesienia urządzeń energetycznych na majątek 5 mln zł
• (+) odpisane należności 4 mln zł
• (+) odpisy aktualizujące należności 11 mln zł
• (-) strata na likwidacji rzeczowych aktywów 6 mln zł, wynika głównie z likwidowania oraz przebudowywania wyrobisk

1) Zmiana prezentacyjna publikowanych danych za I-IIIQ 2015

Wyniki na poszczególnych obszarach działalności Grupy Kapitałowej Enea

EBITDA [tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Obrót	87 639	117 690	30 051	34,3%	6 574	67 130	60 556	921,1%
Dystrybucja	832 852	857 469	24 617	3,0%	289 292	286 784	-2 508	-0,9%
Wytwarzanie	708 296	465 111	-243 185	-34,3%	419 224	133 618	-285 606	-68,1%
bez KDT	415 149	465 111	49 962	12,0%	126 077	133 618	7 541	6,0%
Wydobycie	-	437 057	437 057	100,0%	-	154 166	154 166	100,0%
Pozostała działalność	29 123	32 379	3 256	11,2%	10 786	3 884	-6 902	-64,0%
Pozycje nieprzypisane i wyłączenia	-52 668	-81 127	-28 459	-54,0%	-14 775	-23 525	-8 750	-59,2%
EBITDA Razem	1 605 242	1 828 579	223 337	13,9%	711 101	622 057	-89 044	-12,5%

GK Enea I-IIIQ 2016:

Najwyższa EBITDA w obszarze Dystrybucji

Najwyższy przyrost EBITDA w obszarze Wytwarzania o 50 mln zł (po wyłączeniu one-off – KDT w IIIQ 2015)

GK Enea IIIQ 2016:

Najwyższa EBITDA w obszarze Dystrybucji

Najwyższy przyrost EBITDA w obszarze Obrotu o 61 mln zł

IIIQ 2015 IIIQ 2016

Podsumowanie operacyjne Organizacja i działalność Grupy Enea Sytuacja finansowa Akcje i akcjonariat Władze Inne informacje Załączniki

Obszar Obrotu

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	4 217 884	5 100 962	883 078	20,9%	1 373 007	1 654 285	281 278	20,5%
EBIT	87 050	117 140	30 090	34,6%	6 353	66 914	60 561	953,3%
Amortyzacja	589	550	-39	-6,6%	221	216	-5	-2,3%
EBITDA	87 639	117 690	30 051	34,3%	6 574	67 130	60 556	921,2%
CAPEX	23 848	1 148	-22 700	-95,2%	6 775	236	-6 539	-96,5%
Udział przychodów ze sprzedaży segmentu w przychodach ze sprzedaży Grupy	44%	44%	-		41%	44%	3 p.p.

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej i paliwa gazowego realizowana jest przez Enea SA

Handel hurtowy realizowany jest przez Enea Trading sp. z o. o.

I-IIIQ 2016 Czynniki zmiany EBITDA:

Marża I pokrycia

• (-) spadek średniej ceny sprzedaży o 1,4%
• (-) wyższe koszty obowiązków ekologicznych o 9,1%
• (+) spadek średniej ceny nabycia energii o 1,3%
• (+) wzrost wolumenu sprzedaży o 2,8%
• (+) wynik na paliwie gazowym

Koszty własne

• (-) wyższe koszty bezpośrednie sprzedaży o 8 mln zł
• (-) wyższe koszty ogólnego zarządu o 1 mln zł
• (-) wyższe koszty usług wspólnych o 2 mln zł

Pozostałe czynniki

• (+) niższe koszty odpisanych należności o 12 mln zł
• (+) niższe rezerwy na sprawy sądowe o 15 mln zł
• (+) niższe odpisy aktualizujące należności o 3 mln zł

IIIQ 2016 Czynniki zmiany EBITDA:

Marża I pokrycia

• (+) wzrost średniej ceny sprzedaży o 1,1%
• (+) niższe koszty obowiązków ekologicznych o 6,0%
• (+) spadek średniej ceny nabycia energii o 3,0%
• (-) spadek wolumenu sprzedaży o 1,5%
• (-) wynik na paliwie gazowym

Pozostałe czynniki

• (+) niższe koszty odpisanych należności o 4 mln zł
• (+) niższe rezerwy na sprawy sądowe o 10 mln zł
• (-) niższe odpisy aktualizujące należności o 9 mln zł

Obszar Dystrybucji

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	2 268 272	2 273 545	5 273	0,2%	767 917	742 284	-25 633	-3,3%
usługi dystrybucyjne do odbiorców końcowych	2 102 556	2 141 090	38 534	1,8%	693 726	708 221	14 495	2,1%
opłaty za przyłączenie do sieci	54 476	47 719	-6 757	-12,4%	23 315	16 421	-6 894	-29,6%
pozostałe	111 240	84 736	-26 504	-23,8%	50 876	17 642	-33 234	-65,3%
EBIT	504 195	496 131	-8 064	-1,6%	177 873	167 384	-10 489	-5,9%
Amortyzacja	328 657	361 338	32 681	9,9%	111 419	119 400	7 981	7,2%
EBITDA	832 852	857 469	24 617	3,0%	289 292	286 784	-2 508	-0,9%
CAPEX	490 712	645 476	154 764	31,5%	233 067	221 161	-11 906	-5,1%
Udział przychodów ze sprzedaży segmentu w przychodach ze sprzedaży netto Grupy	24%	20%	-4 p.p.		23%	20%	-3 p.p.

mln zł

Klientów w zachodniej i północno-zachodniej Polsce na obszarze 58,2 tys. km² . Podstawowym zadaniem Enea Operator jest

dostarczanie energii w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu odpowiednich parametrów jakościowych.

Enea Operator sp. z o.o. odpowiada za dystrybucję energii elektrycznej do 2,5 mln

W obszarze Dystrybucji prezentowane są dane finansowe Spółek:

• Enea Operator sp. z o.o.
• Enea Serwis sp. z o.o.
• Enea Pomiary sp. z o.o.
• Annacond Enterprises sp. z o. o.

I-IIIQ 2016 Czynniki zmiany EBITDA:

Marża z działalność koncesjonowanej:

• (+) wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym o 39 mln zł
• (+) wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji innym podmiotom o 3 mln zł
• (+) niższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej i potrzeb własnych o 2 mln zł
• (-) niższe przychody z tyt. opłat za przyłączenie do sieci o 7 mln zł
• (-) wyższe koszty zakupu usług przesyłowych o 28 mln zł

Działalność niekoncesjonowana:

• (-) niższe przychody w związku z rezygnacją ze świadczenia usługi konserwacji oświetlenia drogowego o 10 mln zł
• (-) optymalizacja serwisu obszaru dystrybucji w zakresie:
• działalności eksploatacyjnej oraz realizacji przyłączeń 6,4 mln zł (Enea Serwis)
• odczytów oraz legalizacji i napraw liczników 3,1 mln zł (Enea Pomiary)

Koszty operacyjne:

• (+) optymalizacja kosztów pracowniczych, materiałów i usług obcych o 18,5 mln zł
• (-) wyższe koszty podatków i opłat o 10 mln zł (wzrost wartości majątku sieciowego w wyniku przeprowadzonych inwestycji)

Pozostała działalność operacyjna :

• (+) wyższe przychody z tyt. przeniesienie urządzeń energetycznych na majątek o 20 mln zł
• (+) niższe koszty rezerw dotyczących majątku sieciowego 3 mln zł
• (+) niższe koszty usuwania szkód losowych (saldo) 9 mln zł
• (-) wyższe koszty likwidacji (saldo) 3 mln zł
• (-) wyższe pozostałe koszty operacyjne o 2,5 mln zł

Obszar Dystrybucji

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	2 268 272	2 273 545	5 273	0,2%	767 917	742 284	-25 633	-3,3%
usługi dystrybucyjne do odbiorców końcowych	2 102 556	2 141 090	38 534	1,8%	693 726	708 221	14 495	2,1%
opłaty za przyłączenie do sieci	54 476	47 719	-6 757	-12,4%	23 315	16 421	-6 894	-29,6%
pozostałe	111 240	84 736	-26 504	-23,8%	50 876	17 642	-33 234	-65,3%
EBIT	504 195	496 131	-8 064	-1,6%	177 873	167 384	-10 489	-5,9%
Amortyzacja	328 657	361 338	32 681	9,9%	111 419	119 400	7 981	7,2%
EBITDA	832 852	857 469	24 617	3,0%	289 292	286 784	-2 508	-0,9%
CAPEX	490 712	645 476	154 764	31,5%	233 067	221 161	-11 906	-5,1%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży netto Grupy	24%	20%	-4 p.p.		23%	20%	-3 p.p.

IIIQ 2016 Czynniki zmiany EBITDA:

Marża z działalność koncesjonowanej:

• (+) wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym o 14 mln zł
• (-) wyższe koszty zakupu usług przesyłowych o 18 mln zł
• (-) wyższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej o 1 mln zł
• (-) niższe przychody z tytułu opłat za przyłączenie do sieci o 7 mln zł
• (+) wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji innym podmiotom o 1 mln zł

Działalność niekoncesjonowana:

• (-) niższe przychody w związku z rezygnacją ze świadczenia usługi konserwacji oświetlenia drogowego o 4,5 mln zł
• (-) optymalizacja serwisu obszaru dystrybucji w zakresie:
• działalności eksploatacyjnej oraz realizacji przyłączeń 3 mln zł (Enea Serwis)
• odczytów oraz legalizacji i napraw liczników 1 mln zł (Enea Pomiary)

Koszty operacyjne:

(-) niższe koszty związane z obszarem wsparcia o 3 mln zł

Pozostała działalność operacyjna:

• (+) wyższe przychody z tyt. przeniesienie urządzeń energetycznych na majątek o 5 mln zł
• (+) niższe koszty rezerw dotyczących majątku sieciowego o 8 mln zł
• (-) wyższe koszty likwidacji 1 mln zł

Obszar Wytwarzania

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %	IIIQ 2015	IIIQ2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	2 656 304	2 457 787	-198 517	-7,5%	1 047 856	768 528	-279 328	-26,7%
energia elektryczna	2 075 612	2 181 900	106 288	5,1%	699 059	706 078	7 019	1,0%
świadectwa pochodzenia	84 063	35 597	-48 466	-57,7%	20 365	8 673	-11 692	-57,4%
uprawnień sprzedaż do emisji CO2	-	22 071	22 071	100,0%	-	9 509	9 509	100,0%
ciepło	189 397	199 266	9 869	5,2%	33 770	36 474	2 704	8,0%
rekompensata na pokrycie kosztów osieroconych	293 147	-	-293 147	-100,0%	293 147	-	-293 147	-100,0%
pozostałe	14 085	18 953	4 868	34,6%	1 515	7 794	6 279	414,5%
EBIT	488 361	238 961	-249 400	-51,1%	345 363	70 396	-274 967	-79,6%
Amortyzacja	219 935	184 150	-35 785	-16,3%	73 861	63 222	-10 639	-14,4%
Odpis z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	-	42 000	42 000	100,0%	-	-	-	-
EBITDA	708 296	465 111	-243 185	-34,3%	419 224	133 618	-285 606	-68,1%
CAPEX	1 394 487	938 379	-456 108	-32,7%	573 192	381 598	-191 594	-33,4%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży netto Grupy	28%	21%	-7 p.p.		31%	20%	-11 p.p.

W obszarze Wytwarzania prezentowane są dane finansowe Spółki Enea Wytwarzanie sp. z o.o. oraz jej spółek zależnych.

Enea Wytwarzanie posiada m.in. 10 wysokosprawnych i zmodernizowanych bloków energetycznych w segmencie Elektrowni Systemowych.

Roczne zdolności produkcyjne wynoszą w tym segmencie ok. 16 TWh energii elektrycznej.

I-IIIQ 2016 czynniki zmiany EBITDA:

Segment Elektrownie Systemowe:

• (-) w 2015 r. rozpoznanie przychodów KDT 293,1 mln zł (zakończenie programu KDT)
• (+) wzrost marży na wytwarzaniu o 66,8 mln zł
• (-) wyższe koszty stałe o 13 mln zł
• (-) niższa marża na obrocie i na Rynku Bilansującym o 7,1 mln zł
• (-) niższy wynik na pozostałej działalności o 2,8 mln zł

Segment Ciepło:

• (+) wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła o 11,2 mln zł
• (+) wzrost przychodów z energii elektrycznej o 7,4 mln zł
• (+) spadek kosztów zużycia materiałów i surowców 19,1 mln zł
• (-) niższe przychody z tytułu świadectw pochodzenia o 11,9 mln zł (m.in. niższe ceny)

Segment OZE:

• (-) obszar Woda (-9,5 mln zł): niższe przychody ze świadectw pochodzenia o 6,8 mln zł (m.in. niższe ceny)
• (-) obszar Wiatr (-11,6 mln zł) : niższe przychody ze świadectw pochodzenia o 7,4 mln zł (m.in. niższe ceny) i niższe przychody z energii elektrycznej o 0,9 mln zł
• (-) obszar Biogaz (-0,3 mln zł)

mln zł

Obszar Wytwarzania

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	2 656 304	2 457 787	-198 517	-7,5%	1 047 856	768 528	-279 328	-26,7%
energia elektryczna	2 075 612	2 181 900	106 288	5,1%	699 059	706 078	7 019	1,0%
świadectwa pochodzenia	84 063	35 597	-48 466	-57,7%	20 365	8 673	-11 692	-57,4%
sprzedaż uprawnień do emisji CO2	-	22 071	22 071	100,0%	-	9 509	9 509	100,0%
ciepło	189 397	199 266	9 869	5,2%	33 770	36 474	2 704	8,0%
rekompensata na pokrycie kosztów osieroconych	293 147	-	-293 147	-100,0%	293 147	-	-293 147	-100,0%
pozostałe	14 085	18 953	4 868	34,6%	1 515	7 794	6 279	414,5%
EBIT	488 361	238 961	-249 400	-51,1%	345 363	70 396	-274 967	-79,6%
Amortyzacja	219 935	184 150	-35 785	-16,3%	73 861	63 222	-10 639	-14,4%
Odpis z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	-	42 000	42 000	100,0%	-	-	-	-
EBITDA	708 296	465 111	-243 185	-34,3%	419 224	133 618	-285 606	-68,1%
CAPEX	1 394 487	938 379	-456 108	-32,7%	573 192	381 598	-191 594	-33,4%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży netto Grupy	28%	21%	-7 p.p.		31%	20%	-11 p.p.

IIIQ 2016 czynniki zmiany EBITDA:

Segment Elektrownie Systemowe:

• (-) w 2015 r. rozpoznanie przychodów KDT 293,1 mln zł (zakończenie programu KDT)
• (-) niższy wynik na pozostałej działalności operacyjnej o 8,5 mln zł
• (-) wyższe koszty stałe o 5,2 mln zł
• (+) wzrost marży na wytwarzaniu o 16,5 mln zł
• (+) wzrost marży na obrocie i na Rynku Bilansującym o 6,2 mln zł
• (+) wyższe przychody z Regulacyjnych Usług Systemowych o 4,8 mln zł

Segment OZE:

• (-) obszar Wiatr (-6,6 mln zł) : niższe o 2,8 mln zł przychody ze świadectw pochodzenia (m.in. niższe ceny), wyższe koszty usług serwisowych o 2,3 mln zł
• (-) obszar Woda (-2,3 mln zł): niższe przychody z tytułu świadectw pochodzenia o 1,2 mln zł (m.in. niższe ceny), niższe pozostałe przychody operacyjne o 2 mln zł, wyższe przychody z energii elektrycznej o 1,4 mln zł
• (-) obszar Biogaz (-0,7 mln zł)

Obszar Wydobycia

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	-	1 314 103	1 314 103	100,0%	-	465 441	465 441	100,0%
węgiel	-	1 272 373	1 272 373	100,0%	-	453 004	453 004	100,0%
pozostałe produkty i usługi	-	32 673	32 673	100,0%	-	9 615	9 615	100,0%
towary i materiały	-	9 057	9 057	100,0%	-	2 822	2 822	100,0%
EBIT	-	158 939	158 939	100,0%	-	58 582	58 582	100,0%
Amortyzacja	-	270 766	270 766	100,0%	-	88 232	88 232	100,0%
Odpis z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych		7 352	7 352	100,0%	-	7 352	7 352	100,0%
EBITDA	-	437 057	437 057	100,0%	-	154 166	154 166	100,0%
CAPEX		215 109	215 109	100,0%	-	62 345	62 345	100,0%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży netto Grupy	-	11%	11 p.p.		-	12%	12 p.p.

GK LW Bogdanka
Dane finansowe:
• 2016 r. - obszar Wydobycia
• 2015 r. GK LW Bogdanka
(dane publikowane na GPW)
Wydobycie realizowane jest na trzech polach:
Bogdanka, Nadrybie, Stefanów
Sortymenty produkcji: miał (ok. 99%),
groszek, orzech
Główni odbiorcy: energetyka zawodowa i przemysłowa

I-IIIQ 2016 Czynniki osiągniętej EBITDA:

• (-) rentowność EBITDA 33,3% przy rentowności EBIT 12,1%
• (+) ilościowa sprzedaż węgla w analizowanym okresie wyższa o ponad 12%
• (-) niższa cena sprzedaży węgla r/r cena spadła o ok. 11%
• (-) pozostałe produkty i usługi spadek przychodów z usług transportu węgla świadczonych przez Jednostkę Dominującą na rzecz niektórych odbiorców węgla (neutralny wpływ na EBIT)
• (+) wzrost przychodów ze sprzedaży towarów i materiałów jest pochodną wyższej sprzedaży złomu (ok. 98% przychodów w tej grupie)

zdarzenia jednorazowe:

• (+) rozwiązanie rezerw na potencjalne roszczenia sporne w związku z korzystnym dla LW Bogdanka wyrokiem Sądu Apelacyjnego
• (+) aktualizacja wyceny opcji managerskich
• (-) odpisanie inwestycji bez efektu (wpływ na EBIT -7,35 mln zł)

IIIQ 2016 Czynniki osiągniętej EBITDA:

• (-) rentowność EBITDA 33,1% przy rentowności EBIT 12,6%
• (-) spadek przychodów ze sprzedaży o blisko 4%
• (+) ilościowa sprzedaż węgla w analizowanym okresie wyższa o blisko 8%
• (-) niższa cena sprzedaży węgla w IIIQ 2016 w stosunku do IIIQ 2015 (spadek o ok. 11%)
• (-) pozostałe produkty i usługi spadek przychodów z usług transportu węgla świadczonych przez Jednostkę Dominującą na rzecz niektórych odbiorców węgla (neutralny wpływ na EBIT)
• (+) spadek przychodów ze sprzedaży towarów i materiałów jest pochodną niższej sprzedaży złomu

zdarzenia jednorazowe:

(-) odpisanie inwestycji bez efektu (wpływ na EBIT -7,35 mln zł)

Obszar Pozostałej działalności

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	386 850	394 989	8 139	2,1%	139 135	126 441	- 12 694	-9,1%
EBIT	15 837	12 451	- 3 386	-21,4%	6 499	- 3 362	- 9 861	-151,7%
Amortyzacja	13 286	19 928	6 642	50,0%	4 287	7 246	2 959	69,0%
EBITDA	29 123	32 379	3 256	11,2%	10 786	3 884	- 6 902	-64,0%
CAPEX	44 654	53 967	9 313	20,9%	17 933	17 693	- 240	-1,3%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży netto Grupy	4%	3%	-1 p.p.		4%	3%	-1 p.p.

W Pozostałej działalności prezentowane są spółki z trzech obszarów:

• wsparcie dla pozostałych spółek w Grupie Kapitałowej:

Enea Centrum sp. z o.o. – stanowiąca Centrum Usług Wspólnych w Grupie w zakresie księgowości, kadr, teleinformatyki, obsługi Klienta

Enea Logistyka sp. z o.o. – spółka wyspecjalizowana w zakresie działalności logistycznej, magazynowej, zaopatrzeniowej

• działalność towarzysząca:

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

• działalność pozostała:

Grupa prowadzi działania restrukturyzacyjne, których celem jest utrzymanie w strukturze jedynie spółek z podstawowego łańcucha wartości, spółek je wspierających oraz towarzyszących. Do tej grupy należy Szpital Uzdrowiskowy ENERGETYK

Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów Grupy Kapitałowej Enea

		Na dzień:
Aktywa [tys. zł]	31 grudnia 2015	30 września 2016	Zmiana	Zmiana %
Aktywa trwałe	18 203 442	18 987 892	784 450	4,3%
Rzeczowe aktywa trwałe	17 074 978	17 911 450	836 472	4,9%
Użytkowanie wieczyste gruntów	74 160	73 570	-590	-0,8%
Wartości niematerialne	272 116	346 116	74 000	27,2%
Nieruchomości inwestycyjne	20 624	24 567	3 943	19,1%
Inwestycje w jednostkach zależnych, stowarzyszonych i współzależnych	748	3 769	3 021	403,9%
Aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	616 795	400 476	-216 319	-35,1%
Aktywa finansowe dostępne do sprzedaży	23 982	38 982	15 000	62,5%
Instrumenty pochodne	844	-	- 844	-100,0%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe	28 323	87 602	59 279	209,3%
Środki zgromadzone w ramach Funduszu Likwidacji Kopalń	90 872	101 360	10 488	11,5%
Aktywa obrotowe	4 785 554	4 628 578	-156 976	-3,3%
Prawa do emisji CO2	307 521	83 710	-223 811	-72,8%
Zapasy	649 509	673 166	23 657	3,6%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe	1 732 744	1 641 586	-91 158	-5,3%
Należności z tytułu bieżącego podatku dochodowego	31 956	3 023	-28 933	-90,5%
Aktywa finansowe utrzymywane do terminu wymagalności	479	477	-2	-0,4%
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy	222 011	223 493	1 482	0,7%
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	1 822 094	1 983 027	160 933	8,8%
Aktywa trwałe przeznaczone do sprzedaży	19 240	20 096	856	4,4%
Razem aktywa	22 988 996	23 616 470	627 474	2,7%

1) w tym wyłączenia

Czynniki	zmian aktywów trwałych (wzrost o 784 mln zł):
•	wzrost rzeczowych aktywów trwałych o 836 mln zł wynika ze wzrostu nakładów w związku z realizacją strategii inwestycyjnej GK Enea, głównie odbiór kolejnych etapów budowy bloku 11
•	wzrost wartości niematerialnych o 74 mln zł wynika głównie z rozwoju oprogramowania dla Grupy Kapitałowej stanowiącego wsparcie w działalności operacyjnej spółek oraz nadaniem licencji
•	spadek aktywów z tytułu odroczonego podatku dochodowego (o 216 mln zł) dotyczy dokonanego w ubiegłym roku odpisu z tytułu utraty wartości aktywów trwałych
•	wzrost należności z tytułu dostaw i usług o 59 mln zł wynika m.in. z otwarcia pozycji kontraktów terminowych
Czynniki	zmian aktywów obrotowych (spadek 157 mln zł):
•	spadek praw do emisji CO2 o 224 mln zł wynika z umorzenia oraz sprzedaży praw do emisji CO2
•	spadek należności z tytułu dostaw i usług o 91 mln zł, głównie z tytułu sprzedaży

• energii elektrycznej oraz gazu • wzrost środków pieniężnych o 160 mln zł spowodowany decyzją o braku wypłaty
• dywidend i przeznaczenie ich na realizację strategii inwestycyjnej GK

Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów Grupy Kapitałowej Enea

	Na dzień:
Pasywa [tys. zł]	31 grudnia 2015	30 września 2016	Zmiana	Zmiana %
Razem kapitał własny	12 122 603	12 829 094	706 491	5,8%
Kapitał zakładowy	588 018	588 018	-	-
Kapitał z nadwyżki ceny emisyjnej nad wartością nominalną	3 632 464	3 632 464	-	-
Kapitał z aktualizacji wyceny instrumentów finansowych	814	590	-224	-27,5%
Pozostałe kapitały	-45 883	-45 883	-	-
Kapitał rezerwowy z wyceny instrumentów zabezpieczających	3 980	-2 997	-6 977	-175,3%
Zyski zatrzymane	7 158 352	7 827 277	668 925	9,3%
Udziały niekontrolujące	784 858	829 625	44 767	5,7%
Razem zobowiązania	10 866 393	10 787 376	-79 017	-0,7%
Zobowiązania długoterminowe	8 457 838	8 667 862	210 024	2,5%
Zobowiązania krótkoterminowe	2 408 555	2 119 514	-289 041	-12,0%
Razem pasywa	22 988 996	23 616 470	627 474	2,7%

Struktura zobowiązań długoterminowych

Struktura zobowiązań krótkoterminowych

Stan na 31 grudnia 2015 Stan na 30 września 2016

Czynniki zmian zobowiązań długoterminowych (wzrost o 210 mln zł):

• 379 mln zł wzrost kredytów, pożyczek i dłużnych papierów wartościowych spowodowany m.in.: zaciągnięciem kredytu w EBI w wysokości 100 mln zł; emisji obligacji w kwocie 300 mln zł oraz 150 mln zł (w ramach Programu Gwarantowanego 3 mld zł); wykupem obligacji LW Bogdanka w kwocie 100 mln zł
• Spadek o 220 mln zł rezerw z tytułu odroczonego podatku dochodowego

Czynniki zmian zobowiązań krótkoterminowych (spadek o 289 mln zł):

• 408 mln zł spadek zobowiązań handlowych oraz pozostałych zobowiązań, m. in. w wyniku niższych zobowiązań inwestycyjnych, zakupu energii elektrycznej i węgla
• 44 mln zł spadek zobowiązań z tytułu bieżącego podatku dochodowego
• 59 mln zł spadek zobowiązań z tytułu świadczeń pracowniczych
• 153 mln zł wzrost rezerw na pozostałe zobowiązania i inne świadczenia

Sytuacja pieniężna Grupy Kapitałowej Enea

Rachunek przepływów pieniężnych [tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej	1 345 599	1 822 395	476 796	35,4%
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	-1 389 124	-1 990 244	-601 120	-43,3%
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej	2 413 310	328 782	-2 084 528	-86,4%
Zwiększenie / (zmniejszenie) netto stanu środków pieniężnych	2 369 785	160 933	-2 208 852	-93,2%
Stan środków pieniężnych na początek okresu sprawozdawczego	687 316	1 822 094	1 134 778	165,1%
Stan środków pieniężnych na koniec okresu sprawozdawczego	3 057 101	1 983 027	-1 074 074	-35,1%

CAPEX 1) GK Enea I-IIIQ 2016

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

Analiza wskaźnikowa 1)

	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	IIIQ 2015	IIIQ 2016
Wskaźniki rentowności
ROE - rentowność kapitału własnego	8,8%	7,5%	13,2%	7,8%
ROA - rentowność aktywów	5,2%	4,1%	7,8%	4,2%
Rentowność netto	11,7%	8,7%	16,5%	9,2%
Rentowność operacyjna	14,6%	11,4%	20,6%	12,5%
Rentowność EBITDA	22,4%	22,0%	28,0%	23,0%
Wskaźniki płynności i struktury finansowej
Wskaźnik bieżącej płynności	3,2	2,2	3,2	2,2
Pokrycie majątku trwałego kapitałami własnymi	0,8	0,7	0,8	0,7
Wskaźnik zadłużenia ogólnego	0,4	0,5	0,4	0,5
Dług netto / EBITDA	0,8	1,8	0,8	1,8
Wskaźniki aktywności gospodarczej
Cykl rotacji należności krótkoterminowych w dniach	62	56	58	57
Cykl rotacji zobowiązań z tyt. dostaw i usług oraz pozostałych w dniach	60	45	60	47
Cykl rotacji zapasów w dniach	32	31	32	32

Zasady sporządzenia sprawozdań finansowych

Skrócone sprawozdania finansowe odpowiednio Enea SA oraz Grupy Kapitałowej Enea zawarte w ramach rozszerzonego skonsolidowanego raportu Enea SA za okres trzech kwartałów 2016 r. sporządzone zostały zgodnie z Międzynarodowymi Standardami Rachunkowości oraz Międzynarodowymi Standardami Sprawozdawczości Finansowej (MSR/MSSF) zatwierdzonymi przez Unię Europejską. Skrócone sprawozdania finansowe zostały sporządzone przy założeniu kontynuowania działalności gospodarczej w dającej się przewidzieć przyszłości. Zarząd Spółki nie stwierdza na dzień podpisania skróconych sprawozdań finansowych faktów i okoliczności, które wskazywałyby na zagrożenia dla możliwości kontynuowania działalności w okresie 12 miesięcy po dniu bilansowym na skutek zamierzonego lub przymusowego zaniechania, bądź istotnego ograniczenia dotychczasowej działalności. Dane finansowe zaprezentowane w sprawozdaniach, jeżeli nie wskazano inaczej, zostały wyrażone w tys. zł.

1) Definicje wskaźników zamieszczone zostały na str. 77

Przewidywana sytuacja finansowa

Duży udział regulowanego obszaru Dystrybucji w wyniku EBITDA GK Enea (w okresie trzech kwartałów 2016 r. Dystrybucja odpowiadała za 47% EBITDA Grupy) wpływa na przewidywalność przepływów pieniężnych i stabilizuje je w czasie. Jednak nie bez znaczenia dla tego obszaru pozostają dwa fakty: spadek średniego ważonego kosztu kapitału przyjmowanego przez Urząd Regulacji Energetyki (URE) dla kalkulacji taryf (WACC) o 1,522 p.p. (z 7,197% w 2015 r. do 5,675% w 2016 r.) oraz wprowadzenie przez URE od 2016 r. tzw. taryfy jakościowej. Wprowadzony mechanizm rozliczania dystrybutorów energii elektrycznej na podstawie zrealizowanych w roku wskaźników SAIDI i SAIFI może wpłynąć w sposób istotny na obniżenie poziomu EBITDA w obszarze Dystrybucji. Obniżenie WACC wpłynie na obniżenie EBITDA w obszarze o ok. 58 mln zł w 2016 r.

Obszar Wytwarzania, który w okresie styczeń-wrzesień 2016 r. odpowiadał za 25% EBITDA GK Enea, pozostaje pod wpływem wymagającej sytuacji na rynku energii. Skoncentrowana na węglu kamiennym produkcja wiąże się z ekspozycją na ryzyko związane z kosztami emisji dwutlenku węgla.

W IV kwartale 2015 r. w wyniku akwizycji LW Bogdanka łańcuch wartości GK Enea został dopełniony o obszar Wydobycia. W kwartałach I-III 2016 r. GK LW Bogdanka osiągnęła bardzo dobre wyniki finansowe na tle branży, jednak jej działalność w dalszym ciągu znajduje się pod presją niestabilnej sytuacji na rynku węgla. W 2016 r. prawdopodobnie nie uda się w pełni skompensować przewidywanego spadku cen węgla wyższym wolumenem jego sprzedaży. W związku z tym priorytetem będzie utrzymanie kosztów jednostkowych na odpowiednim poziomie i optymalizacja wydatków inwestycyjnych.

W obszarze Obrotu działania operacyjne koncentrują się zwiększaniu przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego – dzięki atrakcyjnej ofercie produktowej pozyskiwani są nowi Klienci, zwiększa się również wolumen sprzedawanej energii i gazu. Negatywnie na wyniki finansowe tego obszaru wpływa rosnąca konkurencja na rynku wywierająca presję na realizowane ceny, wzrost kosztów obowiązków ekologicznych oraz istotne obniżenie cen rynkowych praw majątkowych.

Pomimo trudnych warunków rynkowych i regulacyjnych, dzięki konsekwentnie realizowanej optymalizacji kosztów operacyjnych, GK Enea generuje wyniki finansowe na oczekiwanym poziomie. Wobec coraz bardziej wymagającej sytuacji na rynku energii Zarząd będzie podejmował kolejne działania dla podtrzymania pozytywnego wyniku działalności.

Pozycja finansowa Grupy jest bezpieczna, wsparta przez znaczną ilość środków pieniężnych, których stan na koniec września 2016 r. wraz z krótkoterminowymi aktywami finansowymi utrzymywanymi do terminu wymagalności oraz aktywami finansowymi wycenianymi w wartości godziwej przez wynik wyniósł ponad 2,2 mld zł. Kwota ta obejmowała środki pieniężne na rachunkach Spółek, lokaty bankowe, a także środki pieniężne przekazane do zarządzania firmie zewnętrznej. Dzięki konsekwentnie utrzymywanej dyscyplinie kosztowej oraz optymalnej alokacji posiadanych zasobów Grupa ma zagwarantowane korzystne finansowanie inwestycji dzięki:

• Umowie dotyczącej programu emisji obligacji do kwoty 3 mld zł zawartej z PKO BP, Bankiem Pekao, BZ WBK oraz Bankiem Handlowym w Warszawie
• Umowie dotyczącej programu emisji obligacji do maksymalnej kwoty 5 mld zł zawartej z PKO BP, ING Bankiem Śląskim, Pekao i mBankiem
• dwóm Umowom programowym dotyczącym emisji obligacji długoterminowych o łącznej wartości 1,7 mld zł zawartej z Bankiem Gospodarstwa Krajowego
• trzem Umowom kredytowym z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym na łączną kwotę 2,371 mld zł

Grupa Enea realizuje rozległy program CAPEX (nakładów inwestycyjnych) obejmujący przede wszystkim obszar wytwarzania oraz sieć dystrybucyjną, ale także akwizycje stanowiące okazje rynkowe (jak ostatnia akwizycja LW Bogdanka).

Realizacja programu inwestycyjnego wpłynie pozytywnie na osiągane przez GK Enea wyniki finansowe.

Prognozy wyników finansowych

Zarząd Enea SA nie publikował prognoz wyników finansowych na 2016 r.

Podsumowanie operacyjne

4. Akcje i akcjonariat

Struktura kapitału zakładowego

Wysokość kapitału zakładowego Enea SA na dzień publikacji raportu za III kwartał 2016 r. wynosi 441.442.578 zł i dzieli się na 441.442.578 akcji zwykłych na okaziciela o wartości nominalnej 1 zł każda.

Ogólna liczba głosów wynikających ze wszystkich wyemitowanych akcji Emitenta odpowiada liczbie akcji i wynosi 441.442.578 głosów.

Struktura akcjonariatu

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

Poniższa tabela przedstawiają strukturę akcjonariatu Enea SA na dzień publikacji raportu okresowego za III kwartał 2016 r., tj. na 10 listopada 2016 r.

Akcjonariusz	Liczba akcji/ liczba głosów na WZ	Udział w kapitale zakładowym/ udział w ogólnej liczbie głosów
Skarb Państwa	227 364 428	51,5%
PZU TFI	22 788 363	5,2%
Pozostali	191 289 787	43,3%
RAZEM	441 442 578	100,0%

Od dnia publikacji poprzedniego raportu kwartalnego, tj. od 16 maja 2016 r. jedyna zmiana w strukturze akcjonariatu dotyczyła przekroczenia przez fundusze zarządzane przez TFI PZU SA progu 5% ogólnej liczby głosów w Spółce. Szczegółowe informacje w tym zakresie zostały przekazane w raporcie bieżącym nr 31/2016 z 17 października 2016 r.

Notowania akcji Enea SA na Giełdzie Papierów Wartościowych

Akcje Enea SA notowane są Giełdzie Papierów Wartościowych (GPW) od 17 listopada 2008 r. Udział akcji Spółki w indeksach na 30 września 2016 r.

Poniższa tabela przedstawia dane dotyczące akcji Spółki w okresie I-IIIQ 2016

Dane	I-IIIQ 2016
Liczba akcji [szt.]	441 442 578
Minimum [zł]	8,51
Maximum [zł]	12,30
Kurs na koniec okresu [zł]	8,51
Kurs na początek okresu [zł]	10,82
Średni wolumen [szt.]	585 264

Notowania akcji Enea SA w latach 2015-2016

W okresie od 1 stycznia do 30 września 2016 r. kurs akcji Enei spadł z 10,82 zł do 8,51 zł, tj. o 2,31 zł, czyli 21,3%. Najwyższy kurs w tym okresie akcje Enei osiągnęły 22 marca, natomiast najniższy – 30 września 2016 r.

5. Władze

Skład osobowy Zarządu Enea SA

Na dzień publikacji niniejszego raportu, tj. na 10 listopada 2016 r. Zarząd Spółki działa w następującym składzie:

Mirosław Kowalik

Prezes Zarządu

Mirosław Kowalik od ponad 20 lat związany jest z branżą energetyczną, pełniąc funkcje zarządcze na szczeblu operacyjnym i strategicznym. W 2015 r. kierował firmą SNC Lavalin sp. z o.o. Polska w randze Wiceprezesa Zarządu i Dyrektora ds. Rozwoju Biznesu. W latach 1999-2015 pracował na różnych stanowiskach menedżerskich dla Grupy ALSTOM Power, ostatnio jako Dyrektor ds. Sprzedaży i Marketingu. W latach 1995-1998 związany z koncernem ABB.

Mirosław Kowalik jest absolwentem Wydziału Elektrycznego Akademii Morskiej w Gdyni. Ukończył studia menedżerskie MBA (program Rotterdam School of Management we współpracy z Uniwersytetem Gdańskim oraz Gdańską Fundacją Kształcenia Menedżerów) uzyskując tytuł Executive Master of Business Administration. Jest również absolwentem studiów podyplomowych Zarządzanie Finansami Przedsiębiorstw w Szkole Głównej Handlowej w Warszawie. Aktualnie odbywa studium doktoranckie Executive Doctor of Business Administration w Polskiej Akademii Nauk, Instytut Nauk Ekonomicznych.

Zakres kompetencji: Koordynacja zagadnień związanych z całokształtem działalności Spółki i Grupy Kapitałowej Enea.

Wiesław Piosik

Wiceprezes Zarządu ds. Korporacyjnych

Wiesław Piosik jest związany z energetyką zawodową od ponad 30 lat. W ostatnim czasie zarządzał prywatnymi przedsiębiorstwami z obszaru dystrybucji energii, projektowania i wykonawstwa robót sieciowych oraz OZE. W latach 1998-2005 pełnił funkcje członka zarządu oraz prezesa zarządu Energetyki Poznańskiej SA (obecnie: Enea SA), w latach 2007-2009 kierował pracami Zarządu Polenergia Dystrybucja sp. z o.o. Posiada duże doświadczenie w nadzorowaniu spółek kapitałowych w sektorach paliwowo-energetycznym, bankowym oraz IT – pełnił funkcje członka rady nadzorczej m.in. w Kompanii Węglowej SA, CIECH SA, Exatel SA oraz LG Petro Bank.

Wiesław Piosik jest absolwentem Politechniki Poznańskiej, ukończył studia na Wydziale Elektrycznym w zakresie elektrotechniki o specjalności: elektroenergetyka. Ukończył również Studium Podyplomowe Politechniki Poznańskiej w zakresie systemów i sieci elektroenergetycznych w warunkach przejścia do gospodarki rynkowej oraz Studium Podyplomowe Marketingu Akademii Ekonomicznej w Poznaniu. Posiadane kompetencje rozwijał w toku wielu szkoleń z zakresu zarządzania.

Zakres kompetencji: Nadzór i koordynacja nad wszystkimi zagadnieniami związanymi z Ładem Korporacyjnym, nadzorem właścicielskim oraz usługami w Grupie Kapitałowej Enea.

Piotr Adamczak

Wiceprezes Zarządu ds. Handlowych

Piotr Adamczak jest związany z branżą energetyczną od ponad 20 lat. Karierę zawodową rozpoczął w Zakładzie Energetycznym Poznań. Kierował Wydziałem Organizacji Rynku w EnergoPartner Wielkopolska. W latach 2002-2011 pracował w Energetyce Poznańskiej, a po konsolidacji w Grupie Energetycznej Enea SA, na stanowiskach Kierownika Biura, Kierownika Wydziału i Dyrektora Pionu, zajmował się centralizacją i realizacją zadań w zakresie hurtowego obrotu energią elektryczną, zadań operatora handlowo technicznego, operatora handlowego, a także współpracą handlową z OZE. Od 2011 r. pracował na stanowisku Kierownika Biura, a od 2013 r. Dyrektora Departamentu Obrotu w Enea Trading, gdzie zajmował się działalnością handlową na rynkach energii elektrycznej, praw majątkowych do świadectw pochodzenia, uprawnień do emisji oraz współpracą handlową z OZE na rzecz spółek Grupy Enea.

Piotr Adamczak jest absolwentem Politechniki Poznańskiej na kierunku Elektrotechnika na Wydziale Elektrycznym. Ukończył również Studia Podyplomowe w zakresie Ekonomicznych Problemów Transformacji Elektroenergetyki w Szkole Głównej Handlowej w Warszawie oraz podyplomowe studium Zarządzania obrotem energii elektrycznej na Wyższej Szkole Handlu i Usług w Poznaniu.

Zakres kompetencji: Nadzór i koordynacja nad całokształtem zadań związanych z działalnością handlową i obsługą Klientów.

Mikołaj Franzkowiak

Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych

Mikołaj Franzkowiak od ponad 13 lat związany jest z zarządzaniem finansami. Od 2011 r. był zatrudniony w Banku Zachodnim WBK, gdzie początkowo kierował Departamentem Informacji Zarządczej Klientów Korporacyjnych, a od 2015 r. - Departamentem Finansów Skarbu, odpowiadając za zespół prowadzący rachunkowość dla obszaru ALM i Skarbu banku. Od 2013 r. wchodził w skład Rady Nadzorczej spółki BZ WBK Faktor. Był Członkiem Zarządu ds. Ekonomiczno-Finansowych Fugo SA. Wcześniej był związany z Bankiem BPH SA (po fuzji Bank Pekao SA). Swoją karierę zawodową rozpoczął w firmie Ernst & Young.

Mikołaj Franzkowiak jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji na Uniwersytecie im. Adama Mickiewicza w Poznaniu. Studiował również prawo i ekonomię na Uniwersytecie Erazma w Rotterdamie. Jest absolwentem studiów podyplomowych z zakresu rachunkowości na Uniwersytecie Ekonomicznym w Poznaniu. Aktualnie jest studentem studiów doktoranckich na Wydziale ZarządzaniaUniwersytetu Ekonomicznego w Poznaniu. Posiada międzynarodowy certyfikat Chartered Financial Analyst. Uczestnik licznych szkoleń z zakresu finansów i zarządzania.

Zakres kompetencji: Nadzór i koordynacja nad całością zagadnień ekonomiczno-finansowych i księgowych związanych z zarządzaniem ryzykiem w Spółce i Grupie Kapitałowej Enea oraz teleinformatyką i controllingiem.

Skład osobowy Rady Nadzorczej Enea SA

Na dzień publikacji niniejszego raportu, tj. na 10 listopada 2016 r. Rada Nadzorcza Spółki IX kadencji składa się z dziesięciu członków i działa w następującym składzie:

Małgorzata Niezgoda, Przewodnicząca Rady Nadzorczej

Data powołania: 2 lipca 2015 r.

Małgorzata Niezgoda pracuje aktualnie jako Dyrektor Departamentu Nadzoru w Ministerstwie Energii. Od roku 2008 pełniła różne funkcje w departamentach zajmujących się nadzorem właścicielskim nad spółkami z udziałem Skarbu Państwa w Ministerstwie Skarbu Państwa. W okresie listopad 2014 r. - luty 2015 r. pełniła funkcję Dyrektora Departamentu Górnictwa w Ministerstwie Gospodarki. W tym okresie został przygotowany proces restrukturyzacji górnictwa węgla kamiennego.

Małgorzata Niezgoda posiada wykształcenie wyższe, ukończyła Szkołę Główną Gospodarstwa Wiejskiego na kierunku Inżynieria Środowiska.

Piotr Kossak, Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej

Data powołania: 15 stycznia 2016 r.

Piotr Kossak prowadzi praktykę radcowską we własnej kancelarii Radcy Prawnego w Sandomierzu specjalizującej się w sprawach reprywatyzacyjnych, prawie fundacyjnym i stowarzyszeń oraz prawie spółek. W latach 2010-2012 był związany Wyższą Szkołą Humanistyczno - Przyrodniczą w Sandomierzu - jako adiunkt i dziekan Wydziału Prawa i Administracji.

Piotr Kossak jest doktorem nauk prawnych w zakresie prawa. Tytuł ten uzyskał na Wydziale Prawa, Prawa Kanonicznego i Administracji KUL w Lublinie. W 1999 r. ukończył aplikację sądową w okręgu Sądu Okręgowego w Tarnobrzegu oraz złożył egzamin sędziowski w Sądzie Apelacyjnym w Rzeszowie. W 2006 r. uzyskał wpis na listę radców prawnych w Okręgowej Izbie Radców Prawnych w Krakowie, natomiast w 2009 r. wpis na listę adwokacką Okręgowej Rady Adwokackiej w Kielcach. Piotr Kossak spełnia kryteria niezależności Członka Rady Nadzorczej.

Rafał Szymański, Sekretarz RadyNadzorczej

Data powołania: 2 lipca 2015 r.

Rafał Szymański jest pracownikiem Ministerstwa Energii w Departamencie Nadzoru. W ramach obowiązków zawodowych odpowiada m.in. za nadzór właścicielski wobec spółek z udziałem Skarbu Państwa. Dotychczas był pracownikiem Ministerstwa Skarbu Państwa, gdzie m.in. pełnił funkcję Naczelnika Wydziału nadzorującego spółki sektora elektroenergetycznego z udziałem Skarbu Państwa.

Rafał Szymański ukończył studia na Uniwersytecie Warmińsko-Mazurskim w zakresie Inżynierii ekologicznej oraz Podyplomowe Studia Funkcjonowanie Rynku Energii w Szkole Głównej Handlowej.

Wojciech Klimowicz, Członek Rady Nadzorczej

Data powołania: 2 lipca 2015 r.

Wojciech Klimowicz związany jest z Enea SA od 2003 r. i obecnie pracuje w Departamencie Sprzedaży.

Wojciech Klimowicz ukończył studia magisterskie na Uniwersytecie im. Adama Mickiewicza w Poznaniu, Wydziale Nauk Społecznych, Kierunku Politologia (specjalność: administracja samorządowa). Ukończył także Studia Podyplomowe: Statystyczna analiza danych w administracji i biznesie na Wydziale Ekonomii Uniwersytetu Ekonomicznego w Poznaniu.

Tadeusz Mikłosz, CzłonekRadyNadzorczej

Data powołania: 2 lipca 2015 r.

Tadeusz Mikłosz posiada wieloletni staż zawodowy w obszarze elektroenergetyki oraz nadzoru właścicielskiego. Od 1983 r. związany z Enea SA i jej poprzednikiem prawnym, aktualnie pracownik Departamentu Zarządzania Operacyjnego.Od 1997 r. zasiadał wlicznych RadachNadzorczych spółekPrawaHandlowego.

Tadeusz Mikłosz posiada wykształcenie wyższe w zakresie zarządzania zespołami ludzkimi i politologii. Ponadto, ukończył Studia Podyplomowe wzakresie prawa gospodarczego naUniwersytecie Ekonomicznymw Poznaniu.

Sławomir Brzeziński, Członek Rady Nadzorczej

Data powołania: 2 lipca 2015 r.

Sławomir Brzeziński jest związany z Enea SA od 2008 r. Obecnie pracuje na stanowisku Dyrektora Pionu Organizacji i Relacji Inwestorskich. Wcześniej był związany m.in. ze spółką Międzynarodowe Targi Poznańskie w Poznaniu.

Sławomir Brzeziński jest absolwentem Politechniki Poznańskiej, Wydziału Budowy Maszyn i Zarządzania. Ukończył także studia podyplomowe na Uniwersytecie Ekonomicznym w Poznaniu w zakresie logistyki i zarządzania łańcuchem dostaw oraz Politechnice Poznańskiej na kierunku zarządzanie jakością. Obecnie studiuje Prawo na Wydziale Prawa, Administracji i EkonomiiUniwersytetu Wrocławskiego.

Roman Stryjski, Członek Rady Nadzorczej

Data powołania: 15 stycznia 2016 r.

Roman Stryjski jest profesorem Uniwersytetu Zielonogórskiego, Dyrektorem Instytutu Informatyki i Zarządzania Produkcją. Wcześniej, przez wiele lat związany był zawodowo z Wyższą Szkołą Inżynierską w Zielonej Górze i Wyższą Szkołą Pedagogiczną w Zielonej Górze. Członek międzynarodowych towarzystw naukowych i komitetów doradczych, Polskiego Towarzystwa Certyfikacji Energii oraz Komisji Nauk Organizacji i Zarządzania O/PAN w Poznaniu.

Roman Stryjski jest dr hab. nauk technicznych Uniwersytetu Marcina Lutra Halle/ Wittenberg.

Piotr Mirkowski, Członek Rady Nadzorczej

Data powołania: 15 stycznia 2016 r.

Piotr Mirkowski w latach 2009-2015 był Członkiem Rady Nadzorczej w Spółce Akcyjnej Radpec S.A. W latach 2007-2015 związany był z RTBS "Administrator" sp. z o.o. Od 1998 r. do 1999 r. był zatrudniony w Zakładzie Usług Technicznych Energetyki Cieplnej w Radomiu na stanowisku Dyrektora ds. eksploatacji. W latach 1989-1998 pracował jako Kierownik Wydziału Sieci Cieplnych w Wojewódzkim Przedsiębiorstwie Energetyki Cieplnej w Radomiu.

Piotr Mirkowski jest absolwentem Wyższej Szkoły Inżynierskiej w Radomiu, specjalność technologia budowy maszyn. Ukończył również studia podyplomowe na Politechnice Warszawskiej w zakresie ciepłownictwa i ogrzewnictwa z audytingiem energetycznym. Posiada uprawnienia Audytora ISO i Pełnomocnika ISO.

Rafał Bargiel, Członek Rady Nadzorczej

Data powołania: 15 stycznia 2016 r.

Rafał Bargiel prowadzi obecnie własną kancelarię adwokacką, która świadczy kompleksowe usługi prawne dla klientów indywidualnych i korporacyjnych.

Rafał Bargiel tytuł magistra prawa zdobył na Uniwersytecie Śląskim w Katowicach na wydziale Prawa i Administracji. Ukończył aplikację adwokacką przy Okręgowej Radzie Adwokackiej w Bielsku - Białej.

Paweł Skopiński, Członek RadyNadzorczej

Data powołania: 5 września 2016 r.

Paweł Skopiński jest Radcą prawnym Ministerstwa Energii. Od 2004 r. związany z Departamentem Prawnym w Ministerstwie Skarbu Państwa. W latach 2010 – 2016 był Radcą prawnym w Departamencie Prawnym i Procesowym Ministerstwa Skarbu Państwa. Wcześniej współpracował z renomowanymi kancelariami prawnymi w zakresie sporządzania opinii prawnych.

Paweł Skopiński ukończył Uniwersytet Warszawski na Wydziale Prawa i Administracji w Warszawie. W 2009 r. uzyskał tytuł zawodowy Radcy Prawnego i został wpisany na listę radców prawnych w Okręgowej Izbie Radców Prawnych w Warszawie.

Zmiany w składzie Zarządu Enea SA

Data	Zdarzenie
30 grudnia 2015 r.	Rada Nadzorcza Enea SA podjęła uchwały o odwołaniu z dniem 7 stycznia 2016 r. ze składu Zarządu Enea SA: • Dalidy Gepfert - Wiceprezesa ds. Finansowych • Grzegorza Kinelskiego - Wiceprezesa ds. Handlowych
	Rada Nadzorcza Enea SA podjęła uchwałę o cofnięciu delegowania z dniem 7 stycznia 2016 r. Członka Rady Nadzorczej Wiesława Piosika do czasowego wykonywania czynności Prezesa Zarządu Enea SA
	Rada Nadzorcza Enea SA podjęła uchwałę w sprawie powołania ze skutkiem od dnia 7 stycznia 2016 r. Mirosława Kowalika na stanowisko Prezesa Zarządu w Zarządzie Enea SA kolejnej kadencji, która rozpoczęła się 7 stycznia 2016 r.
	Rada Nadzorcza Enea SA podjęła uchwałę w sprawie powołania ze skutkiem od dnia 7 stycznia 2016 r. Wiesława Piosika na stanowisko Wiceprezesa ds. Korporacyjnych w Zarządzie Enea SA kolejnej kadencji, która rozpoczęła się 7 stycznia 2016 r.
	Rada Nadzorcza Enea SA podjęła uchwałę o delegowaniu z dniem 7 stycznia 2016 r. Członka Rady Nadzorczej Sławomira Brzezińskiego do czasowego wykonywania czynności Wiceprezesa ds. Handlowych Enea SA do momentu powołania nowego Wiceprezesa ds. Handlowych
21 stycznia 2016 r.	Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwały w przedmiocie powołania ze skutkiem od 15 lutego 2016 r.: • Piotra Adamczaka na stanowisko Wiceprezesa ds. Handlowych • Mikołaja Franzkowiaka na stanowisko Wiceprezesa ds. Finansowych

Zmiany w składzie Rady Nadzorczej Enea SA

Data	Zdarzenie
30 grudnia 2015 r.	Rada Nadzorcza Enea SA podjęła uchwałę o cofnięciu z dniem 7 stycznia 2016 r. delegowania Członka Rady Nadzorczej Wiesława Piosika do czasowego wykonywania czynności Prezesa Zarządu Enea SA
30 grudnia 2015 r.	Rada Nadzorcza Enea SA podjęła uchwałę o delegowaniu z dniem 7 stycznia 2016 r. Członka Rady Nadzorczej - Sławomira Brzezińskiego - do czasowego wykonywania czynności Wiceprezesa ds. Handlowych Enea SA, do czasu powołania nowego Wiceprezesa ds. Handlowych.
7 stycznia 2016 r.	Do Spółki wpłynęła rezygnacja Pana Wiesława Piosika z pełnienia funkcji Członka Rady Nadzorczej Enea SA ze skutkiem na dzień 7 stycznia 2016 r. - rezygnacja złożona została w związku z powołaniem ww. osoby z dniem 7 stycznia 2016 r. w skład Zarządu Spółki
15 stycznia 2016 r.	NWZ Enea SA odwołało ze składu Rady Nadzorczej Enea SA Sandrę Malinowską, Radosława Winiarskiego oraz Tomasza Gołębiewskiego - członka niezależnego
15 stycznia 2016 r.	NWZ Enea SA powołało w skład Rady Nadzorczej Enea SA 4 nowych Członków: Piotra Kossaka jako członka niezależnego, Rafała Bargiela, Romana Stryjskiego i Piotra Mirkowskiego
5 września 2016 r.	Do Spółki wpłynęło oświadczenie Ministra Energii z tego samego dnia o skorzystaniu przez Ministra Energii z uprawnienia do powołania na podstawie 24 ust. 1 Statutu Spółki członka Rady Nadzorczej Enea SA w osobie Pawła § Skopińskiego

W związku z powołaniem Rady Nadzorczej Spółki IX kadencji ustanowione zostały Komitet ds. Audytu oraz Komitet ds. Nominacji i Wynagrodzeń. Na dzień publikacji niniejszego raportu skład ww. komitetów kształtował się następująco:

Komitet ds. Audytu

Imię i nazwisko	Funkcja
Małgorzata Niezgoda	Przewodnicząca
Sławomir Brzeziński	Członek
Piotr Kossak 1)	Członek
Roman Stryjski	Członek
Wojciech Klimowicz	Członek
Paweł Skopiński	Członek

Komitet ds.Nominacji i Wynagrodzeń

Imię i nazwisko	Funkcja
Rafał Szymański	Przewodniczący
Rafał Bargiel	Członek
Piotr Kossak 1)	Członek
Tadeusz Mikłosz	Członek
Piotr Mirkowski	Członek

Wykaz akcji i uprawień do akcji Enea w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących

Imię i nazwisko	Funkcja	Liczba akcji Enea SA na 16 maja 2016 r.	Liczba akcji Enea SA na 10 listopada 2016 r.
Wiesław Piosik	Wiceprezes Zarządu	4 140	4 140
Tadeusz Mikłosz	Członek Rady Nadzorczej	4 140	4 140

Na dzień przekazania niniejszego raportu okresowego pozostałe osoby zarządzające oraz pozostałe osoby nadzorujące nie posiadają akcji Enea SA.

Na dzień przekazania niniejszego raportu okresowego osoby zarządzające i nadzorujące nie posiadają uprawnień do akcji Enea SA.

W okresie od dnia publikacji poprzedniego raportu kwartalnego tj. rozszerzonego skonsolidowanego raportu okresowego za I kwartał 2016 r. osoby zarządzające i nadzorujące nie nabywały/zbywały akcji lub uprawnień do akcji Enea SA.

1) Piotr Kossak spełnia kryteria niezależności Członka Rady Nadzorczej

Podsumowanie operacyjne Organizacja i działalność Grupy Enea Sytuacja finansowa Akcje i akcjonariat Władze Inne informacje Załączniki

61

6. Inne informacje istotne dla oceny sytuacji Emitenta

Zapotrzebowanie na energię elektryczną

Według Ministerstwa Gospodarki zapotrzebowanie na energię elektryczną w najbliższych latach będzie rosło we wszystkich sektorach gospodarki. Produkcja energii elektrycznej netto wzrośnie do 2030 r. do 193,3 TWh - wynika z prognoz Ministerstwa Gospodarki zawartych w dokumencie "Aktualizacja prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030". Jednocześnie zgodnie z dokumentem "Wnioski z analiz prognostycznych na potrzeby Polityki energetycznej Polski do 2050 roku" w perspektywie do 2050 r. produkcja energii elektrycznej zwiększy się o ok. 40% – z 158 TWh w 2010 r. do 223 TWh w 2050 r. 1)

Zwolnienie z obowiązku taryfowania gospodarstw domowych

Na podstawie Art. 49 Ustawy – prawo energetyczne Prezes URE może zwolnić przedsiębiorstwo energetyczne z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia, jeżeli stwierdzi, że działa ono w warunkach konkurencji. Ewentualne zwolnienie z taryfowania może pozytywnie wpłynąć na marżę ze sprzedaży energii.

Taryfa jakościowa

Nowy model regulacji jakościowej zaczął obowiązywać od 1 stycznia 2016 r., ale przełoży się na finanse Enea Operator (i innych OSD) dopiero w 2018 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki uzależnił część przychodu regulowanego od jakości usług świadczonych przez te podmioty. Ocena jakości usług odbywać się będzie poprzez pomiar szeregu wskaźników, w szczególności niezawodności zasilania oraz czasu realizacji przyłączeń do sieci elektroenergetycznej.

Wzrost liczby sprzedawców energii

Liczba sprzedawców energii elektrycznej systematycznie rośnie. Pojawienie się sprzedawcy prowadzącego agresywną politykę cenową może powodować presję na marżę ze sprzedaży energii klientom detalicznym.

Dodatkowo należy zwrócić uwagę, że coraz więcej klientów decyduje się na zmianę sprzedawcy energii. Liczba odbiorców TPA (ang. Third Party Access, zasada dostępu stron trzecich do sieci) wśród przedsiębiorstw (grupy taryfowe A, B, C) wg stanu na koniec września 2016 r. wyniosła 172.486, a więc zwiększyła się od końca grudnia 2015 r. o 13.890 (8,8%). Natomiast wśród gospodarstw domowych (grupa taryfowa G) z zasady TPA wg stanu na koniec września 2016 r. skorzystało 445.439 klientów, co oznacza wzrost o 54.088 (13,8%) w stosunku do stanu na koniec grudnia 2015 r. 2)

Kontynuacja współpracy przy budowie pierwszej w Polsce elektrowni jądrowej

3 września 2014 r., pomiędzy PGE Polska Grupa Energetyczna, Tauron Polska Energia, Enea oraz KGHM Polska Miedź (Partnerzy Biznesowi) zawarta została Umowa Wspólników. 15 kwietnia 2015 r., zgodnie z Umową Wspólników, zawarta została umowa sprzedaży udziałów w PGE EJ 1 sp. z o.o., w wyniku której każdy z Partnerów Biznesowych nabył 10% udziałów w PGE EJ 1. W następstwie zbycia na rzecz Partnerów Biznesowych przez PGE Polską Grupę Energetyczną udziałów w PGE EJ 1, PGE Polska Grupa Energetyczna posiada 70% w kapitale zakładowym PGE EJ 1, a każdy z Partnerów Biznesowych - po 10%. W maju 2015 r. Krajowy Rejestr Sądowy zarejestrował nowe brzmienie Umowy Spółki, wynikające z postanowień Umowy Wspólników, a w maju i czerwcu 2015 r. skład Rady Nadzorczej Spółki został rozszerzony o przedstawicieli Partnerów Biznesowych.

Zgodnie z założeniami PGE Polska Grupa Energetyczna pełnić będzie rolę lidera projektu budowy i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej o mocy ok. 3.000 MW, a PGE EJ 1 ma w przyszłości pełnić funkcję operatora elektrowni. Zgodnie z Umową Wspólników Strony zobowiązują się wspólnie, w proporcji do posiadanych udziałów, sfinansować działania w ramach fazy wstępnej Projektu (Etap rozwoju). Etap rozwoju ma na celu określenie takich elementów jak: potencjalni partnerzy, w tym partner strategiczny, dostawcy technologii, wykonawcy EPC (Engineering, Procurement, Construction), dostawcy paliwa jądrowego oraz pozyskanie finansowania dla projektu, a także organizacyjne i kompetencyjne przygotowanie PGE EJ 1 do roli przyszłego operatora elektrowni jądrowej, odpowiedzialnego za jej bezpieczną i efektywną eksploatację (Postępowanie zintegrowane). Zaangażowanie finansowe Enea w okresie Etapu rozwoju nie przekroczy kwoty ok. 107 mln zł.

29 lipca 2015 r. odbyło się Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników PGE EJ 1, na którym Wspólnicy postanowili podwyższyć kapitał zakładowy Spółki o ok. 70 mln zł, poprzez utworzenie 496.450 nowych udziałów o wartości nominalnej 141 zł każdy, objąć nowo utworzone udziały i pokryć je wkładami pieniężnymi. Zgodnie z decyzją NZW Enea objęła 49.645 udziałów o łącznej wartości nominalnej ok. 7 mln zł i pokryła je wkładem pieniężnym w wysokości ok. 7 mln zł.

Strony Umowy Wspólników przewidują, że decyzja dotycząca deklaracji dalszego uczestnictwa poszczególnych Stron w kolejnym etapie Projektu, zostanie podjęta po zakończeniu Etapu rozwoju, bezpośrednio przed rozstrzygnięciem Postępowania zintegrowanego.

Kontynuacja budowy bloku energetycznego

W 2012 r. Enea Wytwarzanie podpisała z konsorcjum firm Hitachi Power Europe GmbH (obecnie Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH) i Polimex-Mostostal SA umowę o wartości 5,1 mld zł netto w przedmiocie budowy bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne opalanego węglem kamiennym o mocy elektrycznej 1.075 MW^e brutto i sprawności 45,6% netto.

22 sierpnia 2016 r. konsorcjum przekazało Enea Wytwarzanie propozycję zaktualizowanego harmonogramu realizacji kontraktu z propozycją przesunięcia terminu przekazania do eksploatacji inwestycji z 21 lipca 2017 r. na 19 grudnia 2017 r., o czym Enea SA informowała w raporcie bieżącym nr 24/2016. Propozycja przesunięcia terminu zakończenia realizacji inwestycji wynika z kwestii techniczno-organizacyjnych wskazanych przez wykonawcę. Przekazany przez niego harmonogram jest analizowany, zgodnie z obowiązującą umową. Analiza dotyczy w szczególności wskazanych przyczyn przesunięcia terminu, skuteczności zaproponowanych działań naprawczych oraz konsekwencji wynikających z przesunięcia terminu zakończenia realizacji inwestycji.

Inwestycja w budowę nowego bloku energetycznego jest jednym z kluczowych przedsięwzięć podejmowanych w celu zwiększenia mocy wytwórczych Grupy Enea dla długoterminowego zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną wszystkich klientów Grupy. Nowy blok energetyczny w Elektrowni Kozienice będzie najnowocześniejszym blokiem opalanym węglem kamiennym w Polsce oraz Europie. Zakończenie inwestycji pozwoli na zwiększenie mocy wytwórczych Elektrowni Kozienice o ok. 30%.

Budowa portfela wytwórczego

Niezależnie od uruchomienia w Elektrowni Kozienice bloku o mocy 1.075 MW, Enea planuje swoje zaangażowanie w budowę nowych źródeł lub akwizycje już istniejących na poziomie dodatkowych 1.500-2.000 MW w perspektywie 2025 r. Część tych aktywności będzie realizować poprzez partnerstwa z innymi grupami energetycznymi. Realizacja tej strategii będzie oznaczała istotny wzrost znaczenia Enei w wytwarzaniu energii elektrycznej na potrzeby Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Łączna moc zainstalowana konwencjonalnych źródeł wytwarzania ma wzrosnąć z dzisiejszego poziomu 3,2 GW do 5,8-6,3 GW w 2025 r. Pozwoli to Grupie na produkcję ze źródeł własnych 20,7-22,8 TWh energii elektrycznej, co oznaczać będzie zbilansowanie produkcji i sprzedaży energii elektrycznej.

1) bip.me.gov.pl/files/upload/21394/Wnioski%20z%20analiz%20prognostycznych_2014-08-11.pdf

²⁾ ure.gov.pl/pl/wskazniki-dane-i-anali/zmiana-sprzedawcy-moni/4776,Zmianasprzedawcymonitoring.html

Rating

Istotne znaczenie dla realizacji zamierzeń inwestycyjnych Grupy ma podtrzymanie 29 października 2015 r. przez agencję Fitch Ratings długoterminowego ratingu Enei w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie "BBB" oraz długoterminowego ratingu krajowego na poziomie "A(pol)" w związku z przejęciem LW Bogdanka. 3 sierpnia 2016 r. z powodu zmian metodologicznych rating Enei został podniesiony do "A+(pol)", co stanowi następstwo obniżenia długoterminowego ratingu Polski w walucie lokalnej do "A-" z "A" (również wynikającego ze zmian w metodologii). Perspektywa ratingów Enei jest stabilna. Fitch Ratings prowadzi ocenę ryzyka kredytowego Spółki od 2011 r.

30 września 2016 r. firma EuroRating, po raz kolejny w tym roku, utrzymała rating kredytowy Enei na poziomie "BBB" z perspektywą stabilną. Rating, o którym mowa powyżej, przyznany został przez EuroRating z własnej inicjatywy, w odpowiedzi na potrzeby informacyjne uczestników rynku, a proces oceny ryzyka kredytowego oparty był na publicznie dostępnych informacjach.

Spory zbiorowe

W żadnej z kluczowych spółek wchodzących w skład GK Enea nie ma sporów zbiorowych. W celu wyeliminowania zagrożenia i ewentualnego powstania sporu zbiorowego zarządy spółek prowadzą systematycznie dialog ze stroną społeczną.

Postępowania sądowe i administracyjne

Na dzień przekazania niniejszego raportu nie toczą się postępowania dotyczące zobowiązań lub wierzytelności, których stroną byłaby Enea SA lub jednostka zależna, których pojedyncza lub łączna wartość stanowi co najmniej 10% kapitałów własnych Enea SA.

Szczegółowy opis postępowań zamieszczony jest w nocie 22 do skróconego śródrocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego GK Enea za okres od 1 stycznia do 30 września 2016 r.

Limity uprawnień do emisji CO²

Istotnym elementem po stronie kosztowej, warunkującym rentowność wytwarzania energii elektrycznej jest przydział darmowych uprawnień do emisji dwutlenku węgla i innych gazów oraz substancji w danym okresie rozliczeniowym. Otrzymanie darmowego przydziału emisji CO² warunkuje realizację dedykowanych inwestycji w GK Enea zgłoszonych do Krajowego Planu Inwestycyjnego (KPI). Wartość rzeczywiście poniesionych nakładów jest bazą do otrzymania uprawnień.

Długofalowy rozwójrynku energii

16 lutego 2016 r. Rząd RP przyjął "Plan na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju Polski" 1) . Dokument określa główne kierunki działania państwa i nowe impulsy, które zapewnią jego stabilny rozwój w przyszłości. Plan zakłada, że rozwój polskiej gospodarki będzie się opierał na pięciu filarach: reindustrializacji, innowacjach, kapitale, ekspansji zagranicznej oraz rozwoju społecznym i regionalnym.

Zgodnie z zapisami dokumentu dot. rynku energii, w celu podniesienie wydajności energetycznej i odblokowania inwestycji po 2020 r. (w tym uniknięcia blackoutu i uniezależnienia się od importu energii) państwo zamierza m.in. wspierać rozwój infrastruktury energetycznej (mosty energetyczne, technologie magazynowania prądu), uwolnić obszary rynku oraz wprowadzić mechanizm rynku mocy, który stanowiłby impuls dla inwestycji w segmencie energetyki konwencjonalnej.

W 2016 r. rozpoczęty został proces wdrożenia rynku dwutowarowego, na którym przedmiotem obrotu, oprócz energii elektrycznej, będzie moc. Ministerstwo Energii w dokumencie "Rozwiązania funkcjonalne rynku mocy" opublikowanym 30 września br. uzasadnia konieczność wprowadzenia nowego rynku. Aby zapewnić ciągłość i stabilność dostaw energii elektrycznej do wszystkich odbiorców końcowych na terenie kraju w horyzoncie średnio i długoterminowym, Minister Energii na początku 2016 r. podjął decyzję o rozpoczęciu prac nad projektem rynku mocy, którego celem będzie stworzenie efektu zachęty do podejmowania decyzji inwestycyjnych i modernizacyjnych oraz do odstąpienia od zamiaru przedwczesnego wycofywania z eksploatacji istniejących źródeł wytwórczych, decydujących o bezpieczeństwie pracy KSE.

Nowe projekcje dla ścieżek cenowych energii

Długoterminowe projekcje finansowe Grupy Enea oparte o prognozowane ścieżki cenowe energii elektrycznej, oczekiwania co do zmian cen rynkowych świadectw pochodzenia energii, uprawnień do emisji CO² oraz cen węgla wskazują na coraz bardziej wymagającą sytuację obszaru Wytwarzania. Ze względu na utrzymywanie się cen energii na wyjątkowo niskich poziomach, powodujące zachwianie równowagi pomiędzy osiąganymi przychodami a kosztami wytworzenia energii, Grupa przewiduje konieczność szybkiego wejścia w życie zapowiadanych mechanizmów wsparcia dla energetyki systemowej (np. poprzez wdrożenie rynku mocy, o którym mowa powyżej). Trudności w generowaniu dobrych wyników finansowych przez źródła wytwórcze wykluczą możliwość ponoszenia nakładów na inwestycje rozwojowe, które w najbliższych latach wydają się nieuniknione.

Powołanie Spółki ElectroMobility Poland SA

PGE Polska Grupa Energetyczna, Energa, Enea oraz Tauron Polska Energia 19 października 2016 r. powołały spółkę ElectroMobility Poland SA. Działalność nowej spółki ma przyczynić się do powstania systemu elektromobilności w Polsce.

Nowa spółka będzie dysponować kapitałem zakładowym w wysokości 10 mln zł. Każda ze spółek powołujących ElectroMobility Poland obejmie po 25% kapitału akcyjnego, uzyskując w ten sposób po 25% głosów na walnym zgromadzeniu akcjonariuszy.

Złożenie wraz z partnerami wstępnej oferty na zakup aktywów EDF w Polsce

16 września 2016 r. Enea wraz z PGE SA, Energa SA oraz PGNiG Termika SA wspólnie złożyły EDF International SAS wstępną, niewiążącą ofertę na zakup akcji i udziałów w spółkach należących do EDF w Polsce, posiadających konwencjonalne aktywa wytwórcze oraz prowadzących działalność usługową.

Aktywa te obejmują w szczególności Elektrownię Rybnik, Elektrociepłownię w Krakowie, Elektrociepłownię w Gdańsku, Elektrociepłownię w Gdyni, Elektrociepłownię i sieć ciepłowniczą w Toruniu, Elektrociepłownie i sieć ciepłowniczą w aglomeracji wrocławskiej, Elektrociepłownię i sieć ciepłowniczą w Zielonej Górze inwestycję w blok gazowy w Toruniu.

W przypadku dopuszczenia do dalszego etapu transakcji przeprowadzone zostanie szczegółowe badanie due diligence, które będzie podstawą do decyzji o dalszych krokach w transakcji, w tym złożenia ewentualnej oferty wiążącej, po uzyskaniu wymaganych zgód korporacyjnych.

1) www.mr.gov.pl/media/14840/Plan_na_rzecz_Odpowiedzialnego_Rozwoju_prezentacja.pdf

Podsumowanie operacyjne Organizacja i działalność Grupy Enea Sytuacja finansowa Akcje i akcjonariat Władze Inne informacje Załączniki

Podpisanie Listu Intencyjnego z Energa SA w sprawie budowy i eksploatacji bloku energetycznego w Elektrowni Ostrołęka

19 września 2016 r. Enea SA podpisała z Energa SA List Intencyjny dotyczący podjęcia współpracy przy przygotowaniu, realizacji i eksploatacji nowoczesnego bloku węglowego klasy 1.000 MW w Elektrowni Ostrołęka (Inwestycja, Ostrołęka C).

Intencją Stron jest wspólne wypracowanie efektywnego modelu biznesowego Ostrołęki C, weryfikacja jej dokumentacji projektowej oraz optymalizacja parametrów technicznych i ekonomicznych nowego bloku. Współpraca obejmie także opracowanie dokumentów niezbędnych do wszczęcia postępowania przetargowego i wyłonienia generalnego wykonawcy Inwestycji.

W zgodnej opinii Stron realizacja Inwestycji wpłynie korzystnie na bezpieczeństwo energetyczne Polski, będzie spełniała najwyższe standardy środowiskowe oraz zapewni kolejne stabilne, wysokosprawne i niskoemisyjne źródło energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym.

Strony zakładają, iż ustalone w ślad za podpisaniem Listu Intencyjnego zasady współpracy powinny przyczynić się do podjęcia decyzji o ogłoszeniu przetargu w 2016 r., z celem ukończenia Inwestycji w II połowie 2023 r.

Potencjalne nakłady szacowane są na około 5,5 - 6 mln zł/MW. Strony nie wykluczają udziału innych partnerów w Inwestycji. Jej dalsze parametry, jak i skala zaangażowania poszczególnych Stron będą przedmiotem analiz.

Złożenie oferty na zakup 100% akcji ENGIE Energia Polska SA

30 września 2016 r. Spółka złożyła ofertę na zakup 100% akcji ENGIE Energia Polska SA. Oferta została złożona w sposób określony w procesie, zainicjowanym przez ENGIE, właściciela 100% akcji ENGIE Energia Polska, który rozważa ich sprzedaż.

Wypowiedzenie/odstąpienie przez Enea SA od umów dotyczących zakupu praw majątkowych

28 października 2016 r. Enea złożyła oświadczenia o wypowiedzeniu lub odstąpieniu od długoterminowych umów na zakup praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii z odnawialnych źródeł (tzw. zielonych certyfikatów). Spółka przewiduje, że umowy powinny ulec rozwiązaniu co do zasady do końca listopada 2016 r. Dokładna data rozwiązania poszczególnych umów jest uwarunkowana zapisami kontraktowymi.

Przyczyną wypowiedzenia/odstąpienia od poszczególnych umów przez Spółkę było wyczerpanie możliwości przywrócenia równowagi kontraktowej i ekwiwalentności świadczeń stron wywołanych zmianami prawa. Skutkiem finansowym wynikającym z rozwiązania umów będzie uniknięcie przez Spółkę straty stanowiącej różnicę między cenami umownymi a ceną rynkową zielonych certyfikatów.

Szacowana całkowita wartość zobowiązań umownych Enei wynosiła ok. 1.187 mln zł netto.

Podpisanie listu intencyjnego ws. wstępnego zainteresowania zaangażowaniem finansowym w KatowickiHolding Węglowy SA

W związku z procesem pozyskiwania inwestorów kapitałowych przez Katowicki Holding Węglowy SA, w lipcu br. Spółka rozpoczęła rozmowy z potencjalnymi inwestorami dotyczące możliwości realizacji potencjalnej Inwestycji oraz jej potencjalnych parametrów.

28 października 2016 r. Enea SA podpisała z Węglokoks SA i Towarzystwem Finansowym Silesia sp. z o.o. (Inwestorzy) list intencyjny wyrażający wstępne zainteresowanie zaangażowaniem finansowym w KatowickiHolding Węglowy SA lub aktywa KHW.

Zaangażowanie Inwestorów w KHW jest uzależnione od spełnienia wielu warunków związanych m.in. z przedstawieniem akceptowalnego biznesplanu i modelu finansowego oraz uzyskaniem wymaganych zgód korporacyjnych.

Ostateczne decyzje Inwestorów co do zaangażowania w KHW zostaną podjęte m.in. po analizie przeprowadzonego badania due diligence oraz po ustaleniu ostatecznego kształtu wszystkich pozostałych uzgodnień.

65

Społeczna odpowiedzialność biznesu Grupy Enea w okresie trzech kwartałów 2016 r. skupiła się wokół realizacji poniższych działań:

Z końcem II kwartału 2016 r. Grupa Enea opublikowała piąty "Raport zrównoważonego rozwoju Grupy Enea za 2015 r." obejmujący okres od 1 stycznia do 31 grudnia 2015 r. Tegoroczne raportowanie danych niefinansowych zostało przygotowane w zgodzie z wytycznymi międzynarodowego standardu Global Reporting Initiative G4, na poziomie aplikacji Core. To czwarty raport Enea ujawniający dane pozafinansowe w formie online, jedynie pierwszy był wydany w formie tradycyjnego wydawnictwa. Z dokumentem można się zapoznać na dedykowanej, interaktywnej stronie internetowej oraz w języku angielskim.

Raport prezentuje najważniejsze zagadnienia z perspektywy odpowiedzialnego biznesu i zrównoważonego rozwoju dla Grupy Enea, czyli tzw. istotne aspekty raportowania zrównoważonego rozwoju. Opisują one skalę i charakter wpływu działalności Grupy na otoczenie społeczne oraz realizowane i planowane przez nią inwestycje na rzecz ochrony środowiska. W pracach nad opracowaniem danych do raportu CSR uczestniczą pracownicy ze wszystkich raportujących spółek: zarówno koordynatorzy CSR w spółkach Grupy, jak i pracownicy odpowiedzialni za kluczowe obszary. Proces raportowania koordynuje dedykowana jednostka organizacyjna odpowiedzialna za CSR w Enea SA.

Tegoroczny raport otwiera przejrzysta animacja przedstawiająca kompletny, po przejęciu w 2015 r. kopalni Lubelski Węgiel Bogdanka SA, łańcuch dostaw, który został uzupełniony o ostatnie (po wytwarzaniu, dystrybucji energii i jej sprzedaży Klientowi) ogniwo – wydobycie surowca.

Program Enea Akademia Sportu

W okresie trzech kwartałów 2016 r. Grupa Enea kontynuowała program Enea Akademii Sportu, dedykowany dzieciom i młodzieży mający na celu promocję zdrowego i aktywnego trybu życia. W wybranych szkołach odbywały się dodatkowe lekcje wychowania fizycznego z piłki siatkowej.

W ramach projektu wystartowała również Enea Liga Mini Piłki Siatkowej. Jest otwarty cykl rozgrywek dla szkół na terenie aglomeracji Miasta Poznania.

Wolontariat pracowniczy

Działania wolontariatu pracowniczego Grupy Enea w okresie styczeń-wrzesień 2016 r. koncentrowały się m.in. na:

• aktywnym uczestnictwie w akcji "Tornister Pełen Uśmiechów" organizowanej co roku przez Caritas. Pracownicy Grupy Enea zebrali przybory szkolne i artykuły papiernicze, które napełniły 200 tornistrów i zostały przekazane dzieciom z ubogich rodzin.
• wsparciu poznańskiej edycji Poland Business Run największego charytatywnego biegu w Polsce. Z Grupy Enea pobiegło 65 osób. Ich występ na tym sportowym wydarzeniu pomógł zebrać pieniądze dla Fundacji Jaśka Meli "Poza Horyzonty", która pomaga osobom po amputacjach.
• kontynuacji rozwoju wolontariatu kompetencyjnego poprzez realizację programów "Nie taki prąd straszny" oraz "Pierwsza pomoc - ratownictwo przedmedyczne" nie tylko podczas indywidualnych szkoleń i pokazów, ale również podczas działań promocyjnych ściśle związanych z promocją marki Enea.

Czynności związane z programami "Nie taki prąd straszny" oraz "Ratownictwo przedmedyczne" towarzyszyły aktywizacji działań podczas projektów wizerunkowych oraz sponsoringowych Grupy Enea.

Społeczna odpowiedzialność biznesu LW Bogdanka w okresie trzech kwartałów 2016 r. skupiła się wokół realizacji poniższych działań:

Wolontariat pracowniczy w LW Bogdanka

W ramach wolontariatu pracowniczego w LW Bogdanka w okresie trzech kwartałów 2016 r. zrealizowane zostały następujące inicjatywy:

• Akcja Wielka Moc Pomagania zbiórka darów wielkanocnych na potrzeby Schroniska dla Nieletnich (SDN) w Dominowie pod Lublinem
• Tornister pełen uśmiechów przygotowanie kilkudziesięciu wyprawek z przyborami dla rozpoczynających rok szkolny 2016/17 uczniów z najuboższych rodzin na Lubelszczyźnie
• Charytatywna zbiórka makulatury środki pochodzące ze sprzedaży zebranej przez pracowników makulatury zasiliły "Skarbiec Dobrego Wychowania" (fundusz stypendialny dla zdolnej młodzieży z Lublina) Kontynuowane są także stałe zbiórki:
• Akcja "Pozytywnie nakręceni" zbiórka nakrętek dla podopiecznych LubelskiegoHospicjum im. Małego Księcia
• Gorączka Złota zbiórka zalegających w portfelu monet o niskich nominałach 1, 2, 5 gr, które przekazywane są lubelskiemu oddziałowi PCK
• Poszerzanie wiedzy o dawstwie krwi i szpiku spotkania przedstawicieli RCKiK w Lublinie z kadrą kierowniczą LW Bogdanka oraz współorganizacja mobilnych i stacjonarnych akcji poboru krwi

Opublikowany w czerwcu Raport Zintegrowany GK LW Bogdanka za 2015 r. otrzymał Nagrodę Główną w jubileuszowym, 10-tym konkursie Raporty Społeczne, organizowanym przez Forum Odpowiedzialnego Biznesu i firmę Deloitte oraz przyznawaną w ramach tego samego konkursu Nagrodę Ministra Rozwoju. Raport łączy w sobie zarówno wyniki finansowe, jak i pozafinansowe.

LW Bogdanka w lutym 2016 r. pozytywnie przeszła audyt łańcucha dostawców przeprowadzony przez jednego z odbiorców. Jednocześnie, ciągle pracując nad usprawnieniem metod propagowania wiedzy z zakresu etyki wśród pracowników, w Spółce wprowadzono wytyczne:

• trybu i sposobu organizacji szkoleń
• badań ankietowych i propagowania wiedzy w zakresie przestrzegania i upowszechniania zasad kodeksu etyki oraz przeciwdziałania nadużyciom

Odpowiedzialność społeczna, dobre warunki zatrudnienia, dbanie o rozwój kompetencji kadry pracowniczej czy obowiązujący w Spółce Kodeks Etyki to jedne z czynników, dzięki którym LW Bogdanka otrzymała tytuł "TOP Pracodawcy Polski Wschodniej".

Relacje ze

Kopalnia blisko natury

Jako fundator oraz współorganizator (wraz z OTOP) Ścieżki Edukacyjnej Nadrybie, LW Bogdanka planuje kontynuację rozbudowy jej infrastruktury. W styczniu 2016 r. odbyło się spotkanie z przedstawicielami Nadleśnictwa Parczew, którzy podzielili się wiedzą w zakresie przygotowania i użytkowania ścieżek edukacyjnych na terenach cennych przyrodniczo.

Dotychczasowe starania i prace nad Ścieżką Edukacyjną zostały docenione w XIX edycji Konkursu o tytuł Dobroczyńca Roku, którego LW Bogdanka została finalistą.

Edukacja w C-Strefie (multimedialna wystawa prezentująca historię Bogdanki i Lubelskiego Zagłębia Węglowego) - LW Bogdanka chętnie dzieli się swoją historią, tradycjami oraz osiągnięciami z dziećmi i młodzieżą, poprzez organizację spotkań z pracownikami, którzy, w specjalnie zaprojektowanych salach multimedialnych, przybliżają im tematykę górnictwa.

Wsparcie lokalnej społeczności

LW Bogdanka wspiera lokalne inicjatywy społeczne, których celem jest rozwój sfery kulturalnej, naukowej, oświatowej, zdrowotnej, budowy infrastruktury gminnej oraz zabezpieczenie innych potrzeb lokalnej społeczności. Spółka zadbała o poprawę bezpieczeństwa pracowników i wszystkich mieszkańców regionu m.in poprzez dofinansowanie zakupu wozu ratowniczo-gaśniczego dla sąsiadującej z Bogdanką jednostki OSP oraz specjalistycznego urządzenia do badania słuchu dla szpitala w Łęcznej. To m.in. za takie działania w czerwcu 2016 r. Spółka została uhonorowana Aniołem Dobroci przez wspierany przez nią Ośrodek WTZ w ramach PSOUUŁęczna.

Międzysektorowe Porozumienie dla życia i zdrowia

LW Bogdanka, Fundacja "Solidarni Górnicy" oraz RCKiK w Lublinie uzgodniły w marcu 2016 r. zakres wspólnych działań na 2016 r., w tym akcje krwiodawstwa oraz spotkania propagujące wiedzę z tego zakresu wśród pracowników. W celu poszerzania wiedzy o dawstwie krwi i szpiku odbyły się spotkania przedstawicieli RCKiK w Lublinie z kadrą kierowniczą LW Bogdanka.

Załączniki

Rachunek zysków i strat Enea SA – I-IIIQ 2016

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom detalicznym	2 884 359	2 923 686	39 327	1,4%	I-IIIQ2016:
Sprzedaż paliwa gazowego odbiorcom detalicznym	53 972	96 680	42 708	79,1%	Czynniki zmiany EBITDA Enea SA (wzrost o 19 mln zł):
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom posiadającym umowy	1 101 725	1 112 134	10 409	0,9%	(+) wzrost marży I pokrycia o 6 mln zł:
kompleksowe					(-) spadek średniej ceny sprzedaży o 1,4%
Sprzedaż energii i paliwa gazowego innym podmiotom	127 474	75 098	-52 376	-41,1%	(-) wyższe koszty obowiązków ekologicznych o 9,1%
Sprzedaż usług	2 603	2 931	328	12,6%	(+) spadek średniej ceny nabycia energii o 1,3%
Pozostałe przychody	9 143	638	-8 505	-93,0%	(+) wzrost wolumenu sprzedaży o 2,8%
Podatek akcyzowy	171 209	185 838	14 629	8,5%	(+) wynik na paliwie gazowym
Przychody ze sprzedaży netto	4 008 067	4 025 329	17 262	0,4%	(-) wyższe koszty świadczeń pracowniczych o 7 mln zł
Amortyzacja	4 398	2 660	-1 738	-39,5%	(-) wyższe koszty usług obcych o 13 mln zł:
Koszty świadczeń pracowniczych	33 685	40 792	7 107	21,1%	(-) wyższe koszty sprzedaży i obsługi klienta o 6 mln zł
Zużycie materiałów i energii oraz wartość sprzedanych	1 277	1 643	366	28,7%	(-) wyższe koszty usług doradczych i prawnych o 1 mln zł
towarów					(-) wyższe koszty reklamy i sponsoringu o 3 mln zł
Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży	2 674 768	2 675 254	486	0,0%	(-) wyższe koszty usług wspólnych o 3 mln zł
Koszt świadczenia usług dystrybucyjnych dla realizacji umów kompleksowych o dostawę energii i usług dystrybucyjnych	1 101 774	1 112 260	10 486	1,0%	(+) wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 33 mln zł:
Inne usługi obce	104 205	117 069	12 864	12,3%	(+) niższe koszty odpisanych należności o 12 mln zł
Podatki i opłaty	2 405	2 573	168	7,0%	(+) niższe rezerwy na sprawy sądowe o 15 mln zł
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	3 922 512	3 952 251	29 739	0,8%	(+) niższe odpisy aktualizujące należności o 3 mln zł
Pozostałe przychody operacyjne	4 979	22 027	17 048	342,4%
Pozostałe koszty operacyjne	37 110	20 127	-16 983	-45,8%	I-IIIQ2016:
Zysk/ strata ze sprzedaży środków trwałych	1 081	-8	-1 089	-100,7%	Rozliczenie odpisu z tytułu utraty wartości udziałów (wpływ na wynik netto):
Zysk operacyjny	54 505	74 970	20 465	37,5%	(-) przeprowadzone testy na utratę wartości udziałów wykazały konieczność ujęcia odpisu w wysokości 42 mln zł (ujęto w kosztach finansowych)
Przychody finansowe	119 871	139 737	19 866	16,6%
Przychody z tytułu dywidend	874 236	548 874	-325 362	-37,2%
Koszty finansowe	86 688	157 582	70 894	81,8%
Zysk brutto	961 924	605 999	-355 925	-37,0%
Podatek dochodowy	23 966	20 464	-3 502	-14,6%
Zysk netto	937 958	585 535	-352 423	-37,6%
EBITDA	58 903	77 630	18 727	31,8%

Rachunek zysków i strat Enea SA – IIIQ 2016

[tys. zł]	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom detalicznym	959 264	955 247	-4 017	-0,4%
Sprzedaż paliwa gazowego odbiorcom detalicznym	21 684	23 069	1 385	6,4%
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom posiadającym umowy kompleksowe	355 821	359 183	3 362	0,9%
Sprzedaż energii i paliwa gazowego innym podmiotom	29 091	11 812	-17 279	-59,4%
Sprzedaż usług	898	1 075	177	19,7%
Pozostałe przychody	657	-	-657	-100,0%
Podatek akcyzowy	56 530	60 669	4 139	7,3%
Przychody ze sprzedaży netto	1 310 885	1 289 717	-21 168	-1,6%
Amortyzacja	1 444	876	-568	-39,3%
Koszty świadczeń pracowniczych	10 647	13 658	3 011	28,3%
Zużycie materiałów i energii oraz wartość sprzedanych towarów	520	671	151	29,0%
Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży	893 737	832 841	-60 896	-6,8%
Koszt świadczenia usług dystrybucyjnych dla realizacji umów kompleksowych o dostawę energii i usług dystrybucyjnych	355 834	359 232	3 398	1,0%
Inne usługi obce	32 548	38 297	5 749	17,7%
Podatki i opłaty	538	561	23	4,3%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 295 268	1 246 136	-49 132	-3,8%
Pozostałe przychody operacyjne	-6 446	14 388	20 834	323,2%
Pozostałe koszty operacyjne	8 933	4 665	-4 268	-47,8%
Zysk/ strata ze sprzedaży środków trwałych	70	-	-70	-100,0%
Zysk operacyjny	308	53 304	52 996	17 206,5%
Przychody finansowe	44 916	44 816	-100	-0,2%
Przychody z tytułu dywidend	-	-	-	-
Koszty finansowe	42 155	41 531	-624	-1,5%
Zysk brutto	3 069	56 589	53 520	1 743,9%
Podatek dochodowy	6 510	9 796	3 286	50,5%
Zysk netto	-3 441	46 793	50 234	1 459,9%
EBITDA	1 752	54 180	52 428	2 992,5%

(+)	wzrost marży I pokrycia o 36 mln zł:
	(+) wzrost średniej ceny sprzedaży o 1,1%
	(+) niższe koszty obowiązków ekologicznych o 6,0%
	(+) spadek średniej ceny nabycia energii o 3,0%
	(-) spadek wolumenu sprzedaży o 1,5%
	(-) wynik na paliwie gazowym
(-)	wyższe koszty świadczeń pracowniczych o 3 mln zł
(-)	wyższe koszty usług obcych o 6 mln zł:
	(-) wyższe koszty reklamy i sponsoringu o 3 mln zł
	(-) wyższe koszty sprzedaży i obsługi klienta o 2 mln zł
	(-) wyższe koszty usług wspólnych o 2 mln zł
	(+) niższe koszty usług doradczych i prawnych o 2 mln zł
(+)	wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 25 mln zł:
	(+) niższe rezerwy na sprawy sądowe o 10 mln zł
	(+) niższe odpisy aktualizujące należności o 9 mln zł

Rachunek zysków i strat Enea Operator sp. z o.o. – I-IIIQ 2016

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym	2 110 312	2 140 933	30 621	1,5%
Przychody z tytułu opłat dodatkowych	3 602	4 209	607	16,9%
Przychody ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji	-7 756	157	7 913	102,0%
Rozliczenie rynku bilansującego	2 735	1 708	-1 027	-37,6%
Opłaty za przyłączenie do sieci	54 476	47 719	-6 757	-12,4%
Przychód z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej	4 638	4 017	-621	-13,4%
Przychody z tytułu usług	32 611	22 654	-9 957	-30,5%
Sprzedaż usług dystrybucji innym podmiotom	15 222	18 536	3 314	21,8%
Sprzedaż towarów i materiałów oraz inne przychody	2 015	1 965	-50	-2,5%
Przychody ze sprzedaży	2 217 855	2 241 898	24 043	1,1%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	324 220	356 499	32 279	10,0%
Koszty świadczeń pracowniczych	283 287	273 761	-9 526	-3,4%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	23 147	22 307	-840	-3,6%
Zakup energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe	184 598	181 589	-3 009	-1,6%
Koszty usług przesyłowych	575 512	604 010	28 498	5,0%
Inne usługi obce	182 392	174 235	-8 157	-4,5%
Podatki i opłaty	123 457	133 056	9 599	7,8%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 696 613	1 745 457	48 844	2,9%
Pozostałe przychody operacyjne	12 573	38 488	25 915	206,1%
Pozostałe koszty operacyjne	49 577	46 239	-3 338	-6,7%
Zysk / strata na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	-3 319	-6 085	-2 766	-83,3%
Zysk / strata operacyjny	480 919	482 605	1 686	0,4%
Przychody finansowe	3 649	2 626	-1 023	-28,0%
Koszty finansowe	21 730	29 810	8 080	37,2%
Zysk/ strata brutto	462 838	455 421	-7 417	-1,6%
Podatek dochodowy	92 279	85 221	-7 058	-7,6%
Zysk/ strata netto	370 559	370 200	-359	-0,1%
EBITDA	805 139	839 104	33 965	4,2%

wyższe przychody z tyt. sprzedaży usług dystrybucji innym podmiotom (3 mln zł) – wyższy wolumen energii oddanej do sąsiednich OSD o 77,9 GWh
niższe przychody z tytułu usług – rezygnacja z działalności związanej z konserwacją oświetlenia drogowego (10 mln zł)
spadek kosztów świadczeń pracowniczych w wyniku zwiększonej efektywności realizowanych prac wykonanych systemem własnym oraz przeprowadzonej optymalizacji wykorzystania zasobów (10 mln zł)
niższy wolumen o 6,9 GWh oraz niższa cena zakupu energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe o 0,76 zł/MWh (2 mln zł)
wyższe koszty zakupu usług przesyłowych – wyższe stawki opłaty jakościowej przejściowej w 2016 r. (28 mln zł)
obniżenie kosztów pozostałych usług obcych – niższe koszty usług telekomunikacyjnych, kosztów ubezpieczeń i administracji (8 mln zł)
wyższy podatek od nieruchomości w związku z oddaniem do użytkowania nowych inwestycji i opłaty za zajęcie pasa drogowego (9,5 mln zł)
wyższe pozostałe przychody operacyjne z tyt. przeniesienia urządzeń energetycznych na majątek oraz wyższych przychodów z tyt. ubezpieczeń (25,9 mln zł)
niższy wzrost kosztów uregulowań prawnych dotyczących majątku sieciowego (3,3 mln zł)
wzrost kosztów likwidacji – saldo (2,8 mln zł)

Rachunek zysków i strat Enea Operator sp. z o.o. – IIIQ 2016

[tys. zł]	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym	700 808	708 622	7 814	1,1%
Przychody z tytułu opłat dodatkowych	1 185	1 442	257	21,7%
Przychody ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji	-7 082	-401	6 681	94,3%
Rozliczenie rynku bilansującego	2 305	677	-1 628	-70,6%
Opłaty za przyłączenie do sieci	23 315	16 421	-6 894	-29,6%
Przychód z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej	1 292	986	-306	-23,7%
Przychody z tytułu usług 1)	10 597	6 704	-3 893	-36,7%
Sprzedaż usług dystrybucji innym podmiotom	5 317	5 996	679	12,8%
Sprzedaż towarów i materiałów oraz inne przychody	1 221	733	-488	-40,0%
Przychody ze sprzedaży	738 958	741 180	2 222	0,3%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	109 913	117 591	7 678	7,0%
Koszty świadczeń pracowniczych	88 803	90 215	1 412	1,6%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	6 989	7 048	59	0,8%
Zakup energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe	56 696	55 672	-1 024	-1,8%
Koszty usług przesyłowych	189 559	208 017	18 458	9,7%
Inne usługi obce	59 061	61 604	2 543	4,3%
Podatki i opłaty	37 215	40 042	2 827	7,6%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	548 236	580 189	31 953	5,8%
Pozostałe przychody operacyjne 1)	3 672	9 622	5 950	162,0%
Pozostałe koszty operacyjne	16 075	7 331	-8 744	-54,4%
Zysk / strata na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	-1 964	-2 625	-661	-33,7%
Zysk / strata operacyjny	176 355	160 657	-15 698	-8,9%
Przychody finansowe	-1 015	217	1 232	121,4%
Koszty finansowe	6 841	10 843	4 002	58,5%
Zysk/ strata brutto	168 499	150 031	-18 468	-11,0%
Podatek dochodowy	34 528	28 266	-6 262	-18,1%
Zysk/ strata netto	133 971	121 765	-12 206	-9,1%
EBITDA	286 268	278 248	-8 020	-2,8%

	Czynniki zmiany EBITDA Enea Operator sp. z o.o. (spadek o 8 mln zł):
(+)	wzrost wolumenu sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym o 193 GWh przy niższych stawkach o 4,8 zł/MWh (8 mln zł)
(-)	niższe przychody z tytułu usług – rezygnacja z działalności związanej z konserwacją oświetlenia drogowego (4 mln zł)
(-)	wzrost kosztów świadczeń pracowniczych (1,4 mln zł) – szybszy wzrost kosztów rezerw pracowniczych o 2,1 mln zł niż spadek kosztów świadczeń bieżących o 0,6 mln zł
(-)	wyższy wolumen zakupu energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe o 6,4 GWh przy niższej cenie zakupu o 1,59 zł/MWh (1 mln zł)
(+)	wyższe koszty zakupu usług przesyłowych - wyższe stawki opłaty jakościowej i przejściowej w 2016 r. (18 mln zł)
(+)	wzrost kosztów pozostałych usług obcych – korzystne warunki pogodowe w roku 2016 umożliwiły niezakłóconą realizację prac eksploatacyjnych (2,5 mln zł)
(-)	wyższy podatek od nieruchomości w związku z oddaniem do użytkowania nowych inwestycji (2,5 mln zł)
(+)	wyższe pozostałe przychody operacyjne z tyt. przeniesienia urządzeń energetycznych na majątek oraz wyższych przychodów z tyt. ubezpieczeń (6 mln zł)
(+)	spadek kosztów uregulowań prawnych dotyczących majątku sieciowego (9 mln zł)
1)	Zmiana prezentacyjna ujęcia przychodów z tyt. realizacji umów dot. przebudowy istniejącej infrastruktury elektroenergetycznej na zlecenie podmiotu zewnętrznego

Rachunek zysków i strat Enea Wytwarzanie sp. z o.o. – I-IIIQ 2016

[tys. zł]	I-IIIQ 2015	I-IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	2 069 521	2 174 479	104 958	5,1%	I-IIIQ2016:
koncesja na wytwarzanie	1 831 660	1 905 876	74 216	4,1%
koncesja na obrót	237 861	268 603	30 742	12,9%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	79 745	29 904	-49 841	-62,5%
Przychody ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2	-	22 071	22 071	100,0%
Przychody ze sprzedaży ciepła	113 647	115 785	2 138	1,9%
Rekompensata na pokrycie kosztów osieroconych	293 147	-	-293 147	-100,0%
Przychody z tytułu usług	10 200	9 177	-1 023	-10,0%
Sprzedaż towarów i materiałów oraz inne przychody	8 939	8 642	-297	-3,3%
Podatek akcyzowy	177	155	-22	-12,4%
Przychody ze sprzedaży	2 575 022	2 359 903	-215 119	-8,4%
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	203 969	165 440	-38 529	-18,9%
Koszty świadczeń pracowniczych	184 997	189 985	4 988	2,7%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	1 240 212	1 275 489	35 277	2,8%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	309 821	313 779	3 958	1,3%
Koszty usług przesyłowych	1 941	1 696	-245	-12,6%
Inne usługi obce	97 270	96 184	-1 086	-1,1%
Podatki i opłaty	68 989	57 007	-11 982	-17,4%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	2 107 199	2 099 580	-7 619	-0,4%
Pozostałe przychody operacyjne	20 146	13 967	-6 179	-30,7%
Pozostałe koszty operacyjne	8 960	9 484	524	5,8%
Zysk / strata na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	120	539	419	349,2%
Odpis z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	-	42 000	42 000	100,0%
Zysk / strata operacyjny	479 129	223 345	-255 784	-53,4%
Przychody finansowe	8 237	2 916	-5 321	-64,6%
Koszty finansowe	14 428	14 520	92	0,6%
Przychody z tytułu dywidend	3 890	2 740	-1 150	-29,6%
Zysk/ strata brutto	476 828	214 481	-262 347	-55,0%
Podatek dochodowy	85 035	43 618	-41 417	-48,7%
Zysk/ strata netto	391 793	170 863	-220 930	-56,4%
EBITDA	683 098	430 785	-252 313	-36,9%

Segment	Elektrownie Systemowe – spadek EBITDA o 248,5 o mln zł:
(-)	w 2015 r. rozpoznanie przychodów KDT 293,1 mln zł (zakończenie programu KDT)
(+)	wzrost marży na wytwarzaniu o 66,8 mln zł
(-)	wyższe koszty stałe o 13 mln zł
(-)	niższa marża na obrocie i na Rynku Bilansującym o 7,1 mln zł
(-)	niższy wynik na pozostałej działalności o 2,8 mln zł
Segment	Ciepło - wzrost EBITDA o 17,6 mln zł:
(+)	spadek kosztów: zużycia materiałów i surowców o 21,2 mln zł, usług obcych (głównie transakcje wewnątrzgrupowe) o 7,2 mln zł
(-)	wzrost kosztów: zakup energii na potrzeby sprzedaży o 3,2 mln zł, wynagrodzenia pracownicze o 1,5 mln zł
(+)	wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i ciepła o 9,4 mln zł
(-)	niższe przychody z tytułu świadectw pochodzenia o 13,3 mln zł (m.in. niższe ceny)
Segment	OZE – spadek EBITDA o 21,4 mln zł:
(-)	obszar Woda (-9,5 mln zł): niższe przychody ze świadectw pochodzenia o 6,8 mln zł (m.in. niższe ceny)
(-)	obszar Wiatr (-11,6 mln zł) : niższe przychody ze świadectw pochodzenia o 7,4 mln zł (m.in. niższe ceny) i niższe przychody z energii elektrycznej o 0,9 mln zł
(-)	obszar Biogaz (-0,3 mln zł)

Rachunek zysków i strat Enea Wytwarzanie sp. z o.o.– IIIQ 2016

[tys. zł]	IIIQ 2015	IIIQ 2016	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	697 485	704 373	6 888	1,0%	IIIQ 2016:
koncesja na wytwarzanie	641 963	622 147	-19 816	-3,1%	Czynniki zmiany EBITDA Enea Wytwarzanie sp. z o.o. (spadek o 286,5 mln zł):
koncesja na obrót	55 522	82 226	26 704	48,1%	Segment Elektrownie Systemowe - spadek EBITDA o 278,5 mln zł:
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	19 163	7 307	-11 856	-61,9%	(-) w 2015 r. rozpoznanie przychodów KDT 293,1 mln zł (zakończenie programu KDT)
Przychody ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2	-	9 509	9 509	100,0%	(-) niższy wynik na pozostałej działalności operacyjnej o 8,5 mln zł
Przychody ze sprzedaży ciepła	21 998	22 222	224	1,0%	(-) wyższe koszty stałe o 5,2 mln zł
Rekompensata na pokrycie kosztów osieroconych	293 147	-	-293 147	-100,0%	(+) wzrost marży na wytwarzaniu o 16,5 mln zł
Przychody z tytułu usług	3 292	2 984	-308	-9,4%	(+) wzrost marży na obrocie i na Rynku Bilansującym o 6,2 mln zł
Sprzedaż towarów i materiałów oraz inne przychody	3 517	3 421	-96	-2,7%	(+) wyższe przychody z Regulacyjnych Usług Systemowych o 4,8 mln zł
Podatek akcyzowy	58	52	-6	-10,3%	Segment Ciepło - wzrost EBITDA o 1,6 mln zł:
Przychody ze sprzedaży	1 038 544	749 764	-288 780	-27,8%	(+) spadek kosztów usług obcych o 7,5 mln zł (głównie transakcje wewnątrzgrupowe)
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	68 149	56 968	-11 181	-16,4%	(+) spadek kosztów zużycia materiałów i surowców o 7,0 mln zł
Koszty świadczeń pracowniczych	52 863	57 998	5 135	9,7%	(+) wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 2,6 mln zł
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	429 404	422 900	-6 504	-1,5%	(-) spadek przychodów ze sprzedaży ciepła o 4,5 mln zł
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	87 501	86 897	-604	-0,7%	(-) spadek przychodów ze sprzedaży świadectw pochodzenia o 10,6 mln zł (m.in. niższe ceny)
Koszty usług przesyłowych	753	505	-248	-32,9%	Segment OZE - spadek EBITDA o 9,6 mln zł:
Inne usługi obce	37 323	32 654	-4 669	-12,5%	(-) obszar Wiatr (-6,6 mln zł): niższe o 2,8 mln zł przychody ze świadectw pochodzenia (m.in. niższe ceny), wyższe koszty usług serwisowych o 2,3 mln zł
Podatki i opłaty	22 352	15 634	-6 718	-30,1%	(-) obszar Woda (-2,3 mln zł): niższe przychody z tytułu świadectw pochodzenia o 1,2 mln zł
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	698 345	673 556	-24 789	-3,5%	(m.in. niższe ceny), niższe pozostałe przychody operacyjne o 2 mln zł, wyższe przychody z energii elektrycznej o 1,4 mln zł
Pozostałe przychody operacyjne	15 336	5 773	-9 563	-62,4%	(-) obszar Biogaz (-0,7 mln zł)
Pozostałe koszty operacyjne	4 007	5 671	1 664	41,5%
Zysk / strata na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	107	54	-53	-49,5%
Zysk / strata operacyjny	351 635	76 364	-275 271	-78,3%
Przychody finansowe	1 665	1 090	-575	-34,5%
Koszty finansowe	4 372	4 306	-66	-1,5%
Zysk/ strata brutto	348 928	73 148	-275 780	-79,0%
Podatek dochodowy	62 199	14 679	-47 520	-76,4%
Zysk/ strata netto	286 729	58 469	-228 260	-79,6%
EBITDA	419 784	133 332	-286 452	-68,2%

Rachunek zysków i strat LW Bogdanka SA – I-IIIQ 2016

[tys. zł]	I-IIIQ 2016
Przychody ze sprzedaży netto	1 314 103
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	270 766
Koszty świadczeń pracowniczych	405 303
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	223 698
Inne usługi obce	212 199
Podatki i opłaty	34 596
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 146 562
Pozostałe przychody operacyjne	13 700
Pozostałe koszty operacyjne	3 479
Zysk / strata na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	-14 688
Odpis z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych	7 352
Zysk/ strata operacyjny	155 722
Przychody finansowe	12 940
Koszty finansowe	23 738
Zysk/ strata brutto	144 924
Podatek dochodowy	25 388
Zysk/ strata netto	119 536
EBITDA	433 840

Czynniki	I-IIIQ2016: osiągniętej EBITDA LW Bogdanka SA :
(-)	rentowność EBITDA 33,0%
(-)	rentowność EBIT 11,9%
(+)	produkcja węgla handlowego +12,7%
(+)	sprzedaż węgla +12,2%
(-)	spadek ceny sprzedanego węgla ok. 11 %
	zdarzenia jednorazowe:
(+)	rozwiązanie rezerw na potencjalne roszczenia sporne w związku z korzystnym dla LW Bogdanka wyrokiem Sądu Apelacyjnego
(+)	aktualizacja wyceny opcji managerskich
(-)	odpisanie inwestycji bez efektu (wpływ na EBIT -7,35 mln zł)

Rachunek zysków i strat LW Bogdanka SA – IIIQ 2016

[tys. zł]	IIIQ 2016
Przychody ze sprzedaży netto	465 441
Amortyzacja środków trwałych i WNiP	88 232
Koszty świadczeń pracowniczych	144 161
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	76 265
Inne usługi obce	71 781
Podatki i opłaty	12 742
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	393 181
Pozostałe przychody operacyjne	586
Pozostałe koszty operacyjne	696
Zysk / strata na sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych	-6 216
Odpis z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych	7 352
Zysk/ strata operacyjny	58 582
Przychody finansowe	2 139
Koszty finansowe	7 139
Zysk/ strata brutto	53 582
Podatek dochodowy	8 528
Zysk/ strata netto	45 054
EBITDA	154 166

IIIQ Czynniki	2016: osiągniętej EBITDA LW Bogdanka SA :
(-)	rentowność EBITDA 33,1%
(-)	rentowność EBIT 12,6%
(+)	produkcja węgla handlowego +17,6%
(+)	sprzedaż węgla +7,9%
(-)	spadek ceny sprzedanego węgla ok. 11%
	zdarzenia jednorazowe:
(-)	spisanie inwestycji bez efektu (wpływ na EBIT -7,35 mln zł)

Wskaźniki finansowe

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

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

Pojęcia i skróty branżowe

Skrót/pojęcie	Pełna nazwa/wyjaśnienie
ACER	Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki – unijna agencja utworzona na mocy 3 pakietu energetycznego. Celem Agencji jest koordynacja i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych. Pełna lista zadań znajduje się w Rozporządzeniu 713/2009
AMI	Zaawansowane systemy pomiarowe mierzące, zbierające i analizujące zużycie energii oraz umożliwiające dwukierunkową komunikację pomiędzy klientem finalnym i systemem centralnym. AMI obejmuje zarówno inteligentne liczniki, jak i inteligentne sieci elektroenergetyczne
CAPEX	Capital expenditures - nakłady inwestycyjne
CO2	Dwutlenek węgla
Cena pasma (BASE)	Cena kontraktu z dostawą takiego samego wolumenu energii w każdej godzinie doby
Cena euroszczytu (PEAK)	Cena kontraktu z dostawą takiego samego wolumenu energii w euroszczycie (tj. w godzinach od 7:00 do 22:00 w dni robocze)
CER	Certified Emission Reduction - jednostka poświadczonejredukcji emisji
EUA	EU Emission Allowance - uprawnienie do emisji w ramach Europejskiego Systemu Handlu Emisjami
Europejski System Handlu Emisjami EU ETS	Europejski system wspierający redukcję emisji gazów cieplarnianych
GPZ	Główny Punkt Zasilający – stacja transformatorowa, odpowiadająca za zamianę wysokiego lub średniego napięcia na napięcie niskie dla odbiorców końcowych na określonym obszarze
Grupa taryfowa A	Energia sprzedawana i dostarczana odbiorcom przyłączonym do sieci wysokiego napięcia
Grupa taryfowa B	Energia sprzedawana i dostarczana odbiorcom przyłączonym do sieci średniego napięcia
Grupa taryfowa C	Energia sprzedawana i dostarczana odbiorcom przyłączonym do sieci niskiego napięcia, z wyłączeniem odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych
Grupa taryfowa G	Energia sprzedawana i dostarczana odbiorcom zużywającym energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych przyłączonych do sieci niezależnie od poziomu napięcia

Skrót/pojęcie	Pełna nazwa/wyjaśnienie
ICE	Platforma obrotu umożliwiające handel uprawnieniami do emisji CO2 (EUA) oraz jednostkami poświadczonej redukcji emisji (CER) na rynku futures
Instalacja IOS	Instalacja odsiarczania spalin
Instlacja SCR	Instalacja katalitycznego odazotowania spalin
MWe	Megawat mocy elektrycznej
MWh	Megawatogodzina (1 GWh = 1.000 MWh)
MWt	Megawat mocy cieplnej
NOx	Tlenki azotu
OSD	Operator Systemu Dystrybucyjnego
OSP	Operator Systemu Przesyłowego
OZE	Odnawialne źródła energii
PMOZE	Prawa majątkowe ze świadectw pochodzenia energii z odnawialnych źródeł energii
PM "zielone"	Tożsame z PMOZE
OZEX_A	Indeks dla transakcji sesyjnych, których przedmiotem są kontrakty na prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia dla energii wyprodukowanej w odnawialnych źródłach energii, której okres produkcji (wskazany w świadectwie pochodzenia)rozpoczął się od 1 marca 2009 r. włącznie
PM "żółte"	Prawa Majątkowe do świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w jednostce kogeneracji gazowej lub o łącznej mocy zainstalowanej do 1 MW
KGMX	Indeks dla transakcji sesyjnych, których przedmiotem są kontrakty na prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji gazowej lub o łącznej mocy zainstalowanej do 1 MW
PM "czerwone"	Prawa Majątkowe do świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w pozostałych źródłach kogeneracyjnych
KECX	Indeks dla transakcji sesyjnych, których przedmiotem są kontrakty na prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w pozostałych źródłach kogeneracyjnych

Skrót/pojęcie	Pełna nazwa/wyjaśnienie
PM "fioletowe"	Prawa Majątkowe do świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w jednostce kogeneracji opalanej metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych lub gazem
	uzyskiwanym z przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych
	Indeks dla transakcji sesyjnych, których przedmiotem są kontrakty na prawa
KMETX	majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji opalanej metanem uwalnianym
	i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych	TFS
PM "białe"	Prawa majątkowe do świadectw pochodzenia wynikających ze świadectw efektywności energetycznej tzw. "białe" certyfikaty
EFX	Indeks dla transakcji sesyjnych, których przedmiotem są kontrakty na prawa majątkowe wynikające ze Świadectw efektywności energetycznej tzw. "białe" certyfikaty
	Rozporządzenie o integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii, określa
Rozporządzenie REMIT	ramy monitorowania hurtowych rynków energii, w celu wykrywania i zapobiegania nieuczciwym praktykom na poziomie UE	TPA
Rynek terminowy Rynek energii elektrycznej, na którym notowane są produkty typu forward
Rynek SPOT	Rynek kasowy (bieżący)
Rynek bilansujący	Rynek techniczny prowadzony przez OSP. Jego celem jest bilansowanie w czasie rzeczywistym zapotrzebowania na energię elektryczną z jej produkcją w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE).

Skrót/pojęcie	Pełna nazwa/wyjaśnienie
SAIDI	System Average Interruption Duration Index - wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (wyrażany w minutach/klienta)
SAIFI	System Average Interruption Frequency Index - wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich w dostawie energii (wyrażany w liczbie przerw/klienta)
SO2	Dwutlenek siarki
TFS	Tradition Financial Services, platforma obrotu energią elektryczną przeznaczona do zawierania różnego rodzaju transakcji, kupna oraz sprzedaży energii konwencjonalnej, praw majątkowych, energii odnawialnej oraz uprawnień do emisji CO2
TJ	Teradżul
TGE	Towarowa Giełda Energii
TPA	Third Party Access – zasada dostępu stron trzecich do sieci energetycznej, która umożliwia zakup energii elektrycznej i usług jej dystrybucji na podstawie dwóch osobnych umów
Ustawa Prawo Energetyczne	Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo Energetyczne (Dz.U. 1997 Nr 54 poz. 348 z późn. zm.)
WIBOR	Warsaw Interbank Offered Rate - wysokość oprocentowania kredytów na polskim rynku międzybankowym

Enea w liczbach 3 Podsumowanie operacyjne 4 Komentarz Zarządu 5 Skonsolidowane wybrane dane finansowe 6 Kluczowe dane operacyjne i wskaźniki 7 Najważniejsze wydarzenia w I-IIIQ 2016 8-10 2. Organizacja i działalność Grupy Enea 11-41 Struktura Grupy 12 Zmiany w strukturze Grupy Kapitałowej 12 Restrukturyzacja majątkowa 12 Inwestycje kapitałowe 12
Dezinwestycje kapitałowe 12
Zmiany w organizacji Grupy 12
Obszary 13-19
Wydobycie 14
Wytwarzanie 15-16
Dystrybucja 17
Obrót 18-19
Strategia korporacyjna 20-23
Perspektywy rozwoju w 2016 r. 24

Realizowane działania i inwestycje	25
Inwestycje planowane do końca 2016 r.	26
Status prac przy kluczowych projektach inwestycyjnych	27
Działania zrealizowane w I-IIIQ 2016	28
Działania do zrealizowania do końca 2016 r.	28
Zawarte umowy	29-30
Źródła finansowania programu inwestycyjnego	29
Emisja papierów wartościowych Enea SA w 2016 r.	30
Udzielone i otrzymane poręczenia i gwarancje	30
Transakcje zabezpieczające ryzyko stopy procentowej	30
Umowy znaczące dla działalności Grupy Kapitałowej Enea	30
Transakcje z podmiotami powiązanymi	30
Dopłaty do kapitału spółek zależnych	30
- program emisji obligacji spółek zależnych	30
Sytuacja na rynku	31-40
3. Prezentacja sytuacji finansowej	41-54
Wyniki finansowe GK Enea w I-IIIQ 2016 i w IIIQ 2016	42-55
Skonsolidowany rachunek zysków i strat	42-43
Wyniki w poszczególnych obszarach działalności	44-51

Sytuacja majątkowa	52-53
Sytuacja pieniężna	54
Analiza wskaźnikowa	55
Przewidywana sytuacja finansowa	55
4. Akcje i akcjonariat	56-57
Struktura akcjonariatu	57
Notowania	57
5. Władze	58-61
Zarząd Enea SA	59
Rada Nadzorcza Enea SA	60
Wykaz akcji i uprawień do akcji Enea w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących	61
6. Inne informacje	62-67
Zdarzenia mogące mieć wpływ na przyszłe wyniki	63-65
Społeczna odpowiedzialność biznesu	66-67
Załączniki	68-76
Wyniki finansowe Enea SA	69-70
Wyniki finansowe Enea Operator	71-72
Wyniki finansowe Enea Wytwarzanie	73-74
Wyniki finansowe LW Bogdanka	75-76
Słowniczek pojęć	77-79