Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej ENEA w I półroczu 2024 r.

1. Podsumowanie operacyjne I półrocza 2024 r. 1
2. Organizacja i działalność Grupy Kapitałowej ENEA3
2.1. Zdarzenia w raportowanym okresie oraz do dnia sporządzenia sprawozdania3
2.2. Struktura Grupy Kapitałowej ENEA – stan na 30 czerwca 2024 r4
2.3. Obszary biznesowe GK ENEA5
2.4. Strategia rozwoju6
2.5. Finansowanie 6
3. Zarządzanie ryzykiem9
4. Otoczenie rynkowe12
4.1. Ceny węgla kamiennego na rynku polskim12
4.2. Rynek węgla energetycznego12
4.3. Ceny energii na rynku polskim13
4.4. Ceny uprawnień do emisji CO2 oraz praw majątkowych "zielonych"14
5. Informacje o wynikach operacyjnych i finansowych16
5.1. Wybrane dane finansowe GK ENEA16
5.2. Skonsolidowany rachunek zysków i strat17
5.3. Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów 21
5.4. Sytuacja pieniężna24
5.5. Analiza wskaźnikowa25
5.6. CAPEX – nakłady inwestycyjne GK ENEA 25
5.7. Dane operacyjne, finansowe i realizacja kluczowych projektów inwestycyjnych w poszczególnych obszarach działalności GK ENEA26
6. Akcje i akcjonariat48
6.1. Struktura kapitału i akcjonariatu48
6.2. Notowania akcji ENEA S.A. na Giełdzie Papierów Wartościowych48
7. Władze 49
7.1. Zdarzenia w raportowanym okresie oraz do dnia sporządzenia sprawozdania49
7.2. Skład osobowy Zarządu ENEA S.A. 49
7.3. Skład osobowy Rady Nadzorczej ENEA S.A. 49
7.4. Wykaz akcji i uprawnień do akcji ENEA S.A. w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących50
8. Inne informacje istotne dla oceny sytuacji Emitenta51
8.1. Otoczenie regulacyjne 51
8.2. Obowiązujące regulacje w zakresie obrotu detalicznego i dystrybucji52
8.3. Taryfy dla energii elektrycznej i dla usług dystrybucji energii elektrycznej 53
8.4. Koncesje54
8.5. Zapotrzebowanie na energię elektryczną 54
8.6. Rynek Mocy54
8.7. Postępowania sądowe i administracyjne 56
8.8. Spory zbiorowe56
8.9. Prognozy wyników finansowych 56
8.10. Rating56
8.11. Działania związane z projektem Elektrownia Ostrołęka C56
8.12. Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego 56
8.13. Zasady sporządzenia sprawozdań finansowych 57
8.14. CSR – Społeczna Odpowiedzialność Biznesu 57
9. Załączniki 59
10. Słownik pojęć i skrótów66

1. Podsumowanie operacyjne I półrocza 2024 r.

Grupa ENEA w liczbach

w I półroczu 2024 r.

ENEA to 18,2 tys. Pracowników

WYDOBYCIE	WYTWARZANIE	DYSTRYBUCJA	OBRÓT
26,0%	6,2 GW	2,8 mln	2,7 mln
udziału w rynku węgla energetycznego w Polsce	całkowitej mocy zainstalowanej	odbiorców usług dystrybucyjnych	Klientów
403 mln ton	490 MW	124,9 tys. km	12,5 TWh
potencjału wydobywczego 4 obszarów koncesyjnych	mocy zainstalowanej w OZE	linii dystrybucyjnych wraz z przyłączami	sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego Klientom detalicznym w I półroczu 2024 r.
3,5 mln ton	9,8 TWh	9,9 TWh	33
produkcji netto węgla	całkowitego wytwarzania	dostarczonej energii	Biura Obsługi Klienta

(w tym 32 stacjonarne i 1 mobilne)

całkowitego wytwarzania energii netto w I półroczu 2024 r.

w I półroczu 2024 r.

W I półroczu 2024 r. Grupa Kapitałowa ENEA wypracowała wynik EBITDA na poziomie 3 470,4 mln zł (wzrost r/r o 1 154,2 mln zł).

Obszar Wytwarzania odnotował wynik EBITDA na poziomie 1 665,3 mln zł (wzrost r/r o 598,0 mln zł). Wyższy wynik EBITDA wynika głównie ze wzrostu wyniku EBITDA w Segmencie Elektrowni Systemowych. Odnotowano wzrost marży na obrocie, wzrost przychodów z tytułu Rynku Mocy, Regulacyjnych Usług Systemowych oraz Mocy Bilansujących, przy jednoczesnym spadku wyniku koncesji na wytwarzanie. W Segmencie OZE odnotowano spadek wyniku EBITDA w związku z zrealizowaniem niższej marży na Zielonym Bloku (głównie efekt niższych cen energii elektrycznej, przy jednoczesnym spadku jednostkowych kosztów biomasy). W Segmencie Ciepło odnotowano spadek wyniku EBITDA, na co wpłynął m.in. spadek marży jednostkowej, przy jednoczesnym wzroście kosztów stałych. W całym obszarze Wytwarzania istotny jest efekt bazy analogicznego okresu roku ubiegłego dotyczący poniesionych kosztów z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.

W obszarze Wydobycia osiągnięta została EBITDA na poziomie 270,8 mln zł (spadek r/r o 252,3 mln zł). Niższy wynik EBITDA jest efektem niższych przychodów ze sprzedaży węgla. Pomimo wzrost wolumenu sprzedaży węgla, zrealizowano niższą cenę sprzedaży.

Obszar Dystrybucji odnotował wynik EBITDA na poziomie 1 159,7 mln zł (wzrost r/r o 300,3 mln zł). Wzrost wyniku EBITDA jest efektem wyższej zrealizowanej marży z działalności koncesjonowanej oraz wyższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej. Jednocześnie, odnotowano wzrost kosztów operacyjnych.

Obszar Obrotu odnotował wynik EBITDA na poziomie 195,9 mln zł (wzrost r/r o 124,8 mln zł). Wyższy wynik EBITDA wynika głównie ze wzrostu marżowości na rynku detalicznym. Jednocześnie, odnotowano spadek rozpoznanych przychodów z tytułu rekompensat i mniejsze wykorzystanie rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia.

Nakłady inwestycyjne wyniosły 1 332 mln zł
Produkcja węgla handlowego wyniosła 3,5 mln t
Sprzedaż węgla handlowego wyniosła 3,6 mln t
Grupa wytworzyła prawie 9,8 TWh energii elektrycznej
Sprzedaż ciepła w segmencie Wytwarzanie wyniosła 3,3 PJ
Sprzedaż usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym wyniosła prawie 10,0 TWh
Wolumen sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom detalicznym wyniósł 12,5 TWh
Spadek kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu
Spadek kosztów zużycia materiałów i surowców
Brak odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny
Wzrost przychodów ze sprzedazy towarów i materiałów
Wzrost przychodów ze sprzedaży węgla
Wzrost przychodów z tytułu Rynku Mocy
Wzrost przychodów ze sprzedaży energii cieplnej
Wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej

+ -

Spadek przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej
Spadek przychodów z tytułu rekompensat
Wzrost kosztów świadczeń pracowniczych
Spadek wykorzystania rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia
Spadek przychodów ze sprzedaży gazu
Wzrost kosztów usług obcych

2. Organizacja i działalność Grupy Kapitałowej ENEA

2.1. Zdarzenia w raportowanym okresie oraz do dnia sporządzenia sprawozdania

styczeń	•	10 stycznia 2024 r. zarejestrowano zwiększenie kapitału zakładowego spółki Polimex Mostostal S.A. o kwotę 1 000 000,00 zł, tj. z kwoty 484 737 604,00 zł do kwoty 485 737 604,00 zł dopuszczając do obrotu 500 000 akcji zwykłych na okaziciela serii S o wartości nominalnej 2,00 zł każda. Udział ENEA S.A. w kapitale zakładowym tej spółki zmniejszył się z 16,22% do 16,19%. 23 stycznia 2024 r. w wyniku realizacji opcji call 11 (nabycie akcji) udział ENEA S.A. w kapitale zakładowym zwiększył się z 16,19% do 16,24% zwiększając ilość akcji o 125 000 akcji, tj. z 39 312 524 do 39 437 524 akcji.
	•	26 stycznia 2024 r. nastąpiło zawarcie pomiędzy ENEA S.A. a ENERGA S.A. warunkowej umowy sprzedaży przez ENEA S.A. 9 124 822 udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o., stanowiących 50% kapitału zakładowego spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o., na rzecz spółki ENERGA S.A. za kwotę 42 000 000,00 zł pod warunkiem zawieszającym jakim było niewykonanie przez Krajowy Ośrodek Wsparcia Rolnictwa (KOWR) prawa pierwokupu udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. przysługującego na podstawie art. 3a ust. 1 pkt 1) ustawy z dnia 11 kwietnia 2003 r. o kształtowaniu ustroju rolnego w terminie określonym w art. 3a ust. 4 tej ustawy. W związku ze spełnieniem się wyżej wskazanego warunku zawieszającego, 4 kwietnia 2024 r. nastąpiło zawarcie pomiędzy ENEA S.A. a ENERGA S.A. Umowy przeniesienia udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. (Umowa Rozporządzająca), zgodnie z którą przejście tytułu prawnego do udziałów zbywanych ze sprzedającego tj. ENEA S.A. na kupującego tj. ENERGA S.A. nastąpiło z chwilą zawarcia Umowy Rozporządzającej.
luty	•	14 lutego 2024 r. ENEA Operator zbyła 18 312 akcji w spółce Sfinks Polska S.A. Tym samym ENEA Operator nie jest już akcjonariuszem tej spółki.
	•	14 oraz 26 lutego 2024 r. ENEA Operator zbyła 55 046 akcji w spółce Zakład Budowy Maszyn ZREMB - CHOJNICE S.A. Tym samym ENEA Operator nie jest już akcjonariuszem tej spółki.
	•	29 lutego 2024 r. zarejestrowano podwyższenie kapitału zakładowego spółki PAD RES Genowefa (aktualnie PV Genowefa) zgodnie z podjętą w dniu 12 grudnia 2023 r. uchwałą Nadzwyczajnego Zgromadzenia Wspólników spółki PAD RES Genowefa, o 2 500 000,00 zł do kwoty 2 505 000,00 zł poprzez utworzenie nowych 50 000 udziałów o wartości nominalnej po 50,00 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 2 500 000,00 zł. Wszystkie udziały w podwyższonym kapitale zakładowym spółki zostały objęte przez ENEA S.A. i pokryte wkładem pieniężnym w łącznej kwocie 2 500 000,00 zł.
marzec	•	19 marca 2024 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników spółki PV Genowefa podjęło uchwałę w sprawie wniesienia dopłat do udziałów spółki, zgodnie z którą ENEA S.A. jako jedyny wspólnik została zobowiązana do wniesienia dopłat w wysokości 75,00 zł na jeden udział tj.: dopłat w łącznej wysokości 3 757 500,00 zł na rachunek bankowy spółki. Dopłaty zostały wniesione.
kwiecień	•	17 kwietnia 2024 r. zarejestrowano zwiększenie kapitału zakładowego spółki Polimex Mostostal S.A. o kwotę 1 500 000,00 zł, tj. z kwoty 485 737 604,00 zł do kwoty 487 237 604,00 zł dopuszczając do obrotu 750 000 akcji zwykłych na okaziciela serii S o wartości nominalnej 2,00 zł każda. Udział ENEA S.A. w kapitale zakładowym tej spółki zmniejszył się z 16,24% do 16,19%. 30 kwietnia 2024 r. w wyniku realizacji opcji call 12 (nabycie akcji) udział ENEA S.A. w kapitale zakładowym zwiększył się z 16,19% do 16,26% zwiększając liczbę akcji o 187 500 akcji, tj. z 39 437 524 do 39 625 024 akcji.
maj	•	16 maja 2024 r. zarejestrowano w KRS podwyższenie kapitału zakładowego ENEA ELKOGAZ o kwotę 15 000 000,00 zł, tj. z kwoty 39 000 000,00 zł do kwoty 54 000 000,00 zł.
czerwiec	•	5 czerwca 2024 r. ENEA Nowa Energia sp. z o.o. z siedzibą w Radomiu nabyła 100% udziałów w spółce WMC SPV 4 sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie. Natomiast 24 czerwca 2024 r. nabyła 100% udziałów w spółce WMC SPV 2 sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie. Obydwie nabyte spółki eksploatują farmy fotowoltaiczne.
lipiec	•	22 lipca 2024 r. zarejestrowano zwiększenie kapitału zakładowego spółki Polimex Mostostal S.A. o kwotę 1 000 000,00 zł, tj. z kwoty 487 237 604,00 zł do kwoty 488 237 604,00 zł, dopuszczając do obrotu 500 000 akcji zwykłych na okaziciela serii S o wartości nominalnej 2,00 zł każda. Udział ENEA S.A. w kapitale zakładowym tej spółki zmniejszył się z 16,26% do 16,23%. 5 sierpnia 2024 r. w wyniku realizacji opcji call 13 (nabycie akcji) udział ENEA S.A. w kapitale zakładowym zwiększył się z 16,23% do 16,28% zwiększając liczbę akcji o 125 000 akcji, tj. z 39 625 024 do 39 750 024 akcji.
	•	23 lipca 2024 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników ENEA Innowacje sp. z o.o. uchwałą nr 1 postanowiło rozwiązać spółkę ENEA Innowacje sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie, po przeprowadzeniu procesu likwidacji.

sierpień

• 7 sierpnia 2024 r. ENEA S.A. zawiązała spółkę ENEA Eko sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie. Kapitał zakładowy zawiązanej spółki wynosi 11 000 000,00 zł. ENEA S.A. objęła w spółce 100% udziałów. Spółka ENEA Eko sp. z o.o. została wpisana do Rejestru Przedsiębiorców KRS w dniu 12 sierpnia 2024 r.

2.2. Struktura Grupy Kapitałowej ENEA – stan na 30 czerwca 2024 r.

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

W obrębie GK ENEA funkcjonuje 8 wiodących podmiotów, tj. ENEA S.A. (obrót energią elektryczną), ENEA Operator sp. z o.o. (dystrybucja energii elektrycznej), ENEA Wytwarzanie sp. z o.o., ENEA Elektrownia Połaniec S.A. i ENEA Nowa Energia sp. z o.o. (produkcja i sprzedaż energii elektrycznej), ENEA Trading sp. z o.o. i ENEA Power&Gas Trading sp. z o.o. (handel hurtowy energią elektryczną) oraz LW Bogdanka S.A. (wydobycie węgla). W strukturze Grupy zawarto również pozostałe spółki bezpośrednio i pośrednio zależne od ENEA S.A. oraz spółki, w których ENEA S.A. posiada udziały mniejszościowe.²

² W dalszej części dokumentu nazwy spółek mogą być pokazywane bez skróconej formy organizacyjno-prawnej, a ilekroć jest mowa o "Spółce" lub "Emitencie" rozumie się przez to ENEA S.A.

Istotne zmiany w strukturze i organizacji Grupie Kapitałowej ENEA

W I połowie 2024 r. miały miejsca poniższe zmiany w strukturze i organizacji GK ENEA:

likwidacja spółki ENEA Innowacje – GK ENEA zmienia model prowadzenia projektów innowacyjnych w celu zwiększenia efektywności ich wdrożenia. Kompetencje w tym zakresie zostaną alokowane w obszarach biznesowych, będących centrami kompetencji Grupy, zapewniających optymalne zasoby do rozwoju innowacji. Dodatkowo proces będzie koordynowany z poziomu Grupy, która będzie wdrażać nowe, ale jednocześnie sprawdzone technologie,
uporządkowano rozproszony dotąd obszar OZE, poprzez relokację niezbędnych zasobów do spółki ENEA Nowa Energia. Celem ENEA Nowa Energia będzie dalsze zwiększanie jakości i kompetencji OZE, zapewniając solidne podstawy do realizacji ambitnej strategii rozwoju aktywów OZE.

Istotne zmiany w strukturze i organizacji ENEA S.A.

Struktura organizacyjna Spółki została znacznie uproszczona, pojawiły się nowe jednostki, które będą realizować nowe zadania, m.in. z obszarów ESG, transformacji energetycznej, bezpieczeństwa pracy. Nowe ramy organizacyjne ENEA S.A. przełożą się na efektywniejsze zarządzanie, usprawnią bieżące funkcjonowanie Spółki i całej Grupy Kapitałowej oraz stworzą warunki do rozwoju organizacji w poszczególnych obszarach biznesowych. W opinii Zarządu jest to niezbędny krok w celu dostosowania GK ENEA do wyzwań rynkowych w perspektywie najbliższych lat dzięki czemu będzie można podejmować trafne decyzje na każdym poziomie zarządzania, które będą wspierać realizację naszych celów i zobowiązań wobec naszych klientów i akcjonariuszy.

W związku z powyższymi założeniami zmieniono Regulamin Jednostek Organizacyjnych ENEA S.A. - od 1 września 2024 r. zaktualizowano istniejące struktury oraz procesy w celu poprawy efektywności strategicznej i operacyjnej. Zmiany obejmują m.in. (i) utworzenie Dapartamentu Transformacji odpowiedzialnego za efektywne wykorzystanie i transformację energetyczną aktywów Grupy (ii) utworzenie Departamentu ESG odpowiedzialnego za wdrażanie standardów odpowiedzialnego biznesu i zrównoważony rozwój organizacji, (iii) utworzenie Departamentu IT odpowiedzialnego za transformację cyfrową Grupy (iiii) utworzenie Departamentu BHP i ochrony środowiska odpowiedzialnego za ochronę środowiska oraz poprawę bezpieczeństwa pracy w Spółce. Jednocześnie, dostosowano Regulamin Zarządu ENEA S.A. do zmniejszonej liczby Członków Zarządu z 6 do 4 oraz wprowadzono nowy podział kompetencji poszczególnych Członków Zarządu celem optymalizacji zarządzania.

Inwestycje kapitałowe

W I półroczu 2024 r. ENEA Nowa Energia nabyła 100% udziałów w spółkach WMC SPV 4 sp. z o.o. oraz WMC SPV 2 sp. z o.o.

Ponadto, 7 sierpnia 2024 r. ENEA S.A. zawiązała spółkę pod firmą: ENEA Eko sp. z o.o. ENEA S.A., mając na uwadze trwający proces transformacji energetycznej, chce rozwijać swoje kompetencje m.in. w obszarze efektywności energetycznej. ENEA Eko będzie odgrywała kluczową rolę w zarządzaniu portfelem nowych produktów i usług transformacji energetycznej dla odbiorców końcowych w segmencie biznesowym. Ponadto, spółka rozwijając relacje z klientami ENEA, będzie kreowała i integrowała procesy biznesowe i organizacyjne w obszarze wytwarzania energii elektrycznej u odbiorców końcowych oraz handlu energią z odnawialnych źródeł energii. Jednocześnie, spółka podejmie zadanie rozwoju i utrzymania systemu zarządzania energią w Grupie Kapitałowej, a także dostarczy takie usługi klientom przemysłowym.

Pozostały opis procesów związanych z inwestycjami kapitałowymi został zamieszczony w Skróconym Śródrocznym Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Grupy Kapitałowej ENEA za okres od 1 stycznia do 30 czerwca 2024 r.

2.3. Obszary biznesowe GK ENEA

2.4. Strategia rozwoju

ENEA S.A. prowadzi zaawansowane prace nad aktualizacją strategii rozwoju GK ENEA. Zmodyfikowana strategia wyznaczy nowe kierunki rozwoju Grupy odpowiadające wyzwaniom rynkowym oraz określi ambicje i aspiracje GK ENEA w perspektywie długoterminowej.

W ramach aktualizacji strategii trwają pracę nad scenariuszami dotyczącymi aktywów węglowych. Kierunki strategiczne koncentrują się na rozwoju OZE, rozwoju i zwiększeniu elastyczności sieci dystrybucyjnej, efektywności energetycznej i optymalizacji konsumpcji, wykorzystaniu gazu, jako paliwa przejściowego, efektywnej transformacji energetycznej ciepła, z wykorzystaniem rozproszonych źródeł, transformacji cyfrowej w tym cyberbezpieczeństwa, zapewnieniu bezpieczeństwa fizycznego aktywów, zrównoważonej organizacji zapewniającej jakość dla klientów, bezpieczeństwo pracy i zaangażowanie pracowników, budowę firmy odpowiedzialnej społecznie, efektywnej i zwiększającej wartość dla akcjonariuszy.

2.5. Finansowanie

2.5.1. Finansowanie zewnętrzne – emisje papierów wartościowych, obligacje i kredyty

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

W I półroczu 2024 r. ENEA S.A. nie zawierała nowych umów programowych dotyczących emisji obligacji. 18 kwietnia 2024 r. Zarząd ENEA S.A. podjął uchwałę o zamiarze przeprowadzenia w II kwartale 2024 r. emisji obligacji w ramach Umowy dotyczącej programu emisji obligacji do maksymalnej kwoty 5.000.000.000 PLN (Umowa Programu Emisji Obligacji), o łącznej wartości nieprzekraczającej 2 000 mln zł, o czym informował raportem bieżącym nr 18/2024, a następnie 10 maja 2024 r. zdecydował o przeprowadzeniu emisji dwóch serii obligacji w ramach Umowy Programu Emisji Obligacji, każda o wartości 1 000 mln zł, z terminem wykupu odpowiednio w maju 2027 r. i w maju 2030 r. Papiery wartościowe są oprocentowane według zmiennej stopy procentowej stanowiącej sumę stawki WIBOR dla depozytów 6-miesięcznych oraz marży.

21 maja 2024 r. Spółka zakończyła proces odkupu obligacji serii ENEA0624 ("Obligacje") zarejestrowanych w KDPW S.A. pod numerem ISIN PLENEA000096, od ich posiadaczy. Spółka nabyła 8 276 szt. Obligacji, każda o wartości nominalnej 0,1 mln zł i łącznej wartości wg ceny nabycia 827,6 mln zł. Obligacje zostały nabyte w celu ich umorzenia, zgodnie z art. 76 ust. 1 ustawy z 15 stycznia 2015 r. o obligacjach. Szczegółowe informacje w tej sprawie Spółka zawarła w raporcie bieżącym nr 24/2024.

Zadłużenie nominalne ENEA S.A. z tytułu służących finansowaniu programu inwestycyjnego obligacji oraz kredytów na 30 czerwca 2024 r. wyniosło łącznie 6 186 mln zł, w tym kredyty długoterminowe 3 480 mln zł oraz obligacje 2 706 mln zł.

Niektóre spółki należące do GK ENEA mają zawarte umowy dotyczące finansowania zewnętrznego. Łączna nominalna suma takiego zewnętrznego zadłużenia z tytułu zaciągniętych kredytów i pożyczek (z wyłączeniem zadłużenia zewnętrznego ENEA S.A.) na 30 czerwca 2024 r. wynosiła 103 mln zł. W I półroczu 2024 r. spółki z GK ENEA nie wypowiadały umów kredytów oraz pożyczek.

2.5.2. Udzielone poręczenia i gwarancje

W I półroczu 2024 r. ENEA S.A. udzieliła dwóch zabezpieczeń w formie poręczeń i gwarancji korporacyjnych.

29 kwietnia 2024 r. ENEA S.A. zawarła umowę poręczenia z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi S.A. (PS") za zobowiązania spółki zależnej ENEA Elektrownia Połaniec S.A. (ENEA Połaniec) do kwoty 20 000 tys. zł. Zobowiązania obejmują wierzytelności pieniężne PSE wobec ENEA Połaniec z tytułu należytego wykonania umowy w zakresie dotyczącym rozliczeń za energię na Rynku Bilansującym. Poręczenie obejmuje zobowiązania ENEA Połaniec wobec PSE do 31 grudnia 2025 r.

26 czerwca 2024 r. ENEA S.A. udzieliła gwarancji korporacyjnej na rzecz Shell Energy Europe B.V. za zobowiązania spółki zależnej ENEA Trading sp. z o.o. (ENEA Trading) wynikające z umowy ISDA 2002 Master Agreement wraz ze Schedule to the ISDA 2002 Master Agreement oraz Credit Support Annex to the Schedule to the ISDA Master Agreement do maksymalnej kwoty 70 000 tys. EUR na czas nieokreślony z możliwością jej rozwiązania przez ENEA S.A. z zachowaniem 30-dniowego okresu wypowiedzenia. Zobowiązania obejmują wierzytelności pieniężne Shell Energy Europe B.V. wobec ENEA Trading z tytułu transakcji terminowych związanych z uprawnieniami do emisji CO² zawieranymi przez ENEA Trading.

Łączna wartość pozycji pozabilansowych z tytułu udzielonych przez ENEA S.A. poręczeń oraz gwarancji korporacyjnych na 30 czerwca 2024 r. wynosiła 8 997 547 tys. zł.

Łączna wartość pozycji pozabilansowych z tytułu udzielonych na zlecenie ENEA S.A. gwarancji bankowych na 30 czerwca 2024 r. wynosiła 77 240 tys. zł.

W tabeli poniżej przedstawiono najistotniejsze kwotowo gwarancje bankowe, udzielone na zlecenie ENEA S.A. w I półroczu 2024 r. w ramach zawartych umów na gwarancje bankowe (próg istotności > 2 mln zł):

Data udzielenia zabezpieczenia	Data obowiązywania zabezpieczenia	Podmiot na rzecz którego udzielono zabezpieczenia	Cel zawarcia umowy	Forma zabezpieczenia	Udzielona kwota zabezpieczenia [tys. zł]
1 styczeń 2024 r	31 styczeń 2025 r.	Skarb Państwa – Wojskowy Zarząd Infrastruktury.	Gwarancja należytego wykonania umowy	w ramach linii gwarancyjnej do kwoty 110 000 tys. zł	2 913

2.5.3. Finansowanie wewnątrzgrupowe - obligacje

Aktualnie ENEA S.A. w obszarze Dystrybucja ma zawarte wewnątrzgrupowe programy emisji obligacji, których początkowa łączna wartość nominalna wynosiła 2 371 mln zł. Programy te są w całości wykorzystane i wykupywane w ratach. Na 30 czerwca 2024 r. łączne nominalne zaangażowanie z tytułu objętych przez ENEA S.A. obligacji wewnątrzgrupowych wynosiło 1 180 mln zł.

W I półroczu 2024 r. ENEA S.A. nie zawierała nowych wewnątrzgrupowych umów programowych emisji obligacji dotyczących finansowania spółek GK ENEA.

2.5.4. Finansowanie wewnątrzgrupowe - pożyczki

W I półroczu 2024 r. ENEA S.A. nie zawierała nowych umów pożyczek ze spółkami GK ENEA oraz innymi spółkami, w których posiada udziały. W okresie sprawozdawczym zakończonym 30 czerwca 2024 r. spółka ENEA Nowa Energia w ramach zawartej jeszcze w 2023 r. umowy pożyczki na kwotę 200 mln zł uruchomiła dwie transze pożyczki w łącznej kwocie 150 mln zł, tym samym wykorzystując całą dostępną kwotę pożyczki. Spółka PRO-WIND w ramach zawartej w 2023 r. umowy pożyczki na kwotę 17,5 mln zł uruchomiła jedną transzę pożyczki w kwocie 0,8 mln zł, tym samym wykorzystując całą dostępną kwotę pożyczki. Po dniu bilansowym tj. 24 lipca 2024 r. ENEA S.A. zawarła ze spółką PRO-WIND Sp. z o.o. Aneks nr 1 do umowy pożyczki w kwocie do 17,5 mln zł, modyfikujący wyłącznie harmonogram spłaty pożyczki, przy czym ostateczny termin spłaty pożyczki pozostał niezmieniony.

Stan zadłużenia nominalnego spółek z tyt. udzielonych im przez ENEA S.A. pożyczek na 30 czerwca 2024 r. wynosił 6 963 mln zł. Szczegółowe informacje nt. obowiązujących w I półroczu 2024 r. umów pożyczek, jakie zawarła ENEA S.A. oraz poziomu ich wykorzystania prezentuje poniższa tabela.

Data początkowa	Ostateczny termin spłaty	Spółka	Wartość umów w mln zł	Kwota zaciągniętej pożyczki w I pół. 2024 r. w mln zł	Oprocentowanie	Zadłużenie z tyt. pożyczek na 30 czerwca 2024 r. w mln zł
marzec 2020 r.	lipiec 2028 r.	ENEA Operator	4 849	0	Stawka bazowa + marża	4 409
styczeń 2020 r.	grudzień 2026 r.	ENEA Wytwarzanie	2 200	0	Stawka bazowa + marża	1 782
luty 2020 r.	grudzień 2026 r.	ENEA Elektrownia Połaniec	500	0	Stawka bazowa + marża	500
czerwiec 2021 r.	grudzień 2031 r.	Miejska Energetyka Cieplna Piła	15	0	Stawka bazowa + marża	7
lipiec 2023 r.	czerwiec 2028 r.	ENEA ELKOGAZ	20	0	Stawka bazowa + marża	20
sierpień 2023 r.	czerwiec 2039 r.	PRO-WIND	20	1	Stawka bazowa + marża, stałe	19
wrzesień 2023 r.	styczeń 2027 r.	PV Genowefa	25	0	Stałe	25
grudzień 2023 r.	grudzień 2034 r.	ENEA Nowa Energia	200	150	Stawka bazowa + marża	200
sierpień 2023 r.	grudzień 2024 r.	ENEA Trading	1001	1 0	Stawka bazowa + marża	1 0

¹Pożyczka udzielona w walucie EUR. Saldo zaprezentowane w tabeli powyżej zostało również wykazane w walucie EUR. W ramach umowy pożyczki zawartej w sierpniu 2023 r. pomiędzy ENEA S.A. a ENEA Trading sp. z o.o. na kwotę 100 mln EUR spółka ENEA Trading sp. z o.o. uruchomiła w I półroczu 2024 r. transze pożyczki w łącznej kwocie 203,6 mln EUR, i jednocześnie spłaciła kwotę 203,6 mln EUR. Saldo pożyczki na 30 czerwca 2024 r. wynosiło 0.

Kwoty zaprezentowane w powyższej tabeli w kolumnach Wartość umów w mln zł oraz Zadłużenie z tyt. pożyczek na 30 czerwca 2024 r. w mln zł oznaczają sumaryczną wartość wszystkich podpisanych umów pomiędzy ENEA S.A. a daną spółką oraz sumaryczną wartość zadłużenia danej spółki wobec ENEA S.A. na 30 czerwca 2024 r.

2.5.5. Transakcje z podmiotami powiązanymi

W I półroczu 2024 r. ENEA S.A. oraz jednostki od niej zależne nie zawierały z podmiotami powiązanymi transakcji na warunkach nierynkowych. Informacje o transakcjach z podmiotami powiązanymi zawartych przez ENEA S.A. lub jednostkę od niej zależną, znajdują się w nocie 23 w Skróconym Śródrocznym Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Grupy Kapitałowej ENEA za okres od 1 stycznia do 30 czerwca 2024 r.

3. Zarządzanie ryzykiem

Grupa ENEA w każdym segmencie prowadzonej działalności narażona jest na ryzyka. Ich materializacja może w istotny, niekorzystny sposób wpłynąć na ciągłość działania poszczególnych spółek Grupy, ich sytuację finansową oraz zdolność do realizacji wytyczonych celów strategicznych. Świadomość tych zagrożeń wymaga utrzymania, wykorzystania i ciągłego udoskonalania sformalizowanego i zintegrowanego systemu zarządzania ryzykiem (ERM). Jego ramy określa obowiązująca Polityka Zarządzania Ryzykiem Korporacyjnym w Grupie ENEA.

Poniżej przedstawiono informację o istotnych ryzykach, na które w I półroczu 2024 r. była narażona Grupa ENEA wraz z kluczowymi działaniami mitygującymi:

Ryzyka finansowe

Ryzyko pogorszenia lub utraty płynności finansowej
planowanie przepływów pieniężnych w horyzoncie bieżącym i strategicznym
realizacja strategii finansowania GK ENEA
Ryzyko wystąpienia przypadku naruszenia umów o finansowanie
monitorowanie kowenantów bankowych w GK ENEA
agregowanie informacji na temat wystąpienia lub braku zdarzeń mogących skutkować naruszeniem kowenantów z umów finansowania

Ryzyko poniesienia strat z tytułu niewywiązania się kontrahentów ze zobowiązań umownych (w tym ryzyko kredytowe)

• prowadzenie usystematyzowanych działań w obszarze zarządzania ryzykiem kredytowym i windykacji

Ryzyko zmienności stóp procentowych

bieżący monitoring ekspozycji oraz narażenia na ryzyko niekorzystnych zmian stóp procentowych
z uwzględnieniem aktualnych limitów wyznaczonych dla tego ryzyka
zabezpieczanie transakcjami pochodnymi IRS

Ryzyko zmienności kursów walutowych

aktualizacja i bieżąca kontrola limitów walutowych
zabezpieczanie transakcjami FX Forward

Ryzyko pogorszenia ratingu

• bieżące konsultacje z agencją ratingową

Ryzyka rynkowe

Ryzyko zmienności cen energii elektrycznej i produktów powiązanych (ryzyko cenowe)

ciągła analiza rynku paliwowo-energetycznego
doskonalenie metod i narzędzi optymalizacji portfeli towarowych
utrzymywanie i rozwój kompetencji do zarządzania ryzykiem towarowym

Ryzyko niezbilansowania energii elektrycznej

monitorowanie i analiza przyczyn niezbilansowania energii elektrycznej
cykliczne monitorowanie zabezpieczenia na Rynku Bilansującym

Ryzyka strategiczne

Ryzyko niekorzystnych zmian prawnych w Polsce i UE oraz niepewności otoczenia legislacyjnego

monitoring projektów zmian w prawie i ich skutków
prognozowanie potencjalnych skutków zmian regulacyjnych w planowanym wyniku finansowym spółki

Ryzyko naruszenia bezpieczeństwa teleinformatycznego w następstwie ataków cybernetycznych

bieżąca analiza bezpieczeństwa teleinformatycznego i reagowanie na incydenty bezpieczeństwa teleinformatycznego
przeprowadzanie kampanii informacyjnej wśród pracowników dotyczącej zasad bezpieczeństwa teleinformatycznego
przeprowadzenie testów wdrażanych systemów

Ryzyko opóźnienia realizacji lub niezrealizowania projektu budowy bloków gazowo-parowych

monitorowanie realizacji poszczególnych etapów projektu
optymalizacja procesu uzyskania finansowania zewnętrznego

Ryzyko utraty kluczowej infrastruktury wytwórczej i dystrybucyjnej w następstwie katastrof

prowadzenie oględzin, przeglądów naturalnych i innych zdarzeń losowych
realizacja zadań inwestycyjnych

Ryzyko utraty przychodu z Rynku Mocy

• optymalizacja harmonogramów realizacji modernizacji

Ryzyko nieefektywnego procesu realizacji inwestycji i inicjatyw strategicznych

dywersyfikacja celów akwizycyjnych
monitorowanie otoczenia, bieżące analizy, długoterminowe plany mające na celu dostosowanie realizacji celów strategicznych do zmieniających się warunków

Ryzyko utrzymania łańcucha dostaw biomasy spełniającej kryteria wymagane prawem

konsultacje z Ministerstwem Klimatu i Środowiska.
konsultacje z dostawcami biomasy

Ryzyko regulacyjno-prawne związane z przyjętą metodologią kalkulacji kwoty odpisów na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny

• konsultacje z uczestnikami rynku

Ryzyka operacyjne

Ryzyko awarii kluczowej infrastruktury wytwórczej i dystrybucyjnej

utrzymywanie we właściwym stanie infrastruktury technicznej zabezpieczającej przed awariami
przestrzeganie procedur i instrukcji
remonty kapitalne i bieżące

Ryzyko niedostępności kluczowych systemów IT i OT

aktualizacja oprogramowania i tworzenie kopii bezpieczeństwa
monitorowanie infrastruktury systemów

Ryzyko przegrania toczących się spraw sądowych

udzielanie pełnomocnictw profesjonalnym pełnomocnikom
tworzenie/aktualizacja rezerw na rzecz przyszłych potencjalnych strat

Ryzyko związane z trudnościami w zapewnieniu kadry o odpowiednim doświadczeniu i kompetencjach

organizowanie programów płatnych staży i praktyk, współpraca ze szkołami patronackimi
zapewnienie transparentnego, konkurencyjnego i motywacyjnego systemu wynagrodzeń
działania z zakresu employer branding mające na celu pozyskanie najlepszych kandydatów do pracy, w tym działania adresowane do studentów i absolwentów

Ryzyko związane ze sporami zbiorowymi, strajkami oraz konfliktami społecznymi będącymi następstwem braku satysfakcji pracowników z sytuacji ekonomicznej i społecznej

aktywny, regularny dialog ze stroną społeczną
właściwy dobór środków przekazu komunikacji wewnętrznej

Ryzyko naruszenia ochrony danych osobowych

przeprowadzanie kampanii informacyjnej wśród pracowników w tym szkoleń wstępnych i okresowych dotyczących ochrony danych osobowych
zabezpieczenie systemów przetwarzających dane osobowe poprzez zabezpieczenia systemowe (wymuszanie zmiany haseł, firewall, programy antywirusowe)
usprawnienie procesów na podstawie zidentyfikowanych incydentów
okresowe przeglądy systemów przetwarzających dane osobowe i ich ocena pod względem zapewnienia bezpieczeństwa

Ryzyko naruszenia giełdowych obowiązków informacyjnych

• bieżąca weryfikacja informacji i zdarzeń pod kątem obowiązków informacyjnych

Ryzyko nieefektywnego procesu procedowania umów sprzedaży w zakresie zgłoszeń, odczytów

i fakturowania

analiza nierozliczonych PPE, poprawności umów, cenników
komunikacja z Klientami, OSD, obszarem automatyzacji
współpraca w zakresie zmian w systemach obsługowych

Ryzyko ubytków mocy spowodowanych warunkami hydrologicznymi

• analiza możliwość wdrożenia alternatywnego rozwiązania technologicznego

Ryzyko przerwania ciągłości dostaw paliw

• dywersyfikacja źródeł zaopatrzenia i realizacji usług

Ryzyko korupcji, konfliktu interesów i nieuczciwej konkurencji w Grupie ENEA

budowanie świadomości pracowników i wsparcie z obszaru compliance
okresowy monitoring i sprawozdawczość w zakresie przypadków korupcji, konfliktu interesów i nieuczciwej konkurencji

Ryzyko niewykonania planu sprzedaży wyprodukowanej energii elektrycznej

• monitorowanie rynku i poziomu kontraktacji na przyszłe okresy

Ryzyko przekroczenia parametrów wynikających z pozwoleń i decyzji środowiskowych lub braku wymaganych pozwoleń i decyzji

monitorowanie przepisów prawnych oraz ważności pozwoleń i decyzji środowiskowych
monitorowanie parametrów wynikających z pozwoleń i decyzji środowiskowych
Ryzyko wypadków przy pracy i chorób zawodowych
szkolenia wstępne i okresowe
monitorowanie warunków i środowiska pracy

4. Otoczenie rynkowe

4.1. Ceny węgla kamiennego na rynku polskim

Dane: ARP

[mln t]

PSCMI1: Średnia cena z notowań Indeksu PSCMI1 w I półroczu 2024 r. wyniosła 22,78 zł/GJ wobec 33,02 zł/GJ rok wcześniej odnotowując spadek rzędu 31,0%. Na koniec czerwca koszt zakupu 1 tony węgla energetycznego według indeksu PSCMI1 wyniósł 21,88 zł/GJ i był o 36,0% niższy aniżeli w roku ubiegłym.

Miały: Średnia cena miałów energetycznych sprzedawanych do energetyki zawodowej w I półroczu 2024 r. wyniosła 22,55 zł/GJ wobec 31,62 zł/GJ rok wcześniej odnotowując spadek rzędu 28,7%. Na koniec czerwca koszt zakupu 1 tony miałów energetycznych wyniósł 21,85 zł/GJ i był o 33,3% niższy aniżeli w roku ubiegłym.

I półrocze 2024 r. przyniosło kontynuację spadkowego trendu cen węgla energetycznego oraz miałów energetycznych na rynku krajowym. Ceny oscylowały średnio na poziomie ok. 22 zł/GJ, a więc znacząco poniżej poziomów z I półrocza 2023 r., gdzie przedział notowań wynosił średnio 31-33 zł/GJ.

4.2. Rynek węgla energetycznego

I pół. 2023 I pół. 2024

Spadki wydobycia, sprzedaży i importu węgla energetycznego, wysoki stan krajowych zapasów surowca

W I półroczu 2024 r. wielkość krajowego wydobycia węgla energetycznego wyniosła 16,2 mln ton wobec 17,4 mln ton w I półroczu 2023 r., a sprzedaż ukształtowała się na poziomie 14,8 mln ton wobec 16,0 mln ton przed rokiem. Rok do roku zarówno wydobycie jak i sprzedaż krajowego węgla energetycznego odnotowały spadki na poziomach 6,9% oraz 7,5%.

Na koniec czerwca 2024 r. zapas węgla energetycznego wyniósł 5,1 mln ton wobec 3,1 mln ton rok wcześniej tj. o 64,5% więcej węgla rok do roku znalazło się na zwałach krajowych producentów. Od końca grudnia 2023 r. na zwałach przybyło ok. 1,3 mln ton surowca. Zapełnione place węglowe większości elektrowni, krajowe spadki zapotrzebowania na produkcję energii z węgla oraz wysoka dostępność surowca w kraju istotnie ograniczyły jego import w tym okresie. Na koniec I półrocza 2024 r. import węgla energetycznego wyniósł 2,6 mln ton wobec 10,3 mln ton w roku ubiegłym odnotowując spadek rzędu 74,8% r/r.

Sytuacja w krajowym sektorze górnictwa węgla kamiennego

W Polsce nadal głównym źródłem produkcji energii elektrycznej pozostaje węgiel choć jest on sukcesywnie wypierany w miksie energetycznym przez źródła OZE. Spadki popytu na węgiel przy jednoczesnym wzroście źródeł niskoemisyjnych, będą dla rodzimego rynku węgla skutkowały redukcją kopalń, wzrostami cen energii ii ewentualnym importem paliw kopalnych. Wydłużony został finansowy system wsparcia dla elektrowni węglowych tzw. rynek mocy na lata 2025-2028. Przedłużenie Rynku Mocy oznacza kontynuację stabilnych dostaw energii ze źródeł konwencjonalnych w ramach usług systemowych dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) oraz dodatkowy czas na transformację energetyczną kraju z wykorzystaniem pracy bloków węglowych, w tym "Bloków 200+", z których większość kontraktów mocowych wygasa po roku 2025."Bloki 200+" to program dedykowany modernizacji i uelastycznieniu pracy konwencjonalnych bloków węglowych klasy 200 MW poprzez dostosowanie ich sprawności pracy do rygorystycznych wymogów środowiskowych UE.

4.3. Ceny energii na rynku polskim

BASE_Y_23/24/25 (zł/MWh)

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

Na hurtowym rynku terminowym energii elektrycznej cena produktu BASE Y-25 spadła w II kwartale 2024 r. o 33%, do średniego poziomu 473,52 zł/MWh, w stosunku do analogicznego produktu (tj. BASE Y-24) w II kwartale 2023 r.

Rynkowa cena BASE Y-25 w I półroczu 2024 r. charakteryzowała się umiarkowaną zmiennością. Na początku roku kształtowała się na poziomie 530,00 zł/MWh, następnie cena zaczęła spadać do najniższego poziomu wynoszącego 400,61 zł/MWh, by na koniec czerwca osiągnąć poziom 472,40 zł/MWh.

Na kształtowanie się ceny BASE Y-25 w II kwartale 2024 r. wpływ miały mi.in. zmiany cen na rynku paliw i uprawnień do emisji CO2.

W I półroczu 2024 r. wolumen obrotu frontowym produktem rocznym tj. BASE Y-25 wyniósł 1 898 MW, co oznacza wzrost w porównaniu do I półrocza 2023 r., kiedy w ramach kontraktacji BASE Y-24 zawarto transakcje opiewające łącznie na 1 300 MW (wzrost o 46% r/r). Średni wolumen kontraktowany na każdej sesji w I półroczu 2023 r. wynosił 10 MW, a w I półroczu 2024 r. wzrósł do poziomu 15 MW.

RDN BASE (zł/MWh)

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

Średnia cena energii elektrycznej na rynku SPOT w II kwartale 2024 r. wyniosła 392,57 zł/MWh i była niższa o 26% w porównaniu do tego samego okresu w 2023 r.

Na poziom cen energii elektrycznej na rynku SPOT w I półroczu 2024 r. wpływ miały następujące czynniki:

wysoka generacja źródeł wytwórczych OZE PV i wiatr (czynnik pro-spadkowy),
wyższe średnie temperatury powietrza w I półroczu (czynnik pro-spadkowy w pierwszym kwartale oraz pro-wzrostowy w II kwartale),
niskie poziomy cen uprawnień do emisji CO² (czynnik pro-spadkowy),
wejście w życie 14 czerwca 2024 r. reform rynku bilansującego i zmiana sposobu rozliczeń za energię, m.in. skrócenie okresu rozliczeniowego z 1 godziny do 15 minut.

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

90,4 87,6 84,8 94,2 92,9 90,0 80,1 61,7 69,5 II kw. 22 III kw. 22 IV kw. 22 I kw. 23 II kw. 23 III kw. 23 IV kw. 23 I kw. 24 II kw. 24 -25%

Uprawnienia do emisji CO₂ (DEC-24) (EUR/t)

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

Pierwsza sesja II kwartału 2024 r. zamknęła się z ceną 61,80 EUR/t. Do 10 kwietnia 2024 r. ceny zamknięcia DEC-24 mieściły się w zakresie 57,41-64,07 EUR/t. 11 kwietnia 2024 r. cena zamknięcia wyniosła 68,03 EUR/t i na kolejnych sesjach wzrosła powyżej 70 EUR/t, do maksymalnej ceny zamknięcia w kwietniu – 73,62 EUR/t 16 kwietnia br. Istotnym czynnikiem wzrostowym dla cen uprawnień była silna korelacja z cenami gazu. Od 19 kwietnia 2024 r. cena uprawnień do emisji CO² utrzymywała się poniżej 70 EUR/t do końca miesiąca. Pierwsza majowa sesja zamknęła się z ceną 67,82 EUR/t oraz bardzo niskim wolumenem obrotu. Od drugiej sesji majowej, ceny DEC-24 zaczęły rosnąć i mieściły się w zakresie 69,46-74,22 EUR/t do 21 maja 2024 r., kiedy sesja zamknęła się z ceną 76,25 EUR/t. Ostatnia sesja majowa zakończyła się na poziomie 74,10 EUR/t. 1 czerwca 2024 r. Komisja Europejska opublikowała komunikat ws. całkowitej ilości uprawnień w obiegu (z ang. Total Number of Allowances in Circulation - TNAC) za rok 2023. Nadwyżka w 2023 r. wyniosła ok. 1,112 mld uprawnień. Po pierwszej sesji czerwcowej, ceny zaczęły spadać z niewielkimi korektami, do najniższej ceny na przedostatniej sesji w II kwartałe, która wyniosła 66,67 EUR/t. Ostatnia sesja kwartału zamknęła się z ceną 67,47 EUR/t. Średnia cena DEC-24 w II kwartale 2024 r. była o 25% niższa, niż średnia cena w analogicznym okresie roku 2023.

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

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

Prawa majątkowe zielone, na rynku sesyjnym TGE, w II kwartale 2024 r. charakteryzowały się znacznie niższymi cenami w porównaniu do roku 2023 i było to bezpośrednio związane z rozporządzeniem Ministerstwa Klimatu i Środowiska przyjmującym niski 5% poziom obowiązku OZE na rok 2024. Średnioważona cena PMOZE_A na pierwszej sesji w styczniu wyniosła 70,03 zł/MWh. Pierwsza kwietniowa sesja była dużo niższa i zamknęła się ze średnią dzienną ceną na poziomie 48,69 zł/MWh i była maksymalną wartością dla opisywanego kwartału. 7 maja 2024 r. średnia cena sesyjna spadła poniżej 40 zł/MWh, a najniższa średnia cena została odnotowana 6 czerwca 2024 r. na poziomie 35,37 zł/MWh. Średnia cena w II kwartale 2024 r. była o 79% niższa, niż średnia cena w analogicznym okresie 2023 r.

W II kwartale 2024 r. zostało wystawione 4,2 TWh oraz umorzone 9,2 TWh zielonych świadectw pochodzenia, pozostawiając w rejestrze 12 TWh aktywnych uprawnień na koniec czerwca br. (o 2 TWh mniej niż na końcu II kwartału 2023 r.).

5. Informacje o wynikach operacyjnych i finansowych

5.1. Wybrane dane finansowe GK ENEA

[tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	24 021 583	16 142 001	-7 879 582	-32,8%	11 490 641	7 757 120	-3 733 521	-32,5%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	723 627	2 744 036	2 020 409	279,2%	112 135	1 212 938	1 100 803	981,7%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	(123 565)	2 432 098	2 555 663	2 068,3%	(486 458)	1 132 314	1 618 772	332,8%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	(54 149)	1 969 697	2 023 846	3 737,6%	(305 425)	931 066	1 236 491	404,8%
EBITDA	2 316 196	3 470 421	1 154 225	49,8%	1 271 887	1 593 213	321 326	25,3%
CAPEX	1 466 587	1 332 238	-134 349	-9,2%	886 531	891 073	4 542	0,5%
Dług netto	4 843 611	2 913 299	-1 930 312	-39,9%	4 843 611	2 913 299	-1 930 312	-39,9%
Zysk / (strata) netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	(144 252)	2 280 726	2 424 978	1 681,1%	(346 465)	1 262 692	1 609 157	464,5%
Średnioważona liczba akcji [szt.]	529 731 093	529 731 093	-	-	529 731 093	529 731 093	-	-
Zysk / (strata) netto na akcję [zł]	(0,27)	4,31	4,58	1 696,3%	(0,65)	2,38	3,03	466,2%
Rozwodniony zysk / (strata) na akcję [zł]	(0,27)	4,31	4,58	1 696,3%	(0,65)	2,38	3,03	466,2%

mln zł

[tys. zł]	31 grudnia 2023	30 czerwca 2024	Zmiana	Zmiana %
Aktywa razem	39 110 745	35 687 358	-3 423 387	-8,8%
Zobowiązania razem	23 671 146	18 310 076	-5 361 070	-22,6%
Zobowiązania długoterminowe	8 703 088	9 981 824	1 278 736	14,7%
Zobowiązania krótkoterminowe	14 968 058	8 328 252	-6 639 806	-44,4%
Kapitał własny	15 439 599	17 377 282	1 937 683	12,6%
Kapitał zakładowy	676 306	676 306	-	-
Wartość księgowa na akcję [zł]	29,15	32,80	3,65	12,5%
Rozwodniona wartość księgowa na akcję [zł]	29,15	32,80	3,65	12,5%

5.2. Skonsolidowany rachunek zysków i strat

Skonsolidowany rachunek zysków i strat w I półroczu 2024 r.

[tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	18 271 692	11 442 552	-6 829 140	-37,4%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	319 486	359 471	39 985	12,5%
Przychody ze sprzedaży gazu	75 239	171	-75 068	-99,8%
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych	2 317 490	2 273 652	-43 838	-1,9%
Przychody z tytułu opłat przyłączeniowych	64 449	70 652	6 203	9,6%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	14 395	6 742	-7 653	-53,2%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	88 188	170 759	82 571	93,6%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	84 166	101 610	17 444	20,7%
Przychody ze sprzedaży węgla	191 127	269 416	78 289	41,0%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	472 638	540 094	67 456	14,3%
Przychody ze sprzedaży netto	21 898 870	15 235 119	-6 663 751	-30,4%
Rekompensaty	2 114 940	897 749	-1 217 191	-57,6%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	7 773	9 133	1 360	17,5%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	24 021 583	16 142 001	-7 879 582	-32,8%
Amortyzacja	800 260	743 004	-57 256	-7,2%
Koszty świadczeń pracowniczych	1 475 147	1 702 353	227 206	15,4%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	7 508 078	4 942 453	-2 565 625	-34,2%
Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży	10 145 981	4 828 769	-5 317 212	-52,4%
Usługi przesyłowe	335 486	313 050	-22 436	-6,7%
Inne usługi obce	542 804	602 845	60 041	11,1%
Podatki i opłaty	1 836 281	274 123	-1 562 158	-85,1%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	22 644 037	13 406 597	-9 237 440	-40,8%
Pozostałe przychody operacyjne	133 058	119 505	-13 553	-10,2%
Pozostałe koszty operacyjne	141 154	98 095	-43 059	-30,5%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	184 148	4 945	-179 203	-97,3%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(37 662)	(34 342)	3 320	8,8%
Odpis / (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	792 309	(16 619)	-808 928	-102,1%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	723 627	2 744 036	2 020 409	279,2%
Koszty finansowe	266 985	255 193	-11 792	-4,4%
Przychody finansowe	76 907	109 548	32 641	42,4%
Zyski / (straty) z pochodnych instrumentów walutowych niewykorzystywanych w rachunkowości zabezpieczeń	(657 600)	(135 716)	521 884	79,4%
Przychody z tytułu dywidend	93	14	-79	-84,9%
Udział w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	4 714	-30 591	-35 305	-748,9%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości inwestycji w	4 321	0	-4 321	-100,0%
jednostkach stowarzyszonych i współkontrolowanych Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	(123 565)	2 432 098	2 555 663	2 068,3%
Podatek dochodowy	-69 416	462 401	531 817	766,1%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	(54 149)	1 969 697	2 023 846	3 737,6%
EBITDA	2 316 196	3 470 421	1 154 225	49,8%

Główne czynniki zmiany EBITDA GK ENEA w I półroczu 2024 r. (wzrost o 1 154,2 mln zł):

(-) spadek przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 6 829,1 mln zł wynika głównie ze spadku średniej ceny sprzedaży, przy jednoczesnym spadku wolumenu sprzedaży

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła o 40,0 mln zł wynika głównie ze wzrostu średniej ceny sprzedaży, przy jednoczesnym spadku wolumenu sprzedaży

(-) spadek przychodów ze sprzedaży gazu ziemnego o 75,1 mln zł w wyniku niższego wolumenu sprzedaży (czasowe zaprzestanie sprzedaży paliwa gazowego w 2024 r.)

(-) spadek przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych o 43,8 mln zł wynika głównie z niższych przychodów z tytułu odsprzedaży energii elektrycznej na Rynku Bilansującym, przy jednocześnie niższym wolumenie dystrybucji energii

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży towarów i materiałów o 82,6 mln zł wynika głównie z wyższej sprzedaży ubocznych produktów spalania

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży pozostałych produktów i usług o 17,4 mln zł wynika z większego zapotrzebowania na asortyment u klientów zewnętrznych

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży węgla o 78,3 mln zł wynika głównie z wyższego wolumenu sprzedaży węgla, przy jednocześnie niższej średniej cenie sprzedaży

(+) wzrost przychodów z tytułu Rynku Mocy o 67,5 mln zł głównie w wyniku waloryzacji ceny obowiązku mocowego

(-) spadek przychodów z tytułu rekompensat o 1 217,2 mln zł - zgodnie z zapisami ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. oraz w 2024 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej [ustawa o limitach zużycia] oraz ustawy z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 r. oraz w 2024 r. [ustawa o limitach cen]:

(-) w I pół. 2023 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty dotyczącej cen energii elektrycznej w wysokości 2 114,9 mln zł

(+) w I pół. 2024 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty dotyczącej cen energii elektrycznej w wysokości 897,7 mln zł

(-) wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 227,2 mln zł spowodowany głównie wyższymi kosztami wynagrodzeń wraz z narzutami oraz wzrostem średniego zatrudnienia

(+) spadek kosztów zużycia materiałów i surowców oraz wartości sprzedanych towarów o 2 565,6 mln zł wynika ze spadku kosztów emisji CO2, kosztów zużycia węgla oraz kosztów zużycia biomasy dla całego Obszaru Wytwarzania

(+) spadek kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu o 5 317,2 mln zł wynika głównie z niższych średnich cen zakupu oraz niższego wolumenu zakupu

(+) spadek kosztów usług przesyłowych o 22,4 mln zł wynika głównie z niższych kosztów z tytułu rozliczeń z prosumentami

(-) wzrost kosztów usług obcych o 60,0 mln zł wynika głównie z wyższych kosztów zadań zlecanych firmom zewnętrznym przy zmiennych stawkach za realizację tych usług i kosztów ubezpieczeń majątkowych

(+) spadek kosztów podatków i opłat o 1 562,2 mln zł wynika głównie z braku rozpoznawanych kosztów z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w 2024 r.

(-) spadek wykorzystania rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia o 179,2 mln zł:

(-) w I pół. 2023 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 184,1 mln zł, zawiązanej w kosztach w grudniu 2022 r. na stratę na Taryfie G wynikającą z nieuwzględnienia poniesionych kosztów zakupu energii w zatwierdzonej Taryfie z dnia 17 grudnia 2022 r. przez Prezesa URE i zastosowania zapisów ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej w wysokości 368,3 mln zł

(+) w I pół. 2024 r. ujęto częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 4,9 mln zł zawiązanej w kosztach w grudniu 2023 r. na stratę wynikającą z rozliczenia przez ENEA S.A. jako sprzedawcy z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów

(+) wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 32,8 mln zł:
- (+) wzrost wyceny transakcji terminowych energii i gazu o 46,8 mln zł
- (+) spadek rezerw na bezumowne korzystanie z korytarzy przesyłowych o 25,5 mln zł
- (+) spadek rezerw na potencjalne roszczenia o 11,0 mln zł
- (+) niższa strata na likwidacji rzeczowych aktywów trwałych o 3,3 mln zł m. in. w związku z zmianą zakresu likwidowanych wyrobisk
- (-) spadek wyniku na kontraktach CO² i aktualizacji wyceny o 29,4 mln zł
- (-) spadek przychodów z tytułu odszkodowań, kar i grzywien o 9,8 mln zł
- (-) zmiana odpisów aktualizujących wartość należności przeterminowanych oraz należności nieściągalnych o 6,7 mln zł

Istotne zmiany wpływające na wynik netto:

(+) spadek odpisów z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych o 808,9 mln zł, wpływ zmiany skutkuje powiększeniem wyniku netto o 655,2 mln zł - wpływ utworzonego w I pół. 2023 r. odpisu w segmencie Wydobycie

(+) zmiana wyniku z pochodnych instrumentów walutowych niewykorzystywanych w rachunkowości zabezpieczeń o 521,9 mln zł wynikająca ze zmian wycen kontraktów walutowych oraz zrealizowanych różnic kursowych powiązanych z tymi kontraktami

(-) zmiana udziału w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych o 35,3 mln zł

Skonsolidowany rachunek zysków i strat w II kwartale 2024 r.

[tys. zł]	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	8 878 261	5 555 349	-3 322 912	-37,4%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	120 264	123 669	3 405	2,8%
Przychody ze sprzedaży gazu	23 843	0	-23 843	-100,0%
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych	1 126 467	1 103 582	-22 885	-2,0%
Przychody z tytułu opłat przyłączeniowych	32 095	27 964	-4 131	-12,9%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	6 691	2 424	-4 267	-63,8%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	44 773	110 483	65 710	146,8%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	46 668	45 674	-994	-2,1%
Przychody ze sprzedaży węgla	84 837	129 044	44 207	52,1%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	229 225	263 389	34 164	14,9%
Przychody ze sprzedaży netto	10 593 124	7 361 578	-3 231 546	-30,5%
Rekompensaty	893 832	392 090	-501 742	-56,1%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	3 685	3 452	-233	-6,3%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	11 490 641	7 757 120	-3 733 521	-32,5%
Amortyzacja	396 112	380 203	-15 909	-4,0%
Koszty świadczeń pracowniczych	760 886	862 355	101 469	13,3%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	3 545 317	2 376 335	-1 168 982	-33,0%
Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży	4 791 321	2 322 435	-2 468 886	-51,5%
Usługi przesyłowe	143 412	141 902	-1 510	-1,1%
Inne usługi obce	286 307	301 560	15 253	5,3%
Podatki i opłaty	775 912	142 018	-633 894	-81,7%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	10 699 267	6 526 808	-4 172 459	-39,0%
Pozostałe przychody operacyjne	30 188	40 309	10 121	33,5%
Pozostałe koszty operacyjne	17 293	39 638	22 345	129,2%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	92 074	4 945	-87 129	-94,6%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(20 568)	(22 918)	-2 350	-11,4%
Odpis / (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	763 640	72	-763 568	-100,0%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	112 135	1 212 938	1 100 803	981,7%
Koszty finansowe	129 215	124 823	-4 392	-3,4%
Przychody finansowe	41 522	60 189	18 667	45,0%
Zyski / (straty) z pochodnych instrumentów walutowych niewykorzystywanych w rachunkowości zabezpieczeń	(514 133)	(14 602)	499 531	97,2%
Przychody z tytułu dywidend	93	14	-79	-84,9%
Udział w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	4 187	-1 402	-5 589	-133,5%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości inwestycji w jednostkach stowarzyszonych i współkontrolowanych	1 047	0	-1 047	-100,0%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	(486 458)	1 132 314	1 618 772	332,8%
Podatek dochodowy	-181 033	201 248	382 281	211,2%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	(305 425)	931 066	1 236 491	404,8%
EBITDA	1 271 887	1 593 213	321 326	25,3%

Główne czynniki zmiany EBITDA GK ENEA w II kwartale 2024 r. (wzrost o 321,3 mln zł):

(-) spadek przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 3 322,9 mln zł wynika głównie ze spadku średniej ceny sprzedaży, przy jednoczesnym spadku wolumenu sprzedaży

(-) spadek przychodów ze sprzedaży gazu ziemnego o 23,8 mln zł głównie w wyniku niższego wolumenu sprzedaży (czasowe zaprzestanie sprzedaży paliwa gazowego w 2024 r.)

(-) spadek przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych o 22,9 mln zł wynika głównie z niższych przychodów z tytułu odsprzedaży energii elektrycznej na Rynku Bilansującym, przy jednocześnie niższym wolumenie dystrybucji energii

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży towarów i materiałów o 65,7 mln zł wynika głównie z wyższej sprzedaży ubocznych produktów spalania

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży węgla o 44,2 mln zł wynika głównie z wyższego wolumenu sprzedaży węgla, przy jednocześnie niższej średniej cenie sprzedaży

(+) wzrost przychodów z tytułu Rynku Mocy o 34,2 mln zł głównie w wyniku waloryzacji ceny obowiązku mocowego

(-) spadek przychodów z tytułu rekompensat o 501,7 mln zł - zgodnie z zapisami ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. oraz w 2024 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej [ustawa o limitach zużycia] oraz ustawy z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 r. oraz w 2024 r. [ustawa o limitach cen]

(-) w II kw. 2023 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty dotyczącej cen energii elektrycznej w wysokości 893,8 mln zł

(+) w II kw. 2024 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty dotyczącej cen energii elektrycznej w wysokości 392,1 mln zł

(-) wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 101,5 mln zł spowodowany głównie wyższymi kosztami wynagrodzeń wraz z narzutami

(+) spadek kosztów zużycia materiałów i surowców oraz wartości sprzedanych towarów o 1 169,0 mln zł wynika ze spadku kosztów emisji CO2, kosztów zużycia węgla oraz kosztów zużycia biomasy dla całego Obszaru Wytwarzania

(+) spadek kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu o 2 468,9 mln zł wynika głównie z niższych średnich cen zakupu, przy niższym wolumenie zakupu

(-) wzrost kosztów usług obcych o 15,3 mln zł wynika głównie z wyższych kosztów zadań zlecanych firmom zewnętrznym przy zmiennych stawkach za realizację tych usług

(+) spadek kosztów podatków i opłat o 633,9 mln zł wynika głównie z braku rozpoznawanych kosztów z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w 2024 r.

(-) spadek wykorzystania rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia o 87,1 mln zł:

(-) w II kw. 2023 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 92,0 mln zł, zawiązanej w kosztach w grudniu 2022 r. na stratę na Taryfie G wynikającą z nieuwzględnienia poniesionych kosztów zakupu energii w zatwierdzonej Taryfie z dnia 17 grudnia 2022 r. przez Prezesa URE i zastosowania zapisów ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej w wysokości 368,3 mln zł

(+) w II kw. 2024 r. ujęto częściowe wykorzystanie rezerwy zawiązanej w kosztach w grudniu 2023 r. na stratę wynikającą z rozliczenia przez ENEA S.A. jako sprzedawcy z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów w wysokości 4,9 mln zł

(-) spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 14,6 mln zł:

(-) spadek wyceny transakcji terminowych energii i gazu o 14,0 mln zł

(-) spadek przychodów z tytułu odszkodowań, kar i grzywien o 6,2 mln zł

(-) wyższa strata na likwidacji rzeczowych aktywów trwałych o 2,4 mln zł m. in. w związku z zmianą zakresu likwidowanych wyrobisk

(-) zmiana odpisów aktualizujących wartość należności przeterminowanych oraz należności nieściągalnych o 1,6 mln zł

(+) wzrost wyniku na kontraktach CO² i aktualizacji wyceny o 6,4 mln zł

(+) spadek rezerw na bezumowne korzystanie z korytarzy przesyłowych o 6,1 mln zł

Istotne zmiany wpływające na wynik netto:

(+) spadek odpisów z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych o 763,6 mln zł, wpływ zmiany skutkuje powiększeniem wyniku netto o 618,5 mln zł - wpływ utworzonego w II kw. 2023 r. odpisu w segmencie Wydobycie

(+) zmiana wyniku z pochodnych instrumentów walutowych niewykorzystywanych w rachunkowości zabezpieczeń o 499,5 mln zł wynikająca ze zmian wycen kontraktów walutowych oraz zrealizowanych różnic kursowych powiązanych z tymi kontraktami

(-) zmiana udziału w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych o 5,6 mln zł

5.3. Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów

	Na dzień
Aktywa [tys. zł]	31 grudnia 2023	30 czerwca 2024	Zmiana	Zmiana %
Aktywa trwałe	21 636 978	22 572 399	935 421	4,3%
Rzeczowe aktywa trwałe	18 261 023	18 899 835	638 812	3,5%
Prawo do korzystania ze składnika aktywów	840 307	849 847	9 540	1,1%
Wartości niematerialne	337 662	324 048	-13 614	-4,0%
Nieruchomości inwestycyjne	21 279	21 090	-189	-0,9%
Inwestycje w jednostki stowarzyszone i współkontrolowane	216 140	144 396	-71 744	-33,2%
Aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	1 703 670	2 058 868	355 198	20,8%
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej	75 032	83 425	8 393	11,2%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności	6 647	19 450	12 803	192,6%
Koszty doprowadzenia do zawarcia umowy	8 991	10 971	1 980	22,0%
Należności z tytułu leasingu i subleasingu finansowego	979	949	-30	-3,1%
Środki zgromadzone w ramach Funduszu Likwidacji Kopalń	165 248	159 520	-5 728	-3,5%
Aktywa obrotowe	17 473 767	13 114 959	-4 358 808	-24,9%
Prawa do emisji CO2	3 731 418	247 230	-3 484 188	-93,4%
Zapasy	1 954 315	1 459 082	-495 233	-25,3%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności	6 776 525	5 499 878	-1 276 647	-18,8%
Koszty doprowadzenia do zawarcia umowy	15 762	14 210	-1 552	-9,8%
Aktywa z tytułu umów z klientami	528 106	479 611	-48 495	-9,2%
Należności z tytułu leasingu i subleasingu finansowego	1 303	1 532	229	17,6%
Należności z tytułu bieżącego podatku dochodowego	1 295 694	828 830	-466 864	-36,0%
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej	144 511	75 232	-69 279	-47,9%
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	3 026 133	4 509 354	1 483 221	49,0%
Razem aktywa	39 110 745	35 687 358	-3 423 387	-8,8%

mln zł

Struktura rzeczowych aktywów trwałych

¹ w tym wyłączenia

Główne czynniki zmian aktywów trwałych (wzrost o 935,4 mln zł):

638,8 mln zł wzrost rzeczowych aktywów trwałych w tym: wzrost wartości środków trwałych o 1 018 mln zł, przy jednoczesnym wzroście wartości umorzenia i odpisów o 379 mln zł
355,2 mln zł wzrost aktywów z tytułu odroczonego podatku głównie wpływ zmiany wysokości rezerw na uprawnienia do emisji CO2, odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny oraz wyceny instrumentów walutowych niewykorzystywanych w rachunkowości zabezpieczeń
71,7 mln zł spadek inwestycji w jednostkach stowarzyszonych i współkontrolowanych głównie zmiana udziału w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych

Główne czynniki zmian aktywów obrotowych (spadek o 4 358,8 mln zł):

3 484,2 mln zł spadek wartości praw do emisji CO² w tym: 2 984,0 mln zł nabycie uprawnień w 2024 r., -6 468,2 mln zł umorzenie praw
1 276,6 mln zł spadek należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności głównie spadek należności z tytułu podatków (z wyłączeniem podatku dochodowego), spadek należności handlowych oraz spadek należności z tytułu rekompensat, przy jednoczesnym wzroście wartości depozytów zabezpieczających transakcje futures zakupu uprawnień do emisji CO²
495,2 mln zł spadek wartości zapasów w tym: spadek zapasów węgla, biomasy i świadectw pochodzenia energii
466,9 mln zł spadek pozycji należności z tytułu bieżącego podatku dochodowego zmiana rozliczeń z tytułu bieżącego podatku dochodowego
69,3 mln zł spadek wartości aktywów finansowych wycenianych w wartości godziwej głównie w wyniku aktualizacji wyceny kontraktów terminowych na zakup energii elektrycznej oraz transakcji zabezpieczających ryzyko stopy procentowej
48,5 mln zł spadek pozycji aktywów z tytułu umów z klientami wynika głównie ze zmiany poziomu niezafakturowanej sprzedaży energii elektrycznej
1 483,2 mln zł wzrost poziomu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów głównie wzrost środków na rachunku bieżącym oraz wpływ otrzymanych rekompensat cen energii elektrycznej zgodnie z ustawą cenową, przy jednoczesnej zmianie salda na rachunkach VAT, spadku depozytów zabezpieczających rozliczenia IRGiT oraz zmianie wysokości środków celowych z tytułu handlu prawami do emisji CO²

	Na dzień
Pasywa [tys. zł]	31 grudnia 2023	30 czerwca 2024	Zmiana	Zmiana %
Razem kapitał własny	15 439 599	17 377 282	1 937 683	12,6%
Kapitał zakładowy	676 306	676 306	-	-
Kapitał z nadwyżki ceny emisyjnej nad wartością nominalną akcji	3 348 670	3 348 670	-	-
Kapitał rezerwowy z wyceny instrumentów zabezpieczających	55 249	19 968	-35 281	-63,9%
Zyski zatrzymane	9 858 705	12 178 987	2 320 282	23,5%
Udziały niekontrolujące	1 500 669	1 153 351	-347 318	-23,1%
Razem zobowiązania	23 671 146	18 310 076	-5 361 070	-22,6%
Zobowiązania długoterminowe	8 703 088	9 981 824	1 278 736	14,7%
Zobowiązania krótkoterminowe	14 968 058	8 328 252	-6 639 806	-44,4%
Razem pasywa	39 110 745	35 687 358	-3 423 387	-8,8%

Struktura zobowiązań długoterminowych [mln zł]

Główne czynniki zmian zobowiązań długoterminowych (wzrost o 1 278,7 mln zł)

1 615,1 mln zł wzrost pozycji kredyty, pożyczki i dłużne papiery wartościowe głównie emisja obligacji oraz pozyskanie dodatkowego finansowania w postaci kredytu, przy jednoczesnej spłacie transzy kredytu konsorcjalnego i reklasyfikacji części zobowiązań długoterminowych na krótkoterminowe
187,4 mln zł spadek zobowiązań finansowych wycenianych w wartości godziwej głównie zmiana wyceny kontraktów FX Forward
156,4 mln zł spadek rezerw z tytułu odroczonego podatku dochodowego

6 860 3 090 3 271 762 315 670 3 578 464 2 308 751 516 711 Rezerwy na pozostałe zobowiązania i inne obciążenia Kredyty, pożyczki i dłużne papiery wartościowe Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Zobowiązania finansowe wyceniane w wartości godziwej Pozostałe 31 grudnia 2023 30 czerwca 2024

Struktura zobowiązań krótkoterminowych [mln zł]

Główne czynniki zmian zobowiązań krótkoterminowych (spadek o 6 639,8 mln zł)

3 282,2 mln zł spadek rezerw na zobowiązania i inne obciążenia w tym: spadek rezerw na zakup uprawnień do emisji CO2, spadek rezerw na świadectwa pochodzenia energii
2 625,7 mln zł spadek pozycji kredyty, pożyczki i dłużne papiery wartościowe głównie wykup obligacji i spłata rat kredytowych, przy jednoczesnej reklasyfikacji częsci zobowiązań długoterminowych na krótkoterminowe
962,8 mln zł spadek zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych zobowiązań spadek zobowiązań handlowych, spadek zobowiązań inwestycyjnych, przy jednoczesnym wzroście zobowiązań z tytułu podatków
201,6 mln zł wzrost zobowiązań finansowych wycenianych w wartości godziwej głównie zmiana wyceny kontraktów FX Forward

5.4. Sytuacja pieniężna

Rachunek przepływów pieniężnych [tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej	1 163 580	3 963 486	2 799 906	240,6%
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	(1 220 997)	(1 233 005)	-12 008	-1,0%
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej	1 321 751	(1 247 260)	-2 569 011	-194,4%
Zwiększenie / (Zmniejszenie) netto stanu środków pieniężnych	1 264 334	1 483 221	218 887	17,3%
Stan środków pieniężnych na początek okresu sprawozdawczego	1 563 716	3 026 133	1 462 417	93,5%
Stan środków pieniężnych na koniec okresu sprawozdawczego	2 828 050	4 509 354	1 681 304	59,5%

Przepływy pieniężne w I półroczu 2024 r. [mln zł]

Wydatki inwestycyjne ¹ GK ENEA w I półroczu 2024 r. [mln zł]

¹ Nabycie/ zbycie rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych oraz nabycie/ zbycie jednostek zależnych, stowarzyszonych i współkontrolowanych

5.5. Analiza wskaźnikowa

Definicje wskaźników zamieszczone zostały w rozdziale 10 Słownik pojęć i skrótów.

	I pół. 2023	I pół. 2024	II kw. 2023 r.	II kw. 2024 r.
Wskaźniki rentowności
ROE - rentowność kapitału własnego ¹	-0,7%	22,7%	-7,7%	21,4%
ROA - rentowność aktywów ¹	-0,3%	11,0%	-3,4%	10,4%
Rentowność netto	-0,2%	12,2%	-2,7%	12,0%
Rentowność operacyjna	3,0%	17,0%	1,0%	15,6%
Rentowność EBITDA	9,6%	21,5%	11,1%	20,5%
Wskaźniki płynności i struktury finansowej
Wskaźnik bieżącej płynności	1,0	1,6	1,0	1,6
Pokrycie majątku trwałego kapitałami własnymi	68,1%	77,0%	68,1%	77,0%
Wskaźnik zadłużenia ogólnego	55,9%	51,3%	55,9%	51,3%
Dług netto / EBITDA LTM	1,71	0,39	1,71	0,39
Wskaźniki aktywności gospodarczej
Cykl rotacji należności krótkoterminowych w dniach ²	43	71	45	74
Cykl rotacji zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych w dniach ³	41	54	44	56
Cykl rotacji zapasów w dniach	17	32	18	33

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

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

³ Zobowiązania z tytułu dostaw i usług – handlowe, zobowiązania z tytułu umów z klientami

5.6. CAPEX – nakłady inwestycyjne GK ENEA

mln zł

CAPEX – nakłady inwestycyjne [mln zł]	II kw. 2023 r.	II kw. 2024 r.	Wykonanie II kw. 2024 r./ Plan II kw. 2024 r.	I pół. 2023	I pół. 2024	Wykonanie I pół. 2024 r./ Plan I pół. 2024 r.	Plan 2024 r.	Wykonanie I pół. 2024 r./ Plan 2024 r.
Wydobycie	178,5	330,7	99,2%	344,9	476,4	99,4%	1 012,5	47,1%
Wytwarzanie	132,9	155,2	61,7%	204,5	180,1	49,9%	1 133,8	15,9%
Dystrybucja	350,5	388,7	84,6%	681,2	645,7	80,8%	2 289,6	28,2%
Pozostałe	224,6	16,5	36,0%	236,0	30,0	47,2%	197,3	15,2%
Razem	886,5	891,1	81,8%	1 466,6	1 332,2	78,2%	4 633,2	28,8%

Inwestycje związane z ochroną środowiska

Wyszczególnienie [mln zł]	II kw. 2024 r.	I pół. 2024 r.
Grupa Kapitałowa Lubelski Węgiel Bogdanka – inwestycje środowiskowe	9,8	15,7
ENEA ELKOGAZ – budowa bloku gazowo-parowego BGP1	1,2	8,7
Dostosowanie Elektrowni Połaniec do wymagań Rynku Mocy po 1 lipca 2025 r.	1,3	1,4
Wymiana modułów SCR w Elektrowni Połaniec	3,7	3,7
Pozostałe	2,4	3,4
Łącznie inwestycje związane z ochroną środowiska	18,4	32,9

Realizacja kluczowych projektów inwestycyjnych w I pół. 2024 r.

Przyłączanie nowych odbiorców i nowych źródeł 372,4 mln zł (ENEA Operator)
Modernizacja i odtworzenie majątku 180,5 mln zł (ENEA Operator)
Zakup kompleksu kombajnowego 166,4 mln zł (LWB)
Budowa FW Bejsce (20 MW) 60,4 mln zł (SPV)
Modernizacje bloków nr 1, 5 i 11 17,2 mln zł (Elektrownia Kozienice)

5.7. Dane operacyjne, finansowe i realizacja kluczowych projektów inwestycyjnych w poszczególnych obszarach działalności GK ENEA

5.7.1. Wyniki finansowe w obszarach

EBITDA [tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Obrót	71 078	195 928	124 850	175,7%	70 659	116 362	45 703	64,7%
Dystrybucja	859 398	1 159 694	300 296	34,9%	432 863	546 427	113 564	26,2%
Wytwarzanie	1 067 358	1 665 309	597 951	56,0%	577 105	735 406	158 301	27,4%
Wydobycie	523 062	270 801	-252 261	-48,2%	233 589	113 055	-120 534	-51,6%
Pozostała działalność	79 275	110 566	31 291	39,5%	44 520	72 604	28 084	63,1%
Pozycje nieprzypisane i wyłączenia	-283 975	68 123	352 098	124,0%	-86 849	9 359	96 208	110,8%
EBITDA Razem	2 316 196	3 470 421	1 154 225	49,8%	1 271 887	1 593 213	321 326	25,3%

Na dzień 30 czerwca 2024 r. spółki z GK ENEA zatrudniały na umowę o pracę 18 186 osób, w tym ENEA S.A. 431 osób. Poniższa tabela przedstawia dane na temat zatrudnienia w GK ENEA, uwzględniając Pracowników czasowo zawieszonych w zatrudnieniu, tj. przebywających na urlopach wychowawczych bądź urlopach bezpłatnych powyżej 30 dni lub otrzymujących świadczenia rehabilitacyjne.

osoby	Stan na 31.12.2023 r.	Stan na 30.06.2024 r.	Zmiana
Obrót	589	558	-31
Dystrybucja	5 439	5 408	-31
Wytwarzanie	4 191	4 159	-32
Wydobycie	6 160	6 233	73
Pozostała działalność	1 848	1 828	-20
Razem	18 227	18 186	-41

5.7.2. Obszar Obrotu

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej realizowana jest przez ENEA S.A.

Dodatkowo, w obszarze Obrotu prezentowane są dane finansowe ENEA Trading i ENEA Power&Gas Trading (3 kwietnia 2023 r. nastąpił podział przez wydzielenie i przeniesienie części majątku spółki ENEA Trading, w postaci zorganizowanej części przedsiębiorstwa, na spółkę ENEA Power&Gas Trading).

Dane operacyjne

	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym [GWh]	11 551	12 495	944	8,2%	5 532	5 949	417	7,5%
Liczba odbiorców (Punkty Poboru Energii) (stan na koniec okresu sprawozdawczego) [tys.]	2 714	2 741	27	1,0%	2 714	2 741	27	1,0%

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

W I półroczu 2024 r. w stosunku do I półrocza 2023 r. łączny wolumen sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego był wyższy o 944 GWh, tj. o 8,2%. Wzrost spowodowany był zmianami w portfelu klientów. W segmencie odbiorców biznesowych odnotowano wzrost wolumenu sprzedaży energii elektrycznej o 1 214 GWh, tj. o 13,8 % i wzrost wolumenu w segmencie odbiorców indywidualnych o 99 GWh, tj. o 4,1%. Wolumen sprzedaży paliwa gazowego w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego spadł o 369 GWh, tj. o 99,7%, co spowodowane jest zaprzestaniem sprzedaży paliwa gazowego w 2024 r.

Łączne przychody ze sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego w I półroczu 2024 r. spadły w stosunku do I półrocza 2023 r. o 1 126 mln zł, tj. o 13,7%, co jest odzwierciedleniem spadku cen energii elektrycznej na rynku hurtowym.

Dane finansowe

[tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	10 915 596	13 200 106	2 284 510	20,9%	4 475 409	4 506 411	31 002	0,7%
Rekompensaty	1 892 333	700 116	-1 192 217	-63,0%	792 855	312 252	-480 603	-60,6%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	12 807 929	13 900 222	1 092 293	8,5%	5 268 264	4 818 663	-449 601	-8,5%
EBIT	70 003	194 436	124 433	177,8%	70 173	115 585	45 412	64,7%
Amortyzacja	1 075	1 492	417	38,8%	486	777	291	59,9%
EBITDA	71 078	195 928	124 850	175,7%	70 659	116 362	45 703	64,7%
Marża EBITDA	1%	1%	-	-	1%	2%	1 p.p.	-
CAPEX ¹	26	0	-26	-100,0%	26	0	-26	-100,0%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	42%	50%	8 p.p.	-	38%	42%	4 p.p.	-

¹ Bez inwestycji kapitałowych ENEA S.A.

Główne czynniki zmiany EBITDA w I półroczu 2024 r. (wzrost o 124,8 mln zł):

Skorygowana marża I pokrycia (wzrost o 1 509,4 mln zł)

(+) spadek średniej ceny zakupu energii o 32,1%
(+) wzrost wolumenu sprzedaży energii o 11,7%
(+) spadek kosztów obowiązków ekologicznych o 74,5%
(+) czasowe zaprzestanie sprzedaży paliwa gazowego w 2024 r.
(-) spadek średniej ceny sprzedaży energii o 21,8%
(+) aktualizacja wyceny kontraktów CO₂, transakcji terminowych energii i gazu

Rekompensaty (spadek o 1 192,2 mln zł)

zgodnie z zapisami ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. oraz w 2024 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej [art. 12, ustawa o limitach zużycia] oraz ustawy z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 r. oraz w 2024 r. [art. 8, ustawa o limitach cen]

(-) w I pół. 2023 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 1 892,3 mln zł

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

Koszty własne (wzrost o 42,0 mln zł)

(-) wzrost kosztów bezpośrednich sprzedaży o 35,0 mln zł
(-) wzrost kosztów ogólnego zarządu o 4,2 mln zł
(-) wzrost kosztów usług wspólnych o 2,8 mln zł

Rezerwy dotyczące umów rodzących obciążenia (spadek wykorzystania o 179,2 mln zł)

(+) w I pół. 2024 r. ujęto częściowe wykorzystanie rezerwy zawiązanej w kosztach w grudniu 2023 r. na stratę wynikającą z rozliczenia przez ENEA S.A. jako sprzedawcy z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów w wysokości 4,9 mln zł

Pozostałe czynniki (wzrost o 28,8 mln zł)

(+) spadek kosztów usług dystrybucji dotyczące obowiązującego modelu rozliczenia z prosumentami o 30,9 mln zł
(+) spadek kosztów darowizn o 4,5 mln zł
(+) wzrost przychodów ze sprzedaży usług o 5,2 mln zł
(-) spadek zysku ze sprzedaży prawa wieczystego użytkowania gruntu, sprzedaży lokali i innych środków trwałych o 4,4 mln zł
(-) wzrost odpisanych należności w koszty o 6,3 mln zł
(-) wzrost kosztów postępowań sądowych o 1,3 mln zł

obciążenia

Główne czynniki zmiany EBITDA w II kwartale 2024 r. (wzrost o 45,7 mln zł):

Skorygowana marża I pokrycia (wzrost o 638,2 mln zł)

(+) spadek średniej ceny zakupu energii o 29,8%
(+) wzrost wolumenu sprzedaży energii o 10,5%
(+) spadek kosztów obowiązków ekologicznych o 78,1%
(+) czasowe zaprzestanie sprzedaży paliwa gazowego w 2024 r.
(-) spadek średniej ceny sprzedaży energii o 19,5%
(-) aktualizacja wyceny kontraktów CO₂, transakcji terminowych energii i gazu

Rekompensaty (spadek o 480,6 mln zł)

(-) w II kw. 2023 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 792,9 mln zł

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

Koszty własne (wzrost o 28,6 mln zł)

(-) wzrost kosztów bezpośrednich sprzedaży o 24,1 mln zł
(-) wzrost kosztów ogólnego zarządu o 3,0 mln zł
(-) wzrost kosztów usług wspólnych o 1,5 mln zł

Rezerwy dotyczące umów rodzących obciążenia (spadek wykorzystania o 87,1 mln zł)

Pozostałe czynniki (wzrost o 3,8 mln zł)

(+) spadek kosztów usług dystrybucji dotyczące obowiązującego modelu rozliczenia z prosumentami o 9,5 mln zł
(+) spadek kosztów rezerw na przewidywane straty i potencjalne roszczenia o 1,2 mln zł
(-) spadek zysku ze sprzedaży prawa wieczystego użytkowania gruntu, sprzedaży lokali i innych środków trwałych o 3,9 mln zł
(-) spadek przychodów z tytułu licencji związanych z marką ENEA o 1,6 mln zł
(-) wzrost kosztów postępowań sądowych o 0,8 mln zł
(-) wzrost kosztów darowizn o 0,5 mln zł

Kluczowe projekty:

Obszar Handlu Detalicznego i Obsługi Klienta

Działania w ramach projektu Dostosowania systemów obsługi klienta Grupy Kapitałowej ENEA do zmian Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE). Celem CSIRE jest uproszczenie modelu wymiany informacji między uczestnikami rynku energii. GK ENEA ma obowiązek dostosować swoją organizację, procesy oraz systemy IT do CSIRE do 1 lipca 2025 r.,
Prace nad wdrożeniem rozwiązań do komunikacji z Krajowym Systemem eFaktur (KSeF) w zakresie systemów bilingowych ENEA
Prace w zakresie przystosowania systemów bilingowych do rozliczania prosumenta lokatorskiego, spółdzielni energetycznych, prosumentów net-billing na podstawie rynkowej ceny energii elektrycznej oraz umów z ceną dynamiczną
Wdrożenie i uruchomienie Aplikacji Mobilnej dla klientów ENEA S.A.
Kontynuacja prac nad wprowadzeniem automatyzacji procesów obsługowych z wykorzystaniem m.in. robotyzacji procesów biznesowych
Wznowienie ofertowania paliwa gazowego dla dużych Klientów biznesowych.

Obszar Handlu Hurtowego

Kontynuacja projektu Dostosowanie (adaptacja) spółek GK ENEA do zmian funkcjonowania Rynku Bilansującego w Polsce,
Projekt Rozwój działalności w obszarze obrotu biomasą przez ENEA Trading sp. z o.o. obecnie w rewizji z uwagi na zmianę uwarunkowań.

5.7.3. Obszar Dystrybucji

ENEA Operator odpowiada za dystrybucję energii elektrycznej do 2,8 mln Klientów w zachodniej i północno-zachodniej Polsce na obszarze 58,2 tys. km² . Podstawowym zadaniem ENEA Operator jest dostarczanie energii w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu odpowiednich parametrów jakościowych.

W obszarze Dystrybucji prezentowane są dane finansowe Spółek:

ENEA Operator
ENEA Serwis
ENEA Pomiary
ENEA Logistyka

Dane operacyjne

	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym [GWh]	10 066	9 989	-77	-0,8%	4 873	4 805	-68	-1,4%
Liczba klientów (stan na koniec okresu sprawozdawczego) [tys.]	2 771	2 809	38	1,4%	2 771	2 809	38	1,4%

Sprzedaż usług dystrybucyjnych [GWh]

Przyłączone źródła OZE na terenie działania ENEA Operator w okresie 2020 r. – I pół. 2024 r.

	Liczba przyłączonych źródeł OZE (z wyłączeniem mikroinstalacji), narastająco [szt.]	Liczba przyłączonych mikroinstalacji wynikająca ze złożonych zgłoszeń i wniosków, narastająco [szt.]	Liczba przyłączonych źródeł OZE łącznie, narastająco [szt]	Suma mocy przyłączonych źródeł OZE (z wyłączeniem mikroinstalacji), narastająco [MW]	Suma mocy przyłączonych mikroinstalacji wynikająca ze złożonych zgłoszeń i wniosków, narastająco [MW]	Suma mocy przyłączonych źródeł OZE łącznie, narastająco [MW]
2020	586	61 990	62 576	1 896	435	2 301
2021	840	108 873	109 713	2 411	830	3 241
2022	1 274	150 283	151 557	3 100	1 257	4 357
2023	1 808	174 278	176 087	4 316	1 559	5 875
I pół. 2024	2 010	181 892	183 902	4 834	1 659	6 493

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

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

Liczba i długość przyłączy

Wyszczególnienie	I pół. 2023 r.		I pół. 2024 r.
	Liczba [szt.]	Długość [km]	Liczba [szt.]	Długość [km]
Napowietrzne	331 398	6 989	364 435	6 945
Kablowe	696 165	6 603	734 714	6 622
Razem	1 027 563	13 592	1 099 149	13 567

Liczba stacji elektroenergetycznych [szt]

Wyszczególnienie	I pół. 2023 r.	I pół. 2024 r.
110 kV	255	259
SN	39 388	39 852
Razem	39 643	40 111

Długość linii

Długość linii w przeliczeniu na jeden tor [km]	I pół. 2023			I pół. 2024
	WN	SN	1 nN	WN	SN	1 nN
linie napowietrzne	5 420	32 961	26 959	5 428	32 590	26 860
linie kablowe	74	13 955	30 878	74	14 501	31 856
bez przyłączy

Łączna wartość regulacyjna aktywów (WRA) uwzględniona w kalkulacji taryfy na rok 2023 (w tym również tzw. WRA_AMI) wyniosła: 10 009 381 tys. zł.

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

Zestawienie SAIDI i SAIFI wyznaczonych zgodnie z metodologią zawartą w dokumencie Urzędu Regulacji Energetyki pt. Regulacja Jakościowa w latach 2016-2020 dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (którzy dokonali, z dniem 1 lipca 2007 r., rozdzielenia działalności) w porównaniu do oczyszczonych wskaźników SAIDI i SAIFI stanowiących zagregowaną do poziomu spółki wartość obszarowych oczyszczonych wskaźników dotyczących czasu trwania oraz częstości przerw w dostarczaniu energii elektrycznej (CTP czas trwania przerw oraz CP - częstość przerw wyznaczonych dla obszarów: Wieś, Miasto, Miasto na prawach powiatu) wyznaczonych zgodnie z metodologią zawartą w dokumencie Urzędu Regulacji Energetyki pt. Regulacja Jakościowa w latach 2018-2022 dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (którzy dokonali, z dniem 1 lipca 2007 r., rozdzielenia działalności). Oczyszczone wskaźniki wyznaczane są dla sieci na poziomach napięć: wysokim oraz średnim (nie zawierają przerw sieci niskiego napięcia).

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

Wartości wskaźników dla I półrocza 2024 r. zostały wyliczone z ostatnich 12 miesięcy.

Dane finansowe

[tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	2 452 841	2 416 119	-36 722	-1,5%	1 194 444	1 171 710	-22 734	-1,9%
usługi dystrybucyjne do odbiorców końcowych	2 250 532	2 235 483	-15 049	-0,7%	1 081 049	1 080 658	-391	0,0%
opłaty za przyłączenie do sieci	64 065	70 315	6 250	9,8%	32 095	27 903	-4 192	-13,1%
pozostałe	138 244	110 321	-27 923	-20,2%	81 300	63 149	-18 151	-22,3%
Rekompensaty	222 607	197 633	-24 974	-11,2%	100 977	79 838	-21 139	-20,9%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	2 675 448	2 613 752	-61 696	-2,3%	1 295 421	1 251 548	-43 873	-3,4%
EBIT	499 976	764 463	264 487	52,9%	251 389	348 359	96 970	38,6%
Amortyzacja	359 422	395 231	35 809	10,0%	181 474	198 068	16 594	9,1%
EBITDA	859 398	1 159 694	300 296	34,9%	432 863	546 427	113 564	26,2%
Marża EBITDA	32%	44%	12 p.p.	-	33%	44%	11 p.p.	-
CAPEX	681 234	645 739	-35 495	-5,2%	350 476	388 664	38 188	10,9%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	9%	9%	-	-	9%	11%	2 p.p.	-

Główne czynniki zmiany EBITDA w I półroczu 2024 r. (wzrost o 300,3 mln zł):

Marża z działalności koncesjonowanej (wzrost o 346,5 mln zł)

(+) wpływ wzrostu WRA +34,4 mln zł
(+) wpływ zmiany WACC +124,7 mln zł
(+) wzrost przychodów z tytułu opłat za przyłączenie o 6,3 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 181,1 mln zł, w tym głównie niższe koszty zakupu energii elektrycznej na potrzeby różnicy bilansowej oraz potrzeb własnych oraz niższy wpływ rozliczenia konta regulacyjnego

Koszty operacyjne (wzrost o 76,3 mln zł)

(-) wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 40,3 mln zł
(-) wzrost kosztów usług obcych o 33,4 mln zł
(-) wzrost kosztów podatków i opłat o 11,4 mln zł
(+) wzrost pozostałych czynników o 8,8 mln zł

Pozostała działalność operacyjna (wzrost o 23,7 mln zł)

(+) zmiana stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego o 36,4 mln zł
(-) spadek przychodów z tytułu usuwania kolizji infrastruktury sieciowej o 8,0 mln zł
(-) spadek pozostałych czynników o 4,7 mln zł

mln zł

Główne czynniki zmiany EBITDA w II kwartale 2024 r. (wzrost o 113,6 mln zł):

Marża z działalności koncesjonowanej (wzrost o 135,7 mln zł)

(+) wpływ wzrostu WRA +16,7 mln zł
(+) wpływ zmiany WACC +60,6 mln zł
(+) wzrost przychodów z tytułu opłat za przyłączenie o 4,2 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 54,2 mln zł, w tym głównie niższe koszty zakupu energii elektrycznej na potrzeby różnicy bilansowej oraz potrzeb własnych oraz niższy wpływ rozliczenia konta regulacyjnego

Koszty operacyjne (wzrost o 27,0 mln zł)

(-) wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 14,7 mln zł

(-) wzrost kosztów usług obcych o 13,7 mln zł
(-) wzrost kosztów podatków i opłat o 6,3 mln zł
(+) wzrost pozostałych czynników o 7,7 mln zł

CAPEX - Realizacja kluczowych projektów [mln zł]

Wyszczególnienie	I pół. 2024	Plan I pół. 2024	Plan 2024
ENEA Operator	644,3	793,7	2 269,9
modernizacja i odtworzenie majątku	180,5	266,2	982,4
przyłącza nowych odbiorców, źródeł i OSD	372,4	433,6	912,9
liczniki i układy pomiarowe	30,8	40,3	156,7
teleinformatyka	23,2	44,1	137,5
pozostałe	37,3	9,5	80,4

W I półroczu 2024 r. ENEA Operator realizowała szereg projektów i działań, kluczowych dla zapewnienia sprawnego funkcjonowania OSD. Wśród nich należy wskazać:

1. Projekt Dostosowanie systemów informatycznych i procesów biznesowych do współpracy z Centralnym Systemem Informacji o Rynku Energii, dotyczący przygotowania się ENEA Operator do wdrożenia przez PSE S.A. jako Operatora Informacji Rynku Energii Centralnego Systemu Informacji o Rynku Energii.
2. W I półroczu 2024 r. ENEA Operator przeprowadziła następujące czynności:
3. w zakresie systemu pomiarowego przeprowadzono postępowanie przetargowe z wykonawcą, zawarto stosowną umowę na realizację prac oraz dokonano odbioru I etapu prac,
4. w zakresie systemu bilansującego uruchomiono postępowanie przetargowe na realizację zmian w systemie, w chwili obecnej proces wyboru wykonawcy jest na ukończeniu,
5. w zakresie systemu bilingowego trwały intensywne prace związane z przygotowaniem do postepowania przetargowego związane z uzyskaniem zgód na realizację zadania i ustalenia kwestii finansowania zadania.

ENEA Operator dokonała również stosownych zamówień narzędzi wspomagających proces migracji danych do CSIRE, a także rozpoczęła etap testowy migracji danych do tego systemu. Istotnym elementem przygotowania ENEA Operator do wdrożenia CSIRE jest także proces organizacyjny, tj. realizacja zmian pod kątem zmian organizacyjnych, jej struktury, zmian procedur i zasad obowiązujących w spółce, a także współpracy z podmiotami zewnętrznymi współpracującymi z ENEA Operator.

W ENEA Operator 29 grudnia 2023 r. uruchomiono, zgodnie z Ustawą Prawo Zamówień Publicznych, trzyetapowe postępowanie w trybie partnerstwa innowacyjnego pn. Zaprojektowanie, produkcja i dostawa bezpośrednich 1 i 3 fazowych liczników zdalnego odczytu energii elektrycznej z modułami: 2G/LTE/CAT-M1/NB2/ e-SIM i W-Mbus (HAN). W ramach postepowania przewiduje się dostawy 3 mln szt. liczników LZO układów pomiarowych bezpośrednich w latach od 2025 do 2030. Postępowanie prowadzone jest w celu realizacji zapisów nowelizacji ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo Energetyczne, która nałożyła na operatorów systemów dystrybucyjnych w Polsce, obowiązek instalacji liczników zdalnego odczytu skomunikowanych z systemem zdalnego odczytu w punktach poboru energii u odbiorców końcowych. Ustawa wymaga instalacji LZO do 31 grudnia 2028 r. dla co najmniej 80% punktów poboru energii oraz do 4 lipca 2031 r. dla 100% łącznej liczby punktów poboru energii punktów poboru energii przyłączanych do sieci ENEA Operator.

Wnioski o dopuszczenie do udziału w postępowaniu złożyło dziewięciu wykonawców. W toku postępowania dokonano weryfikacji i oceny złożonych wniosków i ostatecznie zakwalifikowano do kolejnego etapu czterech wykonawców. Postępowanie jest obecnie w drugim etapie, w fazie negocjacji zapisów umów o wykonanie przedmiotu zamówienia, z zakwalifikowanymi do tego etapu wykonawcami.

W obszarze infrastruktury sieciowej ENEA Operator rozpoczęła uruchamianie wielu nowych projektów oraz przygotowywania pod realizację wielu inwestycji z perspektywą realizacji do 2028 r. i lat kolejnych. Obecnie następuje uruchomianie nowych programów unijnych dla nowej perspektywy finansowej, które determinują realizację zadań w okresie 2024-2028. Ponadto, w grudniu 2023 r.

Prezes URE uzgodnił Plan Rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2023-2028 (dla lat 2024-2028), co powoduje, że w roku 2024 realizowanych jest wiele inwestycji o mniejszym jednostkowym budżecie. W projekcie Planu rzeczowo-finansowego: Planu Inwestycyjnego na lata 2024-2025 zawarto szereg kluczowych zadań o znacznych nakładach, które są jednak dopiero na początku lub w trakcie procesu realizacji, w 2024 r. mogą występować płatności częściowe, a ich kontynuacja będzie w latach następnych. Spośród istotnych zadań w obszarze infrastruktury sieciowej w I półroczu 2024 r. zakończono modernizację stacji 110/SN Sieraków.

W II półroczu 2024 r. spółka planuje:

1. W projekcie Dostosowanie systemów informatycznych i procesów biznesowych do współpracy z Centralnym Systemem Informacji o Rynku Energii w najbliższych miesiącach przewiduje się:
2. zawarcie umów na realizację zmian w systemie bilingowym i systemie bilansującym i rozpoczęcie realizacji zmian w tychże systemach informatycznych,
3. odbiór kolejnego etapu prac związanych z dostosowaniem systemu pomiarowego,
4. realizację migracji inicjalnej do CSIRE, a także kontynuację procesu uspójniania danych w systemach informatycznych spółki,
5. kontynuację prac związanych z kwestiami organizacyjnymi.
1. Uruchomienie, zgodnie z Ustawą Prawo Zamówień Publicznych, trzyetapowego postępowania w trybie partnerstwa innowacyjnego pn. Zaprojektowanie, produkcja i dostawa przekładnikowych liczników zdalnego odczytu energii elektrycznej z funkcją analizatora jakości energii elektrycznej z modułami: 2G/LTE/CAT-M1/NB2/ e-SIM. W ramach postępowania przewiduje się dostawy liczników specjalnych (przekładnikowych) energii elektrycznej kl. C w latach od 2025 do 2030. Postępowanie prowadzone będzie w celu realizacji zapisów nowelizacji ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo Energetyczne, która nałożyła na operatorów sieci dystrybucyjnej obowiązek do 4 lipca 2031 r. instalacji liczników u 100% odbiorców z układami półpośrednimi i pośrednimi spełniających wymagania określone w Rozporządzeniu MKiŚ.
1. W obszarze infrastruktury sieciowej realizowanych będzie m.in. 5 najważniejszych zadań, które planowane są na ten moment do zakończenia w II połowie 2024 r.:
2. budowa wyprowadzeń 110 kV z nowo budowanej stacji 400/110 kV Baczyna oraz modernizacja linii powiązanych z przedmiotową stacją,
3. budowa stacji 110/15 kV Borek Wlkp. wraz z linią zasilającą oraz wyprowadzeniami SN,
4. przebudowa stacji 110/15 kV Mostkowo,
5. przebudowa stacji 110/15 Chociwel,
6. przebudowa linii 110 kV do parametrów pracy 240 mm2 i temp +80st. C relacji Pakość Mątwy, Rąbinek Mątwy, Kruszwica – Mątwy, Marulewska – Mątwy.

Należy jednak mieć na uwadze, że zadania planowane do zakończenia w 2024 r. obarczone są istotnymi ryzykami i ich ostateczne terminy realizacji mogą ulec zmianie.

5.7.4. Obszar Wytwarzania

W obszarze Wytwarzania prezentowane są dane finansowe ENEA Wytwarzanie, ENEA Elektrownia Połaniec, ENEA Nowa Energia, ENEA Ciepło, MEC Piła, PEC Oborniki, ENEA ELKOGAZ, ENEA Bioenergia, PV Genowefa, PRO-WIND, PV-Tykocin, Farma Wiatrowa Bejsce, WMC SPV 2 i WMC SPV 4.

Dane operacyjne

Obszar	Wyszczególnienie	Moc zainstalowana elektryczna [MWe]	Moc osiągana elektryczna [MWe]	Moc zainstalowana cieplna [MWt]	Moc zainstalowana w OZE [MWe]
Elektrownie konwencjonalne	Elektrownia Kozienice	4 071,8	4 004,0	125,4	-
Elektrownie konwencjonalne	Elektrownia Połaniec	1 679,0	1 674,0	130,0	230,0
Farmy wiatrowe	Bardy, Darżyno i Baczyna (Lubno I i Lubno II)	71,6	70,1	-	71,6
Elektrownie fotowoltaiczne	PV Jastrowie I, PV Likowo, PV Lubno I, PV Lubno II, PV Krzęcin 1,2 i 7, PV FW Lubno I, PV Tarnów, PV Kapice Lipniki, PV Genowefa, PV Darżyno1 , PV Nowiny Wielkie, PV Żary	71,0	71,0	-	71,0
Biogazownie	Biogazownie Liszkowo, Gorzesław	3,8	3,8	3,1	3,8
Elektrownie wodne	Elektrownie Wodne	58,8	55,8	-	58,8
Elektrociepłownie	MEC Piła	20,4	18,4	130,9	-
Elektrociepłownie	PEC Oborniki	-	-	27,4	-
Elektrociepłownie	ENEA Ciepło (Elektrociepłownia Białystok, Ciepłownia Zachód)	203,5	156,6	602,12,3	55,0
Razem		6 179,9	6 053,7	1 018,9	490,2

¹ Farma PV Darżyno o mocy 2 MW jest obecnie na etapie rozruchu technologicznego i po uzyskaniu koncesji łączna moc zainstalowana w obszarze farm fotowoltaicznych wyniesie 73 MW^e ² Decyzją z 14 sierpnia 2024 r. Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki została zmieniona koncesja na wytwarzanie ciepła nr WCC/68/165/U/2/98/RS, w której między innymi została zmniejszona moc zainstalowana cieplna w Ciepłowni Zachód ze 185,0 MW na 103,0 MW - kotły węglowe K4 i K5 zostały wyrejestrowane w Urzędzie Dozoru Technicznego i przekazane do prac demontażowych

³ W tym układ Odzysku Ciepła o mocy 18,7 MW^t znajdującej się w Elektrociepłowni Białystok

Elektrownia Kozienice

Blok	B1	B2	B3	B4	B5	B6	B7	B8	B9	B10	B11
Moc zainstalowana [MW]	230	230	230	230	230	230	230	230	560	560	1 112
Planowany rok wyłączenia z produkcji	2031	2031	2030	2030	2032	2032	2033	2033	2041	2042	2048
Elektrownia Połaniec
Blok 1		B2		B3	B4	B5	B6	B7		GU (B9)
Moc zainstalowana [MW]		242		242	242	242	242	239		230
Planowany rok wyłączenia z produkcji		2034		2034	2034	2034	2034	2034		2042
1 Z dniem 1 stycznia 2024 r. Blok nr 1 został wyłączony z eksploatacji.

ENEA Ciepło

Blok	B1	B2	B3	B4 1	Kotły wodne ²	K1	K2	K3
Moc zainstalowana [MW]	55	55	70	23,5	Moc zainstalowana [MW]	0	0	0
Moc termiczna [MWt]	98,4	108	108	0	Moc termiczna [MWt]	33	35	35
Planowany ostatni rok produkcji	2038	2055	2065	2065	Planowany ostatni rok produkcji	-	-	-

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

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

Produkcja i sprzedaż energii elektrycznej i ciepła

	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto [GWh], w tym:	10 513	9 754	-759	-7,2%	5 193	4 776	-417	-8,0%
ze źródeł konwencjonalnych	9 433	8 711	-722	-7,7%	4 690	4 292	-399	-8,5%
ENEA Wytwarzanie	6 861	6 360	-501	-7,3%	3 397	3 077	-320	-9,4%
ENEA Elektrownia Połaniec	2 428	2 177	-251	-10,3%	1 251	1 135	-117	-9,3%
ENEA Ciepło	87	115	28	32,2%	17	57	40	234,4%
MEC Piła	57	60	3	5,3%	25	23	-2	-9,0%
z współspalania biomasy	101	145	44	43,6%	67	96	29	44,0%
ENEA Elektrownia Połaniec	101	145	44	43,6%	67	96	29	44,0%
z biomasy	826	684	-142	-17,2%	376	294	-82	-21,7%
ENEA Elektrownia Połaniec	722	620	-102	-14,1%	328	294	-34	-10,3%
ENEA Ciepło	104	64	-40	-38,5%	48	0	-48	-100,0%
z odnawialnych źródeł energii	153	214	61	39,9%	61	95	34	55,6%
elektrownie wodne	59	90	31	52,5%	25	35	9	37,5%
farmy wiatrowe	88	84	-4	-4,5%	32	32	0	-0,5%
biogazownie	3	5	2	66,7%	1	3	2	168,9%
farmy PV	3	34	31	1 033,3%	2	25	23	1 038,8%
Wytwarzanie ciepła brutto [TJ]	4 030	3 600	-430	-10,7%	1 407	1 102	-305	-21,7%
ENEA Wytwarzanie	320	236	-84	-26,3%	116	56	-60	-51,7%
ENEA Elektrownia Połaniec	1 161	885	-276	-23,8%	561	402	-159	-28,4%
ENEA Ciepło	2 061	2 031	-30	-1,5%	591	532	-60	-10,1%
PEC Oborniki	69	61	-8	-11,6%	20	15	-5	-22,9%
MEC Piła	419	387	-32	-7,6%	118	96	-21	-18,2%
Sprzedaż energii elektrycznej [GWh], w tym:	11 840	12 494	654	5,5%	5 978	5 757	-221	-3,7%
z produkcji	10 513	9 754	-759	-7,2%	5 193	4 776	-417	-8,0%
z zakupu	1 327	2 740	1 413	106,5%	785	981	195	24,9%
Sprzedaż ciepła [TJ]	3 651	3 285	-366	-10,0%	1 268	992	-276	-21,7%

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

		1 Emisja CO2 [t]	Przydział bezpłatnych uprawnień CO2 [t]	Koszty z tytułu uprawnień [tys. zł]
	I pół. 2023	6 253 891	5 0022,4	2 697 883
Elektrownia Kozienice	I pół. 2024	5 846 281	5 2323	2 620 618
	I pół. 2023	26 442	6 0102,4	8 478
MEC Piła	I pół. 2024	23 345	4 8933	5 807
	I pół. 2023	137 064	43 2442	42 454
Białystok - Elektrociepłownia	I pół. 2024	193 406	42 0733	69 706
	I pół. 2023	9 401	2 3792,4	2 672
Białystok – Ciepłownia Zachód	I pół. 2024	7 171	2 0643	2 512
	I pół. 2023	2 488 608	85 3342	1 009 139
Elektrownia Połaniec	I pół. 2024	2 259 928	83 0223	963 221
	I pół. 2023	23 917	12 8062,4	5 965
Łęczyńska Energetyka5	I pół. 2024	22 967	11 1503	6 934
Razem I pół. 2023		8 939 323	154 775	3 766 591
Razem I pół. 2024		8 353 098	148 434	3 668 798

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

² Darmowe uprawnienia przyznane na 2023 r.

³ Darmowe uprawnienia przyznane na 2024 r.

⁴ Zmiana wielkości przyznanych uprawnień za 2023 r. w stosunku rocznym po weryfikacji przez KOBiZE (Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami)

⁵ Podmiot w GK LW Bogdanka, posiadający uprawnienia do emisji CO²

Zaopatrzenie w paliwa

Podstawowym paliwem używanym do wytwarzania energii elektrycznej w Elektrowni Kozienice oraz Elektrowni Połaniec jest węgiel kamienny w sortymencie miał. Podstawowymi paliwami używanymi w ENEA Ciepło - Elektrociepłownia Białystok w I półroczu 2024 r. były węgiel i biomasa.

Dostawy węgla

	Elektrownia Kozienice	Elektrownia Połaniec	ENEA Ciepło
Dostawcy węgla w I pół. 2024 r.	LW Bogdanka (ok. 93%) PGG (ok. 7%)	LW Bogdanka (ok. 55,5%) PGG (ok. 39,8%) PG Silesia (ok. 2,8) kilku pozostałych dostawców (ok.1,9% każdy)	LW Bogdanka (ok. 78%) Węglokoks Kraj (ok. 22%)
Przewoźnicy realizujący dostawy w I pół. 2024 r.	PKP CARGO (ok. 61%) FPL (ok. 32%) CD Cargo Poland (ok. 7%)	PKP CARGO (ok. 71,6%) LW Bogdanka (ok. 17,1%) CD Cargo (ok. 10,1%) inni (ok. 1,2%)	LW Bogdanka (ok. 78%) PKP CARGO (ok. 22%)

Zakup paliwa

	Obszar Wytwarzania
Typ paliwa		I pół. 2023 r.		I pół. 2024 r.
	Ilość [tys. ton]	Koszt [mln zł]	Ilość [tys. ton]	Koszt [mln zł]
Węgiel kamienny	5 212	4 408	3 830	1 795
Biomasa	1 064	670	684	268
Olej opałowy (ciężki) 1	6	17	9	25
Olej opałowy (lekki) 2	4	21	4	20
Gaz [tys. m3 ] 3 4	14 742	37	15 245	48
Razem		5 153		2 156

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

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

³ Używany do produkcji energii elektrycznej i cieplnej w MEC Piła

⁴ Używany do produkcji ciepła w Ciepłowni Zachód: jednostka objętości gazu w tys. Nm³

Dane finansowe

[tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	12 724 246	9 462 962	-3 261 284	-25,6%	6 178 990	4 384 830	-1 794 160	-29,0%
energia elektryczna	11 673 705	8 413 745	-3 259 960	-27,9%	5 704 258	3 923 972	-1 780 286	-31,2%
Rynek Mocy	472 638	540 094	67 456	14,3%	229 225	263 389	34 164	14,9%
świadectwa pochodzenia	224 509	40 706	-183 803	-81,9%	104 305	3 484	-100 821	-96,7%
ciepło	310 317	350 132	39 815	12,8%	116 879	120 657	3 778	3,2%
pozostałe	43 077	118 285	75 208	174,6%	24 323	73 328	49 005	201,5%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	485	607	122	25,2%	246	261	15	6,1%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	12 724 731	9 463 569	-3 261 162	-25,6%	6 179 236	4 385 091	-1 794 145	-29,0%
EBIT	836 759	1 533 613	696 854	83,3%	460 912	657 372	196 460	42,6%
Amortyzacja	231 733	148 387	-83 346	-36,0%	117 327	78 034	-39 293	-33,5%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	(1 134)	(16 691)	-15 557	-1 371,9%	(1 134)	-	1 134	100,0%
EBITDA	1 067 358	1 665 309	597 951	56,0%	577 105	735 406	158 301	27,4%
Marża EBITDA	8%	18%	10 p.p.	-	9%	17%	8 p.p.	-
CAPEX	204 482	180 077	-24 405	-11,9%	132 886	155 234	22 348	16,8%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	42%	34%	-8 p.p.	-	45%	38%	-7 p.p.	-

Główne czynniki zmiany EBITDA w I półroczu 2024 r. (wzrost o 598,0 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe - wzrost o 841,6 mln zł

(+) wzrost marży na obrocie o 634,7 mln zł (w tym: koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w I pół. 2023 r. w wysokości 86,3 mln zł)

(+) wzrost pozostałych czynników o 440,4 mln zł, w tym głównie aktualizacja wyceny CO²

(+) wzrost przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych i Mocy Bilansujących o 84,4 mln zł
(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 65,8 mln zł

(-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 383,7 mln zł (w tym: koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w I pół. 2023 r. w wysokości 1 321,0 mln zł)

Segment Ciepło - spadek o 45,1 mln zł

(-) spadek marży I stopnia o 40,2 mln zł
(-) wzrost kosztów stałych o 18,7 mln zł
(+) koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w I pół. 2023 r. w wysokości 12,3 mln zł
(+) wzrost pozostałych czynników o 1,0 mln zł
(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 0,5 mln zł

Segment OZE - spadek o 198,6 mln zł

(-) Obszar Biomasa - Zielony Blok (-246,3 mln zł, w tym -0,3 mln zł ENEA Bioenergia): -297,3 mln zł spadek marży na produkcji energii z OZE, -14,3 mln zł wzrost kosztów stałych, -5,0 mln zł spadek marży Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów, +59,2 mln zł koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w I pół. 2023 r., +7,5 mln zł wzrost przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia

(+) Obszar Woda (+37,6 mln zł): +49,7 mln zł koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w I pół. 2023 r., +1,2 mln zł wzrost przychodów z Rynku Mocy, -11,3 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży energii

(+) Obszar Fotowoltaika (+9,1 mln zł): głównie efekt bazy analogicznego okresu roku ubiegłego dotyczący braku produkcji i sprzedaży energii z nabytych po I pół. 2023 r. nowych źródeł PV

(+) Obszar Biogaz (+0,8 mln zł)

(+) Obszar Wiatr (+0,4 mln zł)

mln zł

Główne czynniki zmiany EBITDA w II kwartale 2024 r. (wzrost o 158,3 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe - wzrost o 283,5 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 215,8 mln zł, w tym głównie aktualizacja wyceny CO²
(+) wzrost marży na obrocie o 206,2 mln zł
(+) wzrost przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych i Mocy Bilansujących o 79,7 mln zł
(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 31,7 mln zł

(-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 249,9 mln zł (w tym: koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w II kw. 2023 r. w wysokości 584,8 mln zł)

Segment Ciepło - spadek o 25,8 mln zł

(-) spadek marży I stopnia o 25,4 mln zł
(-) wzrost kosztów stałych o 10,3 mln zł
(+) koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w II kw. 2023 r. w wysokości 6,5 mln zł
(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 1,9 mln zł
(+) wzrost pozostałych czynników o 1,5 mln zł

Segment OZE - spadek o 99,4 mln zł

(-) Obszar Biomasa - Zielony Blok (-123,7 mln zł, w tym +4,3 mln zł ENEA Bioenergia): -108,8 mln zł spadek marży na produkcji energii z OZE, -20,9 mln zł spadek marży Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów, +10,6 mln zł koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w II kw. 2023 r., +2,7 mln zł wzrost przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia

(+) Obszar Woda (+16,0 mln zł): +21,5 mln zł koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w I pół. 2023 r., +0,6 mln zł wzrost przychodów z Rynku Mocy, -5,5 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży energii

(+) Obszar Fotowoltaika (+6,8 mln zł): głównie efekt bazy analogicznego okresu roku ubiegłego dotyczący braku produkcji i sprzedaży energii z nabytych po I pół. 2023 r. nowych źródeł PV

(+) Obszar Wiatr (+2,1 mln zł): +23,4 mln zł koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w II kw. 2023 r., -15,1 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży energii, -6,4 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży świadectw pochodzenia

(+) Obszar Biogaz (+0,2 mln zł)

CAPEX - Realizacja kluczowych projektów [mln zł]

	Wyszczególnienie	I pół. 2024	Plan I pół. 2024	Plan 2024
Wytwarzanie		180,1	361,0	1 133,8
Wytwarzanie konwencjonalne		73,3	102,9	453,1
	modernizacje i remonty bloków	23,4	31,6	98,0
ENEA Wytwarzanie	modernizacje i remonty pozostałej infrastruktury	27,6	38,0	145,4
	pozostałe	0,1	0,7	4,1
	modernizacje i remonty bloków	9,8	8,8	60,7
ENEA Elektrownia Połaniec	modernizacje i remonty pozostałej infrastruktury	3,6	6,3	34,7
	zazielenienie (dostosowanie do Rynku Mocy po 01.07.2025)	1,4	4,7	36,6
	pozostałe	1,2	0,5	8,8
ENEA Elkogaz	budowa bloków gazowo-parowego w Kozienicach	8,7	12,1	64,4
	pozostałe	-2,5	0,4	0,4
Ciepło		25,6	36,3	147,8
	modernizacja i remonty źródeł oraz pozostałej infrastruktury	9,1	14,1	83,4
ENEA Ciepło	modernizacja sieci cieplnych	5,1	5,5	11,3
	przyłączanie odbiorców	6,4	5,4	15,3
	pozostałe	3,0	3,2	12,4
MEC Piła, PEC Oborniki	modernizacja i remonty majątku ciepłowniczego	2,0	8,0	25,4
OZE		81,2	221,9	532,9
	nowe źródła OZE	15,6*	78,8	161,6
ENEA Nowa Energia	modernizacje i remonty infrastruktury OZE	2,9	3,4	32,6
	pozostałe	0,1	0,3	4,2
	FW Bejsce (20 MW) - budowa przez SPV	60,4	138,1	187,0
Pozostałe spółki OZE	rozwój, realizacja i wsparcie projektów OZE	1,3	0,3	143,8
ENEA Elektrownia Połaniec (biomasa)	modernizacje i remonty bloku biomasowego	0,8	1,0	3,8

* nie uwzględnia wydatków w kwocie 42,1 mln zł związanych z subrogacją pożyczek w nabywanych spółkach

W segmencie Wytwarzania istotną część planu inwestycyjnego w roku 2024 (około 53%) stanowi CAPEX na modernizacje i remonty majątku wytwórczego opierającego się na energetyce konwencjonalnej. Kluczowym projektem w tym zakresie jest Dostosowanie ENEA Elektrownia Połaniec S.A. do wymagań Rynku Mocy po 01.07.2025 r. polegający na dostosowaniu bloków węglowych nr 2-7 w Elektrowni Połaniec do zwiększonego współspalania biomasy w ilościach umożliwiających spełnienie wymogów emisyjnych CO² wymaganych przez Rynek Mocy po 1 lipca 2025 r. i skorzystania ze wsparcia.

CAPEX planowany na OZE w roku 2024 osiągnął poziom 47% całych nakładów w segmencie Wytwarzania, z czego 90% skierowane jest budowę nowych mocy. Aktualnie prowadzone są prace budowlane nowych instalacji wytwórczych OZE na łączną moc 41,6 MW, jednocześnie pracujemy nad rozwojem portfela własnych projektów PV i FW, będących na różnym etapie zaawansowania (aktualnie łączną moc portfela szacujemy na około 900 MW).

Źródła OZE aktualnie w budowie w I pół. 2024 i ich postęp zaawansowania

	Nazwa i opis projektu	Moc [MW]	Postęp	Rok zakończenia
FW Bejsce	akwizycja SPV posiadającej FW w budowie	20,0	50%	10 MW - 2024 10 MW - 2025
PV Żary i PV Nowiny Wielkie	akwizycje SPV posiadających gotowe instalacje	12,0	95%	2024
PV Darżyno I	budowa instalacji (greenfield) przyłączonej poprzez istniejącą FW Darżyno (6,3 MW) w formule cable pooling	2,0	95%	2024
PV Dygowo I	budowa instalacji (greenfield)	8,0	95%	2024
PV Jastrowie II	budowa instalacji (greenfield)	8,0	80%	2024
PV Krzęcin	budowa instalacji jako kontynuacja projektu akwizycyjnego ze wszystkimi pozwoleniami	6,6	85%	3 MW - 2023 3,6 MW - 2024

71,6 71,6 81,6 Moce w farmach wiatrowych [MW] +10,0

2023 I pół. 2024 2024

Wydatki na projekty OZE

		I pół. 2024 [mln zł]
Wyszczególnienie	Moc [MW]	nakłady	dług
PV aktualnie w budowie	21,6	9,5	-
FW aktualnie w budowie	20,0	60,4	-
PV akwizycje	12,0	3,5	42,1
Modernizacje i remonty infrastruktury OZE oraz rozwój projektów nowych źródeł	-	7,7	-
Łącznie		81,2	42,1
	53,6	123,3

Realizacja projektu gazowego w ENEA ELKOGAZ

W I półroczu 2024 r. ENEA ELKOGAZ uzyskała zgody korporacyjne na dalszą realizacje projektu gazowego w formule greenfield i przygotowanie dokumentacji przetargowej. Projekt w formule greenfield zakłada budowę dwóch bloków BGP1 i BGP2 w sąsiedztwie Elektrowni Kozienice, a nie w miejscu istniejących bloków węglowych klasy 200 MW poprzez ich zastąpienie. Przewiduje się etapową realizację projektu - decyzja o zabudowie BGP2 została odsunięta w czasie, przy czym forma postępowania przetargowego dla wyboru wykonawcy BGP1 umożliwi zlecenie w przyszłości temu wykonawcy wykonania BGP2 o takich samych parametrach jak BGP1 w trybie z wolnej ręki. Przeprowadzono konsultacje rynkowe na potrzeby zebrania aktualnej wiedzy dla potrzeb opracowania dokumentacji przetargowej. Uzyskano zgody korporacyjne dla etapu projektu II.1, w efekcie którego w dn. 5 lipca 2024 r. uruchomiono postępowanie przetargowe pn. Budowa bloku gazowo-parowego oraz świadczenie usług serwisu na wybór generalnego wykonawcy inwestycji – budowa BGP1 z terminem składania ofert: 30 października 2024 r.

5.7.5. Obszar Wydobycia

W GK ENEA działalność w przemyśle wydobywczym prowadzona jest przez spółkę zależną LW Bogdanka, która jest jednym z liderów rynku producentów węgla kamiennego w Polsce, wyróżniającym się na tle branży pod względem osiąganych wyników finansowych, wydajności wydobycia węgla kamiennego oraz planów inwestycyjnych, zakładających udostępnienie nowych złóż. Głównymi odbiorcami LW Bogdanka są w głównej mierze energetyka zawodowa i przemysłowa. Sprzedawany przez LW Bogdanka węgiel kamienny energetyczny stosowany jest przede wszystkim do produkcji energii elektrycznej, cieplnej i produkcji cementu.

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

Dane operacyjne

	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Produkcja netto [tys. t]	3 266	3 497	231	7,1%	1 643	1 621	-22	-1,4%
Sprzedaż węgla [tys. t]	3 062	3 628	566	18,5%	1 480	1 871	391	26,4%
Zapas na koniec okresu [tys. t]	226	240	14	6,2%	226	240	14	6,2%
Roboty chodnikowe [km]	16,66	11,71	-4,95	-29,7%	8,11	5,34	-2,77	-34,2%

Dane finansowe

[tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	1 819 720	1 665 294	-154 426	-8,5%	881 237	852 043	-29 194	-3,3%
węgiel	1 780 993	1 626 465	-154 528	-8,7%	865 433	833 504	-31 929	-3,7%
pozostałe produkty i usługi	32 004	30 564	-1 440	-4,5%	12 144	14 431	2 287	18,8%
towary i materiały	6 723	8 265	1 542	22,9%	3 660	4 108	448	12,2%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	5 327	5 287	-40	-0,8%	3 126	2 637	-489	-15,6%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	1 825 047	1 670 581	-154 466	-8,5%	884 363	854 680	-29 683	-3,4%
EBIT	-453 649	95 724	549 373	121,1%	-616 500	20 940	637 440	103,4%
Amortyzacja	183 268	175 005	-8 263	-4,5%	85 315	92 043	6 728	7,9%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	793 443	72	-793 371	-100,0%	764 774	72	-764 702	-100,0%
EBITDA	523 062	270 801	-252 261	-48,2%	233 589	113 055	-120 534	-51,6%
Marża EBITDA	29%	16%	-13 p.p.	-	26%	13%	-13 p.p.	-
CAPEX	344 882	476 439	131 557	38,1%	178 507	330 728	152 221	85,3%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	6%	6%	-	-	6%	7%	1 p.p.	-

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

Główne czynniki zmiany EBITDA w I półroczu 2024 r. (spadek o 252,3 mln zł):

(-) spadek przychodów ze sprzedaży węgla: wzrost ilościowy sprzedaży węgla (+566 tys. t), przy jednocześnie niższych cenach kontraktowych węgla

(+) spadek wartości poniesionych gotówkowych kosztów produkcji - spadek cen energii i materiałów, wzrost kosztów pracowniczych oraz pochodnych

(-) w trakcie I pół. 2024 r. wartość zapasów spadła o 56,2 mln zł, tj. 131 tys. t (nastąpiło zwiększenie kosztów operacyjnych okresu), podczas gdy w trakcie I pół. 2023 r. wartość zapasów wzrosła o 85,6 mln zł, tj. 204 tys. t (nastąpiło zmniejszenie kosztów operacyjnych okresu)

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

mln zł

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

Główne czynniki zmiany EBITDA w II kwartale 2024 r. (spadek o 120,5 mln zł):

(-) spadek przychodów ze sprzedaży węgla: wyższa ilościowa sprzedaż węgla (+391 tys. t) przy jednocześnie niższych cenach sprzedaży węgla

(+) spadek wartości poniesionych gotówkowych kosztów produkcji - spadek cen energii i materiałów, wzrost kosztów pracowniczych oraz pochodnych

(-) w trakcie II kw. 2024 r. wartość zapasów spadła o 89,8 mln zł, tj. 249 tys. t (nastąpiło zwiększenie kosztów operacyjnych okresu), podczas gdy w trakcie II kw. 2023 r. wartość zapasów wzrosła o 65,6 mln zł, tj. 164 tys. t (nastąpiło zmniejszenie kosztów operacyjnych okresu)

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

CAPEX Realizacja kluczowych projektów [mln zł]

Wyszczególnienie	I pół. 2024	Plan I pół. 2024	Plan 2024
Lubelski Węgiel Bogdanka	476,4	479,1	1 012,5
park maszynowy (zakup, modernizacja i remonty maszyn, urządzeń i gotowych dóbr)	201,9	186,0	378,3
nowe wyrobiska	184,3	186,5	358,2
modernizacja i przebudowy wyrobisk	45,5	54,4	103,9
pozostałe	44,7	52,1	172,2

Budowa farmy fotowoltaicznej 27 MW

Ze względu na brak wystarczającej powierzchni działek będących w posiadaniu LW Bogdanka, które mogą być przeznaczone pod budowę farmy fotowoltaicznej o mocy 27 MW i być bezpośrednio przyłączone do wewnętrznej sieci energetycznej Zakładu Górniczego, opracowano etapową realizacje przedsięwzięcia. Przygotowana koncepcja zakłada w pierwszym etapie budowę farmy fotowoltaicznej o mocy dostosowanej do minimalnego zapotrzebowania na moc dla pola Bogdanka, tak aby wyprodukowana energia była przeznaczona w maksymalnym zakresie na autokonsumpcję tj. o mocy około 7 MW.

5.7.6. Obszar Pozostałej działalności

W obszarze Pozostałej działalności prezentowane są spółki z obszarów:

ENEA Centrum stanowiąca Centrum Usług Wspólnych w Grupie w zakresie księgowości, kadr, teleinformatyki, obsługi klienta, windykacji, zakupów i administracji,
ENEA Oświetlenie spółka wyspecjalizowana w oświetleniu wewnątrz i na zewnątrz budynków, projektuje, buduje oświetlenie drogowe, iluminacje przestrzeni miejskich, podświetlanie budynków zabytkowych i użyteczności publicznej,
ENEA Innowacje 23 lipca 2024 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników ENEA Innowacje sp. z o.o. uchwałą nr 1 postanowiło rozwiązać spółkę, po przeprowadzeniu procesu likwidacji.

[tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	319 467	382 245	62 778	19,7%	165 129	207 157	42 028	25,5%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	2 110	3 679	1 569	74,4%	387	731	344	88,9%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	321 577	385 924	64 347	20,0%	165 516	207 888	42 372	25,6%
EBIT	42 634	73 909	31 275	73,4%	26 619	54 300	27 681	104,0%
Amortyzacja	36 641	36 657	16	0,0%	17 901	18 304	403	2,3%
EBITDA	79 275	110 566	31 291	39,5%	44 520	72 604	28 084	63,1%
Marża EBITDA	25%	29%	4 p.p.	-	27%	35%	8 p.p.	-
CAPEX	32 122	27 420	-4 702	-14,6%	21 472	14 475	-6 997	-32,6%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	1%	1%	-	-	1%	2%	1 p.p.	-

6. Akcje i akcjonariat

6.1. Struktura kapitału i akcjonariatu

Wysokość kapitału zakładowego ENEA S.A. na 30 czerwca 2024 r. oraz na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania wynosi 529 731 093 zł i dzieli się na 529 731 093 akcji zwykłych na okaziciela o wartości nominalnej 1,00 zł każda. Ogólna liczba głosów wynikających ze wszystkich wyemitowanych akcji Emitenta odpowiada liczbie akcji i wynosi 529 731 093 głosów. Wszystkie akcje Spółki są akcjami zdematerializowanymi na okaziciela zarejestrowanymi w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych.

Kapitał zakładowy Spółki wynosi 529 731 093 zł i dzieli się na:

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

Od dnia publikacji poprzedniego raportu okresowego tj. raportu za I kwartał 2024 r. ENEA S.A. nie otrzymała zawiadomień o zmianie udziału w strukturze akcjonariuszy Emitenta.

Poniższa tabela przedstawia strukturę akcjonariatu ENEA S.A. na dzień sporządzenia raportu okresowego za I półrocze 2024 r.

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

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

Akcje ENEA S.A. notowane są na Giełdzie Papierów Wartościowych (GPW) od 17 listopada 2008 r. W I półroczu 2024 r. kurs akcji ENEA S.A. wzrósł z 9,17 zł do 10,65 zł, tj. o 1,48 zł, czyli o 16,1%. Najwyższy kurs zamknięcia w I półroczu 2024 r. akcje ENEA S.A. osiągnęły 16 maja 2024 r. (10,81 zł), natomiast najniższy – 17 stycznia 2024 r. (7,94 zł).

Udział akcji Spółki w indeksach na 30 czerwca 2024 r.:

0,8	3,2	16,6	0,6

Dane	I pół. 2024 r.
Liczba akcji [szt.]	529 731 093
Kurs zamknięcia - minimum [zł]	7,94
Kurs zamknięcia - maksimum [zł]	10,81
Kurs na koniec okresu [zł]	10,65
Kurs na koniec poprzedniego okresu [zł]	9,17
Średni wolumen [szt.]	608 862

7. Władze

maj

7.1. Zdarzenia w raportowanym okresie oraz do dnia sporządzenia sprawozdania

• 29 stycznia 2024 r. do Spółki wpłynęło oświadczenie Ministra Aktywów Państwowych o odwołaniu z dniem 29 stycznia 2024 r. ze składu Rady Nadzorczej Spółki Pana Łukasza Ciołko oraz o powołaniu z dniem 30 stycznia 2024 r. do składu Rady Nadzorczej Spółki Pani Agaty Ewy Michalskiej - Olek. • 30 stycznia 2024 r. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. podjęło uchwały na mocy których dokonało, zmian w składzie Rady Nadzorczej Spółki XI kadencji. Odwołano Pana Romana Stryjskiego, Pana Pawła Mariana Łąckiego, Panią Anetę Olgę Kordowską. Powołano Panią Ewę Bagińską, Pana Zbigniewa Szymczaka, Pana Piotra Szymanka, Pana Michała Gniatkowskiego oraz Panią Monikę Starecką. W tym samym dniu Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. dokonało wyboru Pani Ewy Bagińskiej na Przewodniczącą Rady Nadzorczej ENEA S.A. • 2 lutego 2024 r. Rada Nadzorcza ENEA S.A. podjęła uchwały w przedmiocie odwołania Prezesa Zarządu ENEA S.A. Pana Pawła Majewskiego, Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Handlowych Pana Jakuba Kowaleczko oraz Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Korporacyjnych Pana Dariusza Szymczaka. Rada Nadzorcza podjęła też uchwałę w sprawie delegowania z dniem 2 lutego 2024 r. Pani Moniki Stareckiej, Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A., do czasowego wykonywania czynności Prezesa Zarządu ENEA S.A., nie dłużej jednak niż na okres trzech miesięcy licząc od dnia delegowania. • 23 lutego 2024 r. Rada Nadzorcza ENEA S.A. podjęła uchwały w przedmiocie powołania na wspólną kadencję z dniem 1 marca 2024 r. Pana Grzegorza Kinelskiego na stanowisko Prezesa Zarządu ENEA S.A., Pana Bartosza Krystę na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Handlowych, Pana Marka Lelątko na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Finansowych oraz z dniem 1 maja 2024 r. Panią Dalidę Gepfert na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Korporacyjnych. W tym samym dniu Rada Nadzorcza ENEA S.A. podjęła uchwały w przedmiocie odwołania z dniem 29 lutego 2024 r. Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Operacyjnych - Pana Marcina Pawlickiego oraz Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Strategii i Rozwoju - Pana Lecha Żaka. Dodatkowo, Rada Nadzorcza ENEA S.A. podjęła uchwałę w sprawie delegowania od dnia 1 marca 2024 r. Pani Moniki Stareckiej, Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A., do czasowego wykonywania czynności Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Korporacyjnych, nie dłużej jednak niż do dnia 30 kwietnia 2024 r. styczeń luty

• 31 maja 2024 r. do Spółki wpłynęła rezygnacja Pana Piotra Szymanka z pełnienia funkcji Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A. z dniem 1 czerwca 2024 r.

7.2. Skład osobowy Zarządu ENEA S.A.

Na dzień 1 stycznia 2024 r.
Imię i nazwisko	Funkcja
Paweł Majewski	Prezes Zarządu
Dariusz Szymczak	Członek Zarządu ds. Korporacyjnych
Marcin Pawlicki	Członek Zarządu ds. Operacyjnych
Jakub Kowaleczko	Członek Zarządu ds. Handlowych
Lech Żak	Członek Zarządu ds. Strategii i Rozwoju

7.3. Skład osobowy Rady Nadzorczej ENEA S.A.

Na dzień 1 stycznia 2024 r.
Imię i nazwisko	Funkcja
Łukasz Ciołko	Przewodniczący Rady Nadzorczej
Roman Stryjski	Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej
Mariusz Pliszka	Sekretarz Rady Nadzorczej
Mariusz Damasiewicz	Członek Rady Nadzorczej
Aneta Kordowska	Członek Rady Nadzorczej
Tomasz Lis	Członek Rady Nadzorczej
Paweł Łącki	Członek Rady Nadzorczej
Mariusz Romańczuk	Członek Rady Nadzorczej

Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania
Imię i nazwisko	Funkcja
Grzegorz Kinelski	Prezes Zarządu
Dalida Gepfert	Członek Zarządu ds. Korporacyjnych
Bartosz Krysta	Członek Zarządu ds. Handlowych
Marek Lelątko	Członek Zarządu ds. Finansowych

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

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

Imię i nazwisko	Funkcja	Liczba akcji ENEA S.A. na 22 maja 2024 r. wartość nominalna (zł)	Liczba akcji ENEA S.A. na 18 września 2024 r. wartość nominalna (zł)
Mariusz Pliszka	Członek Rady Nadzorczej	3 880	3 880

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

8. Inne informacje istotne dla oceny sytuacji Emitenta

8.1. Otoczenie regulacyjne

Działalność ENEA S.A. oraz jej spółek zależnych prowadzona jest w otoczeniu podlegającym szczególnej regulacji prawnej, zarówno na poziomie krajowym, jak również Unii Europejskiej (regulowana działalność gospodarcza). Szereg regulacji prawnych dotyczących przedsiębiorstw energetycznych jest pochodną decyzji o charakterze politycznym. Z tego powodu regulacje te są przedmiotem częstych zmian. Szczególnie obecnie, dynamicznie rozwijająca się rzeczywistość regulacyjno – legislacyjna na gruncie prawa krajowego oraz europejskiego, w obszarze sektora energetycznego, wynikająca m.in. z decyzji o charakterze politycznym, będących również reakcją na sytuację społeczno-gospodarczą powstałą w skutek inwazji Federacji Rosyjskiej na Ukrainę, w tym kryzys energetyczny, jak również szeroko zakrojone działania Komisji Europejskiej zmierzające do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych i osiągnięcia neutralności klimatycznej Europy do 2050 r. Powoduje to, że ustalenie niektórych skutków, dla prowadzonej działalności gospodarczej bywa niekiedy trudne. Niezależnie od powyższego ENEA S.A. oraz jej spółki zależne (Grupa Kapitałowa ENEA) podlegają regulacjom prawnym w zakresie systemu podatkowego, ochrony konkurencji i konsumentów, prawa pracowniczego czy ochrony środowiska. Nie można wykluczyć, iż zmiany w ww. obszarach tak na gruncie konkretnych aktów prawnych, jak i indywidualnych interpretacji odnoszących się do istotnych obszarów działalności GK ENEA, mogą stać się źródłem potencjalnych ryzyk dla tej działalności.

Szczegółowe informacje nt. regulacji prawnych odnoszących się do istotnych obszarów działalności GK ENEA zostały zamieszczone w pkt. 10 Sprawozdania Zarządu z działalności ENEA S.A. oraz Grupy Kapitałowej ENEA w 2023 r.

W aktualnym okresie sprawozdawczym, na szczeblu unijnym formalnie przyjęto poniższe akty prawne:

1. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie odbudowy zasobów przyrodniczych i zmiany rozporządzenia (UE) 2022/869 - dokument opublikowany 15 lipca 2024 r.,
1. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1252 z dnia 11 kwietnia 2024 r. w sprawie ustanowienia ram na potrzeby zapewnienia bezpiecznych i zrównoważonych dostaw surowców krytycznych oraz zmiany rozporządzeń (UE) nr 168/2013, (UE) 2018/858, (UE) 2018/1724 i (UE) 2019/1020 – dokument opublikowany 3 maja 2024 r.
1. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniające rozporządzenie (UE) 2019/1242 w odniesieniu do zaostrzenia norm emisji CO² dla nowych pojazdów ciężarowych o dużej ładowności i włączenia obowiązków sprawozdawczych oraz uchylające rozporządzenie (UE) 2018/956 – dokument opublikowany 6 czerwca 2024 r.,
1. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1275 z dnia 24 kwietnia 2024 r. w sprawie charakterystyki energetycznej budynków (wersja przekształcona) – dokument opublikowany 8 maja 2024 r.,
1. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniające rozporządzenia (UE) 2019/942 i (UE) 2019/943 w odniesieniu do poprawy struktury unijnego rynku energii elektrycznej - dokument opublikowany 26 czerwca 2024 r.,
1. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniająca dyrektywy (UE) 2018/2001 i (UE) 2019/944 w odniesieniu do poprawy struktury unijnego rynku energii elektrycznej - dokument opublikowany 26 czerwca 2024 r.,
1. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie należytej staranności w zakresie zrównoważonego rozwoju przedsiębiorstw oraz zmieniającą dyrektywę (UE) 2019/ 1937 - dokument opublikowany 5 lipca 2024 r.,
1. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie ustanowienia ram środków na rzecz wzmocnienia europejskiego ekosystemu produkcji produktów technologii neutralnych emisyjnie (akt w sprawie przemysłu neutralnego emisyjnie - NZIA) – dokument opublikowany 28 czerwca 2024 r.,
1. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1106 z dnia 11 kwietnia 2024 r. w sprawie zmiany rozporządzeń (UE) nr 1227/2011 i (UE) 2019/942 w odniesieniu do poprawy ochrony Unii przed manipulacjami na hurtowym rynku energii [REMIT] – dokument opublikowany 17 kwietnia 2024 r.,
1. Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady ustanawiającego ramy służące zapewnieniu bezpiecznych i zrównoważonych dostaw surowców krytycznych oraz zmieniające rozporządzenia (UE) 168/2013, (UE) 2018/858, 2018/1724 i (UE) 2019/1020 (CRMA) – dokument opublikowany 23 maja 2024 r.,
1. Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniającej dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) oraz dyrektywę Rady 1999/31/WE z dnia 26 kwietnia 1999 r. w sprawie składowania odpadów (IED) – dokument opublikowano 15 lipca 2024 r.,
1. Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie redukcji emisji metanu w sektorze energetycznym oraz zmieniającego rozporządzenie (UE) 2019/942 - dokument opublikowano 15 lipca 2024 r.,
1. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie rynków wewnętrznych gazu odnawialnego, gazu ziemnego i wodoru, zmiany rozporządzeń (UE) nr 1227/2011, (UE) 2017/1938, (UE) 2019/942 i (UE) 2022/869 oraz decyzji (UE) 2017/684, a także uchylenia rozporządzenia (WE) nr 715/2009 (wersja przekształcona) - dokument opublikowany 15 lipca 2024 r.,
1. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wspólnych zasad rynków wewnętrznych gazu odnawialnego, gazu ziemnego i wodoru, zmieniająca dyrektywę (UE) 2023/1791 i uchylająca dyrektywę 2009/73/WE (wersja przekształcona) – dokument opublikowany 15 lipca 2024 r.,

1. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1244 z dnia 24 kwietnia 2024 r., w sprawie przekazywania danych środowiskowych z instalacji przemysłowych, ustanowienia Europejskiego Portalu Emisji Przemysłowych oraz uchylenia rozporządzenia (WE) nr 166/2006 – dokument opublikowany 2 maja 2024 r.,
1. Rozporządzenie Rady (UE) 2024/223 z dnia 22 grudnia 2023 r. w sprawie zmiany rozporządzenia (UE) 2022/2577 ustanawiającego ramy służące przyspieszeniu wdrażania rozwiązań w zakresie energii odnawialnej – dokument opublikowany 10 stycznia 2024 r.,
1. Rozporządzenia Delegowanego Komisji (UE) zmieniającego rozporządzenie delegowane (UE) odniesieniu do przejściowych przepisów ogólnounijnych w odniesieniu do zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji – dokument opublikowany 1 stycznia 2024 r.

8.2. Obowiązujące regulacje w zakresie obrotu detalicznego i dystrybucji

31 grudnia 2023 r. weszła w życie ustawa z dnia 7 grudnia 2023 r. o zmianie ustaw w celu wsparcia odbiorców energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła. Ustawa zakłada między innymi: utrzymanie cen energii elektrycznej dla odbiorców uprawnionych w dotychczasowej wysokości w okresie od 1 stycznia 2024 r. do 30 czerwca 2024 r., utrzymanie cen maksymalnych na poziomie 693,00 zł/MWh dla dotychczas uprawnionych odbiorców, obowiązek przedłożenia taryfy Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki (PURE) do dnia 12 stycznia 2024 r. z wyliczeniem od 1 stycznia 2024 r. do 31 grudnia 2024 r, sposób obliczania i wypłaty rekompensaty dla podmiotów uprawnionych za okres od 1 stycznia 2024 r. do 30 czerwca 2024 r. jako iloczynu energii elektrycznej zużytej w punkcie poboru do maksymalnego zużycia limitu i różnicy między ceną wynikającą z zatwierdzonej taryfy przez PURE a ceną wynikającą z limitu odbiorcy.

27 lutego 2024 r. opublikowano w Dzienniku Ustaw rozporządzenie Ministra Aktywów Państwowych do ustawy z dnia 17 sierpnia 2023 r. o osłonach socjalnych dla pracowników sektora elektroenergetycznego i branży górnictwa węgla brunatnego (Dz.U. poz. 1737). Rozporządzenie określa szczegółowe warunki, tryb oraz sposób przyznawania i rozliczania dotacji celowej z budżetu państwa przeznaczonej na finansowanie świadczeń socjalnych oraz jednorazowych odpraw pieniężnych dla pracowników sektora elektroenergetycznego i branży górnictwa węgla brunatnego.

18 marca 2024 r. ogłoszono w Dzienniku Ustaw Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 8 marca 2024 r. w sprawie weryfikacji dotrzymywania wielkości dopuszczalnej emisji z uwzględnieniem niepewności pomiarowej. Rozporządzenie uporządkuje oraz ujednolici podejście do uwzględniania niepewności towarzyszącej ciągłym pomiarom wielkości emisji do powietrza, przy ocenie dotrzymywania wielkości dopuszczalnej emisji określanych w pozwoleniach zintegrowanych.

22 marca 2024 r. ogłoszono w Dzienniku Ustaw rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 18 marca 2024 r. w sprawie wymagań dotyczących sposobu obliczania, pomiarów i rejestracji ilości energii elektrycznej, ciepła i chłodu wytwarzanych w instalacjach odnawialnego źródła energii. W przeważającym zakresie przedmiotowe regulacje są tożsame z zawartymi w dotychczasowym rozporządzeniu wydanym na tej samej podstawie, tj. rozporządzeniu Ministra Energii z dnia 21 sierpnia 2018 r. w sprawie wymagań dotyczących sposobu obliczania, pomiarów i rejestracji ilości energii elektrycznej lub ciepła wytwarzanych w instalacjach odnawialnego źródła energii (Dz. U. poz. 1596). Przepisy regulujące wymagania dotyczące sposobu obliczania, pomiarów i rejestracji ilości energii elektrycznej i ciepła wytwarzanych w instalacjach odnawialnego źródła energii wykorzystujących w procesie wytwarzania energii nośniki energii, o których mowa w art. 2 pkt 22 ustawy, oraz inne paliwa, poza drobnymi modyfikacjami redakcyjnymi, są identyczne jak obowiązujące.

10 maja 2024 r. weszło w życie rozporządzenie Ministra Aktywów Państwowych z dnia 9 kwietnia 2024 r. w sprawie wykazu stanowisk pracy uprawniających do urlopu energetycznego i urlopu górniczego oraz wzoru zaświadczenia o okresie korzystania przez pracownika z urlopu energetycznego lub urlopu górniczego. Rozporządzenie określa wykaz stanowisk pracy uprawniających do urlopu górniczego i urlopu energetycznego oraz określa wzór zaświadczenia o okresie korzystania przez pracownika z urlopu energetycznego albo urlopu górniczego.

12 czerwca 2024 r. ogłoszono w Dzienniku Ustaw ustawę z dnia 23 maja 2024 r. o bonie energetycznym oraz o zmianie niektórych ustaw w celu ograniczenia cen energii elektrycznej, gazu ziemnego i ciepła systemowego. Ustawa zasadniczo weszła w życie 13 czerwca 2024 r. Niektóre przepisy ustawy weszły w życie 1 lipca 2024 r. Bon energetyczny będzie jednorazowym świadczeniem pieniężnym dla gospodarstw domowych, w których wysokość przeciętnego miesięcznego dochodu za rok 2023 r. nie przekraczała 2 500 zł w gospodarstwie jednoosobowym albo 1 700 zł na osobę w gospodarstwie wieloosobowym. Wartość przyznanego bonu będzie zróżnicowana z uwagi na wielkość gospodarstwa domowego oraz gdy główne źródło ogrzewania danego gospodarstwa domowego jest zasilane energią elektryczną i jest wpisane lub zgłoszone do centralnej ewidencji emisyjności budynków. Beneficjentami bonu energetycznego będą również odbiorcy wrażliwi energii elektrycznej oraz domostwa, które z uwagi na nadmetraż przypadający na osobę w zamieszkiwanym lokalu, zostały wykluczone z przyznania dodatku mieszkaniowego w rozumieniu przepisów ustawy z dnia 21 czerwca 2001 r. o dodatkach mieszkaniowych (Dz. U. z 2023 r., poz. 1335 t.j.). Bonem energetycznym zostaną objęci emeryci ze świadczeniem poniżej minimalnej emerytury oraz emeryci i renciści ze świadczeniem równym najniższej emeryturze.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska złożyło do Komisji Europejskiej wstępną wersję zaktualizowanego Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 r. (KPEiK). Jest to wersja polskiego KPEiK z 29 lutego 2024 r. Stanowi ona aktualizację poprzedniego dokumentu z 2019 r. KPEiK jest dokumentem pozwalającym na analizę, czy w oparciu o wkłady państw członkowskich UE będzie w stanie wywiązać się z ustanowionych celów klimatyczno-energetycznych.

Rząd polski deklaruje osiągnięcie do 2030 r 29,8% udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto, jako wkład w realizację nowego ogólnounijnego celu na 2030 r. Na realizację tego celu składać się będzie zużycie OZE łącznie w elektroenergetyce, ciepłownictwie i chłodnictwie oraz na cele transportowe. Jest to wartość niższa niż założenia unijnej dyrektywy REDIII, przewidującej cel udziału OZE

dla całej UE na poziomie 42,5% do 2030 r. Opublikowany dokument zakłada do 2030 r. redukcję emisji gazów cieplarnianych o 35% w stosunku do 1990 r.

Udział OZE w produkcji energii elektrycznej w 2030 r. ma osiągnąć 50,1%. W perspektywie 2030 r. do przyrostu produkcji energii elektrycznej z OZE w największym stopniu przyczyniać się będą elektrownie wiatrowe na lądzie (o mocy zainstalowanej ok. 15,8 GW, obecnie - ok. 10 GW) oraz elektrownie słoneczne (ok. 29,3 GW, obecnie - ponad 17 GW) i wiatrowe na morzu (ok. 5,9 GW), które funkcjonować będą w KSE od ok. 2026 r. W dalszej kolejności zwiększenie przyrostu nastąpić ma dzięki elektrowniom na biomasę oraz na biogaz i biometan oraz hydroelektrowniom.

Istotnym elementem polityki w zakresie wystarczalności mocy ma być wdrożenie energetyki jądrowej, której pierwszy blok zostanie uruchomiony w okresie 2030–2035. Moc wielkoskalowych elektrowni jądrowych w 2040 r. powinna sięgnąć 7,4 GW (w dalszej perspektywie nawet 9,4 GW) i może zostać uzupełniona również małymi reaktorami modułowymi – SMR. Zaznaczono także, że krajowe wydobycie węgla nie przekroczy 30 mln ton w 2030 r.

Obecnie Krajowy Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 r. jest na etapie prekonsultacji, w których biorą udział organizacje sektora energetycznego, przedstawiciele samorządów, przedsiębiorców i związków zawodowych oraz organizacji ekologicznych.

8.3. Taryfy dla energii elektrycznej i dla usług dystrybucji energii elektrycznej

15 grudnia 2023 r. Prezes URE podjął Decyzję nr DRE.WRE.4211.61.13.2023.AKr3 o zatwierdzeniu Taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G ENEA S.A. na okres od 1 stycznia 2024 r. do dnia 31 grudnia 2024 r.

30 stycznia 2024 r. Prezes URE Decyzją nr DRE.WRE.4211.10.2.2024.AKr3 zatwierdził zmianę Taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G ENEA S.A. w związku z koniecznością dostosowania tekstu taryfy do obowiązującego stanu prawnego. Do taryfy wprowadzono zapisy o stosowaniu w rozliczeniach w okresie od 1 stycznia 2024 roku do 30 czerwca 2024 roku dla odbiorców uprawnionych cen zamrożonych na poziomie taryfy z 2022 r. w ramach limitu zużycia oraz cen maksymalnych po przekroczeniu limitu zużycia. Zmiana taryfy obowiązywała od 1 stycznia 2024 r.

11 stycznia 2024 r. Prezes URE Decyzją nr DRE.WRE.4211.64.5.2023.AKr3 umorzył postępowanie administracyjne w sprawie zatwierdzenia zmiany Taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G ENEA S.A. na rok 2023, o którą ENEA S.A. wnioskowała w dniu 31 października 2023 r. do Prezesa URE. Proponowana zmiana związana była z uwzględnieniem w treści Taryfy zestawu cen energii elektrycznej odnoszącego się do odbiorców, którzy skorzystali z obniżenia kwoty należności na podstawie §50b ust.1 Rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 29 listopada 2022 r. w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną.

3 stycznia 2023 r. ENEA S.A. złożyła wniosek do Prezesa URE o zatwierdzenie zmiany taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G ENEA S.A. na rok 2023. Proponowana zmiana wynikała z wyższych kosztów nabycia energii elektrycznej niż uwzględnione w obowiązującej Taryfie. Decyzją nr DRE.WPR.4211.1.13.2023.JSz z dnia 26 maja 2023 r. Prezes URE odmówił zatwierdzenia wnioskowanej zmiany taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G. W dniu 29 czerwca 2023 r. ENEA S.A. zaskarżyła Decyzję Prezesa URE, składając odwołanie do Sądu Okręgowego w Warszawie - Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów. 4 grudnia 2023 r. Prezes URE skierował odpowiedź na odwołanie ENEA S.A. do Sądu Okręgowego w Warszawie, wnosząc o oddalenie odwołania. 9 lutego 2024 r. ENEA S.A. złożyła do Sądu Okręgowego w Warszawie - Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów pismo procesowe (replikę), w którym ustosunkowuje się do twierdzeń Prezesa URE zawartych w odpowiedzi na odwołanie z 4 grudnia 2023 r. Po rozpoznaniu sprawy przez Sąd Okręgowy w Warszawie 1 lipca 2024 r. odwołanie zostało oddalone. W związku z wyrokiem Sądu Okręgowego w Warszawie, ENEA S.A. prowadzi analizę prawną w zakresie możliwości podjęcia dalszych kroków w sprawie.

23 maja 2024 r. ENEA S.A. złożyła wniosek do Prezesa o zatwierdzenie zmiany Taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G, zatwierdzonej decyzją Prezesa URE z 15 grudnia 2023 r. i zmienionej decyzją z 30 stycznia 2024 r, w zakresie zmiany cen energii elektrycznej oraz okresu jej obowiązywania do dnia 31 grudnia 2025 r. Jednocześnie w trakcie trwania tego postępowania, weszły w życie przepisy wynikające z ustawy z 23 maja 2024 r. o bonie energetycznym oraz o zmianie niektórych ustaw w celu ograniczenia cen energii elektrycznej, gazu ziemnego i ciepła systemowego, które nałożyły na przedsiębiorstwa obrotu obowiązek złożenia wniosków o zmianę taryfy na okres od 1 lipca 2024 r. do 31 grudnia 2025 r.

ENEA S.A. złożyła nowy wniosek o zmianę taryfy 18 czerwca 2024 r. Natomiast postępowanie administracyjne, wszczęte na wniosek z 23 maja 2024 r., zostało 17 lipca 2024 r. decyzją znak nr DRE.WRE.4211.25.8.2023.AKr3 umorzone przez Prezesa URE, który uznał je za bezprzedmiotowe.

W odpowiedzi na wniosek ENEA S.A. z 18 czerwca 2024 r. Prezes URE decyzją nr DRE.WRE.4211.31.11.2024.JTr zatwierdził zmianę Taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G ENEA S.A. na okres jej obowiązywania od 1 lipca 2024 r. do 31 grudnia 2025 r. Do taryfy wprowadzono m.in. cenę maksymalną dla odbiorców uprawnionych wynoszącą 500 zł/MWh w okresie od 1 lipca 2024 r. do 31 grudnia 2024 r.

15 grudnia 2023 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE) zatwierdził Taryfę dla usług dystrybucji energii elektrycznej ENEA Operator. Decyzja Prezesa URE opublikowana została w Biuletynie Branżowym URE – Energia Elektryczna nr 412 (4229). Nowa Taryfa zatwierdzona została na okres do 31 grudnia 2024 r. Zgodnie z Uchwałą Zarządu ENEA Operator 515/2023 z dnia 21 grudnia 2023 r. Taryfa obowiązuje od dnia 1 stycznia 2024 r.

30 stycznia 2024 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE) zatwierdził zmianę Taryfy dla usług dystrybucji energii elektrycznej ENEA Operator. Decyzja Prezesa URE opublikowana została w Biuletynie Branżowym URE – Energia Elektryczna Nr 24 (4268) z dnia

30 stycznia 2024 r. Zgodnie z Uchwałą Zarządu ENEA Operator nr 42/2024 z dnia 13 lutego 2024 r. zmiana Taryfy zostaje wprowadzona do stosowania i obowiązuje od dnia 1 stycznia 2024 r.

8.4. Koncesje

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

8.5. Zapotrzebowanie na energię elektryczną

Według danych krajowego operatora systemu przesyłowego Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. krajowe zużycie energii elektrycznej w Polsce wyniosło w 2023 r. 167,5 TWh i było o 3,44% niższe niż w 2022 r. Krajowa produkcja energii elektrycznej wyniosła 163,6 TWh i była niższa o 6,58% niż w 2022 r. Energia elektryczna produkowana jest przede wszystkim w elektrowniach zawodowych. W 2023 r. wielkość produkcji w tych obiektach wyniosła 128,4 TWh, co stanowiło 78% całej produkcji. Resztę stanowiły elektrownie wiatrowe i inne odnawialne źródła energii. Najważniejszym paliwem służącym do wytwarzania energii elektrycznej był w 2023 r. węgiel kamienny, którego udział wyniósł 46,8% oraz węgiel brunatny z udziałem 21,1%. Odnawialne źródła energii wyprodukowały 25,2 TWh, a ich udział wzrósł do 21,5% (w 2022 r. udział OZE wynosił 15,8%). W 2023 r. całkowita ilość wytworzonej energii elektrycznej netto w Grupie Kapitałowej ENEA wyniosła 21,3 TWh.

8.6. Rynek Mocy

W oparciu o przepisy:

ustawy z 8 grudnia 2017 r. o Rynku Mocy,
regulaminu Rynku Mocy zatwierdzonego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki Decyzją z 5 lutego 2024 r.,
rozporządzenia Ministra Energii:
➢ z 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym,
➢ z 3 września 2018 r. w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych,
rozporządzeń w sprawie parametrów aukcji z 2023 r.: Rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z 4 sierpnia 2023 r. w sprawie parametrów aukcji głównej dla roku dostaw 2028 oraz parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2025.

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

certyfikacje ogólne,
certyfikacje do aukcji głównych dla lat dostaw 2021-2028,
certyfikacje do aukcji dodatkowych dla lat dostaw 2021-2025,
aukcje główne dla lat dostaw 2021-2028 i dodatkowe dla lat dostaw 2021-2025.

W szczególności od początku 2024 r. istotne były między innymi następujące wydarzenia dotyczące procesów Rynku Mocy:

certyfikacja ogólna, która odbyła się w dniach 4 stycznia 11 marca 2024 r.,
zakończenie certyfikacji do aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku 2025 16 lutego 2024 r.,
aukcje dodatkowe na kwartały 2025 r. 14 marca 2024 r.

8.6.1. ENEA Wytwarzanie i ENEA Elektrownia Połaniec

Zakontraktowane obowiązki mocowe

[MW]	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Umowa na 1 rok	-	-	1 004	1 004	1 195	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 5 lat	2 711	2 711	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 15 lat	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915
Razem	3 626	3 626	1 919	1 919	2 110	915	915	915	915	915	915	915

Szacowane przychody z Rynku Mocy

[mln zł] 1	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Umowa na 1 rok	-	-	402	408	293	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 5 lat	652	652	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 15 lat	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220
Razem	872	872	622	628	513	220	220	220	220	220	220	220

¹ Wartość nieindeksowana

Jednostki Rynku Mocy ENEA Elektrownia Połaniec i ENEA Wytwarzanie uczestniczyły w ww. procesach.

W 2018 r. odbyły się trzy aukcje główne na lata dostaw 2021, 2022, 2023. W wyniku Strategii Grupy ENEA zatwierdzanej decyzjami Zarządu ENEA S.A. przed poszczególnymi aukcjami głównymi ENEA Elektrownia Połaniec zawarła dwie umowy mocowe na 5-letnie okresy dostaw w latach 2021-2025, dla bloków nr 2 i nr 7. Z kolei ENEA Wytwarzanie zawarła:

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

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

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

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

8.6.2. ENEA Ciepło

Zakontraktowane obowiązki mocowe

			2025
[MW]	2024	I kw.	II kw.	III kw.	IV kw.	2026	2027	2028
Umowy kwartalne	-	-	-	-	9	-	-	-
Umowa na 1 rok	29	-	371	-	-	-	9	-
Razem	29	-	37	-	9	-	9	-

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

Szacowane przychody z Rynku Mocy

[mln zł] 1	2024	2025	2026	2027	2028
Umowy kwartalne	-	0,4	-	-	-
Umowa na 1 rok	8	3,1	-	4	-
Razem	8	3,5	-	4	-

¹ Wartość nieindeksowana

ENEA Ciepło uczestniczyła w ww. procesach, w wyniku których zawarła: jedną jednoroczną umowę mocową na rok dostaw 2024 dla bloku nr 3, jedną półroczną umowę mocową na okres dostaw od 1 stycznia 2025 r. do 30 czerwca 2025 r. dla bloku nr 3, jedną kwartalną umowę mocową na 4 kwartał 2025 r. dla bloku nr 1 oraz jedną jednoroczną umowę mocową na rok dostaw 2027 dla bloku nr 1.

Do udziału w rynku wtórnym na lata 2024 oraz 2025 zostały zgłoszone bloki nr 1, 2 i 4. Na rok 2027 do udziału w rynku wtórnym zostały zgłoszone bloki nr 2, 3 i 4. Na rok 2028 do udziału w rynku wtórnym zostały zgłoszone bloki nr 1, 2, 3 i 4.

8.6.3. ENEA Nowa Energia

Zakontraktowane obowiązki mocowe

[MW]	2024	2025	2026	2027	2028
Umowa na 1 rok	38	37	24	24	22
Razem	38	37	24	24	22

Szacowane przychody z Rynku Mocy

[MW]	2024	2025	2026	2027	2028
Umowa na 1 rok	10	6	10	10	5
Razem	10	6	10	10	5

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

na lata 2021-2025 dla trzech jednostek o średniej mocy ok. 37 MW w danym roku dostaw,
na rok 2026 dla dwóch jednostek o łącznej mocy 24 MW,
na rok 2027 dla dwóch jednostek o łącznej mocy 24 MW,
na rok 2028 dla dwóch jednostek o łącznej mocy 22 MW.

8.6.4. MEC Piła

Zakontraktowane obowiązki mocowe

		2024
[MW]	I kw.	II kw.	III kw.	IV kw.
Umowy kwartalne	6	6	6	6
Razem	6	6	6	6

Szacowane przychody z Rynku Mocy

[mln zł]	2024
Umowy kwartalne	0,4
Razem	0,4

8.7. Postępowania sądowe i administracyjne

Na dzień przekazania niniejszego sprawozdania nie toczą się istotne postępowania dotyczące zobowiązań lub wierzytelności, których stroną byłaby ENEA S.A. lub jednostka zależna. Opis postępowań przed sądami powszechnymi, w tym opis sporu dotczący cen na świadectwa pochodzenia energii OZE zamieszczony jest w nocie 24 w Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA za okres od 1 stycznia do 30 czerwca 2024 r. Niezależnie od powyższego Spółka wskazuje, że 28 grudnia 2023 r. zostało wytoczone powództwo przeciwko byłym władzom Spółki za decyzje dotyczące inwestycji w budowę bloku węglowego w Elektrowni Ostrołęka. Na moment złożenia pozwu w sprawie, łączna wysokość poniesionej przez Spółkę szkody oszacowana została na kwotę ok. 656 mln zł.

8.8. Spory zbiorowe

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

8.9. Prognozy wyników finansowych

Zarząd ENEA S.A. nie publikował prognoz wyników finansowych na 2024 r.

8.10. Rating

Agencja ratingowa Fitch Ratings, w komunikacie z 15 kwietnia 2024 r. potwierdziła utrzymanie stabilnej perspektywy ratingu dla ENEA S.A., a także potwierdziła długoterminowe ratingi Spółki w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie "BBB". Pełna treść komunikatu agencji w języku angielskim dostępna jest na stronie internetowej: https://www.fitchratings.com/research/corporatefinance/fitch-affirms-poland-enea-at-bbb-outlook-stable-15-04-2024.

8.11. Działania związane z projektem Elektrownia Ostrołęka C

26 stycznia 2024 r. została zawarta z ENERGA S.A. warunkowa umowa sprzedaży przez ENEA S.A. wszystkich posiadanych udziałów w Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. za łączną cenę 42 000 tys. zł. Warunkiem zawarcia umowy rozporządzającej było nieskorzystanie przez Krajowy Ośrodek Wsparcia Rolnictwa z prawa pierwokupu udziałów. W związku ze spełnieniem się wyżej wskazanego warunku, 4 kwietnia 2024 r. nastąpiło zawarcie pomiędzy ENEA S.A. a ENERGA S.A. umowy przeniesienia udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o., zgodnie z którą przejście tytułu prawnego do udziałów zbywanych przez Spółkę na ENERGA S.A. nastąpiło 4 kwietnia 2024 r.

8.12. Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego

Prace związane z pierwotnym projektem NABE zostały w GK ENEA zawieszone i mogą zostać wznowione po skrystalizowaniu się nowej, bądź zmodyfikowanej koncepcji rządowej. Obecnie trwają analizy co do kształtu koncepcji wydzielenia aktywów węglowych z grup energetycznych.

8.13. Zasady sporządzenia sprawozdań finansowych

Skrócone sprawozdania finansowe odpowiednio ENEA S.A. oraz Grupy Kapitałowej ENEA zawarte w ramach rozszerzonego skonsolidowanego raportu ENEA S.A. za okres I półrocza 2024 r. sporządzone zostały zgodnie z wymogami "Międzynarodowego Standardu Sprawozdawczości Finansowej MSR 34 Śródroczna sprawozdawczość finansowa", który został zatwierdzony przez Unię Europejską.

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

8.14. CSR – Społeczna Odpowiedzialność Biznesu

Działania społecznie odpowiedzialne Grupy Kapitałowej ENEA polegają na realizacji projektów wspierających wartość z Kodeksu Wartości Grupy Kapitałowej ENEA, jaką jest odpowiedzialność. Odpowiedzialność jest rozumiana jako troska o lokalne społeczności oraz swoich pracowników.

Grupa Kapitałowa ENEA podejmuje różnorodne działania odpowiadające na potrzeby i oczekiwania interesariuszy, klientów, pracowników, organizacji pożytku publicznego i partnerów biznesowych w skali lokalnej, regionalnej i ogólnopolskiej. Od lat kluczową przesłanką działań społecznie odpowiedzialnych jest wnoszenie pozytywnego wkładu na rzecz społeczeństwa, budując wiarygodność Grupy Kapitałowej ENEA jako wicelidera polskiego rynku elektroenergetycznego, odpowiedzialnego pracodawcy, realnie angażującego się w problemy i życie kluczowych grup społecznych i biznesowych. Istotnym działaniem jest również szybka reakcja w postaci celowej pomocy finansowej i rzeczowej w sytuacjach nadzwyczajnych i wyjątkowych.

Działania społecznie odpowiedzialne koncentrują się wokół 5 obszarów: edukacja, zdrowie, ekologia, zaangażowanie oraz bezpieczeństwo. Charakteryzują się one istotnością wynikającą z oczekiwań i potrzeb społeczności lokalnych. Działania te podejmowane są w formie:

1. stałych autorskich programów społecznych, nastawionych na budowanie realnej wartości dla biznesu,
1. udziału w programach partnerskich, realizowanych przez podmioty prowadzące działalność społecznie użyteczną w istotnych dla Grupy obszarach:
2. wolontariatu pracowniczego i angażowania się w lokalne inicjatywy prospołeczne pracowników Grupy ENEA,
3. wsparciu podmiotów poprzez Fundację ENEA w ramach umów darowizn.

ENEA Akademia Talentów

W styczniu 2024 r. zakończyła się V, rekordowa edycja programu stypendialnego ENEA Akademia Talentów. Spośród 2 000 zgłoszeń uczniów, jury oraz internauci wybrali 40 osób, które otrzymają stypendia o wartości 5 tys. zł. Zwycięzcy przeznaczą pieniądze na rozwój swoich talentów, np. na udział w dodatkowych zajęciach, konkursach, zawodach czy projektach zgodnych z ich zainteresowaniami. W gronie zwycięzców znalazło się 20 uczniów ze szkół podstawowych oraz 20 ze szkół ponadpodstawowych, którzy uczą się w dużych miastach i małych miejscowościach. Na stypendia dla zwycięzców Grupa przeznaczyła w tej edycji łącznie 200 tys. zł. Projekt ENEA Akademia Talentów na stałe wpisany jest w działania społecznie odpowiedzialne Grupy, jako przykład realnej pomocy młodym talentom zaangażowanym w sport, sztukę, rozwój nauki oraz wolontariat i inne działania społeczne. Od pierwszej edycji projektu na wsparcie pasji i talentów młodych ludzi Grupa przeznaczyła ponad 1,3 mln zł.

Olimpiada Zwolnieni z Teorii

W czerwcu 2024 r. odbył się 10. Wielki Finał Zwolnionych z Teorii – Olimpiady, którą ponownie wspierała ENEA S.A. W ramach Olimpiady uczestnicy realizują własne pomysły na rzecz poprawy sytuacji w swoim otoczeniu, zdobywając wiedzę i umiejętności w planowaniu, realizacji i zarządzaniu projektami. W jubileuszowej edycji Olimpiady udział wzięło blisko 7,5 tys. uczniów szkół ponadpodstawowych i studentów, którzy zrealizowali 1 552 projekty. Wśród nich znalazło się 40 projektów dotyczących edukacji, którym patronowała ENEA S.A.. Każdy, kto zrealizował swój projekt, otrzymał międzynarodowy certyfikat z zarządzania. Po drodze uczestnicy uzyskali od pracowników ENEA praktyczne wskazówki, dzięki którym mogli skutecznie realizować swoje pomysły i wykorzystywać wiedzę w praktyce podczas nawiązywania partnerstw. Ponad 1,1 mln beneficjentów skorzystało z projektów realizowanych pod patronatem ENEA S.A. ENEA S.A. wsparła również dalszy rozwój jednego z projektów, przekazując autorom aplikacji do nauki języków obcych BorygoAI grant o wartości 5 tys. zł.

Biegamy Zbieramy Pomagamy

W czerwcu rozpoczęła się kolejna edycja projektu Biegamy Zbieramy Pomagamy. Pracownicy Grupy ENEA rejestrując codzienne aktywności fizyczne, zbierali kilometry, które przeliczali na złotówki. Uzbierane fundusze zostały przekazane na budowę siłowni zewnętrznej w Poznaniu. W ciągu dwóch miesięcy pracownicy pokonali łącznie 171 241 km, zrobili 131,3 mln kroków i zebrali 50 tys. zł. Wyzwanie trwało do końca sierpnia i obejmowało specjalną edycję olimpijską. Tylko przez ostatnie dwa lata w wyzwaniu wzięło udział 800 pracowników Grupy ENEA. Od początku trwania projektu łącznie pokonaliśmy ponad 400 tys. kilometrów i przekazaliśmy wsparcie w kwocie 230 tys. złotych.

ENEA Ekoprojekty

Jeden z priorytetów Grupy ENEA to dbałość o zasoby naturalne, która przykłada dużą uwagę do kwestii budowania świadomości ekologicznej wśród lokalnej społeczności. Wolontariat pracowniczy w Grupie ENEA to doskonała okazja, aby zaangażować się w projekty, które przynoszą korzyści zarówno dla środowiska, jak i dla społeczności lokalnych. W ramach czwartej edycji projektu Sadzimy kolejne pokolenie lasu posadzono około 6 tysięcy drzew. Dodatkowo, Wolontariusze po raz szósty zaangażowali się w akcję #TrashChallenge oraz dbali o bioróżnorodność.

Oszczędzaj energię z Krzysiem Elektrykiem

Oszczędzaj energię z Krzysiem Elektrykiem to program edukacyjny, realizowany w ramach wolontariatu kompetencyjnego, stanowiący fundament inicjatyw realizowanych w Grupie ENEA w ramach wolontariatu pracowniczego. Pracownicy Grupy ENEA odwiedzają szkoły i przedszkola, prowadząc lekcje o energetyce, wytwarzaniu energii i bezpiecznym obchodzeniu się z prądem. Program realizowany jest w ramach działań edukacyjnych z zakresu oszczędzania prądu i troski o środowisko naturalne.

Warsztaty CSR i ESG, Poradnik CSR i ESG, Konferencja

W pierwszej połowie roku trwały cykle Warsztatów CSR i ESG, wspieranych przez ENEA S.A. Podczas spotkań przedstawiciele różnych sektorów mogli spotkać się i wymienić doświadczeniami. Uczestnicy warsztatów odebrali certyfikaty ukończenia cyklu edukacyjnorozwojowego, który pozwolił im zdobyć praktyczną wiedzę i umiejętności z zakresu ESG, istotne z punktu widzenia firmy oraz jej otoczenia. Podczas spotkania swoją premierę miał Poradnik CSR i ESG - publikacja pomagająca małym i średnim przedsiębiorstwom zrozumieć, jak ESG wpłynie na ich funkcjonowanie, jakie będą oczekiwania ich interesariuszy oraz jak sektor pozarządowy może pomóc w realizacji celów zrównoważonego rozwoju. W maju rozpoczęły się również zapisy na wydarzenie CSR i ESG – od ludzi dla ludzi, które odbyło się 4 – 5 września 2024 r. w Krakowie. Partnerem Wydarzenia była ENEA S.A.

Scena nad Rusałką

W scenerii poznańskiego Jeziora Rusałka, od maja do czerwca zorganizowane zostały 23 koncerty młodej polskiej sceny muzycznej. Niemal wszystkie koncerty zostały sfilmowane, a transmisje na żywo były udostępniane bezpłatnie na profilu Scena nad Rusałką na Facebooku. Dodatkowo, odbyły się 3 stand-upy podczas jednego wieczoru komediowego. Projekt Scena nad Rusałką przeciwdziała wykluczeniu społecznemu, jednocześnie wspierając osoby niepełnosprawne. Wyróżnia go dostosowanie do osób niedosłyszących. Udostępniana na wszystkich koncertach pętla indukcyjna pozwala osobom korzystającym z aparatów słuchowych odbierać dźwięki muzyki w sposób doskonały. ENEA S.A. patronowała wydarzeniu już po raz czwarty. Łączna frekwencja wyniosła ok. 28 tys. osób.

Akademia Odpowiedzialnego Ucznia

Projekt partnerski edukujący z zakresu bezpieczeństwa w szkołach podstawowych. Jest to cykl zajęć edukacyjnych prowadzonych przez policjantów oraz samodzielnie przez nauczycieli. Program zrealizowany dla uczniów klas 3-6 szkół podstawowych w powiecie poznańskim. W ramach projektu przygotowany został pakiet materiałów dydaktycznych z zakresu bezpieczeństwa na drodze, pierwszej pomocy oraz cyberzagrożeń. Program ma na celu wspieranie wizerunku marki jako wspierającej edukację na temat szeroko pojętego bezpieczeństwa.

ENEA Junior Poznań Triathlon

ENEA Junior Poznań Triathlon to największa w Polsce impreza multisportowa dla dzieci. Grupa ENEA jest sponsorem tytularnym od sześciu lat. W tym roku organizatorzy odnotowali rekordową frekwencję – na listach startowych w rywalizacji dzieci i sztafetach rodzinnych było blisko 800 osób. Zawodnicy i kibice stworzyli niezapomnianą atmosferę pełną sportowej pasji i radości. Zawody były nie tylko okazją do sportowej rywalizacji, ale także do promowania aktywności fizycznej i zdrowego stylu życia wśród najmłodszych.

Natalia Partyka

ENEA S.A. przedłuża współpracę z Natalią Partyką, dziesięciokrotną medalistką igrzysk paralimpijskich i reprezentantką kadry narodowej. Utytułowana zawodniczka przez kolejny rok będzie ambasadorką marki ENEA. To kontynuacja wyjątkowej współpracy mającej na celu, m.in. promocję tenisa stołowego, aktywności fizycznej i zasad fair play w sporcie. Natalia Partyka ambasadorką marki ENEA jest już od ponad trzech lat. Działania Natalii Partyki, jednej z najważniejszych osobowości w historii ruchu paralimpijskiego, nie będą ograniczały się tylko do sportowych aktywności, ale będą także dotyczyć wielu działań prospołecznych.

Amp Futbol - WARTA Poznań i sekcja Blind Football

ENEA S.A. konsekwentnie i długofalowo wspiera zarówno sport zawodowy, jak i amatorski. Jako firma odpowiedzialna społecznie pomaga w odkrywaniu sportu. Wsparcie zdolnych sportowców jest istotnym elementem zaangażowania społecznego. ENEA S.A. została sponsorem głównym sekcji amp futbolu Warty Poznań oraz sekcji Blind Football. Piłka nożna dla osób po amputacjach lub z dysfunkcją kończyn to dynamicznie rozwijająca się dyscyplina sportu.

9. Załączniki

[tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym	2 217 785	2 248 556	30 771	1,4%
Przychody z tytułu opłat dodatkowych	2 570	3 133	563	21,9%
Przychody ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji	32 747	-13 073	-45 820	-139,9%
Rozliczenie rynku bilansującego	45 485	7 394	-38 091	-83,7%
Przychody z tytułu opłat przyłączeniowych	64 065	70 315	6 250	9,8%
Przychód z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej	3 670	9 593	5 923	161,4%
Przychody ze sprzedaży pozostałych usług	15 836	22 111	6 275	39,6%
Przychody ze sprzedaż usług dystrybucji innym podmiotom	15 233	18 049	2 816	18,5%
Przychody ze sprzedaż towarów i materiałów	747	929	182	24,4%
Przychody ze sprzedaży netto	2 398 138	2 367 007	-31 131	-1,3%
Rekompensaty	222 607	197 633	-24 974	-11,2%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	2 620 745	2 564 640	-56 105	-2,1%
Amortyzacja	354 913	390 414	35 501	10,0%
Koszty świadczeń pracowniczych	323 412	363 675	40 263	12,4%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	22 802	19 935	-2 867	-12,6%
Zakup energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe	796 297	386 515	-409 782	-51,5%
Koszty usług przesyłowych	320 048	320 759	711	0,2%
Inne usługi obce	161 844	195 253	33 409	20,6%
Podatki i opłaty	133 544	144 952	11 408	8,5%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	2 112 860	1 821 503	-291 357	-13,8%
Pozostałe przychody operacyjne	44 020	46 916	2 896	6,6%
Pozostałe koszty operacyjne	58 293	36 827	-21 466	-36,8%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	10	(692)	-702	-7 020%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	493 622	752 534	258 912	52,5%
Przychody finansowe	6 089	17 874	11 785	193,5%
Koszty finansowe	180 735	194 379	13 644	7,5%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	318 976	576 029	257 053	80,6%
Podatek dochodowy	67 949	114 588	46 639	68,6%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	251 027	461 441	210 414	83,8%
EBITDA	848 535	1 142 948	294 413	34,7%

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Operator w I półroczu 2024 r. (wzrost o 294,4 mln zł):

(+) spadek kosztów zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 371,7 mln zł wynika przede wszystkim ze spadku cen hurtowych z realizacją w 2024 r.

(+) wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 23,7 mln zł wynika głównie ze zmiany stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego

(+) wzrost przychodów z tytułu opłat za przyłączenie do sieci o 6,3 mln zł wynika głównie z większej ilości przyłączonych OSDn w II grupie przyłączeniowej, przy jednoczesnej mniejszej ilości przyłączonych OZE w II i III grupie oraz odbiorców w grupach II, IV i V

(-) wzrost kosztów operacyjnych o 82,2 mln zł wynika głównie z wyższych kosztów świadczeń pracowniczych i kosztów usług obcych

(-) spadek przychodów ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym (z uwzględnieniem przychodów ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji oraz przychodów z tytułu rekompensat) o 40,0 mln zł wynika głównie z niższej sprzedaży niezafakturowanej związanej z rozliczeniem mniejszej ilości odbiorców energii elektrycznej w I pół. 2023 r.

Załącznik nr 2 - Rachunek zysków i strat ENEA Operator w II kwartale 2024 r.

[tys. zł]	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym	1 106 773	1 095 678	-11 095	-1,0%
Przychody z tytułu opłat dodatkowych	1 196	1 621	425	35,5%
Przychody ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji	-25 724	-15 020	10 704	41,6%
Rozliczenie rynku bilansującego	34 893	7 458	-27 435	-78,6%
Przychody z tytułu opłat przyłączeniowych	32 095	27 903	-4 192	-13,1%
Przychód z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej	1 676	4 233	2 557	152,6%
Przychody ze sprzedaży pozostałych usług	7 738	12 594	4 856	62,8%
Przychody ze sprzedaż usług dystrybucji innym podmiotom	7 653	9 612	1 959	25,6%
Przychody ze sprzedaż towarów i materiałów	408	530	122	29,9%
Przychody ze sprzedaży netto	1 166 708	1 144 609	-22 099	-1,9%
Rekompensaty	100 977	79 838	-21 139	-20,9%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	1 267 685	1 224 447	-43 238	-3,4%
Amortyzacja	179 157	195 628	16 471	9,2%
Koszty świadczeń pracowniczych	162 794	177 481	14 687	9,0%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	10 168	8 836	-1 332	-13,1%
Zakup energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe	370 333	184 036	-186 297	-50,3%
Koszty usług przesyłowych	143 801	146 217	2 416	1,7%
Inne usługi obce	90 375	104 104	13 729	15,2%
Podatki i opłaty	67 189	73 518	6 329	9,4%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 023 817	889 820	-133 997	-13,1%
Pozostałe przychody operacyjne	22 680	22 043	-637	-2,8%
Pozostałe koszty operacyjne	16 399	20 591	4 192	25,6%
Zysk/(strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(4 972)	(267)	4 705	94,6%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	245 177	335 812	90 635	37,0%
Przychody finansowe	3 210	11 346	8 136	253,5%
Koszty finansowe	86 387	96 985	10 598	12,3%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	162 000	250 173	88 173	54,4%
Podatek dochodowy	29 311	50 524	21 213	72,4%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	132 689	199 649	66 960	50,5%
EBITDA	424 334	531 440	107 106	25,2%

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Operator w II kwartale 2024 r. (wzrost o 107,1 mln zł):

(+) spadek kosztów zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 158,9 mln zł wynika przede wszystkim ze spadku cen hurtowych z realizacją w 2024 r.

(-) wzrost kosztów operacyjnych o 33,4 mln zł wynika głównie z wyższych kosztów świadczeń pracowniczych i kosztów usług obcych

(-) spadek przychodów z tytułu rekompensat o 21,1 mln zł

Załącznik nr 3 - Rachunek zysków i strat ENEA Wytwarzanie w I półroczu 2024 r.

[tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	7 875 973	5 703 921	-2 172 052	-27,6%
koncesja na wytwarzanie	7 721 834	4 785 403	-2 936 431	-38,0%
koncesja na obrót	113 749	810 159	696 410	612,2%
Regulacyjne Usługi Systemowe i Moce Bilansujące	40 390	108 359	67 969	168,3%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	332 845	378 717	45 872	13,8%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	11 891	12 075	184	1,5%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	2 070	3 704	1 634	78,9%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	20 862	70 560	49 698	238,2%
Przychody ze sprzedaży netto	8 243 641	6 168 977	-2 074 664	-25,2%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	485	607	122	25,2%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	8 244 126	6 169 584	-2 074 542	-25,2%
Amortyzacja	128 877	80 377	-48 500	-37,6%
Koszty świadczeń pracowniczych	192 781	226 002	33 221	17,2%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	5 484 676	4 251 898	-1 232 778	-22,5%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	561 820	659 675	97 855	17,4%
Inne usługi obce	91 176	93 759	2 583	2,8%
Podatki i opłaty	1 264 158	39 946	-1 224 212	-96,8%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	7 723 488	5 351 657	-2 371 831	-30,7%
Pozostałe przychody operacyjne	12 910	10 101	-2 809	-21,8%
Pozostałe koszty operacyjne	15 270	4 338	-10 932	-71,6%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(1 172)	5	1 177	100,4%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	(1 134)	0	1 134	100,0%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	518 240	823 695	305 455	58,9%
Przychody finansowe	1 621	3 857	2 236	137,9%
Koszty finansowe	112 524	118 151	5 627	5,0%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	407 337	709 401	302 064	74,2%
Podatek dochodowy	79 834	136 782	56 948	71,3%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	327 503	572 619	245 116	74,8%
EBITDA	645 983	904 072	258 089	40,0%

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Wytwarzanie w I półroczu 2024 r. (wzrost o 258,1 mln zł):

(+) wzrost marży na obrocie o 432,2 mln zł (w tym: koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w I pół. 2023 r. w wysokości 73,5 mln zł)

(+) wzrost pozostałych czynników o 76,0 mln zł

(+) wzrost przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych i Mocy Bilansujących o 68,0 mln zł

(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 45,9 mln zł

(-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 327,4 mln zł (w tym: koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w I pół. 2023 r. w wysokości 1 150,8 mln zł)

(-) wzrost kosztów stałych o 36,6 mln zł

Załącznik nr 4 - Rachunek zysków i strat ENEA Wytwarzanie w II kwartale 2024 r.

[tys. zł]	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	3 843 538	2 613 803	-1 229 735	-32,0%
koncesja na wytwarzanie	3 822 781	2 302 221	-1 520 560	-39,8%
koncesja na obrót	0	229 193	229 193	100,0%
Regulacyjne Usługi Systemowe i Moce Bilansujące	20 757	82 389	61 632	296,9%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	162 713	184 855	22 142	13,6%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	5 412	3 371	-2 041	-37,7%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	1 279	2 978	1 699	132,8%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	11 594	40 045	28 451	245,4%
Przychody ze sprzedaży netto	4 024 536	2 845 052	-1 179 484	-29,3%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	246	261	15	6,1%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	4 024 782	2 845 313	-1 179 469	-29,3%
Amortyzacja	65 120	40 507	-24 613	-37,8%
Koszty świadczeń pracowniczych	106 609	111 872	5 263	4,9%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	2 590 331	2 032 586	-557 745	-21,5%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	305 920	217 632	-88 288	-28,9%
Inne usługi obce	48 141	47 908	-233	-0,5%
Podatki i opłaty	574 765	21 595	-553 170	-96,2%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	3 690 886	2 472 100	-1 218 786	-33,0%
Pozostałe przychody operacyjne	5 250	2 972	-2 278	-43,4%
Pozostałe koszty operacyjne	6 840	2 369	-4 471	-65,4%
Zysk/(strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(1 182)	4	1 186	100,3%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	(1 134)	0	1 134	100,0%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	332 258	373 820	41 562	12,5%
Przychody finansowe	401	1 445	1 044	260,3%
Koszty finansowe	57 249	52 874	-4 375	-7,6%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	275 410	322 391	46 981	17,1%
Podatek dochodowy	53 217	62 288	9 071	17,0%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	222 193	260 103	37 910	17,1%
EBITDA	396 244	414 327	18 083	4,6%

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Wytwarzanie w II kwartale 2024 r. (wzrost o 18,1 mln zł):

(+) wzrost marży na obrocie o 130,7 mln zł

(+) wzrost przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych i Mocy Bilansujących o 61,6 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 38,5 mln zł

(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 22,1 mln zł

(-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 230,0 mln zł (w tym: koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w II kw. 2023 r. w wysokości 554,1 mln zł)

(-) wzrost kosztów stałych o 4,8 mln zł

Załącznik nr 5 - Rachunek zysków i strat ENEA Elektrownia Połaniec w I półroczu 2024 r.

[tys. zł]	I pół. 2023	I pół. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	3 413 571	2 446 351	-967 220	-28,3%
koncesja na wytwarzanie ¹	3 366 647	1 998 388	-1 368 259	-40,6%
koncesja na obrót ¹	23 021	407 677	384 656	1 670,9%
Regulacyjne Usługi Systemowe i Moce Bilansujące	23 903	40 286	16 383	68,5%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	132 758	152 643	19 885	15,0%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	164 269	28 280	-135 989	-82,8%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	37 746	30 143	-7 603	-20,1%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	3 972	4 141	169	4,3%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	11 129	36 207	25 078	225,3%
Podatek akcyzowy	33	26	-7	-21,2%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	3 763 412	2 697 739	-1 065 673	-28,3%
Amortyzacja	53 991	15 535	-38 456	-71,2%
Koszty świadczeń pracowniczych	69 765	76 833	7 068	10,1%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	2 813 186	1 983 496	-829 690	-29,5%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	253 620	247 083	-6 537	-2,6%
Usługi przesyłowe	285	278	-7	-2,5%
Inne usługi obce	138 299	161 516	23 217	16,8%
Podatki i opłaty	262 629	20 822	-241 807	-92,1%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	3 591 775	2 505 563	-1 086 212	-30,2%
Pozostałe przychody operacyjne	14 470	5 389	-9 081	-62,8%
Pozostałe koszty operacyjne	2 749	1 883	-866	-31,5%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	183 358	195 682	12 324	6,7%
Przychody finansowe	551	3 608	3 057	554,8%
Koszty finansowe	30 959	25 585	-5 374	-17,4%
Przychody z tytułu dywidend	172	264	92	53,5%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	153 122	173 969	20 847	13,6%
Podatek dochodowy	31 425	33 814	2 389	7,6%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	121 697	140 155	18 458	15,2%
EBITDA	237 349	211 217	-26 132	-11,0%

¹ Zmiana prezentacyjna

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Elektrownia Połaniec w I półroczu 2024 r. (spadek o 26,1 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe (wzrost EBITDA o 184,1 mln zł):

(+) wzrost marży na obrocie o 202,5 mln zł (w tym: koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w I pół. 2023 r. w wysokości 12,8 mln zł)

(+) wzrost pozostałych czynników o 22,7 mln zł

(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 19,9 mln zł

(+) wzrost przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych i Mocy Bilansujących o 16,4 mln zł

(-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 56,3 mln zł (w tym: koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w I pół. 2023 r. w wysokości 170,2 mln zł)

(-) wzrost kosztów stałych o 21,1 mln zł

Segment OZE (spadek EBITDA o 246,0 mln zł):

(-) spadek marży na produkcji energii z OZE o 297,3 mln zł

(-) wzrost kosztów stałych o 14,3 mln zł

(-) spadek marży Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów o 5,0 mln zł

(+) koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w I pół. 2023 r. w wysokości 59,2 mln zł
(+) wzrost przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia o 7,5 mln zł
(+) wzrost pozostałych czynników o 3,9 mln zł

Segment Ciepło (wzrost EBITDA o 35,7 mln zł)

(+) wzrost marży na cieple o 35,6 mln zł z tytułu: +18,9 mln zł niższych kosztów węgla, +14,0 mln zł wyższego efektu zmiany wolumenu produkcji, +1,5 mln zł wyższej ceny sprzedaży ciepła, +1,2 mln zł niższego kosztu CO²

Załącznik nr 6 - Rachunek zysków i strat ENEA Elektrownia Połaniec w II kwartale 2024 r.

[tys. zł]	II kw. 2023	II kw. 2024	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	1 727 148	1 214 271	-512 877	-29,7%
koncesja na wytwarzanie ¹	1 713 469	1 039 180	-674 289	-39,4%
koncesja na obrót ¹	0	143 433	143 433	100,0%
Regulacyjne Usługi Systemowe i Moce Bilansujące	13 679	31 658	17 979	131,4%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	64 680	74 243	9 563	14,8%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	76 353	-1 418	-77 771	-101,9%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	18 688	14 707	-3 981	-21,3%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	2 128	2 131	3	0,1%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	7 042	26 508	19 466	276,4%
Podatek akcyzowy	15	11	-4	-26,7%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	1 896 024	1 330 431	-565 593	-29,8%
Amortyzacja	27 349	8 446	-18 903	-69,1%
Koszty świadczeń pracowniczych	35 437	38 277	2 840	8,0%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	1 465 307	979 416	-485 891	-33,2%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	150 011	94 442	-55 569	-37,0%
Usługi przesyłowe	133	127	-6	-4,5%
Inne usługi obce	72 856	89 280	16 424	22,5%
Podatki i opłaty	52 830	13 029	-39 801	-75,3%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 803 923	1 223 017	-580 906	-32,2%
Pozostałe przychody operacyjne	5 369	2 216	-3 153	-58,7%
Pozostałe koszty operacyjne	1 745	-132	-1 877	-107,6%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	95 725	109 762	14 037	14,7%
Przychody finansowe	203	1 895	1 692	833,5%
Koszty finansowe	16 494	13 066	-3 428	-20,8%
Przychody z tytułu dywidend	172	264	92	53,5%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	79 606	98 855	19 249	24,2%
Podatek dochodowy	15 655	18 889	3 234	20,7%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	63 951	79 966	16 015	25,0%
EBITDA	123 074	118 208	-4 866	-4,0%

Główne czynniki zmiany EBITDA ENEA Elektrownia Połaniec w II kwartale 2024 r. (spadek o 4,9 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe (wzrost EBITDA o 100,6 mln zł):

(+) wzrost marży na obrocie o 75,5 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 25,3 mln zł

(+) wzrost przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych i Mocy Bilansujących o 18,0 mln zł

(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 9,6 mln zł

(-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 19,9 mln zł (w tym: koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w II kw. 2023 r. w wysokości 30,7 mln zł)

(-) wzrost kosztów stałych o 7,9 mln zł

Segment OZE (spadek EBITDA o 128,0 mln zł):

(-) spadek marży na produkcji energii z OZE o 108,8 mln zł
(-) spadek marży Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów o 20,9 mln zł
(-) spadek pozostałych czynników o 11,6 mln zł
(+) koszt z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w II kw. 2023 r. w wysokości 10,6 mln zł
(+) wzrost przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia o 2,7 mln zł

Segment Ciepło (wzrost EBITDA o 22,5 mln zł):

(+) wzrost marży na cieple o 21,9 mln zł z tytułu: +11,6 mln zł niższych kosztów węgla, +8,3 mln zł wyższego efektu zmiany wolumenu produkcji, +1,3 mln zł wyższej ceny sprzedaży, +0,7 mln zł niższego kosztu CO²

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

10. Słownik pojęć i skrótów

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

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

Wskaźnik finansowy	Wyszczególnienie
CAPEX	Capital expenditures - nakłady inwestycyjne na rzeczowe aktywa trwałe, wartości niematerialne i prawo do korzystania ze składnika aktywów
Cykl rotacji należności krótkoterminowych w dniach	Średni stan należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe x liczba dni / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody
Cykl rotacji zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych w dniach	Średni stan zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych x liczba dni / Koszt sprzedanych produktów, towarów i materiałów
Cykl rotacji zapasów w dniach	Średni stan zapasów x liczba dni / Koszt sprzedanych produktów, towarów i materiałów
Dług netto / EBITDA LTM	(Kredyty, pożyczki i dłużne papiery wartościowe długo- i krótkoterminowe + Zobowiązania z tyt. leasingu finansowego długo i krótkoterminowe + Zobowiązania finansowe wyceniane w wartości godziwej długo- i krótkoterminowe - Środki pieniężne i ich ekwiwalenty - Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej długo- i krótkoterminowe - Dłużne aktywa finansowe wyceniane w zamortyzowanym koszcie długo- i krótkoterminowe - Inne inwestycje krótkoterminowe) / EBITDA LTM
EBITDA	Zysk (strata) z działalności operacyjnej + Amortyzacja + Odpis (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych
EBITDA LTM	EBITDA z ostatnich 12 miesięcy
EBIT	Zysk (strata) z działalności operacyjnej
Finansowanie zewnętrzne	Suma pozycji ze skonsolidowanego sprawozdania z przepływów pieniężnych: Otrzymane kredyty i pożyczki, Emisja obligacji, Spłata kredytów i pożyczek, Wykup obligacji
Koncesja na wytwarzaniu	Marża na wytwarzaniu z uwzględnieniem marży na Rynku Bilansującym
Koszty operacyjne	Amortyzacja, Koszty świadczeń pracowniczych, Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów, Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży, Usługi przesyłowe, Inne usługi obce, Podatki i opłaty
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
Marża na cieple	Marża na sprzedaży ciepła, kalkulowana jako różnica pomiędzy przychodem ze sprzedaży ciepła a jego zmiennymi kosztami wytworzenia
Marża na obrocie	Różnica pomiędzy przychodami ze sprzedaży a kosztami energii zakupionej w ramach obrotu
Marża na produkcji energii z OZE	Marża na sprzedaży energii i produkcji zielonych certyfikatów z Zielonego Bloku, kalkulowana jako różnica pomiędzy przychodem ze sprzedaży energii i z wyceny wyprodukowanych certyfikatów a kosztami zmiennymi ich wytworzenia
Marża z działalności koncesjonowanej	Pozycja uwzględniająca przychody i koszty związane z działalnością gospodarczą polegającą na dystrybucji energii elektrycznej na potrzeby odbiorców zlokalizowanych na określonym terenie. Są to przede wszystkim: przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym, koszty usług przesyłowych i dystrybucyjnych, koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej i potrzeb własnych, przychody z tytułu opłat za przyłączenie do sieci ENEA Operator.
Marża ZB na sprzedaży/ aktualizacji zapasu zielonych certyfikatów	Marża na sprzedaży zielonych certyfikatów z Zielonego Bloku kalkulowana jako różnica pomiędzy przychodem ze sprzedaży a kosztem własnym sprzedaży certyfikatów, uwzględniająca aktualizację zapasu zielonych certyfikatów, tj. aktualizację średnioważonej ceny zapasu certyfikatów do ceny rynkowej w przypadku znacznego spadku ich ceny rynkowej
Pokrycie majątku trwałego kapitałami własnymi	Kapitał własny / Aktywa trwałe
Rentowność operacyjna	Zysk (strata) z działalności operacyjnej / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody
Rentowność kapitału własnego (ROE)	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego / Kapitał własny
Rentowność aktywów (ROA)	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego / Aktywa całkowite
Rentowność netto	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody
Rentowność EBITDA	EBITDA / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody
Skorygowana marża I pokrycia	Marża na obrocie detalicznym energią elektryczną i paliwem gazowym realizowana przez ENEA S.A. wykazywana łącznie ze sprzedażą hurtową realizowaną przez ENEA Trading i ENEA Power&Gas Trading skorygowana prezentacyjnie o inne czynniki zależne takie jak: przychody i koszty z tytułu sprzedaży i zakupu praw do emisji CO2, wycenę kontraktów CO2, transakcji terminowych energii i gazu wykazywaną w działalności operacyjnej
Wynik na pozostałej działalności operacyjnej	Wynik na pozycjach: Pozostałe przychody operacyjne, Pozostałe koszty operacyjne, Zysk (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów
Wskaźnik bieżącej płynności	Aktywa obrotowe / Zobowiązania krótkoterminowe
Wskaźnik zadłużenia ogólnego	Zobowiązania ogółem / Aktywa całkowite

Skrót/pojęcie	Wyszczególnienie
AMI (Advanced Metering Infrastructure)	Zaawansowane systemy pomiarowo – rozliczeniowe wraz z dwukierunkowymi układami pomiarowo – rozliczeniowymi
Cena pasma (BASE)	Cena kontraktu z dostawą takiego samego wolumenu energii w każdej godzinie doby
CSIRE	Centralny System Informacji Rynku Energii
Dyrektywa IED	Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych. Zaostrza ona standardy emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów z obiektów energetycznego spalania.
EBI	Europejski Bank Inwestycyjny
EUA (European Union Allowances)	Uprawnienie do emisji w ramach Europejskiego Systemu Handlu Emisjami
EU ETS (European Union Emission Trading System)	Europejski System Handlu Uprawnieniami do Emisji CO2. Rynek uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Stanowi podstawę unijnej polityki mającej na celu przeciwdziałanie zmianie klimatu i zmierza do ograniczania emisji gazów cieplarnianych w efektywny pod względem kosztów i skuteczny gospodarczo sposób.
IRGiT	Izba Rozliczeniowa Giełd Towarowych S.A.
Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE)	Zbiór urządzeń przeznaczony do wytwarzania, przesyłu, rozdziału, magazynowania i użytkowania energii elektrycznej, połączonych ze sobą funkcjonalnie w system umożliwiający realizację dostaw energii elektrycznej na terenie kraju w sposób ciągły i nieprzerwany
LZO	Licznik zdalnego odczytu
Łańcuch dostaw	Sekwencja działań lub stron dostarczających produkty lub usługi dla organizacji
NABE	Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego
nN	Sieć niskiego napięcia, dostarczająca indywidualnym odbiorcom prąd przemienny o częstotliwości 50 Hz, pod napięciem fazowym 230 V
OSD	Operator Systemu Dystrybucyjnego
OSDn	Operator Systemu Dystrybucyjnego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową OSP
Prawo Energetyczne	Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo Energetyczne
Projekt greenfield	Realizacja inwestycji poprzez budowę na nowym terenie
Prosument	Osoba, która wytwarza energię elektryczną z odnawialnych źródeł energii na własne potrzeby za pomocą mikroinstalacji, a jednocześnie może ją magazynować i przekazywać nadwyżkę do sieci energetycznej
PSCMI1	Polski Indeks Rynku Węgla Energetycznego 1. Odzwierciedla poziom cen miałów energetycznych klasy 20-23/1 w sprzedaży do energetyki zawodowej i przemysłowej
RDN	Rynek Dnia Następnego (RDN) funkcjonuje od 30 czerwca 2000 r. Jest rynkiem SPOT dla energii elektrycznej w Polsce. Od początku notowań ceny na RDN stanowią odniesienie dla cen energii w kontraktach bilateralnych w Polsce. RDN przeznaczony jest dla tych spółek, które chcą w sposób aktywny i bezpieczny na bieżąco domykać swoje portfele zakupów/sprzedaży energii elektrycznej w poszczególnych godzinach doby
SAIDI (System Average Interruption Duration Index)	Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (wyrażany w minutach na Klienta)
SAIFI (System Average Interruption Frequency Index)	Wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich w dostawie energii (wyrażany w liczbie przerw na Klienta)
SCR (Selective Catalytic Reduction)	Instalacja katalitycznego odazotowania spalin. Zasadą jej działania jest redukcja tlenków azotu do azotu atmosferycznego na powierzchni katalizatora, odbywająca się z wykorzystaniem substancji zawierającej amoniak
SMR (Small Modular Reactors)	Małe modułowe reaktory jądrowe
SN	Sieć średniego napięcia, w której napięcie międzyfazowe wynosi od 1 kV do 60 kV
TNAC (Total Number of Allowances in Circulation)	Całkowita liczba uprawnień w obiegu (uprawnienia EU ETS)
Transakcja FX Forward	Kontrakt będący zobowiązaniem dwóch stron do wymiany przepływów pieniężnych w ustalonym w kontrakcie terminie, w określonych walutach, po ustalonym w dniu zawarcia kursie
Transakcja pochodna IRS (Interest Rate Swap)	Kontrakt polegający na wymianie strumieni płatności odsetkowych naliczanych od umownej kwoty kapitału, opartych o odmienne stopy procentowe w określonym horyzoncie czasowym
URE	Urząd Regulacji Energetyki
WN	Sieć wysokiego napięcia. Elektroenergetyczna sieć przesyłowa, w której napięcie międzyfazowe wynosi od 60 do 200 kV (w Polsce 110 kV). Sieć do przesyłania energii elektrycznej na duże odległości
WRA	Wartość Regulacyjna Aktywów

Podpisy Zarządu

Data zatwierdzenia i publikacji Sprawozdania Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej ENEA w I półroczu 2024 r.

18 września 2024 r.

Podpisy:

AI assistant

Enea S.A. — Management Reports 2024

5597_rns_2024-09-18_3c492d8f-65b3-44b7-8ac0-25ff0d7a5305.pdf

1. Podsumowanie operacyjne I półrocza 2024 r.

Grupa ENEA w liczbach

ENEA to 18,2 tys. Pracowników

+ -

2. Organizacja i działalność Grupy Kapitałowej ENEA

2.1. Zdarzenia w raportowanym okresie oraz do dnia sporządzenia sprawozdania

sierpień

2.2. Struktura Grupy Kapitałowej ENEA – stan na 30 czerwca 2024 r.

Istotne zmiany w strukturze i organizacji Grupie Kapitałowej ENEA

Istotne zmiany w strukturze i organizacji ENEA S.A.

Inwestycje kapitałowe

2.3. Obszary biznesowe GK ENEA

2.4. Strategia rozwoju

2.5. Finansowanie

2.5.1. Finansowanie zewnętrzne – emisje papierów wartościowych, obligacje i kredyty

2.5.2. Udzielone poręczenia i gwarancje

2.5.3. Finansowanie wewnątrzgrupowe - obligacje

2.5.4. Finansowanie wewnątrzgrupowe - pożyczki

2.5.5. Transakcje z podmiotami powiązanymi

3. Zarządzanie ryzykiem

Ryzyka finansowe

Ryzyko zmienności stóp procentowych

Ryzyko zmienności kursów walutowych

Ryzyko pogorszenia ratingu

Ryzyka rynkowe

Ryzyko zmienności cen energii elektrycznej i produktów powiązanych (ryzyko cenowe)

Ryzyko niezbilansowania energii elektrycznej

Ryzyka strategiczne

Ryzyka operacyjne

Ryzyko awarii kluczowej infrastruktury wytwórczej i dystrybucyjnej

Ryzyko niedostępności kluczowych systemów IT i OT

Ryzyko przegrania toczących się spraw sądowych

Ryzyko naruszenia ochrony danych osobowych

Ryzyko naruszenia giełdowych obowiązków informacyjnych

i fakturowania

Ryzyko ubytków mocy spowodowanych warunkami hydrologicznymi

Ryzyko niewykonania planu sprzedaży wyprodukowanej energii elektrycznej

4. Otoczenie rynkowe

4.1. Ceny węgla kamiennego na rynku polskim

Dane: ARP

4.2. Rynek węgla energetycznego

Spadki wydobycia, sprzedaży i importu węgla energetycznego, wysoki stan krajowych zapasów surowca

Sytuacja w krajowym sektorze górnictwa węgla kamiennego

4.3. Ceny energii na rynku polskim

BASE_Y_23/24/25 (zł/MWh)

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

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

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

5. Informacje o wynikach operacyjnych i finansowych

5.1. Wybrane dane finansowe GK ENEA

5.2. Skonsolidowany rachunek zysków i strat

Skonsolidowany rachunek zysków i strat w I półroczu 2024 r.

Główne czynniki zmiany EBITDA GK ENEA w I półroczu 2024 r. (wzrost o 1 154,2 mln zł):

Istotne zmiany wpływające na wynik netto:

Skonsolidowany rachunek zysków i strat w II kwartale 2024 r.

Główne czynniki zmiany EBITDA GK ENEA w II kwartale 2024 r. (wzrost o 321,3 mln zł):

Istotne zmiany wpływające na wynik netto:

5.3. Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów

Struktura rzeczowych aktywów trwałych

Główne czynniki zmian aktywów trwałych (wzrost o 935,4 mln zł):

Główne czynniki zmian aktywów obrotowych (spadek o 4 358,8 mln zł):

Struktura zobowiązań długoterminowych [mln zł]

Główne czynniki zmian zobowiązań długoterminowych (wzrost o 1 278,7 mln zł)

Struktura zobowiązań krótkoterminowych [mln zł]

Główne czynniki zmian zobowiązań krótkoterminowych (spadek o 6 639,8 mln zł)

5.4. Sytuacja pieniężna

Wydatki inwestycyjne ¹ GK ENEA w I półroczu 2024 r. [mln zł]

5.5. Analiza wskaźnikowa

5.6. CAPEX – nakłady inwestycyjne GK ENEA

Inwestycje związane z ochroną środowiska

5.7. Dane operacyjne, finansowe i realizacja kluczowych projektów inwestycyjnych w poszczególnych obszarach działalności GK ENEA

5.7.1. Wyniki finansowe w obszarach

5.7.2. Obszar Obrotu

Dane operacyjne

Dane finansowe

Główne czynniki zmiany EBITDA w I półroczu 2024 r. (wzrost o 124,8 mln zł):

Skorygowana marża I pokrycia (wzrost o 1 509,4 mln zł)

Enea S.A. Management Reports 2024

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