Enea S.A. — Management Reports 2025

May 20, 2025

Pozostałe informacje do rozszerzonego skonsolidowanego raportu Enea S.A. za I kwartał 2025 r.

Poznań, 20 maja 2025 r.

1. Podsumowanie operacyjne I kwartału 2025 r. 3
2. Organizacja i działalność Grupy Kapitałowej Enea5
2.1. Najważniejsze wydarzenia w raportowanym okresie 5
2.2. Zdarzenia po okresie sprawozdawczym 5
2.3. Struktura Grupy Kapitałowej Enea – stan na 31 marca 2025 r. 6
2.4. Obszary biznesowe GK Enea8
2.5. Strategia rozwoju8
2.6. Finansowanie 8
3. Otoczenie rynkowe13
3.1. Ceny węgla energetycznego na rynkach polskim i europejskim 13
3.2. Sytuacja w krajowym sektorze górnictwa węgla kamiennego13
3.3. Ceny energii na rynku polskim13
3.4. Ceny uprawnień do emisji CO2 oraz praw majątkowych zielonych 14
4. Informacje o wynikach operacyjnych i finansowych16
4.1. Wybrane dane finansowe GK Enea16
4.2. Skonsolidowany rachunek zysków i strat17
4.3. Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów19
4.4. Sytuacja pieniężna 21
4.5. Analiza wskaźnikowa23
4.6. CAPEX – nakłady inwestycyjne GK Enea 24
4.7. Dane operacyjne, finansowe i realizacja kluczowych projektów inwestycyjnych w poszczególnych obszarach działalności
GK Enea25
5. Akcje i akcjonariat 49
5.1. Struktura kapitału i akcjonariatu49
5.2. Notowania akcji Enei na Giełdzie Papierów Wartościowych49
6. Władze 50
6.1. Zdarzenia w raportowanym okresie oraz do dnia sporządzenia sprawozdania50
6.2. Skład osobowy Zarządu 50
6.3. Skład osobowy Rady Nadzorczej 50
6.4. Wykaz akcji i uprawnień do akcji Enei w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących50
7. Inne informacje istotne do oceny sytuacji Emitenta 51
7.1. Otoczenie regulacyjne51
7.2. Obowiązujące regulacje w zakresie obrotu detalicznego i dystrybucji 51
7.3. Regulacje projektowane, istotne z punktu widzenia sektora elektroenergetycznego 52
7.4. Taryfy dla energii elektrycznej i dla usług dystrybucji energii elektrycznej 52
7.5. Koncesje 52
7.6. Zarządzanie ryzykiem52
7.7. Postępowania sądowe i administracyjne 53
7.8. Spory zbiorowe53
7.9. Prognozy wyników finansowych 53
7.10. Rating53
7.11. Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego 53
7.12. Zasady sporządzenia sprawozdań finansowych53
7.13. Działania w zakresie zrównoważonego rozwoju (ESG) 53
7.14. Działania w zakresie CSR 54
8. Załączniki 55
9. Słowniki pojęć i skrótów 59

1. Podsumowanie operacyjne I kwartału 2025 r.

Grupa Enea w liczbach

Zatrudnienie: 17,8 tys. pracowników

WYDOBYCIE	WYTWARZANIE DYSTRYBUCJA		OBRÓT
27,5%	6,2 GW	2,8 mln	2,75 mln
udziału w rynku węgla energetycznego w Polsce	całkowitej mocy zainstalowanej	odbiorców usług dystrybucyjnych	klientów
20,5%	492,2 MW	125,7 tys. km	6,2 TWh
udziału w rynku węgla kamiennego w Polsce	mocy zainstalowanej w OZE	linii dystrybucyjnych wraz z przyłączami	sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego klientom detalicznym w I kw. 2025 r.
2,7 mln ton	5,9 TWh	5,1 TWh	33
produkcji netto węgla	całkowitego wytwarzania	dostarczonej energii	Biura Obsługi Klienta
w I kw. 2025 r.	energii netto w I kw. 2025 r.	w I kw. 2025 r.	(w tym 32 stacjonarne

i 1 mobilne)

W I kwartale 2025 r. Grupa Kapitałowa Enea wypracowała wynik EBITDA na poziomie 1 940,8 mln zł (wzrost r/r o 63,6 mln zł).

Obszar Wytwarzania odnotował wynik EBITDA na poziomie 549,4 mln zł (spadek r/r o 380,5 mln zł). W Segmencie Elektrowni Systemowych odnotowano spadek wyniku EBITDA głównie w efekcie spadku marży na obrocie energią elektryczną, przy jednocześnie wyższych przychodach z tytułu Rynku Mocy oraz Mocy Bilansujących. W Segmencie OZE odnotowano spadek wyniku EBITDA w związku ze zrealizowaniem niższej marży na Zielonym Bloku (głównie efekt niższych cen energii elektrycznej, przy jednoczesnym spadku jednostkowych kosztów biomasy). W Segmencie Ciepło odnotowano wzrost wyniku EBITDA, na co wpłynął wzrost marży jednostkowej (głównie spadek jednostkowych kosztów paliw).

W obszarze Wydobycia osiągnięta została EBITDA na poziomie 389,5 mln zł (wzrost r/r o 231,7 mln zł). Wyższy wynik EBITDA jest efektem wyższych przychodów ze sprzedaży węgla. Pomimo wzrostu wolumenu sprzedaży węgla, odnotowano niższą cenę sprzedaży. Dodatkowo, istotny wpływ na wynik EBITDA miała wypłata odszkodowania za szkodę powstałą w wyniku wylewu wód podziemnych, która miała miejsce w lutym 2023 r. w ścianie 3/VII/385 (zdarzenie jednorazowe w kwocie 144,85 mln zł).

Obszar Dystrybucji odnotował wynik EBITDA na poziomie 744,4 mln zł (wzrost r/r o 131,1 mln zł). Wzrost wyniku EBITDA jest efektem wyższej zrealizowanej marży z działalności koncesjonowanej.

Obszar Obrotu odnotował wynik EBITDA na poziomie 213,6 mln zł (wzrost r/r o 134,1 mln zł). Wyższy wynik EBITDA wynika głównie ze wzrostu marżowości na rynku detalicznym. Jednocześnie, odnotowano spadek rozpoznanych przychodów z tytułu rekompensat.

• Nakłady inwestycyjne wyniosły 618 mln zł
• Produkcja węgla handlowego wyniosła 2,7 mln t
• Sprzedaż węgla handlowego wyniosła 2,2 mln t
• Grupa wytworzyła 5,9 TWh energii elektrycznej netto
• Sprzedaż ciepła w segmencie Wytwarzanie wyniosła prawie 2,3 PJ
• Sprzedaż usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym wyniosła 5,1 TWh
• Wolumen sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom detalicznym wyniósł 6,2 TWh

2. Organizacja i działalność Grupy Kapitałowej Enea

2.1. Najważniejsze wydarzenia w raportowanym okresie

• 7 stycznia 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników spółki Enea Elkogaz podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego tej spółki z kwoty 54 000 000 zł do 74 000 000 zł, tj. o 20 000 000 zł poprzez utworzenie nowych 200 000 udziałów o wartości nominalnej 100 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 20 000 000 zł. Udziały zostały w całości objęte przez Eneę i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 20 000 000 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 10 stycznia 2025 r.
• 20 lutego 2025 r. Enea Nowa Energia nabyła 100% udziałów w spółce Wielkopolskie Elektrownie Słoneczne 3 sp. z o.o. z siedzibą w Poznaniu. Spółka realizuje projekt budowy farmy fotowoltaicznej o mocy 54 MW.
• 21 lutego 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enebiogaz 1 podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 25 000 zł (tj. do kwoty 105 000 zł), poprzez utworzenie nowych 500 udziałów o wartości nominalnej 50 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 25 000 zł. Udziały zostały w całości objęte przez spółkę Enea Nowa Energia i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 25 000 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 25 marca 2025 r.
• 21 lutego 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enebiogaz 2 podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 40 000 zł (tj. do kwoty 105 000 zł), poprzez utworzenie nowych 800 udziałów o wartości nominalnej 50 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 40 000 zł. Udziały zostały w całości objęte przez spółkę Enea Nowa Energia i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 40 000 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 4 marca 2025 r.
• 21 lutego 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników EN102 podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 6 556 200 zł (tj. do kwoty 10 157 000 zł), poprzez utworzenie nowych 9 366 udziałów o wartości nominalnej 700 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 6 556 200 zł. Udziały zostały w całości objęte przez spółkę Enea Nowa Energia i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 6 556 200 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 28 kwietnia 2025 r.
• 21 lutego 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników EN103 podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 2 155 300 zł (tj. do kwoty 2 373 000 zł), poprzez utworzenie nowych 3 079 udziałów o wartości nominalnej 700 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 2 155 300 zł. Udziały zostały w całości objęte przez spółkę Enea Nowa Energia i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 2 155 300 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 28 kwietnia 2025 r.
• 21 lutego 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników EN201 podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 3 735 200 zł (tj. do kwoty 6 314 000 zł), poprzez utworzenie nowych 5 336 udziałów o wartości nominalnej 700 zł każdy i o łącznej wartości nominalnej 3 735 200 zł. Udziały zostały w całości objęte przez spółkę Enea Nowa Energia i pokryte wkładem pieniężnym w kwocie 3 735 200 zł. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 28 kwietnia 2025 r.
• 24 marca 2025 r. Enea zawiązała spółkę EW Magazyn Energii sp. z o.o. z siedzibą w Świerżach Górnych. Kapitał zakładowy zawiązanej spółki wynosi 10 000 zł. Enea objęła w spółce 100% udziałów. Przedmiotem działalności spółki w organizacji EW Magazyn Energi jest realizacja projektu budowy magazynu energii elektrycznej na terenie Enea Wytwarzanie. Spółka została wpisana do Rejestru Przedsiębiorców KRS 8 maja 2025 r.
• 24 marca 2025 r. Enea zawiązała spółkę EW MPŻ sp. z o.o. z siedzibą w Świerżach Górnych. Kapitał zakładowy zawiązanej spółki wynosi 10 000 zł. Enea objęła w spółce 100% udziałów. Przedmiotem działalności spółki w organizacji EW MPŻ jest realizacja projektu budowy instalacji do wytwarzania produktów z mieszanki popiołowo – żużlowej (MPŻ) zmagazynowanej na składowisku MPŻ w Enea Wytwarzanie. Spółka została wpisana do Rejestru Przedsiębiorców KRS 7 maja 2025 r.
• 25 marca 2025 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enea Elkogaz podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki o kwotę 20 000 000 zł, tj. z kwoty 74 000 000 zł do kwoty 94 000 000 zł poprzez utworzenie 200 000 nowych udziałów o wartości nominalnej 100 zł każdy. Wszystkie nowo utworzone udziały w kapitale zakładowym spółki zostały objęte przez Eneę, która pokryła je w całości wkładem pieniężnym. Rejestracja podwyższenia kapitału zakładowego w KRS nastąpiła 2 kwietnia 2025 r.
• 26 marca 2025 r. Enea Nowa Energia zawarła z EE Polska ApS i EE Pommerania ApS z siedzibą w Danii (Sprzedający) umowę nabycia przez Eneę Nowa Energia 100% udziałów spółek celowych będących właścicielami sześciu działających farm wiatrowych o łącznej mocy zainstalowanej 83,5 MW oraz opcji zakupu projektu farmy fotowoltaicznej o mocy 25 MW (Umowa). Wartość Umowy nabycia farm wiatrowych, opcji zakupu farmy fotowoltaicznej oraz potencjalnej premii dla Sprzedającego wyniesie maksymalnie 914 800 tys. zł. 28 kwietnia 2025 r. Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów wyraził zgodę na dokonanie koncentracji, w związku z czym procedowane jest zamknięcie transakcji w maju br. Zakup projektu farmy fotowoltaicznej jest uzależniony od wyniku prowadzonego badania Due Diligence.
• 31 marca 2025 r. Zwyczajne Zgromadzenie Wspólników Enea Innowacje w likwidacji podjęło uchwałę w sprawie zakończenia procesu likwidacji spółki. 10 kwietnia 2025 r. Enea Innowacje została wykreślona z KRS. Wpis jest nieprawomocny.

2.2. Zdarzenia po okresie sprawozdawczym

• 7 kwietnia 2025 r. przez portal Ministerstwa Sprawiedliwości S24 zawiązana została spółka Enea Połaniec Gaz sp. z o.o. z siedzibą w Zawadzie, gm. Połaniec, do realizacji projektu inwestycyjnego polegającego na budowie jednego lub dwóch bloków

gazowo-parowych. Kapitał zakładowy nowo zawiązanej spółki w wysokości 18 mln zł został pokryty w formie pieniężnej, Enea jest jedynym udziałowcem spółki. Spółka została zarejestrowana w KRS 11 kwietnia 2025 r.

• W kwietniu 2025 r. spółki Enea Wytwarzanie oraz Enea Elektrownia Połaniec dokonały przedterminowych spłat pożyczek udzielonych przez Eneę w 2020 r. Enea Wytwarzanie spłaciła całą pozostałą do spłaty kwotę pożyczki w wysokości 1 782 034 tys. zł. Enea Elektrownia Połaniec spłaciła całą pozostałą do spłaty kwotę pożyczki w wysokości 500 000 tys. zł.
• 9 kwietnia 2025 r. spółka Enea Nowa Energia nabyła 100% udziałów w spółce PV Stare Brynki sp. z o.o. z siedzibą w Szczecinie. Spółka realizuje projekt budowy farmy fotowoltaicznej o mocy 9,04 MW – projekt Stare Brynki.
• 15 kwietnia 2025 r. podjęta została kierunkowa decyzja o reorganizacji struktury obszaru handlu. Planowana reorganizacja ma polegać na przeniesieniu działalności operacyjnej w zakresie sprzedaży energii elektrycznej funkcjonującej aktualnie w Spółce do spółki zależnej.
• 17 kwietnia 2025 r. Enea Nowa Energia nabyła 100% udziałów w spółce RRSP 88 sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie. Spółka realizuje projekt budowy farmy fotowoltaicznej o mocy 27,43 MW - projekt Rydzyna.
• 22 kwietnia 2025 r. Enea Nowa Energia nabyła 100% udziałów w spółce Radan Nordwind sp. z o.o. Spółka dysponuje farmą wiatrową Pelplin o mocy 83,2 MW.
• 30 kwietnia 2025 r. w wyniku realizacji opcji call 16 (nabycie akcji) na Enea S.A. zostało przeniesionych 375 000 akcji Polimex Mostostal S.A. W wyniku transakcji zrealizowanych na GPW w miesiącu kwietniu 2025 r. Enea S.A. sprzedała łącznie 262 500 akcji. Po realizacji ww. transakcji Enea S.A. posiada 40 587 524 akcje, a udział Enei S.A. w kapitale zakładowym Polimex Mostostal S.A. wynosi 16,28%.
• 7 maja 2025 r. Enea S.A., wykonując uchwałę Nadzwyczajnego Zgromadzenia Wspólników spółki Elektrownia Wiatrowa Baltica – 5 sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie z 28 kwietnia 2025 r., objęła 95 nowych udziałów o wartości nominalnej 1 000 zł każdy, o łącznej wartości nominalnej 95 000 zł, w podwyższonym kapitale zakładowym spółki i pokryła je w całości wkładem pieniężnym w kwocie 4 428 826 zł, przy czym nadwyżka wartości wnoszonego wkładu pieniężnego ponad wartość nominalną obejmowanych udziałów w kwocie 4 333 826 zł zostanie przelana do kapitału zapasowego spółki (agio). Podwyższenie kapitału zakładowego spółki o kwotę 281 000 zł, to jest z kwoty 281 000 zł do kwoty 562 000 zł poprzez ustanowienie 281 nowych, równych i niepodzielnych udziałów o wartości nominalnej 1 000 zł każdy, o łącznej wartości nominalnej 281 000 zł oczekuje na rejestrację w KRS. Po rejestracji podwyższenia kapitału zakładowego udział Enea S.A. nie zmieni się i wynosić będzie 33,81%.

2.3. Struktura Grupy Kapitałowej Enea – stan na 31 marca 2025 r.

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 Enei oraz spółki, w których Enea posiada udziały mniejszościowe.²

² W dokumencie nazwy spółek mogą być pokazywane bez skróconej formy organizacyjno-prawnej, a ilekroć jest mowa o "Spółce" lub "Emitencie", rozumie się przez to Enea S.A. Ponadto, w dokumencie może być zamiennie używane sformułowanie Grupa Kapitałowa Enea w formie skrótowym Grupa Enea, co wynika z wprowadzonej w Kodeksie Grupy Enea ujednoliconej definicji.

Inwestycje kapitałowe

Enea jako jeden z liderów w sektorze energii, konsekwentnie realizuje cele strategiczne Grupy, wśród których jednym z czołowych jest efektywna transformacja w kierunku nisko- i zeroemisyjnego wytwarzania energii. W ramach tych działań w ostatnim czasie sfinalizowano akwizycje projektów zlokalizowanych na terenie całego kraju, w tym projektów fotowoltaicznych oraz elektrowni wiatrowych:

• w marcu 2025 r. zakupiono od European Energy sześć farm wiatrowych o łącznej mocy 83,5 MW, zlokalizowanych w województwie zachodniopomorskim, co podwoiło stan posiadania aktywów wiatrowych w Grupie. Wartość Umowy wyniesie maksymalnie za farmy wiatrowe wraz z potencjalną premią dla Sprzedającego ok. 907 mln zł,

• pod koniec kwietnia 2025 r. zakupiona została od Grupy Greenvolt farma wiatrowa zlokalizowana w województwie pomorskim o łącznej mocy 83,2 MW za cenę ok. 750 mln zł,

• zakupione zostały spółki projektowe bądź prawa do projektów farm fotowoltaicznych (Wielkopolskie Elektrownie Słoneczne 3 – 54,67 MW, PV Gaj Wielki – 23,01 MW, PV Stare Brynki – 9,04 MW, RRSP 88 – 27,43 MW, PV Sucha – 39,3 MW, PV Lubieszów – 38 MW).

Akwizycje te stanowią kamień milowy w realizacji strategii mającej na celu zwiększenie udziału czystej energii w miksie energetycznym Grupy oraz wspieranie globalnych działań na rzecz zrównoważonego rozwoju.

W najbliższym czasie planowane jest nabycie kolejnego portfela projektów wiatrowych na różnym etapie rozwoju o łącznej mocy ok. 33 MW.Spółka prowadzi także szereg nowych procesów i rozmów z właścicielami projektów mających na celu dalszy efektywny wzrost posiadanych źródeł wytwórczych.

Poniżej prezentacja graficzna sfinalizowanych akwizycji:

2.4. Obszary biznesowe GK Enea

2.5. Strategia rozwoju

W listopadzie 2024 r. Spółka przyjęła do realizacji Strategię Rozwoju Grupy Kapitałowej ENEA do 2035 roku. Na etapie tworzenia strategii Grupy zidentyfikowano listę około 160 projektów/programów, z których ponad 20 określono jako projekty/programy strategiczne – ich realizacja jest szczególnie monitorowana. Dla prawidłowego wdrożenia Strategii powołano Komitet Strategiczny, którego rolą jest nadzorowanie operacjonalizacji Strategii. Szczegółowe informacje przedstawione zostały w rocznym Sprawozdaniu Zarządu z działalności Enea S.A. oraz Grupy Kapitałowej Enea w 2024 r. w pkt 2.6.

2.6. Finansowanie

2.6.1. Źródła finansowania zewnętrznego – obligacje i kredyty

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

Umowy kredytowe

Zadłużenie nominalne Enei z tytułu służących finansowaniu programu inwestycyjnego obligacji oraz kredytów na 31 marca 2025 r. wyniosło łącznie 6 196 mln zł, w tym kredyty długoterminowe 3 646 mln zł oraz obligacje 2 550 mln zł.

W okresie 3 miesięcy zakończonym 31 marca 2025 r. spółki GK Enea nie wypowiadały umów kredytów oraz pożyczek.

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

Wykorzystanie źródeł finansowania zewnętrznego przez Eneę

Poniżej zamieszczono wykorzystanie umów kredytowych oraz programów emisji obligacji, z tytułu których Enea miała zobowiązania na 31 marca 2025 r.

Dodatkowo, poza wymienionymi poniżej kredytami i obligacjami, Enea posiada krótkoterminowe kredyty obrotowe, które mogą być przeznaczone na finansowanie działalności bieżącej. Szczegółowe informacje ujęte zostały w nocie 17 w Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej Enea za okres od 1 stycznia do 31 marca 2025 r.

Źródło zobowiązania	Przeznaczenie	Wartość umowna	Ostateczna data wykupu/spłaty	Kwota zobowiązania na dzień bilansowy [nominalnie]	Oprocentowanie	Dodatkowe informacje
Umowa Programowa dotycząca Programu Emisji Obligacji	Finansowanie bieżącej działalności oraz potrzeb inwestycyjnych	do 1 000 mln zł	grudzień 2026 r.	360 mln zł	Zmienne WIBOR 6M + marża	Gwarant emisji: Bank Gospodarstwa
		do 700 mln zł	wrzesień 2027 r.	190 mln zł	Zmienne WIBOR 6M + marża	Krajowego finansowanie niezabezpieczone
Finansowanie wieloletniego planu Umowy inwestycyjnego Kredytowe dotyczącego z Europejskim modernizacji Bankiem i rozbudowy Inwestycyjnym sieci energetycznych Enei Operator	do 950 mln zł	wrzesień 2028 r.	291 mln zł	Zmienne WIBOR 6M + marża
		do 475 mln zł	czerwiec 2030 r.	213 mln zł	Stałe lub zmienne WIBOR 6M + marża	Finansowanie
		do 946 mln zł	wrzesień 2032 r.	542 mln zł	Stałe lub zmienne WIBOR 6M + marża	niezabezpieczone
		do 1 000 mln zł	czerwiec 2042 r.	1 000 mln zł	Stałe lub zmienne WIBOR 6M + marża
Umowa kredytów z konsorcjum banków do łącznej kwoty 2 500 mln zł	Kredyt A – finansowanie i refinansowanie nakładów inwestycyjnych w segmencie Dystrybucji i wytwarzania odnawialnych źródeł energii	1 500 mln zł	styczeń 2028 r.	1 500 mln zł	Zmienne WIBOR 6M + marża	Finansowanie konsorcjalne, kredyt inwestycyjny, finansowanie niezabezpieczone

Wykorzystanie źródeł finansowania zewnętrznego przez pozostałe spółki GK Enea

Łączna suma zewnętrznego zadłużenia nominalnego z tytułu zaciągniętych pożyczek przez spółki z GK Enea (z wyłączeniem Enei) na 31 marca 2025 r. wyniosła 13 376 tys. zł. W 2025 r. spółki z GK Enea nie wypowiadały umów pożyczek.

Data początkowa	Ostateczny termin spłaty	Spółka	Rodzaj finansowania	Wartość umowy [tys. zł]	Kwota zaciągniętej pożyczki w 2025 r. [tys. zł]	Oprocentowanie	Zadłużenie z tyt. pożyczki na 31 marca 2025 r. [tys. zł]
październik 2013 r.	wrzesień 2028 r.	PEC Oborniki	pożyczka WFOŚiGW	3 500	0	Stawka bazowa + marża	631
kwiecień 2016 r.	grudzień 2026 r.	Enea Ciepło	pożyczka NFOŚiGW	60 075	0	Stawka bazowa + marża	12 368
kwiecień 2020 r.	maj 2027 r.	Enea Operator	pożyczka WFOŚiGW	1 429	0	Stawka bazowa + marża	377

2.6.2. Finansowanie wewnątrzgrupowe – obligacje i pożyczki

Wewnątrzgrupowe programy emisji obligacji

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

Aktualnie Enea w obszarze Dystrybucji ma zawarte wewnątrzgrupowe programy emisji obligacji o łącznej wartości 2 371 mln zł. Programy te są w całości wykorzystane i wykupywane w ratach. Na dzień 31 marca 2025 r. łączne nominalne zaangażowanie z tytułu objętych przez Enea obligacji wyemitowanych w ramach wymienionych programów wyniosło 1 046 mln zł.

Spółka	Źródło zobowiązania	Data zawarcia	Wartość umowna	Zobowiązanie na dzień bilansowy (nominalnie)	Ostateczna data wykupu/spłaty	Dodatkowe informacje
Enea Operator	Umowa Programowa dotycząca Programu Emisji Obligacji	czerwiec 2013 r.	1 425 mln zł	504 mln zł	Uzależniona od terminów emisji serii obligacji, jednak nie później niż czerwiec 2030 r.	Program w całości wykorzystany. Oprocentowanie obligacji w zależności od serii jest oparte na stałej lub zmiennej stopie procentowej. Spłata w półrocznych ratach kapitałowych począwszy od czerwca 2017 r.
	Wykonawcza umowa Programu Emisji Obligacji	lipiec 2015 r.	946 mln zł	542 mln zł	Uzależniona od terminów emisji serii obligacji, jednak nie później niż wrzesień 2032 r.	Program w całości wykorzystany. Oprocentowanie obligacji jest oparte na zmiennej stopie procentowej. Spłata w półrocznych ratach począwszy od grudnia 2018 r.

Pożyczki wewnątrzgrupowe

Stan zadłużenia nominalnego spółek wobec Enea na 31 marca 2025 r. wynosił łącznie 7 629 794 tys. zł, szczegółowe informacje nt. obowiązujących w 2025 r. umów pożyczek prezentuje poniższa tabela (przy czym wartości podane w kolumnach: Wartość umów/umowy oraz Zadłużenie z tyt. pożyczki na 31 marca 2025 r. obejmują sumę kwot wynikających z wszystkich zawartych umów pomiędzy Eneą a daną spółką):

Data początkowa	Ostateczny termin spłaty	Spółka	Wartość umów/ umowy [tys. zł]	Kwota zaciągniętej pożyczki w 2025 r. [tys. zł]	Oprocentowanie	Zadłużenie z tyt. pożyczki na 31 marca 2025 r. [tys. zł]
czerwiec 2021 r.	styczeń 2044 r.	Enea Operator	5 898 562	0	Stawka bazowa + marża,stałe	4 858 562
styczeń 2020 r.	grudzień 2026 r.	Enea Wytwarzanie	2 200 000	0	Stawka bazowa + marża	1 782 034
luty 2020 r.	grudzień 2026 r.	Enea Elektrownia Połaniec	500 000	0	Stawka bazowa + marża	500 000
czerwiec 2021 r.	grudzień 2031 r.	MEC Piła	15 000	0	Stawka bazowa + marża	6 816
sierpień 2023 r.	czerwiec 2039 r.	PRO-WIND	20 011	632	Stawka bazowa + marża, stałe	18 911
wrzesień 2023 r.	czerwiec 2030 r.	PV Genowefa	119 471	0	Stawka bazowa + marża, stałe	113 471
grudzień 2023 r.	grudzień 2035 r.	Enea Nowa Energia	700 000	150 000	Stawka bazowa + marża	350 000
sierpień 2023 r.	czerwiec 2026 r.	Enea Trading	100 000 EUR	0	Stawka bazowa + marża, zmienne	0

W okresie 3 miesięcy, zakończonym 31 marca 2025 r. Enea nie zawierała ze spółkami GK Enea nowych umów pożyczek.

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

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

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

14 kwietnia 2025 r. Enea zawarła ze spółką Enea Nowa Energia umowę pożyczki w kwocie do 1 000 000 tys. zł. W ramach przedmiotowej umowy w kwietniu 2025 r. uruchomiona została jedna transza pożyczki na kwotę 850 000 tys. zł.

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

2.6.3. Udzielone i otrzymane poręczenia oraz gwarancje

W I kwartale 2025 r. Enea nie udzieliła zabezpieczeń w formie poręczeń i gwarancji korporacyjnych. Łączna wartość pozycji pozabilansowych z tytułu udzielonych przez Eneę poręczeń oraz gwarancji korporacyjnych na 31 marca 2025 r. wynosiła 9 818 903 tys. zł.

Łączna wartość pozycji pozabilansowych z tytułu udzielonych na zlecenie Enei gwarancji bankowych na 31 marca 2025 r. wynosiła 348 760 tys. zł. W tabeli poniżej przedstawiono najistotniejsze kwotowo gwarancje bankowe, udzielone na zlecenie Enei w 2025 r. w ramach zawartych umów na gwarancje bankowe (próg istotności = lub > 10 mln zł):

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

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

Transakcje zabezpieczające ryzyko stopy procentowej

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

W I kwartale 2025 r. Enea nie zawierała nowych transakcji zabezpieczających ryzyko stopy procentowej (IRS). Na dzień 31 marca 2025 r. łączna wartość ekspozycji Enei dotycząca obligacji i kredytów zabezpieczona transakcjami IRS wyniosła 2 576 400 tys. zł. Ponadto, Enea posiada kredyty zaciągnięte na stałej stopie procentowej o łącznej wartości 1 404 348 tys. zł. Zawarte transakcje wpływają w istotny sposób na przewidywalność strumieni wydatków i kosztów finansowych. Spółka prezentuje wycenę tych instrumentów w pozycji: Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej. Instrumenty pochodne są traktowane, jako zabezpieczenie przepływów, w związku z czym są ujmowane i rozliczane w księgach z zastosowaniem zasad dotyczących rachunkowości zabezpieczeń.

Na 31 marca 2025 r. aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej, dotyczące wyceny IRS, wyniosły 15 835 tys. zł (na 31 grudnia 2024 r. aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej, dotyczące wyceny IRS, wyniosły 24 695 tys. zł).

Transakcje zabezpieczające ryzyko walutowe

W I kwartale 2025 r. Enea nie zawierała nowych transakcji zabezpieczających ryzyko walutowe FX Forward. Na 31 marca 2025 r. zobowiązania finansowe wyceniane w wartości godziwej, dotyczące wyceny transakcji FX Forward, wyniosły 142 tys. zł. (na 31 grudnia 2024 r. zobowiązania finansowe wyceniane w wartości godziwej, dotyczące wyceny transakcji FX Forward, wyniosły 63 tys. zł.).

Szczegółowe informacje dotyczące transakcji zawieranych przez spółki z Grupy ujęte zostały w nocie 17 w Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej Enea za okres od 1 stycznia do 31 marca 2025 r.

2.6.5. Transakcje z podmiotami powiązanymi

W I kwartale 2025 r. Enea oraz jednostki od niej zależne nie zawierały z podmiotami powiązanymi transakcji na warunkach nierynkowych. Informacje o transakcjach z podmiotami powiązanymi, zawartych przez Eneę lub jednostkę od niej zależną, znajdują się w nocie 23 w Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej Enea za okres od 1 stycznia do 31 marca 2025 r.

3. Otoczenie rynkowe

3.1. Ceny węgla energetycznego na rynkach polskim i europejskim

Dane: ARP, Reuters

PSCMI1: W I kwartale 2025 r. średnia cena z notowań Indeksu PSCMI1 wyniosła 16,50 zł/GJ i w porównaniu do średniej kwartalnej ceny w 2024 r. była niższa o 27,9%. W marcu 2025 r. cena krajowego węgla energetycznego według indeksu PSCMI1 wyniosła 16,55 zł/GJ i była niższa o 20,4% aniżeli w grudniu ub. r. Niska dynamika zmian cen krajowego węgla energetycznego wskazuje na utrzymującą się stagnację na rodzimym rynku w analizowanym okresie.

API 2: Średnia wartość notowań indeksu API 2 w I kwartale 2025 r. wyniosła 16,37 zł/GJ i była wyższa o 2,83% wobec średniej wartości indeksu dla analogicznego okresu w roku 2024. Od listopada 2024 r. miesięczna cena węgla wysokoenergetycznego pozostaje w trendzie spadkowym odzwierciedlając węglową bessę na europejskim rynku spot. Na osłabienie rynku europejskiego wpłynęły min. niski popyt na surowiec, relatywnie ciepły i krótki okres zimowy, co przełożyło się z kolei na brak istotnych zmian w poziomie zapasów węgla w hubie ARA. Dodatkowo wzrosty produkcji energii z OZE oraz korzystne ceny gazu hamowały aktywność handlowo- rynkową w tym obszarze.

3.2. Sytuacja w krajowym sektorze górnictwa węgla kamiennego

W 2024 r. został powołany resort przemysłu z siedzibą w Katowicach, któremu podporządkowano m.in. górnictwo węgla kamiennego. Istotnym wyzwaniem dla branży górniczej pozostaje utrzymujący się trend spadku wydobycia i redukcji miejsc zatrudnienia, przy jednoczesnych wzrostach strat finansowych i kosztów stałych. Istotnym wyzwaniem dla branży pozostają wymogi wynikające z transformacji energetycznej i regulacji unijnych zawartych w zapisach Zielonego Ładu. Resort Klimatu i Środowiska zakłada szybsze tempo transformacji energetycznej oraz większy nacisk na rozwój odnawialnych źródeł energii przy równolegle stopniowym odchodzeniu od węgla.

3.3. Ceny energii na rynku polskim

BASE_Y_24/25/26 (zł/MWh)

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

Na hurtowym rynku terminowym energii elektrycznej cena produktu BASE Y-26 spadła w I kwartale 2025 r. o 1% do średniego poziomu 443,86 zł/MWh, w stosunku do analogicznego produktu (tj. BASE Y-25) w I kwartale 2024 r.

Rynkowa cena BASE Y-26 w I kwartale 2025 r. charakteryzowała się niewielką zmiennością. Na początku stycznia br. kurs kształtował się na poziomie 438,75 zł/MWh, na koniec stycznia osiągnął najwyższą cenę w kwartale – 470,93 zł/MWh, jednak ostatnia sesja produktu BASE Y-26 zamknęła się z ceną 422,39 zł/MWh.

Na kształtowanie się ceny BASE Y-26 w I kwartale 2025 r. wpływały m. in. zmiany cen na rynku paliw i uprawnień do emisji CO2.

W I kwartale 2025 r. wolumen obrotu frontowym produktem rocznym, tj. BASE Y-26, wyniósł 526 MW, co oznacza istotny spadek w porównaniu do I kwartału 2024 r., kiedy w ramach kontraktacji BASE Y-25 zawarto transakcje opiewające łącznie na 940 MW (spadek o 44% r/r).

RDN BASE (zł/MWh)

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

Średnia cena energii elektrycznej na rynku SPOT w I kwartale 2025 r. wyniosła 483,44 zł/MWh i była wyższa o 36% w porównaniu do tego samego okresu w 2024 r.

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

• niższa niż w analogicznym okresie poprzedniego roku, generacja ze źródeł wytwórczych wiatrowych (czynnik pro-wzrostowy),
• wyższa niż w analogicznym okresie poprzedniego roku generacja ze źródeł wytwórczych PV (czynnik pro-spadkowy),
• wyższe poziomy cen uprawnień do emisji CO² (czynnik pro-wzrostowy),
• wyższe niż w I kwartale 2024 r. ceny gazu (czynnik pro-wzrostowy).

3.4. Ceny uprawnień do emisji CO² oraz praw majątkowych zielonych

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

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o powszechnie dostępne dane giełdowe

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

Głównymi czynnikami cenotwórczymi EUA w I kwartale 2025 r. były ceny gazu, niższe temperatury na początku roku, które sprzyjały większemu wykorzystaniu źródeł emisyjnych do produkcji energii, napływające informacje o unijnych rozwiązaniach dla przemysłu, a także pojawiające się w marcu plany nakładania ceł na produkty importowane z Unii Europejskiej przez USA. Dodatkowymi czynnikami, mającymi wpływ na kształtowanie się cen uprawnień do emisji były również rozmowy pomiędzy Unią Europejską, a Wielką Brytanią o planach połączenia systemów handlu emisjami, czy odrzucenie zawieszenia broni przez Rosję w wojnie z Ukrainą.

Średnia cena DEC-25 w I kwartale 2025 r. była o 18% wyższa, niż średnia cena w analogicznym okresie 2024 r.

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 I kwartale 2025 r. charakteryzowały się niższymi cenami w porównaniu do 2024 r. Średnia cena w I kwartale 2025 r. wyniosła 26,9 zł/MWh i była o 47% niższa, niż średnia cena w analogicznym okresie 2024 r. Średnioważona cena PMOZE_A na pierwszej sesji br. wyniosła 34,35 zł/MWh i była maksymalną wartością w I kwartale 2025 r. 11 marca średnioważona cena praw majątkowych zielonych osiągnęła historyczne minimum wynosząc 20,08 zł/MWh.

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

4. Informacje o wynikach operacyjnych i finansowych

4.1. Wybrane dane finansowe GK Enea

[tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	8 384 881	7 589 525	-795 356	-9,5%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	1 531 098	1 625 272	94 174	6,2%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	1 299 784	1 427 345	127 561	9,8%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	1 038 631	1 154 987	116 356	11,2%
EBITDA	1 877 208	1 940 783	63 575	3,4%
CAPEX	441 165	618 291	177 126	40,1%
Dług netto	6 084 704	1 825 966	-4 258 738	-70,0%
Ekonomiczny dług netto ¹	6 844 104	2 551 053	-4 293 051	-62,7%
Zysk/ (strata) netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej	1 018 034	1 051 428	33 394	3,3%
Średnioważona liczba akcji [szt.]	529 731 093	529 731 093	-	-
Zysk/ (strata) netto na akcję [zł]	1,92	1,98	0,06	3,1%
Rozwodniony zysk/ (strata) na akcję [zł]	1,92	1,98	0,06	3,1%

¹ Zadłużenie skorygowane o przyszłe płatności i rozliczenia za CO²

mln zł

I kw. 2024 I kw. 2025

[tys. zł]	31 grudnia 2024	31 marca 2025	Zmiana	Zmiana %
Aktywa razem	39 467 853	34 526 518	-4 941 335	-12,5%
Zobowiązania razem	23 135 035	17 047 749	-6 087 286	-26,3%
Zobowiązania długoterminowe	10 561 619	10 049 316	-512 303	-4,9%
Zobowiązania krótkoterminowe	12 573 416	6 998 433	-5 574 983	-44,3%
Kapitał własny	16 332 818	17 478 769	1 145 951	7,0%
Kapitał zakładowy	676 306	676 306	-	-
Wartość księgowa na akcję [zł]	30,83	33,00	2,17	7,0%
Rozwodniona wartość księgowa na akcję [zł]	30,83	33,00	2,17	7,0%

4.2. Skonsolidowany rachunek zysków i strat

[tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	5 887 203	5 182 825	-704 378	-12,0%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	235 802	259 907	24 105	10,2%
Przychody ze sprzedaży gazu	171	1 372	1 201	702,3%
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych	1 170 070	1 339 757	169 687	14,5%
Przychody z tytułu opłat przyłączeniowych	42 688	42 715	27	0,1%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	4 318	1 693	-2 625	-60,8%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	60 276	86 638	26 362	43,7%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	19 594	18 105	-1 489	-7,6%
Przychody ze sprzedaży węgla	140 372	143 465	3 093	2,2%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	276 705	298 268	21 563	7,8%
Przychody z tytułu oświetlenia drogowego	36 342	39 118	2 776	7,6%
Przychody ze sprzedaży netto	7 873 541	7 413 863	-459 678	-5,8%
Rekompensaty	505 659	169 703	-335 956	-66,4%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	5 681	5 959	278	4,9%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	8 384 881	7 589 525	-795 356	-9,5%
Amortyzacja	362 801	315 511	-47 290	-13,0%
Koszty świadczeń pracowniczych	839 998	835 296	-4 702	-0,6%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	2 566 118	2 141 031	-425 087	-16,6%
Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży	2 506 334	2 170 266	-336 068	-13,4%
Usługi przesyłowe	171 148	179 332	8 184	4,8%
Inne usługi obce	301 285	280 137	-21 148	-7,0%
Podatki i opłaty	132 105	148 891	16 786	12,7%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	6 879 789	6 070 464	-809 325	-11,8%
Pozostałe przychody operacyjne	79 196	185 869	106 673	134,7%
Pozostałe koszty operacyjne	58 457	91 748	33 291	56,9%
Zmiana rezerwy dotyczącej umów rodzących obciążenia	0	8 991	8 991	100,0%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(11 424)	3 099	14 523	127,1%
Odpis / (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	(16 691)	0	16 691	100,0%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	1 531 098	1 625 272	94 174	6,2%
Koszty finansowe	130 370	138 726	8 356	6,4%
Przychody finansowe	49 359	75 952	26 593	53,9%
Zyski / (straty) z pochodnych instrumentów walutowych niewykorzystywanych w rachunkowości zabezpieczeń	(121 114)	(121 999)	-885	-0,7%
Udział w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych	-29 189	-13 154	16 035	54,9%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	1 299 784	1 427 345	127 561	9,8%
Podatek dochodowy	261 153	272 358	11 205	4,3%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	1 038 631	1 154 987	116 356	11,2%
EBITDA	1 877 208	1 940 783	63 575	3,4%

Główne czynniki zmiany EBITDA GK Enea w I kwartale 2025 r. (wzrost o 63,6 mln zł):

(-) spadek przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 704,4 mln zł wynika głównie ze spadku średniej ceny sprzedaży, przy jednoczesnym wyższym wolumenie sprzedaży energii oraz rozpoznaniu przychodów z Mocy Bilansujących

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła o 24,1 mln zł wynika głównie ze wzrostu średniej ceny sprzedaży

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych o 169,7 mln zł wynika głównie z wyższych stawek opłat w zatwierdzonej taryfie na 2025 r., przy nieznacznie niższym wolumenie dystrybucji energii

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży towarów i materiałów o 26,4 mln zł wynika głównie z wyższej sprzedaży ubocznych produktów spalania

(+) wzrost przychodów z tytułu Rynku Mocy o 21,6 mln zł głównie w wyniku waloryzacji ceny obowiązku mocowego

(-) spadek przychodów z tytułu rekompensat o 336,0 mln zł - zgodnie z zapisami ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. oraz w 2024 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej [ustawa o limitach zużycia] oraz ustawy z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w latach 2023 - 2025 r. [ustawa o limitach cen]

(-) w I kwartale 2024 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 505,7 mln zł

(+) w I kwartale 2025 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 169,7 mln zł

(+) spadek kosztów zużycia materiałów i surowców oraz wartości sprzedanych towarów o 425,1 mln zł wynika ze spadku kosztów zużycia węgla, kosztów zużycia biomasy oraz kosztów emisji CO² dla całego Obszaru Wytwarzania

(+) spadek kosztów zakupu energii elektrycznej i gazu o 336,1 mln zł wynika głównie z niższego wolumenu zakupu energii oraz niższych średnich cen zakupu

(+) spadek kosztów usług obcych o 21,1 mln zł wynika głównie ze spadku jednostkowego kosztu produkcji węgla (w trakcie I kwartału 2025 r. wartość zapasów wzrosła o 79 mln zł, tj. 414 tys. t (nastąpiło zmniejszenie kosztów operacyjnych okresu), podczas gdy w trakcie I kwartału 2024 r. wartość zapasów wzrosła o 34 mln zł, tj. 118 tys. t (nastąpiło zmniejszenie kosztów operacyjnych okresu), jednocześnie wzrosły koszty zagospodarowania odpadów i koszty zadań zlecanych firmom zewnętrznym

(-) wzrost kosztów podatków i opłat o 16,8 mln zł wynika głównie z wyższego podatku od nieruchomości oraz wyższych opłat środowiskowych

(+) wpływ zmiany rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia o 9,0 mln zł:

(+) w I kwartale 2025 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 9,0 mln zł na stratę wynikającą z rozliczenia przez Eneę S.A. jako sprzedawcę z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów

(+) wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 87,9 mln zł:

(+) wzrost przychodów z tytułu odszkodowań, kar i grzywien o 143,6 mln zł, głównie wypłata odszkodowania za szkodę powstałą w wyniku wylewu wód podziemnych, która miała miejsce w lutym 2023 r.

(-) wzrost o 27,9 mln zł odpisu aktualizującego uprawnienia do emisji CO² (wg wyceny na koniec marca 2025 r.)

(-) wzrost rezerw na potencjalne roszczenia o 14,7 mln zł

(-) spadek wyceny transakcji terminowych energii i gazu o 13,8 mln zł

Istotne zmiany wpływające na wynik netto:

(+) wpływ niższej amortyzacji o 47,3 mln zł w związku z dokonywanymi odpisami aktualizującymi bilansową wartość posiadanych aktywów

(+) zmiana udziału w wynikach jednostek stowarzyszonych i współkontrolowanych o 16,0 mln zł

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

4.3. Sytuacja majątkowa – struktura aktywów i pasywów

	Na dzień
Aktywa [tys. zł]	31 grudnia 2024	31 marca 2025	Zmiana	Zmiana %
Aktywa trwałe	20 339 356	20 858 936	519 580	2,6%
Rzeczowe aktywa trwałe	17 955 724	18 258 674	302 950	1,7%
Prawo do korzystania ze składnika aktywów	834 829	842 176	7 347	0,9%
Wartości niematerialne	317 912	317 323	-589	-0,2%
Nieruchomości inwestycyjne	20 746	13 958	-6 788	-32,7%
Inwestycje w jednostki stowarzyszone i współkontrolowane	105 711	93 307	-12 404	-11,7%
Aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego	851 582	1 054 833	203 251	23,9%
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej	44 920	51 389	6 469	14,4%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności	17 306	35 865	18 559	107,2%
Koszty doprowadzenia do zawarcia umowy	11 586	12 477	891	7,7%
Należności z tytułu leasingu i subleasingu finansowego	1 646	1 540	-106	-6,4%
Środki zgromadzone w ramach Funduszu Likwidacji Kopalń	177 394	177 394	-	-
Aktywa obrotowe	19 128 497	13 667 582	-5 460 915	-28,5%
Prawa do emisji CO2	6 952 783	476 584	-6 476 199	-93,1%
Zapasy	1 384 643	1 327 735	-56 908	-4,1%
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności	4 647 741	5 106 087	458 346	9,9%
Koszty doprowadzenia do zawarcia umowy	16 836	16 459	-377	-2,2%
Aktywa z tytułu umów z klientami	455 963	488 963	33 000	7,2%
Należności z tytułu leasingu i subleasingu finansowego	2 188	2 195	7	0,3%
Należności z tytułu bieżącego podatku dochodowego	1 210 095	937 840	-272 255	-22,5%
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej	46 111	41 926	-4 185	-9,1%
Inne inwestycje krótkoterminowe	0	201 698	201 698	100,0%
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty	4 412 137	5 068 095	655 958	14,9%
Razem aktywa	39 467 853	34 526 518	-4 941 335	-12,5%

mln zł Struktura rzeczowych aktywów trwałych

¹ w tym wyłączenia

Główne czynniki zmian aktywów trwałych (wzrost o 519,6 mln zł):

• 303,0 mln zł wzrost rzeczowych aktywów trwałych w tym: wzrost wartości środków trwałych o 545 mln zł, przy jednoczesnym wzroście wartości umorzenia i odpisów o 242 mln zł
• 203,3 mln zł wzrost aktywów z tytułu odroczonego podatku głównie wpływ zmiany wysokości rezerw na uprawnienia do emisji CO²

• 18,6 mln zł wzrost należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności - głównie wzrost wartości depozytów zabezpieczających transakcje futures zakupu uprawnień do emisji CO²

Główne czynniki zmian aktywów obrotowych (spadek o 5 460,9 mln zł):

• 6 476,2 mln zł spadek wartości praw do emisji CO² w tym: +38,8 mln zł nabycie uprawnień w 2025 r., przy jednoczesnym wzroście wartości umorzenia i odpisów o 6 515,0 mln zł
• 272,3 mln zł spadek pozycji należności z tytułu bieżącego podatku dochodowego zmiana rozliczeń z tytułu bieżącego podatku dochodowego
• 56,9 mln zł spadek wartości zapasów głównie spadek zapasów węgla
• 656,0 mln zł wzrost poziomu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów głównie wzrost środków na rachunku bieżącym, przy jednoczesnym spadku środków na rachunku VAT oraz zmianie wysokości środków celowych z tytułu handlu prawami do emisji CO²
• 458,3 mln zł wzrost należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności głównie wzrost należności z tytułu podatków (z wyłączeniem podatku dochodowego), wzrost należności z tytułu rekompensat, wzrost wartości depozytów zabezpieczających transakcje zakupu uprawnień do emisji CO₂, przy jednoczesnym spadku należności handlowych
• 201,7 mln zł wzrost pozycji innych inwestycji krótkoterminowych utworzenie lokaty z terminem zapadalności powyżej 3 miesięcy
• 33,0 mln zł wzrost pozycji aktywów z tytułu umów z klientami wynika głównie ze zmiany poziomu niezafakturowanej sprzedaży energii elektrycznej

		Na dzień
Pasywa [tys. zł]	31 grudnia 2024	31 marca 2025	Zmiana	Zmiana %
Razem kapitał własny	16 332 818	17 478 769	1 145 951	7,0%
Kapitał zakładowy	676 306	676 306	-	-
Kapitał z nadwyżki ceny emisyjnej nad wartością nominalną akcji	3 348 670	3 348 670	-	-
Kapitał z aktualizacji wyceny instrumentów finansowych	-7 273	-7 273	-	-
Kapitał rezerwowy z wyceny instrumentów zabezpieczających	15 043	6 007	-9 036	-60,1%
Zyski zatrzymane	11 276 846	12 328 274	1 051 428	9,3%
Udziały niekontrolujące	1 023 226	1 126 785	103 559	10,1%
Razem zobowiązania	23 135 035	17 047 749	-6 087 286	-26,3%
Zobowiązania długoterminowe	10 561 619	10 049 316	-512 303	-4,9%
Zobowiązania krótkoterminowe	12 573 416	6 998 433	-5 574 983	-44,3%
Razem pasywa	39 467 853	34 526 518	-4 941 335	-12,5%

Struktura zobowiązań długoterminowych [mln zł]

³¹ grudnia 2024 31 marca 2025

Główne czynniki zmian zobowiązań długoterminowych (spadek o 512,3 mln zł):

• 560,1 mln zł spadek pozycji kredyty, pożyczki i dłużne papiery wartościowe głównie spłata transzy kredytu odnawialnego (z Bankiem Pekao S.A. oraz PKO Bankiem Polskim S.A.) i reklasyfikacja części zobowiązań długoterminowych na krótkoterminowe
• 36,5 mln zł wzrost rezerw z tytułu odroczonego podatku dochodowego

Struktura zobowiązań krótkoterminowych [mln zł]

Główne czynniki zmian zobowiązań krótkoterminowych (spadek o 5 575,0 mln zł):

• 5 044,3 mln zł spadek rezerw na zobowiązania i inne obciążenia głównie spadek rezerw na zakup praw do emisji CO²
• 681,1 mln zł spadek zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych zobowiązań głównie spadek zobowiązań inwestycyjnych, spadek zobowiązań handlowych, spadek wartości zobowiązań dotyczących rozliczenia transakcji futures zakupu uprawnień do emisji CO₂, przy jednoczesnym wzroście zobowiązań z tytułu podatków (z wyłączeniem podatku dochodowego)
• 75,8 mln zł spadek zobowiązań z tytułu bieżącego podatku dochodowego zmiana rozliczeń z tytułu bieżącego podatku dochodowego
• 74,5 mln zł spadek zobowiązań z tytułu świadczeń pracowniczych
• 180,6 mln zł wzrost zobowiązań z tytułu umów z klientami głównie zmiana zaliczek na opłaty przyłączeniowe
• 127,4 mln zł wzrost zobowiązań finansowych wycenianych w wartości godziwej głównie zmiana wyceny kontraktów FX Forward

4.4. Sytuacja pieniężna

Rachunek przepływów pieniężnych [tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej	104 723	2 592 836	2 488 113	2375,9%
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	(709 928)	(1 217 987)	-508 059	-71,6%
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej	(52 910)	(718 891)	-665 981	-1258,7%
Zwiększenie / (Zmniejszenie) netto stanu środków pieniężnych	(658 115)	655 958	1 314 073	199,7%
Stan środków pieniężnych na początek okresu sprawozdawczego	3 026 133	4 412 137	1 386 004	45,8%
Stan środków pieniężnych na koniec okresu sprawozdawczego	2 368 018	5 068 095	2 700 077	114,0%

4 412 1 155 316 879 -562 -1 028 -104 5 068 Stan środków pieniężnych 1 stycznia 2025 Zysk netto Amortyzacja Zmiana kapitału obrotowego Finansowanie zewnętrzne Wydatki inwestycyjne ¹ Pozostałe Stan środków pieniężnych 31 marca 2025 Przepływy pieniężne w I kwartale 2025 r. [mln zł]

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

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

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

4.5. Analiza wskaźnikowa

		I kw. 2024	I kw. 2025
Wskaźniki rentowności
ROE - rentowność kapitału własnego ¹	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego / Kapitał własny	25,2%	26,4%
ROA - rentowność aktywów ¹	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego / Aktywa całkowite	12,0%	13,4%
Rentowność netto	Zysk (strata) netto okresu sprawozdawczego / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	12,4%	15,2%
Rentowność operacyjna	Zysk (strata) z działalności operacyjnej / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	18,3%	21,4%
Rentowność EBITDA	EBITDA / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	22,4%	25,6%
Wskaźniki płynności i struktury finansowej
Wskaźnik bieżącej płynności	Aktywa obrotowe / Zobowiązania krótkoterminowe	1,4	2,0
Pokrycie majątku trwałego kapitałami własnymi	Kapitał własny / Aktywa trwałe	74,8%	83,8%
Wskaźnik zadłużenia ogólnego	Zobowiązania ogółem / Aktywa całkowite	52,4%	49,4%
Dług netto / EBITDA LTM ²	(Kredyty, pożyczki i dłużne papiery wartościowe długo- i krótkoterminowe + zobowiązania z tyt. leasingu finansowego długo- i krótkoterminowe + zobowiązania finansowe wyceniane w wartości godziwej długo- i krótkoterminowe - środki pieniężne i ich ekwiwalenty - aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej długo- i krótkoterminowe - dłużne aktywa finansowe wyceniane w zamortyzowanym koszcie długo- i krótkoterminowe - inne inwestycje krótkoterminowe) / EBITDA LTM	0,85	0,27
Wskaźniki aktywności gospodarczej
Cykl rotacji należności krótkoterminowych w dniach ³	Średni stan należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe x liczba dni / Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	71	73
Cykl rotacji zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych w dniach ⁴ ⁵	Średni stan zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych x liczba dni / Koszt sprzedanych produktów, towarów i materiałów	52	55
Cykl rotacji zapasów w dniach ⁵	Średni stan zapasów x liczba dni / Koszt sprzedanych produktów, towarów i materiałów	35	27

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

² EBITDA z ostatnich 12 miesięcy

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

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

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

4.6. CAPEX – nakłady inwestycyjne GK Enea

[mln zł]	Wykonanie I kw. 2024	Wykonanie I kw. 2025	Wykonanie I kw. 2025/ Plan I kw. 2025	Plan 2025 r.
Wydobycie	145,7	124,2	94,9%	697,5
Wytwarzanie konwencjonalne	24,8	113,8	87,1%	1 760,6
Wytwarzanie OZE	-2,2	45,6	2,1%	2 535,7
Dystrybucja	257,1	314,4	93,0%	2 718,1
Pozostałe	13,6	20,2	78,0%	223,8
Razem	441,2	618,3	22,2%	7 935,6

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

Inwestycje związane z ochroną środowiska

Wyszczególnienie [mln zł]	Wykonanie I kw. 2025
Grupa Kapitałowa Lubelski Węgiel Bogdanka – inwestycje środowiskowe	2,6
Enea Elkogaz – budowa bloków gazowo-parowych	28,5
Enea Ciepło - modernizacja kotłów węglowych w Ciepłowni Zachód w celu dostosowania do wymagań środowiskowych - etap II	10,6
Dostosowanie Elektrowni Połaniec do wymagań Rynku Mocy po 1 lipca 2025 r.	9,6
Wymiana modułów SCR w Elektrowni Połaniec	1,1
Pozostałe	0,4
Łącznie inwestycje związane z ochroną środowiska	52,8

Realizacja kluczowych projektów inwestycyjnych w I kwartale 2025 r.

• Przyłączanie nowych odbiorców i nowych źródeł 159,9 mln zł (Enea Operator)
• Modernizacja i odtworzenie majątku 125,2 mln zł (Enea Operator)
• Wyrobiska ogółem 94,7 mln zł (LWB)
• Nowe źródła OZE 44,6 mln zł (Enea Nowa Energia)
• Modernizacje i remonty bloków 40,5 mln zł (Elektrownia Kozienice i Elektrownia Połaniec)
• Budowa bloków gazowo-parowych 28,5 mln zł (Enea Elkogaz)

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

4.7.1. Wyniki finansowe w obszarach

EBITDA [tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Obrót	79 566	213 618	134 052	168,5%
Dystrybucja	613 267	744 392	131 125	21,4%
Wytwarzanie	929 903	549 356	-380 547	-40,9%
Wydobycie	157 746	389 463	231 717	146,9%
Pozostała działalność	37 962	59 354	21 392	56,4%
Pozycje nieprzypisane i wyłączenia	58 764	-15 400	-74 164	-126,2%
EBITDA Razem	1 877 208	1 940 783	63 575	3,4%

Na dzień 31 marca 2025 r. spółki z GK Enea zatrudniały na umowę o pracę 17 844 osoby, w tym Enea S.A. 388 osób. Poniższa tabela przedstawia dane dotyczące zatrudnienia w GK Enea, uwzględniające pracowników czasowo zawieszonych w zatrudnieniu, tj. przebywających na urlopach wychowawczych, bądź urlopach bezpłatnych powyżej 30 dni lub otrzymujących świadczenia rehabilitacyjne. Osoby zatrudnione w jednej spółce Grupy i w tym samym czasie zatrudnione na podstawie umowy o pracę w innej spółce w prezentowanym zestawieniu wykazane są jeden raz.

osoby	Stan na 31 grudnia 2024 r.	Stan na 31 marca 2025 r.	Zmiana
Obrót	524	530	6
Dystrybucja	5 416	5 415	-1
Wytwarzanie	4 112	4 009	-103
Wydobycie	6 181	6 131	-50
Pozostała działalność	1 772	1 759	-13
Razem	18 005	17 844	-161

4.7.2. Obszar Obrotu

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

Dodatkowo, w obszarze Obrotu prezentowane są dane finansowe Enei Trading i Enei Power&Gas Trading.

Dane operacyjne

	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym [GWh]	6 546	6 209	-337	-5,1%
Liczba odbiorców (Punkty Poboru Energii) (stan na koniec okresu sprawozdawczego) [tys.]	2 733 ¹	2 751	18	0,7%

¹ Zmiana danych

W I kwartale 2025 r. w stosunku do I kwartału 2024 r. łączny wolumen sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego był niższy o 337 GWh, tj. o 5,1%. Spadek spowodowany był zmianą portfela klientów.

W segmencie odbiorców biznesowych odnotowano spadek wolumenu sprzedaży energii elektrycznej o 293 GWh, tj. o 5,7%, a w segmencie gospodarstw domowych spadek wolumenu o 48 GWh, tj. o 3,4%.

Wolumen sprzedaży paliwa gazowego w I kwartale 2025 r. wyniósł 5 GWh. W roku 2024 zaprzestano świadczenia usługi kompleksowej odbiorcom końcowym zużywającym paliwo gazowe na potrzeby gospodarstw domowych oraz małego biznesu.

Łączne przychody ze sprzedaży energii elektrycznej i paliwa gazowego w I kwartale 2025 r. spadły w stosunku do I kwartału 2024 r. o 428 mln zł, tj. o 11,6%, co jest odzwierciedleniem spadku cen energii elektrycznej na rynku hurtowym.

Dane finansowe

[tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	8 693 695	4 823 532	-3 870 163	-44,5%
Rekompensaty	387 864	169 200	-218 664	-56,4%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	9 081 559	4 992 732	-4 088 827	-45,0%
EBIT	78 851	212 857	134 006	169,9%
Amortyzacja	715	761	46	6,4%
EBITDA	79 566	213 618	134 052	168,5%
Marża EBITDA	0,9%	4,3%	3,4 p.p.	-
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	55,0%	43,5%	-11,5 p.p.	-

Główne czynniki zmiany EBITDA w 2024 r. (wzrost o 134,1 mln zł):

Skorygowana marża I pokrycia (wzrost o 364,8 mln zł)

• (+) spadek średniej ceny zakupu energii o 16,9%
• (+) wznowienie sprzedaży paliwa gazowego w 2025 r.
• (-) spadek średniej ceny sprzedaży energii o 6,7%
• (-) spadek wolumenu sprzedaży energii o 5,2%
• (-) wzrost kosztów obowiązków ekologicznych o 3,7%
• (-) aktualizacja wyceny kontraktów CO₂, transakcji terminowych energii i gazu

Rekompensaty dotyczące energii elektrycznej (spadek o 218,8 mln zł)

zgodnie z zapisami ustawy z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. oraz w 2024 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej [ustawa o limitach zużycia] oraz ustawy z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w latach 2023 - 2025 r. [ustawa o limitach cen]

• (-) w I kwartale 2024 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 387,9 mln zł
• (+) w I kwartale 2025 r. ujęto w przychodach wartość rekompensaty energii elektrycznej w wysokości 169,2 mln zł

Koszty własne (wzrost o 10,9 mln zł)

• (-) wzrost kosztów bezpośrednich sprzedaży o 10,5 mln zł
• (-) wzrost kosztów usług wspólnych o 0,9 mln zł
• (+) spadek kosztów ogólnego zarządu o 0,5 mln zł

Rezerwy dotyczące umów rodzących obciążenia (spadek o 9,0 mln zł)

(+) w I kwartale 2025 r. ujęto w przychodach częściowe wykorzystanie rezerwy w wysokości 9,0 mln zł na stratę wynikającą z rozliczenia przez Eneę S.A. jako sprzedawcę z urzędu opustu na opłatach dystrybucyjnych w zakresie energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów

Pozostałe czynniki (spadek o 10,1 mln zł)

(-) wzrost kosztów usług dystrybucji dotyczących obowiązującego modelu rozliczenia z prosumentami o 10,2 mln zł

• (-) wzrost odpisów aktualizujących należności o 3,7 mln zł
• (-) spadek przychodów z tytułu licencji związanych z marką Enea o 2,6 mln zł
• (+) spadek odpisanych należności w koszty o 6,4 mln zł

Kluczowe projekty:

Obszar Handlu Detalicznego i Obsługi Klienta

• Uruchomienie Aplikacji Moja Enea dla klientów Enea S.A., która umożliwia wygodny dostęp do danych, dokumentów elektronicznych, salda konta, szybkich płatności oraz otrzymywanie powiadomień o terminach i kwotach do zapłaty. Aplikację można pobrać z App Store lub Sklepu Play,
• Kontynuacja prac nad wprowadzeniem automatyzacji obsługi z wykorzystaniem m.in. robotyzacji procesów biznesowych,
• Działania w ramach projektu Dostosowania systemów obsługi klienta Grupy Kapitałowej Enea do zmian Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE). Celem CSIRE jest uproszczenie modelu wymiany informacji między uczestnikami rynku energii. GK Enea ma obowiązek dostosować swoją organizację, procesy oraz systemy IT do CSIRE do ustawowego terminu,
• Prace nad wdrożeniem rozwiązań do komunikacji z Krajowym Systemem eFaktur (KSeF) w zakresie systemów bilingowych Enei. Enea ma obowiązek wdrożyć rozwiązanie do lutego 2026 r.,
• Wznowienie ofertowania paliwa gazowego dużym klientom biznesowym,
• Uruchomienie projektu: Opracowanie modelu prognozowania poziomu zapotrzebowania na energię odbiorców i generacji źródeł wytwórczych,
• Uruchomienie projektu: Zmiana modelu funkcjonowania sprzedaży i handlu hurtowego energią elektryczną poprzez wydzielenie sprzedaży B2C i B2B do spółki zależnej Enei S.A.
• Realizacja prac w ramach strategicznego: Programu wdrożenia innowacji i wzrostu efektywności obsługi klienta. W ramach programu realizowane są między innymi następujące projekty i inicjatywy:

- Badanie satysfakcji Klientów w obszarze Obsługi Klientów - którego celem jest wdrożenie cyklicznych badań satysfakcji Klientów (CSI) oraz pomiaru wskaźnika wysiłku (CES) w związku z użytkowaniem aplikacji mobilnej Moja Enea,

- Zmiana sposobu zawierania umów z Klientami (z papieru na cyfrowe) - realizacja prac projektowych w zakresie wdrożenia platformy dla umów on-line, które umożliwi zdalne zawieranie umów taryfowych i produktowych dla nowych klientów indywidulanych oraz biznesowych i przepisujących kontrakty na dane PPE z zastosowaniem elektronicznych sposobów autoryzacji klienta oraz automatyzację procesu zabudowy umowy w systemie bilingowym,

• Sprzedaż klientom "zielonej energii": sprzedaż EKO oferty z gwarancjami pochodzenia zarówno klientom z gospodarstw domowych jak i klientom biznesowym – dotychczasowy poziom zakontraktowania przekroczył 600 GWh sprzedaży "zielonej energii". W ramach rozszerzenia oferty, od 15 maja wdrożone zostały cenniki EKO w ofercie Energia+ Fachowiec dla klientów z gospodarstw domowych. Ponadto, w odpowiedzi na oczekiwania części klientów biznesowych, planowane jest wdrożenie w najbliższym czasie: EKO oferty w wariancie 3-letnim oraz "zielonej oferty" z ceną wyznaczaną według cen produktów notowanych na rynku terminowym Towarowej Giełdy Energii (dla największych klientów biznesowych),
• Uruchomienie przez Enea Eko oferty usług efektywności energetycznej i transformacji energetycznej dla przedsiębiorstw i jednostek samorządu oraz działań związanych z budową interaktywnych produktów edukacyjnych w zakresie transformacji energetycznej i zarządzania energią.

Obszar Handlu Hurtowego

• Realizacja projektu Dostosowanie Enea Elektrownia Połaniec S.A. do wymagań Rynku Mocy po 1 lipca 2025 r. oraz na potrzeby jednostek wytwórczych z GK Enea, w ramach którego prowadzona jest analiza rynku dostawców sortymentów biomasy wykorzystywanych na potrzeby współspalania, zdolności logistycznych dostaw paliwa do Elektrowni Połaniec i warunków kontraktacji umożliwiających pracę elektrowni w reżimie przewidzianym dla Jednostki Wytwórczej Centralnie Dysponowanej (JWCD). Docelowo projekt ma umożliwić zakontraktowanie paliwa biomasowego umożliwiającego od 1 stycznia 2026 r. blokom 2-7 Elektrowni Połaniec pracę ze średnią emisyjnością na poziomie nie przekraczającym 550 g/kWh,
• Realizacja projektu Integracji procesowo-funkcjonalnej Enea Trading sp. z o.o. i Enea Power&Gas Trading sp. z o.o. mającego na celu konsolidację funkcji obsługi handlowej spółek GK Enea w strukturach jednego podmiotu,
• Przygotowanie i reprezentowanie jednostek wytwórczych GK Enea w aukcji dodatkowej Rynku Mocy na rok 2026, która umożliwiła zakontraktowanie w Rynku Mocy dodatkowych 27,4 MW w okresie I i IV kwartału 2026 r. o wartości rocznej 5,9 mln zł,
• Kontynuacja kontraktacji energii elektrycznej z kontrahentami spoza GK Enea w ramach portfela origination na poziomie ponad 700 GWh w skali roku,
• Planowane uruchomienie projektu Optymalizacja pracy źródeł OZE na rynku energii i rynku bilansującym w Polsce.

4.7.3. 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 i Enea Logistyka.

Dane operacyjne

	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym [GWh]	5 184	5 136	-48	-0,9%
Liczba klientów (stan na koniec okresu sprawozdawczego) [tys.]	2 799	2 831	32	1,1%

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

	Liczba przyłączonych źródeł OZE (z wyłączeniem mikroinstalacji), narastająco [szt.]	Liczba przyłączonych mikroinstalacji wynikająca ze złożonych zgłoszeń i wniosków, narastająco [szt.]	Liczba przyłączonych źródeł OZE łącznie, narastająco [szt]	Suma mocy przyłączonych źródeł OZE (z wyłączeniem mikroinstalacji), narastająco [MW]	Suma mocy przyłączonych mikroinstalacji wynikająca ze złożonych zgłoszeń i wniosków, narastająco [MW]	Suma mocy przyłączonych źródeł OZE łącznie, narastająco [MW]
2020	586	61 990	62 576	1 896	435	2 331
2021	840	108 873	109 713	2 411	830	3 241
2022	1 274	150 283	151 557	3 100	1 257	4 357
2023	1 808	174 278	176 086	4 316	1 559	5 875
2024	2 208	189 569	191 777	5 446	1 764	7 210
I kw. 2025	2 305	192 062	194 367	5 628	1 805	7 433

Sprzedaż usług dystrybucyjnych [GWh]

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

	2024		I kw. 2025
Wyszczególnienie	Liczba [szt.]	Długość [km]	Liczba [szt.]	Długość [km]
Napowietrzne	363 523	6 923	363 772	6 914
Kablowe	747 877	6 625	751 643	6 625
Razem	1 111 400	13 548	1 115 415	13 539

Liczba stacji elektroenergetycznych [szt]

Wyszczególnienie	2024	I kw. 2025.
110 kV	267	267
SN	40 147	40 222
Razem	40 414	40 489

Długość linii [km]

Długość linii w przeliczeniu na jeden tor [km]	2024			I kw. 2025
	WN	SN	nN1	WN	SN	nN1
linie napowietrzne	5 440	32 515	26 774	5 472	32 475	26 731
linie kablowe	74	14 816	32 391	95	14 855	32 514
Razem	5 514	47 331	59 165	5 567	47 330	59 245
bez przyłączy

Enea Operator jest operatorem systemu dystrybucyjnego, czyli przedsiębiorstwem energetycznym zajmującym się dystrybucją energii elektrycznej, odpowiedzialnym za ruch sieciowy w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe

bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci dystrybucyjnej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi.

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

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

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

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

Łączna wartość regulacyjna aktywów (WRA) uwzględniona w kalkulacji taryfy na rok 2024 wyniosła: 10 753 575 tys. zł.

WACC

1,000%

8,478%

4,676%

1,100%

5,776%

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

Przychód regulowany [mln zł]

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

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

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

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

Wartości wskaźników zostały wyliczone z ostatnich 12 miesięcy.

SAIDI oczyszczone (WN, SN) [minuty]

98,69 78,40		78,40	84,82	85,27	83,64	83,85
88,17	72,32	72,68	73,39	72,15	68,72	67,59
2019	2020	2021	2022	2023	2024 I kw. 2025
		SAIDI nieplanowane oczyszczone		SAIDI oczyszczone

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

SAIFI (WN, SN) [liczba]

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

Dane finansowe

[tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	1 244 409	1 415 003	170 594	13,7%
usługi dystrybucyjne do odbiorców końcowych	1 154 825	1 315 055	160 230	13,9%
opłaty za przyłączenie do sieci	42 412	42 345	-67	-0,2%
pozostałe	47 172	57 603	10 431	22,1%
Rekompensaty	117 795	503	-117 292	-99,6%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	1 362 204	1 415 506	53 302	3,9%
EBIT	416 104	540 024	123 920	29,8%
Amortyzacja	197 163	204 368	7 205	3,7%
EBITDA	613 267	744 392	131 125	21,4%
Marża EBITDA	45,0%	52,6%	7,6 p.p.	-
CAPEX	257 075	314 422	57 347	22,3%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	8,2%	12,3%	4,1 p.p.	-

Główne czynniki zmiany EBITDA w I kwartale 2025 r. (wzrost o 131,1 mln zł):

Marża z działalności koncesjonowanej (wzrost o 133,5 mln zł)

• (+) 59,9 mln zł wpływ wzrostu WRA
• (+) 21,5 mln zł wpływ zmiany WACC
• (+) 23,2 mln zł dodatkowy zwrot z kapitału od inwestycji w 2025 r.
• (+) 28,9 zmiana pozostałych czynników

Koszty operacyjne (spadek o 14,0 mln zł)

• (+) spadek kosztów świadczeń pracowniczych o 12,5 mln zł
• (-) wzrost kosztów podatków i opłat o 5,6 mln zł
• (+) zmiana pozostałych czynników o 7,1 mln zł

Pozostała działalność operacyjna (spadek o 18,7 mln zł)

• (-) zmiana stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego o 16,6 mln zł
• (-) spadek przychodów z tytułu usuwania kolizji infrastruktury sieciowej o 2,9 mln zł
• (+) zmiana pozostałych czynników o 0,8 mln zł

CAPEX - realizacja kluczowych projektów [mln zł]

Wyszczególnienie	Wykonanie I kw. 2025	Plan I kw. 2025	Plan 2025
Enea Operator	314,3	336,9	2 698,3
modernizacja i odtworzenie majątku	125,2	135,7	1 316,2
przyłącza nowych odbiorców, źródeł i OSD	159,9	164,4	833,4
liczniki i układy pomiarowe	20,3	8,0	347,8
teleinformatyka	7,0	24,1	102,8
pozostałe	2,0	4,8	98,2

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

1. kontynuację realizacji projektu Dostosowanie systemów informatycznych i procesów biznesowych do współpracy z Centralnym Systemem Informacji Rynku Energii. Wdrażany przez PSE S.A. jako Operatora Informacji Rynku Energii, Centralny System Informacji Rynku Energii w znaczący sposób przebuduje procesy detalicznego rynku energii. Spółka dostosowuje swoje systemy informatyczne do współpracy z tym systemem. Stopień zaawansowania prac jest największy w zakresie części pomiarowej.

Istotnym czynnikiem wpływającym na realizację projektu są trwające prace nad projektem ustawy o zmianie niektórych ustaw w związku z planowanym wdrożeniem Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii która dostosowuje przepisy sektorowe i przesuwa termin jego uruchomienia z 1 lipca 2025 r. na 19 października 2026 r. Projekt w najbliższym czasie wejdzie pod obrady Sejmu. Planowany termin jego uchwalenia to II kwartał 2025 r.,

1. kontynuację realizacji projektu Budowa w Enei Operator systemu cyfrowego radiowej łączności specjalnej dla energetyki. Wdrożenie tego systemu w standardzie TETRA zwiększy bezpieczeństwo i ciągłość działania łączności krytycznej. W kwietniu 2025 r. rozstrzygnięto postępowanie w ramach strumienia radiowego na dostawę i wdrożenie systemu w tym standardzie,

• 1. zawarcie umów z czterema dostawcami liczników zdalnego odczytu, wyłonionych w ramach postępowania w trybie partnerstwa innowacyjnego. Postępowanie prowadzone było w celu realizacji zapisów Ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo Energetyczne, która nałożyła na operatorów systemów dystrybucyjnych w Polsce, obowiązek instalacji 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 przyłączonych do sieci Enea Operator,
• 1. zakończenie kluczowych inwestycji w obszarze infrastruktury sieciowej: budowa linii napowietrznej 110 kV relacji Zielona Góra Braniborska – Nowa Sól Graniczna, przebudowa stacji 110/15 kV Jastrowie w celu przyłączenia do sieci FW Jastrowie, przebudowa linii napowietrznej WN 110 kV Pakość – Mątwy relacji GPZ Pakość – stanowisko nr 32. Inwestycje te podniosą bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej klientom Enei Operator, dzięki skróceniu czasu trwania i częstości przerw w dostawach energii. Zwiększą one również możliwości przyłączania źródeł OZE, a także poprawią elastyczność pracy sieci elektroenergetycznej i bezpieczeństwo energetyczne,
• 1. w obszarze infrastruktury sieciowej kontynuację, a także rozpoczęcie licznych nowych projektów oraz przygotowanie do uruchomienia inwestycji wspierających transformację energetyczną z długoletnią perspektywą realizacji. Jednocześnie, 30 kwietnia 2025 r. spółka opracowała i przekazała do uzgodnienia do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki zaktualizowany Plan Rozwoju na lata 2026-2031,
• 1. intensyfikację działań ukierunkowanych na zwiększenie elastyczności sieci, a tym samym wzrost możliwości absorpcji energii ze źródeł odnawialnych poprzez efektywne zarządzanie dwukierunkowym przepływem energii i wykorzystanie jej w gospodarce. Spółka wdraża nowe narzędzia, których wykorzystanie zapewnieni prawidłowe funkcjonowanie systemu dystrybucyjnego w warunkach dynamicznego rozwoju źródeł OZE. Należą do nich:
  2. interwencyjna dostawa mocy czynnej (uruchomiona operacyjnie w I kwartale 2025 r., do której przystąpiło już 200 zgłoszeń na łączną moc ponadumowną 74,8 MW),
  3. interwencyjna regulacja mocy biernej na polecenie Enea Operator (planowane uruchomienie operacyjne na początek III kwartału 2025 r.),
  4. optymalizacja pracy sieci dystrybucyjnej z wykorzystaniem magazynowania energii (planowane uruchomienie operacyjne na koniec IV kwartału 2025 r.).

Nowe narzędzie Enei Operator

Enea Operator wprowadziła na swojej stronie internetowej www.operator.enea.pl nowe narzędzia wspierające inwestorów OZE – interaktywną mapę nasycenia sieci "zieloną energią" oraz mapę dostępności sieci. Celem inicjatywy jest ułatwienie inwestorom podjęcie decyzji inwestycyjnych dotyczących lokalizacji odnawialnych źródeł energii https://www.operator.enea.pl/ospolce/aktualnosci/szczegoly/13enea-operator-udostepnia-nowe-interaktywne-mapy-oze-i-dostepnoscisieci?department=teczka-prasowa

4.7.4. Obszar Wytwarzania

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

Dane operacyjne

Obszar	Wyszczególnienie	Moc zainstalowana elektryczna [MWe]	Moc osiągalna elektryczna [MWe]	Moc zainstalowana cieplna [MWt]	Moc zainstalowana w OZE [MWe]
Elektrownie konwencjonalne	Elektrownia Kozienice	4 071,8	4 004,0	125,4	-
Elektrownie konwencjonalne	Elektrownia Połaniec	1 679,0	1 674,0	130,0	230,0
Farmy wiatrowe ¹	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 Nowiny Wielkie, PV Żary, PV Darżyno, PV Jastrowie II, PV Dygowo ²	73,0	73,0	-	73,0
Biogazownie	Biogazownie Liszkowo, Gorzesław	3,8	3,8	3,1	3,8
Elektrownie wodne	Elektrownie Wodne	58,8	55,8	-	58,8
Elektrociepłownie	MEC Piła	20,4	18,4	120,1	-
Elektrociepłownie	PEC Oborniki	-	-	27,4	-
Elektrociepłownie	Enea Ciepło (Elektrociepłownia Białystok, Ciepłownia Zachód)	203,5	156,6	602,1 3,4	55,0
Razem		6 181,9	6 055,7	1 008,1	492,2

¹26 marca 2025 r. GK Enea nabyła 100% udziałów spółek celowych będących właścicielami sześciu działających farm wiatrowych o łącznej mocy zainstalowanej 83,5 MW. Aktywa jeszcze nie przeszły na majątek GK Enea. Nastąpi to po spełnieniu warunków zawieszających. 22 kwietnia 2025 r. GK Enea nabyła 100% udziałów w spółce FW Pelplin (83,2 MW). Obecnie spółka jest na etapie uzyskiwania koncesji na sprzedaż energii elektrycznej, której wydanie spółka spodziewa się w III kwartale 2025 r. Po uzyskaniu koncesji i spełnieniu się warunków zawieszających, łączna moc zainstalowana w obszarze farm wiatrowych wyniesie 238,3 MW.

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

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

⁴ W tym układ Odzysku Ciepła o mocy 18,7 MW^t znajdującej się w Elektrociepłowni Białystok

Elektrownia Kozienice

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

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

Elektrownia Połaniec

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

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

Enea Ciepło

Blok	B1	B2	B3	B4 1	Kotły wodne ³	K1	K2	K3
Moc zainstalowana elektryczna [MW]	55	55	70	23,5	Moc zainstalowana cieplna [MWt]	33	35	35
Moc termiczna [MWt]	98,4	108	108	0	Moc termiczna [MWt]	33	35	35
Planowany ostatni rok produkcji ²	2038	2055	2065	2065

¹Turbozespół 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])

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

³Decyzją 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 kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto [GWh], w tym:	4 978	5 923	945	19,0%
ze źródeł konwencjonalnych	4 420	5 319	899	20,3%
Enea Wytwarzanie	3 282	4 016	734	22,4%
Enea Elektrownia Połaniec	1 043	1 220	177	17,0%
Enea Ciepło	58	57	-1	-1,7%
MEC Piła	37	27	-10	-27,0%
z biomasy	390	399	9	2,3%
Enea Elektrownia Połaniec	326	329	3	0,9%
Enea Ciepło	64	71	7	10,9%
współspalanie biomasy	49	113	64	130,6%
Enea Elektrownia Połaniec	49	113	64	130,6%
z odnawialnych źródeł energii	119	91	-28	-23,5%
elektrownie wodne	56	37	-19	-33,9%
farmy wiatrowe	52	41	-11	-21,2%
biogazownie	3	0	-3	-100,0%
farmy PV	9	13	4	44,4%
Wytwarzanie ciepła brutto [TJ]	2 499	2 536	37	1,5%
Enea Wytwarzanie	180	193	13	7,2%
Enea Elektrownia Połaniec	483	531	48	9,9%
Enea Ciepło	1 499	1 457	-42	-2,8%
PEC Oborniki	46	48	2	4,3%
MEC Piła	291	307	16	5,5%
Sprzedaż energii elektrycznej [GWh], w tym:	6 736	6 902	166	2,5%
z produkcji	4 978	5 923	945	19,0%
z zakupu	1 759	980	-779	-44,3%
Sprzedaż ciepła [TJ]	2 293	2 311	18	0,8%

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

		Emisja CO2 1 [t]	Przydział bezpłatnych uprawnień CO2 [t]	Koszty z tytułu uprawnień [tys. zł]
	I kw. 2024	2 995 084	5 232 2	1 346 481
Elektrownia Kozienice	I kw. 2025	3 577 610	3 576 3	1 105 146
	I kw. 2024	17 935	4 893 2	4 453
MEC Piła	I kw. 2025	17 631	4 181 3	4 208
	I kw. 2024	98 033	42 073 2	35 330
Białystok - Elektrociepłownia	I kw. 2025	91 826	40 901 3	25 890
Białystok – Ciepłownia Zachód	I kw. 2024	6 631	2 064 2	2 322
	I kw. 2025	4 763	1 788 3	1 462
Elektrownia Połaniec	I kw. 2024	1 079 253	83 022 2	459 198
	I kw. 2025	1 241 552	80 711 3	375 881
	I kw. 2024	16 769	11 150 2	5 550
Łęczyńska Energetyka 4	I kw. 2025	16 902	9 796 3	4 804
Razem I kw. 2024		4 213 705	148 434	1 853 334
Razem I kw. 2025		4 950 284	140 953	1 517 391

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

² Darmowe uprawnienia przyznane na 2024 r.

³ Darmowe uprawnienia przyznane na 2025 r. - wielkość planowana, brak na rachunku uprawnień.

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

Zaopatrzenie w paliwa

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

Dostawy węgla

	Elektrownia Kozienice	Elektrownia Połaniec	Enea Ciepło
Dostawcy węgla w I kw. 2025 r.	LW Bogdanka (ok. 100%)	LW Bogdanka (ok. 66%) PGG (ok. 30%) Węglozbyt (ok. 4%)	LW Bogdanka (ok. 82%) CZW Węglozbyt (ok. 18%)
Przewoźnicy realizujący dostawy w I kw. 2025 r.	PKP CARGO (ok. 100%)	PKP CARGO (ok. 46%) CD Cargo Poland (ok. 34%) LW Bogdanka – transport własny (ok. 20%)	LW Bogdanka (ok. 82%) PKP CARGO (ok. 18%)

Zakup paliwa

	Obszar Wytwarzania
Typ paliwa		I kw. 2024 r.		I kw. 2025 r.
	Ilość [tys. ton]	Koszt [mln zł]	Ilość [tys. ton]	Koszt [mln zł]
Węgiel kamienny	1 871	877	2 123	808
Biomasa	428	175	499	210
Olej opałowy (ciężki) 1	5	10	3	7
Olej opałowy (lekki) 2, 5	2	9	2	10
Gaz [tys. m3 ] 3, 4	9 540	31	7 292	20
Razem		1 102		1 054

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

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

³ Używany do produkcji energii elektrycznej i cieplnej w MEC Piła

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

⁵Uwzględniono zakup oleju opałowego lekkiego w I kwartale 2025 r. na potrzeby rozruchu zmodernizowanych kotłów w Ciepłowni Zachód

Rynek Mocy

W oparciu o przepisy:

• Ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o Rynku Mocy,
• Regulaminu Rynku Mocy zatwierdzanego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki,
• Rozporządzenia Ministra Energii z dnia 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym,
• Rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 13 września 2024 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym,
• Rozporządzenia Ministra Energii z dnia 3 września 2018 r. w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych,
• Rozporządzeń w sprawie parametrów aukcji; w 2024: Rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 26 lipca 2024 r. w sprawie parametrów aukcji głównej dla roku dostaw 2029 oraz parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2026, a także parametrów aukcji wstępnych do tych aukcji,
• Obwieszczenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 24 lutego 2025 r. w sprawie parametrów aukcji uzupełniającej na drugą połowę 2025 r. obejmującą okres od dnia 1 lipca do dnia 31 grudnia.

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 2021-2029,
• certyfikacje do aukcji dodatkowych dla lat dostaw 2021-2026,
• certyfikację do aukcji uzupełniającej na okres dostaw od dnia 1 lipca 2025 r. do dnia 31 grudnia 2025 r.,
• aukcje główne dla lat dostaw 2021-2029 i dodatkowe dla lat dostaw 2021-2026.

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

• certyfikacja ogólna, która odbyła się w dniach 2 stycznia 14 marca 2025 r.,
• zakończenie certyfikacji do aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku 2026 25 lutego 2025 r.,
• aukcje dodatkowe na kwartały roku 2026 27 marca 2025 r.,
• rozpoczęcie certyfikacji do aukcji uzupełniającej na okres dostaw od dnia 1 lipca 2025 r. do dnia 31 grudnia 2025 r. 26 marca 2025 r.

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

kwartalne roczne 5-letnie 15-letnie

Moc zakontraktowana w Rynku Mocy [MW]

Spółka	JRM	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
	Blok 1	194	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	Blok 2	189	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	Blok 4	193	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	Blok 5	193	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	Blok 6	193	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Enea Wytwarzanie	Blok 7	189	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	Blok 8	193	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	Blok 9	476	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	Blok 10	480	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	Blok 11	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915
	Blok 2	207	202	202	202	-	-	-	-	-	-	-
	Blok 4	-	202	202	202	-	-	-	-	-	-	-
	Blok 5	-	200	200	200	200	-	-	-	-	-	-
Enea Elektrownia Połaniec	Blok 6	-	200	200	200	-	-	-	-	-	-	-
	Blok 7	203	200	200	200	200	-	-	-	-	-	-
	Blok Zielony	-	-	-	191	191	-	-	-	-	-	-
	Blok 1	9¹	15 ²	9	-	9	-	-	-	-	-	-
Enea Ciepło	Blok 3	37 ³	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	Koronowo I	12	12	-	12	12	-	-	-	-	-	-
Enea Nowa Energia	Koronowo II	12	12	12	-	12	-	-	-	-	-	-
	Koronowo III	13	12 ⁴	12	10	11	-	-	-	-	-	-
	Razem	3 709	1 970	1 952	2 132	1 549	915	915	915	915	915	915

¹Umowa mocowa na rok 2025 obowiązuje dla IV kwartału.

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

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

⁴ Umowa mocowa na rok 2026 obowiązuje dla I kwartału i IV kwartału

Zakontraktowane obowiązki mocowe Enei Wytwarzanie i Enei Elektrownia Połaniec

[MW]	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Umowa na 1 rok	-	1 004	1 004	1 195	591	-	-	-	-	-	-
Umowa na 5 lat (modernizowane)	2 711	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 15 lat (nowe)	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915	915
Razem	3 626	1 919	1 919	2 110	1 506	915	915	915	915	915	915

Szacowane przychody z Rynku Mocy Enei Wytwarzanie i Enei Elektrownia Połaniec

[mln zł]1	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Umowa na 1 rok	-	402	408	293	157	-	-	-	-	-	-
Umowa na 5 lat (modernizowane)	652	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 15 lat (nowe)	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220
Razem	872	622	628	513	377	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 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.

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

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

[mln zł]1	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Umowa na 1 rok	-	402	408	293	157	-	-	-	-	-	-
Umowa na 5 lat (modernizowane)	652	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Umowa na 15 lat (nowe)	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220
Razem	872	622	628	513	377	220	220	220	220	220	220

Szacowane przychody z Rynku Mocy Enei Wytwarzanie i Enei Elektrownia Połaniec

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 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.

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

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

Zakontraktowane obowiązki mocowe Enei Ciepło

[MW]	2025					2026		2027	2028	2029
	I kw.	II kw.	III kw.	IV kw.	I kw.	II kw.	III kw.	IV kw.
Umowa na 1 rok (istniejące)¹	37	37	-	-	-	-	-	-	9	-	9
Umowy kwartalne (istniejące)	-	-	-	9	15	-	-	15	-	-	-
Razem	37	37	-	9	15	-	-	15	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 Enei Ciepło

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

¹ Wartość nieindeksowana

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

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

• na rok 2025, na I i II kwartał w wysokości 37 MW, na IV kwartał w wysokości 9MW,
• na rok dostaw 2026, na I i IV kwartał w wysokości 15 MW,
• na rok dostaw 2027, na cały rok w wysokości 9 MW,
• na rok dostaw 2029, na cały rok w wysokości 9 MW.

Zakontraktowane obowiązki mocowe Enei Nowa Energia

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

Szacowane przychody z Rynku Mocy Enei Nowa Energia

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

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

• na lata 2021-2025, dla trzech jednostek o średniej mocy ok. 37 MW w danym roku dostaw,
• na rok 2026, dla dwóch jednostek o łącznej mocy 24 MW,
• na rok 2027, dla dwóch jednostek o łącznej mocy 24 MW,
• na rok 2028, dla dwóch jednostek o łącznej mocy 22 MW,
• na rok 2029, dla trzech jednostek o łącznej mocy 34 MW.

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

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

Pozostałe informacje do rozszerzonego skonsolidowanego raportu Enea S.A. za I kwartał 2025 r.

Dane finansowe

[tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	5 078 132	4 002 772	-1 075 360	-21,2%
energia elektryczna	4 489 773	3 373 129	-1 116 644	-24,9%
Rynek Mocy	276 705	298 268	21 563	7,8%
świadectwa pochodzenia	37 222	12 987	-24 235	-65,1%
ciepło	229 475	254 457	24 982	10,9%
pozostałe	44 957	63 931	18 974	42,2%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	346	318	-28	-8,1%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	5 078 478	4 003 090	-1 075 388	-21,2%
EBIT	876 241	496 211	-380 030	-43,4%
Amortyzacja	70 353	53 145	-17 208	-24,5%
Odpis/ (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych	(16 691)	0	16 691	100,0%
EBITDA	929 903	549 356	-380 547	-40,9%
Marża EBITDA	18,3%	13,7%	-4,6 p.p.	-
CAPEX	24 843	159 479	134 636	541,9%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	30,7%	34,9%	4,2 p.p.	-

Główne czynniki zmiany EBITDA w I kwartale 2025 r. (spadek o 380,5 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe – spadek o 375,5 mln zł

• (-) spadek marży na obrocie 335,0 mln zł
• (-) spadek pozostałych czynników o 122,9 mln zł, w tym głównie aktualizacja wyceny CO²
• (-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 39,3 mln zł
• (-) spadek przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych o 33,5 mln zł
• (-) wzrost kosztów stałych o 17,5 mln zł
• (+) wzrost przychodów z Mocy Bilansujących o 150,3 mln zł
• (+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 22,4 mln zł

Segment Ciepło – wzrost o 53,3 mln zł

• (+) wzrost marży I stopnia o 51,3 mln zł
• (+) spadek kosztów stałych o 1,0 mln zł
• (+) wzrost pozostałych czynników o 0,9 mln zł
• (+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 0,1 mln zł

Segment OZE - spadek o 58,3 mln zł

(-) Obszar Biomasa - Zielony Blok (-33,0 mln zł, w tym +6,8 mln zł Enea Bioenergia): -18,5 mln zł spadek marży na produkcji energii z OZE, -9,9 mln zł spadek marży Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów, -5,2 mln zł wzrost kosztów stałych, -3,5 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia

(-) Obszar Woda (-13,7 mln zł): -14,4 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży energii, -0,9 mln zł spadek przychodów z Rynku Mocy, +1,3 mln zł spadek kosztów stałych

(-) Obszar Wiatr (-13,3 mln zł): -12,5 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży energii, -1,3 mln zł spadek przychodów ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii

(+) Obszar Fotowoltaika (+1,4 mln zł)

CAPEX - realizacja kluczowych projektów [mln zł]

		Wyszczególnienie	Wykonanie I kw. 2025	Plan I kw. 2025	Plan 2025
	Wytwarzanie		159,5	2 288,1	4 296,2
	Wytwarzanie konwencjonalne			100,5	1 619,0
	Enea Wytwarzanie	modernizacje i remonty bloków	14,1	21,2	71,8
		modernizacje i remonty pozostałej infrastruktury	16,8	13,6	140,7
		pozostałe	0,0	0,0	4,5
	Enea Elektrownia Połaniec	modernizacje i remonty bloków	26,4	37,8	151,2
		modernizacje i remonty pozostałej infrastruktury	0,8	0,5	25,0
		zazielenienie (dostosowanie do Rynku Mocy po 01.07.2025)	9,2	15,3	322,7
		pozostałe	0,1	0,2	6,8
	Enea Elkogaz	budowa bloków gazowo-parowego w Kozienicach	28,5	12,1	896,2
	Ciepło		17,8	30,2	141,6
	Enea Ciepło	modernizacja i remonty źródeł oraz pozostałej infrastruktury	11,2	20,8	56,7
		modernizacja sieci cieplnych	2,2	2,0	10,8
		przyłączanie odbiorców	0,7	0,1	15,6
		pozostałe	0,1	1,1	17,9
	MEC Piła, PEC Oborniki	modernizacja i remonty majątku ciepłowniczego	3,6	6,3	40,6
	OZE		45,6	2 157,4	2 535,7
	Enea Nowa Energia	nowe źródła i rozwój OZE	26,0	2 147,5	2 415,4
		modernizacje i remonty infrastruktury OZE	0,8	2,6	37,8
		pozostałe	0,0	0,3	4,6
	Pozostałe spółki OZE	FW Bejsce (20 MW) - budowa przez SPV	18,6	6,7	57,5
		rozwój i realizacja projektów nowych źródeł OZE	0,2	0,2	6,3
	Enea Elektrownia Połaniec (biomasa)	modernizacje i remonty bloku biomasowego	0,1	0,1	14,1

W segmencie Wytwarzania istotną część planu inwestycyjnego w roku 2025 (około 59%) stanowi CAPEX w OZE (wartościowo ponad 2,5 mld zł), a pozostała część (wartościowo blisko 1,8 mld zł) przeznaczona jest na modernizacje i remonty majątku wytwórczego opierającego się na energetyce konwencjonalnej wytwarzającej energię elektryczną i ciepło. Kluczowym 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 (w 2025 r. planujemy na ten cel ponad 320 mln zł). Realizujemy również projekt Budowy bloków gazowo-parowych w Kozienicach o mocy 2x700 MW. W Elektrowni Połaniec prowadzone są obecnie prace analityczne oraz przygotowawcze związane z podobnym zakresem inwestycji jak bloki gazowo-parowe w Kozienicach. Enea Elektrownia Połaniec uzyskała warunki przyłączenia do sieci gazowej dla przedmiotowego projektu oraz oczekuje na wydanie warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. Ponadto, w obydwu lokalizacjach elektrowni systemowych tj. w Elektrowni Kozienice oraz Elektrowni Połaniec przygotowywane są projekty związane z budową wielkoskalowych magazynów energii elektrycznej >200 MW każdy, dla których w obydwu przypadkach obecnie trwa procedura wydania warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. W Elektrowni Kozienice trwają prace analityczne związane ze wstępnym studium wykonalności projektu dostosowania bloków klasy 500 MW tj. nr 9 oraz nr 10 do współspalania biomasy w celu obniżenia wskaźnika emisyjności CO² dla wytwarzanej w nich energii elektrycznej <550g/kWh.

W marcu 2025 r. dokonaliśmy zakupu od European Energy sześciu farm wiatrowych o łącznej mocy 83,5 MW, zlokalizowanych w województwie zachodniopomorskim, co podwoiło nasz stan posiadania aktywów wiatrowych. Natomiast pod koniec kwietnia 2025 r. dokonaliśmy zakupu od Grupy Greenvolt farmy wiatrowej zlokalizowanej w województwie pomorskim o łącznej mocy 83,2 MW. Prowadzimy też prace w zakresie dalszych akwizycji źródeł OZE, w szczególności dotyczących farm wiatrowych. Intensywnie pracujemy także nad budową magazynów energii i to zarówno z przeznaczeniem do współpracy z istniejącymi i planowanymi instalacjami OZE, jak również przeznaczonych do świadczenia usług na rzecz poprawy elastyczności pracy sieci dystrybucyjnej.

Moce w farmach wiatrowych [MW]

	Nazwa i opis projektu	Moc [MW]	Postęp	Rok zakończenia
FW Bejsce	akwizycja SPV posiadającej FW w budowie	19,8	80%	2025
PV Żary i PV Nowiny Wielkie	akwizycje SPV posiadających gotowe instalacje	12,0	95%	2024
PV Darżyno I	budowa instalacji (greenfield) przyłączonej poprzez istniejącą FW Darżyno (6,3 MW) w formule cable pooling	2,0	100%	2024
PV Dygowo I	budowa instalacji (greenfield)	8,0	95%	2025
PV Jastrowie II	budowa instalacji (greenfield)	8,0	80%	2025
PV Krzęcin	budowa instalacji jako kontynuacja projektu akwizycyjnego ze wszystkimi pozwoleniami	6,6	85%	3 MW - 2023 3,6 MW - 2025
PV Lipiny 2	przygotowanie do rozpoczęcia prac budowlanych	2,1	30%	2025
FW Grzmiąca 6 MW, Białogard I 7,9 MW, Drawsko II 5,25 MW, Kołobrzeg 19,25 MW, Siemyśl 6,3 MW, Liskowo 38,8 MW	akwizycja SPV posiadających działające farmy wiatrowe	83,5	b.d.	2025
FW Pelplin	akwizycja SPV posiadających działającą farmę wiatrową (na etapie uzyskania koncesji)	83,2	b.d.	2025

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

Realizacja projektu gazowego w Enea Elkogaz

Enea Elkogaz kontynuuje prace przygotowawcze związane z realizacją projektu budowy dwóch bloków gazowo-parowych z przedziału 650-750 MW w sąsiedztwie Elektrowni Kozienice oraz prowadzi negocjacje z wybranym Generalnym Wykonawcą w ramach postępowanie w trybie PZP zamówienia z wolnej ręki.

Spółka przygotowuje się także do udziału w aukcji dogrywkowej Rynku Mocy na rok 2029, przeprowadzanej w ramach ustawy z dnia 21 lutego 2025 r. o zmianie ustawy o Rynku Mocy oraz niektórych innych ustaw. Zgodnie z ogłoszonym harmonogramem, termin aukcji dogrywkowej został ustalony na 17 lipca 2025 r. W przypadku braku zakontraktowania obowiązku mocowego na rok dostaw 2029, spółka planuje przystąpić do aukcji głównej Rynku Mocy w 2025 r. (na rok dostaw 2030).

4.7.5. 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 kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Produkcja netto [tys. t]	1 875	2 652	777	41,4%
Sprzedaż węgla [tys. t]	1 757	2 237	480	27,3%
Zapas na koniec okresu [tys. t]	489	573	84	17,2%
Roboty chodnikowe [km]	6,37	4,52	-1,85	-29,0%

Dane finansowe

[tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	813 251	866 078	52 827	6,5%
węgiel	792 961	845 868	52 907	6,7%
pozostałe produkty i usługi	16 133	16 385	252	1,6%
towary i materiały	4 157	3 825	-332	-8,0%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	2 650	2 813	163	6,2%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	815 901	868 891	52 990	6,5%
EBIT	74 784	343 567	268 783	359,4%
Amortyzacja	82 962	45 896	-37 066	-44,7%
EBITDA	157 746	389 463	231 717	146,9%
Marża EBITDA	19,3%	44,8%	25,5 p.p.	-
CAPEX	145 711	124 195	-21 516	-14,8%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	4,9%	7,6%	2,6 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 kwartale 2025 r. (wzrost o 231,7 mln zł):

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

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży węgla: wyższa ilościowa sprzedaż węgla (+480 tys. t), przy jednocześnie niższych cenach sprzedaży węgla

(+) w trakcie I kwartału 2025 r. wartość zapasów wzrosła o 79 mln zł, tj. 414 tys. t (nastąpiło zmniejszenie kosztów operacyjnych okresu), podczas gdy w trakcie I kwartału 2024 r. wartość zapasów wzrosła o 34 mln zł, tj. 118 tys. t (nastąpiło zmniejszenie kosztów operacyjnych okresu)

(-) wzrost wartości poniesionych kosztów działalności operacyjnej - wzrost kosztów pracowniczych (wzrost przeciętnego wynagrodzenia, pochodnych świadczeń oraz innych składników wynagrodzeń uzgodnionych ze stroną społeczną, wzrost rezerw pracowniczych), spadek cen zużytej energii elektrycznej

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

CAPEX - realizacja kluczowych projektów [mln zł]

Wyszczególnienie	Wykonanie I kw. 2025	Plan I kw. 2025	Plan 2025
Lubelski Węgiel Bogdanka	124,2	130,9	697,5
park maszynowy (zakup, modernizacja i remonty maszyn, urządzeń i gotowych dóbr)	13,0	14,0	136,2
nowe wyrobiska	75,1	78,9	363,6
modernizacja i przebudowy wyrobisk	19,7	14,3	67,2
pozostałe	16,5	23,7	130,5

Budowa farmy fotowoltaicznej

Obecnie LW Bogdanka realizuje projekt pn. Budowa farmy fotowoltaicznej EPV II. Projekt zakłada 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 o mocy około 7 MW.

4.7.6. Obszar Pozostałej działalności

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

[tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży netto	175 088	190 946	15 858	9,1%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	2 948	3 006	58	2,0%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	178 036	193 952	15 916	8,9%
EBIT	19 609	39 598	19 989	101,9%
Amortyzacja	18 353	19 756	1 403	7,6%
EBITDA	37 962	59 354	21 392	56,4%
Marża EBITDA	21,3%	30,6%	9,3 p.p.	-
CAPEX	12 945	19 444	6 499	50,2%
Udział przychodów ze sprzedaży obszaru w przychodach ze sprzedaży Grupy	1,1%	1,7%	0,6 p.p.	-

5. Akcje i akcjonariat

5.1. Struktura kapitału i akcjonariatu

Wysokość kapitału zakładowego Enei na 31 marca 2025 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 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 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 rocznego za 2024 r. Enea nie otrzymała zawiadomień o istotnej zmianie udziału w strukturze akcjonariuszy Emitenta.

Poniższa tabela przedstawia strukturę akcjonariatu Enei na dzień sporządzenia raportu okresowego za I kwartał 2025 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%

5.2. Notowania akcji Enei na Giełdzie Papierów Wartościowych

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

W I kwartale 2025 r. kurs akcji Enei charakteryzował się umiarkowaną, ale stabilną dynamiką. W analizowanym okresie nie odnotowano istotnych wydarzeń korporacyjnych, które mogłyby znacząco wpłynąć na notowania Spółki. W I kwartale 2025 r. kurs akcji Enei wzrósł z 12,91 zł do 15,32 zł, tj. o 2,41 zł, czyli o 19%. Najwyższy kurs zamknięcia akcje osiągnęły 28 marca 2025 r. (15,70 zł), natomiast najniższy – 2 stycznia 2025 r. (13,00 zł).

	I kw. 2025 r.
Liczba akcji [szt.]	529 731 093
Kurs zamknięcia - minimum [zł]	13,00
Kurs zamknięcia - maksimum [zł]	15,70
Kurs na koniec okresu [zł]	15,32
Kurs na koniec poprzedniego okresu [zł]	12,91
Średni wolumen [szt.]	367 484

6. Władze

6.1. Zdarzenia w raportowanym okresie oraz do dnia sporządzenia sprawozdania

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

6.2. Skład osobowy Zarządu

Na dzień 1 stycznia 2025 r.
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

6.3. Skład osobowy Rady Nadzorczej

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

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

Imię i nazwisko	Funkcja	Liczba akcji Enei na 9 kwietnia 2025 r. wartość nominalna (zł)	Liczba akcji Enei na 20 maja 2025 r. wartość nominalna (zł)
Mariusz Pliszka	Członek Rady Nadzorczej	3 880	3 880

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

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

7. Inne informacje istotne do oceny sytuacji Emitenta

7.1. Otoczenie regulacyjne

Działalność Enei 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, widoczna jest dynamicznie rozwijająca się rzeczywistość regulacyjno – legislacyjna na gruncie prawa krajowego oraz europejskiego wynikająca m.in. z decyzji o charakterze politycznym, będących skutkiem szeroko zakrojonych działań Komisji Europejskiej zmierzających do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych i osiągnięcia neutralności klimatycznej Europy do 2050 r., a także reakcją na sytuację społeczno-gospodarczą oraz kryzys energetyczny powstały w skutek inwazji Federacji Rosyjskiej na Ukrainę. Powoduje to, że ustalenie niektórych konsekwencji mogących mieć istotny wpływ dla prowadzonej działalności gospodarczej bywa niekiedy trudne. Niezależnie od powyższego Enea 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.

W I kwartale 2025 r. na szczeblu Unijnym zdominowany został przez zapowiedzi szeregu inicjatyw Komisji Europejskiej, mających na celu wzmocnienie konkurencyjności Unii Europejskiej, transformację energetyczną czy ograniczanie biurokracji. Na chwilę obecną opublikowana została inicjatywa Unijny Kompas Konkurencyjności (Competitivness Compass). Ideą tej inicjatywy Komisji Europejskiej jest dążenie do neutralności klimatycznej Europy, przy równoczesnym tworzeniu przyszłych nowych technologii, usług i czystych produktów. Inicjatywa ta jest ściśle oparta na raporcie Draghiego, gdzie określono trzy wymogi transformacyjne mające na celu zwiększenie konkurencyjności (eliminowanie luki innowacyjnej, wspólny plan działania na rzecz dekarbonizacji i konkurencyjności oraz zmniejszenie nadmiernych zależności i zwiększenie bezpieczeństwa), a w Kompasie określono podejście i wybór sztandarowych środków służących urzeczywistnieniu każdego z tych wymogów. Dodatkowo, Unijny Kompas proponuje pięć horyzontalnych czynników sprzyjających, które mają zasadnicze znaczenie dla wzmocnienia konkurencyjności we wszystkich sektorach tj.: uproszczenie (zmniejszenie obciążeń regulacyjnych i administracyjnych), zmniejszanie barier na jednolitym rynku, finansowanie konkurencyjności, promowanie umiejętności i wysokiej jakości miejsc pracy oraz lepsza koordynacja polityk na szczeblu unijnym i krajowym. Dalsze inicjatywy Komisji Europejskiej będą bliżej znane na przestrzeni kolejnych miesięcy.

Poniżej przedstawiano wykaz najważniejszych inicjatyw ustawodawczych na szczeblu Unijnym, które mogą mieć wpływ na otoczenie regulacyjne GK Enea:

• 1. Plan działania na rzecz przystępnej cenowo energii (Affordable Energy Action Plan) stanowi inicjatywę Komisji Europejskiej, która ma na celu zapewnienie konkurencyjnych, stabilnych i przystępnych cen energii dla obywateli oraz przedsiębiorstw w Unii Europejskiej. Dokument podkreśla potrzebę wzmocnienia unii energetycznej poprzez zmniejszenie zależności od paliw kopalnych, rozwój odnawialnych źródeł energii, poprawę efektywności energetycznej i optymalizację rynków energii. Inicjatywa ta nie jest jeszcze aktem prawnie wiążącym.
• 1. Umowa na rzecz czystego przemysłu (CISAF) - Czysty Ład Przemysłowy to inicjatywa UE mająca przyspieszyć dekarbonizację przemysłu i rozwój czystych technologii w Europie. 26 lutego 2025 r. Komisja Europejska przyjęła komunikat przedstawiający wspólny plan działań na rzecz konkurencyjności i dekarbonizacji przemysłu, zwany Czystym Ładem Przemysłowym.
• 1. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2025/794 z dnia 14 kwietnia 2025 r. w sprawie zmiany dyrektywy (UE) 2022/2464 i (UE) 2024/1760 w odniesieniu do dat, od których państwa członkowskie mają stosować niektóre wymogi dotyczące sprawozdawczości przedsiębiorstw w zakresie zrównoważonego rozwoju i niektóre wymogi w zakresie należytej staranności przedsiębiorstw w zakresie zrównoważonego rozwoju – Dyrektywa opublikowana w Europejskim Dzienniku Urzędowym 16 kwietnia 2025 r.
• 1. Rozporządzenie wykonawcze Komisji Europejskiej 2025/722 z dnia 16 kwietnia 2025 r., zmieniające i poprawiające rozporządzenie wykonawcze (UE) 2019/1842 ustanawiające zasady stosowania dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady w odniesieniu do dalszych dostosowań przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w związku ze zmianami poziomu działalności – Rozporządzenie wykonawcze opublikowane w Dzienniku Urzędowym UE 22 kwietnia 2025 r.

7.2. Obowiązujące regulacje w zakresie obrotu detalicznego i dystrybucji

31 stycznia 2025 r. Prezydent podpisał ustawę z dnia 24 stycznia 2025 r. o zmianie ustawy o Rynku Mocy. Celem ustawy jest wprowadzenie aukcji uzupełniających w ramach obecnego mechanizmu Rynku Mocy, które będą przeprowadzane na cztery okresy dostaw: w 2025 r. (aukcja półroczna) w okresie od dnia 1 lipca do dnia 31 grudnia oraz w latach 2026–2028 (aukcje roczne) w okresie od dnia 1 stycznia do dnia 31 grudnia. Aukcje uzupełniające zostaną przeprowadzone po zakończeniu aukcji dodatkowych Rynku Mocy, tzn. będą przeprowadzone z wyprzedzeniem krótszym niż rok względem momentu rozpoczęcia trwania obowiązku mocowego.

6 marca 2025 r. Prezydent podpisał ustawę z dnia 21 lutego 2025 r. o zmianie ustawy o Rynku Mocy oraz niektórych innych ustaw. Ustawa przewiduje wprowadzenie aukcji dogrywkowych w ramach Rynku Mocy co pozwoli m.in. na ponowne przeprowadzenie aukcji głównej w przypadku, gdy jej wyniki nie zapewnią możliwości utrzymania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i umożliwi m.in. stabilne dostawy energii do gospodarstw domowych.

27 marca 2025 r. została opublikowana w Dzienniku Ustaw ustawa z dnia 20 lutego 2025 r. o zmianie ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących oraz ustawy o wpłatach z zysku przez jednoosobowe spółki Skarbu Państwa. Ustawa przewiduje, że spółka Polskie Elektrownie Jądrowe sp. z o.o. uzyska wsparcie publiczne na przygotowanie i realizację inwestycji w zakresie EJ1 lub inwestycji towarzyszących tej inwestycji oraz bieżącą działalność. Ustawa

reguluje m.in. kwestie odpowiedzialności za przygotowanie i realizację inwestycji w zakresie EJ1, jej finansowanie oraz zaciąganie zobowiązań w ramach procesu inwestycyjnego.

1 kwietnia 2025 r. weszła w życie Ustawa o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw. Celem ustawy jest wdrożenie Dyrektywy 2018/2001 (REDII) w zakresie przepisów dotyczących paliw transportowych – zapewnienie rozwoju rynku paliw transportowych w kierunku zwiększenia wykorzystania energii odnawialnej oraz zmniejszenia emisyjności sektora transportu. Równie istotne jest stworzenie warunków dla rozwoju technologii biokomponentów zaawansowanych, w tym biometanu, jak również zaliczanie w poczet celu odnawialnej energii elektrycznej wykorzystanej w pojazdach. Zmiany istotne dotyczą również zagadnień odnoszących się do paliw z biomasy – w założeniach ustawodawcy ustawa zapewnia ciągłość funkcjonowania mechanizmów monitoringu spełniania kryteriów zrównoważonego rozwoju, w tym funkcjonowania uznanych przez KE w drodze decyzji dobrowolnych systemów certyfikacji, zachowania ważności wydanych poświadczeń, certyfikatów, świadectw, prowadzących do wzajemnego uznawania na obszarze UE certyfikowanych surowców i towarów, a także reguluje wymagania dotyczące spełniania kryteriów zrównoważonego rozwoju w odniesieniu do biokomponentów, biopłynów i paliw z biomasy wykorzystywanych w instalacjach odnawialnego źródła energii wytwarzających energię elektryczną, ciepło lub chłód wytwarzanych z biomasy.

28 kwietnia 2025 r. Prezydent RP podpisał ustawę z dnia 23 kwietnia 2025 r. o zmianie ustawy o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. oraz w 2024 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej. Celem nowelizacji jest wprowadzenie zmian do 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 koncentrujących się na ochronie gospodarstw domowych przed wzrostem cen za energię elektryczną. Najważniejszą zmianą, jaką wprowadza ustawa, jest przesunięcie terminu wejścia w życie zmienionych taryf na energię elektryczną z dnia 1 lipca 2025 r. na dzień 1 października 2025 r.

7.3. Regulacje projektowane, istotne z punktu widzenia sektora elektroenergetycznego

6 lutego 2025 r. opublikowano na stronie Rządowego Centrum Legislacji projekt Ustawy o zmianie niektórych ustaw w związku z wprowadzaniem centralnego systemu informacji rynku energii (CSIRE). Wdrożenie CSIRE powoduje zmianę dotychczas funkcjonującego modelu detalicznego rynku energii, w którym uczestnik rynku energii pozyskuje niezbędne informacje w celu zawarcia umowy lub prowadzenia rozliczeń z tytułu zawartych umów w oparciu o standardy wymiany informacji obowiązujące u danego Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD), na jednolity model oparty o centralny system pozyskiwania, przetwarzania i udostępniania informacji na potrzeby realizacji procesów rynku energii. Wdrożenie nowego modelu obsługi detalicznego rynku energii elektrycznej w Polsce poprzez uruchomienie CSIRE stanowi wielkoskalowe przedsięwzięcie, w którego realizację zaangażowani są: Operator Informacji Rynku Energii (OIRE), OSD oraz sprzedawcy energii elektrycznej. W związku z sygnałami od uczestników rynku wskazującymi na brak możliwości uruchomienia w pełnym zakresie nowego modelu obsługi uczestników detalicznego energii elektrycznej w Polsce za pośrednictwem CSIRE, w terminie wyznaczonym ustawowo, tj. z dniem 1 lipca 2025 r. z uwagi na wysoki stopień skomplikowania procesu wdrożeniowego i konieczność wprowadzania szeregu zmian w dokumentacji wdrożeniowej opracowywanej przez OIRE, zdecydowano o wprowadzeniu niezbędnych zmian przepisów dostosowując termin rozpoczęcia realizacji zadań przez poszczególnych uczestników rynku energii za pośrednictwem CSIRE do stopnia ich gotowości, z jednoczesnym wyznaczeniem ostatecznej obligatoryjnej daty zakończenia tego procesu.

7 lutego 2025 r. opublikowano na stronie Rządowego Centrum Legislacji projekt Ustawy o zmianie ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych oraz niektórych innych ustaw. W projekcie ustawy są dokonywane zmiany w ramach wielu obszarów dotyczących morskiej energetyki wiatrowej, których wspólnym celem jest usprawnienie realizacji projektów morskiej energetyki. Projekt ustawy wprowadza także mapowanie obszarów niezbędnych do wniesienia krajowych wkładów w realizację ogólnego celu unijnego w zakresie energii odnawialnej wyznaczonego na 2030 r. oraz ramy prawne dla wyznaczania OPRO (obszary przyspieszonego rozwoju instalacji odnawialnego źródła energii).

7.4. 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. Taryfa ta została zmieniona 30 stycznia 2024 r. Decyzją Prezesa URE nr DRE.WRE.4211.10.2.2024.AKr3 poprzez dostosowanie tekstu taryfy do obowiązującego stanu prawnego. Następnie, w związku z wejściem w życie przepisów Ustawy z 23 maja 2024 r. o bonie energetycznym oraz o zmianie niektórych ustaw Prezes URE decyzją nr DRE.WRE.4211.31.11.2024.JTr z dnia 28 czerwca 2024 r. zatwierdził zmianę taryfy dla energii elektrycznej dla odbiorców z grup taryfowych G na okres jej obowiązywania od 1 lipca 2024 r. do 31 grudnia 2025 r.

W I kwartale 2025 r. obowiązywała powyższa taryfa.

16 grudnia 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 273 (4517) z dnia 17 grudnia 2024 r. Nowa taryfa zatwierdzona została na okres do dnia 31 grudnia 2025 r. Zgodnie z Uchwałą Zarządu Enea Operator 392/2024 z dnia 19 grudnia 2024 r. Taryfa obowiązuje od dnia 1 stycznia 2025 r.

7.5. Koncesje

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

7.6. Zarządzanie ryzykiem

W obliczu coraz bardziej turbulentnego i dynamicznie zmieniającego się otoczenia zewnętrznego, w tym zmian klimatycznych, konfliktów zbrojnych, zagrożeń terrorystycznych, szybkiego rozwoju nowoczesnych technologii, kryzysów ekonomicznych, a także polaryzacji społecznej i zmienności otoczenia prawnego, zarządzanie ryzykiem staje się kluczowym elementem efektywnych procesów zarządczych w każdej organizacji. W szczególności, w firmach sektora energetycznego, umiejętność identyfikacji, oceny oraz reagowania na różnorodne zagrożenia ma fundamentalne znaczenie dla utrzymania stabilności operacyjnej, osiągania celów strategicznych i podejmowania trafnych decyzji biznesowych.

Zarządzanie ryzykiem w Grupie Enea pełni rolę nie tylko narzędzia ochrony przed negatywnymi konsekwencjami, ale także istotnego wsparcia w procesie podejmowania strategicznych decyzji. Skuteczne zarządzanie ryzykiem umożliwia elastyczne reagowanie na zmieniające się warunki, minimalizowanie potencjalnych strat oraz wykorzystanie pojawiających się szans.

7.7. Postępowania sądowe i administracyjne

Na dzień przekazania niniejszego sprawozdania nie toczą się istotne postępowania dotyczące zobowiązań lub wierzytelności, których stroną byłaby Enea lub jednostka zależna. Szczegółowy opis pozostałych postępowań zamieszczony jest w nocie 24 w Skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej Enea za okres od 1 stycznia do 31 marca 2025 r.

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

7.8. Spory zbiorowe

Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania w GK Enea nie toczą się spory zbiorowe, niemniej 21 marca 2025 r. do Okręgowego Inspektora Pracy w Poznaniu zostało dostarczone zawiadomienie o powstaniu sporu zbiorowego w związku z odmową realizacji zgłoszonego do Enea żądania płacowego. 1 kwietnia 2025 r. zostało podpisane porozumienie kończące spór zbiorowy.

7.9. Prognozy wyników finansowych

Zarząd Enei nie publikował prognoz wyników finansowych na 2025 r.

7.10. Rating

Agencja ratingowa Fitch Ratings, w komunikacie z 11 kwietnia 2025 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-11-04-2025

7.11. 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.

7.12. Zasady sporządzenia sprawozdań finansowych

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

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

7.13. Działania w zakresie zrównoważonego rozwoju (ESG)

Cele Grupy Enea związane ze zrównoważonym rozwojem określa Strategia Rozwoju GK Enea do 2035 roku – Odpowiedzialny uczestnik transformacji energetycznej w trosce o klimat i bezpieczeństwo energetyczne Polski, która została przyjęta w 2024 r. Grupa dąży do zrównoważonego rozwoju poprzez:

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

Działania w zakresie ESG Grupy Enea w I kwartale 2025 r. koncentrowały się na opracowaniu treści Sprawozdania zrównoważonego rozwoju Grupy Kapitałowej Enea za 2024 r., które zostało opublikowane 9 kwietnia 2025 r. jako wyodrębniona część Sprawozdania Zarządu z działalności Enea S.A. oraz Grupy Kapitałowej Enea w 2024 r. (https://ir.enea.pl/pr/850124/raport-roczny-rr-2024).

Sprawozdanie zrównoważonego rozwoju Grupy Kapitałowej Enea za 2024 r.

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

W najbliższym czasie planowana jest publikacja online Sprawozdania zrównoważonego rozwoju Grupy Kapitałowej Enea za 2024 r., czyli sprawozdania w formie interaktywnej oraz aktualizacja Serwisu ESG na internetowej stronie korporacyjnej.

Inne działania i plany w obszarze ESG

W I kwartale 2025 r. Grupa podejmowała działania mające na celu opracowanie i wdrożenie w perspektywie najbliższego 1,5 roku – Strategii ESG. Strategia ESG to długofalowe działania, które mają na celu integrację aspektów środowiskowych, społecznych oraz ładu korporacyjnego z misją i wartościami Enea. W dokumencie tym Grupa planuje przyjąć cele m.in. w obszarze: wody i zasobów morskich, różnorodności biologicznej i ekosystemów, wykorzystania zasobów oraz gospodarki o obiegu zamkniętym.

Dodatkowo, Departament ESG Enea S.A. planuje kontynuować rozpoczęte w 2024 r. liczne działania edukacyjne, czyli cykl szkoleń z obszaru ESG dedykowanych pracownikom oraz przedstawicielom organów zarządczych i nadzorczych. W styczniu 2025 r. odbyło się szkolenie dla członków Rady Nadzorczej Enea S.A. w zakresie ESG oraz obowiązku raportowego. W 2025 r. prowadzone są działania mające na celu m.in. doskonalenie procesu raportowania w kolejnych latach. Przygotowywane są również kursy i szkolenia z obszaru ESG dla chętnych pracowników Grupy. Tematyka ESG zostanie także wdrożona do szkoleń onboardingowych (online) dla nowych pracowników GK Enea.

7.14. Działania w zakresie CSR

Działania z obszaru społecznej odpowiedzialności Grupy Enea to głównie promocja i wsparcie wartości odpowiedzialność z Kodeksu Wartości, jaki obowiązuje w Grupie Enea. Odpowiedzialność za kształtowanie pozytywnego wpływu na otoczenie społeczne i środowiskowe oraz inicjowanie lokalnych inicjatyw na rzecz rozwoju społeczności i pracowników Grupy. Z kolei różnorodność realizowanych działań zapewnia kompleksowe podejście do zdiagnozowanych potrzeb i oczekiwań interesariuszy, tj. klientów, pracowników, organizacji pożytku publicznego oraz partnerów. Od lat kluczową przesłanką działań społecznych jest edukacja oraz budowanie wizerunku Grupy Enea jako odpowiedzialnego pracodawcy, zaangażowanego w życie kluczowych grup społecznych i biznesowych.

W I kwartale 2025 r. działania społecznie odpowiedzialne skoncentrowane były wokół 3 obszarów: edukacja, zdrowie, zaangażowanie społeczne. Charakteryzują się one istotnością wynikającą z oczekiwań i potrzeb społeczności lokalnych. Działania te podejmowane były w formie:

• 1. stałych autorskich programów społecznych nastawionych na działania długofalowe,
• 1. udziału w programach partnerskich realizowanych przez podmioty prowadzące działalność społecznie użyteczną w istotnych dla Grupy Enea obszarach tj.: wolontariat pracowniczy i angażowanie się w lokalne inicjatywy prospołeczne pracowników Grupy Enea we współpracy z Fundacją Enea.

Enea Akademia Talentów

Z końcem stycznia zakończyliśmy II etap VI edycji Enei Akademii Talentów. Projekt organizowany jest we współpracy z Fundacją Enea od 2017 r. W tej edycji swoje zgłoszenia wysłało blisko 1,5 tys. uczestników, którzy na co dzień rozwijają umiejętności w takich dziedzinach jak nauka, sztuka, sport lub angażują się w projekty społeczne i ekologiczne. Od początku istnienia projektu, na rozwój talentów Grupa Enea przekazała ponad 1,3 mln zł.

Olimpiada Zwolnieni z Teorii

We wrześniu 2024 r. rozpoczęła się już XI edycja ogólnopolskiej Olimpiady Zwolnienie z Teorii, w której to Enea wraz z Fundacją Enea są partnerami po raz kolejny. W ramach Olimpiady uczestnicy realizują własne pomysły na rzecz poprawy sytuacji w swoim otoczeniu, zdobywając wiedzę i umiejętności w planowaniu, realizacji i zarządzaniu projektami. Na początku marca 2025 r. odbyło się w Warszawie spotkanie "młodych zdolnych", podczas, którego uczestnicy mieli okazję skorzystać z wiedzy i doświadczenia rzecznika prasowego Enea biorąc udział w warsztatach Public speaking – jak przemawiać publicznie?.

CukierAsy

W I kwartale 2025 r. odbyła się VIII edycja turnieju Czerwona Kartka dla Cukrzycy. Enea już po raz kolejny wystąpiła w roli partnera tego największego w Europie turnieju halowej piłki nożnej dla dzieci i młodzieży zmagającej się z cukrzycą. W tym roku w zawodach wzięło udział łącznie ponad 300 dzieci z 30 drużyn w barwach 8 krajów.

Oszczędzaj energię z Krzysiem Elektrykiem

Program edukacyjny, realizowany w ramach wolontariatu pracowniczego – kompetencyjnego we współpracy z Fundacją Enea, stanowiący fundament inicjatyw realizowanych w Grupie Enea. Pracownicy kolejny rok odwiedzali 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.

8. Załączniki

Załącznik nr 1 - Rachunek zysków i strat Enea Operator w I kwartale 2025 r.

[tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym	1 152 878	1 291 468	138 590	12,0%
Przychody z tytułu opłat dodatkowych	1 512	1 494	-18	-1,2%
Przychody ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji	1 947	23 587	21 640	1 111,2%
Rozliczenie rynku bilansującego	-64	6 536	6 600	10 312,5%
Przychody z tytułu opłat przyłączeniowych	42 412	42 345	-67	-0,2%
Przychód z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej	5 360	5 895	535	10,0%
Przychody ze sprzedaży pozostałych usług	9 517	11 709	2 192	23,0%
Przychody ze sprzedaż usług dystrybucji innym podmiotom	8 437	10 777	2 340	27,7%
Przychody ze sprzedaż towarów i materiałów	399	582	183	45,9%
Przychody ze sprzedaży netto	1 222 398	1 394 393	171 995	14,1%
Rekompensaty	117 795	503	-117 292	-99,6%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	1 340 193	1 394 896	54 703	4,1%
Amortyzacja	194 786	201 722	6 936	3,6%
Koszty świadczeń pracowniczych	186 194	173 648	-12 546	-6,7%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	11 099	10 065	-1 034	-9,3%
Zakup energii na potrzeby własne oraz straty sieciowe	202 479	121 387	-81 092	-40,0%
Koszty usług przesyłowych	174 542	174 464	-78	-0,04%
Inne usługi obce	91 149	92 003	854	0,9%
Podatki i opłaty	71 434	76 984	5 550	7,8%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	931 683	850 273	-81 410	-8,7%
Pozostałe przychody operacyjne	24 873	15 605	-9 268	-37,3%
Pozostałe koszty operacyjne	16 236	25 525	9 289	57,2%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	(425)	(576)	-151	-35,5%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	416 722	534 127	117 405	28,2%
Przychody finansowe	6 528	4 312	-2 216	-33,9%
Koszty finansowe	97 394	98 276	882	0,9%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	325 856	440 163	114 307	35,1%
Podatek dochodowy	64 064	85 292	21 228	33,1%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	261 792	354 871	93 079	35,6%
EBITDA	611 508	735 849	124 341	20,3%

Główne czynniki zmiany EBITDA Enea Operator w I kwartale 2025 r. (wzrost o 124,3 mln zł):

(+) spadek kosztów zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej (saldo) o 87,7 mln zł wynika przede wszystkim ze spadku cen hurtowych z realizacją w 2025 r.

(+) wzrost przychodów ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym (z uwzględnieniem przychodów ze sprzedaży niezafakturowanej usług dystrybucji oraz przychodów z tytułu rekompensat) o 42,9 mln zł wynika głównie z wyższych stawek opłat w zatwierdzonej taryfie na 2025 r.

(+) spadek kosztów operacyjnych o 7,2 mln zł wynika głównie z niższych kosztów świadczeń pracowniczych, przy jednocześnie wyższych kosztach podatków i opłat

(-) spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej o 18,7 mln zł wynika głównie ze zmiany stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego oraz niższych przychodów z tytułu usuwania kolizji infrastruktury sieciowej

Załącznik nr 2 - Rachunek zysków i strat Enea Wytwarzanie w I kwartale 2025 r.

[tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	3 090 118	2 330 117	-760 001	-24,6%
koncesja na wytwarzanie	2 483 182	2 061 916	-421 266	-17,0%
koncesja na obrót	580 966	158 218	-422 748	-72,8%
Regulacyjne Usługi Systemowe	25 970	397	-25 573	-98,5%
Moce Bilansujące	0	109 586	109 586	100,0%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	193 862	211 110	17 248	8,9%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	8 704	8 519	-185	-2,1%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	726	2 331	1 605	221,1%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	30 515	38 495	7 980	26,2%
Przychody ze sprzedaży netto	3 323 925	2 590 572	-733 353	-22,1%
Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego	346	318	-28	-8,1%
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	3 324 271	2 590 890	-733 381	-22,1%
Amortyzacja	39 870	22 889	-16 981	-42,6%
Koszty świadczeń pracowniczych	114 130	110 696	-3 434	-3,0%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	2 219 312	1 869 696	-349 616	-15,8%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	442 043	247 752	-194 291	-44,0%
Inne usługi obce	45 851	46 842	991	2,2%
Podatki i opłaty	18 351	25 515	7 164	39,0%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	2 879 557	2 323 390	-556 167	-19,3%
Pozostałe przychody operacyjne	7 129	3 012	-4 117	-57,8%
Pozostałe koszty operacyjne	1 969	31 258	29 289	1 487,5%
Zysk / (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów	1	6	5	500,0%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	449 875	239 260	-210 615	-46,8%
Przychody finansowe	2 412	3 684	1 272	52,7%
Koszty finansowe	65 277	45 184	-20 093	-30,8%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	387 010	197 760	-189 250	-48,9%
Podatek dochodowy	74 494	38 180	-36 314	-48,7%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	312 516	159 580	-152 936	-48,9%
EBITDA	489 745	262 149	-227 596	-46,5%

Główne czynniki zmiany EBITDA Enea Wytwarzanie w I kwartale 2025 r. (spadek o 227,6 mln zł):

(-) spadek marży na obrocie 233,7 mln zł

(-) spadek wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 74,5 mln zł

(-) wzrost kosztów stałych o 26,4 mln zł

(-) spadek przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych o 25,6 mln zł

(+) wzrost przychodów z Mocy Bilansujących o 109,6 mln zł

(+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 17,2 mln zł

(+) wzrost pozostałych czynników o 5,8 mln zł

Załącznik nr 3 - Rachunek zysków i strat Enea Elektrownia Połaniec w I kwartale 2025 r.

[tys. zł]	I kw. 2024	I kw. 2025	Zmiana	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej	1 232 080	929 021	-303 059	-24,6%
koncesja na wytwarzanie ¹	959 208	822 627	-136 581	-14,2%
koncesja na obrót ¹	264 244	64 942	-199 302	-75,4%
Regulacyjne Usługi Systemowe	8 628	720	-7 908	-91,7%
Moce Bilansujące	0	40 732	40 732	100,0%
Przychody z tytułu Rynku Mocy	78 400	83 586	5 186	6,6%
Przychody z tytułu świadectw pochodzenia	29 698	10 198	-19 500	-65,7%
Przychody ze sprzedaży energii cieplnej	15 436	23 624	8 188	53,0%
Przychody ze sprzedaży pozostałych produktów i usług	2 010	2 011	1	0,05%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów	9 699	18 809	9 110	93,9%
Podatek akcyzowy	15	15	-	-
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody	1 367 308	1 067 234	-300 074	-21,9%
Amortyzacja	7 089	3 992	-3 097	-43,7%
Koszty świadczeń pracowniczych	38 556	38 141	-415	-1,1%
Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów	1 004 080	811 835	-192 245	-19,1%
Zakup energii na potrzeby sprzedaży	152 641	78 385	-74 256	-48,6%
Usługi przesyłowe	151	169	18	11,9%
Inne usługi obce	72 236	70 819	-1 417	-2,0%
Podatki i opłaty	7 793	10 596	2 803	36,0%
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży	1 282 546	1 013 937	-268 609	-20,9%
Pozostałe przychody operacyjne	3 173	796	-2 377	-74,9%
Pozostałe koszty operacyjne	2 015	132	-1 883	-93,4%
Zysk / (strata) z działalności operacyjnej	85 920	53 961	-31 959	-37,2%
Przychody finansowe	1 713	6 796	5 083	296,7%
Koszty finansowe	12 519	11 504	-1 015	-8,1%
Zysk / (strata) przed opodatkowaniem	75 114	49 253	-25 861	-34,4%
Podatek dochodowy	14 925	1 196	-13 729	-92,0%
Zysk / (strata) netto okresu sprawozdawczego	60 189	48 057	-12 132	-20,2%
EBITDA	93 009	57 953	-35 056	-37,7%

¹ Zmiana prezentacyjna

Główne czynniki zmiany EBITDA Enea Elektrownia Połaniec w I kwartale 2025 r. (spadek o 35,1 mln zł):

Segment Elektrownie Systemowe (spadek EBITDA o 10,8 mln zł):

(-) spadek marży na obrocie o 101,3 mln zł

• (-) spadek przychodów z Regulacyjnych Usług Systemowych o 7,9 mln zł
• (+) wzrost przychodów z Mocy Bilansujących o 40,7 mln zł
• (+) wzrost pozostałych czynników o 8,4 mln zł (w tym: wzrost sprzedaży ubocznych produktów spalania)
• (+) wzrost przychodów z Rynku Mocy o 5,2 mln zł
• (+) wzrost wyniku koncesji na wytwarzaniu energii elektrycznej o 35,2 mln zł
• (+) spadek kosztów stałych o 8,9 mln zł

Segment OZE (spadek EBITDA o 39,8 mln zł):

(-) spadek marży na produkcji energii z OZE o 18,5 mln zł

• (-) spadek marży Zielony Blok na sprzedaży zielonych certyfikatów o 9,9 mln zł
• (-) wzrost kosztów stałych o 5,2 mln zł
• (-) spadek przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia o 3,5 mln zł
• (-) spadek pozostałych czynników o 2,7 mln zł

Segment Ciepło (wzrost EBITDA o 15,5 mln zł):

(+) wzrost marży na cieple o 15,0 mln zł z tytułu: +6,5 mln zł wyższej ceny sprzedaży ciepła, +5,6 mln zł niższych kosztów węgla, +4,4 mln zł niższego kosztu CO2, -1,6 mln zł efekt zmiany wolumenu produkcji

(+) spadek kosztów stałych o 0,4 mln zł

9. Słowniki pojęć i skrótów

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

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

	Wyszczególnienie
API 2	Podstawowym wskaźnik cenowy dla kontraktów na węgiel fizyczny i pozagiełdowy w północno-zachodniej Europie
CAPEX	Capital expenditures - nakłady inwestycyjne na rzeczowe aktywa trwałe, wartości niematerialne i prawo do korzystania ze składnika aktywów
Cena pasma (BASE)	Cena kontraktu z dostawą takiego samego wolumenu energii w każdej godzinie doby
CSIRE	Centralny System Informacji Rynku Energii
EBITDA	Zysk (strata) z działalności operacyjnej + Amortyzacja + Odpis (odwrócenie odpisu) z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych
EBIT	Zysk (strata) z działalności operacyjnej
EUA (European Union Allowances)	Uprawnienie do emisji w ramach Europejskiego Systemu Handlu Emisjami
IRGiT	Izba Rozliczeniowa Giełd Towarowych S.A.
Koncesja na wytwarzaniu	Marża na wytwarzaniu z uwzględnieniem marży na Rynku Bilansującym
Koszty operacyjne	Amortyzacja, Koszty świadczeń pracowniczych, Zużycie materiałów i surowców oraz wartość sprzedanych towarów, Zakup energii i gazu na potrzeby sprzedaży, Usługi przesyłowe, Inne usługi obce, Podatki i opłaty
Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE)	Zbiór urządzeń przeznaczony do wytwarzania, przesyłu, rozdziału, magazynowania i użytkowania energii elektrycznej, połączonych ze sobą funkcjonalnie w system umożliwiający realizację dostaw energii elektrycznej na terenie kraju w sposób ciągły i nieprzerwany
LZO	Licznik zdalnego odczytu
Marża na cieple	Marża na sprzedaży ciepła, kalkulowana jako różnica pomiędzy przychodem ze sprzedaży ciepła a jego zmiennymi kosztami wytworzenia
Marża na obrocie	Różnica pomiędzy przychodami ze sprzedaży a kosztami energii zakupionej w ramach obrotu
Marża na produkcji energii z OZE	Marża na sprzedaży energii i produkcji zielonych certyfikatów z Zielonego Bloku, kalkulowana jako różnica pomiędzy przychodem ze sprzedaży energii i z wyceny wyprodukowanych certyfikatów a kosztami zmiennymi ich wytworzenia
Marża z działalności koncesjonowanej	Pozycja uwzględniająca przychody i koszty związane z działalnością gospodarczą polegającą na dystrybucji energii elektrycznej na potrzeby odbiorców zlokalizowanych na określonym terenie. Są to przede wszystkim: przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym, koszty usług przesyłowych i dystrybucyjnych, koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej i potrzeb własnych, przychody z tytułu opłat za przyłączenie do sieci Enea Operator
Marża ZB na sprzedaży/ aktualizacji zapasu zielonych certyfikatów	Marża na sprzedaży zielonych certyfikatów z Zielonego Bloku kalkulowana jako różnica pomiędzy przychodem ze sprzedaży a kosztem własnym sprzedaży certyfikatów, uwzględniająca aktualizację zapasu zielonych certyfikatów, tj. aktualizację średnioważonej ceny zapasu certyfikatów do ceny rynkowej w przypadku znacznego spadku ich ceny rynkowej
NABE	Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego
nN	Sieć niskiego napięcia, dostarczająca indywidualnym odbiorcom prąd przemienny o częstotliwości 50 Hz, pod napięciem fazowym 230 V
OSD	Operator Systemu Dystrybucyjnego
OSDn	Operator Systemu Dystrybucyjnego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową OSP
Prawo Energetyczne	Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo Energetyczne
Prosument	Osoba, która wytwarza energię elektryczną z odnawialnych źródeł energii na własne potrzeby za pomocą mikroinstalacji, a jednocześnie może ją magazynować i przekazywać nadwyżkę do sieci energetycznej
PSCMI1	Polski Indeks Rynku Węgla Energetycznego 1. Odzwierciedla poziom cen miałów energetycznych klasy 20-23/1 w sprzedaży do energetyki zawodowej i przemysłowej
RDN	Rynek Dnia Następnego (RDN) funkcjonuje od 30 czerwca 2000 r. Jest rynkiem SPOT dla energii elektrycznej w Polsce. Od początku notowań ceny na RDN stanowią odniesienie dla cen energii w kontraktach bilateralnych w Polsce. RDN przeznaczony jest dla tych spółek, które chcą w sposób aktywny i bezpieczny na bieżąco domykać swoje portfele zakupów/sprzedaży energii elektrycznej w poszczególnych godzinach doby
SAIDI (System Average Interruption Duration Index)	Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (wyrażany w minutach na klienta)
SAIFI (System Average Interruption Frequency Index)	Wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich w dostawie energii (wyrażany w liczbie przerw na klienta)
SCR (Selective Catalytic Reduction)	Instalacja katalitycznego odazotowania spalin. Zasadą jej działania jest redukcja tlenków azotu do azotu atmosferycznego na powierzchni katalizatora, odbywająca się z wykorzystaniem substancji zawierającej amoniak
Skorygowana marża I pokrycia	Marża na obrocie detalicznym energią elektryczną i paliwem gazowym realizowana przez Enea S.A. wykazywana łącznie ze sprzedażą hurtową realizowaną przez Enea Trading i Enea Power&Gas Trading skorygowana prezentacyjnie o inne czynniki zależne takie jak: przychody i koszty z tytułu sprzedaży i zakupu praw do emisji CO2, wycenę kontraktów CO2, transakcji terminowych energii i gazu wykazywaną w działalności operacyjnej

	Wyszczególnienie
SN	Sieć średniego napięcia, w której napięcie międzyfazowe wynosi od 1 kV do 60 kV
URE	Urząd Regulacji Energetyki
WN	Sieć wysokiego napięcia. Elektroenergetyczna sieć przesyłowa, w której napięcie międzyfazowe wynosi od 60 do 200 kV (w Polsce 110 kV). Sieć do przesyłania energii elektrycznej na duże odległości
WRA	Wartość Regulacyjna Aktywów
Wynik na pozostałej działalności operacyjnej	Wynik na pozycjach: Pozostałe przychody operacyjne, Pozostałe koszty operacyjne, Zysk (strata) na zmianie, sprzedaży i likwidacji rzeczowych aktywów trwałych oraz prawa do korzystania ze składnika aktywów

Podpisy Zarządu

Data zatwierdzenia i publikacji Pozostałych informacji do rozszerzonego skonsolidowanego raportu Enea S.A. za I kwartał 2025 r. - 20 maja 2025 r.

Podpisy:

Prezes Zarządu Grzegorz Kinelski

Członek Zarządu ds. Korporacyjnych Dalida Gepfert

Członek Zarządu ds. Finansowych Marek Lelątko

Członek Zarządu ds. Handlowych Bartosz Krysta