Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. za okres 3 miesięcy

1 z 63

zakończony 31 marca 2020 roku

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej

PGE Polska Grupa Energetyczna za okres 3 miesięcy zakończony 31 marca 2020 roku

KLUCZOWE WYNKI FINANSOWE GK PGE
1.
1.1.
2.
2.1. 2 Otoczenie makroekonomiczne
2.2.
2.3.
2.4.
3.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
4.
4.1.
4.2.
4.3.
5.
6. Zatwierdzenie Sprawozdania Zarządu
Słowniczek pojęć branżowych

KLUCZOWE WYNIKI FINANSOWE GK PGE

		Okres zakończony	Okres zakończony	Zmiana %
Kluczowe dane finansowe	Jedn.	31 marca 2020	31 marca 2019
Przychody ze sprzedaży	mln PLN	12 591	9 561	32%
Zysk z działalności operacyjnej (EBIT)	mln PLN	773	859	-10%
Zysk z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację (EBITDA)	mln PLN	1 770	1 798	-2%
Marża EBITDA	%	14%	19%
Zysk netto	mln PLN	485	612	-21%
Nakłady inwestycyjne	mln PLN	957	1 008	-5%
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej	mln PLN	218	727	-70%
Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	mln PLN	-2 263	-1 873	21%
Środki pieniężne netto z działalności finansowej	mln PLN	2 748	1 103	149%

Kluczowe dane finansowe	Stan na dzień 31 marca 2020 roku	Stan na dzień 31 grudnia 2019 roku	Zmiana %
Kapitał obrotowy	mln PLN	1 215	767	58%
Zadłużenie netto/LTM EBITDA*	x	1,96	1,60

*LTM EBITDA - EBITDA z ostatnich 12 miesięcy od dnia sprawozdawczego.

1. Grupa Kapitałowa PGE

Charakterystyka działalności

Grupa Kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("GK PGE", "Grupa Kapitałowa PGE", "Grupa Kapitałowa", "Grupa PGE", "Grupa") jest największym zintegrowanym pionowo producentem energii elektrycznej oraz ciepła w Polsce. Dzięki połączeniu własnej bazy surowcowej, wytwarzania energii elektrycznej oraz sieci dystrybucyjnej Grupa PGE gwarantuje bezpieczne i niezawodne dostawy energii elektrycznej do ponad 5 milionów gospodarstw domowych, przedsiębiorstw i instytucji. Ponadto po przejęciu aktywów EDF w listopadzie 2017 roku Grupa PGE jest największym wytwórcą ciepła w kraju.

Podmiotem dominującym GK PGE jest PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. (także jako "PGE S.A.", "PGE", "Spółka", "Emitent"). Działalność Grupy Kapitałowej PGE jest zorganizowana w sześciu segmentach:

ENERGETYKA KONWENCJONALNA

Przedmiotem działalności segmentu jest wydobycie węgla brunatnego oraz wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w źródłach konwencjonalnych.

CIEPŁOWNICTWO

Przedmiotem działalności segmentu jest wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w źródłach kogeneracyjnych oraz przesył i dystrybucja ciepła.

ENERGETYKA ODNAWIALNA

Przedmiotem działalności segmentu jest wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach odnawialnych i w elektrowniach szczytowopompowych oraz świadczenie usług systemowych.

OBRÓT

Przedmiotem działalności segmentu jest hurtowy obrót energią elektryczną na rynku krajowym i zagranicznym, sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców końcowych, obrót pozwoleniami do emisji CO2, prawami majątkowymi i paliwami oraz świadczenie usług Centrum Korporacyjnego na rzecz spółek z Grupy PGE.

DYSTRYBUCJA

Przedmiotem działalności segmentu jest świadczenie usług dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych za pomocą sieci i urządzeń elektroenergetycznych wysokich, średnich i niskich napięć.

POZOSTAŁA DZIAŁALNOŚĆ

Przedmiotem działalności jest świadczenie usług przez spółki zależne na rzecz Grupy Kapitałowej PGE, m.in. organizacja pozyskiwania finansowania w formie euroobligacji, świadczenie usług informatycznych, księgowo-kadrowych, transportowych i carsharingowych. To także działalność spółek zależnych, powołanych do przygotowania i realizacji projektu budowy elektrowni jądrowej, zarządzanie funduszami inwestycyjnymi oraz inwestycje w start-up'y.

Skład Grupy Kapitałowej PGE został opisany w nocie 1.3 skonsolidowanego sprawozdania finansowego.

2. Rynek energii i otoczenie regulacyjno-biznesowe

Otoczenie makroekonomiczne

Głównym obszarem działalności Grupy PGE jest rynek polski, a krajowa sytuacja makroekonomiczna w istotny sposób oddziałuje na wyniki Grupy. Jednocześnie kondycja polskiej gospodarki pozostaje w dużym stopniu powiązana z koniunkturą w Unii Europejskiej i na rynkach międzynarodowych. Na wyniki finansowe Grupy wpływ ma zarówno sytuacja w poszczególnych segmentach gospodarki, jak i na rynkach finansowych, które determinują warunki pozyskiwania przez Grupę PGE finansowania dłużnego.

Co do zasady, w Polsce istnieje historyczna korelacja pomiędzy zmianą zapotrzebowania na energię elektryczną a zmianą tempa wzrostu gospodarczego. Biorąc pod uwagę pozycję Grupy PGE na polskim rynku wytwarzania, a także istotny udział w rynku sprzedaży energii elektrycznej oraz dystrybucji, zmiany w zakresie poziomu zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło mogą znacząco wpływać na wyniki Grupy.

W I kwartale 2020 roku zdarzeniem jednorazowym, które znacząco wpłynęło na światową i krajową sytuację gospodarczą, a w konsekwencji również na rynek energii, było wystąpienie pandemii COVID-19. Lock-down gospodarczy wpłynął na spadek zużycia energii elektrycznej brutto w I kwartale 2020 roku o 2,2% r/r. Spadek zużycia energii elektrycznej w I kwartale 2020 roku był wyższy niż w I kwartale 2019 roku, kiedy wynosił 1,4% r/r.

Tendencje gospodarcze w I kwartale 2020 roku pozostały pod wpływem ograniczeń związanych z pandemią dotyczących przede wszystkim przemysłu i sektora usług. Szacunki ośrodków analitycznych nie są zgodne co do wpływu COVID-19 na PKB. Ekonomiści Banku Pekao przewidują, że tempo wzrostu PKB spowolniło do 1,6% r/r w I kwartale 2020 roku. Dalszy wpływ pandemii na PKB będzie zależał od czasu jej trwania oraz tempa powrotu do pełnego działania zwłaszcza sektora usług i przemysłu.

Rysunek: Dynamika PKB wyrównanego sezonowo i krajowego zużycia energii elektrycznej brutto.

Źródło: Bank Pekao, PSE S.A.

Wskaźnik Purchasing Managers' Index ("PMI") odzwierciedla wyzwania stojące przed gospodarką związane z pandemią COVID-19. PMI dla przemysłu w Polsce na początku I kwartału 2020 roku wskazywał na trend wzrostowy w 2020 roku. W styczniu 2020 roku wskaźnik wyniósł 47,4 pkt. i wzrósł do 48,2 pkt. w lutym 2020 roku. Koniec I kwartału 2020 roku przyniósł spadek wskaźnika PMI dla polskiego przemysłu, który w marcu 2020 roku wyniósł 42,4 pkt., odzwierciedlając obawy przemysłu związane z wpływem COVID-19. Średni PMI dla przemysłu w Polsce w I kwartale 2020 roku wyniósł 46,0 pkt., co oznacza spadek o 4,5% r/r. Wynik poniżej poziomu 50,0 pkt. oznacza, iż ankietowani menadżerowie oczekują pogorszenia sytuacji sektora. Na polski przemysł wpływa kondycja przemysłu Strefy Euro, gdzie wskaźnik PMI w I kwartale 2020 roku osiągnął średnio 47,3 pkt., podczas gdy w ubiegłym roku wynosił średnio 49,1 pkt (spadek o 3,7% r/r). W marcu 2020 roku, gdy Europa stała się epicentrum epidemii COVID-19, polscy producenci musieli stawić czoła najgorszym warunkom gospodarczym w sektorze wytwórczym od czasu światowego kryzysu finansowego w latach 2008-2009. Tempo spadku produkcji i nowych zamówień było najszybsze od grudnia 2008 roku, poziom zatrudnienia obniżył się najszybciej od lipca 2009 roku, a główny wskaźnik PMI zarejestrował najniższą wartość od kwietnia 2009 roku.

Rysunek: Wskaźnik PMI dla przemysłu w Polsce i Strefie Euro (w punktach).

Źródło: Markit Economics

Zjawiska w polskim przemyśle odzwierciedlone są m.in. przez wskaźnik dynamiki produkcji przemysłowej ogółem. W marcu 2020 roku produkcja sprzedana przemysłu była o 2,3% niższa w porównaniu z marcem ubiegłego roku. Dobry wynik na początku 2020 roku spowodował, że w całym I kwartale 2020 roku produkcja sprzedana przemysłu była o 1,0% wyższa w porównaniu z 2019 rokiem, kiedy notowano wzrost o 6,1%. W związku z pandemią wzrost cen w marcu 2020 roku nieznacznie spowolnił – inflacja wyniosła 4,6% po tym jak w lutym 2020 roku sięgnęła 4,7%. Wzrost napędzała drożejąca żywność, której wpływu nie zdołały skompensować taniejące paliwa.

Otoczenie rynkowe

SYTUACJA W KRAJOWYM SYSTEMIE ENERGETYCZNYM ("KSE")

Tabela: Krajowe zużycie energii elektrycznej (GWh).

	I kwartał 2020	I kwartał 2019	Zmiana %
Krajowe zużycie energii elektrycznej	43 533	44 463	-2%
Elektrownie wiatrowe	5 161	4 652	11%
Elektrownie zawodowe cieplne na węglu kamiennym	19 258	20 568	-6%
Elektrownie zawodowe cieplne na węglu brunatnym	9 163	11 013	-17%
Elektrownie zawodowe cieplne gazowe	3 566	2 816	27%
Saldo wymiany zagranicznej	2 768	1 751	58%
Pozostałe (el. przemysłowe, wodne, inne odnawialne)	3 617	3 663	-1%

Źródło: PSE S.A.

I kwartał 2020 roku

W I kwartale 2020 roku krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną obniżyło się o 0,9 TWh w porównaniu z rokiem bazowym. Na skutek silnej wietrzności, zwłaszcza w lutym 2020 roku, generacja wiatrowa wzrosła o 0,5 TWh r/r. Dodatkowo, jako efekt różnicy cen na połączeniach transgranicznych i zwiększonych w 2019 roku zdolnościach przesyłowych, import netto zwiększył się o ponad 1,0 TWh w porównaniu z rokiem poprzednim. W rezultacie, do zbilansowania systemu energetycznego potrzebna była mniejsza produkcja energii w zawodowych elektrowniach opalanych węglem kamiennym (-1,3 TWh) i węglem brunatnym (-1,9 TWh).

Rysunek: Bilans energii w KSE – I kwartał 2020 roku (TWh).

Źródło: Opracowane własne na podstawie danych PSE S.A.

CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ – RYNEK KRAJOWY

Rynek Dnia Następnego

Rynek/miara	Jedn.	I kwartał 2020	I kwartał 2019	Zmiana %
RDN – średnia cena	PLN/MWh	177	218	-19%
RDN – wolumen obrotu	TWh	7,35	7,32	0%

Analiza – wybrane czynniki cenotwórcze wpływające na notowania RDN

Czynnik	Jedn.	I kwartał 2020	I kwartał 2019	Zmiana %
Uprawnienia CO2	EUR/t	22,04	22,07	0%
Węgiel kamienny PSCMI-1	PLN/GJ	11,99	11,88	1%
Generacja wiatrowa KSE	TWh	5,16	4,65	11%
Wskaźnik: generacja wiatrowa/zużycie KSE	%	12%	10%
Wskaźnik: wymiana zagraniczna/zużycie KSE	%	6%	4%

W I kwartale 2020 roku średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego ("RDN") wyniosła 177 PLN/MWh i była o 19% niższa od średniej ceny (218 PLN/MWh) notowanej w analogicznym okresie poprzedniego roku. Spadek cen energii spowodowany był m.in. przez powiększenie zdolności przesyłowych na potrzeby wymiany transgranicznej, czego skutkiem był wyższy o 58% w stosunku do I kwartału 2019 roku import netto. Do spadku cen przyczyniło się również niższe o 0,9 TWh w porównaniu do analogicznego okresu poprzedniego roku zapotrzebowanie na energię elektryczną i wyższy o 11% poziom generacji ze źródeł wiatrowych KSE.

*Średniomiesięczny poziom cen RDN obliczony w oparciu o notowania godzinowe (fixing).

Rynek Transakcji Terminowych

Rynek/miara	Jedn.	I kwartał 2020	I kwartał 2019	Zmiana %
BASE Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	239	262	-9%
BASE Y+1 – wolumen obrotu	TWh	34,58	21,21	63%
PEAK5 Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	282	345	-18%
PEAK5 Y+1 – wolumen obrotu	TWh	3,47	2,18	59%

Ceny energii na rynku terminowym kształtowane są przez podobny zestaw czynników fundamentalnych, jak ceny na rynku dnia następnego opisane wcześniej. Obserwowany spadek cen produktu bazowego r/r dla całego roku związany jest z włączeniem podaży tańszej energii z zagranicy na rynek krajowy, a w marcu 2020 roku również z oczekiwanym spadkiem zapotrzebowania wywołanym pandemią COVID-19. Spadek cen w kontraktach PEAK5_Y+1 świadczy o spłaszczeniu się krzywej podaży oraz o mniej optymistycznych prognozach zapotrzebowania uwzględniających relatywnie wysoki udział importu netto.

Rysunek: Średnie miesięczne notowania na RTT w latach 2019–2020 (TGE).*

*Średniomiesięczny poziom indeksów dla kontraktów terminowych na rok następny (Y+1), typu pasmo i szczyt, ważony wolumenem obrotu.

Rynek międzynarodowy

Rynek hurtowy (porównanie rynków dnia następnego)

Rysunek: Porównanie średnich cen energii elektrycznej na rynku polskim oraz rynkach ościennych w I kwartale 2020 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,32 PLN).

Źródło: TGE, EEX, Nordpool.

Rysunek: Ceny energii na Rynku Dnia Następnego.

Źródło: TGE, EEX, Nordpool.

W I kwartale 2020 roku spadek cen r/r na rynkach ościennych kształtował się w przedziale 51-115 PLN/MWh (tj. ok. 27-57%), podczas gdy w Polsce średni poziom cen był niższy o 41 PLN/MWh r/r (ok. 19%). Rozpiętość cenowa pomiędzy Polską a sąsiadującymi państwami wynika w dużej mierze z różnic w realizowanych cenach węgla w kraju i za granicą. Cena węgla kamiennego w portach ARA spadła o 31% r/r, podczas gdy krajowy indeks cen miałów energetycznych PSCMI-1 wzrósł w tym samym czasie o 1%. Zwiększone w drugiej połowie 2019 roku zdolności przesyłowe na połączeniach transgranicznych umożliwiły natomiast import wyższego wolumenu taniej energii, co poskutkowało wyższą korelacją hurtowych cen energii w Polsce i za granicą oraz zbliżaniem cen krajowych do poziomu obserwowanego na rynkach państw sąsiednich.

Rysunek: Indeksy węglowe ARA vs PSCMI-1 1 .

Źródło: ARP, Bloomberg (API21MON OECM Index), opracowanie własne.

¹ Porównanie ma charakter ilustracyjny. Indeksy ARA i PSCMI-1 różnią się metodologią: m.in.: indeks ARA zawiera koszty ubezpieczenia i dostawy. PSCMI-1 – jest indeksem typu loco kopalnia, bez kosztów ubezpieczenia oraz kosztów dostawy. Inne są także standardy kaloryczności (ARA – 25,12 GJ/t vs. kaloryczność PSCMI - 1 w przedziale 20-24 GJ/t). Ilustracja ma na celu porównanie trendu a nie absolutnego poziomu. Na potrzeby ilustracji indeks ARA przeliczony zUSD/t na PLN/GJ.

-3000

-2000

-1000

1000

2000

3000

4000

Wymiana handlowa

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PSE S.A.

Rysunek: Kwartalne handlowe wolumeny importu, eksportu oraz saldo wymiany zagranicznej w latach 2009 - 2020.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PSE S.A.

W I kwartale 2020 roku Polska pozostawała importerem netto energii elektrycznej, a saldo wymiany handlowej wyniosło 2,7 TWh (import 3,3 TWh, eksport 0,6 TWh) i było wyższe r/r o 1,0 TWh (tj. o ok. 56% r/r). Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał import ze Szwecji (0,9 TWh), Niemiec (0,6 TWh) i Czech (0,6 TWh).

Rysunek: Geograficzna struktura wymiany handlowej w I kwartale 2020 roku (GWh).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PSE S.A.

Rysunek: Saldo wymiany równoległej² : średni vs. maksymalny godzinowy przepływ w poszczególnych miesiącach.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych PSE S.A.

² Wymiana równoległa – wymiana pomiędzy zsynchronizowanymi systemami na granicach z Niemcami, Czechami i Słowacją.

Rynek detaliczny

Zróżnicowanie cen energii elektrycznej dla odbiorców detalicznych w UE zależy zarówno od poziomu cen hurtowych energii elektrycznej, jak i od systemu fiskalnego, mechanizmów regulacji oraz systemów wsparcia w poszczególnych państwach. W II półroczu 2019 roku³ dodatkowe obciążenia (ponad cenę sprzedaży i koszt dystrybucji energii elektrycznej) dla odbiorcy indywidualnego w Polsce stanowiły 37% ceny energii elektrycznej, w porównaniu do średniej dla UE wynoszącej 41%. W Danii i Niemczech udział narzutów w cenie energii elektrycznej przekraczał 50%.

Rysunek: Porównanie średnich cen energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w II półroczu 2019 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,30 PLN).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.

³ Dane Eurostatu dot. rynku detalicznego publikowane są w okresach półrocznych.

Rysunek: Udział narzutów w cenach energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w II półroczu 2019 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,30 PLN).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.

Ceny praw majątkowych

W I kwartale 2020 roku średnia cena zielonych certyfikatów (indeks TGEozea) osiągnęła poziom 148 PLN/MWh i była o 25% wyższa w porównaniu do analogicznego okresu ubiegłego roku. Obowiązek umorzeń zielonych certyfikatów zwiększył się z 19% w 2019 roku do 20% w 2020 roku – w rezultacie wzrósł popyt na świadectwa pochodzenia. Z drugiej strony generacja wiatrowa w KSE w I kwartale 2020 roku była o 11% wyższa r/r. Dodatkowo na notowania certyfikatów wpływa świadomość ograniczenia ich podaży związana z zamknięciem systemu certyfikacyjnego dla nowych jednostek oraz zbliżającym się końcem 15-letniego okresu wsparcia dla pierwszych instalacji, które weszły do systemu w 2005 roku.

Rysunek: Średnie miesięczne ceny zielonych praw majątkowych (TGEozea).

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o notowania TGE.

Ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla

Notowania uprawnień EUAs (European Union Allowances) są jednym z kluczowych czynników determinujących wyniki finansowe Grupy PGE. Instalacje emitujące CO² w procesie produkcji energii elektrycznej lub ciepła ponoszą koszty związane z zakupem uprawnień EUA na pokrycie deficytu (czyli różnicy między emisją CO² w jednostkach wytwórczych Grupy PGE a darmowymi przydziałami otrzymywanymi w ramach tzw. derogacji, zgodnie z realizacją Krajowego Planu Inwestycyjnego). Przy czym ostatnie bezpłatne przydziały uprawnień są przewidziane za realizację zadań inwestycyjnych planowanych na 2019 rok. Oznacza to, że bezpłatny przydział uprawnień wedle obecnie stosowanej metody zakończy się w 2020 roku.

Po znaczących wzrostach w 2018 roku ceny uprawnień do emisji CO² ustabilizowały się i przeszły w trend boczny trwający aż do połowy marca 2020 roku, kiedy doszło do gwałtownego załamania wywołanego wybuchem pandemii COVID-19. W I kwartale 2020 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 20 wyniosła 22,04 EUR/t i była nieznacznie niższa od średniej ceny 22,07 EUR/t instrumentu EUA DEC 19 obserwowanej w analogicznym okresie poprzedniego roku.

Rysunek: Ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla.

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o notowania ICE.

PRZYDZIAŁ DARMOWYCH UPRAWNIEŃ DO EMISJI NA LATA 2013 – 2020

Przydziały na produkcję ciepła na 2020 rok oraz na produkcję energii za 2019 rok wpłynęły na konta instalacji PGE, natomiast przydziały dla wytwórców energii elektrycznej na 2020 rok Grupa otrzyma do końca kwietnia 2021 roku, po weryfikacji sprawozdań rzeczowo-finansowych z inwestycji ujętych w Krajowym Planie Inwestycyjnym.

Jednocześnie w kwietniu 2020 roku zakończył się proces umarzania uprawnień wynikający z emisji CO² za 2019 rok.

Tabela: Emisja CO² w 2020 roku w podziale na emisję związaną z produkcją energii elektrycznej oraz energii cieplnej.

Produkt	Emisja CO2 w I kwartale 2020 roku*	Przydział uprawnień do emisji CO2 na 2020 rok
Energia elektryczna	13 722 847	-
Energia cieplna	1 913 506	1 034 097
RAZEM	15 636 353	1 034 097

*Dane szacunkowe, emisja niezweryfikowana – emisja zostanie rozliczona oraz poświadczona przez uprawnionego weryfikatora emisji CO² na podstawie raportów rocznych z wielkości emisji CO2.

Otoczenie regulacyjne

KRAJOWE OTOCZENIE REGULACYJNE

Grupa PGE prowadzi działalność w otoczeniu o istotnym wpływie regulacji krajowych i zagranicznych. Poniżej zaprezentowane zostało zestawienie najbardziej istotnych rozstrzygnięć, do których doszło w I kwartale 2020 roku, które mogą mieć wpływ na działalność PGE w kolejnych latach.

Segmenty	Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	Projekt ustawy o rekompensatach z tytułu wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 roku.	Projekt zakłada:  Wprowadzenie rekompensat z tytułu wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 roku w stosunku do poziomu cen z 2019 roku.  Rekompensata przysługiwałaby odbiorcom końcowym w gospodarstwach domowych, których dochód do opodatkowania nie przekroczył w 2019 roku pierwszego progu podatkowego i którzy w 2020 roku zużyją co najmniej 63 kWh energii elektrycznej.  Wypłata rekompensat nastąpiłaby na wniosek odbiorcy przez przedsiębiorstwa obrotu w 2021 roku, poprzez korektę faktur o odpowiednie kwoty.  Ustawa przewiduje 4 progi kwotowe rekompensat w zależności od wielkości zużycia energii.  Koszty wypłaty rekompensat (kwoty równej sumie wypłaconych odbiorcom końcowym rekompensat) mają zostać sfinansowane środkami ze sprzedaży 25 mln uprawnień do emisji CO2, które stanowią część krajowej puli aukcyjnej w ramach nowego okresu rozliczeniowego EU ETS (unijny system handlu emisjami), rozpoczynającego się od 1 stycznia 2021 roku.  Przedsiębiorstwa obrotu otrzymają zwrot kosztów, na wniosek złożony do Zarządcy Rozliczeń S.A. Dla wniosków dotyczących więcej niż 4 mln punktów poboru zwrot miałby nastąpić w ciągu 6 miesięcy od dnia złożenia wniosku.	Projekt ustawy został opublikowany 24 lutego 2020 roku na stronach Rządowego Centrum Legislacji ("RCL").	Aktualnie trwają konsultacje publiczne. Po zakończeniu konsultacji projekt zostanie skierowany do Stałego Komitetu Rady Ministrów.	Projekt w największym stopniu wpływa na funkcjonowanie segmentu Obrót. Nakłada na przedsiębiorstwa obrotu dodatkowe obowiązki, takie jak: powiadamianie odbiorców o prawie do rekompensaty, przyjmowanie wniosków i ich weryfikacja, wypłata rekompensaty oraz czynności kontrolne w uzgodnieniu z właściwym naczelnikiem urzędu skarbowego. Projekt przewiduje, że przedsiębiorstwa energetyczne prowadzące działalność w zakresie dystrybucji energii elektrycznej kwalifikują odbiorców końcowych do jednej z czterech grup uprawnionych do rekompensaty, której wysokość uzależniona ma być od wielkości zużycia energii elektrycznej w danym punkcie poboru.
	Rozporządzenia w sprawie Funduszu Niskoemisyjnego Transportu	Projekty określają szczegółowe zasady funkcjonowania Funduszu Niskoemisyjnego Transportu ustanowionego ustawą o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. Projekt rozporządzenia w sprawie szczegółowych warunków udzielania oraz sposobu rozliczania wsparcia udzielonego ze środków Funduszu – określa m.in. maksymalną wysokość wsparcia, katalog kosztów kwalifikowanych oraz intensywność wsparcia. Projekt rozporządzenia w sprawie szczegółowych kryteriów wyboru projektów do udzielenia wsparcia ze środków Funduszu – doprecyzowuje podstawowe kryteria:	Rozporządzenia zostały opublikowane w Dzienniku Ustaw 23 grudnia 2019 roku, a weszły w życie 24 grudnia 2019 roku.	Ogłoszenie pierwszego naboru wniosków o dofinansowanie z Funduszu Niskoemisyjnego Transportu planowane jest na I półrocze 2020 roku.	Środki z funduszu mogą zostać przeznaczone m.in na budowę infrastruktury do ładowania pojazdów elektrycznych oraz na produkcję biometanu wykorzystywanego w transporcie.

	(i) znaczenie projektu dla potrzeb rozwoju rynku, (ii) adekwatność i trafność zaplanowanych działań oraz metod ich realizacji, (iii) ocenę wysokości planowanych kosztów realizacji projektu w stosunku do zakresu rzeczowego, (iv) zdolności organizacyjne wnioskodawcy do realizacji projektu oraz przygotowanie instytucjonalne do wdrożenia.
Nowelizacja ustawy Prawo energetyczne	Nowelizacja ustawy - Prawo energetyczne zawiera szereg zmian m.in.:  kompleksowe uregulowanie kwestii magazynowania energii,  wprowadzenie obowiązku instalacji liczników zdalnego odczytu,  powołanie operatora informacji rynku energii, którego rolą będzie utworzenie i rozwój centralnego systemu informacji o rynku.	W listopadzie 2018 roku zakończono konsultacje publiczne projektu ustawy. Kolejny (istotnie zmodyfikowany) projekt został opublikowany 23 grudnia 2019 roku. Projekt został skierowany na Komitet do Spraw Europejskich 11 lutego 2020 roku.	Planowane jest skierowanie projektu do akceptacji Rady Ministrów w I półroczu 2020 roku.	Projektowane rozwiązania będą miały wpływ na wszystkie segmenty działalności Grupy PGE, w szczególności na segmenty Obrotu i Dystrybucji.
Projekt ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych	Projekt ustawy zakłada umożliwienie rozwoju morskiej energetyki wiatrowej. Morskie farmy wiatrowe są istotne dla realizacji zobowiązań międzynarodowych w zakresie energetyki odnawialnej w horyzoncie długoterminowym. Stworzenie regulacji prawnych, które będą stymulować rozwój tego sektora jest kluczowe do ich osiągnięcia. Projekt zakłada:  Odrębny system wsparcia dedykowany technologii offshore, dopasowany do jej uwarunkowań technicznych i ekonomicznych polegający na przyznaniu tzw. prawa do pokrycia ujemnego salda, które będzie obliczone na podstawie LCOE instalacji (Jednostkowy koszt wytwarzania ee) offshore, w tym kosztów budowy przyłączenia, które w początkowej fazie będą obciążały inwestora.  Liczne modyfikacje postępowań administracyjnych związanych z procesem inwestycyjnym, uwzględniające specyfikę inwestycji polegającej na budowie morskich farm wiatrowych.	Do 15 stycznia 2020 roku trwały konsultacje publiczne Projektu.	Obecnie, analizowane są uwagi zgłoszone w konsultacjach publicznych. Następnie, projekt zostanie skierowany do Stałego Komitetu Rady Ministrów.	Ustawa ta ma kluczowe znaczenie dla rozwoju morskich farm wiatrowych i tym samym dla spółki PGE Baltica, która jest odpowiedzialna za realizację Programu Offshore w Grupie Kapitałowej PGE i koordynuje przygotowania do budowy trzech farm wiatrowych.
Projekt rozporządzenia Ministra Aktywów Państwowych w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2020 roku oraz okresów obowiązujących wytwórców, którzy	Zgodnie z projektem, zaproponowane wartości cen referencyjnych, za wyjątkiem tych odnoszących się do instalacji o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW wykorzystujących do wytwarzania energii elektrycznej wyłącznie energię z wiatru na lądzie, a także instalacji o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 1 MW oraz o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW wykorzystujących do wytwarzania energii elektrycznej wyłącznie energię	Projekt rozporządzenia opublikowany 27 lutego 2020 roku oraz skierowany do uzgodnień oraz konsultacji publicznych. 2 kwietnia 2020 roku opublikowane zostały wyniki uzgodnień. Obecnie prace nad rozporządzeniem prowadzi Minister Klimatu.	Skierowanie do uzgodnień międzyresortowych.	W projektowanym rozporządzeniu zmianie uległy ceny dla instalacji wiatrowych i słonecznych, czyli technologii, które cieszyły się największą popularnością w przeprowadzonych dotąd aukcjach i które powinny zagospodarować większość budżetu tegorocznych aukcji. Rozporządzenie może mieć

wygrali aukcje w 2020 roku.	promieniowania słonecznego, które zostały obniżone, są tożsame z wartościami cen referencyjnych przyjętych na 2019 rok. Cena referencyjna w przypadku instalacji:  o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW, wykorzystujących do wytwarzania energii elektrycznej wyłącznie energię z wiatru na lądzie, wynosi 250 PLN/MWh (cena w 2019 roku wynosiła 285 PLN/MWh);  o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 1 MW, wykorzystujących wyłącznie energię promieniowania słonecznego do wytwarzania energii elektrycznej, wynosi 360 PLN/MWh (cena w 2019 roku wynosiła 385 PLN/MWh);  o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW, wykorzystujących wyłącznie energię promieniowania słonecznego do wytwarzania energii elektrycznej, wynosi 340 PLN/MWh (cena w 2019 roku wynosiła 365 PLN/MWh).			wpływ na ceny energii produkowanej przez instalacje wytwarzające energię z wiatru oraz fotowoltaiczne należące do GK PGE, które wezmą udział w aukcjach w 2020 roku.
Rozporządzenie Ministra Klimatu z 7 kwietnia 2020 roku w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło.	Zmiana rozporządzenia dotyczy, między innymi:  dostosowania metody kosztowej kształtowania taryfy na wytwarzanie ciepła w jednostkach kogeneracji do nowego mechanizmu wsparcia dla kogeneracji,  usprawnienia i automatyzacji korekty taryf w przypadku zaistnienia nieprzewidzianej, istotnej zmianie czynników zewnętrznych – w przypadku metody kosztowej,  uelastycznienia procesu zmiany taryfy sporządzonej metodą uproszczoną w przypadku publikacji nowych cen referencyjnych przez Prezesa URE lub zmiany koncesji,  wprowadzenie mechanizmu umożliwiającego jednorazowe przeniesienie w taryfie poniesionych w 2018 roku kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2, które nie zostały dotychczas pokryte w taryfach kalkulowanych metodą uproszczoną.	Projekt rozporządzenia opublikowano w lutym 2020 roku. Do 6 marca 2020 roku trwały konsultacje publiczne, a następnie uzgodnienia międzyresortowe. Rozporządzenie zostało podpisane 7 kwietnia 2020 roku, a jego publikacja nastąpiła 23 kwietnia 2020 roku.	Rozporządzenie wchodzi w życie 14 dni od publikacji tj. 8 maja 2020 roku.	Rozporządzenie ma pozytywny wpływ na segment Ciepłownictwo, a w szczególności na wytwarzanie energii w kogeneracji. Pozwala na zwiększenie przychodów z tej działalności i uelastycznia proces zatwierdzania taryf.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko oraz niektórych innych ustaw.	Projekt ustawy ma na celu transpozycję dyrektywy EIA w zakresie art. 11 ust. 1 i 3, tj. regulacji dotyczących dostępu społeczeństwa do wymiaru sprawiedliwości w dziedzinie środowiska poprzez przyznanie organizacjom ekologicznym nowych uprawnień rzutujących na możliwość wykorzystania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach przedsięwzięć znacząco oddziaływujących na środowisko oraz uzyskiwania dalszych decyzji inwestycyjnych w procesie inwestycyjno-budowlanym.	Projekt ustawy został opublikowany 24 stycznia 2020 roku na stronie Rządowego Centrum Legislacji i został poddany uzgodnieniom międzyresortowym.	Skierowanie do konsultacji publicznych.	Ustawa wpływa na wszystkie segmenty działalności Grupy PGE realizujące inwestycje infrastrukturalne.

Ustawa z dnia 31 marca 2020 roku o zmianie ustawy o szczególnych rozwiązaniach związanych z zapobieganiem, przeciwdziałaniem i zwalczaniem COVID - 19, innych chorób zakaźnych oraz wywołanych nimi sytuacji kryzysowych oraz niektórych innych ustaw.	Ustawa wprowadza szereg rozwiązań służących wsparciu gospodarki w okresie epidemii COVID-19 i ogłoszonego na terytorium RP stanu epidemii. Są to między innymi:  odliczenie straty z 2020 roku w podatku CIT za 2019 rok;  czasowe zniesienie opłaty prolongacyjnej w należnościach skarbowych i ZUS-owskich;  dofinansowanie pracodawcy do wynagrodzenia pracownika objętego przestojem ekonomicznym ze środków Funduszu Gwarantowanych Świadczeń Pracowniczych ("FGŚP");  zawieszenie obowiązku okresowych badań lekarskich dla pracowników. Kluczowy jest zapis o wyłączeniu stosowania przepisów umożliwiających przedsiębiorstwom energetycznym odcięcie dostaw energii elektrycznej, ciepła lub gazu odbiorcom, którzy nie opłacają w terminie rachunków. Przepisy szczególne mają obowiązywać w czasie stanu zagrożenia epidemicznego i stanu epidemii.	Ustawa weszła w życie 31 marca 2020 roku.	Przepisy uniemożliwiające przedsiębiorcom energetycznym prowadzenie windykacji poprzez wstrzymanie dostaw energii lub paliw gazowych mogą istotnie negatywnie wpłynąć na sytuację finansową i płynnościową segmentów: Obrót i Dystrybucja.
Projekt ustawy o zmianie niektórych ustaw w zakresie działań osłonowych w związku z rozprzestrzenianiem się wirusa SARS-CoV-2.	Ustawa wprowadza dalsze narzędzia osłonowe dla gospodarki w okresie epidemii COVID-19 i ogłoszonego na terytorium RP stanu epidemii. W ustawie znajdują się przepisy pozwalające ograniczyć zakres wnoszenia zabezpieczeń transakcji w formie pieniężnej, obejmujące:  podniesienie limitu dla możliwych do przedstawienia świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii z odnawialnych źródeł energii (bez współczynnika redukcji i limitów na poziomie danego członka izby oraz całej izby);  zniesienie współczynnika redukcji dla zabezpieczenia niepieniężnego w postaci uprawnień do emisji Co2 oraz zniesienie limitów na poziomie danego członka izby oraz całej izby;  wprowadzenie możliwości przedstawienia, jako zabezpieczenie niepieniężne, poręczenia spółki matki;  zwolnienie z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia finansowego w stosunku do części wymaganych depozytów w przypadku wykazania odpowiedniego ratingu inwestycyjnego.	Projekt ustawy został opublikowany 28 kwietnia 2020 roku na stronie Sejmu. 15 maja 2020 roku ustawa została opublikowana w Dzienniku Ustaw, wchodząc w życie, co do zasady z dniem następującym po dniu ogłoszenia, a więc 16 maja 2020 roku.	Ustawa wpływa na wszystkie segmenty działalności Grupy PGE oferując kolejne narzędzia, które mają umożliwić utrzymanie płynności w 2020 roku lub ograniczyć straty w związku z trwającą epidemią COVID 19.

ZAGRANICZNE OTOCZENIE REGULACYJNE

Segmenty Regulacja Cele regulacji		Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
			Europejski Zielony Ład
Rozporządzenie Wprowadzenie Parlamentu dla UE prawnie Europejskiego i Rady wiążącego celu ustanawiające ramy na neutralności potrzeby osiągnięcia klimatycznej do neutralności 2050 roku. klimatycznej (Europejskie prawo o klimacie)		4 marca 2020 roku przedstawiony został przez KE wniosek legislacyjny. Do głównych proponowanych rozwiązań należą:  wprowadzenie prawnie wiążącego celu neutralności klimatycznej do 2050 roku;  do września 2020 roku KE dokona przeglądu ambicji redukcyjnych państw członkowskich i oceni w świetle celu neutralności klimatycznej obecnie obowiązujące ramy prawne. KE przedstawi też ocenę zwiększenia celu redukcji emisji z obecnych 40% w 2030 roku względem 1990 roku do 50-55% w 2030 roku względem tego samego roku bazowego;  do 30 czerwca 2021 roku KE przedstawi stosowne wnioski legislacyjne m.in. w sprawie rewizji dyrektywy ETS, dyrektywy w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych i dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej;  aktualizacja trajektorii redukcji emisji CO2 wskazanych w krajowych planach na rzecz energii i klimatu ("KPEiK") wraz z wykazaniem sposobu osiągnięcia redukcji emisji w celu osiągniecia neutralności klimatycznej do 2050 roku;  KE zastrzega sobie prawo do wydania zaleceń, jeśli dane państwo członkowskie nie przedstawi wystarczającego poziomu ambicji;  nadanie KE dodatkowych uprawnień w zakresie wyznaczenia ogólnoeuropejskiej trajektorii realizacji celu neutralności klimatycznej w drodze aktów delegowanych – przy ograniczonej kontroli ze strony państw członkowskich;  wprowadzenie dodatkowej oceny z uwzględnieniem celu neutralności klimatycznej dla wszystkich wniosków legislacyjnych oraz innych środków (draft measures) podejmowanych przez KE. 31 marca 2020 roku służby prawne Parlamentu Europejskiego przedstawiły wstępną opinię, z której wynika, że ustanowienie trajektorii realizacji celu neutralności klimatycznej w formie aktów delegowanych	Do września/października 2020 roku zakładane jest przyjęcie wstępnego stanowiska Parlamentu Europejskiego. Wypracowanie stanowiska Rady nastąpi przypuszczalnie dopiero w trakcie Prezydencji Niemieckiej (trwającej od lipca 2020 roku).	Poprawa konkurencyjności źródeł odnawialnych i w krótkiej perspektywie czasu jednostek gazowych, kosztem jednostek wytwórczych wykorzystujących paliwa wysokoemisyjne. Wzrost kosztów operacyjnych konwencjonalnego wytwarzania energii elektrycznej.

byłoby niezgodne z art. 290 Traktatu o Funkcjonowaniu UE ("TFUE").

Dyrektywa 2003/87/WE ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych w UE (dyrektywa ETS) i akty wykonawcze oraz delegowane, Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/1814 w sprawie ustanowienia i funkcjonowania rezerwy stabilności rynkowej dla unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (decyzja MSR). Przeciwdziałanie zmianom klimatu i realizacja zobowiązań wynikających z Porozumienia Paryskiego. Stworzenie poprzez odpowiedni sygnał cenowy CO² zachęt inwestycyjnych do rozwijania źródeł niskoemisyjnych.

W przedstawionym 4 marca 2020 roku przez KE wniosku legislacyjnym dotyczącym Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady, ustanawiającego ramy na potrzeby osiągnięcia neutralności klimatycznej (Europejskie prawo o klimacie) zapowiedziano m.in. że:

do września 2020 roku KE dokona przeglądu unijnego celu klimatycznego na 2030 rok, w świetle celu neutralności klimatycznej i zbada opcje wprowadzenia nowego celu na 2030 rok na poziomie 50–55 % redukcji emisji w porównaniu z poziomem z 1990 roku.
do 30 czerwca 2021 roku Komisja oceni, w jaki sposób należałoby zmienić unijne akty prawne, wdrażające cel Unii na 2030 rok, aby umożliwić osiągnięcie redukcji emisji na poziomie 50–55% w porównaniu z 1990 roku oraz osiągnąć cel neutralności klimatycznej.

Oznacza to, że KE zakłada na przestrzeni najbliższego roku opracowanie kolejnej rewizji dyrektywy ETS i potencjalnie decyzji MSR.

Do 15 kwietnia 2020 roku trwały konsultacje publiczne dotyczące Climate Target Plan 2030.

Spodziewane przyjęcie aktu wykonawczego dot. funkcjonowania Funduszu Modernizacyjnego – w II lub III kwartale 2020 roku.

Kompleksowy plan zwiększenia celu klimatycznego UE na 2030 rok do 50-55% ma zostać przedstawiony do września 2020

roku, natomiast wnioski dotyczące kolejnej rewizji europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych m.in. dyrektywy ETS oraz decyzji MSR mają zostać przedstawione w czerwcu 2021 roku.

Poprawa konkurencyjności źródeł odnawialnych i w krótkiej perspektywie czasu jednostek gazowych, kosztem jednostek wytwórczych wykorzystujących paliwa wysokoemisyjne.

Wzrost kosztów operacyjnych konwencjonalnego wytwarzania energii elektrycznej.

Możliwe uzyskanie bezpośredniego wsparcia inwestycyjnego od 2021 roku w ramach Funduszu Modernizacyjnego oraz Funduszu Innowacyjnego.

Kolejna rewizja dyrektywy ETS przypuszczalnie spowoduje dalszy wzrost cen uprawnień do emisji.

Rewizja Dyrektywy Rady 2003/96/WE w sprawie restrukturyzacji wspólnotowych przepisów ramowych dotyczących opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej (dyrektywa ETD). Zmiana minimalnych stawek opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej w celu osiągnięcia, również za pomocą środków fiskalnych, neutralności klimatycznej UE do 2050 roku. Rewizja zakresu

4 marca 2020 roku Komisja Europejska opublikowała plan działania i wstępną ocenę wpływu dot. rewizji dyrektywy ETD. Konsultacje tych dokumentów zostały zakończone 1 kwietnia 2020 roku.

Zgodnie z dotychczasowymi zapowiedziami, rewizja dyrektywy ETD ma dotyczyć m.in. przeglądu stawek akcyzy i powiązania minimalnych stawek podatkowych z emisjami gazów cieplarnianych z zamiarem dostosowania polityki podatkowej UE do celów "Europejskiego Zielonego Ładu". Komisja postuluje także odejście od jednomyślności w Radzie na rzecz głosowania większością kwalifikowaną przy przyjmowaniu przedmiotowych środków polityki fiskalnej, jako właściwą podstawę prawną wniosku wskazuje art. 192 TFUE dot. polityki środowiskowej.

Szerokie konsultacje publiczne planowane są na II kwartał 2020 roku. Publikacja wniosku

legislacyjnego dotyczącego dyrektywy ETD spodziewana jest w czerwcu 2021 roku.

W zależności od treści wniosku legislacyjnego: wpływ regulacji na zasady opodatkowania energii elektrycznej produkowanej w jednostkach wysokoemisyjnych – możliwe dalsze obniżenie konkurencyjności tych jednostek.

Poprawa konkurencyjności niskoemisyjnych źródeł energii w porównaniu do energii ze źródeł wysokoemisyjnych.

i struktury stawek oraz zwolnień i ulg.

Rewizja Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) (dyrektywa IED).	Wszechstronna rewizja regulacji odnoszących się do emisji przemysłowych.	Do 21 kwietnia 2020 roku trwały publiczne konsultacje wewnętrznej oceny wpływu poświęconej rewizji dyrektywy IED. Założeniem rewizji dyrektywy IED jest m.in. potencjalne rozszerzenie zakresu stosowania dyrektywy na nowe rodzaje zanieczyszczeń, zmiana określonych w dyrektywie standardów emisyjnych, wprowadzenie zmian w zakresie zasad stanowienia konkluzji dotyczących BAT (najlepszych dostępnych technik) dla różnych sektorów przemysłu.	Drugi etap konsultacji publicznych został zaplanowany na III kwartał 2020 roku. Przedstawienie wniosku legislacyjnego ma nastąpić w 2021 roku.	W zależności od treści wniosku legislacyjnego, potencjalnie konieczność poniesienia dodatkowych nakładów inwestycyjnych na utrzymanie możliwości eksploatacji istniejącej floty wytwórczej. Potencjalny wpływ na planowane inwestycje gazowe i kogeneracyjne w zakresie spodziewanych poziomów emisji.

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady 2019/943 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (rozporządzenie EMR). Stworzenie prawnych ram dla dalszej integracji wewnętrznego rynku energii elektrycznej.

Rozporządzenie zostało opublikowane w Dzienniku Urzędowym UE 14 czerwca 2019 roku, po czym weszło w życie 4 lipca 2019 roku. Większość przepisów Rozporządzenia jest stosowana od 1 stycznia 2020 roku.

Regulacje rynkowe

17 grudnia 2019 roku Europejska Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki ("ACER") opublikowała opinię zawierającą techniczne wytyczne w sprawie obliczania EPS 550/CB 350.

17 grudnia 2019 roku Komitet do Spraw Europejskich przyjął Plan działania, mający umożliwić wykonanie przez Polskę obowiązku udostępniania 70% transgranicznych zdolności przesyłowych na potrzeby rynku do końca 2025 roku, przy założeniu corocznego zwiększania udostępnianych wolumenów.

30 grudnia 2019 roku Prezes Urzędu Regulacji Energetyki wydał decyzję zatwierdzającą na 2020 rok derogację dla polskiego obszaru rynkowego od obowiązku udostępniania określonego poziomu transgranicznych zdolności przesyłowych.

Do 5 stycznia 2020 roku Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej ("ENTSO-E") zobowiązana była przedłożyć Grupie Koordynacyjnej ds. Energii Elektrycznej ("ECG") oraz ACER projekt metody sporządzania oceny wystarczalności zasobów na poziomie europejskim ("ERAA"), oraz tylko do ACER projekt metody wyliczania wartości niedostarczonej energii ("VoLL"), kosztu Zgodnie z harmonogramem przewidzianym w rozporządzeniu do 5 lipca 2020 roku ENTSO-E ma przedłożyć ACER projekt metodyki dotyczącej udziału mocy zagranicznych w mechanizmie mocowym ("CRM").

Do 5 lipca 2021 roku ENTSO-E ustanowi rejestr zagranicznych dostawców mocy.

Wpływ wdrożenia przepisów rozporządzenia EMR na kształt rynku mocy po 2025 roku. Istniejące jednostki, które przekraczają standard emisji 550 g CO2/kWh (EPS 550) oraz 350 kg CO2/kW/rok (CB 350) nie będą mogły uzyskiwać płatności zrynku mocy od 1 lipca 2025 roku.

Potrzeba uwzględnienia w przeprowadzanych ocenach wystarczalności mocy braku wsparcia dla istniejących jednostek wytwórczych od 1 lipca 2025 roku. Potencjalny spadek wolumenu i ceny energii sprzedawanej na rynku hurtowym przez krajowe jednostki ze względu na zwiększony import, stopniowe zastępowanie istniejących jednostek wytwórczych przez nowe, spełniające standardy emisyjne.

Dalsze skutki biznesowe będą wynikać również ze sposobu implementacji rozwiązań przyjętych w Rozporządzeniu EMR, tam gdzie dają one swobodę działania władzom krajowym.

		kapitałowego nowej jednostki ("CONE") i normy niezawodności. W związku z opóźnieniem do 30 stycznia 2020 roku trwał proces konsultacji publicznych, który ENTSO-E rozpoczęło 5 grudnia 2019 roku.
		Regulacje dotyczące Wieloletnich Ram Finansowych UE oraz finansowania zrównoważonego wzrostu gospodarczego
Wieloletnie Ramy Finansowe ("WRF"), w tym rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady ustanawiające Fundusz na rzecz Sprawiedliwej Transformacji.	Ustanowienie ram finansowych UE (przychody i wydatki) na lata 2021-2027.	14 stycznia 2020 roku KE przedstawiła propozycję rozporządzenia ustanawiającego Fundusz na rzecz Sprawiedliwej Transformacji ("FST"). Celem Funduszu ma być wsparcie dla obszarów stojących przed znaczącymi wyzwaniami społeczno-ekonomicznymi, wynikającymi z procesu transformacji do gospodarki neutralnej klimatycznie do 2050 roku. Kluczowe informacje dotyczące FST (projekt):  Budżet FST ma wynieść 7,5 mld EUR nowych środków, z czego Polska miałaby otrzymać 2 mld EUR.  Za każde EUR dofinansowania z FST dane państwo członkowskie powinno dołożyć od 1,5 do 3 EUR zfunduszy strukturalnych (Europejski Fundusz Rozwoju Regionalnego i Europejski Fundusz Społeczny Plus).  Z FST będą mogły być finansowane m.in. projekty OZE, efektywność energetyczna, nowe zatrudnienie dla pracowników, gospodarka o obiegu zamkniętym (w tym recykling odpadów), rekultywacja terenów pogórniczych, czy dokształcanie pracowników.  Warunkiem koniecznym uzyskania finansowania z FST ma być przygotowanie terytorialnych planów sprawiedliwej transformacji, które państwo członkowskie będzie składało do KE. Plany te muszą być zgodne z Krajowym Planem na rzecz Klimatu i Energii.	Prace w Radzie nad przyjęciem podejścia ogólnego w odniesieniu do kwestii finansowych dotyczących WRF – I lub II połowa 2020 roku. Proces legislacyjny dotyczący rozporządzenia ustanawiającego Fundusz na rzecz Sprawiedliwej Transformacji z udziałem Rady i Parlamentu Europejskiego ma trwać w 2020 roku.	Wpływ regulacji na ograniczenie wysokości środków finansowych możliwych do pozyskania przez spółki GK PGE na inwestycje. Wpływ regulacji dotyczącej Funduszu na rzecz Sprawiedliwej Transformacji na dostępność środków finansowych do pozyskania przez spółki GK PGE.
Unijny Pakiet dot. finansowania zrównoważonego wzrostu gospodarczego, w tym rozporządzenie w sprawie ustanowienia ram ułatwiających zrównoważone inwestycje (dotyczące kryteriów, na podstawie których dokonywana będzie ocena działalności ekonomicznej w celu	Wdrożenie przepisów mających na celu ułatwienie finansowania zrównoważonego wzrostu gospodarczego w UE.	W grudniu 2019 roku Parlament Europejski i Rada osiągnęły porozumienie podczas trilogów odnośnie rozporządzenia dotyczącego kryteriów, na podstawie których dokonywana będzie ocena działalności ekonomicznej w celu stwierdzenia, czy działalność ta jest zrównoważona pod względem środowiskowym. Kluczowe kwestie, które znalazły się w tym porozumieniu:  uznanie gazu i energii jądrowej za działalność przejściową. Ocena czy ta działalność jest zrównoważona pod względem środowiskowym dokonywana będzie na podstawie technicznych kryteriów, które będą ustanawiane przez KE w akcie delegowanym. KE ma przygotować ten akt	Przewidywane przyjęcie rozporządzenia dotyczącego kryteriów, na podstawie których dokonywana będzie ocena działalności ekonomicznej w celu stwierdzenia, czy działalność ta jest zrównoważona pod względem środowiskowym przez Parlament Europejski – maj 2020 roku. Przewidywane wejście w życie tego rozporządzania – I lub II połowa 2020 roku.	Możliwy wpływ regulacji na dostępność oraz koszt środków finansowych pozyskiwanych przez spółki GK PGE na inwestycje.

stwierdzenia, czy działalność ta jest zrównoważona pod względem środowiskowym).	delegowany do 31 grudnia 2020 roku, z datą stosowania od 31 grudnia 2021 roku.  nałożenie na duże przedsiębiorstwa (zatrudniające powyżej 500 pracowników) obowiązku włączania do oświadczenia na temat informacji niefinansowych lub skonsolidowanego oświadczenia na temat informacji niefinansowych, informacji odnośnie udziału w obrocie, CAPEX-ie i OPEX-ie działalności zrównoważonych pod względem środowiskowym. W marcu 2020 roku Techniczna Grupa Ekspertów opublikowała raport końcowy. W raporcie tym Techniczna Grupa Ekspertów:  nie rekomendowała na obecnym etapie uznania energii jądrowej za zrównoważoną ze względu na nie spełnienie kryterium "niewyrządzania istotnej szkody", jednocześnie zalecając dalsze prace w tej kwestii w przyszłości przez grupę z pogłębioną wiedzą techniczną w tym temacie;  wskazuje w przypadku źródeł wytwórczych opartych na gazie ziemnym, iż za zrównoważone uważane są te działania, w przypadku których emisje w cyklu życia są poniżej 100g CO2e/kWh, przy czym próg ten ma być obniżany do 0g CO2e/kWh do 2050 roku. 15 kwietnia 2020 roku Rada UE przyjęła rozporządzenie dotyczące kryteriów, na podstawie których dokonywana będzie ocena działalności ekonomicznej w celu stwierdzenia, czy działalność ta jest zrównoważona pod względem środowiskowym.	Przygotowanie przez KE aktów delegowanych określających szczegółowe techniczne kryteria przesiewowe, na podstawie których dokonywana będzie ocena działalności ekonomicznej w celu stwierdzenia, czy dana działalność jest prowadzona w sposób zrównoważony pod względem środowiskowym – do końca 2020 roku.

DODATKOWE INFORMACJE Z OBSZARU ZAGRANICZNEGO OTOCZENIA REGULACYJNEGO

Segmenty Postępowanie Cel skargi			Główne wydarzenia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
			Skarga na decyzję KE o niewnoszeniu zastrzeżeń do polskiego rynku mocy ( sygn. SA. 46100), sygn. T-167/19
	Postępowanie w sprawie Tempus Energy Germany i T Energy Sweden przeciwko KE (sygn. T-167/19).	Skarga ma na celu unieważnienie decyzji KE o niewnoszeniu zastrzeżeń do polskiego rynku mocy (sygn.SA 46100).	14 marca 2019 roku spółki Tempus Energy Germany oraz T Energy Sweden złożyły skargę na decyzję KE w sprawie polskiego rynku mocy (sprawa T-167/19). Skrót głównych zarzutów i argumentów przytoczonych w skardze został opublikowany w Dzienniku Urzędowym UE 6 maja 2019 roku. Z opublikowanego streszczenia wynika, że skarżący powołuje się m.in. na zarzut braku wszczęcia przez KE formalnego postępowania wyjaśniającego (drugiego etapu oceny mechanizmu mocowego) oraz rzekomo dyskryminacyjne traktowanie w ramach polskiego rynku mocy jednostek zarządzania popytem ("DSR").	Pełny czas trwania postępowania przed Sądem UE jest trudny do oszacowania – na bazie doświadczeń brytyjskich można wskazać, że może ono potrwać kilka lat. Wpływ na rozpoznanie skargi może mieć toczące się obecnie przed Trybunałem Sprawiedliwości postępowanie z odwołania w sprawie Tempus Energy i Tempus Energy Technology przeciwko KE (sygn. C-57/19 P).	Odpowiednio do wyników rozstrzygnięcia sporu, sprawa może wpłynąć na warunki wykonywania i zawierania kontraktów mocowych.

3. Działalność Grupy Kapitałowej PGE

Segmenty działalności GK PGE

	Energetyka		Energetyka
Kluczowe aktywa segmentu	Konwencjonalna 5 elektrowni konwencjonalnych 2 elektrociepłownie 2 kopalnie węgla brunatnego	Ciepłownictwo 14 elektrociepłowni	Odnawialna 14 farm wiatrowych 1 elektrownia fotowoltaiczna 29 elektrowni wodnych przepływowych 4 elektrownie szczytowo-pompowe, w tym 2 z dopływem naturalnym	Dystrybucja 294 161 km linii dystrybucyjnych	Obrót -
Wolumeny energii elektrycznej	Produkcja energii elektrycznej netto 11,59 TWh	Produkcja energii elektrycznej netto 2,93 TWh	Produkcja energii elektrycznej netto 0,85 TWh	Dystrybuowana energia elektryczna 9,17 TWh	Sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców finalnych 10,60 TWh
Wolumeny energii cieplnej	Produkcja ciepła 2,11 PJ	Produkcja ciepła 18,17 PJ	-	-	-
Pozycja rynkowa	GK PGE jest liderem w dziedzinie wydobycia węgla brunatnego w Polsce (88%)		GK PGE jest największym producentem energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych zrynkowym udziałem ok. 10% (bez uwzględniania	Drugi pod względem ilości klientów dystrybutor energii elektrycznej w kraju	Lider w handlu hurtowym i detalicznym w Polsce
	GK PGE jest również krajowym liderem w oraz największym wytwórcą ciepła	produkcji energii elektrycznej	współspalania biomasy i biogazu)

Omówienie kluczowych wyników finansowych GK PGE

Najlepszym miernikiem oceny rentowności i poziomu zyskowności spółek z branży energetycznej jest wynik EBITDA. Jest to wynik przed potrąceniem kosztów amortyzacji, podatków dochodowych oraz działalności finansowej, w tym odsetek od zaciągniętych zobowiązań oprocentowanych. W przybliżeniu odzwierciedla on przepływy pieniężne z działalności operacyjnej i umożliwia porównywanie wyników spółek, abstrahując od wartości ich majątku, poziomu zadłużenia oraz obowiązujących stawek podatku dochodowego.

Na skonsolidowany wynik Grupy PGE składają się wyniki finansowe poszczególnych segmentów działalności. Największy udział w wyniku Grupy ma segment Dystrybucja oraz Energetyka Konwencjonalna partycypujące odpowiednio w 32% i 28% wyniku EBITDA GK. Segment Ciepłownictwo odpowiada za 19% EBITDA, natomiast segment Obrót wypracował 12% EBITDA, a Energetyka Odnawialna 11% EBITDA.

EBITDA Grupy Kapitałowej w podziale na segmenty (mln PLN)

Rysunek: Główne czynniki kształtujące wynik EBITDA GK PGE (mln PLN).

	EBITDA I kw. 2019	Wynik na sprzedaży energii elektrycznej u wytwórców*	Koszty CO2	Koszty osobowe	Wynik na sprzedaży e.e. do odbiorców finalnych	Koszty paliwa	Przychody PM	Wynik na dystrybucji	Koszty umorzenia PM	Pozostała działalność operacyjna**	Pozostałe	EBITDA I kw. 2020
Odchylenie		480	-650	-98	67	-90	67	66	-54	138	46
EBITDA I kw. 2019	1 798	3 850	979	1 327	-35	1 194	38	1 165	144	-54
EBITDA I kw. 2020		4 330	1 629	1 425	32	1 284	105	1 231	198	84		1 770

*Przychód ze sprzedaży energii elektrycznej pomniejszony o koszt zakupu energii elektrycznej.

**Wzrost wynika z wyceny i realizacji instrumentów pochodnych dot. CO² i węgla.

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ

Rysunek: Struktura aktywów i pasywów (mln PLN).

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH

Rysunek: Zmiana stanu środków pieniężnych (mln PLN).

Rysunek: Zadłużenie finansowe netto (mln PLN).

KLUCZOWE WYNIKI FINANSOWE W SEGMENTACH DZIAŁALNOŚCI Energetyka Konwencjonalna Ciepłownictwo Energetyka Odnawialna Dystrybucja Obrót 32% r/r 44% r/r -14% r/r 18% r/r 6% r/r 87% r/r -2% r/r -27% r/r -13% r/r 17% r/r -11% r/r 52% r/r -10% r/r -78% r/r -20% r/r 19% r/r -25% r/r 56% r/r 591 804 738 641 10 167 561 725 016 541 440 Przychody ze sprzedaży I kw. 2020 I kw. 2019 770 798 EBITDA I kw. 2020 I kw. 2019 ²¹⁰ 244 EBIT I kw. 2020 I kw. 2019 92 008 11 Nakłady inwestycyjne I kw. 2020 I kw. 2019

-5% r/r -41% r/r 59% r/r 736 r/r% 24% r/r 0% r/r

BILANS ENERGII GK PGE

Bilans energii elektrycznej

Tabela: Zestawienie sprzedaży, zakupu, produkcji i zużycia energii elektrycznej w Grupie Kapitałowej PGE (TWh).

Wolumen	I kwartał 2020	I kwartał 2019	Zmiana %
A. Sprzedaż energii elektrycznej poza GK PGE, tym:	29,66	26,35	13%
Sprzedaż do odbiorców finalnych*	10,74	11,45	-6%
Sprzedaż na rynku hurtowym i bilansującym	18,92	14,90	27%
B. Zakup energii spoza Grupy PGE (rynek hurtowy i bilansujący)	15,57	11,98	30%
C. Produkcja energii netto w jednostkach GK PGE	15,36	15,61	-2%
D. Zużycie własne OSD, KWB, ESP (D=C+B-A)	1,27	1,24	2%

*Sprzedaż realizowana głównie przez PGE Obrót S.A. oraz PGE Energia Ciepła S.A.

Łączny wolumen zakupionej i wyprodukowanej energii jest większy niż wolumen sprzedanej energii. Różnica prezentowana w punkcie D wynika z konieczności pokrycia strat sieciowych w działalności dystrybucyjnej ("OSD"), zużycia energii w kopalniach węgla brunatnego ("KWB") oraz zużycia energii w elektrowniach szczytowo-pompowych ("ESP").

Wzrost zarówno wolumenu sprzedaży, jak i zakupu energii elektrycznej na rynku hurtowym oraz rynku bilansującym wynika głównie z większego obrotu energią elektryczną na Towarowej Giełdzie Energii, co jest następstwem wprowadzenia 100% obliga giełdowego w 2018 roku.

Spadek wolumenu sprzedaży do odbiorców finalnych w I kwartale 2020 roku jest następstwem wysokiej bazy odnotowanej w I kwartale 2019 roku. Na początku 2019 roku spółki sprzedaży detalicznej GK PGE odnotowały zwiększony wolumen sprzedaży energii elektrycznej w związku z przejęciem odbiorców finalnych po upadłych przedsiębiorstwach obrotu i pełnieniem przez spółki GK PGE roli sprzedawcy rezerwowego.

Produkcja energii elektrycznej

Tabela: Zestawienie produkcji energii elektrycznej (TWh).

Wolumen produkcji energii elektrycznej	I kwartał 2020	I kwartał 2019	Zmiana %
PRODUKCJA ENERGII W TWh, z czego:	15,36	15,61	-2%
Elektrownie opalane węglem brunatnym	7,21	8,86	-19%
Elektrownie opalane węglem kamiennym	4,12	2,85	45%
w tym współspalanie biomasy	0,01	0,01	0%
Elektrociepłownie węglowe	1,64	1,65	-1%
Elektrociepłownie gazowe	1,42	1,43	-1%
Elektrociepłownie biomasowe	0,11	0,08	38%
Elektrociepłownie opalane odpadami komunalnymi	0,01	0,01	0%
Elektrownie szczytowo-pompowe	0,22	0,17	29%
Elektrownie wodne	0,13	0,14	-7%
Elektrownie wiatrowe	0,50	0,42	19%
w tym produkcja OZE	0,76	0,66	15%

Nieznacznie niższy poziom produkcji energii elektrycznej w I kwartale 2020 roku jest głównie efektem niższego zapotrzebowania KSE oraz wyższej generacji wiatrowej i importu energii, które przełożyły się na niższą generację elektrowni węglowych. Powyższy efekt zostało częściowo zniwelowany przez produkcję nowych bloków 5 i 6 w Elektrowni Opole.

Niższa produkcja w elektrowniach opalanych węglem brunatnym (spadek o 1,7 TWh) jest następstwem niższego średniego obciążenia Elektrowni Bełchatów na blokach 2-14 o 33 MW, tj. o 10% oraz Elektrowni Turów o 14 MW, tj. o 10%. Dodatkowo niższa produkcja jest efektem wyłączenia bloku nr 1 w Elektrowni Bełchatów z końcem maja 2019 roku oraz dłuższego o 277 h czasu postoju bloków Elektrowni Turów w remontach (blok nr 3 pozostaje w modernizacji od kwietnia 2019 roku).

Wyższa produkcja w elektrowniach opalanych węglem kamiennym (wzrost o 1,3 TWh) wynika z wyższej produkcji w Elektrowni Opole, co jest głównie efektem pracy bloków 5 i 6, które wyprodukowały w I kwartale 2020 roku 1,9 TWh energii elektrycznej.

Powyższy efekt został pomniejszony na skutek dłuższego czasu postoju bloków 1-4 w rezerwie w wyniku niższego wykorzystania bloków przez PSE S.A. Niższa produkcja w Elektrowni Dolna Odra jest następstwem dłuższego o 1 983 h czasu postoju bloków tej elektrowni w remontach (blok nr 6 pozostaje w remoncie średnim rozszerzonym od 30 września 2019 roku). Niższa produkcja w Elektrowni Rybnik spowodowana jest dłuższym o 1 974 h postojem bloków 3-8 tej elektrowni w rezerwie oraz niższym obciążeniem o 6 MW.

Produkcja w elektrociepłowniach węglowych, gazowych i elektrowniach wodnych oraz z odpadów komunalnych utrzymała się na poziomie zbliżonym do okresu porównywalnego.

Wzrost produkcji w elektrociepłowniach biomasowych wynika z warunków technicznych występujących w Elektrociepłowni Szczecin, gdzie przy niższej produkcji ciepła (ze względu na wyższe temperatury zewnętrzne) konieczna była wyższa generacja energii elektrycznej, aby utrzymać minimum techniczne pracy kotła.

Wyższa produkcja na farmach wiatrowych wynika z lepszej wietrzności w I kwartale 2020 roku. Wykorzystanie mocy na farmach wiatrowych w I kwartale 2020 roku było średnio większe o ponad 4 p.p.

Wzrost produkcji w elektrowniach szczytowo-pompowych wynika z charakteru pracy jednostek wytwórczych, które w I kwartale 2020 roku były w większym stopniu wykorzystywane przez PSE S.A.

Tabela: Zestawienie produkcji ciepła (PJ).

Wolumen produkcji ciepła	I kwartał 2020	I kwartał 2019	Zmiana %
Produkcja ciepła w PJ, z czego:	20,28	21,43	-5%
Elektrownie opalane węglem brunatnym	0,96	1,00	-4%
Elektrownie opalane węglem kamiennym	0,24	0,35	-31%
Elektrociepłownie węglowe	14,85	15,58	-5%
Elektrociepłownie gazowe	3,87	4,00	-3%
Elektrociepłownie biomasowe	0,27	0,38	-29%
Elektrociepłownie opalane odpadami komunalnymi	0,05	0,05	0%
Elektrociepłownie pozostałe	0,04	0,07	-43%

Główny wpływ na niższy poziom produkcji ciepła w I kwartale 2020 roku r/r miała temperatura zewnętrzna. W porównaniu z 2019 rokiem średnie temperatury w 2020 roku były wyższe o 1,3°C, co przełożyło się na niższą produkcję ciepła.

Sprzedaż ciepła

W I kwartale 2020 roku wolumen sprzedanego ciepła wyniósł w Grupie PGE 19,75 PJ i był niższy o 1,13 PJ r/r. Na powyższy wynik wpływ miało głównie niższe zapotrzebowanie na ciepło spowodowane wyższymi średnimi temperaturami zewnętrznymi w 2020 roku.

Charakterystka segmentów działalności

SEGMENT DZIAŁALNOŚCI – ENERGETYKA KONWENCJONALNA

Opis segmentu i model jego działalności

Przedmiotem działalności segmentu jest wydobycie węgla brunatnego i wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach konwencjonalnych.

*Ujęcie zarządcze

Podstawowym źródłem przychodów segmentu Energetyka Konwencjonalna są przychody ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym oparte na cenie energii elektrycznej ustalanej przez mechanizmy równoważenia podaży i popytu przy uwzględnieniu kosztów zmiennych wytwarzania. Równolegle, najistotniejszymi pozycjami kosztowymi segmentu, z racji wielkości i zmienności, a tym samym wpływu na wynik operacyjny, są koszty zużycia paliw produkcyjnych, przede wszystkim węgla kamiennego i gazu ziemnego oraz koszty opłat za emisję CO2. Kluczowa dla Grupy produkcja z węgla brunatnego oparta jest o własne wydobycie, stąd też jego koszt, relatywnie stabilny, odzwierciedlony jest głównie w pozycjach kosztów o charakterze stałym, tj. kosztach osobowych, usług obcych oraz amortyzacji.

Istotną pozycję w przychodach segmentu stanowią także przychody z tyt. świadczenia Regulacyjnych Usług Systemowych ("RUS") na podstawie umów zawartych z polskim Operatorem Systemu Przesyłowego ("OSP") czyli spółką PSE S.A. Są one równoległymi przychodami do tych uzyskiwanych z rynku energii elektrycznej, a związane są z koniecznością stabilnego funkcjonowania KSE. RUS świadczą elektrownie PGE GiEK S.A.

Dodatkowo segment uzyskuje przychody ze sprzedaży ciepła, produkowanego zarówno w elektrowniach systemowych oraz EC Szczecin i EC Pomorzany, będących częścią Zespołu Elektrowni Dolna Odra.

AKTYWA

W skład segmentu Energetyka Konwencjonalna wchodzą: 2 kopalnie węgla brunatnego, 5 elektrowni konwencjonalnych i 2 elektrociepłownie.

Segment Energetyka Konwencjonalna jest liderem w branży wydobywczej węgla brunatnego (jego udział w rynku wydobywczym tego surowca stanowi 88%⁴ krajowego wydobycia), a także największym wytwórcą energii elektrycznej – wytwarza ok. 31%⁵ krajowej produkcji energii elektrycznej brutto. Produkcja oparta jest na węglu brunatnym, wydobywanym z własnych kopalni oraz węglu kamiennym i biomasie.

Rysunek: Główne aktywa segmentu Energetyka Konwencjonalna i ich moc zainstalowana.

⁴ Wyliczenia własne w oparciu o dane GUS.

⁵ Wyliczenia własne w oparciu o dane ARE

KLUCZOWE CZYNNIKI WPŁYWAJĄCE NA WYNIKI SEGMENTU

Rysunek: Kluczowe odchylenia wyniku EBITDA w segmencie Energetyka Konwencjonalna w ujęciu zarządczym (mln PLN).

	EBITDA I kw. 2019	Produkcja e.e. - ilość	Produkcja e.e. - cena	Wynik na opt. portfela e.e.	Przychody RUS	Koszty paliw	Koszty CO2	Koszty osobowe	Pozostałe	EBITDA I kw. 2020
Odchylenie		-85	266	314	10	-147	-523	-41	20
EBITDA I kw. 2019	683		2 857	130	104	497	833	705
EBITDA I kw. 2020			3 038	444	114	644	1 356	746		497

Kluczowymi czynnikami wpływającymi na wynik EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna r/r były:

Niższy wolumen produkcji energii elektrycznej w PGE GiEK o 0,3 TWh ze względu na niższe wykorzystanie jednostek wytwórczych przez PSE S.A. za sprawą niższego zapotrzebowania w KSE oraz wyższej generacji wiatrowej (por. pkt 2.2 niniejszego sprawozdania).
Wzrost cen sprzedaży energii elektrycznej (por. pkt 2.2 niniejszego sprawozdania).
Wyższy wynik na optymalizacji portfela energii elektrycznej z powodu wyższego wolumenu obrotu energią elektryczną o 2,0 TWh, przy wyższej marży zrealizowanej na obrocie energią elektryczną.
Wyższe przychody z RUS, wynikające z ilości uruchomień bloków po odstawieniu do rezerwy w Elektrowni Bełchatów i w Elektrowni Opole.
Wyższe koszty zużycia paliw, przede wszystkim węgla kamiennego, na skutek wyższej produkcji na tym paliwie (por. pkt 3.2 niniejszego sprawozdania). Główne odchylenia na poszczególnych rodzajach paliw zostały przedstawione na wykresie poniżej.
Wyższe koszty CO² na skutek wyższej ceny uprawnień do emisji CO² oraz niższego przydziału darmowych uprawnień do emisji CO2. Powyższy efekt został pomniejszony w wyniku niższej emisji CO2 jako rezultat niższej produkcji energii elektrycznej oraz oddania do eksploatacji mniej emisyjnych bloków nr 5 i 6 w Elektrowni Opole. Główne odchylenia zostały przedstawione na wykresie poniżej.
Wyższe koszty osobowe w związku z prowadzonym procesem zmiany wynagrodzeń.

Rysunek: Koszty zużycia paliw produkcyjnych w segmencie Energetyka Konwencjonalna (mln PLN).

	Koszty paliw I kw. 2019	Węgiel kamienny ilość	Węgiel kamienny cena	Biomasa ilość	Biomasa cena	Olej opałowy lekki i ciężki ilość	Olej opałowy lekki i ciężki cena	Koszty paliw I kw. 2020
Odchylenie		129	12	7	-3	4	-2
Koszty paliw I kw. 2019	497	450		30		17
Koszty paliw I kw. 2020		591			34		19	644

Tabela: Dane dotyczące zużycia paliw produkcyjnych w segmencie Energetyka Konwencjonalna.

	I kwartał 2020		I kwartał 2019
Rodzaj paliwa	Ilość	Koszt	Ilość	Koszt
	(tys. ton)	(mln PLN)	(tys. ton)	(mln PLN)
Węgiel kamienny	1 829	591	1 489	450
Biomasa	142	34	124	30
Olej opałowy lekki i ciężki	11	19	9	17
RAZEM		644		497

Rysunek: Koszty CO² w segmencie Energetyka Konwencjonalna (mln PLN).

	Koszty CO2 I kw. 2019		Przydział darmowych Emisja CO2 uprawnień do emisji CO2		Koszty CO2 I kw. 2020
Odchylenie		159	-60	424
Koszty CO2 I kw. 2019	833
Koszty CO2 I kw. 2020					1 356

NAKŁADY INWESTYCYJNE

Tabela: Poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Energetyka Konwencjonalna w I kwartale 2020 i 2019 roku.

mln PLN	I kwartał 2020	I kwartał 2019	Zmiana %
Inwestycje w moce produkcyjne, w tym:	301	547	-45%
Rozwojowe 	94	326	-71%
Modernizacyjno-odtworzeniowe 	207	221	-6%
Pozostałe	15	8	88%
RAZEM	316	555	-43%
Aktywowane koszty usuwania nadkładu w kopalniach	54	75	-28%
RAZEM z aktywowanymi kosztami usuwania nadkładu	370	630	-41%

KLUCZOWE WYDARZENIA W I KWARTALE 2020 ROKU W SEGMENCIE ENERGETYKA KONWENCJONALNA

Kluczowe inwestycje rozwojowe:

3 stycznia 2020 roku podjęto decyzję o akceptacji wyboru oferty konsorcjum w składzie General Electric Global Services GmbH (Lider konsorcjum), Polimex Mostostal S.A. oraz General Electric International Inc. złożonej w postępowaniu pn. "Budowa dwóch bloków gazowo-parowych w PGE GiEK S.A. Oddział Zespół Elektrowni Dolna Odra". Planowane bloki gazowo-parowe znalazły się wśród jednostek wytwórczych, które uzyskały 17-letni kontrakt w aukcji głównej Rynku mocy, który zacznie obowiązywać od 2024 roku.
30 stycznia 2020 roku podpisano kontrakt na budowę dwóch bloków gazowo-parowych o mocy ok. 1 400 MW w Elektrowni Dolna Odra.
W marcu 2020 roku podpisane zostały umowy przyłączeniowe nowych bloków do sieci przesyłowej elektroenergetycznej z PSE S.A. oraz do sieci przesyłowej gazu ziemnego z Gaz-System S.A.
20 marca 2020 roku Minister Klimatu podpisał koncesję z pozwoleniem dalszej eksploatacji złoża węgla brunatnego w Turowie przez następne 6 lat.

Kluczowe inwestycje modernizacyjne związane ze zmniejszaniem emisji do środowiska:

2 lutego 2020 roku przeprowadzona została synchronizacja bloku nr 2 w Elektrowni Bełchatów po przeprowadzonej modernizacji jednostki, w połowie marca 2020 roku rozpoczęto ruch próbny.
3 lutego 2020 roku zawarto umowę na zabudowę instalacji dla redukcji poziomu emisji rtęci dla bloków nr 2-12 i nr 14 w Elektrowni Bełchatów.
28 lutego 2020 roku przekazano do eksploatacji Instalację Odsiarczania Spalin dla bloków A i B w EC Pomorzany.
3 marca 2020 roku przeprowadzono próbę wodną kotła na bloku nr 3 w Elektrowni Turów z wynikiem pozytywnym.
27 marca 2020 roku zakończył się ruch próbny bloku nr 1. W kwietniu 2020 roku blok nr 1 został przekazany do eksploatacji.

KLUCZOWE PROJEKTY REALIZOWANE W I KWARTALE 2020 ROKU

Cel projektu	Budżet (netto bez kosztów finansowania)	Poniesione nakłady (netto bez kosztów finansowania)	Nakłady poniesione w I kwartale 2020 roku (netto bez kosztów finansowania)	Paliwo/ sprawność netto	Wykonawca	Przewidywany termin zakończenia inwestycji	Status
					Budowa nowego bloku w Elektrowni Turów
Budowa bloku energetycznego o mocy 490 MW w Elektrowni Turów	4,26 mld PLN	3,18 mld PLN	66 mln PLN	Węgiel brunatny/ 43,1%	Konsorcjum firm: MHPSE, Budimex i Tecnicas Reunidas	Październik 2020 roku	Po zakończeniu I kwartału 2020 roku ogólne zaawansowanie projektu wynosiło 96%. Na terenie budowy trwają rozruchy poszczególnych urządzeń. Zakończono testy systemu kontroli bloku (DCS), rozpoczęto sesje szkoleniowe z obsługi systemu sterowania. Wykonano płukanie układu wody ruchowej, trwają przygotowania do przeprowadzenia trawienia kotła. Prowadzono układanie kabli i łączenie poszczególnych urządzeń, podano napięcie na transformatory potrzeb własnych bloku.
					Budowa nowych bloków w Elektrowni Dolna Odra
Budowa dwóch bloków gazowo parowych nr 9 i 10 w Elektrowni Dolna Odra	4,276 mld PLN	4 mln PLN	1 mln PLN*	Gaz ziemny/ 63%	Konsorcjum firm: General Electric (lider konsorcjum) i Polimex Mostostal	Grudzień 2023 roku	30 stycznia 2020 roku podpisano kontrakt na budowę dwóch bloków gazowo-parowych o mocy ok. 1.400 MWe w Elektrowni Dolna Odra. Generalny Wykonawca pracuje nad opracowaniem podstawowej dokumentacji Projektu. W I kwartale 2020 roku podpisane zostały umowy przyłączeniowe nowych bloków do sieci przesyłowej elektroenergetycznej z PSE S.A. oraz do sieci przesyłowej gazu ziemnego z Gaz-System S.A.

*Poniesione nakłady nie uwzględniają wydatków w postaci wypłaconych zaliczek dla Generalnego Realizatora Inwestycji.