za okres 3 i 9 miesięcy zakończony 30 września 2021 roku SPRAWOZDANIE ZARZĄDU

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGE

z działalności Grupy Kapitałowej PGE za okres 3 i 9 miesięcy

zakończony 30 września 2021 roku

1 z 104

KLUCZOWE WYNIKI FINANSOWE GK PGE
1.
1.1. Charakterystyka działalności
2.
2.1. Otoczenie makroekonomiczne
2,2
SYTUACJA W KRAJOWYM SYSTEMIE ENERGETYCZNYM ("KSE")
CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ - RYNEK KRAJOWY
CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ - RYNEK MIĘDZYNARODOWY
2.3. Ceny praw majątkowych
2.4.
2.5. Przydział Darmowych Uprawnień do emisji CQ2
2.6. Otoczenie regulacyjne
KRAJOWE OTOCZENIE REGULACYJNE
ZAGRANICZNE OTOCZENIE REGULACYJNE
3.
3.1. Podstawowe segmenty działalności GK PGE
3.2. Omówienie kluczowych wyników finansowych GK PGE
3.3.
SEGMENT DZIAŁALNOSCI – ENERGETYKA KONWENCJONALNA
SEGMENT DZIAŁALNOSCI - CIEPŁOWNICTWO
SEGMENT DZIAŁALNOŚCI – ENERGETYKA ODNAWIALNA SEGMENT DZIAŁALNOSCI - DYSTRYBUCJA
SEGMENT DZIAŁALNOŚCI - OBROT
SEGMENT DZIAŁALNOSCI - GOSPODARKA OBIEGU ZAMKNIĘTEGO
3.4.
sprawozdawczym
4.
4.1.
4.2.
4.3.
5. Oświadczenie Zarządu w sprawie rzetelności sporządzenia sprawozdania
finansowego

6.
Słowniczek pojęć branżowych

KLUCZOWE WYNIKI FINANSOWE GK PGE

Kluczowe dane finansowe	Jedn.	III kwartał 2021	III kwartał 2020	Zmiana %	Okres zakończony 30 września 2021	Okres zakończony 30 września 2020	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	mln PLN	10 942	10 320	6%	32 850	33 096	-1%
Zysk z działalności operacyjnej (EBIT)	mln PLN	972	469	107%	4 130	740	458%
Zysk z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację (EBITDA)	mln PLN	2 110	1 546	36%	7 364	4 351	69%
Marża EBITDA	%	19%	15%		22%	13%
Zysk z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację skorygowany o zdarzenia jednorazowe i przejściowe (EBITDA powtarzalna)	mln PLN	1 941	1 574	23%	6 160	4 691	31%
Marża EBITDA powtarzalna	%	18%	15%		19%	14%
Zysk/Strata netto	mln PLN	545	260	110%	3 264	-377	-
Nakłady inwestycyjne	mln PLN	822	1 264	-35%	3 069	3 768	-19%
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej	mln PLN	4 515	2 866	58%	7 805	8 175	-5%
Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	mln PLN	-978	-1 233	-21%	-3 054	-4 682	-35%
Środki pieniężne netto z działalności finansowej	mln PLN	-689	-310	122%	-677	-1 463	-54%

Kluczowe dane finansowe		Stan na dzień 30 września 2021 roku	Stan na dzień 31 grudnia 2020 roku	Zmiana %
Kapitał obrotowy	mln PLN	2 130	71	2 900%
Zadłużenie netto1 /LTM EBITDA2	x	0,29	1,22

Zdarzenia jednorazowe i przejściowe mające wpływ na EBITDA		III kwartał 2021	III kwartał 2020	Zmiana %	Okres zakończony 30 września 2021	Okres zakończony 30 września 2020	Zmiana %
Zmiana rezerwy rekultywacyjnej	mln PLN	-5083	0	-	424	-434	-
Zmiana rezerwy aktuarialnej	mln PLN	35	0	-	52	-40	-
Rozwiązanie rezerwy - Program Dobrowolnych Odejść	mln PLN	0	-28	-	11	-28	-
Rekompensaty KDT	mln PLN	1	0	-	5	41	-88%
Rozwiązanie rezerwy na ryzyko zwrotu równowartości otrzymanych uprawnień do emisji CO2 w Elektrowni Dolna Odra	mln PLN	0	0	-	0	121	-
Zdarzenia przejściowe – rolowanie transakcji zabezpieczających cenę 4 uprawnień do emisji CO2	mln PLN	641	0	-	712	0	-
Razem	mln PLN	169	-28	-	1 204	-340	-

¹W celu ujednolicenia raportowania zadłużenia netto (dostosowanie do sposobu liczenia kowenantów zawartych w umowach kredytowych) począwszy od wyników za I półrocze 2021 roku nastąpiła zmiana w prezentacji, co skutkuje również zmianą w okresie porównywalnym (stan na 31 grudnia 2020 roku), tj. w środkach o ograniczonej możliwości dysponowania ujęte są wyłącznie środki na rachunkach klientów PGE Dom Maklerski S.A. stanowiące zabezpieczenie rozliczeń z Izbą Rozliczeniową Giełd Towarowych S.A. ("IRGiT").

²LTM EBITDA - EBITDA z ostatnich 12 miesięcy od dnia sprawozdawczego.

³W tym efekt zmiany założeń technicznych -1 069 mln PLN oraz efekt zmiany stopy dyskonta +561 mln PLN.

⁴Efekt zamiany kontraktów EUA DEC 21 na EUA JAN 22 bez wpływu na wyniki pełnego roku sprawozdawczego. Efekt powiększający wynik za okres od I do III kwartału 2021 roku zostanie odwrócony w IV kwartale 2021 roku.

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 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"). Działalność Grupy Kapitałowej PGE jest zorganizowana w siedmiu segmentach operacyjnych:

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 szczytowo-pompowych oraz świadczenie usług systemowych.

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.

GOSPODARKA OBIEGU ZAMKNIĘTEGO

Przedmiotem działalności segmentu jest gospodarowanie ubocznymi produktami spalania ("UPS") w Grupie PGE.

POZOSTAŁA DZIAŁALNOŚĆ

Przedmiotem działalności jest świadczenie usług przez spółki zależne na rzecz Grupy Kapitałowej PGE, m.in. organizacja pozyskiwania finansowania w formie euroobligacji (PGE Sweden), świadczenie usług informatycznych, księgowo-kadrowych, transportowych, 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 UE 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 jej dystrybucji, zmiany w zakresie poziomu zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło mogą znacząco wpływać na wyniki Grupy.

W 2021 roku na stopniową poprawę sytuacji społeczno-gospodarczej w kraju w stosunku do ubiegłego roku, wpływało ograniczanie obostrzeń epidemicznych wprowadzonych w okresie zimowym 2020/21.

Poprawa sytuacji społeczno-gospodarczej oraz wyższe temperatury powietrza w sezonie letnim, wpłynęły na wzrost zużycia energii elektrycznej brutto w III kwartale 2021 roku o blisko 5% r/r.

Tendencje gospodarcze w III kwartale 2021 roku pozostały pod wpływem znoszenia ograniczeń związanych z pandemią i zbliżyły się do trendu sprzed pandemii. GUS podał, że w III kwartale 2021 roku wzrost PKB wyniósł 5,1% r/r wobec spadku o 1,5% w analogicznym okresie roku ubiegłego. Zdaniem ekonomistów banku PKO BP głównym czynnikiem wzrostowym pozostała konsumpcja prywatna.

Wykres: Dynamika PKB wyrównanego sezonowo oraz krajowego zużycia energii elektrycznej brutto.

Źródło: KE, GUS, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. ("PSE S.A.")

Wskaźnik Purchasing Managers' Index ("PMI") odzwierciedla pozytywny wpływ działań podejmowanych w celu odbudowy gospodarki ze skutków pandemii COVID-19. Odczyty PMI dla przemysłu w Polsce w III kwartale 2021 roku wskazywały na optymistyczny nastrój panujący w przemyśle. Średni PMI dla przemysłu w Polsce w III kwartale 2021 roku wyniósł 55,7 pkt, co oznacza wzrost o ponad 8% r/r. Wynik powyżej poziomu

50,0 pkt oznacza, iż ankietowani menadżerowie oczekują poprawy sytuacji sektora. Jednocześnie wartości wskaźnika PMI w III kwartale 2021 roku spadały z miesiąca na miesiąc z uwagi przede wszystkim na słabsze tempo wzrostu produkcji i nowych zamówień. W obu przypadkach tempo ekspansji było marginalne, ponadto najwolniejsze od kwietnia 2021 roku z uwagi na trudności ze zdobyciem środków produkcji oraz problemy z kondycją transportu, co przyczyniło się do poważnych opóźnień w dostawach surowców do polskich fabryk. Na polski przemysł wpływa kondycja przemysłu Strefy Euro, gdzie wskaźnik PMI w III kwartale 2021 roku osiągnął średnio 60,9 pkt, podczas gdy w ubiegłym roku wynosił średnio 52,2 pkt (wzrost o blisko 17% r/r). Również wskaźnik PMI przemysłu Strefy Euro w III kwartale 2021 roku spadał z miesiąca na miesiąc, ponieważ rosnąca aktywność ekonomiczna jest blokowana przez wydłużenie czasu dostaw surowców i komponentów, co jest odzwierciedleniem rynkowych braków wynikających zarówno z silnego popytu na dobra przemysłowe, jak i z zakłóceń w logistyce będących pochodną restrykcji związanych z COVID-19.

Wykres: 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 III kwartale 2021 roku produkcja sprzedana przemysłu była wyższa niż w analogicznym okresie roku ubiegłego, co było efektem znacznego ograniczenia obostrzeń nałożonych z uwagi na pandemię COVID-19. W III kwartale 2021 roku wzrost produkcji sprzedanej przemysłu w stosunku do analogicznego okresu ubiegłego roku wyniósł średnio 10,6%. Zwiększyła się sprzedaż w większości sekcji przemysłu. W środowisku globalnych problemów z dostępnością surowców i logistycznych produkcja przemysłowa wykazała pozytywny trend, mimo spadków zanotowanych w sektorze motoryzacyjnym. W okresie styczeńwrzesień 2021 roku produkcja sprzedana przemysłu była o 15,5% wyższa w porównaniu z analogicznym okresem ubiegłego roku, kiedy notowano spadek o 3,2%.

Otoczenie rynkowe

SYTUACJA W KRAJOWYM SYSTEMIE ENERGETYCZNYM ("KSE")

Tabela: Krajowe zużycie energii elektrycznej (GWh).

	III kw. 2021	III kw. 2020	Zmiana %	I-III kw. 2021	I-III kw. 2020	Zmiana %
Krajowe zużycie energii elektrycznej	42 217	40 229	5%	128 582	120 869	6%
Elektrownie wiatrowe	2 499	2 221	13%	9 261	10 080	-8%
Elektrownie zawodowe cieplne na węglu kamiennym	23 253	17 607	32%	67 949	51 442	32%
Elektrownie zawodowe cieplne na węglu brunatnym	12 028	9 862	22%	33 238	28 531	16%
Elektrownie zawodowe cieplne gazowe	3 075	3 235	-5%	9 512	9 868	-4%
Saldo wymiany zagranicznej	-1 019	3 728	-	2 253	10 275	-78%
Pozostałe (el. przemysłowe, wodne, inne odnawialne)1	2 381	3 576	-33%	6 369	10 673	-40%

Źródło: Na podstawie danych PSE S.A.

III KWARTAŁ 2021 ROKU

W III kwartale 2021 roku krajowe zużycie energii elektrycznej zwiększyło się (przede wszystkim z powodu wzrostu zapotrzebowania polskiej gospodarki ze względu na mniejszy wpływ pandemii COVID-19) o 2,0 TWh w porównaniu z rokiem bazowym. Na skutek wzrostu mocy zainstalowanej, generacja wiatrowa wzrosła o 0,3 TWh r/r. Dodatkowo, ze względu na sytuację w krajach ościennych, import netto zmniejszył się o 4,7 TWh w porównaniu z rokiem poprzednim (w III kwartale 2021 roku Polska była per saldo eksportem energii elektrycznej). W rezultacie, do zbilansowania systemu energetycznego potrzebna była większa produkcja energii w zawodowych elektrowniach opalanych węglem kamiennym (+5,6 TWh) i węglem brunatnym (+2,2 TWh).

¹ Od 1 stycznia 2021 roku el. przemysłowe są wliczane do el. zawodowych cieplnych. Nie ma możliwości ich historycznego podziału w takim ujęciu, dlatego rok 2021 należy potraktować jako okres przejściowy. Nowa klasyfikacja wynika z wprowadzonych zmian w systemach informatycznych PSE S.A. w związku z potrzebą dostosowania ich działania do zmian wynikających z zatwierdzonych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki: Zmian nr 1/2020 Warunków Dotyczących Bilansowania, Karty aktualizacji nr CK/13/2020 IRiESP - Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci oraz Karty aktualizacji nr CB/28/2020 IRiESP - Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi.

Wykres: Bilans energii w KSE – III kwartał 2021 roku (TWh)

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

I – III KWARTAŁ 2021 ROKU

W ujęciu narastającym krajowe zapotrzebowanie na energię zwiększyło się w porównaniu z rokiem bazowym o 7,7 TWh. Za sprawą słabszej wietrzności generacja wiatrowa spadła o 0,8 TWh r/r. Dodatkowo, na skutek różnicy cen na połączeniach transgranicznych, import netto zmniejszył się o 8,0 TWh w porównaniu z analogicznym okresem ubiegłego roku. W rezultacie do zbilansowania systemu energetycznego potrzebna była większa produkcja energii w zawodowych elektrowniach opalanych węglem kamiennym (16,5 TWh) i węglem brunatnym (4,7 TWh).

Wykres: Bilans energii w KSE – I-III kwartał 2021 roku (TWh)

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

CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ – RYNEK KRAJOWY

Rynek/miara	Jedn.	III kw. 2021	III kw. 2020	Zmiana %	I-III kw. 2021	I-III kw. 2020	Zmiana %
RDN – średnia cena	PLN/MWh	404	231	75%	324	196	65%
RDN – wolumen obrotu	TWh	8,21	6,73	22%	23,33	21,11	11%

RYNEK DNIA NASTĘPNEGO ("RDN")

ANALIZA – WYBRANE CZYNNIKI CENOTWÓRCZE WPŁYWAJĄCE NA NOTOWANIA RDN

Czynnik	Jedn.	III kw. 2021	III kw. 2020	Zmiana %	I-III kw. 2021	I-III kw. 2020	Zmiana %
Uprawnienia CO2	EUR/t	57,18	27,56	107%	49,02	23,53	108%
Węgiel kamienny PSCMI-1	PLN/GJ	11,44	11,78	-3%	11,44	11,95	-4%
Generacja wiatrowa KSE	TWh	2,50	2,22	13%	9,26	10,08	-8%
Wskaźnik: generacja wiatrowa/zużycie KSE	%	6%	6%		7%	8%
Wskaźnik: wymiana zagraniczna/zużycie KSE	%	-	9%		2%	9%

W trzech kwartałach 2021 roku średnia cena energii na RDN wyniosła 324 PLN/MWh i była o 65% wyższa od średniej ceny (196 PLN/MWh) notowanej w analogicznym okresie poprzedniego roku. Wzrost cen energii był wypadkową dwóch zdarzeń – wyższego zapotrzebowania na energię elektryczną, wynikającego z ogólnego wzrostu energochłonności polskiej gospodarki i zahamowania pandemii COVID-19 oraz mniejszego pokrycia zapotrzebowania generacją z tańszych źródeł. W porównaniu do analogicznego okresu poprzedniego roku zaobserwowano wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną o 7,7 TWh, niższe o ok. 8,0 TWh saldo wymiany transgranicznej oraz niższy o 0,8 TWh poziom generacji ze źródeł wiatrowych KSE.

Wykres: Średnie miesięczne notowania na Rynku Dnia Następnego w latach 2020–2021 na Towarowej Giełdzie Energii S.A. ("TGE").*

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

RYNEK TRANSAKCJI TERMINOWYCH ("RTT")

Rynek/miara	Jedn.	III kw. 2021	III kw. 2020	Zmiana %	I-III kw. 2021	I-III kw. 2020	Zmiana %
BASE Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	375	235	60%	336	233	44%
BASE Y+1 – wolumen obrotu	TWh	30,95	27,88	11%	76,09	97,66	-22%
PEAK5 Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	418	276	51%	374	277	35%
PEAK5 Y+1 – wolumen obrotu	TWh	3,60	3,61	0%	8,90	10,06	-12%

Ceny energii na rynku terminowym kształtowane są przez podobny zestaw czynników fundamentalnych, jak ceny na RDN opisane w poprzednim paragrafie. Obserwowany wzrost cen produktu bazowego r/r dla całego roku związany jest ze wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną oraz bardzo wysokimi cenami CO2.

Wykres: Średnie miesięczne notowania na RTT w latach 2020–2021 (TGE).*

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

CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ – RYNEK MIĘDZYNARODOWY

RYNEK HURTOWY (PORÓWNANIE RYNKÓW DNIA NASTĘPNEGO)

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej na rynku polskim oraz rynkach ościennych w III kwartale 2021 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,57 PLN).

Źródło: TGE, EEX, Nordpool

Wykres: Ceny energii na Rynku Dnia Następnego.

Źródło: TGE, EEX, Nordpool

W III kwartale 2021 roku wzrost cen r/r na rynkach ościennych kształtował się w przedziale 268-283 PLN/MWh (tj. ok. 175-183%), podczas gdy w Polsce średni poziom cen był wyższy o 173 PLN/MWh r/r (ok. 75%). 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 wzrosła o 54% r/r, podczas gdy krajowy indeks cen miałów energetycznych PSCMI-1 spadł w tym samym czasie o 5%.

Wykres: Indeksy węglowe ARA vs PSCMI-1 2.

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

WYMIANA HANDLOWA

Wykres: Miesięczne handlowe wolumeny importu, eksportu oraz saldo wymiany zagranicznej w latach 2020- 2021.

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

² 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 z USD/t na PLN/GJ.

Wykres: Kwartalne handlowe wolumeny importu, eksportu oraz saldo wymiany zagranicznej w latach 2009 - 2021.

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

W III kwartale 2021 roku Polska stała się eksporterem netto energii elektrycznej, a saldo wymiany handlowej wyniosło 1,0 TWh (import 2,3 TWh, eksport 3,3 TWh) i było niższe r/r o 4,7 TWh. Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał import ze Szwecji (0,7 TWh), Niemiec (0,7 TWh, przy eksporcie na poziomie 1,3 TWh) oraz eksport na Słowację (1,2 TWh).

W trzech kwartałach 2021 roku saldo wymiany handlowej wyniosło 2,3 TWh (import 7,8 TWh, eksport 5,5 TWh) i było niższe r/r o 8,0 TWh (tj. o ok. 78% r/r) niż w analogicznym okresie roku poprzedniego. Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał import z Szwecji (2,5 TWh), Niemiec (1,7 TWh, przy eksporcie na poziomie 2,3 TWh), Czech (1,5 TWh) oraz eksport ze Słowacji (1,5 TWh).

Wykres: Geograficzna struktura wymiany handlowej w III kwartale 2021 roku (GWh).

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

Wykres: Saldo wymiany równoległej³: średni vs. maksymalny godzinowy przepływ w poszczególnych miesiącach.

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

Wzrost światowych cen paliw (które przekładają się na wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej z gazu zimnego i węgla kamiennego) oraz dodatkowo niższa wietrzność przełożyły się na wzrost cen energii w krajach sąsiednich, co w efekcie ograniczyło import energii do Polski.

³ 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 I półroczu 2021 roku⁴ dodatkowe obciążenia (ponad cenę sprzedaży i koszt dystrybucji energii elektrycznej) dla odbiorcy indywidualnego w Polsce stanowiły 41% ceny energii elektrycznej, w porównaniu do średniej dla UE wynoszącej 39%. W Danii i Niemczech udział narzutów w cenie energii elektrycznej przekraczał 50%.

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w I półroczu 2021 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,47 PLN).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.

⁴ Dane Eurostatu dot. rynku detalicznego publikowane są w okresach półrocznych.

Wykres: Udział narzutów w cenach energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w I półroczu 2021 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,47 PLN).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.

Ceny praw majątkowych

W trzech kwartałach 2021 roku średnia cena zielonych certyfikatów (indeks TGEozea) osiągnęła poziom 164 PLN/MWh i była o 20% wyższa w porównaniu do analogicznego okresu ubiegłego roku. Obowiązek umorzeń zielonych certyfikatów w porównaniu z rokiem 2020 (19,5%) nie zmienił się w roku 2021. Spadek popytu na świadectwa pochodzenia związany był przede wszystkim z niższym tempem kontraktacji energii elektrycznej do odbiorców końcowych oraz niepewnością co do wielkości obowiązku umorzeniowego w 2022 roku. Dodatkowo, w 2020 roku zakończył się 15-letni okres wsparcia dla pierwszych instalacji, które weszły do systemu w 2005 roku.

Wykres: 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 i/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 były przewidziane za realizację zadań inwestycyjnych planowanych na 2019 rok. Oznacza to, że bezpłatny przydział uprawnień dla wytwarzania energii elektrycznej wedle obecnie stosowanej metody zakończył się wraz z wpływem przydziałów za 2019 rok.

Ceny uprawnień do emisji CO² po istotnym załamaniu wywołanym wybuchem pandemii w połowie marca 2020 roku zaczęły się odbudowywać aż do gwałtownego wzrostu, który rozpoczął się w listopadzie 2020 roku. W trzech kwartałach 2021 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 21 wyniosła 49,02 EUR/t i była znacząco wyższa (+108%) od średniej ceny 23,53 EUR/t instrumentu EUA DEC 20 obserwowanej w analogicznym okresie poprzedniego roku.

Wykres: Ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla.

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o notowania ICE

Przydział Darmowych Uprawnień do emisji CO²

Przydziały darmowych uprawnień do emisji CO² na produkcję ciepła na 2020 rok Grupa otrzymała 23 kwietnia 2021 roku, po weryfikacji sprawozdań rzeczowo-finansowych z inwestycji ujętych w Krajowym Planie Inwestycyjnym. Od 2020 roku nie są przyznawane przydziały dla wytwórców energii elektrycznej.

7 lipca 2021 roku Minister właściwy do spraw klimatu ogłosił wykaz instalacji wraz z ostateczną liczbą uprawnień do emisji CO² przydzieloną na produkcję ciepła na lata 2021-2025, zgodnie z Ustawą z 12 czerwca 2015 roku o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych.

Publikacja tego wykazu jest ostatnim etapem procesu określania przydziału uprawnień do emisji na podstawie raportów dotyczących danych podstawowych, przedłożonych przez prowadzących instalacje do 30 czerwca 2019 roku. Dane wyjściowe do określenia przydziału w ww. wykazie pochodziły z okresu 2014-2018.

Publikacja wykazu kończy proces określania ostatecznej liczby uprawnień do emisji przydzielonej instalacji zgodnie z rozporządzeniem Komisji (UE) 2019/331 z 19 grudnia 2018 roku w sprawie ustanowienia przejściowych zasad dotyczących zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w całej Unii na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady.

Opublikowana, ostateczna liczba uprawnień do emisji podlega dostosowaniu na podstawie średniej wielkości produkcji z dwóch lat poprzedzających rok, na który będą wydane uprawnienia do emisji. Dane o wielkości produkcji są przekazywane przez prowadzących instalacje do 31 marca każdego roku poczynając od roku 2021 w raportach na temat poziomu działalności ("raport ALC"). Na podstawie tych danych przydziały uprawnień do emisji podlegają zmniejszeniu albo są zwiększane, jeśli średnia wielkość produkcji ciepła z dwóch lat przekroczy próg ±15% (po przekroczeniu tego progu w kolejnych latach próg będzie ±5 p.p. powyżej 15%). Na tej podstawie zostanie ustalona ostateczna liczba uprawnień do emisji dla instalacji. Dostosowanie będzie odbywało się corocznie na zasadach określonych w rozporządzeniu wykonawczym Komisji (UE) 2019/1 842 z 31 października 2019 roku. Przekazane przez prowadzących instalacje raporty ALC zostaną zaakceptowane przez Komisję Europejską, która wyda decyzję zatwierdzającą ostateczną liczbę uprawnień do emisji. Uprawnienia będą wydane na rachunek instalacji w rejestrze Unii w roku 2021. Komisja Europejska planuje wydanie decyzji zatwierdzającej wydanie uprawnień do emisji za rok 2021 w IV kwartale 2021 roku.

Minister właściwy do spraw klimatu będzie ogłaszał w Biuletynie Informacji Publicznej zatwierdzoną ostateczną roczną liczbę uprawnień do emisji, wynikającą z raportów ALC na podstawie Ustawy z 12 czerwca 2015 roku o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych.

Tabela: Emisja CO² w III kwartale 2021 roku w podziale na emisję związaną z produkcją energii elektrycznej oraz energii cieplnej w porównaniu do przydziału uprawnień do emisji CO² na 2021 rok (tony).

Produkt	Emisja CO2 w III kwartale 2021 roku*	Przydział uprawnień do emisji CO2 na 2021 rok
Energia elektryczna	17 499 462	-
Energia cieplna	414 752	650 747
RAZEM	17 914 214	650 747

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

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 2021 roku, które mogą mieć wpływ na działalność GK PGE w kolejnych latach.

KRAJOWE OTOCZENIE REGULACYJNE

Segmenty	Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	Projekt ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne. Wykaz RM: UC 17 Druk sejmowy: 808 Ustawa z 20 maja 2021 roku o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw.	Nowelizacja ustawy - Prawo energetyczne zawiera szereg zmian o znaczeniu systemowym, 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 Rynku Energii ("CSIRE").	3 lipca 2021 roku ustawa weszła w życie z wyjątkami, gdzie okres vacatio legis został przedłużony do 12, 24, 30 i 36 miesięcy.	_	Projektowane rozwiązania będą miały wpływ na wszystkie segmenty działalności Grupy PGE, w szczególności na segmenty Obrót i Dystrybucja. Projekt przygotowuje rynek na dalszą implementację dyrektywy 2019/944 w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej.
	Projekt ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne i ustawy o odnawialnych źródłach energii. Wykaz RCL: UC 74	Projekt ustawy obejmuje w szczególności propozycje przepisów implementujących do polskiego porządku prawnego dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z 5 czerwca 2019 roku w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającą dyrektywę 2012/27/UE. Projekt rozwija kierunki zmian w regulacjach zapoczątkowane w ustawie z 20 maja 2021 roku o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw. Są to m.in.:  umożliwienie technicznej zmiany sprzedawcy energii elektrycznej w 24 godziny od 2026 roku,  wdrożenie instytucji obywatelskich społeczności energetycznych, prawo odbiorcy do dobrowolnego i czasowego  obniżenia zużycia energii elektrycznej ("DSR"), agregacji, zawierania umów z cenami dynamicznymi energii elektrycznej,	23 czerwca 2021 roku upłynął termin na zgłaszanie uwag.	Publikacja projektu po konsultacjach, skierowana do prac w Radzie Ministrów.	Projektowane rozwiązania będą miały wpływ na wszystkie segmenty działalności Grupy PGE, w szczególności na segmenty Obrót i Dystrybucja. Projekt wdraża lub służy stosowaniu wielu aktów unijnych regulujących rynek energii elektrycznej, w tym dyrektywę 2019/944 w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz kodeksy sieci.

	 uregulowanie funkcji agregatora na rynku energii elektrycznej, jego zadań i uprawnień,  uregulowanie odpowiedzi odbioru i odbiorcy aktywnego na rynku energii,  umożliwienie posiadania niektórych instalacji magazynowania energii przez OSD i OSP,  rozszerzenie kompetencji URE,
	 przepisy dotyczące usług systemowych, usług elastyczności oraz zmiany w zakresie bilansowania, wprowadzenie przepisów wprowadzających  rozdział działalności przesyłowej i dystrybucyjnej od magazynowania energii – (operator systemu elektroenergetycznego, z wyjątkami przewidzianymi w projekcie, nie może być posiadaczem, nie może wznosić, obsługiwać magazynu energii ani nim zarządzać).
Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii. Wykaz RCL: UD 162	Projekt obejmuje propozycje przepisów znoszących obowiązek obliga giełdowego oraz zaostrzających odpowiedzialność w zakresie manipulacji na rynku energii elektrycznej. Prezes URE będzie mógł dysponować odpowiednimi narzędziami do zapobiegania nadużyciom i próbom nadużyć na rynku energii elektrycznej. Zgodnie z uzasadnieniem projektu ustawy, zniesienie obliga realizuje m.in. Polski Plan Wdrażania reform rynku energii elektrycznej.	8 kwietnia 2021 roku opublikowano uwagi zgłoszone w toku konsultacji publicznych.	Skierowane do dalszych prac w Radzie Ministrów.	Proponowana zmiana zniesienia obliga giełdowego nie wpłynie negatywnie na działalność Grupy PGE.
Ustawa o zmianie Ustawy o Rynku Mocy oraz niektórych innych ustaw.	Intencją projektodawcy jest dostosowanie Ustawy o Rynku Mocy do przepisów rozporządzenia PE i Rady (UE) 2019/943 z 5 czerwca 2019 roku w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz usprawnienie mechanizmu mocowego, biorąc pod uwagę doświadczenia płynące z organizacji dotychczasowych aukcji mocy oraz procesów im towarzyszących (wydanie rozporządzeń i regulaminu, określanie parametrów aukcji, procesów certyfikacji).	7 sierpnia 2021 roku ustawa została podpisana przez Prezydenta. Weszła w życie 1 września 2021 roku, za wyjątkiem art. 6 (dotyczącego przekazywania przez OSD danych i informacji z wykorzystaniem CSIRE), który wejdzie w życie 1lipca 2024 roku.	-	Nowelizacja ma kluczowe znaczenie dla Grupy PGE posiadającej istotny udział w Rynku Mocy.

Ustawa o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych. Druk sejmowy: 809 Ustawa z 17 grudnia 2020 roku o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych.	Ustawa 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. Ustawa zakłada:  system wsparcia dla 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 energii elektrycznej) offshore, modyfikacje postępowań administracyjnych,  związanych z procesem inwestycyjnym, uwzględniające specyfikę inwestycji polegającej na budowie morskich farm wiatrowych.	22 stycznia 2021 roku ustawa została podpisana przez Prezydenta. Weszła w życie 18 lutego 2021 roku.	- Ustawa ta ma kluczowe znaczenie dla rozwoju morskich farm wiatrowych i tym samym dla spółki PGE Baltica sp. z o.o., która jest odpowiedzialna za realizację programu offshore w Grupie Kapitałowej PGE i koordynuje przygotowania do budowy morskich farm wiatrowych.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UD 107 Druk sejmowy: 1 129	Projekt przewiduje w szczególności:  zniesienie obowiązku koncesyjnego dla instalacji poniżej 1MW, wydłużenie o 5 lat obowiązywania systemu  wsparcia w formie opustu, FIT (system taryf gwarantowanych), FIP (system dopłat do ceny rynkowej) i aukcyjnego (możliwości wejścia do systemu, przy zachowaniu maksymalnie 15- letniego okresu wsparcia),  wprowadzenie obowiązku publikowania przez Ministra Klimatu z wyprzedzeniem wolumenów energii z OZE do objęcia wsparciem w perspektywie kolejnych 4 lat,  podniesienie progu mocowego dla instalacji fotowoltaicznych ("PV"), powyżej którego wymagane jest uwzględnienie instalacji i stref ochronnych wokół nich w planie zagospodarowania przestrzennego,  możliwość zawierania umów dzierżawy nieruchomości rolnych Skarbu Państwa bez przetargu pomiędzy Krajowym Ośrodkiem Wsparcia Rolnictwa ("KOWR") a spółkami kapitałowymi, o których mowa w art. 1 ust. 1 Ustawy z 18 marca 2010 roku o szczególnych uprawnieniach Ministra właściwego do spraw aktywów państwowych oraz ich wykonywaniu	4 października - 2021 roku ustawa została podpisana przez Prezydenta. Weszła w życie 30 października 2021 roku.	Projekt ustawy dotyczy głównie segmentu Energetyka Odnawialna- wydłuża okres, w którym nowe projekty OZE mogą ubiegać się o wsparcie. Projekt ułatwia również planowanie rozwoju tego segmentu, dzięki obowiązkowi publikowania przez Ministra Klimatu harmonogramu i wolumenów mocy OZE, które w kolejnych 4 latach mogą ubiegać się o wsparcie.

	w niektórych spółkach kapitałowych lub grupach kapitałowych prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw gazowych w celu budowy, modernizacji lub rozbudowy urządzeń lub instalacji związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej, zapewniających bezpieczeństwo i podtrzymujących funkcjonalność mienia ujawnionego w jednolitym wykazie obiektów, instalacji, urządzeń i usług wchodzących w skład infrastruktury krytycznej.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw. Druk sejmowy: 1 382	Ustawa przewiduje zmianę sposobu rozliczania prosumentów energii odnawialnej poprzez zastąpienie dotychczasowego systemu opustowego, przewidującego możliwość magazynowania energii w sieci i zużycia jej w dowolnym innym momencie, systemem net billingu, który oznacza wycenę energii docelowo według wartości z godziny wytworzenia i godziny zużycia. Ponadto ustawa nakłada na prosumentów wchodzących do systemu od dnia 1 stycznia 2022 roku obowiązek uiszczania opłaty dystrybucyjnej (dotychczas uiszczanej w imieniu prosumentów przez sprzedawców energii). W celu umożliwienia sprzedawcom rozliczania prosumentów ustawa nakłada na OSD obowiązek przekazywania sprzedawcom szczegółowych informacji pomiarowych. Sprzedawcy będą zobowiązani do przekazywania szczegółowych informacji rozliczeniowych prosumentom za pośrednictwem dedykowanego systemu teleinformatycznego. Ustawa wprowadza również instytucję prosumenta zbiorowego (wejście w życie od 1 stycznia 2022 roku) oraz prosumenta wirtualnego (wejście w życie od 2 lipca 2024 roku).	27 października 2021 roku Sejm uchwalił ustawę i przekazał tekst do dalszych prac w Senacie.	Ustawa będzie przedmiotem obrad Senatu na posiedzeniu 24 - 25 listopada 2021 roku	Projekt ma kluczowe znaczenie dla segmentu Obrotu, na którym obecnie ciążą obowiązki rozliczania prosumentów i uiszczania w ich imieniu opłaty dystrybucyjnej na rzecz OSD oraz dla segmentu Dystrybucji, który będzie obciążony obowiązkami zbierania i opracowywania danych pomiarowych dotyczących prosumentów.
Zmiana ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych. Wykaz RCL: UD 207	Modyfikacja zasady 10 h – złagodzenie poprzez umożliwienie gminom określenia w miejscowych planach zagospodarowania przestrzennego (po konsultacjach z lokalnymi społecznościami) mniejszej niż wymagana ustawą odległości elektrowni wiatrowych od zabudowań mieszkalnych, jednak nie mniejszej niż 500 m.	4 czerwca 2021 roku upłynął termin zgłaszania uwag do projektu ustawy.	Publikacja projektu, ponowne konsultacje lub przedstawienie poprawionego projektu do dalszych prac Radzie Ministrów.	Projekt ma znaczenie dla rozwoju segmentu Energetyka Odnawialna.

Ustawa o zmianie ustawy	Ustawa ma stanowić transpozycję dyrektywy PE	15 kwietnia 2021	-	Ustawa może stanowić
o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz niektórych innych ustaw. Ustawa z 15 kwietnia 2021 roku o zmianie ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz niektórych innych ustaw.	i Rady (UE) 2018/410 z 14 marca 2018 roku zmieniającą dyrektywę 2003/87/WE w celu wzmocnienia efektywnych pod względem kosztów redukcji emisji oraz inwestycji niskoemisyjnych oraz decyzję (UE) 2015/1814 ("Dyrektywa 2018/410"), która to dyrektywa powołuje tzw. Fundusz Modernizacyjny, który miałby funkcjonować w latach 2021-2030 i miałby finansować zarówno modernizację dużych obiektów energetycznych, ale także inwestycji o mniejszej skali (termomodernizacja budynków jednorodzinnych, modernizacja źródeł i sieci ciepłowniczych, rozwój niskoemisyjnej energetyki rozproszonej). Zapisy ustawy nie przesądzają jakie inwestycje będą finansowane, jednakże zakładają, że funkcję krajowego operatora Funduszu Modernizacyjnego będzie pełnił Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej ("NFOŚiGW"). W konsekwencji, finansowanie inwestycji ze środków Funduszu będzie odbywało się w ramach przyjętych programów priorytetowych NFOŚiGW.	roku ustawa została przyjęta przez Sejm, poza wyjątkami. Weszła w życie 25 czerwca 2021 roku.		szanse na ubieganie się o finansowanie dla inwestycji GK PGE.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych oraz niektórych innych ustaw.	Projektowana ustawa, w zakresie swojej regulacji, transponuje do polskiego prawa szereg dyrektyw unijnych, w tym zwłaszcza Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z 5 czerwca 2019 roku w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającą dyrektywę 2012/27/UE, w zakresie dotyczącym budowy stacji ładowania przez OSD. Projektowana ustawa w najnowszym brzmieniu zakłada zniesienie tzw. interwencyjnego mechanizmu budowy infrastruktury ładowania. Zgodnie z propozycją przepisów OSD nie będą odpowiedzialne za budowę brakujących punktów ładowania w gminach, na które ustawa o elektromobilności nakładała obowiązek osiągnięcia określonej ilości punktów ładowania.	5 października 2021 roku projekt został przyjęty przez Radę Ministrów. 29 października 2021 roku projekt został uchwalony przez Sejm i skierowany do Senatu.	Ustawa będzie przedmiotem obrad Senatu na posiedzeniu 24- 25 listopada 2021 roku.	Projektowane przepisy nie wpłyną negatywnie na działalność Grupy PGE. Likwidacja mechanizmu interwencyjnego wiąże się ze zniesieniem obowiązków nałożonych na segment Dystrybucja oraz Obrót.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o bezpieczeństwie morskim oraz ustawy o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej.	Projekt ustawy zawiera przepisy mające na celu zapewnienie bezpieczeństwa podczas budowy i eksploatacji morskich farm wiatrowych w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego oraz zespołów urządzeń służących do wyprowadzenia mocy z tych instalacji. Dla osiągnięcia tego celu przepisy zakładają wdrożenie odpowiednich mechanizmów nadzoru nad projektowaniem, budową	6 września 2021 roku odbyło się posiedzenie Komisji Prawniczej, podczas którego podniesiono konieczność wprowadzenia modyfikacji do	Skierowanie projektu do Stałego Komitetu Rady Ministrów.	Projekt ma znaczenie dla inwestycji w budowę morskich farm wiatrowych. Wprowadzenie nadmiernych mechanizmów certyfikacji może

	i eksploatacją morskich farm wiatrowych, obejmujących system certyfikacji i czynności nadzorczych dotyczących procesu realizacji inwestycji.	projektu. Merytoryczne poprawki do projektu mają zostać rozpatrzone przez Stały Komitet Rady Ministrów.	opóźnić harmonogram i zwiększyć koszty realizacji inwestycji budowy morskich farm wiatrowych.
Rozporządzenie Rady Ministrów w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, która może zostać sprzedana w drodze aukcji w 2021 roku.	Celem niniejszego rozporządzenia jest umożliwienie przeprowadzenia aukcji w 2021 roku, co ułatwi kontynuację trendu wzrostowego rozwoju wykorzystania odnawialnych źródeł energii na potrzeby realizacji nowych zobowiązań unijnych.	Projekt - rozporządzenia został opublikowany 22 grudnia 2020 roku i z pominięciem konsultacji publicznych został ogłoszony 28 grudnia 2020 roku. Rozporządzenie weszło w życie 12 stycznia 2021 roku.	Przepisy umożliwią wystawienie projektów fotowoltaicznych Grupy w aukcjach przewidzianych na 2021 rok.

Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska ("MKiŚ") w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2021 roku oraz okresów obowiązujących wytwórców, którzy wygrali aukcje w 2021 roku.	Parametry istotne dla aukcji OZE, które mają zostać przeprowadzone w 2021 roku. Niewielkie zmiany w stosunku do cen z 2020 roku.	Rozporządzenie - przyjęte 16 kwietnia 2021 roku.	Istotne z punktu widzenia planowania i rozwoju inwestycji OZE w GK PGE.

Ustawa 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.	Ustawa ma na celu transpozycję dyrektywy EIA (określającej zasady oceny oddziaływania na środowisko) 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.	20 kwietnia 2021 roku Ustawa została podpisana przez Prezydenta, a opublikowana została 28 kwietnia 2021 roku. Ustawa weszła w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia.	-	Ustawa wpływa na wszystkie segmenty działalności Grupy PGE, realizujące inwestycje infrastrukturalne.
Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie zmiany wielkości udziału ilościowego sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2022 roku.	Rozporządzenie określa poziom obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia energii z OZE ("PM OZE") dla tzw. podmiotów zobowiązanych w 2022 roku. Rozporządzenie zmniejsza poziom obowiązku dla PM OZE (tzw. zielonych certyfikatów) o 1 p.p. – z 19,5% do 18,5% – w stosunku do poziomu obwiązującego w 2021 roku. Jednocześnie, uzasadnienie do rozporządzenia przewiduje możliwość dalszego obniżenia poziomu obowiązku w kolejnych latach.	Rozporządzenie zostało opublikowane w Dzienniku Ustaw i weszło w życie 28 sierpnia 2021 roku.		Zmniejszony poziom obowiązku może wpłynąć na zmniejszenie przyrostu przychodów segmentu Energetyka Odnawialna z tytułu sprzedaży PM OZE. Jednocześnie ogranicza obciążenie segmentu Obrót koniecznością nabycia określonej ilości PM OZE w stosunku do wolumenu obrotu energią elektryczną.
Wykaz MKIŚ: 638 Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie wymagań technicznych, warunków przyłączenia oraz współpracy mikroinstalacji z systemem elektroenergetycznym. Wykaz RCL: UD 19	Projekt rozporządzenia jest realizacją upoważnienia zawartego w art. 9 ust. 4a Ustawy – Prawo energetyczne, które nakłada na Ministra właściwego do spraw klimatu obowiązek określenia:  wymagań technicznych w zakresie przyłączania mikroinstalacji do sieci oraz warunków jej współpracy z systemem elektroenergetycznym,  warunków przyłączania mikroinstalacji do sieci oraz tryb:  wydawania warunków przyłączania dla tej instalacji,  dokonywania zgłoszenia przyłączenia mikroinstalacji. Zgodnie z wytycznymi zawartymi w upoważnieniu ustawowym, przy określeniu ww. elementów wzięto pod uwagę potrzebę zwiększenia udziału energii	28 czerwca 2021 roku projekt po uzgodnieniach został skierowany do rozpoznania przez Komisję Prawniczą przy RCL.	Rozpoznanie projektu przez Komisję Prawniczą i skierowanie projektu do podpisu Ministra.	Projekt rozporządzenia ma istotny wpływ na segment Dystrybucja w zakresie przyłączeń mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej oraz segment Obrót w zakresie rozliczeń prosumentów, w tym również dla sprzedawców zobowiązanych w zakresie obowiązku zakupu energii elektrycznej wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej z mikroinstalacji. Segment Dystrybucja będzie zobowiązany do dokonywania rejestracji i udostępniania danych

	elektrycznej wytwarzanej w mikroinstalacjach prosumentów energii odnawialnej w bilansie energetycznym kraju, bezpieczeństwo i niezawodne funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego, oraz wymagania w zakresie budowy i eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci. Zasadniczym celem rozporządzenia jest redukcja i uproszczenie formalności związanych z przyłączaniem mikroinstalacji, a tym samym uatrakcyjnienie procesu inwestycyjnego w zakresie tego rodzaju instalacji. Projekt wprowadza m.in.: ujednolicony wzór zgłoszenia mikroinstalacji, jak również wzór wniosku o wydanie warunków przyłączenia mikroinstalacji. Szczegółowe wymagania techniczne w zakresie przyłączania mikroinstalacji do sieci oraz warunki jej współpracy z systemem elektroenergetycznym i szczegółowe warunki przyłączania mikroinstalacji do sieci określa załącznik do rozporządzenia.			pomiarowych, dotyczących nadwyżki energii wytworzonej w mikroinstalacji i wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej. Przedsiębiorstwa segmentu Obrót będą zobowiązane do rozliczania w ramach umowy nadwyżki energii wytworzonej w mikroinstalacji i wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie procesów rynku energii. Wykaz RCL: UD 603	Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie procesów rynku energii stanowi wykonanie delegacji ustawowej zawartej w art. 11zh ust. 1 ustawy - Prawo energetyczne. Projekt rozporządzenia ma umożliwić przygotowania systemów IT (systemy zdalnego odczytu operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz centralnego systemu informacji rynku energii) w związku z nowymi wyzwaniami rynku energii elektrycznej. Określenie pełnego katalogu procesów rynku energii jest niezbędne dla zapewnienia przejrzystości zobowiązań wszystkich uczestników rynku energii, zarówno użytkowników systemu elektroenergetycznego obowiązanych realizować procesy rynku energii za pośrednictwem CSIRE, jak i dla Operatora Informacji Rynku Energii ("OIRE"), tak aby można było ocenić wywiązywanie się przez ww. podmioty z nałożonych na nich obowiązków. Rozporządzenie określi katalog procesów rynku energii, których realizacja za pośrednictwem CSIRE będzie obowiązkowa dla użytkowników systemu. Katalog procesów rynku energii zawiera podstawowe procesy realizowane obecnie na rynku energii elektrycznej, biorąc pod uwagę jak największą użyteczność CSIRE dla użytkowników systemu.	24 czerwca 2021 roku opublikowano projekt rozporządzenia wraz z uzasadnieniem i Oceną Skutków Regulacji ("OSR"). W lipcu i sierpniu 2021 roku opublikowano uwagi zgłoszone do projektu.	Uwzględnienie/ nieuwzględnienie uwag zgłoszonych do projektu. Publikacja zmienionego projektu i przekazanie zmodyfikowanego projektu do dalszych prac Rady Ministrów/na posiedzenie Komisji Prawniczej RCL.	Rozporządzenie będzie miało istotny wpływ przede wszystkim na segment Dystrybucja, ale także na segmenty: Energetyka Konwencjonalna, Energetyka Odnawialna oraz Obrót.

Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie systemu pomiarowego. Wykaz RCL: UD 507	Projekt rozporządzenia jest realizacją delegacji ustawowej zawartej w art. 11x ust. 2 Ustawy Prawo energetyczne, która nakłada na ministra właściwego do spraw energii, obowiązek uregulowania w nim, w porozumieniu z ministrem właściwym do spraw informatyzacji szczegółowych wymagań i standardów, jakie ma spełniać system pomiarowy. Dodatkowo, projekt rozporządzenia stanowi wypełnienie obowiązku określonego w art. 19 ust. 3 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z 5 czerwca 2019 roku w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE, zgodnie z którym Państwa Członkowskie przystępujące do wprowadzania inteligentnych systemów opomiarowania przyjmują i publikują minimalne wymagania funkcjonalne i techniczne dotyczące inteligentnych systemów opomiarowania, które mają zostać wprowadzone na ich terytoriach.	Projekt skierowano do rozpoznania przez komisję prawniczą RCL.	Rozpoznanie projektu przez komisję prawniczą RCL.	Rozporządzenie będzie miało istotny wpływ przede wszystkim na segment Dystrybucja, ale także na segmenty: Energetyka Konwencjonalna oraz Energetyka Odnawialna oraz Obrót. W zakresie działalność OSD konieczne będzie doprecyzowanie wymagań w zakresie układów pomiarowych, w tym liczników energii elektrycznej oraz systemu pomiarowego.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło. Wykaz RCL:641	Zwiększenie możliwości wzrostu planowanych przychodów w taryfach dla ciepła z kogeneracji o 1 p.p. Zagwarantowanie minimalnego wzrostu planowanego przychodu dla taryf kształtowanych na bazie kosztów (wytwarzanie, przesyłanie i dystrybucja). Dodatkowe premiowanie zwiększonym zwrotem z kapitału aktywów, które powstały w związku z budową źródeł ciepła stanowiących instalacje odnawialnego źródła energii. Uwarunkowanie wskazania realnej możliwości przeznaczenia środków wynikających ze zwiększonych planowanych przychodów zatwierdzonych przez Prezesa URE w taryfie dla ciepła, na inwestycje związane z modernizacją infrastruktury mającą na celu ochronę środowiska. Umożliwienie zmiany taryfy po zmianie wskaźników dotyczących minimalnego wzrostu planowanych przychodów.	5 sierpnia 2021 roku opublikowano projekt rozporządzenia wraz z uzasadnieniem i OSR. MKiŚ analizuje uwagi zgłoszone do projektu rozporządzenia.	Uwzględnienie/ nieuwzględnienie uwag zgłoszonych do projektu. Publikacja zmienionego projektu i przekazanie zmodyfikowanego projektu do dalszych prac Rady Ministrów/na posiedzenie Komisji Prawniczej RCL.	Rozporządzenie ma pozytywny wpływ na segment Ciepłownictwo, zarówno na wytwarzanie ciepła w ciepłowniach, jak i jednostkach kogeneracji. Pozytywne zmiany w procesie taryfowania mogą stać się dodatkowym impulsem inwestycyjnym.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z wysokosprawnej	Rozporządzenie określa maksymalne ilości i wartości energii elektrycznej objętej wsparciem oraz jednostkowe wysokości premii gwarantowanych. Wielkości te są niezbędne do funkcjonowania mechanizmu wsparcia energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji w roku 2022.	Rozporządzenie zostało opublikowane w Dzienniku Ustaw i weszło w życie 24 października 2021 roku.	-	Rozporządzenie ma pozytywny wpływ na segment Ciepłownictwo - jednostki kogeneracji uczestniczące we wsparciu kogeneracji zgodnie

kogeneracji objętej wsparciem oraz jednostkowych wysokości premii gwarantowanej w roku 2022. Wykaz RCL:653	Rozporządzenie wydawane cyklicznie do 31 października.		z Ustawą o wsparciu kogeneracji.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie wartości referencyjnych dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji w roku 2022. Wykaz RCL:654	Rozporządzenie określa wartości referencyjne niezbędne do przeprowadzenia aukcji i naborów na premię kogeneracyjną dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji w roku 2022. Rozporządzenie wydawane cyklicznie do 31 października.	Rozporządzenie - zostało opublikowane w Dzienniku Ustaw i weszło w życie 24 października 2021 roku.	Rozporządzenie ma pozytywny wpływ na segment Ciepłownictwo - jednostki kogeneracji uczestniczące we wsparciu kogeneracji zgodnie z Ustawą o wsparciu kogeneracji.
Projekt rozporządzenia Ministra Infrastruktury w sprawie oceny wniosków w postępowaniu rozstrzygającym.	Projekt rozporządzenia ustala przejrzyste, szczegółowe kryteria oceny wniosków w postępowaniu rozstrzygającym, jasną punktację za te kryteria oraz zakres informacji i dokumentów pozwalających na ustalenie spełnienia przez wnioskodawców kryteriów w tym postępowaniu. Projekt zawiera regulację minimum kwalifikacyjnego oraz sposobu ustalania najistotniejszego kryterium oceny wniosków w postępowaniu rozstrzygającym.	18-19 sierpnia Przekazanie 2021 roku odbyło się zmodyfikowanego posiedzenie Komisji projektu do Prawniczej, podczas dalszych prac której podniesione Rady Ministrów/ zostały uwagi na posiedzenie merytoryczne do Komisji treści projektu, Prawniczej RCL. wymagające dalszego uzgodnienia. 8 listopada 2021 roku opublikowana została nowa wersja projektu rozporządzenia.	Projekt jest istotny z punktu widzenia planowania i rozwoju inwestycji morskich farm wiatrowych w GK PGE.

ZAGRANICZNE OTOCZENIE REGULACYJNE

Segmenty	Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
Europejski Zielony Ład/ Pakiet Fit for 55
	Rozporządzenie 2018/1999 ustanawiające ramy na potrzeby osiągnięcia neutralności klimatycznej (Europejskie prawo o klimacie).	Wprowadzenie dla UE prawnie wiążącego celu neutralności klimatycznej do 2050 roku oraz określenie nowego celu redukcji emisji na 2030 rok.	Europejskie prawo o klimacie zostało opublikowane w Dzienniku Urzędowym UE 9 lipca 2021 roku i weszło w życie 29 lipca 2021 roku. 14 lipca 2021 roku nastąpiła publikacja odnośnych wniosków legislacyjnych wdrażających cele klimatyczne przyjęte w Europejskim prawie o klimacie (tzw. pakiet Fit for 55).	Wnioski legislacyjne zawarte w pakiecie Fit for 55 zostały skierowane do dalszych prac w Radzie i Parlamencie Europejskim.	Poprawa konkurencyjności źródeł odnawialnych i w krótkiej perspektywie czasu jednostek gazowych, kosztem jednostek wytwórczych wykorzystujących paliwa wysokoemisyjne. Wzrost kosztów operacyjnych konwencjonalnego wytwarzania energii elektrycznej.
	Dyrektywa 2003/87/WE ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych w UE (dyrektywa ETS) i akty wykonawcze oraz delegowane. Decyzja 2015/1814 w sprawie ustanowienia i funkcjonowania rezerwy stabilności rynkowej dla unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (decyzja MSR).	Przeciwdziałanie zmianom klimatu. Stworzenie poprzez odpowiedni sygnał cenowy CO2 zachęt inwestycyjnych do rozwijania źródeł niskoemisyjnych.	14 lipca 2021 roku KE zaprezentowała projekt reformy dyrektywy ETS i decyzji MSR (odpowiednie wnioski legislacyjne). Komisją wiodącą ws. projektu reformy dyrektywy ETS w Parlamencie Europejskim jest komisja środowiskowa ("ENVI"), a posłem sprawozdawcą został Peter Liese (EPL, DE). Natomiast, komisją wiodącą ws. decyzji MSR jest komisja ENVI, a posłem sprawozdawcą został Cyrus Engerer (S&D, MT).	Wniosek legislacyjny jest procedowany zgodnie ze zwykłą procedurą prawodawczą przez Parlament Europejski i Radę. KE zakłada, że negocjacje na poziomie instytucji UE mogą potrwać do 2023 roku, tak aby w UE wyższe cele mogły być wdrażane od 2024 roku. Termin transpozycji zmian w dyrektywie ETS został zapisany w projekcie jako 31 grudnia 2023 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 i decyzji MSR spowoduje dalszy wzrost cen uprawnień do emisji.

Dyrektywa 2018/2001 w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (dyrektywa OZE).	Dostosowanie legislacji związanej ze zwiększaniem udziału energii odnawialnej w odniesieniu do nowego, wyższego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE w 2030 roku.	14 lipca 2021 roku KE w ramach pakietu legislacyjnego Fit for 55 przedstawiła wniosek legislacyjny obejmujący projekt zmiany dyrektywy OZE. Komisją wiodącą w Parlamencie Europejskim jest Komisja Przemysłu, Badań Naukowych i Energii ("ITRE"), a posłem sprawozdawcą został Markus Pieper (EPL, DE).	Wniosek legislacyjny został skierowany do dalszych prac w Radzie oraz Parlamencie Europejskim. Wniosek legislacyjny jest procedowany zgodnie ze zwykłą procedurą prawodawczą przez Parlament Europejski i Radę. Jako datę transpozycji do prawa krajowego proponuje się 31 grudnia 2024 roku.	Poprawa konkurencyjności niskoemisyjnych źródeł energii w porównaniu do energii ze źródeł wysokoemisyjnych. Większy udział źródeł odnawialnych w polskim miksie energetycznym do 2030 roku.
Dyrektywa 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej (dyrektywa EED).	Dostosowanie legislacji związanej z poprawą efektywności energetycznej w odniesieniu do nowego, wyższego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE w 2030 roku.	14 lipca 2021 roku KE w ramach pakietu legislacyjnego Fit for 55 przedstawiła wniosek legislacyjny dotyczący projektu zmiany dyrektywy EED. Komisją wiodącą w Parlamencie Europejskim jest komisja ITRE, a posłem sprawozdawcą został Niels Fuglsang (S&D, DK).	Wniosek legislacyjny został skierowany do dalszych prac w Radzie oraz Parlamencie Europejskim. Wniosek legislacyjny jest procedowany zgodnie ze zwykłą procedurą prawodawczą przez Parlament Europejski i Radę. Termin transpozycji dyrektywy do prawa krajowego nie został wskazany w opublikowanym projekcie.	Poprawa konkurencyjności niskoemisyjnych źródeł energii w porównaniu do energii ze źródeł wysokoemisyjnych w szczególności w systemach ciepłowniczych. Szybsze tempo wypierania kogeneracji węglowej z systemów ciepłowniczych w związku z wprowadzeniem nowego kryterium emisyjnego. Wyższy współczynnik rocznych oszczędności energii finalnej będzie wpływać na zwiększenie obciążeń systemem świadectw efektywności energetycznej.
Dyrektywa 2003/96/WE w sprawie restrukturyzacji wspólnotowych przepisów ramowych dotyczących opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej (dyrektywa ETD).	Dostosowanie legislacji związanej z opodatkowaniem produktów energetycznych i energii elektrycznej do nowego, wyższego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE w 2030 roku.	14 lipca 2021 roku KE w ramach pakietu legislacyjnego Fit for 55 przedstawiła wniosek legislacyjny obejmujący projekt rewizji dyrektywy ETD. Komisją wiodącą w Parlamencie Europejskim jest Komisja Polityki Gospodarczej ("ECON"), a posłem sprawozdawcą został Johan van Overtveldt (EKR, BE).	Wniosek legislacyjny został skierowany do dalszych prac w Radzie i Parlamencie Europejskim. Wniosek ten jest procedowany zgodnie ze szczególną procedurą prawodawczą (procedura konsultacji) przez Parlament Europejski i Radę. Proponowany termin transpozycji dyrektywy to 1 stycznia 2023 roku.	Negatywny wpływ na GK PGE wynikający z podwyższenia minimalnych stawek opodatkowania produktów energetycznych.
Rozporządzenie w sprawie wspierania infrastruktury paliw alternatywnych (Alternative Fuels	Celem przyjęcia nowego rozporządzenia, które uchyla Dyrektywę ws. rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych	14 lipca 2021 roku KE w ramach pakietu legislacyjnego Fit for 55 przedstawiła wniosek legislacyjny obejmujący projekt rozporządzenia AFIR. Komisją wiodącą	Wniosek legislacyjny został skierowany do dalszych prac w Radzie oraz Parlamencie Europejskim.	Konieczność przygotowania sieci elektroenergetycznej do realizacji obowiązków wynikających z rozporządzenia

Infrastructure Regulation ("AFIR")).	("AFID") jest zapewnienie szybszego rozwoju infrastruktury ładowania i wdrożenia celów w zakresie minimalnego rozmieszczenia stacji ładowania, w tym celów dotyczących odległości pomiędzy punktami ładowania w całej transeuropejskiej sieci transportowej ("TEN - T"). .	w Parlamencie Europejskim jest Komisja Transportu i Turystyki ("TRAN"), a posłem sprawozdawcą został Ismail Ertug (S&D, DE).		AFIR w obszarze dystrybucyjnym.
Rozporządzenie w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej (rewizja rozporządzenia TEN-E).	Określenie wytycznych dotyczących rozwoju transeuropejskiej infrastruktury energetycznej i nowych kryteriów dla projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania ("PCI").	15 grudnia 2020 roku KE przedstawiła wniosek legislacyjny dotyczący rewizji rozporządzenia TEN-E, który określi ramy wyłaniania tzw. projektów PCI, mogących uzyskać wsparcie finansowe z instrumentu "Łącząc Europę". 11 czerwca 2021 roku na Radzie ds. Transportu, Telekomunikacji i Energii ("TTE") przyjęto podejście ogólne będące podstawą pozycji Rady w trilogach. Głównym obszarem zmian proponowanych przez Radę są kwestie związane z dalszym wsparciem infrastruktury gazu ziemnego w ramach rozporządzenia TEN-E. Dla projektów elektroenergetycznych nie wprowadzono zasadniczych zmian. 28 września 2021 roku komisja ITRE w PE zatwierdziła poprawki do projektu rozporządzenia i mandat do rozpoczęcia trójstronnych negocjacji, ostatecznie przyjęty jako stanowisko negocjacyjne PE. Wśród poprawek PE znajdują się propozycje zmierzające do uwzględnienia w TEN-E sieci radialnych na potrzeby morskich	Trilogi oraz prace na poziomie technicznym prowadzące do osiągnięcia porozumienia będą najprawdopodobniej odbywać się do końca listopada. 2 grudnia 2021 roku odbędzie się posiedzenie Rady TTE, podczas którego możliwe jest zatwierdzenie uzgodnionego porozumienia. 14 lutego 2022 roku wstępnie zaplanowano przyjęcie uzgodnionego porozumienia na posiedzeniu plenarnym PE. Zgodnie z wnioskiem legislacyjnym KE nowe zasady miałyby obowiązywać od 1 stycznia 2022 roku.	Określenie zasad realizacji projektów wspólnego zainteresowania to potencjalna szansa na uzyskanie wsparcia dla inwestycji GK PGE.

farm wiatrowych oraz szereg poprawek rozluźniających kryteria dla projektów inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Pierwszy trilog pomiędzy PE, KE i Radą odbył się 13 października 2021 roku. W jego trakcie zaprezentowane zostały stanowiska wszystkich stron oraz zapadła decyzja o skierowaniu projektu do dalszych prac na poziomie technicznym. Drugi trilog miał miejsce 25 października 2021 roku.

Regulacje dotyczące perspektywy finansowej na lata 2021-2027 oraz finansowania zrównoważonego wzrostu gospodarczego

Rozporządzenie	Ułatwienie finansowania	Rozporządzenie dot. taksonomii	Do 7 grudnia 2021 roku	Wpływ na dostępność oraz
2020/852 w sprawie ustanowienia ram	zrównoważonego wzrostu gospodarczego w UE.	zostało opublikowane w Dzienniku Urzędowym UE 22 czerwca 2020	Rada ma możliwość zgłoszenia sprzeciwu do aktu	koszt środków finansowych pozyskiwanych przez spółki GK
ułatwiających		roku, po czym weszło w życie 12	delegowanego określającego	PGE na inwestycje. Kwestia
zrównoważone		lipca 2020 roku.	szczegółowe techniczne	uznania energii jądrowej i gazu
inwestycje, zmieniające		21 kwietnia 2021 roku KE	kryteria przesiewowe.	za zrównoważone pod
rozporządzenie (UE)		wstępnie przyjęła akt delegowany	Przewidywane dokończenie	względem środowiskowym
2019/2088		do tego rozporządzenia określający	procesu legislacyjnego	zostanie ustalona na
(rozporządzenie dot.		szczegółowe techniczne kryteria	dotyczącego aktu	podstawie treści dodatkowego
taksonomii) i akt		przesiewowe, na podstawie których	delegowanego określającego	aktu delegowanego.
delegowany do tego		dokonywana będzie ocena	szczegółowe techniczne	Obowiązek włączania do
rozporządzenia		działalności ekonomicznej w celu	kryteria przesiewowe oraz	oświadczenia na temat
określający techniczne kryteria przesiewowe.		stwierdzenia, czy dana działalność jest prowadzona w sposób	aktu delegowanego pod art. 8 rozporządzenia dot.	informacji niefinansowych lub
		zrównoważony pod względem	taksonomii – IV kwartał	skonsolidowanego
		środowiskowym. Akt ten nie zawiera	2021 roku.	oświadczenia na temat
		technicznych kryteriów	Przewidywane	informacji niefinansowych,
		przesiewowych dla gazu oraz energii	przygotowanie przez KE	informacji odnośnie udziału
		jądrowej.	dodatkowego aktu	w obrocie, CAPEX-ie i OPEX-ie działalności zrównoważonych
		4 czerwca 2021 roku KE	delegowanego określającego	pod względem
		opublikowała ww. akt delegowany	szczegółowe techniczne	środowiskowym.
		w językach narodowych. Od tego	kryteria przesiewowe
		momentu zaczął biec okres 4 miesięcy (z możliwością	w zakresie gazu i energii jądrowej – IV kwartał 2021
		rozszerzenia o kolejne dwa	roku.
		miesiące) na zgłoszenie sprzeciwu	Przewidywane przygotowanie
		do aktu delegowanego ze strony PE	legislacji dotyczącej wsparcia
		i Rady.	finansowego dla niektórych
			działań, głównie w sektorze

niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem państwa bez konieczności

dokonywania

zaostrza kryteria uzyskania pomocy publicznej, inne

		6 lipca 2021 roku KE opublikowała akt delegowany pod art. 8 rozporządzenia dot. taksonomii określający zasady raportowania udziału w obrocie, CAPEX-ie i OPEX ie działalności zrównoważonych pod względem środowiskowym. 29 września 2021 roku Rada przedłużyła do 7 grudnia 2021 roku okres na zgłoszenie sprzeciwu do aktu delegowanego określającego 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. 7 października 2021 roku upłynął okres na zgłoszenie sprzeciwu przez PE do tego aktu delegowanego. PE nie zgłosił takiego sprzeciwu.	energetycznym (w tym zwłaszcza gazu), które przyczyniają się do redukcji emisji gazów cieplarnianych w taki sposób, że wspierają transformację do gospodarki neutralnej klimatycznie - IV kwartał 2021 roku. Publikacja przez Platformę na rzecz zrównoważonego finansowania raportu odnośnie taksonomii działań szkodliwych i działań nie mających istotnego wpływu na środowisko, raportu odnośnie społecznej taksonomii oraz raportu odnośnie technicznych kryteriów przesiewowych dla kolejnych celów środowiskowych – IV kwartał 2021 roku.
Wytyczne Komisji Europejskiej w sprawie udzielania pomocy publicznej dla klimatu, ochrony środowiska i energii 2022 ("CEEAG").	Określenie nowych zasad udzielania pomocy publicznej, dostosowanych do nowych celów redukcyjnych UE wynikających z przyjęcia Prawa klimatycznego.	7 czerwca 2021 roku KE opublikowała projekt nowych wytycznych CEEAG, które mają zastąpić dotychczasowe wytyczne. Konsultacje publiczne trwały do 2 sierpnia 2021 roku. 20 października 2021 roku Parlament Europejski podjął rezolucję, w której zajął stanowisko względem zaproponowanego przez KE brzmienia wytycznych CEEAG.	Po ustaleniu ostatecznego brzmienia wytyczne CEEAG zostaną zatwierdzone przez Kolegium Komisarzy i opublikowane w Dzienniku Urzędowym UE. Wejście w życie nowych zasad pomocowych zaplanowane zostało na początek 2022 roku.	Zmiana warunków uzyskania pomocy publicznej w segmentach GK PGE. Część postanowień zaostrza kryteria uzyskania pomocy publicznej, inne doprecyzowują zasady jej uzyskania.
Rewizja rozporządzenia nr 651/2014 z 17 czerwca 2014 roku uznającego	Rozporządzenie ma na celu ułatwienie państwom członkowskim wdrażania środków pomocy	6 października 2021 roku Komisja Europejska rozpoczęła konsultacje publiczne projektu rewizji rozporządzenia GBER.	Konsultacje potrwają do 8 grudnia 2021 roku.	Zmiana warunków notyfikowania pomocy publicznej w segmentach GK PGE. Część postanowień

Projekt zmian rozszerza zbiór środków wyłączonych z obowiązku

wewnętrznym	uprzedniego zgłoszenia,	uprzedniego zgłoszenia oraz	doprecyzowują zasady jej
w zastosowaniu art. 107	w obszarze:	podnosi progi, powodujące	uzyskania.
i 108 Traktatu	 pomocy	obowiązek zgłoszenia w odniesieniu
(rozporządzenie GBER).	regionalnej,	do środków na ochronę klimatu
	 pomocy na	i środowiska oraz cele związane
	finansowanie	z energią, gdy jest to obiektywnie
	ryzyka,	uzasadnione. Ma on również na celu
	 pomocy na	zapewnienie dodatkowej
	działalność	elastyczności, przez uwzględnienie
	badawczą,	wyższych poziomów intensywności
	rozwojową	pomocy, w szczególności gdy pomoc
	i innowacyjną,	jest przyznawana w ramach
	 pomocy na ochronę	procedury przetargowej zgodnej
	środowiska i cele	z zasadami konkurencji.
	związane z energią.

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 46 100), sygn. T-167/19

Postępowanie	Skarga ma na celu	14 marca 2019 roku spółki Tempus Energy	Tempus ma możliwość	W związku z wydanym orzeczeniem,
w sprawie	unieważnienie	Germany oraz T Energy Sweden złożyły skargę na	wniesienia odwołania od	zarówno świadczenie obowiązku
Tempus Energy	decyzji KE	decyzję KE w sprawie polskiego Rynku Mocy (sprawa	wyroku w sprawie polskiego	mocowego, jak i przychody z Rynku
Germany	o niewnoszeniu	T- 167/19). Z opublikowanego 6 maja 2019 roku	Rynku Mocy do Trybunału	Mocy nie są zagrożone.
i T Energy	zastrzeżeń do	streszczenia głównych zarzutów i argumentów	Sprawiedliwości UE do 16
Sweden	polskiego Rynku	przytoczonych w skardze wynika, że skarżący powołali	grudnia 2021 roku.
przeciwko	KE Mocy, wydanej	się m.in. na brak wszczęcia przez KE formalnego
(sygn.	w ramach	postępowania wyjaśniającego (drugiego etapu oceny
T-67/19).	postępowania	mechanizmu mocowego) oraz rzekomo
	pomocowego	dyskryminacyjne traktowanie w ramach polskiego
	o sygn.	Rynku Mocy jednostek zarządzania popytem ("DSR").
	SA 46 100.	2 września 2021 roku wydany został korzystny
		dla KE wyrok Trybunału, który uchylił wydany
		w I instancji wyrok Sądu UE i oddalił skargę Tempus
		Energy i Tempus Energy Technology przeciwko KE
		w sprawie dotyczącej brytyjskiego Rynku Mocy
		(sygn. C-57/19 P).
		6 października 2021 roku Sąd UE wydał
		rozstrzygnięcie korzystne dla KE w sprawie polskiego

		Rynku Mocy (sprawa T- 167/19), popieranej przez
		Rzeczpospolitą Polską, kwestionując zasadność
		podniesionych zarzutów i w konsekwencji oddalając skargę spółek Tempus Energy Germany oraz T Energy

		Sweden.

Skarga Republiki Czeskiej przeciwko Rzeczpospolitej Polskiej (sygn. C-121/21) wraz z wnioskiem o zastosowanie środka tymczasowego

Postępowanie	26 lutego 2021 roku Republika Czeska wniosła do	Wyrok Trybunału	Odpowiednio do rozstrzygnięcia
w sprawie	Trybunału Sprawiedliwości skargę przeciwko	Sprawiedliwości zapadnie	w przedmiocie środka tymczasowego
Republika	Rzeczpospolitej Polskiej z tytułu przedłużenia koncesji	najwcześniej w I kwartale	i żądań określonych w skardze,
Czeska	dla KWB Turów. Do skargi został załączony wniosek	2022 roku, po	sprawa może wpłynąć na warunki
przeciwko	o zastosowanie środka tymczasowego w postaci	wcześniejszym wydaniu	dalszej pracy kompleksu
Polsce (sygn.	natychmiastowego wstrzymania pracy KWB Turów.	opinii przez rzecznika	energetycznego w Turowie.
C-121/21).	19 kwietnia 2021 roku opublikowano streszczenia	generalnego. Na wniosek
	skargi i głównych argumentów w Dzienniku	Polski sprawa procedowana
	Urzędowym UE.	jest w trybie
		przyspieszonym.

Segmenty	Postępowanie	Cel skargi	Główne wydarzenia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
			21 maja 2021 roku Wiceprezes Trybunału Sprawiedliwości wydała postanowienie w przedmiocie środka tymczasowego o następującej treści: "Rzeczpospolita Polska zaprzestanie natychmiast i do chwili ogłoszenia wyroku kończącego sprawę C- 121/21 wydobycia węgla brunatnego w kopalni Turów (Polska)." Środek tymczasowy nie rozstrzyga co do istoty sprawy. Wniosek zmierzający do uchylenia postanowienia Wiceprezes Trybunału Sprawiedliwości z 21 maja 2021 roku został oddalony. Na mocy wydanego 20 września 2021 roku postanowienia Wiceprezes Trybunału Sprawiedliwości, Rzeczpospolita Polska została zobowiązana do zapłaty na rzecz Komisji Europejskiej okresowej kary pieniężnej w wysokości 500 tys. EUR dziennie, począwszy od dnia doręczenia Rzeczpospolitej Polskiej niniejszego postanowienia aż do chwili, w której państwo członkowskie zastosuje się do treści postanowienia (C-121/21 R). Rozprawa przed Trybunałem Sprawiedliwości odbyła się 9 listopada 2021 roku.

3. Działalność Grupy Kapitałowej PGE

Podstawowe segmenty działalności GK PGE

	Energetyka Konwencjonalna	Ciepłownictwo	Energetyka Odnawialna	Dystrybucja	Obrót
Kluczowe aktywa segmentu	5 elektrowni konwencjonalnych 2 kopalnie węgla brunatnego	16 elektrociepłowni	17 farm wiatrowych 5 elektrowni fotowoltaicznych 29 elektrowni wodnych przepływowych 4 elektrownie szczytowo-pompowe, w tym 2 z dopływem naturalnym	296 481 km linii dystrybucyjnych	-
Moc zainstalowana energia elektryczna/ energia cieplna	13 312 MWe/843 MWt	2 608 MWe/6 842 MWt	2 331 MWe/-	-	-
Wolumeny energii elektrycznej*	Produkcja energii elektrycznej netto 15,82 TWh	Produkcja energii elektrycznej netto 1,28 TWh	Produkcja energii elektrycznej netto 0,50 TWh	Dystrybuowana energia elektryczna 9,30 TWh	Sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców finalnych 9,14 TWh**
Wolumeny energii cieplnej*	Produkcja ciepła netto 0,45 PJ	Produkcja ciepła netto 3,87 PJ	-	-	-
Pozycja rynkowa	GK PGE jest liderem w dziedzinie wydobycia węgla brunatnego w Polsce (91%) GK PGE jest również krajowym liderem w elektrycznej oraz największym wytwórcą ciepła	- produkcji energii	GK PGE jest największym producentem energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych z rynkowym udziałem ok. 9% (bez uwzględniania współspalania biomasy i biogazu)	Drugi pod względem ilości klientów dystrybutor energii elektrycznej w kraju	Lider w handlu hurtowym i detalicznym w Polsce

*Prezentowane dane dotyczą III kwartału 2021 roku.

**Dane dotyczą PGE Obrót S.A.

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. EBITDA 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 za III kwartał 2021 roku mają segmenty: Energetyka Konwencjonalna (36%) oraz Dystrybucja (32%). Segment Obrót odpowiada za 15% EBITDA, segment Energetyka Odnawialna za 10% EBITDA, natomiast segment Ciepłownictwo wypracował 7% EBITDA.

EBITDA GRUPY KAPITAŁOWEJ W PODZIALE NA SEGMENTY (MLN PLN)

*Na wykresie nie przedstawiono danych za III kwartał 2020 roku, ponieważ w tym okresie spółki segmentu Gospodarka Obiegu Zamkniętego prezentowane były w segmentach Energetyka Konwencjonalna, Ciepłownictwo oraz Pozostała Działalność.

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

	EBITDA III kwartał 2020	Wynik na sprzedaży energii elektrycznej u wytwórców1	Przychody ze sprzedaży ciepła	Uprawnienia do 2 emisji CO2	Koszty paliwa	Rynek Mocy3	Przychody RUS	Wynik na sprzedaży e.e. do odbiorców finalnych4	Marża na usłudze dystrybucyjnej5	Koszty osobowe6	Koszty aktywowane Pozostałe7		EBITDA III kwartał 2021
Odchylenie		890	38	-853	-208	728	-139	121	35	18	-136	-127
EBITDA raportowana III kwartał 2020	1 546
Zdarzenia jednorazowe III kwartał 2020	-28
EBITDA powtarzalna III kwartał 2020	1 574	3 936	276	1 498	870	0	195	160	1 045	1 244	257	683
EBITDA powtarzalna III kwartał 2021 Zdarzenia jednorazowe		4 826	314	2 351	1 078	728	56	281	1 080	1 226	121	810	1 941
iprzejściowe III kwartał 2021													169
EBITDA raportowana III kwartał 2021													2 110

Odwrócenie wpływu sumy zdarzeń jednorazowych pomniejszającej wynik raportowany.

Odwrócenie wpływu sumy zdarzeń jednorazowych i przejściowych powiększającej wynik raportowany.

¹Przychód ze sprzedaży energii elektrycznej pomniejszony o koszt zakupu energii elektrycznej.

²Skorygowane o wynik na odsprzedaży uprawnień do emisji CO2, który powstał w wyniku redukcji PSE S.A. i działań handlowych w bieżącym okresie oraz wynik na kontraktach forward niedotyczących bieżącego roku.

³Ujęcie zarządcze.

⁴Z uwzględnieniem korekty marży na prawach majątkowych ("PM") na GK PGE.

⁵Uwzględnia przychody z tytułu usług dystrybucyjnych, koszty usług przesyłowych PSE S.A. i saldo opłat przenoszonych oraz koszty zakupu e.e. na pokrycie różnicy bilansowej.

⁶Koszty osobowe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy aktuarialnej i rozwiązania rezerwy PDO (zdarzenia jednorazowe). ⁷Pozycja Pozostałe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy rekultywacyjnej, rekompensat KDT (zdarzenia jednorazowe) oraz wyniku na rolowaniu transakcji zabezpieczających cenę uprawnień do emisji CO² dla przyszłych okresów (zdarzenie przejściowe).

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH

Wykres: Zmiana stanu środków pieniężnych (mln PLN).

¹50% środków pieniężnych, które Elektrownia Wiatrowa Baltica–2 sp. z o.o. ("EWB2") oraz Elektrownia Wiatrowa Baltica–3 sp. z o.o. ("EWB3") otrzymały od Ørsted na podwyższenie kapitału.

²Głównie sprzedaż udziałów (wartość pomniejszona o środki pieniężne sprzedawanej spółki) w spółce PGE EJ 1 sp z.o.o. ("PGE EJ 1"), obligacji PGE EJ 1 oraz wynik utraty kontroli i dekonsolidacji.

¹W celu ujednolicenia raportowania poziomu zadłużenia netto (dostosowanie do sposobu liczenia kowenantów zawartych w umowach kredytowych) począwszy od wyników za I półrocze 2021 roku nastąpiła zmiana w prezentacji, co skutkuje również zmianą w okresie porównywalnym (stan na 31 grudnia 2020 roku), tj. w środkach o ograniczonej możliwości dysponowania ujęte są wyłącznie środki na rachunkach klientów PGE Dom Maklerski S.A., stanowiące zabezpieczenie rozliczeń z Izbą Rozliczeniową Giełd Towarowych S.A. ²Środki pieniężne ze sprzedaży spółki PGE EJ 1 (372 mln PLN) pomniejszone o środki pieniężne tej spółki (53 mln PLN).

*Na wykresach nie przedstawiono danych za III kwartał 2020 roku, ponieważ w tym okresie spółki segmentu Gospodarka Obiegu Zamkniętego prezentowane były w segmentach Energetyka Konwencjonalna, Ciepłownictwo oraz Pozostała Działalność.

**Dane za III kwartał 2021 roku zostały dostosowane do obecnie obowiązującego sposobu prezentacji nakładów inwestycyjnych.

BILANS ENERGII GK PGE

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

Wolumen sprzedaży	III kwartał	III kwartał	Zmiana	I-III kwartał	I-III kwartał	Zmiana
	2021	2020	%	2021	2020	%
A . Sprzedaż energii elektrycznej poza GK PGE, tym:	27,28	28,71	-5%	79,66	86,22	-8%
Sprzedaż do odbiorców finalnych*	9,17	10,34	-11%	27,92	30,46	-8%
Sprzedaż na rynku hurtowym i bilansującym	18,11	18,37	-1%	51,74	55,76	-7%
B. Zakup energii spoza Grupy PGE (rynek hurtowy i bilansujący)	10,40	15,12	-31%	31,75	46,31	-31%
C. Produkcja energii netto w jednostkach GK PGE	17,60	14,27	23%	50,54	42,85	18%
D. Zużycie własne OSD, KWB, ESP (D=C+B-A)	0,72	0,68	6%	2,63	2,94	-11%

*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").

Niższa sprzedaż i zakup na rynku hurtowym wynika z niższego poziomu zakontraktowania w transakcjach terminowych zarówno na sprzedaży jak i zakupie. Grupa Kapitałowa w mniejszym stopniu realizowała zakup na giełdzie z uwagi na zmniejszoną sprzedaż na rynku bilateralnym.

Spadek wolumenu sprzedaży do odbiorców finalnych w trzech kwartałach 2021 roku jest następstwem niższej sprzedaży energii elektrycznej w segmencie klientów korporacyjnych.

Tabela: Zestawienie produkcji energii elektrycznej netto (TWh).

Wolumen produkcji	III kwartał	III kwartał	Zmiana	I-III kwartał	I-III kwartał	Zmiana
	2021	2020	%	2021	2020	%
PRODUKCJA ENERGII NETTO w TWh, z czego:	17,60	14,27	23%	50,54	42,85	18%
Elektrownie opalane węglem brunatnym	9,73	7,72	26%	27,31	22,40	22%
w tym współspalanie biomasy	0,00	0,00	-	0,00	0,00	-
Elektrownie opalane węglem kamiennym	6,09	4,28	42%	14,90	11,70	27%
w tym współspalanie biomasy	0,01	0,01	0%	0,02	0,02	0%
Elektrociepłownie węglowe	0,52	0,51	2%	3,09	2,97	4%
w tym współspalanie biomasy	0,00	0,00	-	0,00	0,00	-
Elektrociepłownie gazowe	0,63	1,23	-49%	3,09	3,62	-15%
Elektrociepłownie biomasowe	0,12	0,04	200%	0,27	0,25	8%
Elektrociepłownie opalane odpadami komunalnymi	0,01	0,01	-	0,03	0,03	0%
Elektrownie szczytowo-pompowe	0,14	0,13	8%	0,50	0,50	0%
Elektrownie wodne	0,09	0,08	13%	0,37	0,33	12%
Elektrownie wiatrowe	0,27	0,27	0%	0,98	1,05	-7%
w tym produkcja OZE	0,50	0,41	22%	1,67	1,68	-1%

Wyższy poziom produkcji energii elektrycznej netto w trzech kwartałach 2021 roku jest głównie efektem wyższego zapotrzebowania KSE ze względu na niskie temperatury zewnętrzne, niższy import energii netto i niższą generację wiatrową.

Wyższa produkcja w elektrowniach opalanych węglem brunatnym (+ 4,9 TWh) jest następstwem wyższego średniego obciążenia Elektrowni Turów o 69 MW, tj. o 53% oraz Elektrowni Bełchatów o 18 MW, tj. o 6%. Dodatkowo bloki Elektrowni Turów pozostawały krócej w remontach o 2 871 h. W 2021 roku produkcja z nowego bloku nr 7 w Elektrowni Turów oddanego do eksploatacji 14 maja 2021 roku wyniosła 0,8 TWh.

Wyższa produkcja w elektrowniach opalanych węglem kamiennym (wzrost o 3,2 TWh) wynika z wyższej produkcji w Elektrowni Rybnik oraz Elektrowni Opole, co spowodowane jest krótszym czasem postoju bloków tych elektrowni w rezerwie: o 12 437 h dla bloków 3-8 w Elektrowni Rybnik oraz o 4 694 h dla Elektrowni Opole.

Produkcja w elektrociepłowniach węglowych, biomasowych i elektrowniach szczytowo-pompowych oraz z odpadów komunalnych utrzymała się na poziomie zbliżonym do okresu porównywalnego.

Spadek produkcji w elektrociepłowniach gazowych wynika z niższej produkcji w Elektrociepłowni Lublin Wrotków na skutek niższej opłacalności produkcji ze względu na warunki rynkowe.

Wyższa produkcja w elektrowniach wodnych wynika z lepszych warunków hydrologicznych.

Niższa produkcja na farmach wiatrowych wynika z gorszej wietrzności w trzech kwartałach 2021 roku. Wykorzystanie mocy na farmach wiatrowych w trzech kwartałach 2021 roku było średnio niższe o 5 p.p. niż w analogicznym okresie roku poprzedniego.

PRODUKCJA CIEPŁA

Tabela: Zestawienie produkcji ciepła netto (PJ).

Wolumen produkcji ciepła	III kwartał	III kwartał	Zmiana	I-III kwartał	I-III kwartał	Zmiana
	2021	2020	%	2021	2020	%
Produkcja ciepła netto w PJ, z czego:	4,32	4,02	7%	37,31	32,60	14%
Elektrownie opalane węglem brunatnym	0,37	0,34	9%	1,96	1,83	7%
Elektrownie opalane węglem kamiennym	0,08	0,07	14%	0,46	0,42	10%
Elektrociepłownie węglowe	2,83	2,72	4%	26,42	23,47	13%
Elektrociepłownie gazowe	0,72	0,87	-17%	6,91	6,33	9%
Elektrociepłownie biomasowe	0,29	0,00	-	1,38	0,37	273%
Elektrociepłownie opalane odpadami komunalnymi	0,01	0,01	0%	0,07	0,09	-22%
Elektrociepłownie pozostałe	0,02	0,01	100%	0,11	0,09	22%

Główny wpływ na wyższy poziom produkcji ciepła netto w 2021 roku r/r miała temperatura zewnętrzna. Średnie temperatury za trzy kwartały 2021 roku były niższe o 1,9°C r/r, co przełożyło się na wyższą produkcję ciepła.

SPRZEDAŻ CIEPŁA

W III kwartale 2021 roku wolumen sprzedanego ciepła wyniósł w Grupie PGE 4,05 PJ i był wyższy o 0,26 PJ r/r.

Za trzy kwartały 2021 roku wolumen sprzedanego ciepła wyniósł w Grupie PGE 36,16 PJ i był wyższy o 4,63 PJ r/r. Na powyższy wynik wpływ miało głównie wyższe zapotrzebowanie na ciepło spowodowane niższymi średnimi temperaturami zewnętrznymi niż 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.

Prezentowane poniżej dane dotyczą III kwartału 2021 roku.

*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, usługach obcych oraz amortyzacji.

Istotną pozycję w przychodach segmentu od 2021 roku stanowią przychody z Rynku Mocy, mechanizmu wprowadzonego w celu zapobieżenia sytuacji niedoboru energii elektrycznej w KSE. Elektrownie PGE GiEK S.A. otrzymują wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego (pozostawanie przez jednostkę Rynku Mocy w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązanie do dostawy określonej mocy do systemu w okresie zagrożenia). Przychody z Rynku Mocy skompensowały przychody z tyt. świadczenia regulacyjnych usług systemowych. Wycofane zostały usługi interwencyjnej rezerwy zimnej ("IRZ") oraz operacyjna rezerwa mocy ("ORM"), pozostały natomiast głównie przychody z realokacji mocy.

Dodatkowo segment uzyskuje przychody ze sprzedaży ciepła, produkowanego w elektrowniach systemowych. Od 1 lipca 2021 roku EC Szczecin, EC Pomorzany oraz sieć ciepłownicza w Gryfinie zostały włączone w struktury segmentu Ciepłownictwo.

AKTYWA

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

Segment Energetyka Konwencjonalna jest liderem w branży wydobywczej węgla brunatnego (jego udział w rynku wydobywczym tego surowca stanowi 91%⁵ krajowego wydobycia), a także największym wytwórcą energii elektrycznej – wytwarza ok. 44%⁶ krajowej produkcji energii elektrycznej brutto. Produkcja oparta jest na węglu brunatnym, wydobywanym z własnych kopalni oraz węglu kamiennym i biomasie.

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

⁵ Wyliczenia własne w oparciu o dane GUS.

⁶ Wyliczenia własne w oparciu o dane PSE S.A.

KLUCZOWE CZYNNIKI WPŁYWAJĄCE NA WYNIKI SEGMENTU

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

	EBITDA III kw. 2020	Produkcja e.e. – ilość	Produkcja e.e. - cena	Wynik na opt. portfela e.e.	Rynek Mocy1	Wynik na sprzedaży uprawnień CO2	Przychody z RUS	Koszty paliw	Koszty 2 CO2	Koszty osobowe3	Pozostałe4	EBITDA III kw. 2021
Odchylenie		993	118	-192	576	11	-101	-169	-853	26	-208
EBITDA raportowana III kw. 2020	484
Zdarzenia jednorazowe III kw. 2020	0
EBITDA powtarzalna III kw. 2020	484	3 241		200	0	0	134	618	1 376	644	453
EBITDA powtarzalna III kw. 2021		4 352		8	576	11	33	787	2 229	618	661	685
Zdarzenia jednorazowe i przejściowe III kw. 2021												69
EBITDA raportowana III kw. 2021												754

Odwrócenie wpływu sumy zdarzeń jednorazowych i przejściowych powiększających wynik raportowany.

¹Ujęcie zarządcze.

²Koszty pomniejszone o odsprzedaż nadwyżek CO² powstałych w wyniku redukcji PSE S.A. i działań handlowych.

³Koszty osobowe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy aktuarialnej (zdarzenia jednorazowe).

⁴Pozycja Pozostałe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy rekultywacyjnej (zdarzenie jednorazowe) oraz wyniku na rolowaniu transakcji zabezpieczających cenę uprawnień do emisji CO² dla przyszłych okresów (zdarzenie przejściowe).

Tabela: Dane dotyczące zdarzeń jednorazowych i przejściowych w segmencie Energetyka Konwencjonalna (mln PLN).

Zdarzenia jednorazowe i przejściowe	III kw. 2021	III kw. 2020	Zmiana%
Zmiana rezerwy rekultywacyjnej	-516	-	-
Zmiana rezerwy aktuarialnej	15	-	-
Rolowanie transakcji zabezpieczających cenę uprawnień do emisji CO2- zdarzenie przejściowe	570	-	-
SUMA	69	-	-

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

Wyższy wolumen produkcji energii elektrycznej netto w PGE GiEK S.A. o 3,6 TWh ze względu na wyższe wykorzystanie jednostek wytwórczych przez PSE S.A. za sprawą niskich temperatur zewnętrznych, niższego importu energii i niższej generacji wiatrowej (por. pkt 2.2 niniejszego sprawozdania).
Wzrost cen sprzedaży energii elektrycznej ze względu na rosnące ceny energii na rynku hurtowym.
Niższy wynik na optymalizacji portfela energii elektrycznej z powodu niższego wolumenu obrotu energią elektryczną o 4,8 TWh, przy niższej marży zrealizowanej na obrocie energią elektryczną.
Rynek Mocy, mechanizm który nie występował w okresie porównywalnym.
Wynik na sprzedaży uprawnień CO2 wynikających z nadwyżek, który nie występował w okresie porównywalnym.
Niższe przychody z RUS, głównie jako efekt braku przychodów ze świadczenia usługi ORM.
Wyższe koszty zużycia paliw, przede wszystkim węgla kamiennego, na skutek wyższej produkcji na tym paliwie (por. pkt 2.2 niniejszego sprawozdania). Niższe koszty zużycia biomasy wynikają z włączenia od 1 lipca 2021 roku Elektrociepłowni Szczecin w struktury segmentu Ciepłownictwo. Główne odchylenia na poszczególnych rodzajach paliw zostały przedstawione na wykresie poniżej.
Wyższe koszty CO² spowodowane głównie wyższym wolumenem emisji CO² o 3,4 mln t na skutek wyższej produkcji o 3,6 TWh. Główne odchylenia zostały przedstawione na wykresie poniżej.
Niższe koszty osobowe w związku z prowadzonym procesem optymalizacji.

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

	Koszty paliw III kw. 2020	Węgiel kamienny ilość	Węgiel kamienny cena	Biomasa ilość	Biomasa cena	Olej opałowy lekki i ciężki ilość	Olej opałowy lekki i ciężki cena	Koszty paliw III kw. 2021
Odchylenie		195	-22	-13	0	1	8
Koszty paliw III kw. 2020	618		588		15		15
Koszty paliw III kw. 2021			761		2		24	787

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

	III kw. 2021		III kw. 2020
Rodzaj paliwa	Ilość	Koszt	Ilość	Koszt
	(tys. ton)	(mln PLN)	(tys. ton)	(mln PLN)
Węgiel kamienny	2 608	761	1 891	588
Biomasa	4	2	56	15
Olej opałowy lekki i ciężki	12	24	12	15
RAZEM		787		618

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

	Koszty CO2 III kw. 2020	darmowych uprawnień do emisji CO2	Emisja CO2	Średni koszt CO2	Koszty CO2 III kw. 2021
Odchylenie		2	351	500
Koszty CO2 III kw. 2020	1 376
Koszty CO2 III kw. 2021					2 229

Tabela: Dane dotyczące kosztów CO² w segmencie Energetyka Konwencjonalna.

Dane dot. CO2	III kw. 2021	III kw. 2020	Zmiana %
Przydział darmowych uprawnień do emisji CO2 (tony)	16 884	39 671	-57%
Emisja CO2* (tony)	16 813 488	13 403 711	25%
Średni koszt CO2 (PLN/t CO2)**	132,71	102,96	29%

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

**Ujęcie zarządcze.

NAKŁADY INWESTYCYJNE

Tabela: Poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Energetyka Konwencjonalna w III kwartale 2021 i 2020 roku.

mln PLN	III kwartał 2021	III kwartał 2020	Zmiana %
Inwestycje w moce produkcyjne, w tym:	315	566	-44%
 Rozwojowe	74	218	-66%
 Modernizacyjno-odtworzeniowe	241	348	-31%
Pozostałe	7	13	-46%
RAZEM	322	579	-44%
Aktywowane koszty usuwania nadkładu w kopalniach	0	84	-
RAZEM z aktywowanymi kosztami usuwania nadkładu	322	663	-51%

KLUCZOWE ZDARZENIA W SEGMENCIE ENERGETYKA KONWENCJONALNA

Kluczowe inwestycje rozwojowe:

8 lipca 2021 roku podpisano Aneks nr 2 do Kontraktu w ramach realizacji zadania "Budowy dwóch bloków gazowo-parowych w Oddziale Zespół Elektrowni Dolna Odra" w zakresie zmiany Harmonogramu Rzeczowo – Finansowego w związku z dokonaną zmianą formy wniesienia zabezpieczenia należytego wykonania Kontraktu oraz zmiany zapisów w Załączniku nr 2 do Kontraktu w zakresie wymagań technicznych. Wartość Umowy po zawarciu Aneksu nr 2 nie uległa zmianie,
8 lipca 2021 roku spółka wypłaciła zaliczkę dla PSE S.A. w kwocie 6,6 mln PLN netto, za uzyskanie ostatecznej decyzji o pozwoleniu na budowę dla prac leżących po stronie PSE S.A. w ramach zadania "Budowy dwóch bloków gazowo-parowych w Oddziale Zespół Elektrowni Dolna Odra",
8 sierpnia 2021 roku podpisano Umowę sprzedaży praw do Projektu ze spółką Rybnik 2050 oraz zawarto umowę wsparcia spółki Rybnik 2050 przez Zespół Projektowy PGE GiEK S.A.,
30 sierpnia 2021 roku podpisano ostateczny Akt Notarialny umowy sprzedaży przez PGE GiEK S.A. na rzecz spółki Rybnik 2050 sp. z o.o. praw użytkowania wieczystego działek pod budowę Nowej Jednostki Niskoemisyjnej w Elektrowni Rybnik,
28 września 2021 roku została zawarta Umowa "Realizacji Podziału i współpracy po podziale" pomiędzy PGE GiEK S.A. a PGE Inwest 8 sp. z o.o. Umowa określa techniczne i operacyjne zasady współpracy pomiędzy stronami w ramach procedury Podziału oraz w celu realizacji Podziału zgodnie z Planem Podziału, a także zasady działania stron od dnia wydzielenia, w ramach realizacji zadania "Budowy dwóch bloków gazowo-parowych w Oddziale Zespół Elektrowni Dolna Odra",
1 października 2021 roku przekazano zadanie: "Budowa nowych mocy w Elektrowni Dolna Odra", w PGE GiEK S.A. - Oddział Zespół Elektrowni Dolna Odra do PGE Iwest 8 sp. z o.o.

Kluczowe inwestycje modernizacyjne związane ze zmniejszaniem negatywnego wpływu produkcji na środowisko naturalne:

1 lipca 2021 roku przekazano do eksploatacji instalację monitoringu związków chemicznych w Elektrowni Rybnik,
29 lipca 2021 roku podpisano protokół odbioru końcowego instalacji zabudowy klap szczelnych obejściowych dla IOS bloku nr 3 w Elektrowni Opole,
29 lipca 2021 roku zakończono prace modernizacyjne oraz zsynchronizowano instalację do redukcji emisji pyłu na bloku nr 6 w Elektrowni Turów,
30 lipca 2021 roku podpisano protokół odbioru końcowego zadania wymiany aparatury kontrolnopomiarowej w Elektrowni Turów,
30 lipca 2021 roku rozpoczęto modernizację elektrofiltra bloku nr 5 w Elektrowni Rybnik.

31 sierpnia 2021 roku na podstawie zawartego Porozumienia z firmą REMAK absorber IOS 7-8 został przekazany do eksploatacji w zakresie zadania "Program dostosowania do konkluzji BAT jednostek wytwórczych Elektrownia Dolna Odra",
7 września 2021 roku przekazano do eksploatacji ostatecznej SCR bloku nr 8 w Elektrowni Rybnik po zabudowie III warstwy katalizatora,
9 września 2021 roku przekazano do eksploatacji zmodernizowany elektrofiltr bloku nr 3 w Elektrowni Opole.

Cel projektu	Budżet (netto bez kosztów finansowa nia)	Poniesione nakłady (netto bez kosztów finansowa nia)	Nakłady poniesione w III kwartale 2021 roku (netto bez kosztów finansowa nia)	Paliwo/ sprawność netto	Wykonawca	Termin zakończenia inwestycji	Status
Budowa nowych bloków w Elektrowni Dolna Odra
Budowa dwóch bloków gazowo parowych nr 9 i 10 w Elektrowni Dolna Odra	4,3 mld PLN	452 mln PLN	71 mln PLN	Gaz ziemny/ 63%	Konsorcjum firm: General Electric (lider konsorcjum) i Polimex Mostostal	Grudzień 2023 roku	Na 30 września 2021 roku zaawansowanie postępu prac w Projekcie wynosiło ok. 47%. Prace na terenie budowy realizowane są zgodnie z harmonogramem. Zakończono wykonywanie fundamentów budynku głównego bloku nr 9. Na finalnym etapie są prace związane z wykonaniem fundamentów budynku głównego bloku nr 10 oraz kontynuowane jest wznoszenie konstrukcji budynków pomocniczych.

Poniesione nakłady nie uwzględniają wydatków w postaci wypłaconych zaliczek dla Generalnego Realizatora Inwestycji oraz pozostałych wykonawców.