za okres 3 i 9 miesięcy zakończony dnia 30 września 2022 roku SPRAWOZDANIE ZARZĄDU

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGE

z działalności Grupy Kapitałowej PGE za okres 3 i 9 miesięcy

zakończony dnia 30 września 2022 roku

1 z 119

1. Grupa Kapitałowa PGE
1.1. Charakterystyka działalności
2.
2.1. Otoczenie makroekonomiczne
2.2. Otoczenie rynkowe
2.3. Przydział darmowych uprawnień do emisji CO2
2.4. Otoczenie regulacyjne
3.
3.1. Podstawowe segmenty działalności GK PGE
3.2. Omówienie kluczowych wyników finansowych GK PGE
3.3. Charakterystka segmentów działalności
3.4. Istotne zdarzenia okresu sprawozdawczego oraz zdarzenia następujące po dniu
sprawozdawczym
4.
4.1. Istotne zmiany w organizacji Grupy Kapitałowej
4.2. Publikacja prognoz wyników finansowych
4.3.
4.4. Istotne pozycje pozabilansowe
5. Oświadczenie Zarządu w sprawie rzetelności sporządzenia sprawozdania
finansowego
6. Zatwierdzenie Sprawozdania Zarządu
Słowniczek pojęć branżowych

Kluczowe dane finansowe	Jedn.	III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %	I-III kw. 2022	I-III kw. 2021	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	mln PLN	19 355	10 942	77%	51 980	32 892	58%
Zysk z działalności operacyjnej (EBIT)	mln PLN	805	972	-17%	5 059	4 130	22%
Zysk z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację (EBITDA)	mln PLN	1 926	2 110	-9%	8 318	7 364	13%
Marża EBITDA	%	10%	19%		16%	22%
Zysk z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację skorygowany o zdarzenia jednorazowe i przejściowe (EBITDA powtarzalna)	mln PLN	2 328	1 941	20%	6 540	6 160	6%
Marża EBITDA powtarzalna	%	12%	18%		13%	19%
Zysk netto	mln PLN	621	545	14%	3 926	3 264	20%
Nakłady inwestycyjne	mln PLN	1 990	822	142%	3 834	3 069	25%
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej	mln PLN	3 536	4 515	-22%	8 529	7 805	9%
Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	mln PLN	-1 922	-978	97%	-4 642	-3 054	52%
Środki pieniężne netto z działalności finansowej	mln PLN	-751	-689	9%	1 177	-677	-

Kluczowe dane finansowe		Stan na dzień 30 września 2022 roku	Stan na dzień 31 grudnia 2021 roku	Zmiana %
Kapitał obrotowy	mln PLN	4 435	917	384%
Zadłużenie netto	mln PLN	-1 8371	4 228	-
Zadłużenie netto /LTM EBITDA2 raportowana	x	-0,18	0,44
Zadłużenie netto /LTM EBITDA2 powtarzalna	x	-0,22	0,52

Zdarzenia jednorazowe i przejściowe mające wpływ na EBITDA		III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %	I-III kw. 2022	I-III kw. 2021	Zmiana %
Zmiana rezerwy rekultywacyjnej	mln PLN	-4223	-5084	-17%	1 738	424	310%
Rozwiązanie rezerwy na prosumentów	mln PLN	19	0	-	56	0	-
Rekompensaty KDT	mln PLN	1	1	0%	3	5	-40%
Zmiana rezerwy aktuarialnej	mln PLN	0	35	-	-19	52	-
Rozwiązanie rezerwy - Program Dobrowolnych Odejść	mln PLN	0	0	-	0	11	-
Zdarzenia przejściowe – rolowanie transakcji zabezpieczających cenę 5 uprawnień do emisji CO2	mln PLN	0	641	-	0	712	-
Razem	mln PLN	-402	169	-	1 778	1 204	48%

¹Szacunkowy poziom ekonomicznego zadłużenia finansowego netto (uwzględniającego przyszłe płatności za uprawnienia do emisji CO2) wynosi 11 140 mln PLN.

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

³W tym efekt zmiany stopy dyskonta -249 mln PLN oraz efekt zmiany założeń technicznych -173 mln PLN.

⁴W tym efekt zmiany założeń technicznych -1 069 mln PLN oraz efekt zmiany stopy dyskonta +561 mln PLN.

⁵Efekt 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 został 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.

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

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 uprawnieniami do emisji CO2, prawami majątkowymi i paliwami oraz świadczenie usług Centrum Korporacyjnego na rzecz spółek z Grupy PGE.

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 zapewnienie kompleksowej obsługi w zakresie zarządzania ubocznymi produktami spalania (UPS), świadczenie usług w obszarach pomocniczych dla wytwórców energii elektrycznej i ciepła oraz dostaw materiałów na bazie UPS.

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 oraz inwestycje w start-up'y.

Dodatkowo w ramach segmentu funkcjonują spółki odpowiedzialne za budowę bloków gazowo-parowych w Gryfinie (PGE Gryfino 2050 sp. z o.o.), nowej jednostki niskoemisyjnej w Rybniku (Rybnik 2050 sp. z o.o.) oraz pozostałe spółki projektowe Grupy.

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 oraz 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 III kwartalne 2022 roku odnotowano spadek zużycia energii elektrycznej brutto o ok. 1,6% r/r. Stanowi to odwrócenie trendu wzrostowego zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce zapoczątkowanego w I kwartale 2021 roku. Jednocześnie wzrost zapotrzebowania od początku 2022 roku był niższy niż wzrost zapotrzebowania w analogicznym okresie 2021 roku (kiedy wyniósł 6,38% r/r) i wyniósł 0,28% r/r, przede wszystkim z uwagi na wyższe temperatury powietrza o ponad 9% r/r w okresie styczeń-wrzesień 2022 roku.

W 2022 rok polska gospodarka weszła rozpędzona a pozytywne tendencje utrzymywały się przez większość I kwartału. Agresja Rosji na Ukrainę 24 lutego 2022 roku spowodowała, że polska gospodarka odczuwała negatywne konsekwencje wynikające m.in. z ograniczeń w łańcuchach dostaw. Korzystny wpływ na wynik PKB w I kwartale 2022 roku miał przede wszystkim bardzo dobry gospodarczo początek 2022 roku. Jak podał GUS wzrost PKB Polski w I kwartale 2022 roku wyniósł 9% r/r, co stanowi poprawę sytuacji względem I kwartału 2021 roku, kiedy obserwowano spadek PKB o 1% r/r. W II kwartale 2022 roku polska gospodarka nieco wyhamowała a PKB wyniósł 4,5%. Osłabienie związane jest przede wszystkim z niższym wzrostem wydatków konsumenckich, spowolnieniem w budownictwie i stagnacją w handlu detalicznym. W III kwartale 2022 roku PKB wyrównany sezonowo (w cenach stałych przy roku odniesienia 2015) wzrósł realnie o 0,9% w porównaniu z poprzednim kwartałem i był wyższy niż przed rokiem o 4,4%, co oznacza że mamy do czynienia ze spowolnieniem gospodarczym. Mimo to Polsce udało się uniknąć tzw. recesji technicznej, o której można mówić w przypadku gdy dwa kwartały z rzędu jest spadek PKB.

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

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

Wskaźnik Purchasing Managers' Index (PMI) odzwierciedla negatywny wpływ agresji Rosji na Ukrainę. Narastające napięcia geopolityczne i rosnąca inflacja doprowadziły do spadku nowych zamówień i produkcji

przemysłowej, co przełożyło się na spadek optymizmu biznesowego widoczny w okresie od stycznia do sierpnia 2022 roku. We wrześniu 2022 roku wskaźnik PMI dla polskiego przemysłu odnotował niewielki wzrost, jednak w dalszym ciągu utrzymał się poniżej poziomu 50,0 pkt. Wynik poniżej poziomu 50,0 pkt. oznacza, iż ankietowani menadżerowie nie oczekują poprawy sytuacji sektora. Ankietowane firmy zaraportowały niesprzyjające warunki rynkowe, wiążące się z niepewnością oraz presją budżetową, wywołaną wysoką inflacją. Z podobnych przyczyn osłabł też eksport - popyt na polskie wyroby spadł głównie w Niemczech. Wybuch wojny wpłynął destabilizująco na sytuację w polskim sektorze przemysłowym. Produkcja i nowe zamówienia spadły, handel z krajami zza wschodniej granicy został mocno ograniczony. Na sytuację polskiego przemysłu negatywnie również wpływały rosnące ceny paliw i energii, niekorzystne zmiany kursów walut oraz inflacja kosztowa. Przełożyło się to na spadek średniego PMI dla okresu styczeń-wrzesień 2022 roku o blisko 13% względem analogicznego okresu w 2021 roku, do poziomu średnio 48,1 pkt. Na polski przemysł wpływa również kondycja przemysłu Strefy Euro, gdzie wskaźnik PMI w okresie styczeń-wrzesień 2022 roku spadł o blisko 12% r/r i wyniósł średnio 53,7 pkt. Również w Strefie Euro rosnąca po pandemii COVID-19 aktywność ekonomiczna z początku 2022 roku została częściowo zablokowana przez agresję Rosji na Ukrainę, co zostało odzwierciedlone przez utrzymujący się trend spadkowy wskaźnika PMI: od poziomu 58,7 w styczniu 2022 roku do poziomu 48,4 pkt. we wrześniu 2022 roku. Pesymistyczne nastroje przedsiębiorców wynikają przede wszystkim z przerwanych łańcuchów dostaw i ograniczenia rynku zbytu oraz wysokich cen paliw i energii elektrycznej.

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

Źródło: Markit Economics

Wartość produkcji sprzedanej przemysłu była we wrześniu 2022 roku wyższa o 9,8% zarówno w porównaniu z sierpniem 2022 roku, jak również w porównaniu z wrześniem 2021 roku, kiedy notowano wzrost o 8,7% w stosunku do analogicznego okresu roku poprzedniego. W okresie styczeń – wrzesień 2022 roku produkcja sprzedana przemysłu była o 12,3% wyższa w porównaniu z analogicznym okresem 2021 roku. Ogólnie dobry wynik dla okresu styczeń-wrzesień 2022 roku spowodowany jest przede wszystkim odwróceniem trendu spadkowego wartości produkcji sprzedanej w III kwartale 2022 roku. W porównaniu do września ubiegłego roku we wrześniu 2022 roku, wzrosła produkcja dóbr inwestycyjnych (o 29,1%), dóbr konsumpcyjnych nietrwałych (o 9,1%) oraz dóbr zaopatrzeniowych (o 6,9%), spadła natomiast produkcja dóbr konsumpcyjnych trwałych (o 4,9%) i dóbr związanych z energią (o 0,9%).

Otoczenie rynkowe

SYTUACJA W KRAJOWYM SYSTEMIE ENERGETYCZNYM

Tabela: Krajowe zużycie energii elektrycznej (TWh).

	III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %	I-III kw. 2022	I-III kw. 2021	Zmiana %
Krajowe zużycie energii elektrycznej, w tym:	41,53	42,22	-2%	128,94	128,58	0%
Elektrownie wiatrowe	3,12	2,50	25%	13,57	9,26	47%
Elektrownie zawodowe cieplne na węglu kamiennym	20,59	23,25	-11%	63,78	67,95	-6%
Elektrownie zawodowe cieplne na węglu brunatnym	11,89	12,03	-1%	35,55	33,24	7%
Elektrownie zawodowe cieplne gazowe	1,66	3,08	-46%	7,28	9,51	-23%
Saldo wymiany zagranicznej	0,21	-1,02	-	-1,50	2,25	-
Pozostałe (wodne, inne odnawialne)	4,06	2,38	71%	10,26	6,37	61%

Źródło: Na podstawie danych PSE S.A.

III KWARTAŁ 2022 ROKU

W III kwartale 2022 roku krajowe zużycie energii elektrycznej zmniejszyło się o 0,7 TWh w porównaniu z okresem bazowym przede wszystkim z powodu wyhamowania gospodarki w związku z trwającym konfliktem w Ukrainie oraz z powodu wyższych średnich dobowych temperatur r/r. Na skutek wzrostu mocy zainstalowanej oraz korzystniejszych warunków wietrznych, generacja wiatrowa wzrosła o 0,6 TWh w porównaniu do analogicznego okresu w ubiegłym roku. W III kwartale 2022 roku Polska była per saldo importerem energii, natomiast w III kwartale ubiegłego roku eksporterem netto energii (zmiana o +1,2 TWh). Odnotowano spadek produkcji w elektrowniach opalanych węglem kamiennym (-2,7 TWh) z uwagi na zakłócenia w dostawach węgla do Europy oraz produkcji energii w zawodowych elektrowniach opalanych węglem brunatnym (-0,1 TWh) z powodu wyższej generacji z odnawialnych źródeł energii (OZE). Dodatkowo istotne wzrosty ceny paliwa spowodowały znaczące zmniejszenie generacji w oparciu o gaz ziemny (-1,4 TWh).

Wykres: Bilans energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) – III kwartał 2022 roku (TWh).

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

I-III KWARTAŁ 2022 ROKU

W ujęciu narastającym krajowe zapotrzebowanie na energię zwiększyło się nieznacznie w porównaniu z okresem bazowym (+0,4 TWh). Odnotowano znacząco wyższą generację wiatrową - wzrost o 4,3 TWh r/r. Na skutek różnicy cen na połączeniach transgranicznych, import netto zmniejszył się o 3,8 TWh w porównaniu z analogicznym okresem ubiegłego roku. Dodatkowo, w związku z niższą generacją z elektrowni opalanych węglem kamiennym (-4,2 TWh), do zbilansowania systemu energetycznego potrzebna była wyższa produkcja energii w zawodowych elektrowniach opalanych węglem brunatnym (+2,3 TWh). Odnotowano również wyższy poziom generacji w pozostałych jednostkach (+3,9 TWh), głównie z powodu wyższej produkcji energii z elektrowni fotowoltaicznych.

Wykres: Bilans energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) – I-III kwartał 2022 roku (TWh).

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

CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ – RYNEK KRAJOWY

RYNEK DNIA NASTĘPNEGO (RDN)

Rynek/miara	Jedn.	III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %	I-III kw. 2022	I-III kw. 2021	Zmiana %
RDN – średnia cena	PLN/MWh	1 072	404	165%	783	324	142%
RDN – wolumen obrotu	TWh	6,82	8,21	-17%	22,56	23,33	-3%

ANALIZA – WYBRANE CZYNNIKI CENOTWÓRCZE WPŁYWAJĄCE NA NOTOWANIA RDN

Czynnik	Jedn.	III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %	I-III kw. 2022	I-III kw. 2021	Zmiana %
Uprawnienia CO2	EUR/t	79,36	57,18	39%	81,77	49,02	67%
Węgiel kamienny PSCMI-1	PLN/GJ	25,30	11,44	121%	17,94	11,44	57%
Generacja wiatrowa KSE	TWh	3,12	2,50	25%	13,57	9,26	47%
Wskaźnik: generacja wiatrowa/zużycie KSE	%	8%	6%		11%	7%
Wskaźnik: wymiana zagraniczna/zużycie KSE	%	1%	-		-	2%

W trzech kwartałach 2022 roku średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego (RDN) wyniosła 783 PLN/MWh i była o 142% wyższa od średniej ceny (324 PLN/MWh) notowanej w analogicznym okresie poprzedniego roku. Do wzrostu cen przyczyniło się wyższe o 0,4 TWh, w porównaniu do analogicznego okresu roku poprzedniego, zapotrzebowanie na energię elektryczną, wyższy koszt uprawnień do emisji CO2, wyższe ceny surowców i znacząco ograniczona ich podaż, co jest powiązane z trwającą wojną w Ukrainie.

Wykres: Średnie miesięczne notowania na Rynku Dnia Następnego w latach 2021–2022 (TGE).¹

¹Średniomiesięczny poziom cen RDN obliczony w oparciu o notowania godzinowe (fixing).

RYNEK TRANSAKCJI TERMINOWYCH (RTT)

Rynek/miara	Jedn.	III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %	I-III kw. 2022	I-III kw. 2021	Zmiana %
BASE Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	1 699	375	353%	1 121	336	234%
BASE Y+1 – wolumen obrotu	TWh	17,88	30,95	-42%	52,14	76,09	-31%
PEAK5 Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	2 498	418	498%	1 472	374	294%
PEAK5 Y+1 – wolumen obrotu	TWh	1,53	3,60	-58%	4,94	8,90	-44%

Ceny energii na RTT kształtowane są przez podobny zestaw czynników fundamentalnych, jak ceny na RDN, opisane powyżej. Głównym czynnikiem wzrostu cen była znacząco ograniczona podaż, co było powiązane z niższą dostępnością węgla kamiennego. Ważnym czynnikiem był również wysoki wzrost cen uprawnień do emisji CO2.

Wykres: Średnie miesięczne notowania na RTT w latach 2021–2022 (TGE).¹

¹Średniomiesięczny 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 2022 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,74).

Źródło: TGE, EEX, Nordpool

Wykres: Ceny energii na Rynku Dnia Następnego.

Źródło: TGE, EEX, Nordpool

W III kwartale 2022 roku wzrost cen r/r na rynkach ościennych kształtował się w przedziale 579-1 472 PLN/MWh (tj. ok. 140-302%), podczas gdy w Polsce średni poziom cen był wyższy o 668 PLN/MWh r/r (ok. 165%). Niska korelacja cen energii wynika z różnic w miksie technologicznym (udział odnawialnych źródeł energii) oraz z sytuacji na rynkach produktów powiązanych. Rozpiętość cenowa pomiędzy Polską a sąsiadującymi państwami wynika również z różnic w realizowanych cenach węgla w kraju i za granicą. Cena węgla kamiennego w portach ARA wzrosła o 234% r/r, podczas gdy krajowy indeks cen miałów energetycznych PSCMI-1 wzrósł w tym samym czasie o 121%.

Wykres: Indeksy węglowe ARA vs PSCMI-1 1 .

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

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

-1 500,0 0 -1 250,0 0 -1 000,0 0 -750,00 -500,00 -250,00 0,0 0 250 ,00 500 ,00 750 ,00 1 00 0,00 1 25 0,00 1 50 0,00 1 75 0,00

-4000 -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 5000

WYMIANA HANDLOWA

Wykres: Miesięczne handlowe wolumeny importu, eksportu oraz saldo wymiany handlowej w latach 2021-2022.

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

Wykres: Kwartalne handlowe wolumeny importu, eksportu oraz saldo wymiany handlowej w latach 2009-2022.

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

W III kwartale 2022 roku Polska stała się ponownie importerem netto energii elektrycznej, a saldo wymiany handlowej wyniosło 0,4 TWh (import 2,5 TWh, eksport 2,1 TWh) i było wyższe r/r o 1,4 TWh. Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał import ze Szwecji (1,0 TWh), Niemiec (0,5 TWh przy eksporcie do tego kraju na poziomie 0,6 TWh), Ukrainy (0,4 TWh), Litwy (0,4 TWh) oraz eksport do Słowacji (1,1 TWh).

W trzech kwartałach 2022 roku saldo wymiany handlowej wyniosło -0,9 TWh (import 6,7 TWh, eksport 7,6 TWh) i było niższe r/r o 3,2 TWh. Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał import ze Szwecji (3,0 TWh), Niemiec (0,9 TWh, przy eksporcie na poziomie 2,4 TWh), Litwy (1,5 TWh) oraz eksport do Słowacji (4,0 TWh).

Wykres: Saldo wymiany równoległej²: 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 ziemnego i węgla kamiennego) przełożył się na wzrost cen energii w krajach sąsiednich, co w efekcie ograniczyło import energii do Polski.

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 2022 roku³ dodatkowe obciążenia (ponad cenę sprzedaży i koszt dystrybucji energii elektrycznej) dla odbiorcy indywidualnego w Polsce stanowiły 38% ceny energii elektrycznej. Dla porównania w Danii udział narzutów w cenie energii elektrycznej przekraczał 48%.

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w I półroczu 2022 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,63 PLN).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.

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

³ 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 2022 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,63 PLN).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.

CENY PRAW MAJĄTKOWYCH

W trzech kwartałach 2022 roku średnia cena zielonych certyfikatów (indeks TGEozea) osiągnęła poziom 206 PLN/MWh i była o 26% wyższa w porównaniu do analogicznego okresu ubiegłego roku. Obowiązek umorzeń zielonych certyfikatów w porównaniu z rokiem 2021 (19,5%) uległ zmianie i wynosi 18,5% dla 2022 roku.

Jednocześnie w lipcu 2022 roku opublikowano rozporządzenie w sprawie poziomu obowiązku umorzeń zielonych certyfikatów na 2023 rok. W 2023 roku obowiązek umorzeniowy wyniesie 12%. Obniżenie poziomu wymaganego obowiązku wpłynęło na spadki cen odnotowane w III kwartale 2022 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 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.

W trzech kwartałach 2022 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 22 wyniosła 81,77 EUR/t i była znacząco wyższa (ok. +67%) od średniej ceny 49,02 EUR/t instrumentu EUA DEC 21 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

Zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym Komisji Europejskiej (KE) nr 2019/1842 z 31 października 2019 roku, ustanawiającym zasady stosowania dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego (PE) i Rady w odniesieniu do dalszych ustaleń dotyczących dostosowań przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji CO² ze względu na zmiany w poziomie działalności, właściwy organ może zawiesić wydawanie bezpłatnych uprawnień do emisji dla instalacji, dopóki nie zostanie stwierdzone, że nie ma wymogu dostosowania przydziału dla tej instalacji albo KE przyjmie decyzję, dotyczącą dostosowań przydziału dla tej instalacji.

W przepisach krajowych w ustawie o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych wprowadzony został dodatkowy warunek dotyczący wydawania uprawnień do emisji dla instalacji. Zgodnie z ogólnymi zasadami uprawnienia są wydawane do 28 lutego każdego roku, jednakże w przypadku instalacji wydawanie uprawnień do emisji następuje po złożeniu raportu, dotyczącego poziomu działalności i opublikowaniu informacji w Biuletynie Informacji Publicznej na stronie urzędu obsługującego Ministra Klimatu i Środowiska. Zgodnie z Rozporządzeniem KE raporty dotyczące poziomu działalności przedkładane są do 31 marca każdego roku, stąd 8 kwietnia 2022 roku na rachunki prowadzących instalacje w Rejestrze Unii wydane zostały uprawnienia do emisji zgodnie z publikacją w Biuletynie Informacji Publicznej Ministerstwa Klimatu i Środowiska z 7 kwietnia 2022 roku. Podmioty, których raporty były jeszcze weryfikowane przez KE, otrzymały uprawnienia 28 kwietnia 2022 roku.

Tabela: Emisja CO2 w porównaniu do przydziału uprawnień do emisji CO2 na 2022 rok (tony).

Produkt	Emisja CO2 w III kwartale 2022 roku	Przydział uprawnień do emisji CO2 na 2022 rok1
Energia elektryczna	16 703 046	0
Energia cieplna	424 719	618 654
Razem	17 127 765	618 654

¹Przydziały uprawnień do emisji CO2 dot. produkcji ciepła.

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 okresie od 1 stycznia 2022 roku do dnia publikacji niniejszego sprawozdania, które mogą mieć wpływ na działalność GK PGE w kolejnych latach.

Regulacje prawne dot. aktualnych zasad ustalania cen energii elektrycznej i ciepła oraz przysługujących z tego tytułu rekompensat zostały opisane w rozdziale 3.4 niniejszego sprawozdania w punkcie Ceny energii elektrycznej i ciepła.

KRAJOWE OTOCZENIE REGULACYJNE

Segmenty	Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	Projekt ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne i ustawy o odnawialnych źródłach energii. Wykaz RCL: UC74	 Projekt ustawy obejmuje w szczególności propozycje przepisów implementujących do polskiego porządku prawnego dyrektywę PE 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,  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,	23 czerwca 2021 roku upłynął termin na zgłaszanie uwag. 6 lipca 2022 roku Komitet RM ds. Cyfryzacji przyjął projekt. Projekt jest na etapie prac w Komitecie RM ds. Europejskich	Skierowanie do prac w Komitecie Stałym Rady 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.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	 przepisy dotyczące usług systemowych, usług elastyczności oraz zmiany w zakresie bilansowania,
	 implementacja 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.	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	Na posiedzeniu 4 listopada 2022 roku Sejm przyjął ustawę. 15 listopada 2022 roku ustawa została podpisana przez	Ustawa wejdzie w życie 29 listopada 2022 roku.	Zmiana zniesienia obliga giełdowego nie wpłynie negatywnie na działalność Grupy PGE.
Wykaz RCL: UD162	rynku energii elektrycznej. Zgodnie z uzasadnieniem projektu ustawy, zniesienie obliga realizuje m.in. Polski Plan Wdrażania reform rynku energii elektrycznej.	Prezydenta RP.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw.	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,	14 grudnia 2021 roku Prezydent podpisał ustawę. Ustawa weszła w życie 1 kwietnia 2022	-	Projekt ma kluczowe znaczenie dla segmentu Obrotu, na którym obecnie ciążą obowiązki rozliczania prosumentów i uiszczania
Druk sejmowy: 1 382	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 1 kwietnia 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.	roku, z wyjątkiem części przepisów dotyczących nabycia prawa do uczestniczenia w dotychczasowym systemie wsparcia prosumentów, które weszły w życie 22 grudnia 2021 roku oraz przepisów dotyczących prosumenta wirtualnego, które wejdą w życie 2 lipca 2024 roku.		w ich imieniu opłaty dystrybucyjnej na rzecz OSD oraz dla segmentu Dystrybucji, który będzie obciążony obowiązkami zbierania i opracowywania danych pomiarowych dotyczących prosumentów.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	Ustawa wprowadza również instytucję prosumenta zbiorowego (weszła w życie 1 kwietnia 2022 roku) oraz prosumenta wirtualnego (wejście w życie od 2 lipca 2024 roku).
Projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UC99	Ustawa przewiduje zmianę kilku ustaw, w tym: ustawy o odnawialnych źródłach energii, ustawy – Prawo energetyczne, ustawy – Prawo ochrony środowiska w związku z zazielenianiem ciepła oraz inne zmiany w związku z koniecznością implementacji dyrektywy RED II (w sprawie promowania stosowania energii z OZE). Ponadto ustawa wprowadza nowe systemy wsparcia: dla biometanu, na modernizację instalacji OZE oraz dla istniejących instalacji OZE na pokrycie kosztów operacyjnych. Ustawa zmienia także definicję hybrydowych instalacji OZE.	25 lutego 2022 roku opublikowano do konsultacji projekt ustawy. Obecnie projekt jest przedmiotem wewnętrznych prac Ministerstwa Klimatu i Środowiska.	Skierowanie do prac w Komitecie ds. Europejskich.	Projekt ma istotne znaczenie dla segmentu Energetyka Odnawialna, w szczególności ze względu na możliwość skorzystania z nowych systemów wsparcia oraz dla segmentu Ciepłownictwo w zakresie zwiększenia wykorzystania ciepła wytwarzanego z OZE.
Zmiana ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych. Wykaz RCL: UD207	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.	15 grudnia 2021 roku Komisja Wspólna Rządu i Samorządu Terytorialnego wydała pozytywną opinię o projekcie. W kwietniu 2022 roku prace nad projektem od Ministerstwa Rozwoju i Technologii przejęło Ministerstwo Klimatu i Środowiska. 5 lipca 2022 roku projekt został przyjęty przez Radę Ministrów i skierowany do Sejmu.	Prace parlamentarne.	Projekt ma znaczenie dla rozwoju segmentu Energetyka Odnawialna.
Ustawa o zmianie ustawy o bezpieczeństwie morskim oraz ustawy o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej. Wykaz RCL: UD232 Druk sejmowy: 2071	Ustawa 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 i eksploatacją morskich	7 lipca 2022 roku projekt został uchwalony przez Sejm. 20 lipca 2022 roku ustawa została podpisana przez Prezydenta RP. Ustawa weszła w życie	-	Ustawa ma znaczenie dla inwestycji w budowę morskich farm wiatrowych. Wprowadzenie nadmiernych mechanizmów certyfikacji może opóźnić harmonogram i zwiększyć koszty realizacji inwestycji w budowę morskich farm wiatrowych.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	farm wiatrowych, obejmujących system certyfikacji i czynności nadzorczych dotyczących procesu realizacji inwestycji.	12 sierpnia 2022 roku.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz ustawy – Prawo ochrony środowiska.	Celem projektu ustawy jest ustanowienie przepisów krajowych regulujących ustanowienie i zasady funkcjonowania Funduszu Transformacji Energetyki (FTE). Ze środków FTE mają być finansowane inwestycje w sektorze energetyki i przemysłu z wyłączeniem obszaru paliw stałych kopalnych, tj. węgla.	6 kwietnia 2022 roku opublikowano na RCL zmienioną wersję projektu ustawy. PGE zgłosiła uwagi samodzielnie oraz w ramach Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych i Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie. Trwa analiza zgłoszonych uwag.	Rozpatrzenie projektu przez Radę Ministrów i skierowanie do rozpatrzenia przez komisję prawniczą przy RCL.	Projekt będzie miał znaczenie dla całej GK PGE z wyłączeniem aktywów węglowych. Ze środków FTE będzie można uzyskać finansowanie inwestycji w obszarze: OZE, sieci, magazyny itd.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UC52	 Projekt ustawy ma na celu dostosowanie porządku prawnego regulującego różne aspekty zapewnienia bezpieczeństwa paliwowego w zakresie gazu ziemnego do przepisów rozporządzenia PE i Rady (UE) 2017/1938 z 25 października 2017 roku, dotyczącego środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylającego rozporządzenie UE nr 994/2010. W projekcie wprowadzono szereg rekomendowanych rozwiązań, które m.in.:  zmieniają zasady tworzenia i utrzymywania zapasów (strategicznych) gazu ziemnego, za które odpowiedzialna będzie Rządowa Agencja Rezerw Strategicznych,  ustalają wielkość zapasów gazu ziemnego na rok gazowy w wysokości 35% łącznego zapotrzebowania na gaz typu E w okresie 30 dni nadzwyczajnie wysokiego popytu na gaz, który może wystąpić nie częściej niż raz na 20 lat,  wprowadzają nowy sposób finansowania zapasów gazu ziemnego, który będzie polegać na comiesięcznym zasilaniu funduszu celowego opłatą gazową, uiszczaną przez przedsiębiorstwa zobowiązane,	13 maja 2022 roku upłynął termin na zgłaszanie uwag. 30 maja 2022 roku opublikowano uwagi, ale bez odniesienia się projektodawcy.	Analiza przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska uwag nadesłanych w ramach konsultacji publicznych.	Projekt ma znaczenie dla działalności w zakresie obrotu paliwami gazowymi oraz wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w jednostkach wytwórczych zasilanych gazem ziemnym, biorąc pod uwagę obowiązek uiszczania opłaty gazowej przez zleceniodawców usługi przesyłania oraz konieczność ograniczenia wolumenów zużywanego gazu w okresie wprowadzenia stopni zasilania.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	 definiują odbiorcę chronionego, który, co do zasady, nie będzie podlegać ograniczeniom w poborze gazu ziemnego w czasie obowiązywania stopni zasilania,
	 regulują zasady postępowania w przypadku zagrożenia w dostawach gazu ziemnego.
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 2023 roku.	Rozporządzenie określa poziom obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia energii z OZE (PM OZE) dla tzw. podmiotów zobowiązanych w 2023 roku. Rozporządzenie zmniejsza poziom obowiązku dla PM OZE z 18,5% w 2022 roku do 12,5%. Jednocześnie, uzasadnienie do rozporządzenia przewiduje możliwość dalszego obniżenia poziomu obowiązku w kolejnych latach.	Rozporządzenie zostało przyjęte 13 lipca 2022 roku i weszło w życie 11 sierpnia 2022 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 RCL: 816
Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie procesów rynku energii. Wykaz RCL: UD603	Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie procesów rynku energii stanowi wykonanie delegacji ustawowej zawartej w art. 11zh ust. 1 ustawy - Prawo energetyczne. Rozporządzenie ma umożliwić przygotowanie 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 Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE), jak i dla Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE), tak aby można było ocenić wywiązywanie się przez ww. podmioty z nałożonych na nich obowiązków.	11 stycznia 2022 roku Minister Klimatu i Środowiska podpisał rozporządzenie. Rozporządzenie weszło w życie 16 lutego 2022 roku.	-	Rozporządzenie będzie miało istotny wpływ przede wszystkim na segment Dystrybucja, ale także na segmenty: Energetyka Konwencjonalna, Energetyka Odnawialna oraz Obrót.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	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.
Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie systemu pomiarowego. Wykaz RCL: UD507	Rozporządzenie 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 PE 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.	Rozporządzenie zostało wydane 22 marca 2022 roku a weszło w życie 23 kwietnia 2022 roku.	-	Rozporządzenie będzie miało istotny wpływ przede wszystkim na segment Dystrybucja, ale także na segmenty: Energetyka Konwencjonalna, Energetyka Odnawialna oraz Obrót. W zakresie działalności OSD konieczne będzie doprecyzowanie wymagań w zakresie dot. układów pomiarowych, w tym liczników energii elektrycznej oraz systemu pomiarowego.
Ustawa o dodatku osłonowym. Wykaz RCL: 1820	Ustawa ma na celu zapewnienie wsparcia dla ok. 6,84 mln gospodarstw domowych w Polsce, w tym również gospodarstw najuboższych energetycznie, w pokryciu części kosztów energii oraz w pokryciu powiązanych z nimi rosnących cen żywności.	Ustawa opublikowana w Dzienniku Ustaw - Dz.U. 2022 poz. 1. Weszła w życie 4 stycznia 2022 roku.	-	Ustawa generuje koszty po stronie segmentu Obrót ze względu na nałożone obowiązki informacyjne.
Projekt rozporządzenia w sprawie określenia szczegółowych warunków utraty statusu odpadów dla odpadów powstających w procesie energetycznego spalania paliw. Wykaz RCL: 655	Celem projektowanego rozporządzenia (zwanego dalej: projektem) jest określenie szczegółowych warunków utraty statusu odpadów dla odpadów powstających w procesie energetycznego spalania paliw. Warunki określone w projekcie mają na celu ujednolicenie procedury utraty statusu odpadów istniejącej już w praktyce biznesowej na podstawie ogólnych warunków statusu odpadów (art. 14 ust. 1 ustawy o odpadach), w zakresie odnoszącym się do odpadów powstających w procesie energetycznego spalania paliw.	4 lipca 2022 roku projekt został zwolniony z komisji prawniczej. 13 lipca 2022 roku KE notyfikowała projekt.	Projekt skierowany do dalszych prac w Radzie Ministrów.	Projekt jest istotny z punktu widzenia zagospodarowania odpadów/UPS w GK PGE, zwłaszcza dla segmentu Energetyka Konwencjonalna i Ciepłownictwo.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie określenia metod analizy ekonomicznej kosztów i korzyści oraz danych lub źródeł danych do celów tej analizy. Wykaz RCL: 794	Rozporządzenie jest wykonaniem zobowiązania do usunięcia naruszenia wskazanego przez KE dotyczącego nieprawidłowego stosowania oraz nieprawidłowej transpozycji dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej. W celu usunięcia wskazanego naruszenia została wprowadzona delegacja dla ministra właściwego do spraw energii do wydania rozporządzenia w sprawie określenia metod analizy ekonomicznej kosztów i korzyści oraz danych lub źródeł danych do celów tej analizy. Celem analizy jest umożliwienie bardziej efektywnej alokacji zasobów poprzez wykazanie wyższości danego przedsięwzięcia nad innymi z punktu widzenia korzyści społecznych.	1 lipca 2022 roku rozporządzenie zostało przyjęte. Weszło w życie 20 lipca 2022 roku.	-	Rozporządzenie ma znaczenie dla segmentu Ciepłownictwo.
Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło. Wykaz RCL: 795	Rozporządzenie przede wszystkim ma na celu:  zdefiniowanie wielkości k, będącej elementem wzoru na obliczenie wskaźnika referencyjnego tak, żeby wielkości te mógł obliczać i publikować Prezes URE w zależności od zmian warunków wykonywania działalności przez przedsiębiorstwa energetyczne obciążających wytwarzanie ciepła w kogeneracji – dla poszczególnych rodzajów paliw, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy – Prawo energetyczne,  określenie wielkości k, tak by uwzględniała brak	Rozporządzenie zostało opublikowane w Dzienniku Ustaw 15 marca 2022 roku.	-	Rozporządzenie ma znaczenie dla segmentu Ciepłownictwo, ponieważ wpłynie na wzrost taryfy na ciepło.
	w średnich cenach sprzedaży ciepła publikowanych przez Prezesa URE pełnej próby źródeł będących w systemie ETS.
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: 916	W celu wprowadzenia możliwości uzyskania przychodu pokrywającego koszty prowadzenia działalności gospodarczej wytwarzania ciepła w kogeneracji konieczna jest taka zmiana § 13 ust. 6 zmienianego rozporządzenia, która odzwierciedli możliwość zwiększenia wzrostu planowanego przychodu, zgodnie z publikowanym na podstawie art. 47 ust. 2f ustawy – Prawo energetyczne przez Prezesa URE wskaźnikiem referencyjnym, którego wartość ustalana jest na podstawie "wielkości k" – tj. zmiany kosztów obciążających jednostkę produkowanego ciepła w jednostkach kogeneracji, wynikającą z istotnej zmiany warunków wykonywania działalności gospodarczej przez	Konsultacje publiczne projektu do 29 września 2022 roku.	Analiza uwag nadesłanych w ramach konsultacji publicznych.	Projekt wpłynie na zwiększenie przychodów jednostek kogeneracji oddanych do użytkowania przed 3 listopada 2010 roku. W zależności jaki będzie finalny kształt przepisów, występuje ryzyko obniżki przychodów w konsekwencji obniżki cen paliw i uprawnień do emisji CO2.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	przedsiębiorstwa energetyczne w takim zakresie, w jakim koszty związane z prowadzeniem działalności gospodarczej będą obciążać produkcję ciepła w okresie obowiązywania wskaźnika referencyjnego, a nie obciążały jej w okresie poprzedzającym okres ustalania tego wskaźnika.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej. Wykaz RCL: UD361	Celem projektu ustawy jest modyfikacja przepisów dotyczących wydawania pozwoleń na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich oraz pozwoleń lub uzgodnień dla kabli lub rurociągów dotyczących zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. Dodatkowo projekt wprowadza regulacje dotyczące rozstrzygania remisu w postępowaniach rozstrzygających dla wniosków o wydanie pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich.	27 października 2022 roku projekt został uchwalony przez Sejm i przekazany do Senatu.	Rozpatrzenie ustawy przez Senat.	Projekt jest istotny z punktu widzenia GK PGE ze względu na jego wpływ na inwestycje w budowę morskich farm wiatrowych. Projekt reguluje kwestie związane z postępowaniem rozstrzygającym, którego przeprowadzenie będzie niezbędne dla przyznania pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich.
Rozporządzenie Ministra Infrastruktury zmieniające rozporządzenie w sprawie oceny wniosków w postępowaniu rozstrzygającym. Wykaz RCL: 213	Celem rozporządzenia jest doprecyzowanie zasad dla przeprowadzenia postępowania rozstrzygającego niezbędnego dla wyłonienia podmiotu, który uzyska pozwolenie na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich pod budowę morskich farm wiatrowych. Projekt zakłada m.in. zmiany w punktacji za spełnienie kryteriów, jak również w sposobie oceny kryterium dotyczącego finansowania planowanego przedsięwzięcia. Rozstrzyga także kwestie dotyczące przedkładania dokumentów przez podmioty, które sporządzają sprawozdania finansowe, dla których rok obrotowy nie pokrywa się z rokiem kalendarzowym.	29 lipca 2022 roku projekt został podpisany przez Ministra Infrastruktury i opublikowany w Dzienniku Ustaw. Rozporządzenie weszło w życie 4 sierpnia 2022 roku.	-	Rozporządzenie jest istotne z punktu widzenia GK PGE ze względu na jego wpływ na inwestycje w budowę morskich farm wiatrowych.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie sposobu prowadzenia rozliczeń oraz bilansowania systemu przesyłowego gazowego	Projekt rozporządzenia ma na celu określenie sposobu prowadzenia rozliczeń za uruchomione zapasy obowiązkowe gazu ziemnego oraz kalkulacji ceny za paliwa gazowe stosowanej do tych rozliczeń, jak również sposobu bilansowania systemu przesyłowego gazowego i prowadzenia rozliczeń z tytułu niezbilansowania w czasie uruchomienia	17 maja 2022 roku projekt został opublikowany na stronie RCL i skierowany do konsultacji publicznych,	Analiza przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska uwag nadesłanych w ramach konsultacji publicznych.	Projekt jest istotny z punktu widzenia działalności w zakresie obrotu paliwami gazowymi, biorąc pod uwagę ustanowienie systemu rozliczeń między PSE S.A. a zleceniodawcami usługi

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
w okresie uruchomienia zapasów obowiązkowych gazu ziemnego oraz w okresie wprowadzenia ograniczeń w poborze gazu ziemnego. Wykaz RCL: 821, 929	zapasów. W projekcie określono wzory na wyliczenie:  opłaty za odebrane zapasy obowiązkowe,  opłaty za uruchomienie zapasów obowiązkowych na rzecz danego podmiotu zlecającego usługę przesyłania (ZUP),  opłaty za działania bilansujące, z uwzględnieniem ZUP, którego niezbilansowanie jest odpowiednio ujemne i dodatnie,  opłaty związanej z neutralnością finansową bilansowania w okresie uruchomienia zapasów obowiązkowych.	które zakończyły się 20 maja 2022 roku. 5 października 2022 roku opublikowano nowy projekt rozporządzenia, rozpoczynając nowy proces legislacyjny. 10 października 2022 roku minął termin na zgłaszanie uwag w ramach konsultacji publicznych.		przesyłania za działania bilansujące podejmowane przez PSE S.A.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o gospodarowaniu nieruchomościami rolnymi Skarbu Państwa oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UD376	Projekt wprowadza regulacje, zgodnie z którymi nieruchomości rolne należące do Zasobu Własności Rolnej Skarbu Państwa, w skład których wchodzi min. 70% nieużytków/ użytków klasy IV, będą mogły być wydzierżawiane na cele związane z pozyskiwaniem energii elektrycznej z OZE.	19 kwietnia 2022 roku projekt został opublikowany na stronie RCL. 10 maja 2022 roku zakończyły się konsultacje publiczne.	Analiza przez Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi uwag nadesłanych w ramach konsultacji publicznych.	Projekt umożliwi pozyskanie nowych gruntów, w szczególności nieużytków wchodzących w skład Zasobu Własności Rolnej Skarbu Państwa, pod inwestycje OZE.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UD369	Projekt wprowadza zasadę, zgodnie z którą realizacja inwestycji w fotowoltaikę (PV) powyżej 1 MW będzie możliwa jedynie na podstawie Miejscowego Planu Zagospodarowania Przestrzennego (MPZP). W przypadku braku uchwalonego MPZP, nie będzie można realizować przedmiotowej inwestycji na podstawie decyzji o warunkach zabudowy. Projekt zakłada także możliwość zastosowania trybu uproszczonego dla uchwalenia bądź też zmiany MPZP, m.in. w przypadku inwestycji PV, przy czym nie dotyczy to inwestycji znacząco oddziałujących na środowisko.	19 września 2022 roku na stronie RCL opublikowany został nowy projekt ustawy, który został ponownie poddany konsultacjom międzyresortowym. W związku z przeprowadzonymi konsultacjami międzyresortowymi, 25 października 2022 roku opublikowano zmieniony projekt ustawy. 7 listopada 2022 roku projekt został rozpatrzony przez Komitet ds. Cyfryzacji.	Skierowanie projektu na Stały Komitet Rady Ministrów.	Projekt może przyczynić się do spowolnienia realizacji inwestycji w PV ze względu na obowiązek wpisania takiej inwestycji w MPZP. Średni czas, który jest niezbędny dla uchwalenia MPZP, wynosi ok. 3 lat.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska zmieniającego rozporządzenie w sprawie zapasów paliw w przedsiębiorstwach energetycznych. Wykaz RCL: 849	Projekt rozporządzenia różnicuje wielkości obowiązków zapasowych dla przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się (i) wytwarzaniem energii elektrycznej w Jednostkach Wytwórczych Centralnie Dysponowanych (JWCD) oraz (ii) wytwarzaniem ciepła, także w kogeneracji, lub energii elektrycznej w nJWCD (jednostki niebędące JWCD) oraz wprowadza nowe algorytmy określania wielkości tego obowiązku dla tych przedsiębiorstw.	5 lipca 2022 roku projekt został opublikowany na stronie RCL. 12 lipca 2022 roku zakończyły się konsultacje publiczne. 19 września 2022 roku projekt był przedmiotem posiedzenia Komisji Prawniczej.	Poprawa projektu przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska zgodnie z uwagami Komisji Prawniczej.	Projekt ma znaczenie dla działalności w zakresie wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Przyjęcie nowych zasad wyznaczania ilości zapasów paliw będzie oznaczać konieczność ich wyraźnego uzupełnienia na potrzeby JWCD (liczenie ilości uzależniono od mocy zainstalowanej jednostki), co w obliczu trwającego kryzysu energetycznego może być trudne do wykonania lub niewykonalne.
Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie wartości referencyjnych dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji w roku 2023. Wykaz RCL: 927	Rozporządzenie jest realizacją upoważnienia ustawowego zawartego w art. 15 ust. 7 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 roku o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 2022 roku poz. 553), które nakłada na ministra właściwego do spraw energii obowiązek określenia, w drodze rozporządzenia, w terminie do 31 października każdego roku, wartości referencyjnych z podziałem dla nowych jednostek kogeneracji oraz znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji, obowiązujących w kolejnym roku kalendarzowym.	Rozporządzenie zostało opublikowane w Dzienniku Ustaw 31 października 2022 roku.	-	Rozporządzenie wpływa na segment Ciepłownictwo poprzez wysokość wartości referencyjnych dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji biorących udział w systemie wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji objętej wsparciem oraz jednostkowych wysokości premii gwarantowanej w roku 2023. Wykaz RCL: 928	Projekt rozporządzenia jest realizacją upoważnienia ustawowego zawartego w art. 56 ust. 1 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 2022 roku poz. 553), która nakłada na ministra właściwego do spraw energii obowiązek określenia, w drodze rozporządzenia, w terminie do dnia 31 października każdego roku, maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji objętej wsparciem, w tym również w odniesieniu do jednostek kogeneracji zlokalizowanych poza terytorium Rzeczypospolitej Polskiej. Dodatkowo, w projekcie rozporządzenia określone zostają jednostkowe wysokości premii gwarantowanej, w tym również dla małych	Konsultacje publiczne projektu do 13 września 2022 roku.	Analiza uwag nadesłanych w ramach konsultacji publicznych.	Projekt wpływa na segment Ciepłownictwo poprzez określenie poziomu jednostkowej premii gwarantowanej i maksymalna wysokość premii kogeneracyjnej indywidualnej dla jednostek biorących udział w systemie wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji.

Regulacja Cele regulacji		Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	jednostek kogeneracji i maksymalnej wysokości premii kogeneracyjnej indywidualnej.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w źródła ciepła (chłodu) w systemach ciepłowniczych w ramach Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności (KPO). Wykaz RCL: 930	Celem wydania projektowanego rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w źródła ciepła (chłodu) w systemach ciepłowniczych w ramach KPO jest określenie szczegółowego przeznaczenia, warunków i trybu udzielania pomocy publicznej na inwestycje pn. B 1.1.1. Inwestycje w źródła ciepła (chłodu) w systemach ciepłowniczych w ramach KPO. W regulowanym zakresie pomoc publiczna udzielana będzie na projekty inwestycyjne w źródła ciepła (chłodu) w systemach ciepłowniczych, dotyczące wytwarzania energii w wysokosprawnej kogeneracji oraz wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, co pozwoli na rozwój i modernizację systemów ciepłowniczych na cele komunalno bytowe.	Konsultacje publiczne do 16 października 2022 roku.	Analiza uwag nadesłanych w ramach konsultacji publicznych.	Projekt wpływa na dofinansowanie inwestycji w zakresie systemów ciepłowniczych ze środków KPO. Beneficjentem może zostać segment Ciepłownictwo.
Projekt rozporządzenia Ministra Funduszy i Polityki Regionalnej w sprawie udzielania pomocy na inwestycje w układy wysokosprawnej kogeneracji oraz na propagowanie energii ze źródeł odnawialnych w ramach regionalnych programów na lata 2021- 2027. Wykaz RCL: 37	Celem powstania rozporządzenia jest stworzenie warunków wspierania rozwoju społecznego i gospodarczego regionów poprzez umożliwienie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w układy wysokosprawnej kogeneracji oraz na propagowanie energii ze źródeł odnawialnych w ramach regionalnych programów na lata 2021- 2027.	Konsultacje publiczne do 17 października 2022 roku.	Analiza uwag nadesłanych w ramach konsultacji publicznych.	Projekt ustala warunki umożliwiające udzielanie pomocy publicznej na inwestycje w układy wysokosprawnej kogeneracji oraz na propagowanie energii ze źródeł odnawialnych w ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Beneficjentem może zostać segment Ciepłownictwo.
Projekt rozporządzenia Ministra Funduszy i Polityki Regionalnej w sprawie udzielania pomocy na inwestycje wspierające efektywność energetyczną w ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Wykaz RCL: 40	Celem powstania rozporządzenia jest stworzenie warunków wspierania rozwoju społecznego i gospodarczego regionów poprzez umożliwienie udzielania pomocy publicznej na inwestycje prowadzące do osiągnięcia efektywności energetycznej w ramach regionalnych programów na lata 2021-2027.	Konsultacje publiczne do 17 października 2022 roku.	Analiza uwag nadesłanych w ramach konsultacji publicznych.	Projekt ustala warunki umożliwiające udzielanie pomocy publicznej na inwestycje prowadzące do osiągnięcia efektywności energetycznej w ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Beneficjentem może zostać segment Ciepłownictwo.

Segmenty	Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	Rozporządzenie Ministra Funduszy i Polityki Regionalnej w sprawie udzielania pomocy na badania przemysłowe, eksperymentalne prace rozwojowe oraz studia wykonalności w ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Wykaz RCL: 42	Celem powstania rozporządzenia jest stworzenie programu pomocowego regulującego zasady udzielania pomocy publicznej w zakresie badań przemysłowych, eksperymentalnych prac rozwojowych oraz studiów wykonalności w ramach regionalnych programów na lata 2021-2027.	Konsultacje publiczne do 17 października 2022 roku. 2 listopada 2022 roku opublikowano tabelę z uwagami.	Przekazanie projektu do komitetów Rady Ministrów.	Projekt ustala warunki umożliwiające udzielanie pomocy publicznej w zakresie badań przemysłowych, eksperymentalnych prac rozwojowych oraz studiów wykonalności w ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Beneficjentem może zostać segment Ciepłownictwo.
	Rozporządzenie Ministra Funduszy i Polityki Regionalnej w sprawie udzielania pomocy inwestycyjnej na infrastrukturę badawczą w ramach regionalnych programów na lata 2021- 2027. Wykaz RCL: 38	Rozporządzenie określa szczegółowe przeznaczenie, warunki i tryb udzielania przedsiębiorcom pomocy inwestycyjnej na infrastrukturę badawczą w ramach regionalnych programów na lata 2021-2027.	Konsultacje publiczne do 17 października 2022 roku. 2 listopada 2022 roku opublikowano tabelę z uwagami.	Przekazanie projektu do komitetów Rady Ministrów.	Projekt ustala warunki i tryb udzielania przedsiębiorcom pomocy inwestycyjnej na infrastrukturę badawczą w ramach regionalnych programów na lata 2021- 2027. Beneficjentem może zostać segment Ciepłownictwo.

ZAGRANICZNE OTOCZENIE REGULACYJNE

Segmenty	Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
Europejski Zielony Ład/ Pakiet Fit for 55
	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.	5 kwietnia 2022 roku na sesji plenarnej PE przyjął stanowisko do rewizji decyzji MSR. 22 czerwca 2022 roku na sesji plenarnej PE przyjął stanowisko ws. rewizji dyrektywy ETS, zakładające cel redukcyjny równy 63% w sektorach ETS. 29 czerwca 2022 roku Rada UE ds. Środowiska przyjęła podejście ogólne ds. rewizji dyrektywy ETS. W przyjętym również 29 czerwca 2022 roku podejściu ogólnym do rewizji decyzji MSR, Rada opowiedziała się za przyjęciem wniosku legislacyjnego KE bez wprowadzania innych zmian do parametrów funkcjonowania rezerwy. 11 lipca 2022 roku odbyła się pierwsza, a 10 października i 10 listopada 2022 roku kolejne rundy negocjacji międzyinstytucjonalnych pomiędzy Komisją, PE i Radą w ramach trilogów, które nie przyniosły rozstrzygnięć.	Negocjacje międzyinstytucjonalne (trilogi) prawdopodobnie potrwają do 2023 roku. Termin transpozycji zmian w dyrektywie ETS został zapisany w projekcie jako 31 grudnia 2023 roku.	Poprawa konkurencyjności źródeł odnawialnych, kosztem jednostek wytwórczych wykorzystujących paliwa wysokoemisyjne. Wzrost kosztów operacyjnych konwencjonalnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Możliwe uzyskanie bezpośredniego wsparcia inwestycyjnego w ramach Funduszu Modernizacyjnego oraz Funduszu Innowacyjnego oraz częściowej bezpłatnej alokacji uprawnień dla ciepłownictwa systemowego. Wprowadzenie zmian do mechanizmu przewidzianego w art. 29a dyrektywy ETS może wpłynąć na ograniczenie zmienności cen uprawnień do emisji. Kolejna rewizja dyrektywy ETS i decyzji MSR, poprzez wyższe cele klimatyczne, 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.	27 czerwca 2022 roku Rada ds. Transportu, Telekomunikacji i Energii (Rada TTE) przyjęła podejście ogólne w sprawie dyrektywy OZE. 13 lipca 2022 roku wiodąca w PE Komisja Przemysłu, Badań Naukowych i Energii (ITRE) przyjęła końcowy raport w sprawie dyrektywy OZE a na posiedzeniu plenarnym 14 września 2022 roku przyjęto stanowisko PE. Posłowie przyjęli m.in. wyższy ogólny cel OZE, tj. 45% i odpowiednio wyższe cele sektorowe. PE przyjął również możliwość zaliczania energii	Dalsze prace w ramach trilogów toczą się na poziomie technicznym i politycznym. Jako datę transpozycji do prawa krajowego proponuje się 31 grudnia 2024 roku. W odniesieniu do zmian wynikających z komunikatu REPowerEU trwają dalsze prace w Radzie prowadzące do przyjęcia	Poprawa konkurencyjności niskoemisyjnych źródeł energii w porównaniu do energii ze źródeł wysokoemisyjnych. Większy udział źródeł odnawialnych w polskim miksie energetycznym do 2030 roku.

		elektrycznej z OZE na poczet celów w ciepłownictwie systemowym. 6 października 2022 roku odbył się pierwszy trilog pomiędzy KE, Radą i PE, podczas którego przedstawione zostały stanowiska tych instytucji. Ponadto, w ramach komunikatu REPowerEU KE 18 maja 2022 roku przedstawiła propozycje dodatkowych zmian do dyrektywy OZE w zakresie przyspieszenia procedur administracyjnych i wydawania decyzji dla instalacji OZE. Projekt raportu posła-sprawozdawcy Markusa Piepera (EPP, DE) w tej sprawie został opublikowany 5 września 2022 roku. 14 listopada 2022 roku komisja ITRE przyjęła końcowy raport.	podejścia ogólnego i w PE przed głosowaniem na grudniowym posiedzeniu plenarnym.
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.	27 czerwca 2022 roku Rada TTE przyjęła podejście ogólne w sprawie dyrektywy EED. 13 lipca 2022 roku wiodąca w PE komisja ITRE przyjęła końcowy raport w sprawie dyrektywy EED, a na posiedzeniu plenarnym 14 września 2022 roku przyjęto ostateczne stanowisko PE. Posłowie przyjęli m.in. wyższy cel zmniejszenia zużycia energii finalnej o 40% do 2030 roku i 42,5% w odniesieniu do energii pierwotnej w porównaniu do 2007 roku. Państwa miałyby określać wiążące wkłady krajowe, a współczynnik nowych rocznych oszczędności energii finalnej przyjęto na poziomie 2%. W zakresie definicji wysokosprawnej kogeneracji i efektywnego systemu ciepłowniczego lub chłodniczego PE nie wprowadził istotnych zmian względem propozycji KE. 6 października 2022 roku odbył się pierwszy trilog pomiędzy KE, Radą i PE, podczas którego przedstawione zostały stanowiska instytucji. W ramach prowadzonych trilogów uwzględniono też propozycję dodatkowej zmiany do dyrektywy EED, wynikającej	Dalsze prace w ramach trilogów toczą się na poziomie technicznym i politycznym. Kolejny trilog odbędzie się 22 listopada 2022 roku. 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. Konieczność szerszego rozwijania źródeł odnawialnych i ciepła odpadowego w systemach ciepłowniczych. Wyższy współczynnik rocznych oszczędności energii finalnej, wpływający na zwiększenie obciążeń systemem świadectw efektywności energetycznej.

		z komunikatu REPowerEU KE z 18 maja 2022 roku.
Dyrektywa 2010/31/UE w sprawie charakterystyki energetycznej budynków (dyrektywa EPBD).	Dostosowanie legislacji związanej z poprawą charakterystyki energetycznej budynków w UE w odniesieniu do celu neutralności klimatycznej do 2050 roku oraz do nowego, wyższego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE w 2030 roku.	6 czerwca 2022 roku poseł-sprawozdawca w komisji ITRE w PE Ciarán Cuffe (Greens/EFA, Irlandia) przedstawił projekt raportu w sprawie dyrektywy EPBD. 25 października 2022 roku Rada TTE przyjęła podejście ogólne w sprawie dyrektywy EPBD. Zgodnie ze stanowiskiem Rady, od 2030 roku nowo budowane budynki mieszkalne będą musiały być zeroemisyjne, a ten wymóg do 2050 roku dotyczyć będzie też tych wybudowanych wcześniej. Maksymalne zużycie energii pierwotnej w nowych budynkach będzie co do zasady określane na poziomie państw członkowskich, przy czym dla istniejących budynków, państwa określać będą trajektorię redukcji zużycia energii pierwotnej. Dalsze prace prowadzone w PE i podejście ogólne Rady uwzględniają propozycje dodatkowych zmian do dyrektywy EPBD, przedstawione w ramach komunikatu REPowerEU Komisji Europejskiej z 18 maja 2022 roku.	Wniosek legislacyjny podlega dalszym pracom w Radzie oraz PE. Głosowanie raportu w komisji ITRE zaplanowano na 29 listopada 2022 roku. Wstępnie, głosowanie na posiedzeniu plenarnym PE wyznaczono na 12 grudnia 2022 roku. Termin transpozycji dyrektywy do prawa krajowego nie został wskazany w opublikowanym projekcie.	Poprawa konkurencyjności odnawialnych źródeł energii jako źródła ciepła w budynkach. Zmniejszenie zapotrzebowania budynków na ciepło w związku z poprawą ich charakterystyki energetycznej. Szybsze tempo wypierania wszystkich paliw kopalnych w sektorach ciepłownictwa, w tym systemowego. Potencjalne zahamowanie rozwoju istniejących systemów ciepłowniczych ze względu na proponowane wymogi dla nowych i modernizowanych budynków.
Rozporządzenie w sprawie wspierania infrastruktury paliw alternatywnych (rozporządzenie AFIR).	Celem przyjęcia nowego rozporządzenia, które uchyla dyrektywę ws. rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych 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).	2 czerwca 2022 roku Rada TTE przyjęła podejście ogólne w sprawie projektu rozporządzenia AFIR. 3 października 2022 roku wiodąca w PE Komisja Transportu i Turystyki (TRAN) przyjęła końcowy raport w sprawie rozporządzenia AFIR. Posłowie z komisji TRAN przyjęli bardziej ambitne cele w zakresie rozwoju elektromobilności niż pierwotnie zaproponowała KE, jak też uwzględniono w większym stopniu rolę i wpływ na operatorów systemów dystrybucyjnych. Głosowanie na posiedzeniu plenarnym PE ws. stanowiska dot. rozporządzenia AFIR miało miejsce 19 października 2022 roku. 27 października 2022 roku odbył się pierwszy trilog pomiędzy KE, Radą i PE,	Po pierwszym trilogu prace skierowano na poziom techniczny. Kolejny trilog odbędzie się 30 listopada 2022 roku.	Konieczność przygotowania sieci elektroenergetycznej do realizacji obowiązków wynikających z rozporządzenia AFIR w obszarze dystrybucyjnym.

		podczas którego przedstawione zostały stanowiska instytucji.
Dyrektywa 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola).	Wprowadzenie nowych wymagań zaostrzających sposób określenia poziomu emisji w pozwoleniu zintegrowanym, zasady uzyskiwania derogacji od wymagań BAT i przyznających nowe kompetencje KE. Zwiększany jest udział społeczeństwa w postępowaniu odwoławczym. Zobligowani Operatorzy będą wprowadzić System Zarządzania Środowiskowego, który będzie zawierał m.in. plan transformacji do 2050 roku w kierunku zrównoważonej, czystej i neutralnej dla klimatu gospodarki o obiegu zamkniętym.	5 kwietnia 2022 roku KE zaprezentowała projekt zmian w dyrektywie. KE proponuje:  zmianę zasad określania progów emisji wg BAT, w tym konieczność uzasadnienia osiąganego poziomu emisji, wprowadzenie wymogów  odnoszących się do efektywności energetycznej,  zwiększenie udziału społeczeństwa w postępowaniu,  wprowadzenie obowiązkowego systemu zarządzania środowiskowego, możliwość dochodzenia roszczeń za  szkody wywołane działaniem instalacji i zmiany ciężaru dowodowego,  zmianę zasad przyznawania derogacji, w tym przygotowanie wytycznych przez KE. Wstępny projekt raportu w wiodącej komisji ENVI został przedstawiony 14 listopada 2022 roku.	Wniosek legislacyjny podlega dalszym pracom w Radzie i PE. Wejście w życie nowej dyrektywy planowane jest na koniec 2024 roku. Komisja ENVI ma przedstawić propozycję poprawek do raportu do 7 grudnia 2022 roku. Głosowanie stanowiska komisji ENVI odbędzie się prawdopodobnie 25 kwietnia 2023 roku. Głosowanie plenarne w PE przewidywane jest w maju 2023 roku.	Wejście w życie zaproponowanych rozwiązań może spowodować poniesienie dodatkowych nakładów inwestycyjnych w segmentach Energetyka Konwencjonalna oraz Ciepłownictwo.

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

w sprawie gospodarczego w UE. techniczne kryteria przesiewowe w ustanowienia ram ułatwiających 9 zrównoważone inwestycje, 14 zmieniające rozporządzenie (UE) 2019/2088 (rozporządzenie dot. taksonomii)	wykorzystania energii jądrowej i gazu. marca 2022 roku KE oficjalnie przyjęła ten akt delegowany. czerwca 2022 roku Komisja Gospodarcza i Monetarna (ECON) i ENVI przegłosowały rezolucję o odrzucenie przez PE aktu delegowanego. Rezolucja ta została jednak odrzucona podczas głosowania na	1 stycznia 2023 roku.	Bezpośredni wpływ na pozyskanie kapitału zewnętrznego dla inwestycji w kondensację i wysokosprawną kogenerację gazową, w zależności od lokalizacji i spełnienia kryteriów określonych przez dodatkowy akt delegowany. Obowiązek włączania do oświadczenia na temat informacji niefinansowych
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	--------------------------	-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

i Rozporządzenie delegowane 2022/1214 określające techniczne kryteria przesiewowe dla energetyki jądrowej i gazu.		posiedzeniu plenarnym PE 6 lipca 2022 roku. 11 lipca 2022 roku upłynął termin na zgłoszenie sprzeciwu przez PE i Radę. W Radzie akt delegowany również nie został zablokowany. 15 lipca 2022 roku Rozporządzenie delegowane 2022/1214, określające techniczne kryteria przesiewowe dla energetyki jądrowej i gazu zostało opublikowane w Dzienniku Urzędowym UE.		lub skonsolidowanego oświadczenia na temat informacji niefinansowych, informacji odnośnie udziału w obrocie, CAPEX-ie i OPEX-ie działalności zrównoważonych pod względem środowiskowym. Zgodność z zasadą "nie wyrządzania znaczącej szkody" będzie dodatkowym kryterium oceny projektów inwestycyjnych w ramach instrumentów finansowych UE.
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie należytej staranności przedsiębiorstw w zakresie zrównoważonego rozwoju oraz zmieniająca dyrektywę (UE) 2019/1937 (dyrektywa CSDD).	Ustanowienie ram sprzyjających wnoszeniu przez przedsiębiorstwa wkładu w dążenie do zapewnienia poszanowania praw człowieka i przepisów w zakresie ochrony środowiska w podejmowanych przez nie działaniach i za pośrednictwem ich łańcuchów wartości.	23 lutego 2022 roku KE przedstawiła wniosek legislacyjny dotyczący dyrektywy w sprawie należytej staranności przedsiębiorstw w zakresie zrównoważonego rozwoju. KE proponuje m.in.:  konieczność identyfikacji aktualnego i potencjalnego niekorzystnego wpływu na środowisko i na prawa człowieka, wynikającego z działalności przedsiębiorstwa a w przypadku łańcucha wartości z działalności ugruntowanych relacji biznesowych danego podmiotu,  konieczność podejmowania odpowiednich środków, aby zapobiec, a gdy zapobieganie nie jest możliwe lub nie jest możliwe natychmiast, odpowiednio złagodzenie potencjalnego niekorzystnego wpływu na prawa człowieka i środowisko, wynikającego z działalności przedsiębiorstwa oraz podmiotów zależnych, a w przypadku łańcucha wartości z działalności ugruntowanych relacji biznesowych danego podmiotu.	W Radzie kontynuowane będą robocze dyskusje w zakresie propozycji tej dyrektywy. Zakończenie prac nad stanowiskiem PE przewidziane jest na II kwartał 2023 roku. Porozumienie w zakresie podejścia ogólnego w Radzie spodziewane jest w okresie IV kwartał 2022 roku - I kwartał 2023 roku.	Zwiększenie obowiązków w zakresie raportowania w odniesieniu do łańcucha wartości GK PGE pod kątem ochrony środowiska i wpływu na prawa człowieka. Uwzględnienie polityki należytej staranności (due diligence) w zakresie zrównoważonego rozwoju w działaniach całej GK PGE.
Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniające rozporządzenie (UE) 2021/241 w odniesieniu do rozdziałów	Dodanie do KPO specjalnych rozdziałów obejmujących nowe reformy i inwestycje służące osiągnięciu celów REPowerEU.	18 maja 2022 roku KE przedstawiła wniosek legislacyjny dotyczący zmiany rozporządzenia ustanawiającego instrument na rzecz Odbudowy i Zwiększania Odporności (RRF). 3 października 2022 roku komisja ENVI przyjęła swoją opinię do rozporządzenia zmieniającego rozporządzenie o RRF	Trilogi planowane są na listopad oraz grudzień 2022 roku. Wejście w życie rozporządzenia powinno nastąpić w styczniu lub lutym 2023 roku.	Możliwość pozyskania z KPO środków finansowych na inwestycje GK PGE.

REPowerEU w planach odbudowy i zwiększania odporności oraz zmieniające rozporządzenie (UE) 2021/1060, rozporządzenie (UE) 2021/2115, dyrektywę 2003/87/WE i decyzję (UE) 2015/1814.	wskazując, iż 20 mld EUR na rozdziały REPowerEU w KPO powinno zostać pozyskane w całości ze sprzedaży uprawnień z puli aukcyjnej państw członkowskich przewidzianej na lata 2027-2030 - z terminem sprzedaży do końca 2025 roku. 4 października 2022 roku Rada osiągnęła porozumienie w zakresie podejścia ogólnego odnośnie zmian rozporządzenia o RRF. Zgodnie z podejściem ogólnym:  20 mld EUR na rozdział REPowerEU w KPO będzie pochodzić z wcześniejszej sprzedaży uprawnień z Funduszu Innowacyjnego (15 mld EUR) oraz z puli aukcyjnej państw członkowskich (5 mld EUR); uprawnienia te mają zostać
	sprzedane do końca 2026 roku,  zakres inwestycji, które mogą być finansowane w ramach rozdziału REPowerEU w KPO został rozszerzony o wąskie gardła w przypadku dystrybucji i o efektywność energetyczną w przypadku krytycznej infrastruktury energetycznej,  zmieniono klucz alokacji w stosunku do rozporządzenia o RRF,  wprowadzono możliwość wypłacania przez KE zaliczek w wysokości 15% kwoty żądanej przez dane państwo członkowskie do sfinansowania rozdziału REPowerEU w KPO.
	25 października 2022 roku Komisja Budżetowa (BUDG) i ECON przyjęły stanowisko PE, odnośnie nowych rozdziałów z RRF w ramach REPowerEU. Zgodnie z tym stanowiskiem:
	 wprowadzono zaliczki w wysokości 20% kwoty przypadającej na dane państwo członkowskie;
	 objęto finansowaniem inwestycje rozpoczęte po 31 stycznia 2022 roku;
	 zdecydowano, że co najmniej 35% środków finansowych otrzymanych przez dane państwo członkowskie

powinno zostać przeznaczone na działania o wymiarze transgranicznym lub wielonarodowym;

rozszerzono zakres inwestycji, które mogą być wspierane o inwestycje służące zwiększeniu pojemności magazynowania energii.

Regulacje wprowadzające zmiany na rynku elektroenergetycznym w UE

	Rozporządzenie Rady w sprawie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w celu rozwiązania problemu wysokich cen energii.	Ustanowienie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w celu złagodzenia skutków wysokich cen energii za pomocą wyjątkowych, ukierunkowanych i ograniczonych w czasie środków.	9 września 2022 roku na nadzwyczajnym posiedzeniu Rada TTE wezwała KE do zaproponowania działań w celu poprawy sytuacji na rynku energetycznym. 14 września 2022 roku KE przedstawiła projekt rozporządzenia Rady (w trybie art. 122 TFUE). 30 września 2022 roku Rada TTE osiągnęła polityczne porozumienie ws. tego rozporządzenia. 6 października 2022 roku Rada TTE formalnie przyjęła rozporządzenie kwalifikowaną większością głosów. 7 października 2022 roku w Dzienniku Urzędowym UE zostało ogłoszone Rozporządzenie Rady 2022/1854 w sprawie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w celu rozwiązania problemu wysokich cen energii. Weszło ono w życie następnego dnia po publikacji. Rozporządzenie to wprowadza obowiązek redukcji zużycia energii elektrycznej, ograniczenie dochodów rynkowych, które niektórzy producenci uzyskują z wytwarzania energii elektrycznej oraz zobowiązuje państwa członkowskie do ukierunkowanej redystrybucji tych środków na rzecz odbiorców końcowych. Rozporządzenie umożliwia też państwom członkowskim stosowanie interwencji publicznych w zakresie ustalania cen za dostawy energii elektrycznej dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw, a także	Od 1 grudnia 2022 roku będzie obowiązek stosowania kluczowych artykułów rozporządzenia dotyczących pułapu dochodów dla spółek energetycznych oraz zmniejszenia zużycia energii elektrycznej. W I półroczu 2023 roku spodziewana jest publikacja projektu reformy rynku elektroenergetycznego.	Bezpośredni wpływ finansowy na GK PGE jest uzależniony od rozwiązań przyjętych na poziomie krajowym. Potencjalny odpływ części dochodów GK PGE pochodzących z wytwarzania energii m.in. z OZE oraz z elektrowni na węgiel brunatny (potencjalnie również z elektrowni na węgiel kamienny).
--	-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

wprowadza przepisy dotyczące tymczasowej składki solidarnościowej od unijnych przedsiębiorstw prowadzących działalność głównie w sektorach ropy naftowej, gazu, węgla i rafinerii.

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	20 farm wiatrowych 5 elektrowni fotowoltaicznych 29 elektrowni wodnych przepływowych 4 elektrownie szczytowo-pompowe, w tym 2 z dopływem naturalnym	297 716 km linii dystrybucyjnych	-
Moc zainstalowana energia elektryczna/ energia cieplna	12 852 MWe/844 MWt	2 608 MWe/6 919 MWt	2 416 MWe/-	-	-
Wolumeny energii elektrycznej1	Produkcja energii elektrycznej netto 14,55 TWh	Produkcja energii elektrycznej netto 0,88 TWh	Produkcja energii elektrycznej netto 0,60 TWh	Dystrybuowana energia elektryczna 8,93 TWh	Sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców finalnych TWh2 8,24
Wolumeny energii cieplnej1	Produkcja ciepła netto 0,43 PJ	Produkcja ciepła netto 3,85 PJ	-	-	-
Pozycja rynkowa	GK PGE jest liderem w dziedzinie wydobycia węgla brunatnego w Polsce (93%) GK PGE jest również krajowym liderem w elektrycznej oraz największym wytwórcą ciepła	- produkcji energii sieciowego	GK PGE jest największym producentem energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych (bez uwzględniania biomasy i biogazu) z rynkowym udziałem ok. 8%	Drugi pod względem ilości klientów dystrybutor energii elektrycznej w kraju	Lider w handlu hurtowym i detalicznym w Polsce

¹Prezentowane dane dotyczą III kwartału 2022 roku.

2Dane 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 powtarzalna. 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 EBITDA powtarzalna Grupy za III kwartał 2022 roku mają segmenty: Dystrybucja (29%), Energetyka Konwencjonalna (25%), Energetyka Odnawialna (24%) oraz Obrót (21%). Pozostałe segmenty mają nieznaczny udział w wyniku EBITDA powtarzalna.

Wykres: Podstawowe dane finansowe GK PGE (mln PLN)

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ

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

	EBITDA III kwartał 2021	Wynik na sprzedaży energii elektrycznej u wytwórców 1	Uprawn. do emisji CO2 2	Koszty paliwa, materiałów prod. poz.	Przychody RUS3 i Rynek Mocy	Wynik na sprzedaży e.e. do odbiorców finalnych 4	Marża na usłudze dystrybucyjnej 5	Wynik na sprzedaży gazu i innych paliwach	Koszty osobowe 6	Koszty materiałów i usług remontowo ekspl. oraz usług obcych	Pozostałe 7	EBITDA III kwartał 2022
Odchylenie		4 733	-2 779	-1 279	-55	174	7	184	-171	-107	-320
EBITDA raportowana III kwartał 2021	2 110
Zdarzenia jednorazowe/przejściowe III kwartał 2021	169
EBITDA powtarzalna III kwartał 2021	1 941	4 826	2 357	1 158	784	281	1 080	-8	1 226	830	549
EBITDA powtarzalna III kwartał 2022 Zdarzenia jednorazowe/przejściowe III kwartał 2022		9 559	5 136	2 437	729	455	1 087	176	1 397	937	229	2 328 -402
EBITDA raportowana III kwartał 2022												1 926

Odwrócenie wpływu sumy zdarzeń jednorazowych powiększającej wynik raportowany.

Odwrócenie wpływu sumy zdarzeń jednorazowych pomniejszającej wynik raportowany.

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

Zmiana w porównaniu do wartości prezentowanych w III kwartale 2021 roku – zgodnie ze zmianami do MSR 16 uwzględniono produkcję energii z nowego bloku w Elektrowni Turów w okresie od synchronizacji do rozpoczęcia ruchu próbnego.

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

Zmiana prezentacyjna w porównaniu do wartości prezentowanych w III kwartale 2021 roku – uwzględniono koszty CO² poza produkcją e.e. i ciepła.

³RUS - Regulacyjne Usługi Systemowe.

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.

⁶Pozycja Koszty osobowe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy aktuarialnej (zdarzenie jednorazowe).

⁷Odchylenie na pozycji Pozostałe głównie w efekcie niższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej - wyższych odpisów aktualizujących należności handlowe oraz wyższych rezerw na poczet przyszłych należności wątpliwych w spółkach sprzedaży detalicznej.

Pozycja Pozostałe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy na rekultywację, rezerwy na prosumentów oraz rekompensat KDT (zdarzenia jednorazowe) i wyniku na rolowaniu transakcji zabezpieczających cenę uprawnień do emisji CO² (zdarzenie przejściowe).

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH

Wykres: Zmiana stanu środków pieniężnych (mln PLN).

¹Głównie środki pieniężne wydatkowane przez PGE EO S.A. na zakup od Vanadium Holdco Limited 100% udziałów w spółce Collfield Investments operującej trzema farmami wiatrowymi. Kwota 344 mln PLN stanowiła zapłatę za udziały, kwota 595 mln PLN dotyczyła subrogacji zobowiązań, natomiast przejęta gotówka wyniosła 183 mln PLN. Dodatkowo uwzględniono środki pienieżne ze sprzedaży udziałów w Elbest sp. z o.o. w wysokości 88 mln PLN po potrąceniu gotówki sprzedawanej spółki - 5 mln PLN i inne transakcje.

¹Sprzedaż udziałów w Elbest sp. z o.o. (88 mln PLN) po potrąceniu gotówki sprzedawanej spółki (5 mln PLN).

²Zakup przez PGE EO S.A. od Vanadium Holdco Limited 100% udziałów w spółce Collfield Investments operującej trzema farmami wiatrowymi. Kwota 344 mln PLN stanowiła zapłatę za udziały, kwota 595 mln PLN dotyczyła subrogacji zobowiązań, natomiast przejęta gotówka wyniosła 183 mln PLN.

FW - farma wiatrowa.

³Szacunkowy poziom ekonomicznego zadłużenia finansowego netto (uwzględniającego przyszłe płatności za uprawnienia do emisji CO2) wynosi 11 140 mln PLN.

KLUCZOWE WYNIKI FINANSOWE W SEGMENTACH DZIAŁALNOŚCI

z 119

BILANS ENERGII GK PGE

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

Wolumen sprzedaży	III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %	I-III kw. 2022	I-III kw. 20212	Zmiana %
A. Sprzedaż energii elektrycznej poza GK PGE, w tym:	24,49	27,28	-10%	74,71	79,86	-6%
 Sprzedaż do odbiorców finalnych1	8,26	9,17	-10%	25,72	27,92	-8%
 Sprzedaż na rynku hurtowym i bilansującym	16,23	18,11	-10%	48,99	51,94	-6%
B. Zakup energii spoza Grupy PGE (rynek hurtowy i bilansujący)	9,40	10,40	-10%	28,92	31,78	-9%
C. Produkcja energii netto w jednostkach GK PGE	16,02	17,60	-9%	48,34	50,72	-5%
D. Zużycie własne OSD, KWB, ESP (D=C+B-A)	0,93	0,72	29%	2,55	2,64	-3%

¹Sprzedaż realizowana głównie przez PGE Obrót S.A. oraz PGE Energia Ciepła S.A.

²W związku ze zmianami w zakresie standardu MSR 16 skorygowano dane za trzy kwartały 2021 roku, uwzględniając produkcję z bloku nr 7 w Elektrowni Turów od momentu synchronizacji do początku ruchu próbnego.

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 energii na rynku hurtowym z uwzględnieniem rynku bilansującego wynika z sytuacji rynkowej w trzech kwartałach 2022 roku oraz ograniczeń w dostawach węgla kamiennego. Niższy zakup na rynku hurtowym to głównie efekt niższej sprzedaży do odbiorców finalnych w segmencie klientów korporacyjnych, którzy skłaniają się w kierunku dywersyfikacji źródeł energii (głównie odnawialnych).

Tabela: Tabela: Zestawienie produkcji energii elektrycznej (TWh).
-------------------------------------------------------------------	--	--	--	--	--

Wolumen produkcji	III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %	I-III kw. 2022	I-III kw. 20211	Zmiana %
PRODUKCJA ENERGII W TWh, z czego:	16,02	17,60	-9%	48,34	50,72	-5%
Elektrownie opalane węglem brunatnym	10,01	9,73	3%	29,88	27,49	9%
w tym współspalanie biomasy	0,00	0,00	-	0,00	0,00	-
Elektrownie opalane węglem kamiennym	4,54	6,09	-25%	11,20	14,90	-25%
w tym współspalanie biomasy	0,00	0,01	-100%	0,00	0,02	-100%
Elektrociepłownie węglowe	0,59	0,52	13%	3,00	3,09	-3%
w tym współspalanie biomasy	0,00	0,00	-	0,00	0,00	-
Elektrociepłownie gazowe	0,28	0,63	-56%	1,89	3,09	-39%
Elektrociepłownie biomasowe	0,00	0,12	-100%	0,18	0,27	-33%
Elektrociepłownie opalane odpadami komunalnymi	0,01	0,01	0%	0,03	0,03	0%
Elektrownie szczytowo-pompowe	0,25	0,14	79%	0,68	0,50	36%
Elektrownie wodne	0,06	0,09	-33%	0,32	0,37	-14%
Elektrownie wiatrowe	0,28	0,27	4%	1,16	0,98	18%
w tym produkcja OZE	0,35	0,50	-30%	1,69	1,67	1%

¹W związku ze zmianami w zakresie standardu MSR 16 skorygowano dane za trzy kwartały 2021 roku, uwzględniając produkcję z bloku nr 7 w Elektrowni Turów od momentu synchronizacji do początku ruchu próbnego w ilości 0,18 TWh.

Poziom produkcji energii elektrycznej w trzech kwartałach 2022 roku ukształtował się na poziomie niższym o 5% w porównaniu do trzech kwartałów 2021 roku. Produkcja w elektrowniach opalanych węglem brunatnym była wyższa o 2,4 TWh. Wzrost produkcji w Elektrowni Turów jest efektem wyższej produkcji z nowego bloku nr 7, który w I półroczu 2021 roku był jeszcze synchronizowany z KSE i pracował w ruchu próbnym. Dodatkowo więcej energii wyprodukował blok nr 6, który w trzech kwartałach 2021 roku dłużej pozostawał w remoncie (remont średni rozszerzony bloku nr 6 trwał od marca do czerwca 2021 roku). Wyższa produkcja w Elektrowni Bełchatów jest efektem większego średnio blokowego obciążenia bloków 2-14 o 15 MW, tj. o 5%.

Wyższa produkcja w elektrowniach wiatrowych (wzrost o 0,2 TWh) wynika z lepszej wietrzności w trzech kwartałach 2022 roku.

Wyższa produkcja w elektrowniach szczytowo-pompowych (wzrost o 0,2 TWh) wynika z charakteru pracy jednostek wytwórczych, które w trzech kwartałach 2022 roku były w większym stopniu wykorzystywane przez PSE S.A.

Niższa produkcja w elektrowniach opalanych węglem kamiennym (spadek o 3,7 TWh) wynika z niższej produkcji w Elektrowni Opole oraz Elektrowni Rybnik, co spowodowane jest dłuższym czasem postoju bloków tych elektrowni w rezerwie: o 7 987 h dla Elektrowni Opole oraz o 6 910 h dla bloków 3-8 w Elektrowni Rybnik.

Niższa produkcja w elektrociepłowniach gazowych (spadek o 1,2 TWh) wynika głównie z niższej produkcji w EC Lublin Wrotków na skutek wystąpienia awarii bloku w grudniu 2021 roku trwającej do lutego 2022 roku oraz niższej opłacalności produkcji ze względu na warunki rynkowe.

Niższa produkcja w elektrowniach wodnych wynika z gorszych warunków hydrologicznych w trzech kwartałach 2022 roku.

Kilkuprocentowy spadek produkcji odnotowano w elektrociepłowniach węglowych. Niższa produkcja w elektrociepłowniach biomasowych ze względu na remont w EC Szczecin w III kwartale 2022 roku.

PRODUKCJA CIEPŁA

Wolumen produkcji ciepła	III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %	I-III kw. 2022	I-III kw. 2021	Zmiana %
Produkcja ciepła netto w PJ	4,28	4,32	-1%	34,85	37,31	-7%
Elektrownie opalane węglem brunatnym	0,35	0,37	-5%	1,81	1,96	-8%
Elektrownie opalane węglem kamiennym	0,08	0,08	0%	0,46	0,46	0%
Elektrociepłownie węglowe	3,13	2,83	11%	25,98	26,42	-2%
Elektrociepłownie gazowe	0,57	0,72	-21%	5,04	6,91	-27%
Elektrociepłownie biomasowe	0,01	0,29	-97%	1,12	1,38	-19%
Elektrociepłownie opalane odpadami komunalnymi	0,10	0,01	900%	0,25	0,07	257%
Elektrociepłownie pozostałe	0,04	0,02	100%	0,19	0,11	73%

Tabela: Zestawienie produkcji ciepła netto (PJ).

Główny wpływ na niższy poziom produkcji ciepła netto w 2022 roku r/r miała temperatura zewnętrzna. Średnie temperatury w trzech kwartałach 2022 roku były wyższe o 1,3°C r/r, co przełożyło się na niższą produkcję ciepła.

SPRZEDAŻ CIEPŁA

W III kwartale 2022 roku wolumen sprzedanego ciepła wyniósł w Grupie PGE 4,03 PJ i był niższy o 0,02 PJ r/r.

Za trzy kwartały 2022 roku wolumen sprzedanego ciepła wyniósł w Grupie PGE 33,79 PJ i był niższy o 2,37 PJ r/r. Na powyższy wynik wpływ miało głównie niższe zapotrzebowanie na ciepło spowodowane wyższymi średnimi temperaturami zewnętrznymi niż w 2021 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 2022 roku.

¹Ujęcie 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 opłat za emisję CO² oraz koszty zużycia paliw produkcyjnych, przede wszystkim węgla kamiennego. 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 93%⁴ krajowego wydobycia), a także największym wytwórcą energii elektrycznej – wytwarza ok. 41%⁵ 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.

El. Dolna Odra 908 MWe
El. Turów 2 059 MWe 1			El. Bełchatów 5 097 MWe
El. Opole 3 408 MWe	AAUAA
El. Rybnik 1 380 MWe
	El. Elektrownia	Węgiel brunatny

⁴ Wyliczenia własne w oparciu o dane GUS.

⁵ 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 Produkcja Produkcja			Koszty				Koszty		EBITDA
	III kw. 2021	e.e. ilość1	e.e. cena1	Rynek Mocy2	paliw	Koszty 3 CO2	Koszty ZHZW4	Koszty osobowe5	remontów i ekspl.	Pozostałe6	III kw. 2022
Odchylenie		-360	4 377	-10	-1 101	-2 701	-93	-110	-40	-71
EBITDA raportowana III kw. 2021	754
Zdarzenia jednorazowe i przejściowe III kw. 2021	69
EBITDA powtarzalna III kw. 2021	685		4 360	576	787	2 233	228	618	129	256
EBITDA powtarzalna III kw. 2022			8 377	566	1 888	4 934	321	728	169	327	576
Zdarzenia jednorazowe III kw. 2022											-419
EBITDA raportowana III kw. 2022											157

Odwrócenie wpływu sumy zdarzeń jednorazowych powiększającej wynik raportowany.

Odwrócenie wpływu sumy zdarzeń jednorazowych pomniejszającej wynik raportowany.

¹Zmiana w porównaniu do wartości prezentowanych w III kwartale 2021 roku – zgodnie ze zmianami do MSR 16 uwzględniono produkcję energii z nowego bloku w Elektrowni Turów w okresie od synchronizacji do rozpoczęcia ruchu próbnego.

²Ujęcie zarządcze.

³Koszty pomniejszone o odsprzedaż nadwyżek CO² powstałych w wyniku redukcji PSE S.A. i działań handlowych.

Zmiana prezentacyjna w porównaniu do wartości prezentowanych w III kwartale 2021 roku – uwzględniono koszty CO² poza produkcją e.e. i ciepła

⁴ZHZW - Umowa o Zarządzanie Handlowe Zdolnościami Wytwórczymi.

⁵Koszty osobowe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy aktuarialnej (zdarzenie jednorazowe).

⁶Pozycja Pozostałe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy rekultywacyjnej (zdarzenie jednorazowe) i wyniku na rolowaniu transakcji zabezpieczających cenę uprawnień do emisji CO² (zdarzenie przejściowe).

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

Zdarzenia jednorazowe i przejściowe	III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %
Zmiana rezerwy rekultywacyjnej	-419	-516	-19%
Zmiana rezerwy aktuarialnej	-	15	-
Rolowanie transakcji zabezpieczających cenę uprawnień do emisji CO2- zdarzenie przejściowe	-	570	-
Razem	-419	69	-

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

Wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, który wynika z: wyższej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej o 306 PLN/MWh r/r, co przełożyło się na wzrost przychodów o ok. 4 377 mln PLN; niższego wolumenu sprzedaży o 1,3 TWh, co wpłynęło na pomniejszenie przychodów o ok. 360 mln PLN.
Niższy wynik uzyskany z Rynku Mocy, jako efekt niższych stawek, co zostało w większości zrekompensowane przez wyższą sprzedaż oraz wzrost udziału PGE GiEK S.A. w podziale kosztów i korzyści (szczególnie w kontekście wyłączenia z podziału w 2022 roku jednostek gazowych segmentu Ciepłownictwo, ze względu na ich wsparcie kogeneracyjne).
Wyższe koszty zużycia paliw, przede wszystkim węgla kamiennego, na skutek dużo wyższej ceny tego paliwa. Brak kosztów zużycia biomasy to efekt włączenia od 1 lipca 2021 roku EC Szczecin w struktury segmentu Ciepłownictwo. Główne odchylenia na poszczególnych rodzajach paliw zostały przedstawione na wykresie poniżej.
Wyższe koszty CO² spowodowane wyższym średnim kosztem CO² o 174 PLN/t r/r. Główne odchylenia zostały przedstawione na wykresie poniżej.
Wyższe koszty ZHZW w związku z wyższą wartością zarządzanej energii na skutek wyższej średniej ceny e.e.
Wyższe koszty osobowe głównie w związku z realizacją porozumień zawartych ze stroną społeczną.
Wyższe koszty remontów i eksploatacji, głównie w związku z wyższymi kosztami materiałów eksploatacyjnych, w tym oleju napędowego oraz w efekcie wzrostu stawek za świadczone usługi zewnętrzne.
Wzrost w pozycji pozostałe wynika głównie z niższego poziomu aktywowania kosztów wykonawstwa własnego inwestycji ze względu na mniejszy zakres realizowanych zadań siłami własnymi.

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

	Koszty paliw III kw. 2021	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. 2022
Odchylenie		-175	1 246	-2	0	9	23
Koszty paliw III kw. 2021	787	761			2		24
Koszty paliw III kw. 2022		1 832			0		56	1 888

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

		III kw. 2022	III kw. 2021
Rodzaj paliwa	Ilość	Koszt	Ilość	Koszt
	(tys. ton)	(mln PLN)	(tys. ton)	(mln PLN)
Węgiel kamienny	2 059	1 832	2 608	761
Biomasa	0	0	4	2
Olej opałowy lekki i ciężki	17	56	12	24
Razem		1 888		787

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

	Koszty CO2 III kw. 2021	Przydział darmowych uprawnień do emisji CO2	Emisja CO2	Średni koszt CO2	Koszty CO2 III kw. 2022
Odchylenie		0	-97	2 798
Koszty CO2 III kw. 2021	2 233
Koszty CO2 III kw. 2022					4 934

Tabela: Dane dotyczące kosztów CO² w segmencie Energetyka Konwencjonalna.

Dane dot. CO2	III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %
Przydział darmowych uprawnień do emisji CO2 (tony)	16 079	16 884	-5%
Emisja CO2 (tony)	16 085 068	16 813 488	-4%
1 Średni koszt CO2 (PLN/t CO2)	307,05	132,94	131%

¹Ujęcie zarządcze.

NAKŁADY INWESTYCYJNE

Tabela: Poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Energetyka Konwencjonalna

mln PLN	III kw. 2022	III kw. 2021	Zmiana %
Inwestycje w moce produkcyjne, w tym:	126	315	-60%
 Rozwojowe	0	74	-100%
 Modernizacyjno-odtworzeniowe	126	241	-48%
Pozostałe	17	7	143%
Razem	143	322	-56%

KLUCZOWE ZDARZENIA W SEGMENCIE ENERGETYKA KONWENCJONALNA

Inwestycje modernizacyjne związane ze zmniejszaniem negatywnego wpływu produkcji na środowisko naturalne:

8 lipca 2022 roku rozpoczęto realizację umowy na zabudowę kotłowni z dwoma wytwornicami pary w Elektrowni Rybnik przez wykonawcę Zakład Automatyki Przemysłowej INTEC sp. z o.o.
21 sierpnia 2022 roku odstawiono instalację odsiarczania spalin (IOS) bloku nr 8 w Elektrowni Bełchatów do przeglądu, czyszczenia oraz oceny stanu instalacji zraszania.
W sierpniu 2022 roku w ramach zadania dotyczącego budowy oczyszczalni ścieków w Elektrowni Turów wykonano próby ciśnieniowe instalacji trzech ciągów (ultrafiltracji i odwróconej osmozy) i rozpoczęto rozruchy poszczególnych urządzeń na obiekcie A.
22 września 2022 roku rozpoczęto 14-dniowy ruch próbny instalacji SNCR (technologia oczyszczania spalin - selektywna redukcja niekatalityczna) bloku nr 9 w Elektrowni Bełchatów.
27 września 2022 roku otrzymano sprawozdanie z pomiarów gwarancyjnych IOS 5 i 6 w Elektrowni Bełchatów i potwierdzono osiągnięcie głównych parametrów technicznych skuteczności odsiarczania.

SEGMENT DZIAŁALNOŚCI - CIEPŁOWNICTWO