za okres 6 miesięcy zakończony dnia 30 czerwca 2022 roku SPRAWOZDANIE ZARZĄDU

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGE

z działalności Grupy Kapitałowej PGE za okres 6 miesięcy

zakończony dnia 30 czerwca 2022 roku

1 z 118

	1.
	1.1. Charakterystyka działalności
	2. Ryzyka w działalności GK PGE
	2.1.
	2.2. Perspektywa długoterminowa
	2.3. Ryzyka i szanse związane ze zmianami klimatu oraz bezpieczeństwem wodnym
	3.
	3.1. Otoczenie makroekonomiczne
	3.2. Otoczenie rynkowe
	3.3. Przydział Darmowych Uprawnień do emisji CO2
	3.4. Otoczenie regulacyjne
	4.
	4.1. Podstawowe segmenty działalności GK PGE
	4.2. Omówienie kluczowych wyników finansowych GK PGE
	4.3. Charakterystka segmentów działalności
	4.4. Istotne zdarzenia okresu sprawozdawczego oraz zdarzenia następujące po dniu sprawozdawczym

	5.
	5.1. 5.2.
	5.3.
	5.4. I
	6. Oświadczenie Zarządu w sprawie rzetelności sporządzenia sprawozdania
finansowego

7. Oświadczenie w sprawie podmiotu uprawnionego do badania sprawozdania finansowego
	8. Zatwierdzenie Sprawozdania Zarządu
Słowniczek pojeć branżowych "wywauwiuwywaniuwywywywywywywywyw 113

		Okres zakończony	Okres zakończony	Zmiana
Kluczowe dane finansowe	Jedn.	30 czerwca 2022 roku	30 czerwca 2021 roku	%
Przychody ze sprzedaży	mln PLN	32 625	21 950	49%
Zysk/Strata z działalności operacyjnej (EBIT)	mln PLN	4 254	3 158	35%
Zysk/Strata z działalności operacyjnej skorygowany o zdarzenia jednorazowe (EBIT powtarzalny)	mln PLN	2 087	2 263	-8%
Zysk/Strata z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację (EBITDA)	mln PLN	6 392	5 254	22%
Marża EBITDA	%	20%	24%
Zysk/Strata z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację skorygowany o zdarzenia jednorazowe (EBITDA powtarzalna)	mln PLN	4 212	4 290	-2%
Marża EBITDA powtarzalna	%	13%	20%
Zysk/Strata netto	mln PLN	3 305	2 719	22%
Nakłady inwestycyjne	mln PLN	1 844	2 247	-18%
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej	mln PLN	4 993	3 290	52%
Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	mln PLN	-2 720	-2 076	31%
Środki pieniężne netto z działalności finansowej	mln PLN	1 928	12	15 967%

Kluczowe dane finansowe		Stan na dzień 30 czerwca 2022 roku	Stan na dzień 31 grudnia 2021 roku	Zmiana %
Kapitał obrotowy	mln PLN	5 076	917	454%
Zadłużenie netto	mln PLN	-583	4 228	-
Zadłużenie netto/LTM EBITDA1 raportowana	x	-0,05	0,44
Zadłużenie netto/LTM EBITDA1 powtarzalna	x	-0,07	0,52

Zdarzenia jednorazowe mające wpływ na EBITDA		Okres zakończony 30 czerwca 2022 roku	Okres zakończony 30 czerwca 2021 roku	Zmiana %
Zmiana rezerwy rekultywacyjnej	mln PLN	2 160	932	132%
Rozwiązanie rezerwy - Rezerwa na prosumentów	mln PLN	37	0	-
Rekompensaty KDT	mln PLN	2	4	-50%
Zmiana rezerwy aktuarialnej	mln PLN	-19	17	-
Rozwiązanie rezerwy - Program Dobrowolnych Odejść	mln PLN	0	11	-
Razem	mln PLN	2 180	964	126%

¹LTM EBITDA - EBITDA z ostatnich 12 miesięcy od dnia sprawozdawczego.

1. Grupa Kapitałowa PGE

Charakterystyka działalności

Grupa Kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. (GK PGE, Grupa Kapitałowa PGE, Grupa Kapitałowa, Grupa PGE, Grupa) jest największym zintegrowanym pionowo producentem energii elektrycznej oraz ciepła w Polsce. Dzięki połączeniu własnej bazy surowcowej, wytwarzania energii elektrycznej oraz sieci dystrybucyjnej Grupa PGE gwarantuje bezpieczne i niezawodne dostawy energii elektrycznej do ponad 5 milionów gospodarstw domowych, przedsiębiorstw i instytucji. Ponadto, 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.) oraz planowanej, nowej jednostki niskoemisyjnej w Rybniku (Rybnik 2050 sp. z o.o.).

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

2. Ryzyka w działalności GK PGE

PGE S.A., jako Centrum Korporacyjne zarządzające Grupą Kapitałową, kreuje i wdraża rozwiązania w zakresie architektury zintegrowanego zarządzania ryzykiem w GK PGE. W szczególności kształtuje polityki, standardy i praktyki zarządzania ryzykiem w GK PGE, opracowuje i rozwija wewnętrzne narzędzia IT wspomagające te procesy, określa globalny apetyt na ryzyko oraz adekwatne limity, a także monitoruje ich poziomy. Spółki z Grupy Kapitałowej PGE, podobnie jak inne podmioty z sektora elektroenergetycznego, narażone są na ryzyka i zagrożenia wynikające ze specyfiki prowadzonej działalności operacyjnej oraz funkcjonowania w określonym otoczeniu rynkowym i regulacyjno-prawnym.

W GK PGE zarządzanie ryzykiem realizowane jest w oparciu o model GRC (Governance – Risk – Compliance). Umożliwia to dopasowanie i integrację procesu na wszystkich poziomach zarządzania w poszczególnych obszarach działalności. Ustanowienie na najwyższym poziomie zarządczym Komitetu Ryzyka, raportującego bezpośrednio do Zarządu, zapewnia nadzór nad efektywnością zarządzania ryzykiem w Grupie. Zdefiniowanie funkcji w ramach korporacyjnego zarządzania ryzykiem pozwala na niezależną ocenę poszczególnych ryzyk, ich wpływu na GK PGE oraz limitowanie i kontrolę istotnych ryzyk za pomocą dedykowanych instrumentów. Wydzielenie w ramach Grupy odrębnej funkcji compliance gwarantuje, że prowadzona przez GK PGE działalność jest zgodna z uwarunkowaniami prawnymi oraz zapewnia przestrzeganie przyjętych norm wewnętrznych.

Grupa Kapitałowa PGE konsekwentnie rozwija kompleksowy system zarządzania ryzykami. Grupa ocenia i analizuje ryzyka w kluczowych spółkach GK PGE. Mechanizmy identyfikacji obszarów narażonych na ryzyko oraz sposoby pomiaru jego poziomu podlegają ciągłej weryfikacji i doskonaleniu, dzięki czemu istotne ryzyka dotyczące poszczególnych segmentów działalności są utrzymywane w ustalonych granicach poprzez ograniczanie negatywnych skutków tych zagrożeń oraz podejmowanie działań wyprzedzających lub naprawczych, zgodnie z przedstawionym cyklem.

Wszystkie zidentyfikowane i oceniane ryzyka dotyczące bieżącej działalności Grupy umieszczone są w rejestrze ryzyk (księgach ryzyk) prowadzonym przez Departament Ryzyka i Ubezpieczeń (DRU) w PGE S.A. W księgach ryzyk odzwierciedlane są zmiany wartości poszczególnych parametrów ryzyka wraz z informacją o realizowanych działaniach mitygujących (zmniejszających prawdopodobieństwo wystąpienia i minimalizujących negatywne skutki ryzyka).

Tabela poniżej przedstawia najistotniejsze ryzyka zidentyfikowane w GK PGE wraz z ich oceną w perspektywie do końca roku 2022. Poziom ryzyka oznacza jego potencjalny finansowy wpływ na wyniki Grupy, a perspektywa ryzyka (trend) przypuszczalny kierunek rozwoju ryzyka. Potencjalne zdarzenia determinujące wycenę ryzyk w poprzednim raporcie, obecnie częściowo opisywane są w innych sekcjach tego raportu, jako zdarzenia okresu. Ocena opisanych ryzyk uwzględnia wpływ na nie pandemii COVID-19, która nie jest traktowana jako oddzielne ryzyko.

Obecny scenariusz (perspektywa roku 2022) nie uwzględnia sytuacji potencjalnego wydzielenia aktywów węglowych (segment Energetyka Konwencjonalna) z Grupy PGE.

Perspektywa bieżąca

Poniżej przedstawiono najważniejsze ryzyka i zagrożenia w PGE S.A. oraz Grupie PGE wraz z ich oceną oraz perspektywą na rok 2022.

Poziom ryzyka Perspektywa ryzyka w kolejnym okresie poziom niski	Niski ↘ Spadek	Średni ↗ Wzrost	Wysoki ↔ Stabilna		Działania mitygujące i narzędzia służące zarządzaniu ryzykiem
poziom średni poziom wysoki		ryzyko, które nie stwarza zagrożenia i może być tolerowane ryzyko, co do którego powinna być przygotowana odpowiednia reakcja, oparta na analizie kosztów i korzyści ryzyko nietolerowalne, wymagające podjęcia bezzwłocznej i aktywnej reakcji na ryzyko, zmierzającej do jednoczesnego zmniejszenia możliwych skutków oraz prawdopodobieństwa jego wystąpienia
Ryzyka rynkowe i produktowe związane z cenami i wolumenami oferowanych produktów i usług	Marża brutto elektrycznej produktami powiązanymi – wysokość wynika z przyszłych poziomów i w gazu i praw majątkowych) i ciepła – produkcji i negatywnym produkcyjne Wolumen elektrycznej - niepewności z kształtowaniem makroekonomicznych, na zapotrzebowanie	na energii z aktywów wytwórczych GK PGE i obrocie jej niepewności co do zmienności cen rynkowych (cen energii elektrycznej oraz cen kluczowych produktów energetycznych –tj. CO2, paliw, w tym szczególności węgla kamiennego, Produkcja energii elektrycznej związana z planowaniem wpływem czynników kształtujących możliwości sprzedaży energii będący pochodną związanej się wskaźników wpływających na energię		↗ ↗ ↔1	Najważniejsze działania:  Optymalizacja aktywów wytwórczych - określenie scenariuszy produkcyjnych dla zaktualizowanych parametrów rynkowych energii elektrycznej, CO2 i paliw.  Podejście marżowe zamiast wolumenowego do limitów ryzyka rynkowego.  Wykorzystanie jednolitych założeń organizacji procesu w kontekście strategii handlowych i planowania średnioterminowego (strategia zabezpieczania kluczowych ekspozycji w obszarze obrotu energią elektryczną i produktami powiązanymi, odpowiadająca apetytowi na ryzyko w horyzoncie średnioterminowym).  Ustalanie poziomu zabezpieczenia pozycji z uwzględnieniem wyników pomiaru ryzyka cen energii elektrycznej i produktów powiązanych, opartego o miary "at risk". Docelowe poziomy zabezpieczenia określane są z uwzględnieniem sytuacji finansowej Grupy, w szczególności założone cele wynikające z przyjętej strategii.  Monitorowanie ekspozycji dla poszczególnych obszarów, w odniesieniu do wyznaczonych limitów i strategii zabezpieczenia określonych przez Komitet Ryzyka lub Zarząd PGE S.A., poprzez raporty operacyjne sporządzane przez DRU.  Badanie, monitorowanie oraz analiza rynków energii elektrycznej i trendów w sektorze w celu optymalnego wykorzystania możliwości wytwórczych i sprzedażowych.  Wykorzystywanie odwoławczej ścieżki administracyjnej przewidzianej w Prawie Energetycznym i Kodeksie Postępowania Cywilnego.  Pozyskiwanie nowych klientów - dywersyfikacja kanałów dotarcia do odbiorców końcowych oraz różnicowanie grupy docelowych, poprzez utrzymanie rozbudowanego portfolio produktowego i dopasowanie ofert do rynku.

¹ Perspektywa ryzyka związana jest z wprowadzeniem mechanizmu Konta Regulacyjnego, który pozwala na wyrównywanie różnic w taryfie spółki w osiąganych faktycznie przychodach w stosunku do planowanych przychodów, wynikających z zatwierdzanych taryf.

	w tym m.in. w kontekście wpływu epidemii COVID-19 i podejmowanych działań zaradczych		 Utrzymywanie dotychczasowych klientów - zdywersyfikowany portfel ofert lojalizujących oraz specjalne oferty dedykowane dla klientów utraconych na rzecz konkurencji.  Dbałość o wysoką jakość obsługi poprzez budowanie kompetencji wśród pracowników oraz kształtowanie relacji w obszarze klientów biznesowych i indywidualnych.  Wykorzystywanie narzędzi wspomagających procesy relacji z klientami umożliwiające lepsze planowanie oraz organizację samej sprzedaży.
	Taryfy (ceny regulowane) – wynikające z obowiązku zatwierdzania dla odpowiednich grup podmiotów stawek dotyczących usług dystrybucyjnych, cen energii elektrycznej i ciepła	↗	 Zapewnienie oczekiwanej gotowości do pracy poszczególnych Jednostek Rynku Mocy.
	Rynek Mocy – wynikające z niepewności związanej z wstrzymaniem płatności z Rynku Mocy i zagrożeń związanych z dotrzymaniem zobowiązań wynikających z obowiązku mocowego Jednostek Rynku Mocy	↔2
Ryzyka majątkowe związane z rozwojem i utrzymaniem majątku	Awarie i szkody w majątku – związane z eksploatacją i degradacją w czasie urządzeń i obiektów energetycznych oraz ich ochroną przed czynnikami destrukcyjnymi (m.in. pożary, skutki zjawisk pogodowych, dewastacja)	↗	Najważniejsze działania:  Dywersyfikacja dotychczasowej struktury źródeł produkcyjnych, wprowadzanie technologii ograniczającej negatywny wpływ czynników atmosferycznych.  Aktywna realizacja strategii rozwoju i unowocześniania własnych mocy wytwórczych.  Dokonywanie bieżących remontów zgodnie z najwyższymi standardami sektorowymi.  Ubezpieczenie najważniejszych aktywów wytwórczych na wypadek awarii oraz powstania
	Inwestycje rzeczowe – związane ze strategicznym planowaniem powiększania potencjału wytwórczego, dystrybucyjnego i sprzedażowego oraz prowadzeniem bieżącej działalności inwestycyjnej, rozwojowej i wynikających z nich zagrożeń	↗	szkód w majątku. Składniki majątku ubezpieczane są w oparciu o analizę kosztów ubezpieczenia, dostępnych pojemności rynków ubezpieczeniowych na określone ryzyka lub dla poszczególnych rodzajów aktywów, kosztów związanych z ewentualnym odtworzeniem majątku i potencjalnie utraconych przychodów.  Systematyczna poprawa niezawodności dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych poprzez modernizację sieci dystrybucyjnej.  Stałe monitorowanie przepisów i regulacji prawnych dotyczących ochrony środowiska oraz polityki energetycznej.
	Zarządzanie majątkiem i inwestycje utrzymaniowe – związane z zagrożeniami wynikającymi z utrzymania we właściwym stanie technicznym majątku produkcyjnego	↔

² Perspektywa ryzyka jest stabilna; ryzyko związane z bieżącą działalnością operacyjną i zapewnieniem efektywnej gotowości do pracy Jednostki Rynku Mocy.

Ryzyka operacyjne	Gospodarowanie paliwami – związane z niepewnością co do kosztów, jakości, terminowości i ilości dostarczanych paliw (głównie węgla kamiennego) oraz surowców produkcyjnych oraz sprawnością procesu zarządzania zapasami			Najważniejsze działania:
związane z realizacją bieżących procesów gospodarczych			↗	 Optymalizacja czasu życia urządzeń i dyspozycyjności kluczowych składników majątku.
				 Terminowe przeglądy, remonty i modernizacje posiadanego majątku.
				 Optymalizacja kosztów, m.in. poprzez monitorowanie cen i stanu zapasów paliw oraz zabezpieczenie ich dostaw w postaci długoterminowych kontraktów z dostawcami oraz formuł ustalania cen.
	Cyberbezpieczeństwo – ryzyko celowego zakłócenia prawidłowego funkcjonowania, przestrzeni przetwarzania i wymiany informacji tworzonej przez systemy informatyczne działające w Grupie		↗	 Monitorowanie zmian prawnych i zmian norm technicznych w zakresie produktów ubocznych.
				 Inwestycje w poprawę sprawności procesu spalania.
				 Stałe monitorowanie dostępności usług.
				 Tworzenie Planów Ciągłości Działania dla krytycznych systemów, opracowywanie i testowanie procedur awaryjnych.
	Nadzór nad polisami			 Stały kontakt i współpraca z DRU oraz komórkami organizacyjnymi Spółki w zakresie zidentyfikowanych nowych ryzyk lub luk w aktualnych umowach ubezpieczeniowych.
	ubezpieczeniowymi – zagrożenia wynikające z niedostosowania umowy	3		 Bieżący monitoring zmian w przepisach prawa.
	ubezpieczenia do potrzeb lub nieprzestrzegania warunków umowy ubezpieczenia przez Spółkę, co może skutkować brakiem odszkodowania		↔	 Szkolenia w zakresie regulacji zapobiegających praniu pieniędzy oraz finansowaniu terroryzmu.
				 Wymóg zapoznania się z Dobrymi Praktykami Zakupowymi oraz z Kodeksem Postępowania dla Partnerów Biznesowych spółek GK PGE.
	w całości lub w części			 Ścieżka akceptacji oraz regulacje wewnętrzne dotyczące procesu zakupowego.
	Reputacja – związana z negatywnym odbiorem wizerunku podmiotu przez klientów, kontrahentów, inwestorów, akcjonariuszy, a także opinię publiczną		↔	 Kontrola środowiska pracy.
				 Szkolenie pracowników w zakresie bezpieczeństwa i higieny pracy.
				 Informowanie o zagrożeniach, obostrzeniach i zasadach związanych z COVID-19 (dedykowana zakładka w Intranecie).
	Zakupy – związane z nieefektywnością i nieprawidłowością realizacji procesu zakupowego		↔	 Prowadzenie intensywnego i skutecznego dialogu w celu uniknięcia eskalacji ewentualnych sporów ze stroną społeczną oraz wypracowania jak najkorzystniejszych rozwiązań w obszarze zatrudnienia i związanych z tym kosztów w ramach GK PGE.
				 Aktywny udział Grupy PGE w programach stażowych oraz współpracy z ośrodkami edukacji
	Zasoby ludzkie – związane z trudnościami w zapewnieniu kadry o odpowiednim doświadczeniu, kompetencjach i zdolnościach do realizacji określonych zadań		↗	w celu zapewnienia dopływu wykwalifikowanych kadr.  Ocena i szkolenie kadr w celu optymalnego ich wykorzystania w strukturach Grupy.
	Dialog społeczny – związany z nieosiągnięciem porozumienia pomiędzy władzami Grupy a stroną społeczną, mogącego doprowadzić do strajków/sporów zbiorowych		↗

³ Poziom i trend ryzyka uwarunkowany został sytuacją związaną z planowanym wydzieleniem aktywów węglowych do NABE oraz utworzeniem spółki brokerskiej PGE Asekuracja S.A.

Ryzyka	Ochrona środowiska – obowiązki		Najważniejsze działania:
regulacyjno – prawne związane z wypełnieniem wymogów otoczenia prawnego	wynikające z przepisów określających wymogi środowiskowe, jakie powinny spełniać instalacje energetyczne oraz zasad korzystania ze środowiska naturalnego, w tym niepewność co do ich ostatecznego kształtu i poziomu limitów	↗	 Monitoring wprowadzanych i proponowanych zmian prawnych zapewnia, że działalność prowadzona w podstawowych segmentach biznesowych odbywa się zgodnie z przepisami oraz, że GK PGE dysponuje rozwiązaniami uwzględniającymi ewentualne zmiany w otoczeniu prawnym.  Dialog społeczny.  Nadzór operacyjny w zakresie planowanych oraz realizowanych działań inwestycyjnych
	Bezpieczeństwo pracowników – związane z niezapewnieniem bezpiecznych warunków pracy	↔	i modernizacyjnych w zakresie spełnienia wymagań środowiskowych.  Udoskonalanie działań na rzecz ochrony i poprawy stanu środowiska, poprzez wdrażanie rozwiązań technologicznych i organizacyjnych, zapewniających sprawne i efektywne zarządzanie tym obszarem.
	Klimat – zobowiązania wynikające z ustaleń na poziomie unijnym, krajowym i celów strategicznych w zakresie polityki klimatyczno energetycznej UE		 Zmniejszanie emisyjności aktywów wytwórczych GK PGE, rozwój nisko i zeroemisyjnych źródeł wytwarzania energii.
		↔4	 Dostosowanie regulacji wewnętrznych oraz praktyk postępowania tak, aby prowadzona działalność była zgodna z regulacjami branżowymi i obowiązującymi przepisami.
			 Monitorowanie i analiza stanu otoczenia regulacyjnego GK PGE na szczeblu międzynarodowym z oceną ryzyk.
	Koncesje – wynikające z ustawowego obowiązku posiadania koncesji w związku z prowadzoną działalnością	↔5	 Ocena wpływu proponowanych zmian regulacyjnych na szczeblu międzynarodowym na GK PGE.
			 Opiniowanie i kreowanie zmian otoczenia regulacyjnego na poziomie międzynarodowym w zakresie strategicznym.
	(poziom i perspektywa ryzyka oparta o aktualną sytuację KWB Turów)		 Zarządzanie współpracą i kontaktem z interesariuszami w zakresie regulacji na poziomie międzynarodowym, w tym poprzez działania Biura PGE S.A. w Brukseli.
	Sprawozdawczość i podatki – związane z niepewnością co do przyszłego kształtu i interpretacji przepisów podatkowych oraz zmian w przepisach sprawozdawczych	↗	 Zarządzanie członkostwem spółek GK PGE w organizacjach branżowych, w tym w ramach Eurelectric (poprzez Polski Komitet Energii Elektrycznej), COGEN Europe, Eurogas, WindEurope, EURACOAL (poprzez Związek Pracodawców Porozumienie Producentów Węgla Brunatnego) i innych oraz prowadzenie współpracy z branżowymi organizacjami.
			 Efektywne pozyskiwanie finansowania zewnętrznego oraz dozwolonej pomocy publicznej na realizację planowanych nisko i zeroemisyjnych inwestycji przez GK PGE.
Ryzyka finansowe	Kredytowe – związane		Najważniejsze działania:
związane z prowadzoną gospodarką finansową	z niewypłacalnością kontrahenta, częściową i/lub nieterminową spłatą należności lub innym odstępstwem od warunków kontraktowych (np.	↔6	 Przeprowadzanie przed zawarciem transakcji handlowych oceny scoringowej kontrahenta, w oparciu o którą ustalany jest limit kredytowy, który jest regularnie aktualizowany i monitorowany. Ekspozycje przekraczające ustalone limity są zabezpieczane zgodnie

⁴ Perspektywa ryzyka związana jest z presją klimatyczną i wynika m.in. z propozycji wdrożenia nowych celów redukcyjnych UE, w tym pakietu regulacji Fit for 55. W perspektywie trwającej wojny w Ukrainie, związane jest to z szeregiem niepewności w zakresie przyszłych zmian i wdrożenia ich w zaproponowanym obecnie zakresie.

⁵ Perspektywa ryzyka określona jako stabilna w wyniku podpisania ugody na poziomie rządu RP odnośnie sporu wszczętego przez Czechy. Ryzyko oceniane jako wysokie ze względu na brak istotnych zmian w decyzjach odnośnie nałożonych sankcji za brak wdrożenia środka tymczasowego (zaprzestania wydobycia węgla w KWB Turów).

⁶ Perspektywa ryzyka w głównej mierze związana jest ze spadkiem ekspozycji kredytowej, wykazywanej na kontrahentach CO² (mającą wpływ na oczekiwaną i nieoczekiwaną stratę), co związane jest m.in. z rozliczeniem dostaw CO2, jakie miało miejsce w I połowie 2022 roku.

towaru umownych)	brakiem realizacji dostawy/odbioru oraz brakiem płatności powiązanych odszkodowań i kar			z obowiązującą w Grupie Polityką zarządzania ryzykiem kredytowym. Poziom wykorzystania limitów jest regularnie monitorowany, prowadzony jest również bieżący monitoring płatności należności oraz stosuje się wczesną windykację.
z obsługi i	Płynność finansowa – związana możliwością utraty zdolności do bieżących zobowiązań pozyskiwania źródeł finansowania działalności biznesowej		↗	 Stosowanie w Grupie centralnego modelu finansowania, zgodnie z którym co do zasady finansowanie zewnętrzne pozyskiwane jest przez PGE S.A. Spółki zależne w Grupie korzystają z różnych źródeł finansowania wewnątrzgrupowego, a ryzyko utraty płynności monitorowane jest przy pomocy narzędzi okresowego planowania w zakresie prowadzonej działalności operacyjnej, inwestycyjnej i finansowej.  W zakresie ryzyka walutowego i stopy procentowej Grupa PGE przyjęła wewnętrzne zasady
Stopy procentowe z pieniężne Grupy PGE	– wynikające negatywnego wpływu zmian oprocentowania na przepływy	7	↗	zarządzania tymi ryzykami. Spółki z Grupy PGE zawierają transakcje pochodne w zakresie instrumentów opartych o stopę procentową i/lub walutę (IRS, CCIRS, FX Forward) wyłącznie w celu zabezpieczenia zidentyfikowanej ekspozycji na ryzyka. Regulacje obowiązujące w Grupie Kapitałowej PGE nie pozwalają, w zakresie transakcji pochodnych opartych o stopę procentową i walutę, na zawieranie transakcji spekulacyjnych, czyli takich, które miałyby na
Walutowe z w	– wynikające niekorzystnego wpływu wahań kursów walutowych na przepływy pieniężne GK PGE denominowane walucie innej niż waluta krajowa	8	↗	celu generowanie dodatkowych zysków wynikających ze zmian poziomu stóp procentowych i zmiany kursów walutowych, jednocześnie narażając Grupę na ryzyko poniesienia ewentualnej straty z tego tytułu.

⁷ Poziom ryzyka wynika z bezpośredniego negtywnego wpływu zmian oprocentowania na przepływy pieniężne GK PGE.

⁸ Poziom ryzyka na poziomie średnim wynika z faktu, że większość ryzyka związanego z cenami CO² ulokowana jest w ryzyku marży.

Perspektywa długoterminowa

Cel oceny determinowany jest przez wyzwania i zagrożenia, jakie pojawią się przed Grupą PGE w ciągu najbliższej dekady. Każde z ryzyk długoterminowych oceniane jest pod względem jego wpływu na realizację celów biznesowych, wizerunek firmy oraz ciągłość działania. Przedstawiony wynik jest dominantą (wartością najczęściej występującą w wynikach) z tych trzech aspektów.

GEOPOLITYKA - ryzyko wynikające ze zmiany czynników i zjawisk geopolitycznych (m.in. polityka Unii Europejskiej, rozbieżność interesów, wojna na Ukrainie), powodujące ograniczony dostęp do surowców i ich podaży dla GK PGE.

MAKROEKONOMIA - ryzyko wynikające ze zmiany sytuacji gospodarczej, powodujące wahania wskaźników makroekonomicznych oraz cen surowców i paliw, mających wpływ na działalność GK PGE (zmiany gospodarcze mogące wpływać na pogorszenie wskaźników finansowych spółek z GK PGE).

ZMIANY KLIMATU (METEOROLOGIA) ⁹ – ryzyko wynikające z zagrożeń fizycznych, związanych z występowaniem ekstremalnych zjawisk pogodowych i wzrostem ich częstotliwości, w wyniku których mogą zostać uszkodzone składniki majątku GK PGE oraz zmiany klimatu, mające wpływ na zapotrzebowanie na energię elektryczną i ciepło.

ŹRÓDŁA WYTWARZANIA ENERGII – ryzyko wynikające z nieodtworzenia zasobów wytwórczych z nowych źródeł energii w oczekiwanym wolumenie (energii i ciepła).

DOSTĘP DO KAPITAŁU – ryzyko związane z niepozyskaniem przez GK PGE kapitału potrzebnego do zrealizowania planowanych inwestycji.

PRAWO I REGULACJE – ryzyko związane ze zmianami systemu prawnego i niepewnością otoczenia regulacyjnego, w tym odnośnie nieoczekiwanych zmian, m.in. co do przyszłego kształtu systemów wsparcia, obciążeń regulacyjnych wynikających z wymogów środowiskowych, mających wpływ na GK PGE.

REWOLUCJA TECHNOLOGICZNA - ryzyko wynikające z rozwoju technologicznego, mającego istotny wpływ na kierunek zmian na rynku energii, m.in. co do sposobów wytwarzania energii.

PREFERENCJE SPOŁECZNE – ryzyko wynikające ze spodziewanej dalszej ewolucji preferencji społecznych w kierunku dbałości o środowisko, prowadzenia zrównoważonej działalności i odpowiedzialności społecznej, w zakresie oczekiwań klienta masowego, oceny atrakcyjności pracodawcy oraz opinii społecznej, które mogą oddziaływać na Grupę PGE.

BEZPIECZEŃSTWO – ryzyko wynikające z negatywnego wpływu m.in. sytuacji geopolitycznej zarówno na bezpieczeństwo fizyczne jak i cyberbezpieczeństwo działalności prowadzonej przez GK PGE, w tym celowego zakłócenia prawidłowego funkcjonowania przestrzeni przetwarzania i wymiany informacji, tworzonej przez systemy informatyczne funkcjonujące w GK PGE (ingerencja w jakikolwiek element infrastruktury GK PGE, skutkująca zaburzeniem pracy infrastruktury ICT (Information and Communication Technologies) oraz OT (Operational Technology), a co się z tym wiąże zakłócenie pracy procesu przez nią wspieranego).

KONKURENCJA – ryzyko wynikające ze zmian strukturalnych w branży energetycznej, mających wpływ na otoczenie konkurencyjne GK PGE (m.in. budowanie przewagi konkurencyjnej poprzez źródła rozproszone, rozwój rynku prosumenckiego, rozwój ofert produktowych konkurencji oraz ich wzmocnienie strukturalne na rynku energetycznym).

⁹Dotyczy tylko zjawisk fizycznych, nie uwzględnia polityki klimatycznej UE. Kontekst ryzyk klimatycznych opisany jest w kolejnym punkcie.

Wykres: Mapa ryzyk długoterminowych

Źródło: Opracowanie własne

W odróżnieniu od ryzyk bieżącej działalności, ocena ryzyk długoterminowych została dokonana dla scenariusza uwzględniającego wydzielenie aktywów węglowych z Grupy Kapitałowej PGE, zgodnie z założeniem powstania NABE.

Umiejscowienie na mapie na podstawie oceny (poziomu istotności) przedstawia wpływ danego ryzyka dla GK PGE w trzech różnych aspektach odziaływania kolejno na realizację celów biznesowych, wizerunek firmy oraz ciągłość działania.

Mapa ryzyk długoterminowych powstała w oparciu o elementy dominujące w odpowiedziach, wg subiektywnego postrzegania rozwoju tych ryzyk w ocenie najwyższej kardy kierowniczej GK PGE (Członkowie Zarządu i Dyrektorzy Pionów).

Ryzyka i szanse związane ze zmianami klimatu oraz bezpieczeństwem wodnym

GK PGE po raz kolejny wzięła udział w międzynarodowym badaniu dot. wpływu firmy na środowisko tj. Carbon Disclosure Project - CDP (https://www.cdp.net/en). Grupa odpowiedziała na zapytania globalnych inwestorów dotyczące wpływu swojej działalności na klimat oraz zasoby wodne, określając zarówno ryzyka jak i szanse, związane ze zmianami klimatu oraz bezpieczeństwem wodnym.

Biznes zarówno wpływa na klimat, jak i od niego zależy. Istnieje współzależność między ryzykiem i możliwościami związanymi z klimatem dla biznesu.

Na każdą działalność gospodarczą oddziaływają dwa typy ryzyk. Pierwsze jest to ryzyko fizyczne, związane z fizycznymi skutkami zmian klimatu tj. realnymi zagrożeniami w postaci ekstremalnych zjawisk pogodowych, suszy, powodzi, dostępu do surowców. Występują także ryzyka związane z transformacją w kierunku gospodarki niskoemisyjnej i odpornej na zmiany klimatu i dotyczą spełnienia wymogów prawnych, wdrożenia nowych technologii czy też wpływu na reputację firmy.

Jednocześnie zmieniający się klimat oraz czynności na rzecz przeciwdziałania zmianom klimatycznym tj. zmierzające do ich mitygacji i przystosowania do ich skutków, dostarczają nowych możliwości i szans na rozwój działalności. Szanse związane z klimatem w GK PGE dotyczą przede wszystkim efektywnego gospodarowania zasobami (w tym wodnymi), nowymi źródłami energii, nowymi produktami, usługami oraz zwiększonej odporności na zmiany klimatyczne.

RYZYKA KLIMATYCZNE

Zarządzanie ryzykiem klimatycznym jest pierwszym krokiem na drodze do zrównoważonego rozwoju. Biznes powinien raportować wpływ swojej działalności na środowisko oraz rozumieć ryzyko i możliwości związane ze zmianami klimatycznymi, gdyż zarządzanie ryzykiem klimatycznym ma skutki finansowe. Dlatego też GK PGE koncentruje się nie tylko na ryzykach, ale również na szansach, aby zapewnić sobie odporność na zagrożenia oraz zwiększanie zrównoważonych zysków.

Proces korporacyjnego zarządzania ryzykiem klimatu i ryzykami związanymi z ochroną środowiska w Grupie Kapitałowej PGE realizowany jest, podobnie jak w przypadku innych ryzyk, na podstawie Procedury Ogólnej Korporacyjnego Zarządzania Ryzykiem. Identyfikacja i analiza ryzyka związanego z klimatem i ciągłe doskonalenie rozwiązań prośrodowiskowych, jak i narzędzi kontroli pozwala na skuteczne zarządzanie i minimalizację wpływu na klimat, przy jednoczesnej dbałości o wyniki finansowe GK PGE. Rozwiązania, jakie wypracowuje GK PGE mają na celu jej rozwój i zrównoważoną transformację zgodnie z wymogami klimatycznymi i dbałością o wszystkich interesariuszy.

Ryzyko klimatu w GK PGE zostało zdefiniowane w pięciu następujących obszarach:

pozyskiwania funduszy pomocowych i zachęt inwestycyjnych w regulacjach krajowych związane ze zwiększaniem wpływu wymogów klimatycznych, mających znaczenie przy przyznawaniu funduszy pomocowych i zachęt inwestycyjnych w regulacjach krajowych,
regulacji międzynarodowych związane z prawodawstwem UE w zakresie polityki energetycznoklimatycznej, w szczególności w ramach procedowanego pakietu Fit for 55,
emisji CO² związane z rosnącymi kosztami uprawnień do emisji, co może negatywnie wpłynąć na rentowność jednostek wytwórczych lub doprowadzić do wstrzymania produkcji w tych jednostkach,
operacyjnym związane z ekstremalnymi zjawiskami pogodowymi lub zmianami warunków klimatycznych, mogącymi ujemnie wpłynąć na majątek i działalność operacyjną GK PGE,
inwestycyjnym dotyczące niewypełnienia przez Grupę PGE zobowiązań inwestycyjnych, mających na celu zieloną transformację, na poziomie unijnym, krajowym i własnych celów strategicznych.

Każdy opisany wyżej obszar ryzyka klimatu jest oceniany w perspektywie krótkoterminowej, średnioterminowej oraz długoterminowej. Przyjęte horyzonty czasowe wynikają z analogii do realizowanych badań zewnętrznych. Do wyznaczenia ogólnej wartości ryzyka klimatycznego we wskazanych wyżej kategoriach użyto metody: najwyższej występującej wartości w próbie. We wszystkich przedziałach czasowych taka wspólna wycena oszacowana została na poziomie wysokim.

RYZYKA ZWIĄZANE Z ZASOBAMI WODNYMI

GK PGE na podstawie swojej działalności bezpośredniej identyfikuje kwestie związane z zagrożeniami dot. gospodarki wodno-ściekowej, będące częścią ryzyka ochrony środowiska ocenianego w Grupie. Czynniki związane z ww. zagrożeniami są identyfikowane i poddawane ocenie ryzyka, wraz z określeniem działań mitygujących. Organizacja określa ich wpływ na podstawie wieloletnich doświadczeń, wiedzy eksperckiej i aktualnych uwarunkowań rynkowych.

Do najważniejszych czynników ryzyka należą:

ryzyka fizyczne związane z wystąpieniem suszy oraz powodzi,
stres wodny w postaci niedoboru wody,
incydenty związane z zanieczyszczeniem czy zrzutem spiętrzonej wody,

ryzyka regulacyjne związane z jakością i wolumenem zrzutu wody, wyższymi cenami wody, spadkiem jakości wody, niepewnością regulacyjną oraz zaostrzonymi standardami regulacyjnymi.

Natomiast najistotniejsze realizowane działania mitygujące i narzędzia służące zarządzaniu ww. ryzykami to:

opracowanie planów na wypadek powodzi,
zmiany w planie ciągłości działania,
monitorowanie przepisów i regulacji prawnych oraz aktywny udział w wypełnianiu wymaganych obowiązków,
działania prewencyjne oraz niedopuszczenie do awarii poprzez ciągły monitoring pracy urządzeń przez pracowników obsługi elektrowni, przestrzeganie zapisów zawartych w instrukcjach eksploatacji urządzeń.

3. 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 I półroczu 2022 roku odnotowano wzrost zużycia energii elektrycznej brutto o ok. 1,2% r/r. Stanowi to utrzymanie trendu wzrostowego zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce zapoczątkowanego w I kwartale 2021 roku. Jednocześnie wzrost zapotrzebowania w I półroczu 2022 roku był niższy niż wzrost zapotrzebowania w I półroczu 2021 roku (kiedy wyniósł 7,1% r/r) przede wszystkim z uwagi na wyższe temperatury powietrza r/r w I kwartale 2022 roku.

Od początku 2022 roku w polskiej gospodarce obserwowano pozytywne tendencje, które utrzymywały się przez większość I kwartału 2022 roku. Agresja Rosji na Ukrainę 24 lutego 2022 roku spowodowała, że polska gospodarka odczuła 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 4,7%. Osłabienie związane jest przede wszystkim z niższym wzrostem wydatków konsumenckich, spowolnieniem w budownictwie i stagnacją w handlu detalicznym.

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 do poziomu najniższego od wybuchu pandemii COVID-19. W czerwcu 2022 roku poziom PMI dla przemysłu w Polsce wyniósł jedynie 44,4 pkt. Wynik poniżej poziomu 50,0 pkt. oznacza, iż ankietowani menadżerowie nie oczekują poprawy sytuacji sektora. Wynik czerwcowy potwierdzał trend spadkowy wskaźnika PMI, trwający od początku 2022 roku. W konsekwencji odczyt PMI dla przemysłu w Polsce w I połowie 2022 roku wyniósł średnio 51,2 pkt., co oznacza spadek wskaźnika r/r o blisko 7% (średni PMI dla przemysłu w Polsce w I półroczu 2021 roku wyniósł 55,0 pkt.). Wybuch wojny wpłynął destabilizująco na sytuację w polskim sektorze przemysłowym. Produkcja i nowe zamówienia spadły, handel z krajami zza wschodniej granicy został mocno ograniczony. Dodatkowo rosnące ceny paliw i energii, niekorzystne zmiany kursów walut oraz inflacja kosztowa stanowią ogromne wyzwanie dla wielu przedsiębiorstw. Na polski przemysł wpływa również kondycja przemysłu Strefy Euro, gdzie wskaźnik PMI w I kwartale 2022 roku spadł o 8% r/r, czyli bardziej niż w Polsce. I kwartale 2022 roku wskaźnik PMI dla przemysłu Strefy Euro osiągnął średnio blisko 56,0 pkt, podczas gdy w tym samym okresie w ubiegłym roku wynosił średnio 60,8 pkt. Również w Strefie Euro rosnąca 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 52,0 pkt. w czerwcu 2022 roku (wartość najniższa od blisko 2 lat). Ograniczenie optymistycznych nastrojów przedsiębiorców wynika 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 w czerwcu 2022 roku o 10,4% wyższa niż rok wcześniej, co stanowi najniższy miesięczny wzrost r/r od początku 2022 roku. Dynamika średnio w całym I półroczu 2022 roku okazała się wyższa niż w analogicznym okresie roku ubiegłego, kiedy silnie odczuwalne były skutki ograniczeń wywołanych pandemią COVID-19. Jednocześnie w 2022 roku utrzymuje się trend spadkowy produkcji przemysłowej z miesiąca na miesiąc. Jest to rezultat rosnącej inflacji i słabnącego popytu, a także niedoborów w niektórych sektorach materiałów i półproduktów. Przemysł hamuje w ślad za spadającym popytem zagranicznym, utrzymującymi się problemami podażowymi i odwracającym się cyklem zapasów. W większości głównych grupowań przemysłowych w czerwcu 2022 roku odnotowano wzrost produkcji w skali roku. Produkcja dóbr inwestycyjnych zwiększyła się o 18,4% r/r, dóbr związanych z energią o 15,1% r/r, dóbr konsumpcyjnych nietrwałych o 11,4% r/r oraz dóbr zaopatrzeniowych o 7,3% r/r. Zmniejszyła się natomiast produkcja dóbr konsumpcyjnych trwałych o 7,9% r/r. Spadek popytu na dobra konsumpcyjne trwałe odzwierciedla słabsze zamówienia zagraniczne, gdzie skok cen gazu silnie uderzył w siłę nabywczą i nastroje konsumentów u naszych głównych partnerów handlowych.

Otoczenie rynkowe

SYTUACJA W KRAJOWYM SYSTEMIE ENERGETYCZNYM

Tabela: Krajowe zużycie energii elektrycznej (TWh).

	I półrocze 2022	I półrocze 2021	Zmiana %
Krajowe zużycie energii elektrycznej, w tym:	87,41	86,37	1%
Elektrownie wiatrowe	10,45	6,76	55%
Elektrownie zawodowe cieplne na węglu kamiennym	43,18	44,70	-3%
Elektrownie zawodowe cieplne na węglu brunatnym	23,67	21,21	12%
Elektrownie zawodowe cieplne gazowe	5,62	6,44	-13%
Saldo wymiany zagranicznej	-1,71	3,27	-
Pozostałe (wodne, inne odnawialne)	6,20	3,99	55%

Źródło: Na podstawie danych PSE S.A.

W I półroczu 2022 roku krajowe zużycie energii elektrycznej zwiększyło się (przede wszystkim z powodu wzrostu zapotrzebowania polskiej gospodarki ze względu na mniejszy wpływ pandemii COVID-19) o 1,0 TWh w porównaniu z okresem bazowym. Na skutek wzrostu mocy zainstalowanej oraz korzystniejszych warunków wietrznych, generacja wiatrowa wzrosła o 3,7 TWh r/r. Dodatkowo, ze względu na sytuację w krajach ościennych, import netto zmniejszył się o 5,0 TWh w porównaniu z rokiem poprzednim, wobec czego Polska stała się eksporterem netto w I półroczu 2022 roku (w I półroczu 2021 roku Polska była per saldo importerem energii elektrycznej). W rezultacie, do zbilansowania systemu energetycznego potrzebna była większa produkcja energii w zawodowych elektrowniach opalanych węglem brunatnym (+2,5 TWh). Jednocześnie odnotowano spadek produkcji w elektrowniach opalanych węglem kamiennym (-1,5 TWh) z uwagi na zakłócenia w dostawach węgla do Europy. Podobne przyczyny wzmocnione galopującymi cenami paliwa spowodowały zmniejszenie generacji w oparciu o gaz ziemny (-0,8 TWh).

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

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

CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ – RYNEK KRAJOWY

RYNEK DNIA NASTĘPNEGO (RDN)

Rynek/miara	Jedn.	I półrocze 2022	I półrocze 2021	Zmiana %
RDN – średnia cena	PLN/MWh	658	284	132%
RDN – wolumen obrotu	TWh	15,74	15,12	4%

ANALIZA – WYBRANE CZYNNIKI CENOTWÓRCZE WPŁYWAJĄCE NA NOTOWANIA RDN

Czynnik	Jedn.	I półrocze 2022	I półrocze 2021	Zmiana %
Uprawnienia CO2	EUR/t	84,00	44,57	88%
Węgiel kamienny PSCMI-1	PLN/GJ	14,26	11,44	25%
Generacja wiatrowa KSE	TWh	10,45	6,76	55%
Wskaźnik: generacja wiatrowa/zużycie KSE	%	12%	8%
Wskaźnik: wymiana zagraniczna/zużycie KSE	%	-	4%

W I półroczu 2022 roku średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego wyniosła 658 PLN/MWh i była o 132% wyższa od średniej ceny (284 PLN/MWh) notowanej w analogicznym okresie roku poprzedniego. Do wzrostu cen przyczyniło się wyższe o 1,0 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.

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

RYNEK TRANSAKCJI TERMINOWYCH (RTT)

Rynek/miara	Jedn.	I półrocze 2022	I półrocze 2021	Zmiana %
BASE Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	820	306	168%
BASE Y+1 – wolumen obrotu	TWh	34,26	45,14	-24%
PEAK5 Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	1 009	339	198%
PEAK5 Y+1 – wolumen obrotu	TWh	3,40	5,30	-36%

Ceny energii na RTT kształtowane są przez podobny zestaw czynników fundamentalnych, jak ceny na RDN, opisane powyżej. Obserwowany wzrost cen produktu bazowego r/r dla całego roku związany był ze wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną oraz wysokimi cenami CO² i surowców.

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

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

CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ – RYNEK MIĘDZYNARODOWY

RYNEK HURTOWY (PORÓWNANIE RYNKÓW DNIA NASTĘPNEGO)

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej na rynku polskim oraz rynkach ościennych w I półroczu 2022 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,64).

Źródło: TGE, EEX, Nordpool

Wykres: Ceny energii na Rynku Dnia Następnego.

Źródło: TGE, EEX, Nordpool

W I półroczu 2022 roku zmiana cen r/r na rynkach ościennych kształtowała się w przedziale 341-741 PLN/MWh (tj. wzrost o ok. 145-270%), natomiast w Polsce średni poziom cen był wyższy o 374 PLN/MWh r/r (wzrost o ok. 132%). Niska korelacja cen energii wynika z różnic w miksie technologicznym (udział odnawialnych źródeł energii) oraz z sytuacji na rynkach produktów powiązanych. Cena węgla kamiennego w portach ARA wzrosła o 288% r/r, podczas gdy krajowy indeks cen miałów energetycznych PSCMI-1 wzrósł w tym samym czasie o 25%.

-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

Wykres: Indeksy węglowe ARA vs PSCMI-1 10 .

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

WYMIANA HANDLOWA

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

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

¹⁰ 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.

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

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

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

W I półroczu 2022 roku Polska była eksporterem netto energii elektrycznej a saldo wymiany handlowej wyniosło -1,3 TWh (import 4,2 TWh, eksport 5,5 TWh) i było niższe r/r o 4,5 TWh. Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał eksport głównie do Niemiec i Słowacji oraz import z Litwy.

Wykres: Saldo wymiany równoległej¹¹: 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 II półroczu 2021 roku¹² dodatkowe obciążenia (ponad cenę sprzedaży i koszt dystrybucji energii elektrycznej) dla odbiorcy indywidualnego w Polsce stanowiły 44% ceny energii elektrycznej, w porównaniu do średniej dla UE wynoszącej 39%. W Danii i Niemczech udział narzutów w cenie energii elektrycznej przekraczał 50%.

¹¹ Wymiana równoległa – wymiana pomiędzy zsynchronizowanymi systemami na granicach z Niemcami, Czechami i Słowacją.

¹² Dane Eurostatu dot. rynku detalicznego publikowane są w okresach półrocznych.

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w II półroczu 2021 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,54 PLN).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.

Wykres: Udział narzutów w cenach energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w II półroczu 2021 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,54 PLN).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.

CENY PRAW MAJĄTKOWYCH

W I półroczu 2022 roku średnia cena zielonych certyfikatów (indeks TGEozea) osiągnęła poziom 221 PLN/MWh i była o 47% wyższa w porównaniu do analogicznego okresu roku ubiegłego roku. Obowiązek umorzeń zielonych certyfikatów w porównaniu z rokiem 2021 (19,5%) uległ zmianie i wynosi 18,5% dla 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.

Ceny uprawnień do emisji CO² po gwałtownym załamaniu wywołanym wybuchem pandemii w połowie marca 2020 roku zaczęły się odbudowywać aż do gwałtownego wzrostu, który rozpoczął się w listopadzie 2020 roku. W I półroczu 2022 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 22 wyniosła 82,80 EUR/t i była znacząco wyższa (+86%) od średniej ceny 44,57 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 (UE) 2019/1842 z 31 października 2019 roku, ustanawiającym zasady stosowania dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego 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 Komisja 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. Ogólnie 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 Komisji 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 I pół. 2022 roku	Przydział uprawnień do emisji CO2 na 2022 rok1
Energia elektryczna	31 362 154	-
Energia cieplna	2 845 995	618 414
Razem	34 208 149	618 414

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.

KRAJOWE OTOCZENIE REGULACYJNE

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 Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z 5 czerwca 2019 roku w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającą dyrektywę 2012/27/UE.	23 czerwca 2021 roku upłynął termin na zgłaszanie uwag. 6 lipca 2022 roku Komitet RM ds. Cyfryzacji przyjął projekt.	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
Projekt rozwija kierunki zmian w regulacjach zapoczątkowane w o zmianie ustawy - niektórych innych ustaw. Są to m.in.:	ustawie z 20 maja 2021 roku Prawo energetyczne oraz
	 umożliwienie technicznej zmiany sprzedawcy energii elektrycznej w 24 godziny od 2026 roku,		w sieci.	sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii
	 wdrożenie instytucji obywatelskich społeczności energetycznych,				elektrycznej oraz kodeksy
	 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,
	 przepisy dotyczące usług systemowych, usług elastyczności oraz zmiany w zakresie bilansowania,

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	 wprowadzenie przepisów wprowadzających rozdział działalności przesyłowej i dystrybucyjnej od magazynowania energii – (operator systemu elektroenergetycznego, z wyjątkami przewidzianymi w projekcie, nie może być posiadaczem, nie może wznosić, obsługiwać magazynu energii ani nim zarządzać).
Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii. Wykaz RCL: UD162	Projekt obejmuje propozycje przepisów znoszących obowiązek obliga giełdowego oraz zaostrzających odpowiedzialność w zakresie manipulacji na rynku energii elektrycznej. Prezes URE będzie mógł dysponować odpowiednimi narzędziami do zapobiegania nadużyciom i próbom nadużyć na rynku energii elektrycznej. Zgodnie z uzasadnieniem projektu ustawy, zniesienie obliga realizuje m.in. Polski Plan Wdrażania reform rynku energii elektrycznej.	8 kwietnia 2021 roku opublikowano uwagi zgłoszone w toku konsultacji publicznych. 14 kwietnia 2022 roku na posiedzeniu Rady Ministrów projekt skierowano do rozpoznania przez Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów.	Rozpoznanie projektu przez Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów.	Proponowana zmiana zniesienia obliga giełdowego nie wpłynie negatywnie na działalność Grupy PGE.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw. Druk sejmowy: 1 382	Ustawa przewiduje zmianę sposobu rozliczania prosumentów energii odnawialnej poprzez zastąpienie dotychczasowego systemu opustowego, przewidującego możliwość magazynowania energii w sieci i zużycia jej w dowolnym innym momencie, systemem net billingu, który oznacza wycenę energii docelowo według wartości z godziny wytworzenia i godziny zużycia. Ponadto ustawa nakłada na prosumentów wchodzących do systemu od 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. Ustawa wprowadza również instytucję prosumenta zbiorowego (weszła w życie 1 kwietnia 2022 roku)	14 grudnia 2021 roku Prezydent podpisał ustawę. Ustawa weszła w życie 1 kwietnia 2022 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.	-	Projekt ma kluczowe znaczenie dla segmentu Obrotu, na którym obecnie ciążą obowiązki rozliczania prosumentów i uiszczania w ich imieniu opłaty dystrybucyjnej na rzecz OSD oraz dla segmentu Dystrybucji, który będzie obciążony obowiązkami zbierania i opracowywania danych pomiarowych dotyczących prosumentów.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	oraz prosumenta wirtualnego (wejście w życie od 2 lipca 2024 roku).
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.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o bezpieczeństwie morskim oraz ustawy o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej. Wykaz RCL: UD232 Druk sejmowy: 2071	Projekt ustawy zawiera przepisy mające na celu zapewnienie bezpieczeństwa podczas budowy i eksploatacji morskich farm wiatrowych w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego oraz zespołów urządzeń służących do wyprowadzenia mocy z tych instalacji. Dla osiągnięcia tego celu przepisy zakładają wdrożenie odpowiednich mechanizmów nadzoru nad projektowaniem, budową i eksploatacją morskich farm wiatrowych, obejmujących system certyfikacji i czynności nadzorczych dotyczących procesu realizacji inwestycji.	22 lutego 2022 roku projekt został przyjęty przez Radę Ministrów. 7 lipca 2022 roku projekt został uchwalony przez Sejm. 20 lipca 2022 roku ustawa została podpisana przez Prezydenta RP.	Publikacja ustawy w Dzienniku Ustaw.	Projekt 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.
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	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.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
		analiza zgłoszonych uwag.
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 Parlamentu Europejskiego 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,  definiują odbiorcę chronionego, który, co do	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.
	zasady, nie będzie podlegać ograniczeniom w poborze gazu ziemnego w czasie obowiązywania stopni zasilania,  regulują zasady postępowania w przypadku
Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie zmiany wielkości udziału ilościowego sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii	zagrożenia w dostawach gazu ziemnego. 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

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2023 roku.				w stosunku do wolumenu obrotu energią elektryczną.
Wykaz RCL: 816
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie procesów rynku energii. Wykaz RCL: UD603	Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie procesów rynku energii stanowi wykonanie delegacji ustawowej zawartej w art. 11zh ust. 1 ustawy - Prawo energetyczne. Projekt rozporządzenia ma umożliwić 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. 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.	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.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie systemu pomiarowego. Wykaz RCL: UD507	Projekt rozporządzenia jest realizacją delegacji ustawowej zawartej w art. 11x ust. 2 Ustawy Prawo energetyczne, która nakłada na ministra właściwego do spraw energii, obowiązek uregulowania w nim, w porozumieniu z ministrem właściwym do spraw	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
	informatyzacji szczegółowych wymagań i standardów, jakie ma spełniać system pomiarowy. Dodatkowo projekt rozporządzenia stanowi wypełnienie obowiązku określonego w art. 19 ust. 3 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE)			Konwencjonalna, Energetyka Odnawialna oraz Obrót. W zakresie działalności OSD konieczne będzie doprecyzowanie wymagań

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	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.			w zakresie dot. układów pomiarowych, w tym liczników energii elektrycznej oraz systemu pomiarowego.
Projekt ustawy o dodatku osłonowym. Wykaz RCL: 1820	Projektowana 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. Z punktu widzenia GK PGE nałożone zostały dodatkowe obowiązki, w tym informacyjne.	Ustawa opublikowana w Dzienniku Ustaw - Dz.U. 2022 poz. 1. Weszła w życie 4 stycznia 2022 roku.	-	Projekt jest istotny z punktu widzenia sprzedawcy energii elektrycznej. Ustawa generuje koszty po stronie segmentu Obrót ze względu na nałożone obowiązki informacyjne. Dodatkowo wprowadzone zostały obowiązki osłonowe dla grupy odbiorców wrażliwych.
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 Komisja Europejska (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.
Projekt rozporządzenia 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	Projekt rozporządzenia 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	1 lipca 2022 roku rozporządzenie zostało przyjęte. Weszło w życie 20 lipca 2022 roku.	-	Projekt ma znaczenie dla segmentu Ciepłownictwo.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	wyższości danego przedsięwzięcia nad innymi z punktu widzenia korzyści społecznych.
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: 795	Projekt rozporządzenia 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 w średnich cenach sprzedaży ciepła publikowanych przez Prezesa URE pełnej próby źródeł będących w systemie ETS.	Rozporządzenie zostało wydane 15 marca 2022 roku.	-	Projekt ma znaczenie dla segmentu Ciepłownictwo, ponieważ wpłynie na wzrost taryfy na ciepło.
Projekt ustawy o zmianie ustawy o charakterystyce energetycznej budynków oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UC82	Nowelizacja przewiduje zmianę ustawy Prawo budowlane, która jest okazją do zagwarantowania obowiązku przyłączenia do sieci ciepłowniczej.	26 lipca 2022 roku Rada Ministrów przyjęła projekt ustawy i przekazała do dalszych prac w Sejmie.	Prace parlamentarne – prace w komisji sejmowej po pierwszym czytaniu.	Projekt ma wpływ na zapewnienie konieczności przyłączenia się do sieci ciepłowniczej, więc jest istotny z punktu widzenia segmentu Ciepłownictwo.
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.	24 marca 2022 roku projekt został opublikowany na stronie RCL. 7 kwietnia 2022 roku zakończyły się konsultacje publiczne. 26 lipca 2022 roku opublikowano na stronie RCL nowy projekt ustawy kierując go do rozpatrzenia przez komisję prawniczą.	Potwierdzenie projektu przez Stały Komitet Rady Ministrów i przyjęcie go przez Radę Ministrów.	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.
Projekt rozporządzenia Ministra Infrastruktury zmieniającego	Celem projektu jest doprecyzowanie zasad dla przeprowadzenia postępowania rozstrzygającego niezbędnego dla wyłonienia podmiotu, który uzyska	24 marca 2022 roku projekt został opublikowany na	-	Projekt jest istotny z punktu widzenia GK PGE ze względu na jego wpływ na inwestycje

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
rozporządzenie w sprawie oceny wniosków w postępowaniu rozstrzygającym. Wykaz RCL: 213	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.	stronie RCL. Konsultacje publiczne zakończyły się 27 marca 2022 roku. 30 czerwca 2022 roku projekt został rozpatrzony przez komisję prawniczą. Rozporządzenie weszło w życie 4 sierpnia 2022 roku.		w budowę morskich farm wiatrowych.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie sposobu prowadzenia rozliczeń oraz bilansowania systemu przesyłowego gazowego w okresie uruchomienia zapasów obowiązkowych gazu ziemnego. Wykaz RCL: 821	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 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.	17 maja 2022 roku projekt został opublikowany na stronie RCL i skierowany do konsultacji publicznych, które zakończyły się 20 maja 2022 roku.	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 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 MRiRW 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	Projekt wprowadza zasadę, zgodnie z którą realizacja inwestycji w fotowoltaikę (PV) powyżej 1 MW będzie możliwa jedynie na podstawie Miejscowego Planu Zagospodarowania	25 kwietnia 2022 roku projekt został opublikowany na stronie RCL. 16 maja	Analiza przez MRiT uwag nadesłanych w ramach konsultacji publicznych.	Projekt może przyczynić się do spowolnienia realizacji inwestycji w PV z tego względu, że niezbędne

Segmenty	Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	przestrzennym oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UD369	Przestrzennego (MPZP). W przypadku braku uchwalonego MPZP, nie będzie można realizować przedmiotowej inwestycji na podstawie decyzji o warunkach zabudowy. Projekt zakłada także	2022 roku zakończyły się konsultacje publiczne.		będzie wpisanie inwestycji w MPZP. Średni czas, który jest niezbędny dla uchwalenia MPZP wynosi ok.
		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.			3 lata.

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. Dodatkowo, od 2025 roku udział w rynku pierwotnym EU ETS ma być możliwy tylko dla podmiotów z przeszłym, bieżącym lub przewidywanym obowiązkiem umarzania uprawnień (oraz dla instytucji działających na ich rzecz). Wzmocnieniu ma ulec również mechanizm przeciwdziałania nadmiernemu wzrostowi cen (Art. 29a dyrektywy ETS): uruchamiany jeżeli przez okres dłuższy niż sześć kolejnych miesięcy ceny uprawnień są ponad dwukrotnie wyższe od średniej cen w dwóch poprzednich latach. Zwiększona względem propozycji wyjściowej KE ma być również bezpłatna alokacja uprawnień dla ciepłownictwa systemowego. 29 czerwca 2022 roku Rada UE ds. Środowiska przyjęła podejście ogólne ds. rewizji dyrektywy ETS. Zgodnie ze stanowiskiem Rady cel redukcyjny w sektorach ETS ma wynieść 61%. Rada wprowadziła dodatkowo zmiany mające na celu szybsze uruchomienie i automatyzm uwalniania 75 mln uprawnień z rezerwy MSR w przypadku zastosowania mechanizmu art. 29a oraz dodatkowe	11 lipca 2022 roku odbyła się pierwsza runda negocjacji międzyinstytucjonalnych pomiędzy Komisją, PE i Radą w ramach tzw. trilogów. Intencją instytucji UE jest zakończyć negocjacje do końca 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 powinno ograniczyć zmienność cen uprawnień do emisji. Kolejna rewizja dyrektywy ETS i decyzji MSR spowoduje dalszy wzrost cen uprawnień do emisji.

		uprawnienia dla ciepłownictwa: możliwy przydział dodatkowych 30% darmowych uprawnień dla ciepłownictwa pod warunkiem inwestycji zgodnych z planem osiągnięcia neutralności klimatycznej przez daną instalację. W przyjętym również 29 czerwca 2022 roku podejściu ogólnym do rewizji decyzji MSR, Rada opowiedziała się za przyjęciem wniosku legislacyjnego KE bez wprowadzania zmian do parametrów funkcjonowania rezerwy.
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 przyjęła podejście ogólne w sprawie dyrektywy OZE. Rada utrzymała cel OZE na poziomie 40%, a w ciepłownictwie Rada proponuje zmniejszenie poziomu obowiązku z 1,1 pp. do 0,8 pp. rocznie w okresie 2021-2025 wraz z możliwością zaliczania energii elektrycznej wykorzystywanej w pompach ciepła do celów w tym sektorze. 13 lipca 2022 roku wiodąca w PE komisja ITRE przyjęła końcowy raport w sprawie dyrektywy OZE a na posiedzeniu plenarnym 14 września 2022 roku przyjęto ostateczne stanowisko Parlamentu Europejskiego. Posłowie przyjęli m.in. wyższy ogólny cel OZE, tj. 45% i odpowiednio wyższe cele sektorowe. Parlament przyjął również możliwość zaliczania energii elektrycznej z OZE na poczet celów w ciepłownictwie systemowym. Ponadto, w ramach komunikatu REPowerEU Komisja Europejska 18 maja 2022 roku przedstawiła propozycje dodatkowych zmian do dyrektywy OZE, które zakładają zwiększenie proponowanego celu	Kolejnym etapem procesu są negocjacje międzyinstytucjonalne pomiędzy Komisją, PE i Radą w ramach tzw. trilogów. Jako datę transpozycji do prawa krajowego proponuje się 31 grudnia 2024 roku.	Poprawa konkurencyjności niskoemisyjnych źródeł energii w porównaniu do energii ze źródeł wysokoemisyjnych. Większy udział źródeł odnawialnych w polskim miksie energetycznym do 2030 roku.

		udziału energii z odnawialnych źródeł w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 roku z 40 do 45% oraz propozycje usprawnień w procedurach administracyjnych, które mają przyspieszyć rozwój OZE. Projekt raportu posła-sprawozdawcy Markusa Piepera (EPP, DE) w tej sprawie we wiodącej komisji ITRE Parlamentu Europejskiego został opublikowany 5 września 2022 roku.
Dyrektywa 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej (dyrektywa EED).	Dostosowanie legislacji związanej z poprawą efektywności energetycznej w odniesieniu do nowego, wyższego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE w 2030 roku.	27 czerwca 2022 roku Rada ds. Transportu, Telekomunikacji i Energii przyjęła podejście ogólne w sprawie dyrektywy EED. Rada utrzymała cel redukcji zużycia energii o 9% w 2030 roku w porównaniu do 2020 roku. Przyjęto również zmiany w zakresie definicji efektywnego systemu ciepłowniczego i chłodniczego oraz wskaźników nowych rocznych oszczędności energii finalnej. 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 Parlamentu Europejskiego. 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%. Ponadto, w ramach komunikatu REPowerEU Komisja Europejska 18 maja 2022 roku przedstawiła propozycję dodatkowej zmiany do dyrektywy EED, zakładającą zwiększenie celu redukcji zużycia	Kolejnym etapem procesu są negocjacje międzyinstytucjonalne pomiędzy Komisją, PE i Radą w ramach tzw. trilogów. 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 w systemach ciepłowniczych. Wyższy współczynnik rocznych oszczędności energii finalnej będzie wpływać na zwiększenie obciążeń systemem świadectw efektywności energetycznej.

		energii w 2030 roku z 9 do 13% w porównaniu do 2020 roku. Projekt raportu posła-sprawozdawcy Markusa Piepera (EPP, DE) w tej sprawie we wiodącej komisji ITRE Parlamentu Europejskiego został opublikowany 5 września 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 wiodącej komisji ITRE w PE Ciarán Cuffe (Greens/EFA, Irlandia) przedstawił projekt raportu w sprawie dyrektywy EPBD. Sprawozdawca proponuje obniżenie maksymalnych wartości dla zapotrzebowania na energię pierwotną w istniejących i nowych budynkach oraz wycofanie paliw kopalnych z sektora ogrzewania i chłodu do 2035 roku. Ponadto, od wejścia w życie dyrektywy państwa członkowskie nie mogłyby oferować zachęt finansowych na zakup kotłów na paliwa kopalne, a projekt raportu nie przewiduje żadnych wyjątków. Ponadto, w ramach komunikatu REPowerEU Komisja Europejska 18 maja 2022 roku przedstawiła propozycje dodatkowych zmian do dyrektywy EPBD, dotyczących wymogów w zakresie energetyki słonecznej i przyspieszenia rozwoju instalacji wykorzystujących energię słoneczną na budynkach. Projekt raportu posła-sprawozdawcy Markusa Piepera (EPP, DE) w tej sprawie we wiodącej komisji ITRE Parlamentu Europejskiego został opublikowany 5 września 2022 roku.	Wniosek legislacyjny podlega dalszym pracom w Radzie oraz Parlamencie Europejskim. 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 ds. Transportu, Telekomunikacji i Energii przyjęła podejście ogólne w sprawie projektu rozporządzenia AFIR. Rada utrzymała propozycje KE w zakresie rozwoju ładowarek dla pojazdów lekkich oraz złagodziła wymogi w tym zakresie dla pojazdów ciężkich. Ponadto, utrzymana została definicja paliw alternatywnych.	Wniosek legislacyjny podlega jeszcze ostatnim pracom w Parlamencie Europejskim – czyli pracom nad raportem posła sprawozdawcy w Komisji Transportu i Turystyki (TRAN). Przyjęcie końcowego raportu tej komisji w PE spodziewane jest wstępnie do końca września 2022 roku a głosowanie na posiedzeniu plenarnym PE w październiku 2022 roku.	Konieczność przygotowania sieci elektroenergetycznej do realizacji obowiązków wynikających z rozporządzenia AFIR w obszarze dystrybucyjnym.
Rozporządzenie w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej (rewizja rozporządzenia TEN-E).	Określenie wytycznych dotyczących rozwoju transeuropejskiej infrastruktury energetycznej i nowych kryteriów dla projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania (PCI).	14 grudnia 2021 roku w trilogach pomiędzy PE, KE i Radą osiągnięto wstępne porozumienie dotyczące nowego kształtu przepisów rozporządzenia TEN-E. 3 czerwca 2022 roku w Dzienniku Urzędowym UE ogłoszone zostało Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/869 w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej. Rozporządzenie to weszło w życie 20 dni od jego publikacji w Dzienniku Urzędowym UE.	Pierwsza unijna lista projektów PCI w formie aktu delegowanego Komisji Europejskiej zgodnie z nowym rozporządzeniem zostanie ustanowiona do 30 listopada 2023 roku.	Określenie zasad realizacji PCI to potencjalna szansa dla niektórych inwestycji GK PGE, które będą miały możliwość ubiegać się o status projektów PCI, mogących uzyskać wsparcie finansowe z instrumentu "Łącząc Europę".

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. Operatorzy zobligowali 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 osiągalnego 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,	Wniosek legislacyjny podlega dalszym pracom w Radzie i Parlamencie Europejskim. Wejście w życie nowej dyrektywy planowane jest na koniec 2024 roku. Stanowisko PE ma zostać przyjęte do końca 2022 roku.	Wejście w życie zaproponowanych rozwiązań może spowodować poniesienie dodatkowych nakładów inwestycyjnych w segmentach Energetyka Konwencjonalna oraz Ciepłownictwo.
		 zmianę zasad przyznawania derogacji, w tym przygotowanie wytycznych przez KE.

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

	Rozporządzenie 2020/852 w sprawie ustanowienia ram ułatwiających zrównoważone inwestycje, zmieniające rozporządzenie (UE) 2019/2088 (rozporządzenie dot. taksonomii) i Rozporządzenie delegowane 2022/1214	Ułatwienie finansowania zrównoważonego wzrostu gospodarczego w UE.	2 lutego 2022 roku KE zaprezentowała akt delegowany określający szczegółowe techniczne kryteria przesiewowe w zakresie wykorzystania energii jądrowej i gazu. 9 marca 2022 roku KE oficjalnie przyjęła ten akt delegowany. 14 czerwca 2022 roku komisje ECON i ENVI przegłosowały rezolucję o odrzucenie przez PE aktu delegowanego. Rezolucja ta została jednak odrzucona podczas głosowania	Rozporządzenie delegowane będzie stosowane od 1 stycznia 2023 roku.	Wpływ na dostępność oraz koszt środków finansowych pozyskiwanych przez spółki GK PGE na inwestycje. 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 lub skonsolidowanego oświadczenia na temat informacji niefinansowych, informacji odnośnie udziału
--	------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	-----------------------------------------------------------------------------------	--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	------------------------------------------------------------------------------------	-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

określające	na posiedzeniu plenarnym PE 6 lipca	w obrocie, CAPEX-ie i OPEX-ie
techniczne kryteria	2022 roku.	działalności zrównoważonych pod
przesiewowe dla	11 lipca 2022 roku upłynął termin	względem środowiskowym. Zgodność
energetyki jądrowej	na zgłoszenie sprzeciwu przez PE	z zasadą "nie wyrządzania znaczącej
i gazu.	i Radę. W Radzie akt delegowany	szkody" będzie dodatkowym
	również nie został zablokowany.	kryterium oceny projektów
	15 lipca 2022 roku Rozporządzenie	inwestycyjnych w ramach
	delegowane 2022/1214, określające	instrumentów finansowych UE.
	techniczne kryteria przesiewowe dla
	energetyki jądrowej i gazu zostało
	opublikowane w Dzienniku
	Urzędowym UE.

4. Działalność Grupy Kapitałowej PGE

Podstawowe segmenty działalności GK PGE

1Dane 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 I półrocze 2022 roku mają segmenty: Dystrybucja (35%), Obrót (27%) oraz Energetyka Odnawialna (20%). Segment Energetyka Konwencjonalna odpowiada za 9% wyniku EBITDA powtarzalna, natomiast segmenty Ciepłownictwo, Pozostała Działalność oraz GOZ mają udział po 1% 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 I pół. 2021	Wynik na sprzedaży energii elektrycznej u wytwórców1	Upraw. do emisji 2 CO2	Koszty paliwa, materiałów prod. poz. oraz usług obcych	Przych. z tytułu wsp. wysokospr. kogeneracji i PM	Przychody RUS3 i Rynek Mocy	Wynik na sprzedaży e.e. do odbiorców finalnych4	Marża na usłudze 5 dystrybuc.	Koszty osobowe6	Koszty aktywowane Pozostałe7		EBITDA I pół. 2022
Odchylenie		6 536	-5 752	-921	181	-121	336	142	-185	-33	-261
EBITDA raportowana I pół. 2021 Zdarzenia jednorazowe	5 254 964
I pół. 2021 EBITDA powtarzalna I pół. 2021	4 290	8 277	3 830	3 602	131	1 517	526	2 247	2 661	285	-1 400
EBITDA powtarzalna I pół. 2022 Zdarzenia jednorazowe I pół. 2022 EBITDA raportowana I pół. 2022		14 813	9 582	4 523	312	1 396	862	2 389	2 846	252	-1 139	4 212 2 180 6 392

Odwrócenie wpływu sumy zdarzeń jednorazowych powiększającej wynik raportowany.

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

Zmiana w porównaniu do wartości prezentowanych w I półroczu 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.

² Skorygowane 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 I półroczu 2021 roku – przejściowy wynik na rolowaniu transakcji zabezpieczających cenę uprawnień do emisji CO² został uwzględniony w pozostałej działalności operacyjnej.

³ RUS - Regulacyjne Usługi Systemowe.

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

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

⁶ Pozycja Koszty osobowe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy aktuarialnej oraz Programu Dobrowolnych Odejść (zdarzenia jednorazowe).

⁷ Pozycja Pozostałe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy na rekultywację oraz rezerwy na prosumentów (zdarzenia jednorazowe).

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ

Wykres: Struktura Aktywów oraz Kapitałów i Zobowiązań (mln PLN).

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. Wartość transakcji wyniosła 939 mln PLN. 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.

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. Wartość transakcji wyniosła 939 mln PLN. 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.

KLUCZOWE WYNIKI FINANSOWE W SEGMENTACH DZIAŁALNOŚCI

z 118

BILANS ENERGII GK PGE

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

Wolumen sprzedaży	I półrocze 2022	I półrocze 20212	Zmiana %
A . Sprzedaż energii elektrycznej poza GK PGE, w tym:	50,22	52,58	-4%
 Sprzedaż do odbiorców finalnych1	17,46	18,75	-7%
 Sprzedaż na rynku hurtowym i bilansującym	32,76	33,83	-3%
B. Zakup energii spoza Grupy PGE (rynek hurtowy i bilansujący)	19,52	21,38	-9%
C. Produkcja energii netto w jednostkach GK PGE	32,32	33,12	-2%
D. Zużycie własne OSD, KWB, ESP (D=C+B-A)	1,62	1,92	-16%

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 I półrocze 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 I półroczu 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.

Tabela: Zestawienie produkcji energii elektrycznej (TWh).

Wolumen produkcji	I półrocze 2022	I półrocze 20211	Zmiana %
PRODUKCJA ENERGII W TWh, z czego:	32,32	33,12	-2%
Elektrownie opalane węglem brunatnym	19,87	17,76	12%
w tym współspalanie biomasy	0,00	0,00	-
Elektrownie opalane węglem kamiennym	6,66	8,81	-24%
w tym współspalanie biomasy	0,00	0,01	-100%
Elektrociepłownie węglowe	2,41	2,57	-6%
w tym współspalanie biomasy	0,00	0,00	-
Elektrociepłownie gazowe	1,61	2,46	-35%
Elektrociepłownie biomasowe	0,18	0,15	20%
Elektrociepłownie opalane odpadami komunalnymi	0,02	0,02	0%
Elektrownie szczytowo-pompowe	0,43	0,36	19%
Elektrownie wodne	0,26	0,28	-7%
Elektrownie wiatrowe	0,88	0,71	24%
w tym produkcja OZE	1,34	1,17	15%

¹W związku ze zmianami w zakresie standardu MSR 16 skorygowano dane za I półrocze 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 I półroczu 2022 roku ukształtował się na poziomie niższym o 2% w porównaniu do I półrocza 2021 roku. Produkcja w elektrowniach opalanych węglem brunatnym była wyższa o 2,1 TWh. Wzrost produkcji w Elektrowni Turów jest efektem krótszego o 796 h czasu postoju bloków w remontach (remont średni rozszerzony bloku nr 6 od marca do czerwca 2021 roku) oraz wyższej produkcji z nowego bloku nr 7, który w I półroczu 2021 roku był

jeszcze synchronizowany z KSE i pracował w ruchu próbnym. Wyższa produkcja w Elektrowni Bełchatów jest efektem większego średnio blokowego obciążenia bloków 2-14 o 25 MW, tj. o 8%.

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

Wyższa produkcja w elektrowniach szczytowo-pompowych (wzrost o 0,1 TWh) wynika z charakteru pracy jednostek wytwórczych, które w I półroczu 2022 roku były w większym stopniu wykorzystywane przez PSE S.A.

Niższa produkcja w elektrowniach opalanych węglem kamiennym (spadek o 2,2 TWh) wynika z niższej produkcji w Elektrowni Opole oraz Elektrowni Rybnik, co spowodowane jest dłuższym czasem postoju bloków tych elektrowni w rezerwie: o 4 419 h dla Elektrowni Opole oraz o 3 029 h dla bloków 3-8 w Elektrowni Rybnik. Powyższa sytuacja jest częściowo efektem problemów z dostępnością węgla kamiennego.

Niższa produkcja w elektrociepłowniach gazowych (spadek o 0,9 TWh) wynika głównie z niższej produkcji w Elektrociepłowni 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.

Kilkuprocentowe spadki produkcji odnotowano w elektrociepłowniach węglowych oraz wodnych. Wyższa produkcja w elektrociepłowniach biomasowych, główne w Elektrociepłowni Szczecin, wynika z większej produkcji energii w skojarzeniu z ciepłem ze względu na wyższe zapotrzebowanie na ciepło w tej lokalizacji.

PRODUKCJA CIEPŁA

Tabela: Zestawienie produkcji ciepła netto (PJ).

Wolumen produkcji ciepła	I półrocze 2022	I półrocze 2021	Zmiana %
Produkcja ciepła netto w PJ, z czego:	30,57	32,99	-7%
Elektrownie opalane węglem brunatnym	1,46	1,59	-8%
Elektrownie opalane węglem kamiennym	0,37	0,38	-3%
Elektrociepłownie węglowe	22,85	23,59	-3%
Elektrociepłownie gazowe	4,47	6,19	-28%
Elektrociepłownie biomasowe	1,11	1,09	2%
Elektrociepłownie opalane odpadami komunalnymi	0,15	0,06	150%
Elektrociepłownie pozostałe	0,16	0,09	78%

Główny wpływ na niższy poziom produkcji ciepła netto w I połowie 2022 roku r/r miała temperatura zewnętrzna. Średnie temperatury w I półroczu 2022 roku były wyższe o 1,6°C r/r, co przełożyło się na niższą produkcję ciepła.

SPRZEDAŻ CIEPŁA

W I półroczu 2022 roku wolumen sprzedanego ciepła wyniósł w Grupie PGE 29,70 PJ i był niższy o 2,42 PJ r/r. Na powyższy wynik wpływ miało głównie niższe zapotrzebowanie na ciepło spowodowane wyższymi średnimi temperaturami zewnętrznymi niż w analogicznym okresie roku poprzedniego.

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.

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%¹³ krajowego wydobycia), a także największym wytwórcą energii elektrycznej – wytwarza ok. 33%¹⁴ 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. Bełchatów 5 097 MWe El. Turów 2 059 MWe 0
El. Opole 3 408 MWe El. Rybnik 1 380 MWe
^^ >>>>> Węgiel brunatny El. Elektrownia

¹³ Wyliczenia własne w oparciu o dane GUS.

¹⁴ 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 I pół. 2021	Produkcja e.e. ilość1	Produkcja e.e. cena1	Rynek Mocy2	Przych. RUS	Sprzedaż ciepła	Koszty paliw	Koszty 3 CO2	Koszty ZHZW4	Koszty osobowe5	Pozostałe6	EBITDA I pół. 2022
Odchylenie		-120	5 572	6	-84	-69	-202	-5 236	-181	-92	-312
EBITDA raportowana I pół. 2021	2 049
Zdarzenia jednorazowe I pół. 2021	937
EBITDA powtarzalna I pół. 2021	1 112	6 835		1 039	161	116	1 277	3 300	331	1 398	732
EBITDA powtarzalna I pół. 2022		12 287		1 045	77	47	1 479	8 536	512	1 490	1 044	394
Zdarzenia jednorazowe I pół. 2022												2 136
EBITDA raportowana I pół. 2022												2 530

Odwrócenie wpływu sumy zdarzeń jednorazowych powiększającej wynik raportowany.

¹Zmiana w porównaniu do wartości prezentowanych w I półroczu 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.

⁴Koszty osobowe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy aktuarialnej (zdarzenia jednorazowe).

⁵ZHZW- Umowa o Zarządzanie Handlowe Zdolnościami Wytwórczymi.

⁶Pozycja Pozostałe bez uwzględnienia wpływu zmiany rezerwy rekultywacyjnej (zdarzenie jednorazowe).

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

Zdarzenia jednorazowe	I półrocze 2022	I półrocze 2021	Zmiana %
Zmiana rezerwy rekultywacyjnej	2 150	930	131%
Zmiana rezerwy aktuarialnej	-14	7	-
Razem	2 136	937	128%

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 214 PLN/MWh r/r, co przełożyło się na wzrost przychodów o ok. 5 573 mln PLN; niższego wolumenu sprzedaży o 0,5 TWh, co wpłynęło na pomniejszenie przychodów o ok. 121 mln PLN.
Wyższy wynik uzyskany z Rynku Mocy, jako efekt niższej bazy ze względu na opóźnienia w rozruchu bloku nr 7 w Turowie w okresie porównywalnym roku poprzedniego.
Niższe przychody z RUS, głównie jako efekt niższych przychodów ze świadczenia usługi realokacji mocy.
Niższe przychody ze sprzedaży ciepła, ze względu na włączenie od 1 lipca 2021 roku EC Szczecin i EC Pomorzany w struktury segmentu Ciepłownictwo.
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 176 PLN/t r/r oraz wyższym wolumenem emisji na skutek wyższej produkcji z bardziej emisyjnego węgla brunatnego. Główne odchylenia zostały przedstawione na wykresie poniżej.
Wyższe koszty handlowe w związku z wyższą wartością zarządzanej energii na skutek wyższej średniej ceny e.e.
Wyższe koszty osobowe głównie w związku z utworzeniem rezerwy na porozumienia ze stroną społeczną.
Wzrost w pozycji pozostałe wynika głównie z niższego poziomu aktywowania kosztów wykonawstwa własnego inwestycji ze względu na mniejszy zakres realizowanych zadań, wypłacenia darowizny na rzecz Kraju Libereckiego, w związku z podpisaną ugodą pomiędzy rządami Polski i Czech, dotyczącą KWB Turów oraz braku przychodów ze sprzedaży zielonych praw majątkowych na skutek włączenia od 1 lipca 2021 roku EC Szczecin w struktury segmentu Ciepłownictwo. Dodatkowo w okresie porównywalnym w pozycji tej jest uwzględniony przejściowy wynik na rolowaniu transakcji zabezpieczających cenę uprawnień do emisji CO2.

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

	Koszty paliw I pół. 2021	Węgiel kamienny ilość	Węgiel kamienny cena	Biomasa ilość	Biomasa cena	lekki i ciężki ilość	Olej opałowy lekki i ciężki cena	Koszty paliw I pół. 2022
Odchylenie		-311	532	-41	0	-2	24
Koszty paliw I pół. 2021	1 277		1 191	42		44
Koszty paliw I pół. 2022			1 412	1		66		1 479

		I półrocze 2022	I półrocze 2021
Rodzaj paliwa	Ilość (tys. ton)	Koszt (mln PLN)	Ilość (tys. ton)	Koszt (mln PLN)
Węgiel kamienny	3 064	1 412	3 942	1 191
Biomasa	2	1	216	42
Olej opałowy lekki i ciężki	25	66	26	44
Razem		1 479		1 277

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

	Koszty CO2 I pół. 2021	Przydział darmowych uprawnień do emisji CO2	Emisja CO2	Średni koszt CO2	Koszty CO2 I pół. 2022
Odchylenie		2	47	5 187
Koszty CO2 I pół. 2021	3 300
Koszty CO2 I pół. 2022					8 536

Tabela: Dane dotyczące kosztów CO² w segmencie Energetyka Konwencjonalna.

Dane dot. CO2	I półrocze 2022	I półrocze 2021	Zmiana %
Przydział darmowych uprawnień do emisji CO2 (tony)	31 583	51 645	-39%
Emisja CO2 (tony)	29 508 039	29 098 524	1%
1 Średni koszt CO2 (PLN/t CO2)	289,6	113,6	155%

¹Ujęcie zarządcze.

NAKŁADY INWESTYCYJNE

			Tabela: Poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Energetyka Konwencjonalna

mln PLN	I półrocze 2022	I półrocze 2021	Zmiana %
Inwestycje w moce produkcyjne, w tym:	237	1 359	-83%
 Rozwojowe	0	921	-100%
 Modernizacyjno-odtworzeniowe	237	438	-46%
Pozostałe	20	28	-29%
Razem	257	1 387	-81%

KLUCZOWE ZDARZENIA W SEGMENCIE ENERGETYKA KONWENCJONALNA

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

3 stycznia 2022 roku przekazano do eksploatacji elektrofiltr bloku 4 w Elektrowni Opole, odbiór końcowy po pomiarach gwarancyjnych zrealizowano 7 marca 2022 roku.
25 stycznia 2022 roku w Elektrowni Bełchatów zakończono modernizację instalacji odsiarczania spalin bloku 3 i bloku 4 – nastąpiło przekazanie instalacji do eksploatacji.
15 lutego 2022 roku w Elektrowni Bełchatów zakończono modernizację instalacji odsiarczania spalin bloku 8 – nastąpiło przekazanie instalacji do eksploatacji.
25 lutego 2022 roku zrealizowano etap budowy polegający na wykonaniu konstrukcji stalowej wraz ze ścianami wewnętrznymi i poszyciem dachu w ramach zadania "Rozbudowa oczyszczalni ścieków Elektrowni Turów – budynek główny węzeł".
W marcu 2022 roku zrealizowano 14-dniowy ruch próbny instalacji niekatalitycznej redukcji emisji tlenków azotu dla bloku 7 w Elektrowni Bełchatów.
9 marca 2022 roku przekazano do eksploatacji po modernizacji elektrofiltr bloku 5 w Elektrowni Rybnik.
10 czerwca 2022 roku przekazano do eksploatacji instalację odazotowania spalin SNCR na bloku nr 7 w Elektrowni Bełchatów.
14 czerwca 2022 roku dokonano odbioru końcowego zadania budowy instalacji dawkowania soli bromu na blokach nr 1-6 w Elektrowni Turów wraz instalacją magazynowania i dystrybucji soli bromu.
28 czerwca 2022 roku podpisano ostatni protokół odbioru pomiarów instalacji redukcji emisji NOx na bloku nr 4 w Elektrowni Opole. Zadanie dotyczące redukcji emisji NOx na blokach 1-4 zostało zakończone. Tym samym założenia Programu dostosowania Elektrowni Opole w zakresie dotrzymania parametrów emisyjnych (pyłów, tlenków azotu, chlorowodoru, fluorowodoru, amoniaku) zostały spełnione.