za okres 3 miesięcy zakończony 31 marca 2022 roku SPRAWOZDANIE ZARZĄDU

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGE

z działalności Grupy Kapitałowej PGE za okres 3 miesięcy

zakończony 31 marca 2022 roku

1 z 99

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

KLUCZOWE WYNIKI FINANSOWE GK PGE

Kluczowe dane finansowe	Jedn.	Okres zakończony 31 marca 2022 roku	Okres zakończony 31 marca 2021 roku	Zmiana %
Przychody ze sprzedaży	mln PLN	16 897	11 942	41%
Zysk z działalności operacyjnej (EBIT)	mln PLN	1 550	1 164	33%
Zysk z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację (EBITDA)	mln PLN	2 615	2 206	19%
Marża EBITDA	%	15%	18%
Zysk z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację skorygowany o zdarzenia jednorazowe (EBITDA powtarzalna)	mln PLN	2 596	2 206	18%
Marża EBITDA powtarzalna	%	15%	18%
Zysk netto	mln PLN	1 062	835	27%
Nakłady inwestycyjne	mln PLN	895	839	7%
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej	mln PLN	1 304	-398	-
Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej	mln PLN	-913	-845	8%
Środki pieniężne netto z działalności finansowej	mln PLN	-978	-36	2 617%

Kluczowe dane finansowe		Stan na dzień 31 marca 2022 roku	Stan na dzień 31 grudnia 2021 roku	Zmiana %
Kapitał obrotowy	mln PLN	1 725	917	88%
Zadłużenie netto	mln PLN	4 194	4 228	-1%
Zadłużenie netto/LTM EBITDA1 raportowana	x	0,42	0,44
Zadłużenie netto/LTM EBITDA1 powtarzalna	x	0,49	0,52

Zdarzenia jednorazowe mające wpływ na EBITDA		Okres zakończony 31 marca 2022 roku	Okres zakończony 31 marca 2021 roku	Zmiana %
Rozwiązanie rezerwy na prosumentów	mln PLN	19	0	-
Razem	mln PLN	19	0	-

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:

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 pozwoleniami 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.

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. Rynek energii i otoczenie regulacyjno-biznesowe

Otoczenie makroekonomiczne

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

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

W I kwartale 2022 roku odnotowano wzrost zużycia energii elektrycznej brutto o ok. 1% r/r. Stanowi to utrzymanie trendu wzrostowego zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce zapoczątkowanego w I kwartale 2021 roku. Jednocześnie wzrost zapotrzebowania w I kwartale 2022 roku był niższy niż wzrost zapotrzebowania w I kwartale 2021 roku (o 4% r/r) przede wszystkim z uwagi na wyższe temperatury powietrza w tym okresie r/r.

W 2022 roku polska gospodarka weszła rozpędzona a pozytywne tendencje utrzymywały się przez większość I kwartału . Agresja Rosji na Ukrainę 24 lutego 2022 roku spowodowała, że polska gospodarka odczuwała negatywne konsekwencje wynikające m.in. z ograniczeń w łańcuchach dostaw. Jednocześnie dzięki wydatkom uchodźców, konsumpcja prywatna powinna utrzymać się na wysokim poziomie, co pozwoliło podwyższyć prognozy wzrostu PKB Polski w 2022 roku do 3,9% z 3,6% szacowanych wcześniej. Korzystny wpływ na wynik PKB w I kwartale 2022 roku ma 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.

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

Wskaźnik Purchasing Managers' Index (PMI) odzwierciedla negatywny wpływ agresji Rosji na Ukrainę. Odczyty PMI dla przemysłu w Polsce w I kwartale 2022 roku wskazują jednak na umiarkowanie optymistyczne nastroje, panujące w przemyśle na początku 2022 roku. Wynik powyżej poziomu 50,0 pkt. oznacza, iż ankietowani menadżerowie oczekują poprawy sytuacji sektora. Średni PMI dla przemysłu w Polsce w I kwartale 2022 roku wyniósł 54 pkt., co oznacza wzrost o 1,4% r/r (średni PMI dla przemysłu w Polsce w I kwartale 2021 roku wyniósł 53,2 pkt.). Jednocześnie marzec 2022 roku przyniósł skokowy wzrost niepewności w biznesie

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

w związku z wojną w Ukrainie, a odczyt PMI dla przemysłu w Polsce osiągnął wartość najniższą od 14 miesięcy (52,7 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. Malejący PMI, ale utrzymujący się powyżej 50 punktów sygnalizuje spowolnienie tempa wzrostu aktywności ekonomicznej, lecz równocześnie wciąż oznacza ekspansję w polskim przemyśle. Na polski przemysł wpływa również kondycja przemysłu Strefy Euro, gdzie wskaźnik PMI w I kwartale 2022 roku osiągnął średnio 57,8 pkt, podczas gdy w tym samym okresie w ubiegłym roku wynosił średnio 58,4 pkt. Również w Strefie Euro rosnąca aktywność ekonomiczna z początku 2022 roku została częściowo zablokowana przez agresję Rosji na Ukrainę, co zostało odzwierciedlone przez spadek wartości wskaźnika PMI do poziomu 56,5 pkt. w marcu 2022 roku. Ograniczenie optymistycznych nastrojów przedsiębiorców wynika przede wszystkim z przerwanych łańcuchów dostaw i ograniczenia rynku zbytu.

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

Źródło: Markit Economics

Wartość produkcji sprzedanej przemysłu była w marcu 2022 roku o 17,3% wyższa niż rok wcześniej. Dynamika okazała się nieco niższa niż w lutym (17,6% r/r) i styczniu (19,2% r/r), ale zdecydowanie wyższa od oczekiwań analityków. We wszystkich głównych gałęziach przemysłu, w marcu 2022 roku odnotowano wzrost produkcji w skali roku. Najbardziej zwiększyła się produkcja dóbr związanych z energią – o 57,3%. W mniejszym stopniu zwiększyła się produkcja dóbr zaopatrzeniowych – o 15,3%, dóbr konsumpcyjnych nietrwałych – o 11,8%, dóbr konsumpcyjnych trwałych – o 7,9% oraz dóbr inwestycyjnych – o 5,9%. Według wstępnych danych GUS w marcu 2022 roku, w stosunku do marca ubiegłego roku, wzrost produkcji sprzedanej (w cenach stałych) odnotowano w 31 (spośród 34) działach przemysłu, m.in. w naprawie, konserwacji i instalowaniu maszyn i urządzeń, w wydobywaniu węgla kamiennego i brunatnego, w produkcji wyrobów z metali. W danych nie widać spodziewanych negatywnych efektów rosyjskiej inwazji na Ukrainę a polski przemysł zdecydowanie odbija się z pandemicznego dołka.

Otoczenie rynkowe

SYTUACJA W KRAJOWYM SYSTEMIE ENERGETYCZNYM

Tabela: Krajowe zużycie energii elektrycznej (TWh).

	I kw. 2022	I kw. 2021	Zmiana %
Krajowe zużycie energii elektrycznej, w tym:	45,68	45,26	1%
Elektrownie wiatrowe	6,41	3,66	75%
Elektrownie zawodowe cieplne na węglu kamiennym	22,70	24,38	-7%
Elektrownie zawodowe cieplne na węglu brunatnym	12,31	10,32	19%
Elektrownie zawodowe cieplne gazowe	3,14	3,42	-8%
Saldo wymiany zagranicznej	-0,96	2,12	-
Pozostałe (wodne, inne odnawialne)	2,08	1,36	52%

Źródło: Na podstawie danych PSE S.A.

W I kwartale 2022 roku krajowe zużycie energii elektrycznej zwiększyło się (przede wszystkim z powodu wzrostu zapotrzebowania polskiej gospodarki ze względu na mniejszy wpływ pandemii koronawirusa) o 0,4 TWh w porównaniu z okresem bazowym. Dodatkowo ze względu na sytuację w krajach ościennych, w I kwartale 2022 roku Polska stała się per-saldo eksporterem energii elektrycznej (saldo wymiany zagranicznej zmniejszyło się o 3,1 TWh r/r). Jednocześnie, z uwagi na zakłócenie w dostawach węgla do Europy, odnotowano spadek produkcji w elektrowniach opalanych węglem kamiennym (spadek o 1,7 TWh). W rezultacie, pomimo wyższej generacji wiatrowej (wzrost o 2,8 TWh r/r) wynikającej ze wzrostu mocy zainstalowanych oraz korzystniejszych warunków wietrznych, do zbilansowania systemu energetycznego potrzebna była większa produkcja energii w zawodowych elektrowniach opalanych węglem brunatnym (wzrost o 2,0 TWh).

Wykres: Bilans energii w KSE – I kwartał 2022 roku (TWh)

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

CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ – RYNEK KRAJOWY

RYNEK DNIA NASTĘPNEGO (RDN)

Rynek/miara	Jedn.	I kw. 2022	I kw. 2021	Zmiana %
RDN – średnia cena	PLN/MWh	624	263	137%
RDN – wolumen obrotu	TWh	8,10	7,90	3%

ANALIZA – WYBRANE CZYNNIKI CENOTWÓRCZE WPŁYWAJĄCE NA NOTOWANIA RDN

Czynnik	Jedn.	I kw. 2022	I kw. 2021	Zmiana %
Uprawnienia CO2	EUR/t	82,01	37,95	116%
Węgiel kamienny PSCMI-1	PLN/GJ	13,47	11,53	17%
Generacja wiatrowa KSE	TWh	6,41	3,66	75%
Wskaźnik: generacja wiatrowa/zużycie KSE	%	14%	8%
Wskaźnik: wymiana zagraniczna/zużycie KSE	%	-	5%

W I kwartale 2022 roku średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego wyniosła 624 PLN/MWh i była o 137% wyższa od średniej ceny (263 PLN/MWh) notowanej w analogicznym kwartale roku poprzedniego. Do wzrostu cen przyczyniło się również wyższe o 0,4 TWh, w porównaniu do poprzedniego kwartału, zapotrzebowanie na energię elektryczną, wyższy koszt uprawnień do emisji CO2, wyższe ceny surowców, co jest powiązane z trwającą wojną w Ukrainie.

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

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

RYNEK TRANSAKCJI TERMINOWYCH (RTT)

Rynek/miara	Jedn.	I kw. 2022	I kw. 2021	Zmiana %
BASE Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	651	277	135%
BASE Y+1 – wolumen obrotu	TWh	17,32	20,03	-14%
PEAK5 Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	841	314	168%
PEAK5 Y+1 – wolumen obrotu	TWh	1,73	2,11	-18%

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

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

CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ – RYNEK MIĘDZYNARODOWY

RYNEK HURTOWY (PORÓWNANIE RYNKÓW DNIA NASTĘPNEGO)

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej na rynku polskim oraz rynkach ościennych w I kwartale 2022 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,62).

Źródło: TGE, EEX, Nordpool

Wykres: Ceny energii na Rynku Dnia Następnego.

Źródło: TGE, EEX, Nordpool

W I kwartale 2022 roku zmiana cen r/r na rynkach ościennych kształtowała się w przedziale 294-635 PLN/MWh (tj. wzrost o ok. 131-282%), natomiast w Polsce średni poziom cen był wyższy o 361 PLN/MWh r/r (wzrost o ok. 137%). 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 261% r/r podczas gdy krajowy indeks cen miałów energetycznych PSCMI-1 wzrósł w tym samym czasie o 17%.

Wykres: Indeksy węglowe ARA vs PSCMI-1 1 .

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

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

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

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.

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 kwartale 2022 roku Polska była eksporterem netto energii elektrycznej, a saldo wymiany handlowej wyniosło -1,0 TWh (import 3,7 TWh, eksport 4,7 TWh) i było niższe r/r o 3,1 TWh. Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał eksport głównie do Czech i Słowacji oraz import z Niemiec oraz Litwy.

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

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

Wzrost światowych cen paliw (które przekładają się na wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej z gazu ziemnego i węgla kamiennego) przełożył się na wzrost cen energii w krajach sąsiednich, co w efekcie ograniczyło import energii do Polski.

RYNEK DETALICZNY

Zróżnicowanie cen energii elektrycznej dla odbiorców detalicznych w UE zależy zarówno od poziomu cen hurtowych energii elektrycznej, jak i od systemu fiskalnego, mechanizmów regulacji oraz systemów wsparcia w poszczególnych państwach. W II półroczu 2021 roku³ 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%.

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w II półroczu 2021³ roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,54 PLN).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.

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

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

Wykres: Udział narzutów w cenach energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w 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 kwartale 2022 roku średnia cena zielonych certyfikatów (indeks TGEozea) osiągnęła poziom 244 PLN/MWh i była o 69% wyższa w porównaniu do analogicznego okresu ubiegłego roku. Obowiązek umorzeń zielonych certyfikatów w porównaniu z rokiem 2021 (19,5%) uległ zmianie i wynosi 18,5% dla 2022 roku.

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 kwartale 2022 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 22 wyniosła 82,01 EUR/t i była znacząco wyższa (+116%) od średniej ceny 37,95 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 właściwy organ nie stwierdzi, 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 kwartale 2022 roku	Przydział uprawnień do emisji CO2 na 2022 rok1
Energia elektryczna	16 204 048	-
Energia cieplna	2 020 907	637 813
Razem	18 224 955	637 813

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: UC 74	Projekt ustawy obejmuje w szczególności propozycje przepisów implementujących do polskiego porządku prawnego dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z 5 czerwca 2019 roku w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającą dyrektywę 2012/27/UE. Projekt rozwija kierunki zmian w regulacjach zapoczątkowane w ustawie z 20 maja 2021 roku o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw. Są to m.in.:	23 czerwca 2021 roku upłynął termin na zgłaszanie uwag. 19 stycznia 2022 roku Ministerstwo Klimatu i Środowiska opublikowało zbiorcze odniesienie się do zgłoszonych uwag.	Publikacja projektu po konsultacjach, skierowana do prac w Radzie Ministrów.	Projektowane rozwiązania będą miały wpływ na wszystkie segmenty działalności Grupy PGE, w szczególności na segmenty Obrót i Dystrybucja. Projekt wdraża lub służy stosowaniu wielu aktów unijnych regulujących rynek energii elektrycznej, w tym dyrektywę 2019/944 w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz kodeksy sieci.
	 umożliwienie technicznej zmiany sprzedawcy energii elektrycznej w 24 godziny od 2026 roku,
	 wdrożenie instytucji obywatelskich społeczności energetycznych,
	 prawo odbiorcy do dobrowolnego i czasowego obniżenia zużycia energii elektrycznej (DSR), agregacji, zawierania umów z cenami dynamicznymi energii elektrycznej,
	 uregulowanie funkcji agregatora na rynku energii elektrycznej, jego zadań i uprawnień,
	 uregulowanie odpowiedzi odbioru i odbiorcy aktywnego na rynku energii,
	 umożliwienie posiadania niektórych instalacji magazynowania energii przez OSD i OSP,
	 rozszerzenie kompetencji URE,
	 przepisy dotyczące usług systemowych, usług elastyczności oraz zmiany w zakresie bilansowania,
	 wprowadzenie przepisów wprowadzających rozdział działalności przesyłowej i dystrybucyjnej

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	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.	Skierowane do dalszych prac w Radzie 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) oraz prosumenta wirtualnego (wejście w życie od 2 lipca 2024 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.
Zmiana ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych.	Modyfikacja zasady 10 h – złagodzenie poprzez umożliwienie gminom określenia w miejscowych planach zagospodarowania przestrzennego (po	4 czerwca 2021 roku upłynął termin zgłaszania uwag do	Publikacja projektu, ponowne konsultacje lub przedstawienie	Projekt ma znaczenie dla rozwoju segmentu Energetyka Odnawialna.

Segmenty	Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	Wykaz RCL: UD207	konsultacjach z lokalnymi społecznościami) mniejszej niż wymagana ustawą odległości elektrowni wiatrowych od zabudowań mieszkalnych, jednak nie mniejszej niż 500 m.	projektu ustawy. 15 grudnia 2021 roku Komisja Wspólna Rządu i Samorządu Terytorialnego wydała pozytywną opinię o projekcie, po czym projekt (pierwotnie miało się to odbyć w styczniu 2022 roku) będzie przedmiotem obrad SKRM. Projekt w połowie kwietnia 2022 roku został przeniesiony z Ministerstwa Rozwoju i Technologii do Ministerstwa Klimatu i Środowiska.	poprawionego projektu do dalszych prac Radzie Ministrów.
	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 i skierowany do Sejmu. 2 marca 2022 roku projekt wpłynął do Sejmu i został skierowany do I czytania w komisjach. Projekt został notyfikowany do KE 23 lutego 2022 roku. Wyznaczony przez KE okres, w czasie którego państwo członkowskie powinno odroczyć przyjęcie notyfikowanego projektu, upłynął 24 maja 2022 roku.	Rozpatrzenie projektu przez Komisję Gospodarki Morskiej i Żeglugi Śródlądowej.	Projekt ma znaczenie dla inwestycji w budowę morskich farm wiatrowych. Wprowadzenie nadmiernych mechanizmów certyfikacji może opóźnić harmonogram i zwiększyć koszty realizacji inwestycji budowy morskich farm wiatrowych.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie zmiany wielkości udziału ilościowego sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2023 roku.	Rozporządzenie określa poziom obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia energii z OZE (PM OZE) dla tzw. podmiotów zobowiązanych w 2023 roku. Rozporządzenie zmniejsza poziom obowiązku dla PM OZE z 18,5% do 10,5% w stosunku do poziomu obwiązującego w 2022 roku. Jednocześnie, uzasadnienie do rozporządzenia przewiduje możliwość dalszego obniżenia poziomu obowiązku w kolejnych latach.	Projekt rozporządzenia został poddany konsultacjom, uwagi były zgłaszane do 7 kwietnia 2022 roku.	Analiza nadesłanych uwag przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska.	Zmniejszony poziom obowiązku może wpłynąć na zmniejszenie przyrostu przychodów segmentu Energetyka Odnawialna z tytułu sprzedaży PM OZE. Jednocześnie ogranicza obciążenie segmentu Obrót koniecznością nabycia określonej ilości PM OZE w stosunku do wolumenu obrotu energią elektryczną.
Wykaz RCL: 816 Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie	Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie procesów rynku energii stanowi wykonanie delegacji ustawowej zawartej w art. 11zh ust.	11 stycznia 2022 roku Minister Klimatu i Środowiska	Weszło w życie 16 lutego 2022 roku.	Rozporządzenie będzie miało istotny wpływ przede wszystkim na segment
procesów rynku energii. Wykaz RCL: UD603	1 ustawy - Prawo energetyczne. Projekt rozporządzenia ma umożliwić przygotowania systemów IT (systemy zdalnego odczytu Operatorów Systemów Dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz centralnego systemu informacji rynku energii) w związku z nowymi wyzwaniami rynku energii elektrycznej. Określenie pełnego katalogu procesów rynku energii jest niezbędne dla zapewnienia przejrzystości zobowiązań wszystkich uczestników rynku energii, zarówno użytkowników systemu elektroenergetycznego obowiązanych realizować procesy rynku energii za pośrednictwem 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.	podpisał rozporządzenie.		Dystrybucja, ale także na segmenty: Energetyka Konwencjonalna, Energetyka Odnawialna oraz Obrót.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
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 informatyzacji szczegółowych wymagań i standardów, jakie ma spełniać system pomiarowy. Dodatkowo projekt rozporządzenia stanowi wypełnienie obowiązku określonego w art. 19 ust. 3 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z 5 czerwca 2019 roku w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE, zgodnie z którym Państwa Członkowskie przystępujące do wprowadzania inteligentnych systemów opomiarowania przyjmują i publikują minimalne wymagania funkcjonalne i techniczne dotyczące inteligentnych systemów opomiarowania, które mają zostać wprowadzone na ich terytoriach.	Rozporządzenie zostało wydane 22 marca 2022 roku.	Rozporządzenie weszło w życie z dniem 23 kwietnia 2022 roku.	Rozporządzenie będzie miało istotny wpływ przede wszystkim na segment Dystrybucja, ale także na segmenty: Energetyka Konwencjonalna oraz Energetyka Odnawialna oraz Obrót. W zakresie działalność OSD konieczne będzie doprecyzowanie wymagań w zakresie układów pomiarowych, w tym liczników energii elektrycznej oraz systemu pomiarowego.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło. Wykaz RCL:795	Projekt zmienia w rozporządzeniu wskaźnik referencyjny, który jest integralną częścią procesu taryfowania ciepła z kogeneracji. Zmiany dotyczą:  zdefiniowania 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,  określenia wielkości k tak by uwzględniała brak w średnich cenach sprzedaży ciepła publikowanych przez Prezesa URE pełnej próby źródeł będących w systemie ETS.	Rozporządzenie zostało opublikowane 14 marca 2022 roku w Dzienniku Ustaw. Weszło w życie 28 marca 2022 roku.	-	Rozporządzenie ma pozytywny wpływ na segment Ciepłownictwo, zarówno na wytwarzanie ciepła w ciepłowniach, jak i jednostkach kogeneracji. Pozytywne zmiany w procesie taryfowania przyśpieszą przeniesienie kosztów działalności spółki i mogą stać się dodatkowym impulsem inwestycyjnym.
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

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
				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.	Projekt opublikowano i skierowano do konsultacji publicznych 7 lutego 2022 roku.	Analiza nadesłanych uwag przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska, a następnie rozpatrzenie projektu na Komisji Prawniczej.	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 wyższości danego przedsięwzięcia nad innymi z punktu widzenia korzyści społecznych.	Projekt opublikowano i skierowano do konsultacji publicznych 29 marca 2022 roku	Skierowane do dalszych prac w Radzie Ministrów.	Projekt ma znaczenie dla segmentu Ciepłownictwo.
Projekt ustawy o zmianie niektórych ustaw w celu uproszczenia procedur administracyjnych dla obywateli i przedsiębiorców. Wykaz RCL: UD266	Głównym zamierzeniem projektodawcy jest zmniejszenie obciążeń regulacyjnych niekorzystnych z punktu widzenia prowadzenia działalności gospodarczej. Projekt składa się z szeregu propozycji, które w zamierzeniu mają działać na rzecz bardziej przyjaznego otoczenia regulacyjnego.	Projekt opublikowano i skierowano do konsultacji publicznych 6 kwietnia 2022 roku.	Skierowane do dalszych prac w Radzie Ministrów.	Projekt ma znaczenie dla wszystkich spółek z GK PGE, ponieważ ma na celu wprowadzenie ułatwień administracyjnych.
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	24 marca 2022 roku projekt został opublikowany na stronie RCL i skierowany do konsultacji publicznych, które zakończyły się	Analiza przez Ministerstwo Infrastruktury uwag nadesłanych w ramach konsultacji publicznych.	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

Segmenty	Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
		o wydanie pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich.	7 kwietnia 2022 roku.		niezbędne dla przyznania pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich.
	Projekt rozporządzenia Ministra Infrastruktury zmieniającego rozporządzenie w sprawie oceny wniosków w postępowaniu rozstrzygającym Wykaz RCL: 213	Celem projektu jest doprecyzowanie zasad dla przeprowadzenia postępowania rozstrzygającego niezbędnego dla wyłonienia podmiotu, który uzyska pozwolenie na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich pod budowę morskich farm wiatrowych. Projekt zakłada m.in. zmiany w punktacji za spełnienie kryteriów, jak również w sposobie oceny kryterium dotyczącego finansowania planowanego przedsięwzięcia. Rozstrzyga także kwestie dotyczące przedkładania dokumentów przez podmioty, które sporządzają sprawozdania finansowe, dla których rok obrotowy nie pokrywa się z rokiem kalendarzowym.	24 marca 2022 roku projekt został opublikowany na stronie RCL i skierowany do konsultacji publicznych, które zakończyły się 27 marca 2022 roku.	Analiza przez MI uwag nadesłanych w ramach konsultacji publicznych.	Projekt jest istotny z punktu widzenia GK PGE ze względu na jego wpływ na inwestycje w budowę morskich farm wiatrowych.

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.	14 lipca 2021 roku KE zaprezentowała projekt reformy dyrektywy ETS i decyzji MSR (odpowiednie wnioski legislacyjne). Komisją wiodącą w sprawie projektu reformy dyrektywy ETS w Parlamencie Europejskim jest komisja środowiskowa (ENVI), a posłem sprawozdawcą został Peter Liese (EPL, DE). Natomiast, komisją wiodącą ws. decyzji MSR jest komisja środowiskowa a posłem sprawozdawcą został Cyrus Engerer (S&D, MT). 5 kwietnia 2022 roku na sesji plenarnej PE przyjął stanowisko do rewizji decyzji MSR, w którym opowiedział się za wydłużeniem funkcjonowania MSR do 2030 roku. Po 2023 roku 23% nadwyżki rynkowej ma znaleźć się w MSR. Ponadto, PE opowiedział się za utrzymaniem 24% współczynnika transferu uprawnień do rezerwy (intake rate) oraz za limitem 200 mln uprawnień utrzymywanych w MSR. 20 kwietnia 2022 roku komisja ITRE (jako komisja stowarzyszona) przyjęła stanowisko w sprawie zmian w dyrektywie ETS. 17 maja 2022 roku stanowisko przyjęła komisja ENVI. Komisja ENVI postuluje szereg zmian do dyrektywy ETS. Najbardziej istotną jest zaproponowanie wyższego celu redukcji emisji (67% względem 2005 roku dla sektorów ETS) niż ten, który	Wniosek legislacyjny jest procedowany zgodnie ze zwykłą procedurą prawodawczą przez Parlament Europejski i Radę. Stanowisko do rewizji dyrektywy ETS będzie głosowane w trakcie sesji plenarnej PE 6-9 czerwca 2022 roku. PE chce w drugiej połowie 2022 roku rozpocząć negocjacje z Radą oraz z KE nad ostatecznym kształtem porozumienia międzyinstytucjonalnego. Osiągnięcie w Radzie porozumienia ogólnego dotyczącego rewizji dyrektywy ETS i decyzji MSR jest priorytetem dla obecnej prezydencji francuskiej. Nastąpi to przypuszczalnie pod koniec czerwca 2022 roku. KE zakłada, że negocjacje na poziomie instytucji UE mogą potrwać do 2023 roku, tak aby w UE wyższe cele mogły być wdrażane od 2024 roku. Termin transpozycji zmian w dyrektywie ETS został zapisany w projekcie jako 31 grudnia 2023 roku.	Poprawa konkurencyjności źródeł odnawialnych i w krótkiej perspektywie czasu jednostek gazowych, kosztem jednostek wytwórczych wykorzystujących paliwa wysokoemisyjne. Wzrost kosztów operacyjnych konwencjonalnego wytwarzania energii elektrycznej. Możliwe uzyskanie bezpośredniego wsparcia inwestycyjnego w ramach Funduszu Modernizacyjnego oraz Funduszu Innowacyjnego. Kolejna rewizja dyrektywy ETS i decyzji MSR spowoduje dalszy wzrost cen uprawnień do emisji.

		wynika z wniosku legislacyjnego KE (61% względem 2005 roku). Pozostałe zmiany zmierzają m.in. do szybszej ścieżki odstawienia darmowej alokacji dla przemysłu związku z wprowadzeniem CBAM4 w , ograniczenia nadmiernych wzrostów cen uprawnień oraz ograniczenia roli instytucji finansowych na rynku ETS.
Dyrektywa 2018/2001 w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (dyrektywa OZE).	Dostosowanie legislacji związanej ze zwiększaniem udziału energii odnawialnej w odniesieniu do nowego, wyższego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE w 2030 roku.	14 lipca 2021 roku KE w ramach pakietu legislacyjnego Fit for 55 przedstawiła wniosek legislacyjny obejmujący projekt zmiany dyrektywy OZE. Proponuje on szereg środków, które mają umożliwić osiągnięcie wiążącego, wyższego celu udziału energii z odnawialnych źródeł w końcowym zużyciu energii brutto wynoszącego 40% w 2030 roku na poziomie UE. Komisją wiodącą w Parlamencie Europejskim jest Komisja Przemysłu, Badań Naukowych i Energii (ITRE), a posłem sprawozdawcą został Markus Pieper (EPL, DE).	Wniosek legislacyjny podlega dalszym pracom w Radzie oraz Parlamencie Europejskim. Przyjęcie podejścia ogólnego Rady spodziewane jest w II kwartale 2022 roku, a końcowego raportu komisji ITRE w PE 13 lipca 2022 roku (wstępna data). Jako datę transpozycji do prawa krajowego proponuje się 31 grudnia 2024 roku.	Poprawa konkurencyjności niskoemisyjnych źródeł energii w porównaniu do energii ze źródeł wysokoemisyjnych. Większy udział źródeł odnawialnych w polskim miksie energetycznym do 2030 roku.
Dyrektywa 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej (dyrektywa EED).	Dostosowanie legislacji związanej z poprawą efektywności energetycznej w odniesieniu do nowego, wyższego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE w 2030 roku.	14 lipca 2021 roku KE w ramach pakietu legislacyjnego Fit for 55 przedstawiła wniosek legislacyjny dotyczący projektu zmiany dyrektywy EED. Proponuje on szereg środków, które mają umożliwić osiągnięcie na poziomie UE wiążącego celu redukcji zużycia energii o co najmniej 9% w 2030 roku w porównaniu do roku 2020. Komisją wiodącą w Parlamencie Europejskim jest komisja ITRE, a posłem sprawozdawcą został Niels Fuglsang (S&D, DK).	Wniosek legislacyjny podlega dalszym pracom w Radzie oraz Parlamencie Europejskim. Przyjęcie podejścia ogólnego Rady spodziewane jest w II kwartale 2022 roku, a końcowego raportu komisji ITRE w PE 14 czerwca 2022 roku (wstępna data). 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

⁴ CBAM - Carbon Border Adjustment Mechanism – mechanizm, którego istotą jest obciżenie finansowe produktów importowanych do UE z krajów o niższych standardach środowiskowych, aby nie były one tańśze od ich odpowiedników produkowanych na terytorium UE.

				będzie wpływać na zwiększenie obciążeń systemem świadectw efektywności energetycznej.
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.	15 grudnia 2021 roku KE w ramach kolejnego etapu pakietu legislacyjnego Fit for 55 przedstawiła wniosek legislacyjny dotyczący projektu zmiany dyrektywy EPBD. Nowa dyrektywa ma przyczynić się do osiągnięcia do 2050 roku zeroemisyjności wszystkich budynków. Posłem sprawozdawcą w ramach wiodącej komisji ITRE w PE został Ciarán Cuffe (Zieloni, IR). 1 kwietnia 2022 roku zakończyły się konsultacje publiczne KE. GK PGE złożyła swoje stanowisko, w którym podnosi potrzebę: zastąpienia wymogu zasilania  nowych i zmodernizowanych zeroemisyjnych budynków wyłącznie energią z OZE lub ciepłem odpadowym, ciepłem z efektywnych systemów ciepłowniczych i chłodniczych, aby uwzględnić też ciepło wytwarzane z gazu ziemnego,  utrzymania zachęt finansowych dla zakupu kotłów na paliwa gazowe,  uwzględnienia wpływu przepisów na OSD, w tym na rynek usług elastyczności i roli energii elektrycznej w pokryciu zapotrzebowania budynków na energię pierwotną.	Wniosek legislacyjny został skierowany do dalszych prac 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.

Dyrektywa 2003/96/WE w sprawie restrukturyzacji wspólnotowych przepisów ramowych dotyczących opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej (dyrektywa ETD).	Dostosowanie legislacji związanej z opodatkowaniem produktów energetycznych i energii elektrycznej do nowego, wyższego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE w 2030 roku.	14 lipca 2021 roku KE w ramach pakietu legislacyjnego Fit for 55 przedstawiła wniosek legislacyjny obejmujący projekt rewizji dyrektywy ETD. Komisją wiodącą w Parlamencie Europejskim jest Komisja Polityki Gospodarczej (ECON), a posłem sprawozdawcą został Johan van Overtveldt (EKR, BE).	Wniosek legislacyjny podlega dalszym pracom w Radzie i Parlamencie Europejskim. Wniosek ten jest procedowany zgodnie ze szczególną procedurą prawodawczą (procedura konsultacji) przez Parlament Europejski i Radę. Planowane zakończenie prac nad stanowiskiem Parlamentu Europejskiego – III kwartał 2022 roku. Proponowany termin transpozycji dyrektywy to 1 stycznia 2023 roku.	Podwyższenie minimalnych stawek opodatkowania produktów energetycznych.
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).	14 lipca 2021 roku KE w ramach pakietu legislacyjnego Fit for 55 przedstawiła wniosek legislacyjny obejmujący projekt rozporządzenia AFIR. Komisją wiodącą w Parlamencie Europejskim jest Komisja Transportu i Turystyki (TRAN), a posłem sprawozdawcą został Ismail Ertug (S&D, DE).	Wniosek legislacyjny podlega dalszym pracom w Radzie oraz Parlamencie Europejskim. Przyjęcie końcowego raportu komisji TRAN w PE spodziewane jest 11 lipca 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. 5 kwietnia 2022 roku PE zatwierdził na posiedzeniu plenarnym zawarte porozumienie. W uzgodnionej w trilogach treści rozporządzenia znalazła się nowa kategoria infrastruktury radialnej na potrzeby morskich farm wiatrowych oraz nowe, w większym stopniu zliberalizowane kryteria dla projektów inteligentnych sieci elektroenergetycznych.	Przewidywane jest, że w II kwartale 2022 roku nowe rozporządzenie zostanie opublikowane w Dzienniku Urzędowym UE.	Określenie zasad realizacji PCI to potencjalna szansa dla niektórych inwestycji GK PGE, które będą mogły 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,  zmianę zasad przyznawania derogacji, w tym przygotowanie wytycznych przez KE.	Wniosek legislacyjny podlega dalszym pracom w Radzie i Parlamencie Europejskim. Wejście w życie nowej dyrektywy planowane jest na koniec 2024 roku.	Wejście w życie zaproponowanych rozwiązań może spowodować poniesienie dodatkowych nakładów inwestycyjnych w segmentach Energetyka Konwencjonalna oraz Ciepłownictwo.

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

Rozporządzenie 2020/852 w sprawie ustanowienia ram ułatwiających zrównoważone inwestycje, zmieniające rozporządzenie (UE) 2019/2088 (rozporządzenie dot. taksonomii) i akt delegowany do tego rozporządzenia określający techniczne kryteria przesiewowe.	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. 7 kwietnia 2022 roku komisje ECON i ENVI zdecydowały o rozpoczęciu procedury sprzeciwu ze strony Parlamentu Europejskiego do wspomnianego aktu delegowanego. W I kwartale 2022 roku Platforma na rzecz zrównoważonego finansowania opublikowała:  raport odnośnie taksonomii działań szkodliwych i działań nie mających istotnego wpływu na środowisko,  raport odnośnie społecznej taksonomii,  raport odnośnie technicznych kryteriów przesiewowych dla kolejnych celów środowiskowych.	Upływ terminu na zgłoszenie sprzeciwu do aktu delegowanego dot. energii jądrowej i gazu – III/IV kwartał 2022 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 w obrocie, CAPEX-ie i OPEX-ie działalności zrównoważonych pod względem środowiskowym.
Wytyczne Komisji Europejskiej w sprawie udzielania pomocy publicznej dla klimatu, ochrony środowiska i energii 2022 (CEEAG).	Określenie nowych zasad udzielania pomocy publicznej, dostosowanych do nowych celów redukcyjnych UE wynikających z przyjęcia Prawa klimatycznego.	27 stycznia 2022 roku wytyczne CEEAG zostały formalnie przyjęte przez Komisję Europejską i weszły w życie. Publikacja w Dzienniku Urzędowym miała miejsce 18 lutego 2022 roku.	-	Zmiana warunków uzyskania pomocy publicznej w GK PGE. Część postanowień zaostrza kryteria uzyskania pomocy publicznej, inne doprecyzowują zasady jej uzyskania.

Rewizja rozporządzenia nr 651/2014 z 17 czerwca 2014 roku uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu (rozporządzenie GBER).	Rozporządzenie ma na celu ułatwienie państwom członkowskim wdrażania środków pomocy państwa bez konieczności dokonywania uprzedniego zgłoszenia, w obszarze:  pomocy regionalnej,  pomocy na finansowanie ryzyka,  pomocy na działalność badawczą, rozwojową i innowacyjną,  pomocy na ochronę środowiska i cele związane z energią.	Projekt zmian rozszerza zbiór środków wyłączonych z obowiązku uprzedniego zgłoszenia oraz podnosi progi, powodujące obowiązek zgłoszenia w odniesieniu do środków na ochronę klimatu i środowiska oraz cele związane z energią, gdy jest to obiektywnie uzasadnione. Ma on również na celu zapewnienie dodatkowej elastyczności, przez uwzględnienie wyższych poziomów intensywności pomocy, w szczególności gdy pomoc jest przyznawana w ramach procedury przetargowej zgodnej z zasadami konkurencji. Konsultacje publiczne projektu zakończone zostały 8 grudnia 2021 roku.	W I połowie 2022 roku odbędzie się spotkanie z Komitetem Doradczym ds. Pomocy Państwa (składającym się z ekspertów i Komisji Europejskiej). Będzie ono miało miejsce po analizie przez Komisję Europejską uwag otrzymanych podczas konsultacji publicznych. W połowie 2022 roku planowane jest przyjęcie rozporządzenia i jego publikacja.	Zmiana warunków notyfikowania pomocy publicznej w GK PGE. Część postanowień zaostrza kryteria uzyskania pomocy publicznej, inne doprecyzowują zasady jej uzyskania.
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Dodatkowe informacje z obszaru zagranicznego otoczenia regulacyjnego

Segmenty	Postępowanie	Cel skargi	Główne wydarzenia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
Skarga Republiki Czeskiej przeciwko Rzeczpospolitej Polskiej (sygn. C-121/21) wraz z wnioskiem o zastosowanie środka tymczasowego

Postępowanie w sprawie Republika Czeska przeciwko Polsce (sygn. C 121/21).	3 lutego 2022 roku rzecznik generalny wydał - opinię w przedmiocie skargi i uznał część zarzutów strony czeskiej za zasadne. 3 lutego 2022 roku premierzy rządów polskiego i czeskiego parafowali umowę dwustronną określającą warunki wycofania skargi Czech z Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej.	Wpływ na funkcjonowanie kompleksu energetycznego w Turowie w wyniku realizacji postanowień umowy dwustronnej. Eksploatacja złoża zgodnie z warunkami wynikającymi z koncesji.
	4 lutego 2022 roku Republika Czeska poinformowała Trybunał, że, zgodnie z art. 147 § 1 regulaminu postępowania, wskutek zawartej z Rzeczpospolitą Polską ugody w przedmiocie rozstrzygnięcia niniejszego sporu, zrzeka się ona wszelkich roszczeń. Wobec powyższego, 4 lutego 2022 roku Prezes Trybunału Sprawiedliwości wydał postanowienie w przedmiocie wykreślenia sprawy z rejestru.

3. Działalność Grupy Kapitałowej PGE

Podstawowe segmenty działalności GK PGE

¹Podpisano umowę warunkową na nabycie 3 lądowych farm o łącznej mocy 84,2 MW. Warunkiem zawieszającym transakcji jest uzyskanie zgody Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów. Zamknięcie Transakcji planowane jest w II kwartale 2022 roku.

2Dane dotyczą PGE Obrót S.A.

Omówienie kluczowych wyników finansowych GK PGE

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

Na skonsolidowany wynik Grupy PGE składają się wyniki finansowe poszczególnych segmentów działalności. Największy udział w wyniku Grupy za I kwartał 2022 roku mają segmenty: Dystrybucja (31%) oraz Obrót (23%). Segment Energetyka Odnawialna odpowiada za 19% EBITDA, segment Energetyka Konwencjonalna za 17% EBITDA, natomiast segment Ciepłownictwo wypracował 8% EBITDA.

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 kw. 2021	Wynik na sprzedaży energii elektrycznej u wytwórców 1	Uprawn. do emisji CO2 2	Koszty paliwa	Przych. z tytułu wsp. wysokospr. kogeneracji i PM	Przychody RUS 3	Wynik na sprzedaży e.e. do odbiorców finalnych 4	Marża na usłudze dystryb. 5	Koszty osobowe	Koszty aktywowane	Pozostałe 6	EBITDA I kw. 2022
Odchylenie		3 466	-3 005	-245	163	-55	5	130	-18	-78	27
EBITDA raportowana I kw. 2021	2 206
Zdarzenia jednorazowe I kw. 2021	0
EBITDA powtarzalna I kw. 2021	2 206	4 233	1 919	1 316	70	98	260	1 108	1 350	117
EBITDA powtarzalna I kw. 2022		7 699	4 924	1 561	233	43	265	1 238	1 368	39		2 596
Zdarzenia jednorazowe I kw. 2022												19
EBITDA raportowana I kw. 2022												2 615

Odwrócenie wpływu sumy zdarzeń jednorazowych powiększającej wynik raportowany.

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

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.

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 Pozostałe bez uwzględnienia wpływu rozwiązania rezerwy na prosumentów (zdarzenie jednorazowe).

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ

94 966 88 966 94 966 88 966 71% 74% 29% 26% Stan na 31 marca 2022 Stan na 31 grudnia 2021 Aktywa trwałe Aktywa obrotowe 52% 54% 20% 21% 28% 25% Stan na 31 marca 2022 Stan na 31 grudnia 2021 Zobowiązania krótkoterminowe Zobowiązania długoterminowe Kapitał własny ogółem

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

SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH

Środki pieniężne na 1 stycznia 2022 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej Nabycie/Sprzedaż rzeczowych aktywów trwałych i wartości niematerialnych Sprzedaż pozostałych aktywów finansowych po potrąceniu przekazanych środ. pien.¹ Saldo spłat /wpływów z tyt. pożyczek, kredytów, obligacji i leasingu finansowego Odsetki zapłacone od pożyczek i kredytów oraz obligacji i instrumentów finansowych Pozostałe Środki pieniężne na 31 marca 2022 Wpływ na poziom środków pieniężnych 1 304 -993 89 -899 -79 -9 Środki pieniężne 6 734 6 147 6 734 1 304 993 89 ⁸⁹⁹ ⁷⁹ ⁹ 6 147 0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000

Wykres: Zmiana stanu środków pieniężnych (mln PLN).

9 000

¹Głównie środki pieniężne ze sprzedaży udziałów w Elbest sp. z o.o. (88 mln PLN) po potrąceniu gotówki sprzedawanej spółki (5 mln PLN) .

Wykres: Zadłużenie finansowe netto (mln PLN).

4 228 4 194

finansowe netto

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

KLUCZOWE WYNIKI FINANSOWE W SEGMENTACH DZIAŁALNOŚCI

7% -77% -8% 165% -12% 67% n/d

BILANS ENERGII GK PGE

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

Wolumen sprzedaży	I kwartał 2022	I kwartał 2021	Zmiana %
A . Sprzedaż energii elektrycznej poza GK PGE, w tym:	26,34	27,25	-3%
 Sprzedaż do odbiorców finalnych1	9,10	9,67	-6%
 Sprzedaż na rynku hurtowym i bilansującym	17,24	17,58	-2%
B. Zakup energii spoza Grupy PGE (rynek hurtowy i bilansujący)	10,23	11,38	-10%
C. Produkcja energii netto w jednostkach GK PGE	17,32	17,27	0%
D. Zużycie własne OSD, KWB, ESP (D=C+B-A)	1,21	1,40	-14%

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

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

Niższa sprzedaż energii na rynku hurtowym z uwzględnieniem rynku bilansującego wynika z sytuacji rynkowej w I kwartale 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 kwartał 2022	I kwartał 20211	Zmiana %
PRODUKCJA ENERGII W TWh, z czego:	17,32	17,27	0%
Elektrownie opalane węglem brunatnym	10,30	8,76	18%
w tym współspalanie biomasy	0,00	0,00	-
Elektrownie opalane węglem kamiennym	3,31	4,54	-27%
w tym współspalanie biomasy	0,00	0,01	-100%
Elektrociepłownie węglowe	1,58	1,69	-7%
w tym współspalanie biomasy	0,00	0,00	-
Elektrociepłownie gazowe	1,12	1,45	-22%
Elektrociepłownie biomasowe	0,09	0,09	0%
Elektrociepłownie opalane odpadami komunalnymi	0,01	0,01	0%
Elektrownie szczytowo-pompowe	0,22	0,20	10%
Elektrownie wodne	0,14	0,14	0%
Elektrownie wiatrowe	0,55	0,39	41%
w tym produkcja OZE	0,79	0,64	23%

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

Poziom produkcji energii elektrycznej w I kwartale 2022 roku ukształtował się na poziomie zbliżonym do okresu porównywalnego.

Wyższa produkcja w elektrowniach opalanych węglem brunatnym (wzrost o 1,5 TWh) jest efektem wyższego średnio-blokowego obciążenia bloków 1-6 w Elektrowni Turów o 29 MW, tj. o 16% oraz bloków 2-14 w Elektrowni Bełchatów o 25 MW, tj. o 8%. Bloki 1-6 w Elektrowni Turów pozostawały krócej

w remontach o 1 067 h a bloki 2-12 w Elektrowni Bełchatów o 702 h. Dodatkowo produkcja z nowego bloku nr 7 w Elektrowni Turów była wyższa o 0,4 TWh w efekcie niskiej bazy, gdzie w I kwartale 2021 roku blok ten był jeszcze synchronizowany z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym.

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

Niższa produkcja w elektrowniach opalanych węglem kamiennym (spadek o 1,2 TWh) wynika z niższej produkcji w Elektrowni Opole oraz Elektrowni Rybnik, co spowodowane jest dłuższym czasem postoju bloków tych elektrowni w rezerwie: o 2 797 h dla Elektrowni Opole oraz o 1 378 h dla bloków 3-8 w Elektrowni Rybnik.

Niższa produkcja w elektrociepłowniach gazowych (spadek o 0,3 TWh) wynika głównie z niższej produkcji w Elektrociepłowni Lublin Wrotków na skutek wystąpienia awarii bloku w grudniu 2021 roku oraz niższej opłacalności produkcji ze względu na warunki rynkowe.

Produkcja w elektrociepłowniach węglowych, biomasowych, z odpadów komunalnych, szczytowopompowych i wodnych utrzymała się na poziomie zbliżonym do okresu porównywalnego.

PRODUKCJA CIEPŁA

Tabela: Zestawienie produkcji ciepła netto (PJ).

Wolumen produkcji ciepła	I kwartał 2022	I kwartał 2021	Zmiana %
Produkcja ciepła netto w PJ, z czego:	21,84	23,50	-7%
Elektrownie opalane węglem brunatnym	0,96	1,04	-8%
Elektrownie opalane węglem kamiennym	0,24	0,25	-4%
Elektrociepłownie węglowe	16,32	17,06	-4%
Elektrociepłownie gazowe	3,34	4,31	-23%
Elektrociepłownie biomasowe	0,76	0,74	3%
Elektrociepłownie opalane odpadami komunalnymi	0,08	0,04	100%
Elektrociepłownie pozostałe	0,14	0,06	133%

Główny wpływ na niższy poziom produkcji ciepła netto w I kwartale 2022 roku r/r miała temperatura zewnętrzna. Średnie temperatury w 2022 roku były wyższe o 2,3°C r/r, co przełożyło się na niższą produkcję ciepła.

SPRZEDAŻ CIEPŁA

W 2022 roku wolumen sprzedanego ciepła wyniósł w Grupie PGE 21,28 PJ i był niższy o 1,68 PJ r/r. Na powyższy wynik wpływ miało głównie niższe zapotrzebowanie na ciepło spowodowane wyższymi średnimi temperaturami zewnętrznymi niż w 2021 roku.

Charakterystka segmentów działalności

SEGMENT DZIAŁALNOŚCI – ENERGETYKA KONWENCJONALNA

OPIS SEGMENTU I MODEL JEGO DZIAŁALNOŚCI

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

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%⁵ krajowego wydobycia), a także największym wytwórcą energii elektrycznej – wytwarza ok. 32%⁶ krajowej produkcji energii elektrycznej brutto. Produkcja oparta jest na węglu brunatnym, wydobywanym z własnych kopalni oraz węglu kamiennym i biomasie.

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

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

⁵ Wyliczenia własne w oparciu o dane GUS.

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

KLUCZOWE CZYNNIKI WPŁYWAJĄCE NA WYNIKI SEGMENTU

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

	EBITDA I kw. 2021	Produkcja e.e. ilość	Produkcja e.e. cena	Rynek Mocy1	Przych. RUS	Sprzedaż ciepła	Koszty paliw	Koszty 2 CO2	Koszty ZHZW	Koszty	osobowe Pozostałe	EBITDA I kw. 2022
Odchylenie		25	2 762	21	-51	-45	127	-2 687	-94	3	-134
EBITDA I kw. 2021	511		3 366	509	90	74	664	1 577	172	705	410
EBITDA I kw. 2022			6 153	530	39	29	537	4 264	266	702	544	438

¹Ujęcie zarządcze.

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

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

Porównywalny wolumen produkcji energii elektrycznej netto w PGE GiEK S.A. (+0,3 TWh) (por. pkt 2.2 niniejszego sprawozdania).
Wzrost cen sprzedaży energii elektrycznej ze względu na wyższe notowania kontraktów terminowych z dostawą w 2022 roku w porównaniu do kontraktów z dostawą w 2021 roku.
^Wyższy wynik uzyskany z Rynku Mocy, jako efekt niższej bazy ze względu na opóźnienia w rozruchu bloku nr 7 w Turowie w okresie porównywalnym.
Niższe przychody z RUS, głównie jako efekt niższych przychodów ze świadczenia usługi realokacjⁱ mocy.
Niższe przychody ze sprzedaży ciepła, ze względu włączenie od 1 lipca 2021 roku Elektrociepłowni Szczecin i Elektrociepłowni Pomorzany w struktury segmentu Ciepłownictwo.
Niższe koszty zużycia paliw, przede wszystkim węgla kamiennego, na skutek niższej produkcji na tym paliwie (por. pkt 2.2 niniejszego sprawozdania). Brak kosztów zużycia biomasy to efekt włączenia od 1 lipca 2021 roku Elektrociepłowni Szczecin w struktury segmentu Ciepłownictwo. Główne odchylenia na poszczególnych rodzajach paliw zostały przedstawione na wykresie poniżej.
Wyższe koszty CO² spowodowane wyższym średnim kosztem CO² o 175,0 PLN/t. Główne odchylenia zostały przedstawione na wykresie poniżej.

Wyższe koszty handlowe w związku z wyższą wartością zarządzanej energii na skutek wyższej średniej ceny e.e.
Niższe koszty osobowe w związku z prowadzonym procesem optymalizacji zatrudnienia.
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 Elektrociepłowni Szczecin w struktury segmentu Ciepłownictwo.

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

	Koszty paliw I kw. 2021	Węgiel kamienny ilość	Węgiel kamienny cena	Biomasa ilość	Biomasa cena	Olej opałowy lekki i ciężki ilość	Olej opałowy lekki i ciężki cena	Koszty paliw I kw. 2022
Odchylenie		-178	76	-30	0	-3	8
Koszty paliw I kw. 2021	664		612		30		22
Koszty paliw I kw. 2022			510		0		27	537

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

		I kwartał 2022	I kwartał 2021
Rodzaj paliwa	Ilość	Koszt	Ilość	Koszt
	(tys. ton)	(mln PLN)	(tys. ton)	(mln PLN)
Węgiel kamienny	1 532	510	2 064	612
Biomasa	0	0	160	30
Olej opałowy lekki i ciężki	11	27	13	22
Razem		537		664

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

	Koszty CO2 I kw. 2021	Przydział darmowych uprawnień do emisji CO2	Emisja CO2	Średni koszt CO2	Koszty CO2 I kw. 2022
Odchylenie		1	49	2 637
Koszty CO2 I kw. 2021	1 577
Koszty CO2 I kw. 2022					4 264

Tabela: Dane dotyczące kosztów CO² w segmencie Energetyka Konwencjonalna.

Dane dot. CO2	I kwartał 2022	I kwartał 2021	Zmiana %
Przydział darmowych uprawnień do emisji CO2 (tony)	15 503	28 829	-46%
Emisja CO2 (tony)	15 079 259	14 621 443	3%
1 Średni koszt CO2 (PLN/t CO2)	283,1	108,1	162%

¹Ujęcie zarządcze.

NAKŁADY INWESTYCYJNE

Tabela: Poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Energetyka Konwencjonalna

mln PLN	I kwartał 2022	I kwartał 2021	Zmiana %
Inwestycje w moce produkcyjne, w tym:	89	412	-78%
 Rozwojowe	0	242	-
 Modernizacyjno-odtworzeniowe	89	170	-48%
Pozostałe	6	5	20%
Razem	95	417	-77%
Aktywowane koszty usuwania nadkładu w kopalniach	0	0	-
Razem z aktywowanymi kosztami usuwania nadkładu	95	417	-77%

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 blok 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.