Raport zintegrowany
2021

Segmenty działalności

Jesteśmy największym zintegrowanym pionowo producentem oraz dostawcą energii elektrycznej w Polsce i największym producentem ciepła. Działamy w całym łańcuchu wartości: produkujemy energię elektryczną i ciepło w naszych elektrowniach i elektrociepłowniach, a następnie dostarczamy i sprzedajemy je naszym klientom w całej Polsce, zarówno gospodarstwom domowym, jak i przedsiębiorstwom, instytucjom i samorządom.

 

Energetyka Konwencjonalna Ciepłownictwo Energetyka Odnawialna Dystrybucja Obrót
Kluczowe aktywa segmentu 5 elektrowni konwencjonalnych 16 elektrociepłowni 677 km sieci ciepłowniczych 17 farm wiatrowych, 5 farm fotowoltaicznych, 29 elektrowni wodnych przepływowych, 4 elektrownie szczytowopompowe w tym 2 z dopływem naturalnym 297 029 km linii dystrybucyjnych 5,45 min Klientów
Moc zainstalowana elektryczna/cieplna 12 852 MWe / 844 MWt 2 608 MWe / 6 842 MWt 2 331 Mwe
Wolumen energii elektrycznej Produkcja energii elektrycznej netto 57,42 TWh Produkcja energii elektrycznej netto 8,76 TWh Produkcja energii elektrycznej netto 2,59 TWh Wolumen dystrybuowanej energii 37,74 TWh Sprzedaż energii do odbiorców końcowych 37.48 TWh
Wolumen ciepła Produkcja ciepła 5,13 PJ Produkcja ciepła 51.64 PJ
Pozycja rynkowa Grupa PGE jest liderem wydobycia węgla brunatnego (91%) Grupa PGE jest największym producentem OZE z udziałem rynkowym ok. 9% (z wyłączeniem biomasy i biogazu) Największy obszar dystrybucyjny, drugie miejsce pod względem wolumenu dystrybuowanej energii Lider rynku hurtowego i detalicznego
Grupa PGE jest największym wytwórcą energii elektrycznej i ciepła

Energetyka konwencjonalna

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

*Ujęcie zarządcze.

Podstawowym źródłem przychodów segmentu Energetyka Konwencjonalna są przychody ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym oparte na cenie energii elektrycznej ustalanej przez mechanizmy równoważenia podaży i popytu przy uwzględnieniu kosztów zmiennych wytwarzania.

Jednocześnie, najistotniejszymi pozycjami kosztowymi segmentu są koszty zużycia paliw produkcyjnych, przede wszystkim węgla kamiennego oraz koszty opłat za emisję CO2. Kluczowa dla Grupy produkcja z węgla brunatnego oparta jest o własne wydobycie, stąd też jego koszt, relatywnie stabilny, odzwierciedlony jest głównie w pozycjach kosztów o charakterze stałym, tj. kosztach osobowych, usług obcych oraz amortyzacji.

Istotną pozycję w przychodach segmentu od 2021 roku stanowią przychody z Rynku Mocy, mechanizmu wprowadzonego w celu zapobieżenia sytuacji niedoboru energii elektrycznej w KSE. Są one równoległymi przychodami do tych uzyskiwanych z rynku energii elektrycznej. Elektrownie segmentu Energetyki Konwencjonalnej, 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).

Aktywa

W segmencie Energetyka Konwencjonalna Grupy Kapitałowej PGE działa spółka PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. z siedzibą w Bełchatowie. W raportowanym okresie, czyli na dzień 31 grudnia 2021 roku, w skład spółki wchodziło 7 oddziałów, znajdujących się na terenie pięciu województw.

Były to 2 kopalnie węgla brunatnego (Bełchatów i Turów) oraz  5 elektrowni konwencjonalnych (Bełchatów, Turów, Opole, Rybnik, Zespół Elektrowni Dolna Odra). Grupa jest liderem w branży wydobywczej węgla brunatnego (jej udział rynkowy stanowi ponad 90% krajowego wydobycia), a także największym wytwórcą energii elektrycznej, z ok. 40% udziałem w krajowej produkcji energii elektrycznej.

Główne aktywa segmentu Energetyka Konwencjonalna

W skład segmentu Energetyka Konwencjonalna wchodzą: 2 kopalnie węgla brunatnego oraz 5 elektrowni konwencjonalnych. Produkcja oparta jest na węglu brunatnym, wydobywanym z własnych kopalni oraz na węglu kamiennym.

Dane dotyczące mocy zainstalowanej i produkcji w segmencie Energetyka Konwencjonalna

Główne typy paliwa Roczna produkcja energii

(TWh)

Roczna produkcja ciepła
(PJ)
Moc zainstalowana
(MWe)
Moc zainstalowana
(MWt)
2021 20201 2021 2020 2021 2021
Węgiel kamienny 20,17 16,69 1,69 2,39 5 696 251
Węgiel brunatny 37,12 29,72 2,82 2,66 7 156 593
Biomasa 0,13 0,33 0,62 0,36
Razem 57,42 46,74 5,13 5,41 12 852 844
1Dane 2020 roku zostały dostosowane do obecnie obowiązującego podziału produkcji na wskazane kategorie.

Wydobycie węgla brunatnego

W poniższej tabeli przedstawiono zasoby węgla brunatnego na koniec 2021 roku i wielkość wydobycia w 2021 roku.

Tabela: Zasoby węgla brunatnego na koniec 2021 roku oraz wielkość wydobycia w 2021 roku.

Złoże Zasoby – stan na koniec
2021 roku(mln Mg)
Wielkość wydobycia
w 2021 roku(mln Mg)
Bełchatów – Pole Bełchatów przemysłowe 14,07 2,78
Bełchatów – Pole Szczerców przemysłowe 552,10 35,60
Turów przemysłowe 270,81 8,80
Razem przemysłowe 836,98 47,18

Kluczowe wielkości finansowe

[mln PLN] 2021 2020
Przychody ze sprzedaży, w tym: 28 722 25 251
EBIT 1 998 -647
EBITDA 4 078 1 725
Nakłady inwestycyjne 1 759 2 372

Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu

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

  • Wyższy wolumen produkcji energii elektrycznej netto w PGE GiEK S.A. o 10,7 TWh ze względu na wyższe wykorzystanie jednostek wytwórczych przez PSE S.A. za sprawą wysokiego krajowego zapotrzebowania na energię oraz znacząco niższy import energii
  • Spadek cen sprzedaży energii elektrycznej ze względu na niższe ceny energii elektrycznej na rynku terminowym (kontraktacja 2021 roku odbywała się w głównej mierze w 2020 roku, gdzie obserwowaliśmy spadki cen ze względu na rozwijającą się pandemię).
  • Niższy wynik na optymalizacji portfela energii elektrycznej z powodu niższego wolumenu obrotu energią elektryczną o 20,2 TWh wobec wysokiego zapotrzebowania skutkującego dużym poziomem obciążenia jednostek wytwórczych, przy niższej marży zrealizowanej na obrocie energią elektryczną.
  • Rynek Mocy, mechanizm który nie występował w okresie porównywalnym.
  • Niższy wynik na sprzedaży uprawnień CO2, głównie jako efekt sprzedaży darmowych uprawnień przyznanych dla El. Opole i El. Rybnik w okresie porównywalnym.
  • Wyższe koszty zużycia paliw, przede wszystkim węgla kamiennego, na skutek wyższej produkcji na tym paliwie.
  • Wyższe koszty CO2 spowodowane wyższym wolumenem emisji CO2 o 10,0 mln t na skutek wyższej produkcji o 10,7 TWh oraz wyższym średnim kosztem CO2 o 15,6 PLN/t CO2.
  • Niższe koszty osobowe w związku z prowadzonym procesem optymalizacji zatrudnienia.

Nakłady inwestycyjne

Poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Energetyka Konwencjonalna w 2021 i 2020 roku.

mln PLN  20211  2020 Zmiana %
Inwestycje w moce produkcyjne, w tym: 1 678 2 114 -21%
  • Rozwojowe
588 796 -26%
  • Modernizacyjno-odtworzeniowe
1 090 1 318 -17%
Pozostałe 81 113 -28%
Razem 1 759 2 227 -21%
Aktywowane koszty usuwania nadkładu w kopalniach 0 145
Razem z aktywowanymi

kosztami usuwania nadkładu

1 759 2 372 -26%
1 W danych za 2021 rok nie zostały ujęte wartości nakładów inwestycyjnych dot. projektu budowy dwóch bloków gazowo-parowych w Elektrowni Dolna Odra oraz niskoemisyjnej jednostki w Elektrowni Rybnik, które wykazywane są w segmencie Pozostała Działalność.

Ciepłownictwo

Przedmiotem działalności segmentu Ciepłownictwo jest wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w źródłach konwencjonalnych oraz dystrybucja ciepła.

*Ujęcie zarządcze

Podobnie jak w przypadku segmentu Energetyka Konwencjonalna najważniejszym źródłem przychodów segmentu są przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, przy czym związane są one zwykle bezpośrednio z produkcją ciepła, zależną od zapotrzebowania, cechując się wysoką sezonowością i zależnością od temperatur zewnętrznych.

Przychody ze sprzedaży i dystrybucji ciepła mają charakter regulowany. Przedsiębiorstwa energetyczne samodzielnie ustalają taryfy i przedstawiają je Prezesowi URE do zatwierdzenia. Produkcja ciepła w Grupie PGE odbywa się w jednostkach kogeneracyjnych, których taryfy na ciepło kalkulowane są z wykorzystaniem metody uproszczonej (w odróżnieniu od taryfowania na bazie pełnej struktury kosztów) w oparciu o tzw. ceny referencyjne, przede wszystkim oparte o średnie ceny sprzedaży wytwarzania ciepła z jednostek o określonym paliwie, nie będących jednostkami kogeneracji. Publikowane są one co roku przez Prezesa URE.

 

W związku z tym, że przychody ze sprzedaży ciepła dla elektrociepłowni są taryfowane w ramach tzw. metody uproszczonej, cechuje je względne opóźnienie w przenoszeniu kosztów (roczne lub dwuletnie). Bazują one bowiem na dynamice r/r średnich kosztów (uwzględniającej wykorzystywane paliwa) ponoszonych przez jednostki niebędące jednostkami kogeneracji za rok poprzedzający moment ustalania taryfy.

W przypadku taryf na dystrybucję ciepła wykorzystywana jest metoda kosztowa, która pozwala pokryć koszty uzasadnione (głównie koszty strat ciepła oraz podatek od nieruchomości) oraz zwrot z zainwestowanego kapitału, zgodnie z wytycznymi Prezesa URE.

Produkcja ciepła i energii elektrycznej bezpośrednio związana jest z kluczowymi kosztami zmiennymi segmentu – kosztem zużycia paliw produkcyjnych (przede wszystkim węgiel kamienny i gaz ziemny) oraz kosztem opłat za emisję CO2.

Wytwarzanie energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji jest dodatkowo wynagradzane. Do 2018 roku elektrociepłownie uzyskiwały przychody z tyt. sprzedaży świadectw pochodzenia energii w postaci certyfikatów kogeneracyjnych (żółtych i czerwonych). Od 2019 roku, wraz ze zmianą modelu wsparcia, uzyskują wsparcie na poziomie pokrywającym zwiększone koszty operacyjne produkcji, dla dużych jednostek wyznaczane są w trybie indywidualnym. Mechanizm wsparcia w postaci certyfikatów funkcjonuje nadal dla źródeł wytwórczych opalanych biomasą.

Aktywa

W ramach segmentu Ciepłownictwo w Grupie Kapitałowej PGE połączone zostały elektrociepłownie wydzielone z aktywów EDF przejętych 14 listopada 2017 roku oraz elektrociepłownie wydzielone z PGE GiEK S.A. W skład segmentu od 2 stycznia 2019 roku wchodzą spółki: PGE EC S.A., KOGENERACJA S.A., Elektrociepłownia Zielona Góra S.A., PGE Toruń S.A., PGE Gaz Toruń sp. z o.o., PEC Zgierz sp. z o.o. oraz MEGAZEC sp. z o.o. Dodatkowo od 1 lipca 2021 roku EC Szczecin, EC Pomorzany oraz sieć ciepłownicza w Gryfinie, ujmowane do 30 czerwca 2021 roku w ramach segmentu Energetyka Konwencjonalna, zostały włączone w struktury segmentu Ciepłownictwo.

Segment Ciepłownictwo jest największym wytwórcą ciepła w kraju z ponad 20 procentowym udziałem w rynku. Produkcja oparta jest głównie na węglu kamiennym i gazie.

Dane dotyczące mocy zainstalowanej i produkcji w segmencie Ciepłownictwo

Główne typy paliwa Roczna produkcja energii (TWh) Roczna produkcja ciepła
(PJ)
Moc zainstalowana
(MWe)
Moc zainstalowana
(MWt)
2021 2020 2021 2020 2021 2021
Węgiel kamienny 4,17 3,51 39,47 33,82 1 580 5 003
Węgiel brunatny 0,08 0,08 0,46 0,45 44 69
Gaz ziemny 4,22 5,05 9,99 9,66 891 1 286
Biomasa 0,26 0,05 1,34 0,48 83 176
Inne 0,04 0,04 0,38 0,29 9 300
RAZEM 8,76 8,42 51,64 44,70 2 608 6 842

Kluczowe wielkości finansowe

[mln PLN] 2021 2020
Przychody ze sprzedaży, w tym: 6 239 4 899
EBIT 104 304
EBITDA 805 947
Nakłady inwestycyjne 610 671

Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu

Kluczowymi czynnikami wpływającymi na wynik EBITDA segmentu Ciepłownictwo r/r były:

 

  • Wyższy wolumen produkcji ciepła netto w 2021 roku r/r, co jest efektem niższych temperatur zewnętrznych w porównaniu do  2020 roku. Średnie temperatury były niższe o 1,8oC r/r, co przełożyło się na wyższą o 6,9 PJ produkcję ciepła.
  • Wzrost cen sprzedaży ciepła, co jest wynikiem wzrostu taryf na ciepło dla elektrociepłowni, jako pochodnych opublikowania przez URE cen referencyjnych na wytwarzanie ciepła w jednostkach niebędących jednostkami kogeneracji.
  • Niższy wolumen produkcji energii elektrycznej netto w segmencie jako efekt niższej produkcji e.e. z gazu, ze względu na istotnie wyższe ceny gazu na rynku hurtowym.
  • Spadek cen sprzedaży energii elektrycznej ze względu na niższe notowania kontraktów terminowych z dostawą w 2021 roku w porównaniu do kontraktów z dostawą w 2020 roku.
  • Rynek Mocy, mechanizm, który nie występował w okresie porównywalnym.
  • Wyższe koszty zużycia paliw, które spowodowane są wyższym wolumenem zużycia węgla kamiennego oraz wyższą ceną gazu.
  • Wyższe koszty CO2, które są głównie skutkiem wyższej ceny uprawnień do emisji CO2 oraz przyznaniem niższej puli darmowych uprawnień.
  • Niższy poziom kosztów osobowych to głównie efekt spadku zatrudnienia r/r.

Nakłady inwestycyjne

Poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Ciepłownictwo w 2021 i 2020 roku

mln PLN 2021 2020 Zmiana %
Inwestycje w moce produkcyjne, w tym: 552 616 -10%
  • Rozwojowe
289 253 14%
  • Modernizacyjno-odtworzeniowe
263 363 -28%
Pozostałe 58 55 5%
Razem 610 671 -9%

Energetyka odnawialna

Przedmiotem działalności segmentu jest wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach odnawialnych oraz w elektrowniach szczytowo-pompowych.

*Ujęcie zarządcze.

Segment Energetyka Odnawialna oparty jest przede wszystkim o przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, przy czym, w odróżnieniu od produkcji w elektrowniach systemowych segmentu Energetyka Konwencjonalna, przychody te uzależnione są w większym stopniu od zmienności warunków atmosferycznych i ceny na rynku spot ze względu na przyjęty model sprzedaży energii ze źródeł odnawialnych. Dodatkowo część jednostek wytwórczych otrzymuje przychody z tytułu sprzedaży świadectw pochodzenia energii (zielonych certyfikatów) uzyskiwanych za wyprodukowaną energię odnawialną.

Istotną pozycję w przychodach segmentu od 2021 roku stanowią przychody z Rynku Mocy, mechanizmu wprowadzonego w celu zapobieżenia sytuacji niedoboru energii elektrycznej w KSE. Wybrane elektrownie segmentu Energetyki Odnawialnej, 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).

Po stronie kosztowej najważniejsze pozycje stanowią: amortyzacja aktywów segmentu, zużycie energii na potrzeby pompowania wody w elektrowniach szczytowo-pompowych oraz usługi obce, głównie usługi remontowe. Istotną pozycję kosztową działalności w ramach segmentu stanowią również podatek od nieruchomości oraz wynagrodzenia pracowników.

Aktywa

W ramach Grupy Kapitałowej PGE działalnością operacyjną w zakresie energetyki odnawialnej zarządza spółka PGE Energia Odnawialna S.A. W skład segmentu wchodzi również PGE Baltica, odpowiadająca za wszelkie działania związane z energetyką morską.

Na aktywa segmentu składa się:

  • 17 farm wiatrowych,
  • 5 elektrowni fotowoltaicznych,
  • 29 elektrowni wodnych przepływowych,

4 elektrownie wodne szczytowo-pompowe, w tym 2 z dopływem naturalnym.

Dane dotyczące mocy zainstalowanej i produkcji w elektrowniach segmentu Energetyka Odnawialna

Rodzaje Elektrowni Roczna produkcja energii (GWh) Moc zainstalowana (MWe)
2021 2020 2021
Elektrownie wodne przepływowe 290,32 261,14 95,76
Elektrownie wodne szczytowo-pompowe 674,82 748,30 1 256,00
Elektrownie wodne szczytowo-pompowe z dopływem naturalnym1 171,67 161,32 286,64
Elektrownie wiatrowe 1 448,27 1 489,07 688,16
Elektrownie fotowoltaiczne 4,67 1,04 4,70
1W tym produkcja z cyklu szczytowo-pompowego 16,2 GWh oraz produkcja z dopływu naturalnego 155,4 GWh. Łączna produkcja z cyklu szczytowo-pompowego w 2021 roku wyniosła 691,0 GWh, a produkcja z wody wyniosła łącznie 445,7 GWh

Kluczowe wielkości finansowe

[mln PLN] 2021 2020
Przychody ze sprzedaży, w tym: 1 672 1 091
EBIT 686 405
EBITDA 1 016 597
Nakłady inwestycyjne 189 715

Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu

Kluczowymi czynnikami wpływającymi na wyniki segmentu Energetyka Odnawialna r/r były:

  • Wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, który wynika z: wyższej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej o 210 PLN/MWh r/r, co przełożyło się na wzrost przychodów o ok. 567 mln PLN; niższego wolumenu sprzedaży o 138 GWh, co wpłynęło na pomniejszenie przychodów o ok. 29 mln PLN.
  • Niższe przychody ze sprzedaży praw majątkowych, wynikają głównie z niższego wolumenu produkcji w związku z zakończeniem wsparcia z końcem września 2020 roku dla 12 małych elektrowni wodnych.
  • Niższe przychody ze sprzedaży regulacyjnych usług systemowych, wynikające głównie ze zmiany umowy na świadczenie usług i wycofania w 2021 roku między innymi usługi RIG.
  • Rynek Mocy, mechanizm, który nie występował w okresie porównywalnym.

Dystrybucja

W roku 2021 przyłączyliśmy do sieci PGE Dystrybucja blisko 1 GW mocy pochodzącej z OZE podwajając liczbę naszych prosumentów. Dalszy, tak dynamiczny rozwój zielonej energii wymaga bezwzględnej modernizacji sieci przesyłowej, na którą Spółka zabezpieczyła ogromne środki finansowe na najbliższe lata– dodaje

Jarosław Kwasek prezes zarządu PGE Dystrybucja

Jesteśmy drugim pod względem liczby klientów dystrybutorem energii z ok. 25 proc. udziałem w polskim rynku dystrybucji energii. Nasz obszar dystrybucyjny obejmuje niemal 40 proc. powierzchni Polski. Przy wykorzystaniu ponad 290 tys. km sieci energetycznych dostarczamy energię elektryczną do ponad 5,5 mln klientów.

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

* W ujęciu zarządczym.

Przychody segmentu oparte są o taryfy dla usług dystrybucji energii elektrycznej, zatwierdzane co roku przez Prezesa URE na wniosek spółki i mają charakter regulowany.

Taryfa zapewnia przeniesienie w niej kosztów związanych z bieżącą działalnością operatora systemu dystrybucyjnego. Są to zarówno uzasadnione koszty operacyjne, amortyzacja, jak również koszty związane z koniecznością pokrycia strat bilansowych przy dystrybucji energii elektrycznej, czy zakupu usług przesyłowych od Operatora Systemu Przesyłowego. Równocześnie taryfa uwzględnia koszty przenoszone w opłacie, takie jak opłata OZE, opłata przejściowa, opłata kogeneracyjna oraz od 2021 roku opłata mocowa.

Kluczowym elementem kształtującym wynik segmentu dystrybucji jest wynagrodzenie z tyt. zwrotu z zainwestowanego przez spółkę kapitału. Oparty jest on o tzw. wartość regulacyjną aktywów (WRA), tworzoną w oparciu o realizowane inwestycje oraz uwzględnienie amortyzacji majątku. WRA jest podstawą do obliczenia zwrotu kapitału, przy wykorzystaniu średnioważonego kosztu kapitału, który jest publikowany przez Prezesa URE zgodnie z ustaloną formułą i przy uwzględnieniu, jako stopy wolnej od ryzyka, średniej rentowności 10-letnich obligacji Skarbu Państwa o najdłuższym terminie wykupu w okresie 36 miesięcy poprzedzających złożony wniosek taryfowy, notowanych na Rynku Treasury BondSpot. Ponadto wysokość zwrotu z kapitału uzależniona jest od wykonania indywidualnych celów jakościowych wyznaczonych przez Prezesa URE dla wskaźników efektywności obejmujących: czas trwania przerw, częstość przerw, czas realizacji przyłączenia oraz (jeszcze nie uwzględniany) czas przekazywania danych pomiarowo-rozliczeniowych.

Kluczowe wielkości finansowe

[mln PLN] 2021 2020
Przychody ze sprzedaży, w tym: 6 492 6 396
EBIT 1 559 1 093
EBITDA 2 779 2 306
Nakłady inwestycyjne 1 354 1 680

Wolumeny, klienci i dane operacyjne

PGE Dystrybucja S.A. działa na obszarze 129 829 km2 i dostarcza energię elektryczną do ponad 5,5 mln klientów.

Wolumen dystrybuowanej energii elektrycznej i liczba klientów w latach 2021 i 2020.

Taryfy Wolumen (TWh) Liczba klientów

wg punktów poboru

(szt.)
2021 2020 2021 2020
Grupa taryfowa A 5,40 5,16 118 111
Grupa taryfowa B 14,96 13,99 13 029 12 504
Grupa taryfowa C+R 6,84 6,50 488 553 486 272
Grupa taryfowa G 10,54 10,02 5 089 033 5 030 101
Razem 37,74 35,67 5 590 733 5 528 988

 

Kluczowe dane operacyjne.

Dane operacyjne Jedn. 2021 2020 2019 2018 2017
Liczba stacji, w tym: szt. 95 987 95 603 95 014 94 203 93 488
Liczba stacji transformatorowych szt. 95 455 94 955 94 326 93 684 93 031
Moc stacji MVA 32 956 32 663 32 347 31 696 31 096
Długość linii ogółem km 297 029 295 613 293 825 291 002 287 992
Linie wysokiego napięcia km 10 383 10 336 10 317 10 284 10 281
Linie średniego napięcia km 115 049 114 539 113 856 112 418 111 568
Linie niskiego napięcia km 171 597 170 738 169 652 168 300 166 143
Wskaźnik strat sieciowych % 4,7 5,2 4,8 5,1 5,4
Wskaźnik SAIDI, w tym: min 368 251 261 299 557
Planowane min 33 40 58 87 95
Nieplanowane z katastrofalnymi min 334 211 203 212 462
Wskaźnik SAIFI, w tym: szt./odb. 4,28 3,67 3,88 3,92 5,48
Planowane szt./odb. 0,19 0,24 0,31 0,47 0,48
Nieplanowane z katastrofalnymi szt./odb. 4,09 3,43 3,57 3,45 5,00
Czas przyłączenia dni 267 206 199 211 215

Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu

Kluczowymi czynnikami wpływającymi na wyniki segmentu Dystrybucja r/r były:

  • Wzrost wolumenu dystrybuowanej energii elektrycznej o 2,1 TWh, wynikający głównie ze wzrostu zapotrzebowania.
  • Spadek stawek w Taryfie 2021 o 9,6 PLN/MWh w porównaniu do taryfy obowiązującej w ubiegłym roku, który przełożył się na obniżenie przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych.
  • Niższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej głównie spowodowane spadkiem średniej stawki zakupu energii na pokrycie różnicy.
  • Wzrost kosztów podatku od nieruchomości w związku ze wzrostem: wartości majątku sieciowego wwyniku realizacji inwestycji oraz stawek podatkowych dotyczących gruntów i budynków.
  • Spadek kosztów osobowych w związku z prowadzonym procesem optymalizacji kosztowej.

Nakłady inwestycyjne

Poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Dystrybucja w 2021 i 2020 roku

mln PLN 2021 20201 Zmiana %
Inwestycje rozwojowe 665 791 -16%
Inwestycje Modernizacyjno-odtworzeniowe 692 874 -21%
Pozostałe 1 15 -93%
Razem 1 358 1 680 -19%
1Dane 2020 roku zostały dostosowane do obecnie obowiązującego podziału nakładów inwestycyjnych na wskazane kategorie.

Obrót

Segment Obrót obejmuje działalność prowadzoną w Grupie PGE na rynku hurtowym energii oraz na rynku detalicznym.

Działalność prowadzona w ramach rynku hurtowego dotyczy przede wszystkim realizacji transakcji obrotu energią elektryczną w imieniu i na rzecz segmentów Energetyka Konwencjonalna, Ciepłownictwo oraz Energetyka Odnawialna.

* Dane dotyczą spółki PGE Obrót S.A.

W ramach działalności na rynku detalicznym główne źródło przychodów segmentu to sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Jest to sprzedaż do odbiorców biznesowych i instytucjonalnych, stanowiąca większość sprzedawanego wolumenu, oraz do odbiorców indywidualnych.

Sprzedawanej energii elektrycznej przyporządkowane są koszty zakupu energii elektrycznej na rynku hurtowym oraz koszty umorzenia praw majątkowych, w ramach systemu wsparcia dla źródeł odnawialnych i efektywności energetycznej.

Segment Obrót ponosi również koszty związane z działalnością centrum korporacyjnego Grupy.

Kluczowe wielkości finansowe

[mln PLN] 2021 2020
Przychody ze sprzedaży, w tym: 38 223 29 017
EBIT 794 609
EBITDA 827 644
Nakłady inwestycyjne 8 15

Wolumeny, klienci i dane operacyjne

Wolumen sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców finalnych i liczba klientów 2020 i 2019 roku

Taryfy Wolumen (TWh)1 Liczba klientów według
punktów poboru (szt.)1
2021 2020 2021 2020
Grupa taryfowa A 7,29 9,35 139 142
Grupa taryfowa B 13,68 14,79 11 877 12 575
Grupa taryfowa C+R 6,31 6,75 421 164 446 253
Grupa taryfowa G 10,04 9,75 5 021 702 4 954 863
Razem 37,32 40,64 5 454 882 5 413 833
1 Dane dotyczą spółki PGE Obrót S.A.

Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu

Kluczowymi czynnikami wpływającymi na wynik EBITDA segmentu Obrót r/r były:

  • Wyższy wynik na energii elektrycznej jest efektem zaniżonej bazy na sprzedaży produktów taryfowych w roku ubiegłym – ze względu na taryfy dla gospodarstw domowych na poziomie niepokrywającym rzeczywistych kosztów zakupu energii elektrycznej. Niska baza roku ubiegłego to również efekt zmniejszonego zapotrzebowania w związku z COVID-19, co skutkowało odsprzedażą części wolumenu na rynku SPOT poniżej cen zakupu w transakcjach terminowych.
  • Wzrost przychodów z usług świadczonych wewnątrz GK PGE wynikający głównie ze wzrostu przychodów z tytułu umowy o Zarządzanie Handlowe Zdolnościami Wytwórczymi, co jest konsekwencją wyższej wartości obrotu energią elektryczną objętej zarządzaniem.
  • Niższy wynik na sprzedaży gazu w efekcie wyższych kosztów bilansowania portfela w związku ze znaczącym wzrostem cen na rynku hurtowym.
  • Wyższe koszty osobowe w efekcie zmian organizacyjnych i w związku z prowadzonym procesem zmiany wynagrodzeń.
  • Negatywny wpływ salda rezerw na umowy rodzące obciążenia oraz na potencjalne roszczenia od kontrahentów, będący rezultatem rozwiązania w 2020 roku rezerwy na umowy rodzące obciążenia, która dotyczyła głównie braku pokrycia części kosztów uzasadnionych prowadzenia działalności zatwierdzonej przez Prezesa URE taryfie dla gospodarstw domowych. Z kolei w 2021 roku utworzono rezerwę na potencjalne roszczenia od kontrahentów w związku z wypowiedzeniem niekorzystnych umów na dostawę energii elektrycznej oraz gazu ziemnego.

Gospodarka Obiegu Zamkniętego

Od początku 2021 roku w strukturach Grupy PGE funkcjonuje nowy segment operacyjny Gospodarka Obiegu Zamkniętego (GOZ). W skład segmentu wchodzą spółki: PGE Ekoserwis S.A., EPORE S.A., ZOWER sp. z o.o. Gospodarowanie ubocznymi produktami spalania w Grupie PGE, prowadzi do wykorzystywania odpadów jako pełnowartościowych substancji zagospodarowanych w innych gałęziach gospodarki (przemysł cementowy, budownictwo, drogownictwo, górnictwo), a w konsekwencji do ograniczenia ilości wytwarzanych odpadów końcowych.

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.

W segmencie GOZ najważniejszym źródłem przychodów segmentu są przychody z gospodarczego wykorzystania UPS, obejmujące przychody ze sprzedaży UPS w stanie nieprzetworzonym, przychody ze sprzedaży produktów wytworzonych na bazie UPS w ramach własnych procesów produkcyjnych oraz sprzedaż usług związanych z zagospodarowaniem UPS. Poziom osiąganych przychodów jest uzależniony od wielu czynników, w tym od możliwości handlowych sprzedaży UPS w stanie przetworzonym i nieprzetworzonym, sezonowości branż nabywających UPS, sezonowości pracy dostawców UPS (elektrownie, elektrociepłownie), wielkości odebranego wolumenu, wydajności infrastruktury produkcyjnej, możliwości składowania UPS jako zapasów materiałowych przeznaczonych do produkcji oraz panujących warunków rynkowych.

Strategia i działania segmentu Gospodarki Obiegu Zamkniętego są odpowiedzią na wyzwania polskiej gospodarki zarówno w perspektywie długoterminowej, jak i w najbliższych latach jako istotny element w procesie transformacji. Poprzez tworzenie Centrum Badań i Rozwoju w Bełchatowie i kolejne inwestycje widzimy duży potencjał do dalszego rozwoju w kierunku zbudowania znaczącego podmiotu na poziomie krajowym i europejskim. Już teraz zagospodarowujemy miliony ton odpadów i produktów ubocznych, przetwarzając je na pełnowartościowe produkty dedykowane do tak kluczowych kierunków rynkowych jak np.: budownictwo, inwestycje infrastrukturalne, rolnictwo i rekultywacje.

Lech Sekyra prezes zarządu PGE Ekoserwis

Kluczowe wielkości finansowe

[mln PLN] 2021 2020
Przychody ze sprzedaży, w tym: 311
EBIT 36
EBITDA 45
Nakłady inwestycyjne 9

 

Kluczowe czynniki wpływające na wynik EBITDA segmentu GOZ:

  • Przychody ze sprzedaży ubocznych produktów spalania: popiołu, żużlu i gipsu, uzyskiwanych wprocesie spalania węgla kamiennego i brunatnego.
  • Przychody ze sprzedaży usług, wynikające z usług w zakresie obsługi składowisk węglowych oraz wynajmu urządzeń ciężkich, głównie dla spółek z GK PGE.
  • Koszty osobowe niezbędne do realizacji zadań segmentu.
  • Koszty usług obcych, wynikające głównie z usług transportu odpadów z jednostek produkcyjnych.
  • Pozostałe, w tym koszty zużycia materiałów oraz energii.
Wróć na górę strony

Wyniki wyszukiwania