Perspektywy / Otoczenie

Perspektywy

Perspektywa krótkoterminowa (stan perspektywy na 25.05.2022 r.)

EBITDA powtarzalna: perspektywa na 2022 rok

	Perspektywa 2022 vs 2021	Główne czynniki
Energetyka Konwencjonalna		Średnioroczna cena hurtowa energii na poziomie ~510-520 PLN/MWh Średnioroczny koszt CO₂ na poziomie 300-310 PLN/t Brak stabilności rynkowej ryzykiem poziomu marży na pozycji otwartej Spodziewany wyższy średni koszt węgla kamiennego, pomimo względnie stabilnego poziomu cen dla wolumenu objętego umowami długoterminowymi Presja na wolumeny produkcyjne – nowe moce OZE, oczekiwana wyższa generacja źródeł wiatrowych
Ciepłownictwo		Dwukrotny wzrost kosztów uprawnień do emisji CO₂ Średnia cena gazu ziemnego ok. 150-200 procent wyższa Wzrost taryf ciepłowniczych i przychodów z tytułu wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji w znacznym stopniu nie pokrywa wzrostu cen CO₂ oraz kosztów paliw
Energetyka Odnawialna		Spodziewane wyższe ceny energii elektrycznej na rynku SPOT Spodziewane średnioroczne wyższe ceny zielonych certyfikatów Nowe moce fotowoltaiczne
Obrót		Presja na wygenerowane marże w efekcie znacznego wzrostu kosztów energii elektrycznej Wyższe przychody z tytułu zarządzania handlowego
Dystrybucja		Wartość regulacyjna aktywów (WRA) wyższa o ~0,7 mld PLN: ~19,6 mld PLN Nieco wyższy oczekiwany efektywny średnioważony koszt kapitału (WACC) 5,8% (przed opodatkowaniem) w wyniku możliwości uzyskania premii za reinwestowanie

Nakłady inwestycyjne: perspektywa na 2022 rok

	Perspektywa 2022 vs 2021	Główne czynniki
Energetyka Konwencjonalna		Wraz z końcem programu dostosowań do BAT ograniczenie poziomu do nakładów utrzymaniowych
Źródła niskoemisyjne		Rosnące nakłady na budowę mocy gazowych w El. Dolna Odra wraz z postępami inwestycji
Ciepłownictwo		Wzrost nakładów związany z budową nowych niskoemisyjnych bloków gazowych, w tym m.in. Nowa EC Czechnica, EC Bydgoszcz, EC Zgierz, EC Kielce
Energetyka Odnawialna		Przyrost nakładów na realizację budowy morskich farm wiatrowych Rosnące nakłady w ramach programu rozwoju mocy fotowoltaicznych Niezależnie od rosnących nakładów na rozwój organiczny możliwe akwizycje
Obrót		Realizacja bieżących projektów rozwojowych i utrzymaniowych
Dystrybucja		Rosnące nakłady na przyłączanie nowych źródeł Realizacja programu kablowania sieci oraz instalacji inteligentnych liczników

Poniższe tabele prezentują aspekty wpływające na rozwój działalności Grupy PGE w perspektywie średnioterminowej

	GŁÓWNE KIERUNKI ZMIAN	POTENCJALNY WPŁYW NA GK PGE
Otoczenie makroEkon. – świat	W 2021 roku dynamika PKB Strefy Euro zanotowała silny wzrost na poziomie 5,2%. Ożywienie jest następstwem odbudowy gospodarek po głębokiej recesji w 2020 roku (spadek PKB -6,4%) wywołanej globalną pandemią COVID-19. Na lata 2022 i 2023 prognozy KE zakładają kontynuację gospodarczej ekspansji na poziomie odpowiednio 4,3% i 2,4%. Potencjalne efekty w związku z wojną w Ukrainie oraz jej następstwami Silne odbicie gospodarcze wraz z ograniczeniami podażowymi oraz rosnącymi cenami paliw i energii przyczyniło się do wzrostów inflacji do poziomów nienotowanych od blisko 30 lat. Na koniec 2021 roku roczny wskaźnik cen CPI (inflacja konsumencka) wzrósł w Strefie Euro do 5%. Podobna presja inflacyjna była widoczna w innych gospodarkach światowych takich jak: USA (roczna inflacja na koniec 2021 roku 7%) i UK (5,4%). W związku z przekroczeniem celów inflacyjnych banki centralne rozpoczęły zacieśnianie polityki monetarnej poprzez ograniczenie programów skupu aktywów (FED i ECB) oraz podwyżki stóp procentowych, szczególnie widoczne w krajach naszego regionu (Czechy i Węgry). Produkcja przemysłowa w Strefie Euro po silnym odbiciu w II kwartale 2021 roku wynikającym z niskiej bazy w 2020 roku spadła w listopadzie 2021 roku o 1,5% r/r. Spadek wynikał głównie z zakłóceń łańcucha dostaw w czasie pandemii COVID-19 szczególnie widocznych w przemyśle samochodowym. W lutym 2022 roku wskaźniki trendów gospodarczych PMI dla przemysłu były na poziomie 58,2 oraz usług 55,5, co wskazywało na kontynuację ożywienia w najbliższym okresie Główne ryzyka dla wzrostu gospodarczego stanowią rozwój sytuacji pandemicznej, zaostrzanie polityki monetarnej oraz ograniczenia podażowe. Wzrost gospodarczy w UE w najbliższych latach będzie wspierany pakietem odbudowy po kryzysie wywołanym pandemią o wartości 750 mld EUR. Planowane zaostrzenie polityki klimatycznej UE (cel redukcji emisji CO₂ na poziomie 55% w 2030 roku), w tym spodziewane kolejne instrumenty przyspieszające dekarbonizację gospodarki będą oddziaływać na poziomy oraz relacje cenowe nośników energii.	Wzrost PKB i produkcji przemysłowej w Strefie Euro powinien wspierać również poziom aktywności gospodarczej w Polsce. Pozwala to zakładać wzrost zapotrzebowania na energię w Krajowym Systemie Energetycznym (KSE), przy czym dynamika tego wzrostu będzie uzależniona zarówno od czynników krajowych jak i sytuacji na rynkach zagranicznych, ze szczególnym uwzględnieniem poziomu wymiany międzynarodowej. Istotna część funduszy w ramach planu odbudowy ma zostać skierowana na działania mające na celu dekarbonizację gospodarki, co w połączeniu z zaostrzeniem polityki klimatycznej (wzrost cen uprawnień do emisji CO₂, wzrost udziału OZE, przyjęcie taksonomii oraz prace nad pakietem Fit – for-55) nie poprawi perspektyw wytwarzania energii z węgla. Działania te w długim terminie spowodują dalszy spadek popytu i presję na ceny, których poziom będzie determinowany sytuacją na rynkach światowych, co w okresach krótkoterminowej nierównowagi może powodować podwyższoną zmienność na rynku. Szeroka dostępność środków finansowych nakierowanych na dekarbonizację ułatwić może natomiast realizację inwestycji zorientowanych na transformację Grupy PGE.
Otoczenie makroekon.– Polska	Dynamika realnego PKB Polski w 2021 roku wyniosła wg danych szacunkowych GUS +5,7% w wyniku odreagowania po pandemicznym spadku w 2020 roku (-2,5%). Głównym czynnikiem wpływającym na wysoką dynamikę PKB był popyt krajowy (+7,6%), w tym spożycie w sektorze gospodarstw domowych (+3,4%). Mniejszy natomiast był wpływ popytu inwestycyjnego, który wyniósł +1,3%. W poszczególnych sektorach gospodarki najsilniejsze ożywienie miało miejsce w przemyśle, gdzie wartość dodana brutto wzrosła o +14,1% oraz handlu o +5,9%. Budownictwo zanotowało wzrost o +1,2%. Wskaźnik PMI dla przemysłu od lipca 2020 roku utrzymuje się powyżej 50 pkt., co wskazuje na wzrost aktywności gospodarczej w tym sektorze, jednak odczyty za styczeń 2022 roku na poziomie 54,5 pkt. są nieco słabsze od danych z grudnia 2021 roku. W związku z nasileniem presji cenowej o przyczynach zarówno podażowych i popytowych (w tym wzroście cen paliw i nośników energii) w 2021 roku silnie wzrosły wskaźniki inflacji osiągając średniorocznie 5,1% oraz r/r 8,6% w grudniu 2021 roku dla inflacji konsumenckiej. Inflacja bazowa, po wyłączeniu cen żywności i energii, wyniosła 4,1%. Według ankiet NBP ze stycznia 2022 roku średnioroczna inflacja CPI może rosnąć jeszcze silniej w roku 2022, do 7,4% i obniżyć się do 4,4% w 2023 roku. Ze względu na wprowadzone przez rząd tarcze antyinflacyjne prognozom towarzyszy podwyższony poziom niepewności. Silna presja inflacyjna spowodowała działania NBP w postaci podwyżek stóp procentowych. Stopa referencyjna wzrosła z 0,1% na koniec 2020 roku do 3,5% obecnie. Jednocześnie nastąpił wzrost rentowności instrumentów dłużnych. Wg komunikacji NBP możliwe są kolejne podwyżki stóp procentowych by sprowadzić inflację do celu inflacyjnego na poziomie 2,5% z dopuszczalnym odchyleniem 1 p.p. Prognozy KE i NBP zakładają w najbliższych latach kontynuację przyśpieszonego wzrostu PKB na poziomie 4,9% w 2022 roku i 4,4%-4,9% w 2023 roku. Tempo wzrostu gospodarczego zależeć będzie od intensywności pandemii, wpływu podwyżek stóp procentowych, wzrostu gospodarek europejskich oraz od możliwości zwiększenia stopy inwestycji	Wzrost gospodarczy w krótkim i średnim terminie może przekładać się na zwiększenie zapotrzebowania na energię elektryczną. Jednak duża presja na wzrost kosztów energii elektrycznej (koszty CO₂ i paliw, opłaty dystrybucyjne, systemy wsparcia), zwiększanie efektywności energetycznej oraz rozwój źródeł OZE w dłuższej perspektywie będzie oddziaływać negatywnie na zapotrzebowanie na energię z konwencjonalnych źródeł wytwórczych. W dłuższej perspektywie potencjalny niższy poziom zapotrzebowania na energię ze źródeł konwencjonalnych oraz zmiany miksu energetycznego mogą przełożyć się na niższą cenę e.e. na rynku hurtowym, a zwłaszcza negatywnie wpłyną na ekonomikę wytwarzania energii z węgla. Nie wyklucza to krótkoterminowych wzrostów cen w przypadku obniżenia stanu rezerw dyspozycyjnych jednostek wytwórczych. Wzrost stóp procentowych i rentowności instrumentów dłużnych będzie wpływał na wzrost kosztów finansowania dłużnego programu inwestycyjnego. Nie oczekuje się zmian ratingów kredytowych Grupy PGE w walucie krajowej i walutach obcych (Moody’s – Baa1 oraz Fitch – BBB+), co powinno pozostać neutralne dla dostępności finansowania. Dodatkowo 18 stycznia 2022 roku Zarząd PGE podjął uchwałę w sprawie rozpoczęcia procesu dokapitalizowania spółki w związku z planowanymi projektami inwestycyjnymi w obszarze energii odnawialnej, dekarbonizacji i dystrybucji, co może zmniejszyć zapotrzebowanie na kapitał dłużny. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki, które odbyło się 7 marca 2022 roku nie podjęło zaproponowanej uchwały ze względu na ogłoszoną przerwę w obradach do 6 kwietnia 2022 roku. Decyzje została podjęta podczas kontynuacji Walnego Zgromadzenia. Wzrost wskaźników cen robót budowlano-montażowych i materiałów oraz presja kosztowa w segmencie budownictwa specjalistycznego mogą skutkować wyższymi nakładami na realizację zaplanowanego programu inwestycyjnego oraz wyższymi kosztami usług obcych. Dodatkowo strukturalny niedobór wykwalifikowanych pracowników w sektorze budownictwa może spowodować opóźnienia w realizacji zadań inwestycyjnych i remontowych.
Trendy na rynkach energii elektr. i paliw	Wzrost do rekordowych poziomów krajowego zużycia energii elektrycznej w Polsce w 2021 roku (+5,4%) oraz produkcji (+14%) powyżej wartości sprzed pandemii. Znaczny spadek importu netto z 13,2 TWh w roku 2020 do 0,8 TWh w roku 2021 ze względu na wzrost cen energii i zużycia na europejskich rynkach. Ograniczenia podażowe na rynkach europejskich w źródłach odnawialnych. Planowane zamknięcie elektrowni jądrowych w Niemczech o mocy 4 GW w 2021 roku oraz kolejnych 4 GW do końca 2022 roku. Gwałtowny wzrost cen nośników energii na rynkach światowych w drugiej połowie 2021 roku wywołany silnym ożywieniem gospodarczym (wzrost zużycia energii oraz paliw), słabszą wietrznością oraz napięciami geopolitycznymi. Wzrost cen gazu ziemnego notowanego na rynku SPOT TGE z 96 PLN/MWh w I kwartale 2021 roku do 450 PLN/MWh w IV kwartale 2021 roku. Wzrost cen węgla w portach ARA w tym okresie z ok. 10 PLN/GJ do ponad 25 PLN/GJ. Na polskim rynku stabilny koszt podstawowego paliwa dla elektrowni – węgla kamiennego – wyniósł ok. 11,5 PLN/GJ. Wzrost cen CO₂ – ze średnio ok. 37 EUR/tonę w I kwartale 2021 roku do średnio ok. 67 EUR/tonę w IV kwartale 2021 roku, osiągając poziom ok. 90 EUR/tonę. Rosnące ceny energii w Polsce ze względu na wzrost kosztów CO₂ oraz cen energii na europejskich rynkach. Wzrost cen kontraktów rocznych BASE na TGE do średnio 830 PLN/MWh w grudniu 2021 roku z ok. 275 PLN/MWh średnio w I kwartale 2021 roku. Spodziewany systematyczny wzrost zapotrzebowania na gaz ziemny w Polsce i regionie, w perspektywie nowych inwestycji w bloki opalane tym paliwem, jednostki wysokosprawnej kogeneracji oraz stopniowej zmiany miksu paliwowego w Niemczech. Rozwój możliwości dostaw gazu ziemnego do Polski (rozbudowa terminala LNG, projekt Baltic Pipe, projekty infrastrukturalne eksporterów LNG). Rozpoczęcie przez Ministerstwo Aktywów Państwowych projektu transformacji sektora elektroenergetycznego w Polsce i wydzielenia wytwórczych aktywów węglowych ze spółek z udziałem Skarbu Państwa. Zmiany w modelu rynku energii: Wdrożenie mechanizmu rynku mocy oraz aukcji na odnawialnych źródłach energii. Wprowadzenie zmian zasad funkcjonowania rynku bilansującego w 2 etapach, z początkiem 2021 i 2022 roku. Zmiany w zakresie ustalania cen e.e. dla odbiorców końcowych. Nowy model rozliczeń dla prosumentów. Wdrożenie rozwiązań regulacyjnych dedykowanych dla energetyki rozproszonej. Wdrożenie mechanizmu Flow Based Market Coupling w wymianie handlowej na połączeniu synchronicznym pod koniec 2021 roku. Mechanizm ten umożliwia najlepsze wykorzystanie ekonomiczne dostępnych zdolności przesyłowych pomiędzy państwami. Uruchomienie procesu przyznawania nowych pozwoleń lokalizacyjnych dla morskich farm wiatrowych.	Rosnące zużycie energii w Europie oraz ograniczenia podażowe mogą istotnie wpływać na poziom wymiany transgranicznej energii elektrycznej, powodując wzrost poziomu cen na rynku hurtowym i większe obciążenie jednostek Grupy PGE. Utrzymywanie się bardzo wysokich cen paliw, zwłaszcza gazu ziemnego, na rynkach europejskich może przejściowo pozytywnie wpływać na marże osiągane przez jednostki wytwórcze Grupy PGE, pomimo utrzymującego się ryzyka związanego z wysokimi kosztami umorzenia uprawnień do emisji CO₂. W 2021 roku nastąpił wzrost produkcji energii z węgla kamiennego o 30% ze względu na wysokie zapotrzebowanie na energię, niższą wietrzność i wzrost cen gazu na rynkach europejskich. W krótkim terminie powoduje to podwyższone zużycie i presję na wzrost cen węgla na polskim rynku. W dłuższej perspektywie zakładane jest stałe zmniejszanie zużycia i produkcji węgla w wyniku zmian strukturalnych w sektorze energetycznym, rozwój mocy odnawialnych i gazowych oraz odchodzenie od wykorzystania paliw stałych w gospodarstwach domowych. Utrzymanie presji na wzrost cen energii w Polsce w długim terminie, może mieć negatywny wpływ na zużycie energii przez odbiorców energochłonnych oraz konkurencyjność energii elektrycznej względem innych nośników energii, a tym samym wolumen sprzedaży realizowany przez Grupę PGE. Wzrost cen dla klientów detalicznych może mieć negatywny wpływ na wielkość osiąganej marży w segmencie Obrót przez Grupę PGE. Nowy potencjał dostaw gazu ziemnego (budowa gazociągu Baltic Pipe oraz rozbudowa terminalu LNG w Świnoujściu) umożliwi rozwój jednostek wytwórczych w technologii CCGT oraz realizacji inwestycji w wysokosprawną kogenerację gazową w ramach systemu wsparcia. Grupa PGE bierze udział w projekcie wydzielenia wytwórczych aktywów węglowych ze spółek Skarbu Państwa. Realizacja projektu istotnie zmieni profil wytwarzania Grupy na niskoemisyjny i zmniejszy ryzyko związane z poziomem marży i produkcji w jednostkach węglowych. Rynek mocy jest szansą na stopniową transformację struktury mocy w KSE w kierunku budowy wysokosprawnych jednostek wytwórczych pracujących w podstawie obciążenia, elastycznych źródeł szczytowych oraz ograniczenia jednostek niespełniających wymogów środowiskowych. Aukcje dla odnawialnych źródeł energii pozwalają inwestorom zabezpieczyć stronę przychodową przedsięwzięć, przy zachowaniu konkurencyjnego kosztu rozwoju OZE dla odbiorców końcowych. Zmiany na rynku bilansującym docelowo mają umożliwić rynkową wycenę rezerw i usług systemowych, wzmocnić sygnały cenowe oraz zapewnić impuls do inwestycji w elastyczność po stronie wytwórców i odbiorców. Aktywizacja odbiorców końcowych pozwoli Grupie PGE na rozwój oferty produktowej w nowych modelach współpracy. Rozwój morskiej energetyki wiatrowej stanowi jeden z filarów transformacji Grupy PGE – długoterminowa strategia rozwoju Grupy PGE zakłada budowę co najmniej 6,5 GW do 2040 roku.

^{*(na podstawie SPRAWOZDANIA ZARZĄDU z działalności PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. oraz Grupy Kapitałowej PGE za rok 2021}

	GŁÓWNE KIERUNKI ZMIAN	POTENCJALNY WPŁYW NA GK PGE
Rozwój nowych technologii	Obserwuje się rosnącą konkurencyjność technologii wiatrowych (w tym morska energetyka wiatrowa – offshore) i fotowoltaicznych, co potwierdzają ceny uzyskane w aukcjach OZE oraz dynamika przyrostu liczby mikroinstalacji. W niektórych państwach widoczne dynamiczne rozpowszechnianie pełnoskalowych, nowych technologii magazynowania energii, świadczących m.in. usługi regulacyjne na rzecz systemów elektroenergetycznych lub zwiększających lokalne bezpieczeństwo dostaw energii. Systematyczny rozwój energetyki prosumenckiej i dynamiczny przyrost liczby mikroinstalacji. Rozwój elektromobilności. Rozwój technologii informatycznych i telekomunikacyjnych znajdujących nowe zastosowania w sektorze energetycznym	Zwiększenie konkurencyjności nowych instalacji OZE wpływa na dynamikę ich przyrostu i zmienia warunki pracy jednostek konwencjonalnych. Spadające koszty technologii offshore umożliwiają jej wykorzystanie dla utrzymania pozycji lidera wytwarzania przez Grupę PGE przy znacznie zredukowanym średnim poziomie emisyjności portfela. Komercjalizacja magazynowania energii na skalę przemysłową umożliwi lepsze wykorzystanie OZE, uzupełniając moce konwencjonalne w roli bilansowania systemu, a także poprawiając lokalny poziom bezpieczeństwa energetycznego. Wraz z rozwojem energetyki prosumenckiej wzrasta zmienność warunków pracy sieci na poziomie lokalnym, co oznacza konieczność inwestycji w infrastrukturę (przyłączenia, modernizacje), przy ograniczeniu wolumenu dystrybuowanej e.e. W segmencie Energetyka Konwencjonalna pojawia się wyższe zapotrzebowanie na jednostki wytwórcze o wysokiej elastyczności w celu bilansowania energetyki rozproszonej. Rozwój elektromobilności wpłynie na zwiększenie zapotrzebowania na e.e. oraz zmianę jego dobowego profilu, co może nieznacznie zmienić warunki pracy niektórych bloków konwencjonalnych. Rozwój ten wymaga jednak inwestycji w rozwój infrastruktury sieciowej oraz punktów ładowania, a także systemu zarządzania ładowaniami. Możliwe jest także wykorzystanie baterii w samochodach elektrycznych jako magazynów energii produkowanych przez OZE. Wykorzystanie przez Grupę PGE nowych technologii oraz potencjału zasobów danych może pozwolić na rozwój w nowych rolach i obszarach działalności, a także poprawę efektywności operacyjnej

^{*(na podstawie SPRAWOZDANIA ZARZĄDU z działalności PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. oraz Grupy Kapitałowej PGE za rok 2021}

Otoczenie

Oczekiwania społeczne definiują wizję dla energetyki

W ciągu ostatnich lat nastąpiły głębokie zmiany w sektorze energetycznym. Oczekiwania społeczne nakierowane są obecnie na energię produkowaną w sposób przyjazny dla środowiska oraz rozwiązania dopasowane do potrzeb klientów i dające poczucie niezależności. Główne trendy definiujące przyszłość sektora to Dekarbonizacja, Decentralizacja, Konkurencja. Pojawiły się zmiany regulacyjne zacieśniające politykę środowiskową Unii Europejskiej, zakładające osiągnięcie neutralności klimatycznej w 2050 r. Wraz ze zmianami społecznymi i regulacyjnymi zmieniła się również polityka banków i inwestorów w zakresie finansowania projektów w energetyce. Obecnie fundusze są ukierunkowane na inwestycje w zeroemisyjne źródła wytwórcze oraz infrastrukturę sieciową.

DEKARBONIZACJA

cele zmierzające do neutralności klimatycznej
elektryfikacja ciepłownictwa i transportu

DECENTRALIZACJA

rozwój energetyki rozproszonej
nowe role i uczestnicy rynku energii
zmiana uwarunkowań pracy sieci energetycznych
automatyzacja i cyfryzacja

KONKURENCJA

rosnąca wartość wizerunku neutralności środowiskowej
nowi gracze spoza sektora energetycznego
proste i atrakcyjne oferty produktowe, wspierane nowymi technologiami

Transformacja energetyczna jest elementem modelu gospodarczego

Powiązanie polityki fiskalnej i inwestycyjnej z celami środowiskowymi

Ukierunkowanie funduszy na inwestycje w zeroemisyjne źródła wytwórcze i infrastrukturę sieciową
Ograniczanie dostępności finansowania dla energetyki opartej na paliwach kopalnych
Dążenie firm i miast do zrównoważonego rozwoju

Zmiany w otoczeniu to nie tylko zagrożenie i wyzwanie dla sektora, ale także szansa na impuls inwestycyjny dla gospodarki dzięki budowie nowych źródeł wytwórczych oraz modernizacji infrastruktury energetycznej. Transformacja sektora energetycznego powinna przełożyć się na rozwój gospodarczy, zrównoważony wzrost dla firm i miast, a także na sprawiedliwą transformację regionów związanych do tej pory z wydobyciem węgla. Transformacja energetyczna staje się elementem modelu gospodarczego. Inwestycje Grupy PGE skupiać się będą na energetyce odnawialnej, transformacji ciepłownictwa i infrastrukturze sieciowej. Łączne planowane nakłady inwestycyjne w latach 2021-2030 wyniosą 75 mld PLN z czego ok. 50% przypada na rozwój odnawialnych źródeł energii (morskie i lądowe farmy wiatrowe, fotowoltaika, zeroemisyjne źródła kogeneracyjne).

Rozwój gospodarczy

Impuls inwestycyjny dzięki modernizacji infrastruktury energetycznej

Sprawiedliwa transformacja

Tworzenie szansy dla regionów poprzemysłowych na wypracowanie nowych specjalizacji

Niezależność

Wykorzystanie odnawialnych zasobów energetycznych oraz magazynów energii

Wyzwania dla firm energetycznych

Dostosowanie organizacji do konkurowania w nowym otoczeniu

Kierunek jest nieunikniony. Polska energetyka potrzebuje lidera zmian.

PGE chce odegrać rolę lidera transformacji i modernizacji sektora energetycznego w Polsce oraz wspierać budowanie otoczenia rynkowego sprzyjającego transformacji energetycznej. Grupa PGE jest gotowa do przeprowadzenia procesów transformacji sektora i przygotowania konwencjonalnej podstawy systemu elektroenergetycznego do funkcjonowania w nowej strukturze właścicielskiej. Jako lider transformacji PGE deklaruje zmniejszenie swojego oddziaływania na środowisko naturalne poprzez osiągnięcie neutralności klimatycznej w 2050 r. Trwałe obniżenie emisyjności planowane jest poprzez zmianę technologii wytwarzania, rozbudowę portfela OZE, a także umożliwienie klientom udziału w transformacji energetycznej dzięki atrakcyjnym ofertom produktowym. Spółka będzie pionierem rozwoju i eksploatacji morskiej energetyki wiatrowej.

Otoczenie rynkowe

Ceny energii elektrycznej – rynek krajowy

RYNEK DNIA NASTĘPNEGO (RDN)

Eksportuj do Excela

Rynek/miara	Jedn.	IV kw. 2021	IV kw. 2020	Zmiana %	2021	2020	Zmiana %
RDN – średnia cena	PLN/MWh	617	246	151%	398	209	90%
RDN – wolumen obrotu	TWh	7,73	7,62	1%	31,06	28,73	8%

Analiza – wybrane czynniki cenotwórcze wpływające na notowania RDN

Eksportuj do Excela

Czynnik	Jedn.	IV kw. 2021	IV kw. 2020	Zmiana %	2021	2020	Zmiana %
Uprawnienia CO2	EUR/t	68,16	26,59	156%	53,87	24,14	123%
Węgiel kamienny PSCMI1	PLN/GJ	11,35	11,82	-4%	11,42	11,91	-4%
Generacja wiatrowa KSE	TWh	4,97	4,09	22%	14,23	14,17	0%
Wskaźnik: generacja wiatrowa/zużycie KSE	%	11%	9%		8%	9%
Wskaźnik: wymiana zagraniczna/zużycie KSE	%	–	7%		0%	8%

W IV kwartale 2021 roku średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego (RDN) wyniosła 617 PLN/MWh i była o 151% wyższa od średniej ceny (246 PLN/MWh) notowanej w poprzednim roku. Wzrost cen energii związany był głównie z niższym o 4,4 TWh w stosunku do IV kwartału 2020 roku importem netto. Do wzrostu cen przyczyniło się również wyższe o 1,2 TWh w porównaniu do poprzedniego roku zapotrzebowanie na energię elektryczną oraz wysokie ceny CO₂.

W całym 2021 roku średnia cena na RDN ukształtowała się na poziomie 398 PLN/MWh, tj. o 90% powyżej średniej ceny (209 PLN/MWh) notowanej w trakcie poprzedniego roku. Wzrost cen związany był z sytuacją na rynkach produktów powiązanych – średnia cena uprawnień do emisji CO₂ w 2021 roku była wyższa o 123% r/r i wyniosła 53,87 EUR/t. Średni poziom Polskiego Indeksu Rynku Węgla Energetycznego (PSCMI1) w 2021 roku kształtował się na poziomie 11,42 PLN/GJ, tj. o 4% r/r niższym. Presję na wzrost cen wywierał natomiast niższy o 94% r/r wolumen importu netto. Czynnikiem wpływającym na poziom cen był również wzrost zapotrzebowania o 8,9 TWh r/r.

Rynek transakcji terminowych (RTT)

Eksportuj do Excela

Rynek/miara	Jedn.	IV kw. 2021	IV kw. 2020	Zmiana %	2021	2020	Zmiana %
BASE Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	515	227	127%	385	232	66%
BASE Y+1 – wolumen obrotu	TWh	28,35	29,09	-3%	104,44	126,75	-18%
PEAK5 Y+1 – średnia cena	PLN/MWh	567	261	117%	428	272	57%
PEAK5 Y+1 – wolumen obrotu	TWh	3,48	4,00	-13%	12,38	14,07	-12%

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

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

Ceny energii elektrycznej – rynek międzynarodowy

Rynek hurtowy (porównanie rynków dnia następnego)

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej na rynku polskim oraz rynkach ościennych w IV kwartale 2021 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,62).

^{Źródło: TGE, EEX, Nordpool}

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej na rynku polskim oraz rynkach ościennych w 2021 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,56 PLN).

^{Źródło: TGE, EEX, Nordpool}

W IV kwartale 2021 roku zmiana cen r/r na rynkach ościennych kształtowała się w przedziale 444-651 PLN/MWh (tj. wzrost o ok. 302-370%), natomiast w Polsce odnotowano wzrost średniego poziomu cen w mniejszym stopniu, o 371 PLN/MWh r/r (wzrost o ok. 151%). 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 191% r/r podczas gdy krajowy indeks cen miałów energetycznych PSCMI-1 spadł w tym samym czasie o 4%.

^{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.}

W ujęciu rocznym zanotowano wzrosty średnich cen energii na rynkach ościennych w przedziale 254-306 PLN/MWh r/r (tj. o ok. 221-226%), podczas gdy średnia cena w Polsce wzrosła o 189 PLN/MWh r/r (ok. 90%). Rozpiętość cenowa pomiędzy Polską a sąsiednimi państwami wynikała w dużej mierze z różnic w realizowanych cenach węgla oraz gazu ziemnego w kraju i zagranicą.

Wymiana handlowa

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

^{Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PSE S.A.}

W IV kwartale 2021 roku Polska była eksporterem netto energii elektrycznej, a saldo wymiany handlowej wyniosło -1,4 TWh (import 3,8 TWh, eksport 5,2 TWh) i było niższe r/r o 4,4 TWh. Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał eksport głównie do Czech i Słowacji oraz import z Niemiec, Szwecji oraz Litwy.

W 2021 roku saldo wymiany handlowej wyniosło 0,8 TWh (import 15,1 TWh, eksport 14,3 TWh) i było niższe r/r o 12,4 TWh (tj. o ok. 94% r/r). Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał eksport głównie do Czech i Słowacji oraz import z Niemiec, Szwecji, Litwy i Ukrainy.

^{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) oraz dodatkowo niższa wietrzność przełożyły się na wzrost cen energii w krajach sąsiednich, co w efekcie ograniczyło import energii do Polski.

Rynek detaliczny

Zróżnicowanie cen energii elektrycznej dla odbiorców detalicznych w UE zależy zarówno od poziomu cen hurtowych energii elektrycznej, jak i od systemu fiskalnego, mechanizmów regulacji oraz systemów wsparcia w poszczególnych państwach. W I półroczu 2021 roku dodatkowe obciążenia (ponad cenę sprzedaży i koszt dystrybucji energii elektrycznej) dla odbiorcy indywidualnego w Polsce stanowiły 41% ceny energii elektrycznej, w porównaniu do średniej dla UE wynoszącej 39%. W Danii i Niemczech udział narzutów w cenie energii elektrycznej przekraczał 50%.

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

^{Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.}

^{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.}

Ceny praw majątkowych

W IV kwartale 2021 roku średnia cena zielonych certyfikatów (indeks TGEozea) osiągnęła poziom 273 PLN/MWh i była o 94% wyższa w porównaniu do analogicznego okresu roku ubiegłego roku. Obowiązek umorzeń zielonych certyfikatów w porównaniu z rokiem 2020 (19,5%) nie zmienił się w roku 2021. Średnia cena zielonych certyfikatów w 2021 roku wyniosła 192 PLN/MWh i była o 39% wyższa w porównaniu do 2020 roku. Zakończony w 2020 roku 15- letni okres wsparcia dla pierwszych instalacji, które weszły do systemu w 2005 roku oraz niższa wietrzność w 2021 roku poskutkowały zmniejszoną podażą PM na rynku, w konsekwencji doprowadziło do wzrostu cen.

^{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 IV kwartale 2021 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 21 wyniosła 68,16 EUR/t i była znacząco wyższa (+156%) od średniej ceny 26,59 EUR/t instrumentu EUA DEC 20 obserwowanej w analogicznym okresie poprzedniego roku. W całym 2021 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 21 wyniosła 53,87 EUR/t i była o 123% r/r wyższa od średniej ceny 24,14 EUR/t instrumentu EUA DEC 20 w poprzednim roku.

Przydział darmowych uprawnień do emisji CO₂

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

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

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

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

Opublikowana, ostateczna liczba uprawnień do emisji podlega dostosowaniu na podstawie średniej wielkości produkcji z dwóch lat poprzedzających rok, na który będą wydane uprawnienia do emisji. Dane o wielkości produkcji są przekazywane przez prowadzących instalacje do 31 marca każdego roku poczynając od roku 2021 w raportach na temat poziomu działalności (raport ALC). Na podstawie tych danych przydziały uprawnień do emisji podlegają zmniejszeniu albo są zwiększane, jeśli średnia wielkość produkcji ciepła z dwóch lat przekroczy próg ±15% (po przekroczeniu tego progu w kolejnych latach próg będzie ±5 p.p. powyżej 15%). Na tej podstawie zostanie ustalona ostateczna liczba uprawnień do emisji dla instalacji. Dostosowanie będzie odbywało się corocznie na zasadach określonych w rozporządzeniu wykonawczym Komisji (UE) 2019/1 842 z 31 października 2019 roku.

12 października 2021 roku zostały wydane uprawnienia do emisji na rachunki instalacji w rejestrze Unii, zgodnie z ogłoszeniem Ministra ds. Klimatu i Środowiska w Biuletynie Informacji Publicznej. Wydanie to dotyczy ostatecznej rocznej liczby uprawnień do emisji przydzielonych na rok 2021, wynikających z wniosku przedłożonego w roku 2019 i zatwierdzonych przez Komisję Europejską w czerwcu 2021 roku przy założeniu braku zmian, wynikających z przedłożonych do końca marca 2021 roku raportów ALC. Bieżące wydanie uprawnień do emisji nie obejmuje dostosowania przydziału uprawnień do emisji w zakresie dodatkowej liczby przydzielonych uprawnień do emisji. W przypadku instalacji, w których nastąpiło zmniejszenie przydziału uprawnień do emisji, z uwagi na zmianę poziomu działalności, takie wydanie zostało wstrzymane. Dostosowana ostateczna roczna liczba uprawnień do emisji dla instalacji ustalona w następstwie dostosowania przydziału uprawnień do emisji zostanie wydana niezwłocznie po zatwierdzeniu jej przez Komisję Europejską.

Emisja CO₂ w porównaniu do przydziału uprawnień do emisji CO₂ na 2021 rok (tony).

Eksportuj do Excela

Produkt	Emisja CO₂w 2021 roku*	Przydział uprawnień do emisji CO₂ na 2021 rok*
Energia elektryczna i cieplna	70 746 382	638 274

* Przydziały uprawnień do emisji CO₂ dot. produkcji ciepła.

Otoczenie konkurencyjne

Na sektor elektroenergetyczny w Polsce składają się cztery segmenty działalności:

wytwarzanie energii,
przesył, za który odpowiedzialny jest Operator Systemu Przesyłowego – PSE S.A.,
dystrybucja,
sprzedaż detaliczna.

Osobno wyróżnić należy też sektor ciepłowniczy, w ramach którego Grupa PGE jest obecna w obszarze wytwarzania, dystrybucji i sprzedaży ciepła.

Do najważniejszych uczestników rynku energii elektrycznej w Polsce zaliczyć należy cztery ogólnopolskie, zintegrowane pionowo koncerny elektroenergetyczne. Zaliczają się do nich PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., TAURON Polska Energia S.A., ENEA S.A. oraz ENERGA S.A., przejęta przez PKN Orlen S.A. (Orlen) w 2020 roku.

Grupa PGE jest niekwestionowanym liderem rynkowym w segmencie wytwarzania energii elektrycznej z ok. 43% udziałem. Grupa wytwarza więcej energii elektrycznej niż wszyscy inni znaczący uczestnicy skonsolidowanego rynku łącznie, dysponując jednocześnie największymi mocami osiągalnymi, zarówno konwencjonalnymi, jak i odnawialnymi. Oprócz zintegrowanych koncernów elektroenergetycznych do liczących się rynkowo producentów zaliczają się PKN Orlen S.A. (PKN Orlen), ZE PAK S.A. (ZE PAK) oraz PGNiG TERMIKA S.A. (PGNiG). Przy czym produkcja ZE PAK opiera się o elektrownie systemowe, a w PKN Orlen i PGNiG o jednostki kogeneracyjne wytwarzające energię elektryczną wraz z ciepłem.

W 2021 roku 54% energii elektrycznej w kraju wytworzone zostało z węgla kamiennego – i jest to kluczowe paliwo konkurentów GK PGE. Ze spalania węgla brunatnego pochodziło 26% energii elektrycznej wyprodukowanej w Polsce. Oprócz Grupy PGE podmiotem, który bazuje na wytwarzaniu energii elektrycznej z tego surowca jest ZE PAK. Udział elektrowni wiatrowych i źródeł gazowych w produkcji energii wyniósł po ok. 8%. Wykorzystanie pozostałych źródeł energii ma relatywnie mniejsze znaczenie z punktu widzenia KSE.

^{Źródło: Opracowanie własne na podstawie informacji publikowanych przez spółki oraz ARE.}

Rynek produkcji energii ze źródeł odnawialnych jest rynkiem znacznie bardziej rozproszonym od rynku związanego z wytwarzaniem konwencjonalnym. W minionym roku w Polsce najbardziej dynamicznie rozwijała się fotowoltaika. Technologia ta posiadała na koniec grudnia 2021 roku największą moc zainstalowaną wśród źródeł OZE – 7,7 GW, przy czym zdecydowaną większość instalacji (5,9 GW) należała do ponad 800 tys. prosumentów. Rozwój fotowoltaiki jest jednym z elementów planu inwestycyjnego Grupy PGE, który zakłada zbudowanie do 2030 roku instalacji o łącznej mocy ok. 3 GW. Do tej pory PGE Energia Odnawialna S.A. zabezpieczyła na ten cel ok. 3 tys. ha gruntów, na których mogą powstać farmy o mocy ponad 2 GW. Ponadto w 2021 roku spółka uzyskała pozwolenia na realizację nowych projektów o łącznej mocy blisko 200 MW. GK PGE pozostaje podmiotem o najwyższej mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych – 688 MW i posiada ok. 10% udziału w ogólnej mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych w Polsce. Innymi liczącymi się operatorami farm wiatrowych są EDP Renewables Polska sp. z o.o., TAURON Ekoenergia sp. z o.o. oraz PKN Orlen S.A.

Nowym segmentem OZE powstającym w Polsce są farmy wiatrowe na morzu. W pierwszej fazie systemu wsparcie przyznawane jest w drodze decyzji administracyjnej wydawanej przez Prezesa URE a od 2025 roku projekty budowy farm morskich zaczną uczestniczyć w systemie aukcyjnym. W 2021 roku Prezes URE przyznał prawo do wsparcia dla dwóch projektów farm morskich o łącznej mocy 2,5 GW realizowanych wspólnie przez PGE i Ørsted (JO 50/50). Do uzyskania wsparcia wymagane jest jeszcze potwierdzenie przez Komisję Europejską zgodności z rynkiem wewnętrznym pomocy publicznej przyznanej wytwórcy.

Wzrost rynkowych cen energii umożliwia rozwój inwestycji OZE również poza systemem wsparcia, na podstawie długoterminowych umów sprzedaży (PPA).

W obszarze dystrybucji występuje geograficzny podział kraju, a na rynku obecnych jest czterech dużych operatorów systemu dystrybucyjnego , którzy zostali zobligowani do rozdzielenia działalności dystrybucyjnej od pozostałej działalności biznesowej: PGE Dystrybucja S.A., TAURON Dystrybucja S.A., Enea Operator sp. z o.o. oraz Energa-Operator S.A.

Oprócz wspomnianych grup energetycznych istotnymi podmiotami są Stoen Operator sp. z o.o. (spółka z grupy E.ON, poprzednio innogy Stoen Operator sp. z o.o.), odpowiadający za dystrybucję energii elektrycznej na terenie m.st. Warszawy, a także PKP Energetyka S.A. obsługująca kolejową sieć elektryczną na terenie całego kraju.

Historyczne ustalenie obszarów dystrybucyjnych ma istotny wpływ na warunki operacyjne prowadzonej działalności, przy czym ta specyfika ma swoje odzwierciedlenie w zatwierdzanych przez Prezesa URE taryfach dystrybucyjnych. Grupa PGE operuje na obszarze słabiej zurbanizowanym i zindustrializowanym, co przekłada się na fakt, iż na obszarze ok. 130 tys. km2 Grupa obsługuje ponad 5,5 mln klientów, natomiast TAURON porównywalną liczbę klientów obsługuje na obszarze blisko dwa razy mniejszym, dystrybuując jednocześnie większą ilość energii.

Wykres: Podział Polski na obszary działania głównych operatorów systemu dystrybucyjnego.

^{Źródło: Opracowanie własne.}

Wykres: Udział poszczególnych grup energetycznych w wolumenie dystrybuowanej energii elektrycznej w 2020 roku oraz w sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych po 3 kwartałach. 2021 roku.

^{Źródło: Opracowanie własne na podstawie informacji publikowanych przez spółki oraz ARE i URE.}

W segmencie sprzedaży detalicznej, obejmującym sprzedaż do odbiorców końcowych – zarówno odbiorców indywidualnych, małych i średnich przedsiębiorstw, jak i dużych przedsiębiorstw przemysłowych, większość sprzedaży realizowana jest przez cztery największe grupy energetyczne oraz E.ON Polska S.A. (wcześniej innogy Polska S.A.). Liderami pozostają Grupa PGE oraz TAURON, koncentrując wspólnie ponad 50% rynku. Zarówno PGE, jak i TAURON sprzedają energię elektryczną do ponad 5 mln klientów. Pomimo coraz większej liczby konkurentów w segmencie, w tym przedsiębiorstw dla których energia elektryczna nie jest podstawowym produktem, udział firm spoza czterech największych polskich grup jest nadal niewielki. Liderzy skupiają ponad 80% rynku. Oprócz nich istotną rolę zachowuje E.ON Polska S.A., bazująca na sprzedaży powiązanej ze świadczoną przez grupę rolą dystrybutora na terenie Warszawy, a także PKP Energetyka S.A.

Rynek produkcji ciepła sieciowego w Polsce jest rynkiem mocno rozproszonym, na którym czterech czołowych producentów odpowiada za mniej niż 40% krajowej produkcji. Grupa PGE jest niekwestionowanym liderem również tego rynku z udziałem na poziomie ok. 20%. Rynek ten jednak ma charakter lokalny i nosi cechy monopolu naturalnego, a ceny ciepła ustalane są w trybie administracyjnym – tj. taryfy na sprzedaż ciepła są zatwierdzane przez Prezesa URE. Dominujący wytwórcy swoją produkcję koncentrują w różnych ośrodkach miejskich, w związku z czym konkurencja sektora jest ograniczona i ma charakter lokalny. Oprócz Grupy PGE najważniejszymi wytwórcami ciepła są PGNiG (koncentracja wytwarzania głównie w aglomeracji warszawskiej) oraz Grupa Veolia (aglomeracja poznańska, Łódź).

Profile grup energetycznych

Podział sektora elektroenergetycznego na segmenty znajduje swoje odzwierciedlenie w segmentach działalności poszczególnych grup energetycznych. W odróżnieniu od pozostałych grup energetycznych w Polsce, wśród których dominującą rolę w tworzeniu wyniku EBITDA odgrywa segment dystrybucji energii elektrycznej, GK PGE jest grupą, w której znaczącym źródłem zysku operacyjnego jest segment wytwarzania. Wpływ na taki odmienny profil Grupy ma zarówno ekonomika, jak i skala działalności Grupy w segmencie wytwarzania, pomimo że Grupa PGE pozostaje drugim pod względem wolumenowym dystrybutorem energii elektrycznej w kraju. Pozwala to na optymalne wykorzystanie własnych kompetencji i pojawiających się szans w obszarze wytwarzania (zarówno konwencjonalnego, jak i odnawialnego) oraz hurtowego handlu energią elektryczną, przy jednoczesnym wysokim i stabilnym poziomie EBITDA z działalności regulowanej.

Wraz z dokonanymi przejęciami przez ENEA kopalni Bogdanka oraz Elektrowni Połaniec i uruchomieniem nowego bloku Elektrowni Kozienice grupa ta zwiększyła udział EBITDA z segmentu wytwarzania. Przybliżyło to grupę ENEA do profilu Grupy PGE.

Charakterystycznym dla wszystkich grup jest relatywnie mały udział sprzedaży detalicznej w tworzeniu wyniku operacyjnego, na co wpływ ma poziom marżowości sprzedaży, będący wynikiem znacznej konkurencji w segmencie.

Wykres: Profile polskich grup energetycznych (wielkość wykresu proporcjonalna do udziału w EBITDA za III kwartały 2021 roku poszczególnych segmentów działalności i wielkości łącznej EBITDA).

Otoczenie regulacyjne

Grupa PGE prowadzi działalność w otoczeniu o istotnym wpływie regulacji krajowych i zagranicznych. Poniżej zaprezentowane zostało zestawienie najbardziej istotnych rozstrzygnięć, do których doszło w 2021 roku, które mogą mieć wpływ na działalność GK PGE w kolejnych latach.

Powiększ

Segmenty	Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
	Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne. Wykaz RM: UC 17 Druk sejmowy: 808 Ustawa z 20 maja 2021 roku o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw.	Nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne zawiera szereg zmian o znaczeniu systemowym, m.in.: kompleksowe uregulowanie kwestii magazynowania energii, wprowadzenie obowiązku instalacji liczników zdalnego odczytu, powołanie operatora informacji rynku energii, którego rolą będzie utworzenie i rozwój Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE).	3 lipca 2021 roku ustawa weszła w życie z wyjątkami, gdzie okres vacatio legis został przedłużony do 12, 24, 30 i 36 miesięcy.	_	Projektowane rozwiązania będą miały wpływ na wszystkie segmenty działalności Grupy PGE, w szczególności na segmenty Obrót i Dystrybucja. Projekt przygotowuje rynek na dalszą implementację dyrektywy 2019/944 w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej.
	Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne i ustawy o odnawialnych źródłach energii. Wykaz RCL: UC 74	Projekt ustawy obejmuje w szczególności propozycje przepisów implementujących do polskiego porządku prawnego dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z 5 czerwca 2019 roku w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającą dyrektywę 2012/27/UE. Projekt rozwija kierunki zmian w regulacjach zapoczątkowane w ustawie z 20 maja 2021 roku o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw. Są to m.in.: umożliwienie technicznej zmiany sprzedawcy energii elektrycznej w 24 godziny od 2026 roku, wdrożenie instytucji obywatelskich społeczności energetycznych, prawo odbiorcy do dobrowolnego i czasowego obniżenia zużycia energii elektrycznej (DSR), agregacji, zawierania umów z cenami dynamicznymi energii elektrycznej, uregulowanie funkcji agregatora na rynku energii elektrycznej, jego zadań i uprawnień, uregulowanie odpowiedzi odbioru i odbiorcy aktywnego na rynku energii, umożliwienie posiadania niektórych instalacji magazynowania energii przez OSD i OSP, rozszerzenie kompetencji URE, przepisy dotyczące usług systemowych, usług elastyczności oraz zmiany w zakresie bilansowania, wprowadzenie przepisów wprowadzających rozdział działalności przesyłowej i dystrybucyjnej od magazynowania energii – (operator systemu elektroenergetycznego, z wyjątkami przewidzianymi w projekcie, nie może być posiadaczem, nie może wznosić, obsługiwać magazynu energii ani nim zarządzać).	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.
	Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii. Wykaz RCL: UD 162	Projekt obejmuje propozycje przepisów znoszących obowiązek obliga giełdowego oraz zaostrzających odpowiedzialność w zakresie manipulacji na rynku energii elektrycznej. Prezes URE będzie mógł dysponować odpowiednimi narzędziami do zapobiegania nadużyciom i próbom nadużyć na rynku energii elektrycznej. Zgodnie z uzasadnieniem projektu ustawy, zniesienie obliga realizuje m.in. Polski Plan Wdrażania reform rynku energii elektrycznej.	8 kwietnia 2021 roku opublikowano uwagi zgłoszone w toku konsultacji publicznych.	Skierowane do dalszych prac w Radzie Ministrów.	Proponowana zmiana zniesienia obliga giełdowego nie wpłynie negatywnie na działalność Grupy PGE.
	Ustawa o zmianie Ustawy o Rynku Mocy oraz niektórych innych ustaw.	Intencją projektodawcy jest dostosowanie Ustawy o Rynku Mocy do przepisów rozporządzenia PE i Rady (UE) 2019/943 z 5 czerwca 2019 roku w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz usprawnienie mechanizmu mocowego, biorąc pod uwagę doświadczenia płynące z organizacji dotychczasowych aukcji mocy oraz procesów im towarzyszących (wydanie rozporządzeń i regulaminu, określanie parametrów aukcji, procesów certyfikacji).	7 sierpnia 2021 roku ustawa została podpisana przez Prezydenta. Weszła w życie 1 września 2021 roku, za wyjątkiem art. 6 (dotyczącego przekazywania przez OSD danych i informacji z wykorzystaniem CSIRE), który wejdzie w życie 1 lipca 2024 roku.	–	Nowelizacja ma kluczowe znaczenie dla Grupy PGE posiadającej istotny udział w Rynku Mocy.
	Ustawa o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych. Druk sejmowy: 809 Ustawa z 17 grudnia 2020 roku o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych.	Ustawa zakłada umożliwienie rozwoju morskiej energetyki wiatrowej. Morskie farmy wiatrowe są istotne dla realizacji zobowiązań międzynarodowych w zakresie energetyki odnawialnej w horyzoncie długoterminowym. Stworzenie regulacji prawnych, które będą stymulować rozwój tego sektora jest kluczowe do ich osiągnięcia. Ustawa zakłada: system wsparcia dla technologii offshore, dopasowany do jej uwarunkowań technicznych i ekonomicznych, polegający na przyznaniu tzw. prawa do pokrycia ujemnego salda, które będzie obliczone na podstawie LCOE instalacji (jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej) offshore, modyfikacje postępowań administracyjnych, związanych z procesem inwestycyjnym, uwzględniające specyfikę inwestycji polegającej na budowie morskich farm wiatrowych.	22 stycznia 2021 roku ustawa została podpisana przez Prezydenta. Weszła w życie 18 lutego 2021 roku.	–	Ustawa ta ma kluczowe znaczenie dla rozwoju morskich farm wiatrowych i tym samym dla spółki PGE Baltica sp. z o.o., która jest odpowiedzialna za realizację programu offshore w Grupie Kapitałowej PGE i koordynuje przygotowania do budowy morskich farm wiatrowych.
	Projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UD 107 Druk sejmowy: 1 129	Projekt przewiduje w szczególności: zniesienie obowiązku koncesyjnego dla instalacji poniżej 1MW, wydłużenie o 5 lat obowiązywania systemu wsparcia w formie opustu, FIT (system taryf gwarantowanych), FIP (system dopłat do ceny rynkowej) i aukcyjnego (możliwości wejścia do systemu, przy zachowaniu maksymalnie 15- letniego okresu wsparcia), wprowadzenie obowiązku publikowania przez Ministra Klimatu z wyprzedzeniem wolumenów energii z OZE do objęcia wsparciem w perspektywie kolejnych 4 lat, podniesienie progu mocowego dla instalacji fotowoltaicznych (PV), powyżej którego wymagane jest uwzględnienie instalacji i stref ochronnych wokół nich w planie zagospodarowania przestrzennego, możliwość zawierania umów dzierżawy nieruchomości rolnych Skarbu Państwa bez przetargu pomiędzy Krajowym Ośrodkiem Wsparcia Rolnictwa (KOWR) a spółkami kapitałowymi, o których mowa w art. 1 ust. 1 Ustawy z 18 marca 2010 roku o szczególnych uprawnieniach Ministra właściwego do spraw aktywów państwowych oraz ich wykonywaniu w niektórych spółkach kapitałowych lub grupach kapitałowych prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw gazowych w celu budowy, modernizacji lub rozbudowy urządzeń lub instalacji związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej, zapewniających bezpieczeństwo i podtrzymujących funkcjonalność mienia ujawnionego w jednolitym wykazie obiektów, instalacji, urządzeń i usług wchodzących w skład infrastruktury krytycznej.	4 października 2021 roku ustawa została podpisana przez Prezydenta. Weszła w życie 30 października 2021 roku.	–	Projekt ustawy dotyczy głównie segmentu Energetyka Odnawialna-wydłuża okres, w którym nowe projekty OZE mogą ubiegać się o wsparcie. Projekt ułatwia również planowanie rozwoju tego segmentu, dzięki obowiązkowi publikowania przez Ministra Klimatu harmonogramu i wolumenów mocy OZE, które w kolejnych 4 latach mogą ubiegać się o wsparcie.
	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 (wejście w życie od 1 kwietnia 2022 roku) oraz prosumenta wirtualnego (wejście w życie od 2 lipca 2024 roku).	14 grudnia 2021 roku Prezydent podpisał ustawę. Ustawa wchodzi 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. Wykaz RCL: UD 207	Modyfikacja zasady 10 h – złagodzenie poprzez umożliwienie gminom określenia w miejscowych planach zagospodarowania przestrzennego (po konsultacjach z lokalnymi społecznościami) mniejszej niż wymagana ustawą odległości elektrowni wiatrowych od zabudowań mieszkalnych, jednak nie mniejszej niż 500 m.	4 czerwca 2021 roku upłynął termin zgłaszania uwag do projektu ustawy.	Publikacja projektu, ponowne konsultacje lub przedstawienie poprawionego projektu do dalszych prac Radzie Ministrów.	Projekt ma znaczenie dla rozwoju segmentu Energetyka Odnawialna.
	Ustawa o zmianie ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz niektórych innych ustaw. Ustawa z 15 kwietnia 2021 roku o zmianie ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz niektórych innych ustaw.	Ustawa ma stanowić transpozycję dyrektywy PE i Rady (UE) 2018/410 z 14 marca 2018 roku zmieniającą dyrektywę 2003/87/WE w celu wzmocnienia efektywnych pod względem kosztów redukcji emisji oraz inwestycji niskoemisyjnych oraz decyzję (UE) 2015/1814 (Dyrektywa 2018/410), która to dyrektywa powołuje tzw. Fundusz Modernizacyjny, który miałby funkcjonować w latach 2021-2030 i miałby finansować zarówno modernizację dużych obiektów energetycznych, ale także inwestycji o mniejszej skali (termomodernizacja budynków jednorodzinnych, modernizacja źródeł i sieci ciepłowniczych, rozwój niskoemisyjnej energetyki rozproszonej). Zapisy ustawy nie przesądzają jakie inwestycje będą finansowane, jednakże zakładają, że funkcję krajowego operatora Funduszu Modernizacyjnego będzie pełnił Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW). W konsekwencji, finansowanie inwestycji ze środków Funduszu będzie odbywało się w ramach przyjętych programów priorytetowych NFOŚiGW.	15 kwietnia 2021 roku ustawa została przyjęta przez Sejm, poza wyjątkami. Weszła w życie 25 czerwca 2021 roku.	–	Ustawa może stanowić szanse na ubieganie się o finansowanie dla inwestycji GK PGE.
	Projekt ustawy o zmianie ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych oraz niektórych innych ustaw.	Ustawa, w zakresie swojej regulacji, transponuje do polskiego prawa szereg dyrektyw unijnych, w tym zwłaszcza Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z 5 czerwca 2019 roku w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającą dyrektywę 2012/27/UE, w zakresie dotyczącym budowy stacji ładowania przez OSD. Ustawa wprowadziła zniesienie tzw. interwencyjnego mechanizmu budowy infrastruktury ładowania. OSD nie będą odpowiedzialne za budowę brakujących punktów ładowania w gminach, na które ustawa o elektromobilności nakładała obowiązek osiągnięcia określonej ilości punktów ładowania.	9 grudnia 2021 roku projekt został podpisany przez Prezydenta RP. 24 grudnia 2021 roku ustawa weszła w życie.	–	Ustawa nie wpływa negatywnie na działalność Grupy PGE. Likwidacja mechanizmu interwencyjnego wiąże się ze zniesieniem obowiązków nałożonych na segment Dystrybucja oraz Obrót.
	Projekt ustawy o zmianie ustawy o bezpieczeństwie morskim oraz ustawy o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej. Druk nr 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 grudnia 2022 roku projekt ustawy został przyjęty przez Radę Ministrów i skierowany do Sejmu. 7 marca 2022 roku projekt skierowano do I czytania do Komisji Gospodarki Morskiej i Żeglugi Śródlądowej.	Rozpatrzenie projektu ustawy przez sejmową Komisję Gospodarki Morskiej i Żeglugi Śródlądowej. Dalsze procedowanie nad projektem ustawy w Sejmie.	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.
	Rozporządzenie Rady Ministrów w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, która może zostać sprzedana w drodze aukcji w 2021 roku.	Celem niniejszego rozporządzenia jest umożliwienie przeprowadzenia aukcji w 2021 roku, co ułatwi kontynuację trendu wzrostowego rozwoju wykorzystania odnawialnych źródeł energii na potrzeby realizacji nowych zobowiązań unijnych.	Projekt rozporządzenia został opublikowany 22 grudnia 2020 roku i z pominięciem konsultacji publicznych został ogłoszony 28 grudnia 2020 roku. Rozporządzenie weszło w życie 12 stycznia 2021 roku.	–	Przepisy umożliwią wystawienie projektów fotowoltaicznych Grupy w aukcjach przewidzianych na 2021 rok.
	Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska (MKiŚ) w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2021 roku oraz okresów obowiązujących wytwórców, którzy wygrali aukcje w 2021 roku.	Parametry istotne dla aukcji OZE, które zostały przeprowadzone w 2021 roku. Niewielkie zmiany w stosunku do cen z 2020 roku.	Rozporządzenie przyjęte 16 kwietnia 2021 roku.	–	Istotne z punktu widzenia planowania i rozwoju inwestycji OZE w GK PGE.
	Ustawa o zmianie ustawy o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko oraz niektórych innych ustaw.	Ustawa ma na celu transpozycję dyrektywy EIA (określającej zasady oceny oddziaływania na środowisko) w zakresie art. 11 ust. 1 i 3, tj. regulacji dotyczących dostępu społeczeństwa do wymiaru sprawiedliwości w dziedzinie środowiska poprzez przyznanie organizacjom ekologicznym nowych uprawnień rzutujących na możliwość wykorzystania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach przedsięwzięć znacząco oddziaływujących na środowisko oraz uzyskiwania dalszych decyzji inwestycyjnych w procesie inwestycyjno-budowlanym.	20 kwietnia 2021 roku Ustawa została podpisana przez Prezydenta, weszła w życie 13 maja 2021 roku.	–	Ustawa wpływa na wszystkie segmenty działalności Grupy PGE, realizujące inwestycje infrastrukturalne.
	Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie zmiany wielkości udziału ilościowego sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2022 roku. Wykaz MKIŚ: 638	Rozporządzenie określa poziom obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia energii z OZE (PM OZE) dla tzw. podmiotów zobowiązanych w 2022 roku. Rozporządzenie zmniejsza poziom obowiązku dla PM OZE (tzw. zielonych certyfikatów) o 1 p.p. – z 19,5% do 18,5% – w stosunku do poziomu obwiązującego w 2021 roku. Jednocześnie, uzasadnienie do rozporządzenia przewiduje możliwość dalszego obniżenia poziomu obowiązku w kolejnych latach.	Rozporządzenie zostało opublikowane w Dzienniku Ustaw i weszło w życie 28 sierpnia 2021 roku.		Zmniejszony poziom obowiązku może wpłynąć na zmniejszenie przyrostu przychodów segmentu Energetyka Odnawialna z tytułu sprzedaży PM OZE. Jednocześnie ogranicza obciążenie segmentu Obrót koniecznością nabycia określonej ilości PM OZE w stosunku do wolumenu obrotu energią elektryczną.
	Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie wymagań technicznych, warunków przyłączenia oraz współpracy mikroinstalacji z systemem elektroenergetycznym. Wykaz RCL: UD 19	Projekt rozporządzenia jest realizacją upoważnienia zawartego w art. 9 ust. 4a Ustawy – Prawo energetyczne, które nakłada na Ministra właściwego do spraw klimatu obowiązek określenia: wymagań technicznych w zakresie przyłączania mikroinstalacji do sieci oraz warunków jej współpracy z systemem elektroenergetycznym, warunków przyłączania mikroinstalacji do sieci oraz tryb: wydawania warunków przyłączania dla tej instalacji, dokonywania zgłoszenia przyłączenia mikroinstalacji. Zgodnie z wytycznymi zawartymi w upoważnieniu ustawowym, przy określeniu ww. elementów wzięto pod uwagę potrzebę zwiększenia udziału energii elektrycznej wytwarzanej w mikroinstalacjach prosumentów energii odnawialnej w bilansie energetycznym kraju, bezpieczeństwo i niezawodne funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego, oraz wymagania w zakresie budowy i eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci. Zasadniczym celem rozporządzenia jest redukcja i uproszczenie formalności związanych z przyłączaniem mikroinstalacji, a tym samym uatrakcyjnienie procesu inwestycyjnego w zakresie tego rodzaju instalacji. Projekt wprowadza m.in.: ujednolicony wzór zgłoszenia mikroinstalacji, jak również wzór wniosku o wydanie warunków przyłączenia mikroinstalacji. Szczegółowe wymagania techniczne w zakresie przyłączania mikroinstalacji do sieci oraz warunki jej współpracy z systemem elektroenergetycznym i szczegółowe warunki przyłączania mikroinstalacji do sieci określa załącznik do rozporządzenia.	28 czerwca 2021 roku projekt po uzgodnieniach został skierowany do rozpoznania przez Komisję Prawniczą przy RCL.	Rozpoznanie projektu przez Komisję Prawniczą i skierowanie projektu do podpisu Ministra.	Projekt rozporządzenia ma istotny wpływ na segment Dystrybucja w zakresie przyłączeń mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej oraz segment Obrót w zakresie rozliczeń prosumentów, w tym również dla sprzedawców zobowiązanych w zakresie obowiązku zakupu energii elektrycznej wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej z mikroinstalacji. Segment Dystrybucja będzie zobowiązany do dokonywania rejestracji i udostępniania danych pomiarowych, dotyczących nadwyżki energii wytworzonej w mikroinstalacji i wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej. Przedsiębiorstwa segmentu Obrót będą zobowiązane do rozliczania w ramach umowy nadwyżki energii wytworzonej w mikroinstalacji i wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej.
	Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie procesów rynku energii. Wykaz RCL: UD 603	Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie procesów rynku energii stanowi wykonanie delegacji ustawowej zawartej w art. 11zh ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne. Projekt rozporządzenia ma umożliwić przygotowania systemów IT (systemy zdalnego odczytu operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz centralnego systemu informacji rynku energii) w związku z nowymi wyzwaniami rynku energii elektrycznej. Określenie pełnego katalogu procesów rynku energii jest niezbędne dla zapewnienia przejrzystości zobowiązań wszystkich uczestników rynku energii, zarówno użytkowników systemu elektroenergetycznego obowiązanych realizować procesy rynku energii za pośrednictwem CSIRE, jak i dla Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE), tak aby można było ocenić wywiązywanie się przez ww. podmioty z nałożonych na nich obowiązków. Rozporządzenie określi katalog procesów rynku energii, których realizacja za pośrednictwem CSIRE będzie obowiązkowa dla użytkowników systemu. Katalog procesów rynku energii zawiera podstawowe procesy realizowane obecnie na rynku energii elektrycznej, biorąc pod uwagę jak największą użyteczność CSIRE dla użytkowników systemu.	11 stycznia 2022 roku Minister Klimatu i Środowiska podpisała rozporządzenie. Weszło w życie 25 stycznia 2022 roku.	–	Rozporządzenie będzie miało istotny wpływ przede wszystkim na segment Dystrybucja, ale także na segmenty: Energetyka Konwencjonalna, Energetyka Odnawialna oraz Obrót.
	Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie systemu pomiarowego. Wykaz RCL: UD 507	Projekt rozporządzenia jest realizacją delegacji ustawowej zawartej w art. 11x ust. 2 Ustawy Prawo energetyczne, która nakłada na ministra właściwego do spraw energii, obowiązek uregulowania w nim, w porozumieniu z ministrem właściwym do spraw informatyzacji szczegółowych wymagań i standardów, jakie ma spełniać system pomiarowy. Dodatkowo, projekt rozporządzenia stanowi wypełnienie obowiązku określonego w art. 19 ust. 3 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z 5 czerwca 2019 roku w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE, zgodnie z którym Państwa Członkowskie przystępujące do wprowadzania inteligentnych systemów opomiarowania przyjmują i publikują minimalne wymagania funkcjonalne i techniczne dotyczące inteligentnych systemów opomiarowania, które mają zostać wprowadzone na ich terytoriach.	Projekt skierowano do rozpoznania przez komisję prawniczą RCL.	Rozpoznanie projektu przez komisję prawniczą RCL.	Rozporządzenie będzie miało istotny wpływ przede wszystkim na segment Dystrybucja, ale także na segmenty: Energetyka Konwencjonalna oraz Energetyka Odnawialna oraz Obrót. W zakresie działalności OSD konieczne będzie doprecyzowanie wymagań w zakresie układów pomiarowych, w tym liczników energii elektrycznej oraz systemu pomiarowego.
	Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło. Wykaz RCL:641	Zwiększenie możliwości wzrostu planowanych przychodów w taryfach dla ciepła z kogeneracji o 1 p.p. Zagwarantowanie minimalnego wzrostu planowanego przychodu dla taryf kształtowanych na bazie kosztów (wytwarzanie, przesyłanie i dystrybucja). Dodatkowe premiowanie zwiększonym zwrotem z kapitału aktywów, które powstały w związku z budową źródeł ciepła stanowiących instalacje odnawialnego źródła energii. Uwarunkowanie wskazania realnej możliwości przeznaczenia środków wynikających ze zwiększonych planowanych przychodów zatwierdzonych przez Prezesa URE w taryfie dla ciepła, na inwestycje związane z modernizacją infrastruktury mającą na celu ochronę środowiska. Umożliwienie zmiany taryfy po zmianie wskaźników dotyczących minimalnego wzrostu planowanych przychodów.	Rozporządzenie opublikowane w Dzienniku Ustaw 10 stycznia 2022 roku (Dziennik Ustaw 2022 roku poz. 37). Weszło w życie 25 stycznia 2022 roku.	–	Rozporządzenie ma pozytywny wpływ na segment Ciepłownictwo, zarówno na wytwarzanie ciepła w ciepłowniach, jak i jednostkach kogeneracji. Pozytywne zmiany w procesie taryfowania mogą stać się dodatkowym impulsem inwestycyjnym.
	Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji objętej wsparciem oraz jednostkowych wysokości premii gwarantowanej w roku 2022. Wykaz RCL:653	Rozporządzenie określa maksymalne ilości i wartości energii elektrycznej objętej wsparciem oraz jednostkowe wysokości premii gwarantowanych. Wielkości te są niezbędne do funkcjonowania mechanizmu wsparcia energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji w roku 2022. Rozporządzenie wydawane cyklicznie do 31 października.	Rozporządzenie zostało opublikowane w Dzienniku Ustaw i weszło w życie 24 października 2021 roku.	–	Rozporządzenie ma pozytywny wpływ na segment Ciepłownictwo – jednostki kogeneracji uczestniczące we wsparciu kogeneracji zgodnie z Ustawą o wsparciu kogeneracji.
	Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie wartości referencyjnych dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji w roku 2022. Wykaz RCL:654	Rozporządzenie określa wartości referencyjne niezbędne do przeprowadzenia aukcji i naborów na premię kogeneracyjną dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji w roku 2022. Rozporządzenie wydawane cyklicznie do 31 października.	Rozporządzenie zostało opublikowane w Dzienniku Ustaw i weszło w życie 24 października 2021 roku.	–	Rozporządzenie ma pozytywny wpływ na segment Ciepłownictwo – jednostki kogeneracji uczestniczące we wsparciu kogeneracji zgodnie z Ustawą o wsparciu kogeneracji.
	Projekt rozporządzenia Ministra Infrastruktury w sprawie oceny wniosków w postępowaniu rozstrzygającym. Wykaz RCL: 81	Rozporządzenie ustala przejrzyste, szczegółowe kryteria oceny wniosków w postępowaniu rozstrzygającym, jasną punktację za te kryteria oraz zakres informacji i dokumentów pozwalających na ustalenie spełnienia przez wnioskodawców kryteriów w tym postępowaniu. Rozporządzenie zawiera regulację minimum kwalifikacyjnego oraz sposobu ustalania najistotniejszego kryterium oceny wniosków w postępowaniu rozstrzygającym.	1 grudnia 2021 roku rozporządzenie zostało opublikowane w Dziennik Ustaw. 15 grudnia 2021 roku weszło w życie.	–	Projekt jest istotny z punktu widzenia planowania i rozwoju inwestycji morskich farm wiatrowych w GK PGE.
	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.	3 marca 2022 roku zwolniony z Komisji Prawniczej.	Skierowanie projektu do podpisu Ministra.	Projekt jest istotny z punktu widzenia wzrostu przychodów z tytułu sprzedaży ciepła.
	Projekt ustawy o zmianie ustawy o charakterystyce energetycznej budynków oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UC82	Nowelizacja przewiduje zmianę ustawy Prawo budowlane. Z punktu widzenia GK PGE jest to okazja do uszczelnienia obowiązku przyłączenia do sieci ciepłowniczej.	14 lutego 2022 roku projekt przekazano do Komisji Prawniczej.	Rozpatrzenie projektu przez Komisję Prawniczą i skierowanie projektu do podpisu Ministra, jeśli nie będzie konieczności merytorycznych modyfikacji	Projekt uszczelni obowiązek przyłączenia budynków do sieci ciepłowniczej co wpłynie na poprawę sytuacji finansowej segmentu ciepłownictwo.
	Projekt ustawy o dodatku osłonowym. Wykaz RCL: 1820	Projektowana ustawa ma na celu zapewnienie wsparcia dla ok. 6,8 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. 4 stycznia 2022 roku weszła w życie.	–	Projekt jest istotny z punktu widzenia sprzedawcy energii elektrycznej. Ustawa generuje koszty po stronie spółki Obrotu ze względu na nałożone obowiązki informacyjne. Dodatkowo wprowadzone zostały obowiązki osłonowe dla grupy odbiorców wrażliwych.
	Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie wysokości stawki opłaty kogeneracyjnej na rok 2022.	Projekt rozporządzenia jest realizacją delegacji ustawowej zawartej ustawie o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, która nakłada na ministra właściwego obowiązek określenia w terminie 30 listopada roku „i-1”, wysokości stawki opłaty kogeneracyjnej na rok „i”. Regulacje zawarte w projektowanym rozporządzeniu istotnie wpłyną na zapewnienie właściwego funkcjonowania mechanizmu wsparcia dla energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji poprzez zagwarantowanie finansowania systemu wsparcia przez określenie wysokości stawki opłaty kogeneracyjnej w 2022 roku.	Rozporządzenie opublikowane w Dzienniku Ustaw 30 listopada 2021 roku. Rozporządzenie weszło w życie 1 stycznia 2022 roku.	–	Projekt istotny z punktu widzenia segmentu Ciepłownictwo, które to może uczestniczyć w systemie wsparcia dla wytwórców energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

^{*(na podstawie SPRAWOZDANIA ZARZĄDU z działalności PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. oraz Grupy Kapitałowej PGE za rok 2021}

Powiększ

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 (ENVI), a posłem sprawozdawcą został Cyrus Engerer (S&D, MT). PE chce przeprowadzić głosowanie nad stanowiskiem do obu aktów legislacyjnych w II kwartale 2022 roku tak, żeby w drugiej połowie roku móc 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.	Wniosek legislacyjny jest procedowany zgodnie ze zwykłą procedurą prawodawczą przez Parlament Europejski i Radę. KE zakłada, że negocjacje na poziomie instytucji UE mogą potrwać do 2023 roku, tak aby w UE wyższe cele mogły być wdrażane od 2024 roku. Termin transpozycji zmian w dyrektywie ETS został zapisany w projekcie jako 31 grudnia 2023 roku.	Poprawa konkurencyjności źródeł odnawialnych i w krótkiej perspektywie czasu jednostek gazowych, kosztem jednostek wytwórczych wykorzystujących paliwa wysokoemisyjne. Wzrost kosztów operacyjnych konwencjonalnego wytwarzania energii elektrycznej. Możliwe uzyskanie bezpośredniego wsparcia inwestycyjnego od 2021 roku w ramach Funduszu Modernizacyjnego oraz Funduszu Innowacyjnego. Kolejna rewizja dyrektywy ETS i decyzji MSR spowoduje dalszy wzrost cen uprawnień do emisji.
	Dyrektywa 2018/2001 w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (dyrektywa OZE).	Dostosowanie legislacji związanej ze zwiększaniem udziału energii odnawialnej w odniesieniu do nowego, wyższego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE w 2030 roku.	14 lipca 2021 roku KE w ramach pakietu legislacyjnego Fit for 55 przedstawiła wniosek legislacyjny obejmujący projekt zmiany dyrektywy OZE. 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 ITRE, a posłem sprawozdawcą został Markus Pieper (EPL, DE).	Wniosek legislacyjny podlega dalszym pracom w Radzie oraz Parlamencie Europejskim. Wniosek legislacyjny jest procedowany zgodnie ze zwykłą procedurą prawodawczą przez Parlament Europejski i Radę. Jako datę transpozycji do prawa krajowego proponuje się 31 grudnia 2024 roku.	Poprawa konkurencyjności niskoemisyjnych źródeł energii w porównaniu do energii ze źródeł wysokoemisyjnych. Większy udział źródeł odnawialnych w polskim miksie energetycznym do 2030 roku.
	Dyrektywa 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej (dyrektywa EED).	Dostosowanie legislacji związanej z poprawą efektywności energetycznej w odniesieniu do nowego, wyższego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE w 2030 roku.	14 lipca 2021 roku KE w ramach pakietu legislacyjnego Fit for 55 przedstawiła wniosek legislacyjny dotyczący projektu zmiany dyrektywy EED. 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. Wniosek legislacyjny jest procedowany zgodnie ze zwykłą procedurą prawodawczą przez Parlament Europejski i Radę. Termin transpozycji dyrektywy do prawa krajowego nie został wskazany w opublikowanym projekcie.	Poprawa konkurencyjności niskoemisyjnych źródeł energii w porównaniu do energii ze źródeł wysokoemisyjnych w szczególności w systemach ciepłowniczych. Szybsze tempo wypierania kogeneracji węglowej z systemów ciepłowniczych w związku z wprowadzeniem nowego kryterium emisyjnego. Konieczność szerszego rozwijania źródeł odnawialnych w systemach ciepłowniczych. Wyższy współczynnik rocznych oszczędności energii finalnej 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. KE zaproponowała szereg mechanizmów mających służyć poprawie charakterystyki energetycznej nowych i już zamieszkałych budynków, w tym modernizowanych. Posłem sprawozdawcą w ramach wiodącej komisji ITRE został Ciarán Cuffe (Zieloni, IR).	Wniosek legislacyjny został skierowany do dalszych prac w Radzie oraz Parlamencie Europejskim. Wniosek legislacyjny jest procedowany zgodnie ze zwykłą procedurą prawodawczą przez Parlament Europejski i Radę. Termin transpozycji dyrektywy do prawa krajowego nie został wskazany w opublikowanym projekcie.	Poprawa konkurencyjności 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. 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.	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).	Po publikacji przez KE w grudniu 2020 roku wniosku legislacyjnego dotyczącego rewizji rozporządzenia TEN-E, 11 czerwca 2021 roku na Radzie ds. Transportu, Telekomunikacji i Energii (TTE) przyjęto podejście ogólne Rady, a 28 września 2021 roku komisja ITRE w PE zatwierdziła poprawki i mandat do rozpoczęcia trójstronnych negocjacji, ostatecznie przyjęte jako stanowisko negocjacyjne PE. Trilogi pomiędzy PE, KE i Radą odbyły się 13 października, 25 października, 23 listopada oraz 14 grudnia 2021 roku, kiedy to osiągnięto wstępne 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.	Zatwierdzenie uzgodnionego porozumienia przez Radę i PE w I lub II kwartale 2022 roku, a następnie publikacja rozporządzenia 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”.
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.	21 kwietnia 2021 roku KE wstępnie przyjęła akt delegowany określający szczegółowe techniczne kryteria przesiewowe, na podstawie których dokonywana będzie ocena działalności ekonomicznej w celu stwierdzenia, czy dana działalność jest prowadzona w sposób zrównoważony pod względem środowiskowym. Akt ten nie zawiera technicznych kryteriów przesiewowych dla gazu oraz energii jądrowej. 4 czerwca 2021 roku KE opublikowała ww. akt delegowany w językach narodowych. W ustalonym terminie ani PE ani Rada nie zgłosiły sprzeciwu do tego aktu delegowanego. 6 lipca 2021 roku KE opublikowała akt delegowany pod art. 8 rozporządzenia dot. taksonomii określający zasady raportowania udziału w obrocie, CAPEX-ie i OPEX-ie działalności zrównoważonych pod względem środowiskowym. W ustalonym terminie ani PE ani Rada nie zgłosiły sprzeciwu do tego aktu delegowanego. 9 grudnia 2021 roku opublikowany został w Dzienniku Urzędowym UE akt delegowany określający szczegółowe techniczne kryteria przesiewowe, na podstawie których dokonywana będzie ocena działalności ekonomicznej w celu stwierdzenia, czy dana działalność jest prowadzona w sposób zrównoważony pod względem środowiskowym. Akt ten wszedł w życie 29 grudnia 2021 roku i jest stosowany od 1 stycznia 2022 roku. 10 grudnia 2021 roku opublikowany został w Dzienniku Urzędowym UE akt delegowany pod art. 8 rozporządzenia dot. taksonomii. Akt ten wszedł w życie 30 grudnia 2021 roku i jest stosowany od 1 stycznia 2022 roku. 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.	Publikacja przez Platformę na rzecz zrównoważonego finansowania raportu odnośnie taksonomii działań szkodliwych i działań nie mających istotnego wpływu na środowisko, raportu odnośnie społecznej taksonomii oraz raportu odnośnie technicznych kryteriów przesiewowych dla kolejnych celów środowiskowych – I kwartał 2022 roku. 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 określonych 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.	7 czerwca 2021 roku KE opublikowała projekt nowych wytycznych CEEAG, które mają zastąpić dotychczasowe wytyczne. Konsultacje publiczne trwały do 2 sierpnia 2021 roku. 20 października 2021 roku Parlament Europejski podjął rezolucję, w której zajął stanowisko względem zaproponowanego przez KE brzmienia wytycznych CEEAG. 21 grudnia 2021 roku wytyczne CEEAG zostały zatwierdzone przez Kolegium Komisarzy. 27 stycznia 2022 roku wytyczne CEEAG zostały formalnie przyjęte przez Komisję Europejską i weszły w życie.		Zmiana warunków uzyskania pomocy publicznej w segmentach GK PGE. Część postanowień zaostrza kryteria uzyskania pomocy publicznej, inne doprecyzowują zasady jej uzyskania.
	Rewizja rozporządzenia nr 651/2014 z 17 czerwca 2014 roku uznającego 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.	6 października 2021 roku Komisja Europejska rozpoczęła konsultacje publiczne projektu rewizji rozporządzenia GBER. 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 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 segmentach GK PGE. Część postanowień zaostrza kryteria uzyskania pomocy publicznej, inne doprecyzowują zasady jej uzyskania.

^{*(na podstawie SPRAWOZDANIA ZARZĄDU z działalności PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. oraz Grupy Kapitałowej PGE za rok 2021}

Wpływ pandemii COVID-19 na działalność Grupy PGE

GK PGE na bieżąco identyfikuje czynniki ryzyka, które wpływają na wyniki Grupy w związku z pandemią COVID-19. W 2021 roku wpływ pandemii na wyniki finansowe pozostawał ograniczony. Dalsze możliwe skutki oraz ich skala są trudne do oszacowania. Istotne będzie występowanie i zasięg kolejnych fal choroby, możliwość wprowadzenia obostrzeń i ich wpływ na aktywność gospodarczą w Polsce. Równocześnie precyzyjność szacunków pozostaje utrudniona wobec szeregu innych czynników wpływających na rynek energii elektrycznej, w tym na poziom zapotrzebowania na energię elektryczną.

Wybuch pandemii spowodował spowolnienie gospodarcze w 2020 roku ze względu na zamrożenie gospodarek a PKB obniżył się odpowiednio o 2,5% w Polsce oraz o 6,4% w Europie. W 2021 roku nastąpiło silne odbicie PKB i produkcji przemysłowej, ponieważ kolejne fale epidemii nie wpływały w dużym stopniu na ograniczenia działalności gospodarczej. W Polsce poziom PKB wzrósł realnie o 5,7% a w Europie o 5,2%.

Niemniej jednak, ponowne wprowadzenie obostrzeń może skutkować obniżonym poziomem aktywności gospodarczej, które mogłoby tworzyć ryzyko utrzymywania się okresowo niższego poziomu krajowego zużycia energii elektrycznej, co może mieć wpływ na spadek przychodów i marży z tytułu wytwarzania, dystrybucji oraz sprzedaży energii w segmentach Energetyka Konwencjonalna, Dystrybucja, Obrót oraz Ciepłownictwo. Grupa PGE w znacznym stopniu kontraktuje sprzedaż wyprodukowanej energii elektrycznej na kolejne lata z wyprzedzeniem, co pozwala zabezpieczyć się w tym zakresie przed potencjalnymi skutkami nawrotu epidemii czy recesji gospodarczej.

W przypadku nasilenia sytuacji pandemicznej istnieje ryzyko spadku zapotrzebowania na energię elektryczną w segmencie Obrót, mogące się przełożyć na niższy poziom sprzedaży do odbiorców końcowych oraz wyższy koszt bilansowania energii elektrycznej. Również w segmencie Dystrybucja niższy wolumen realizowanych dostaw do odbiorców końcowych bezpośrednio mógłby się przełożyć na niższe przychody z tego tytułu.

Na 31 grudnia 2021 roku wpływ z tytułu przewidywanego wzrostu zatorów płatniczych, szczególnie na należnościach od przedsiębiorstw z sektora małych i średnich przedsiębiorstw nie był istotny. Grupa PGE utworzyła dodatkowe odpisy na należności w kwocie 12 mln PLN. Natomiast w zależności od dalszej sytuacji epidemiologicznej i gospodarczej, ryzyko pogorszonej płynności Grupy PGE oraz wzrostu odpisów na należności przeterminowane nadal istnieje i jest na bieżąco monitorowane. Aktualnie Grupa PGE nie przewiduje, by zjawisko przybrało bardziej materialny charakter i nie identyfikuje zagrożenia płynnościowego.

Grupa PGE posiada zakłady strategiczne z punktu widzenia utrzymania niezakłóconej produkcji i dostaw energii elektrycznej oraz ciepła w Polsce. Pandemia COVID-19 wpłynęła na zmianę organizacji pracy, szczególnie dotyczy to jednostek wytwórczych Grupy PGE. W wielu przypadkach wiąże się to z dodatkowymi kosztami, jak np. zakup materiałów ochronnych dla pracowników. Od początku pandemii Grupa wprowadziła zasady pracy, których celem jest maksymalne ograniczenie ryzyka zachorowań pracowników. Jako jeden z największych pracodawców w Polsce, zatrudniający ok. 38 tys. pracowników, Grupa PGE podejmuje szereg działań związanych z organizacją pracy mających na celu zapewnienie ciągłości działania, ochronę zdrowia i życia pracowników, w tym wdrożenie pracy zdalnej i rotacyjnej, budowanie świadomości dotyczącej w szczególności podstawowych zasad ochrony przed COVID-19, profilaktyki i kwarantanny. Na skutek wprowadzenia odpowiednich działań zaradczych na wczesnym etapie pandemii, GK PGE nieprzerwanie produkuje energię elektryczną i ciepło oraz realizuje ich stabilną dostawę.

W Grupie PGE dodatkowo prowadzone są działania komunikacyjne skierowane do pracowników, mające na celu budowanie świadomości pozytywnych skutków szczepień – zarówno indywidualnych, jak i społecznych. Ponadto prowadzona jest komunikacja wewnętrzna związana z przebiegiem pandemii i zachęcaniem do minimalizowania ryzyka zakażenia – tj. zachowywania dystansu, częstego mycia rąk czy korzystania z przestrzeni biurowych w bezpieczny sposób. PGE powołała Zespół Kryzysowy, który zbiera informacje ze wszystkich spółek w Grupie, monitoruje na bieżąco sytuację w poszczególnych spółkach i podejmuje stosowne działania. Oddziały produkcyjne mają także opracowane i weryfikowane na bieżąco plany funkcjonowania przy zwiększonej absencji, a jako zakłady strategiczne z punktu widzenia utrzymania niezakłóconej produkcji i dostaw energii elektrycznej i ciepła, są w stałym kontakcie z lokalnymi służbami odpowiedzialnymi za monitorowanie sytuacji w kraju we wszystkich lokalizacjach jednostek należących do Grupy PGE.

W obszarze obsługi klientów detalicznych Grupa PGE skoncentrowała się przede wszystkim na rozszerzeniu kanałów obsługi zdalnej.

Wpływ wojny na terytorium Ukrainy na działalność Grupy PGE

GK PGE jest największą grupą energetyczną w Polsce. Jednostki Grupy zabezpieczają około 43% zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju oraz obsługują ponad 5,5 mln klientów, a obszar dystrybucyjny Grupy PGE obejmuje ponad 40% terytorium Polski, w tym na obszarach przy granicy z Ukrainą i Białorusią. Z tego względu działalność Grupy ma szczególne znaczenie dla bezpieczeństwa energetycznego kraju. Kluczowe dla Grupy PGE jest zabezpieczenie ciągłości działania elektrowni i elektrociepłowni oraz infrastruktury dystrybucyjnej, tak aby zapewnić nieprzerwane dostawy energii elektrycznej i ciepła do mieszkańców, instytucji i przedsiębiorstw. W związku z sytuacją w Ukrainie na szczeblu centralnym Grupy PGE został powołany Zespół Kryzysowy, którego celem jest stałe monitorowanie zagrożeń i identyfikacja potencjalnych ryzyk.

Dodatkowe informacje znajdują się w rozdziale Bezpieczeństwo energetyczne.

Jesteśmy całym sercem z walczącą Ukrainą. Od początku wojny wspieramy naszych sąsiadów w tym trudnym dla nich czasie, organizujemy pomoc dla przybywających do Polski uchodźców i na pewno nie zostawimy Ukrainy bez pomocy po zakończeniu wojny. PGE posiada doświadczenie oraz kompetencje niezbędne w budowie i obsłudze sieci energetycznych. Po zakończeniu wojny na Ukrainie pracownicy PGE Dystrybucja stanowiliby cenne wsparcie przy odbudowie infrastruktury dystrybucyjnej. Deklarujemy pełną współpracę w przywracaniu niezawodnych dostaw energii elektrycznej do ukraińskich gospodarstw domowych i odbudowującej się ukraińskiej gospodarki.

Wojciech Dąbrowski prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej.

Poprzednia strona

Kapitały organizacyjne

Następna strona

Inwestycje kreujące wartość

Perspektywy / Otoczenie

Perspektywy

Perspektywa krótkoterminowa (stan perspektywy na 25.05.2022 r.)

EBITDA powtarzalna: perspektywa na 2022 rok

Nakłady inwestycyjne: perspektywa na 2022 rok

Otoczenie

Oczekiwania społeczne definiują wizję dla energetyki

DEKARBONIZACJA

DECENTRALIZACJA

KONKURENCJA

Transformacja energetyczna jest elementem modelu gospodarczego

Rozwój gospodarczy

Sprawiedliwa transformacja

Niezależność

Wyzwania dla firm energetycznych

Kierunek jest nieunikniony. Polska energetyka potrzebuje lidera zmian.

Otoczenie rynkowe

Ceny energii elektrycznej – rynek krajowy

Analiza – wybrane czynniki cenotwórcze wpływające na notowania RDN

Rynek transakcji terminowych (RTT)

Ceny energii elektrycznej – rynek międzynarodowy

Rynek hurtowy (porównanie rynków dnia następnego)

Wymiana handlowa

Rynek detaliczny

Ceny praw majątkowych

Ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla

Przydział darmowych uprawnień do emisji CO2

Otoczenie konkurencyjne

Profile grup energetycznych

Otoczenie regulacyjne

Wpływ pandemii COVID-19 na działalność Grupy PGE

Wpływ wojny na terytorium Ukrainy na działalność Grupy PGE

Wyniki wyszukiwania

Przydział darmowych uprawnień do emisji CO₂