![](/wp-content/uploads/2023/08/Web1921-52.jpg)
-
2-6
Jesteśmy największym zintegrowanym pionowo producentem oraz dostawcą energii elektrycznej w Polsce i największym producentem ciepła.
Działamy w całym łańcuchu wartości: produkujemy energię elektryczną i ciepło w naszych elektrowniach i elektrociepłowniach, a następnie dostarczamy i sprzedajemy je naszym klientom w całej Polsce, zarówno gospodarstwom domowym, jak i przedsiębiorstwom, instytucjom i samorządom.
W Grupie PGE funkcjonuje również obszar zarządzania Ubocznymi Produktami Spalania („UPS”) w ramach segmentu: Gospodarka Obiegu Zamkniętego (GOZ). Wykorzystywanie UPS pozwala na redukcję wydobycia surowców naturalnych, ograniczenie wpływu na środowisko oraz ograniczenie emisji CO2.
Grupa PGE realizuje w ten sposób działania mające na celu uczynienie energetyki bezodpadową, wpisującą się w ideę gospodarki obiegu zamkniętego i ukierunkowaną na ochronę środowiska naturalnego.
Energetyka Konwencjonalna | Ciepłownictwo | Energetyka Odnawialna | Dystrybucja | Obrót | |
---|---|---|---|---|---|
Kluczowe aktywa segmentu | 5 elektrowni konwencjonalnych | 16 elektrociepłowni | 20 farm wiatrowych, 24 farmy fotowoltaiczne, 29 elektrowni wodnych przepływowych, 4 elektrownie szczytowo pompowe w tym 2 z dopływem naturalnym | 298 670 km linii dystrybucyjnych | 5,52 mln Klientów |
Moc zainstalowana elektryczna/cieplna | 12 852 MWe/ 844 MWt | 2 608 MWe/ 6 922 MWt | 2 428 Mwe | – | – |
Wolumen energii elektrycznej | Produkcja energii elektrycznej netto 55,82 TWh | Produkcja energii elektrycznej netto 7,40 TWh | Produkcja energii elektrycznej netto 2,92 TWh | Wolumen dystrybuowanej energii 37,07 TWh | Sprzedaż energii do odbiorców końcowych 34,28 TWh |
Wolumen ciepła | Produkcja ciepła 3,28 PJ | Produkcja ciepła 49,51 PJ | – | – | – |
Pozycja rynkowa | Grupa PGE jest liderem wydobycia węgla brunatnego (94%) | – | Grupa PGE jest największym producentem OZE z udziałem rynkowym ok. 7% (z wyłączeniem biomasy i biogazu) | Największy obszar dystrybucyjny, drugie miejsce pod względem wolumenu dystrybuowanej energii | Lider rynku hurtowego i detalicznego |
Grupa PGE jest największym wytwórcą energii elektrycznej i ciepła |
Energetyka konwencjonalna
Przedmiotem działalności segmentu jest wydobycie węgla brunatnego i wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach konwencjonalnych.
Podstawowym źródłem przychodów segmentu Energetyka Konwencjonalna są przychody ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym oparte na cenie energii elektrycznej ustalanej przez mechanizmy równoważenia podaży i popytu przy uwzględnieniu kosztów zmiennych wytwarzania. Równolegle, najistotniejszymi pozycjami kosztowymi segmentu, z racji wielkości i zmienności, a tym samym wpływu na wynik operacyjny, są koszty opłat za emisję CO2 oraz koszty zużycia paliw produkcyjnych, przede wszystkim węgla kamiennego. Kluczowa dla Grupy produkcja z węgla brunatnego oparta jest o własne wydobycie, stąd też jego koszt, relatywnie stabilny, odzwierciedlony jest głównie w pozycjach kosztów o charakterze stałym, tj. kosztach osobowych, usługach obcych oraz amortyzacji.
Istotną pozycję w przychodach segmentu od 2021 roku stanowią również przychody z Rynku Mocy, mechanizmu wprowadzonego w celu zapobieżenia sytuacji niedoboru energii elektrycznej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). Elektrownie PGE GiEK S.A. otrzymują wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego (pozostawanie przez jednostkę Rynku Mocy w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązanie do dostawy określonej mocy do systemu w okresie zagrożenia). Przychody z Rynku Mocy skompensowały przychody z tyt. świadczenia regulacyjnych usług systemowych. Wycofane zostały usługi interwencyjnej rezerwy zimnej (IRZ) oraz operacyjna rezerwa mocy (ORM), pozostały natomiast głównie przychody z realokacji mocy.
Dodatkowo segment uzyskuje przychody ze sprzedaży ciepła, produkowanego w elektrowniach systemowych.
Na podstawie przepisów Ustawy o środkach nadzwyczajnych od grudnia 2022 roku wytwórcy energii elektrycznej zobowiązani są do dokonania odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.
Aktywa
W skład segmentu Energetyka Konwencjonalna wchodzą: 2 kopalnie węgla brunatnego i 5 elektrowni konwencjonalnych.
Segment Energetyka Konwencjonalna jest liderem w branży wydobywczej węgla brunatnego (jego udział w rynku wydobywczym tego surowca stanowi 94%1 krajowego wydobycia), a także największym wytwórcą energii elektrycznej – wytwarza ok. 35%2 krajowej produkcji energii elektrycznej brutto. Produkcja oparta jest na węglu brunatnym, wydobywanym z własnych kopalni oraz węglu kamiennym i biomasie.
1Wyliczenia własne w oparciu o dane GUS.
2Wyliczenia własne w oparciu o dane PSE S.A.
Główne aktywa segmentu Energetyka Konwencjonalna i ich moc zainstalowana
Dane dotyczące mocy zainstalowanej i produkcji w segmencie Energetyka Konwencjonalna
Główne typy paliwa | Roczna produkcja energii | Roczna produkcja ciepła | Moc zainstalowana | Moc zainstalowana | ||
(TWh) | (PJ) | (MWe) | (MWt) | |||
2022 | 2021 | 2022 | 2021 | 2022 | 20221 | |
Węgiel kamienny | 16,30 | 20,17 | 0,67 | 1,69 | 5 696 | 251 |
Węgiel brunatny | 39,52 | 37,12 | 2,61 | 2,82 | 7 156 | 593 |
Biomasa | 0,00 | 0,13 | 0,00 | 0,62 | – | – |
Razem | 55,82 | 57,42 | 3,28 | 5,13 | 12 852 | 844 |
Wydobycie węgla brunatnego
Zasoby węgla brunatnego na koniec 2022 roku oraz wielkość wydobycia w 2022 roku
Złoże | Zasoby – stan na koniec 2022 roku (mln Mg) |
Wielkość wydobycia w 2022 roku (mln Mg) |
|
Bełchatów – Pole Bełchatów | przemysłowe | 9,67 | 3,31 |
Bełchatów – Pole Szczerców | przemysłowe | 510,82 | 37,89 |
Turów | przemysłowe | 261,07 | 9,88 |
Razem | przemysłowe | 781,56 | 51,08 |
Kluczowe wielkości finansowe
[mln PLN] | 2022 | 2021 |
---|---|---|
Przychody ze sprzedaży, w tym: | 36 460 | 28 722 |
EBIT | 127 | 1 998 |
EBITDA | 2 065 | 4 078 |
Nakłady inwestycyjne | 750 | 1 759 |
Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu
Kluczowymi czynnikami wpływającymi na wynik EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna r/r były:
- Wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, który wynika z: wyższej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej o 258 PLN/MWh r/r, co przełożyło się na wzrost przychodów o ok. 14 102 mln PLN; niższego wolumenu sprzedaży o 1,8 TWh, co wpłynęło na pomniejszenie przychodów o ok. 494 mln PLN.
- Wyższe koszty zużycia paliw, przede wszystkim węgla kamiennego, na skutek istotnie wyższej ceny tego paliwa.
- Wyższe koszty CO2 spowodowane wyższym średnim kosztem CO2 o 178 PLN/t r/r.
- Wyższe koszty z tytułu Zarządzania Handlowego Zdolnościami Wytwórczymi w związku z wyższą wartością zarządzanej energii na skutek wyższej średniej ceny e.e.
- Wyższe koszty osobowe głównie w związku z realizacją porozumień zawartych ze stroną społeczną.
- Wyższe koszty remontów i odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny
Nakłady inwestycyjne
Poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Energetyka Konwencjonalna w 2022 i 2021 roku
mln PLN | 2022 | 2021 | Zmiana % |
---|---|---|---|
Inwestycje w moce produkcyjne, w tym: | 638 | 1 678 | -62% |
|
4 | 588 | -99% |
|
634 | 1 090 | -42% |
Pozostałe | 112 | 81 | 38% |
Razem | 750 | 1 759 | -57% |
Ciepłownictwo
Przedmiotem działalności segmentu Ciepłownictwo jest wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w źródłach konwencjonalnych oraz dystrybucja ciepła. Segment Ciepłownictwo jest największym wytwórcą ciepła w kraju. Produkcja oparta jest głównie na węglu kamiennym i gazie ziemnym.
Podobnie jak w przypadku segmentu Energetyka Konwencjonalna istotnym źródłem przychodów segmentu są przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, przy czym związane są one zwykle bezpośrednio z produkcją ciepła, zależną od zapotrzebowania, cechując się wysoką sezonowością i zależnością od temperatur zewnętrznych. Z tego względu, w odróżnieniu od elektrowni systemowych segmentu Energetyka Konwencjonalna, elektrociepłownie z reguły nie pełnią aktywnej roli w procesie kształtowania się cen energii elektrycznej na rynku hurtowym.
Przychody ze sprzedaży i dystrybucji ciepła mają charakter regulowany. Przedsiębiorstwa energetyczne samodzielnie ustalają taryfy i przedstawiają je Prezesowi URE do zatwierdzenia. Produkcja ciepła w Grupie PGE odbywa się w jednostkach kogeneracyjnych, których taryfy na ciepło kalkulowane są z wykorzystaniem metody uproszczonej (w odróżnieniu od taryfowania na bazie pełnej struktury kosztów) w oparciu o tzw. ceny referencyjne, przede wszystkim warunkowane średnimi cenami sprzedaży wytwarzania ciepła z jednostek o określonym paliwie, nie będących jednostkami kogeneracji.
Publikowane są one co roku przez Prezesa URE. Taryfa na wytwarzanie ciepła dla jednostek kogeneracyjnych na dany rok taryfowy odzwierciedla tym samym zmianę poziomu kosztów ponoszonych przez jednostki ciepłownicze (niekogeneracyjne) w poprzednim roku kalendarzowym.
W przypadku taryf na dystrybucję ciepła wykorzystywana jest metoda kosztowa, która pozwala pokryć koszty uzasadnione (głównie koszty strat ciepła oraz podatek od nieruchomości) oraz zwrot z zainwestowanego kapitału, zgodnie z wytycznymi Prezesa URE. Taryfy dystrybucyjne dla ciepła są wykorzystywane przez oddziały w Gorzowie i Zgierzu, a także przez KOGENERACJA S.A., PGE Toruń S.A. oraz EC Zielona Góra S.A.
Produkcja ciepła i energii elektrycznej bezpośrednio związana jest z kluczowymi kosztami zmiennymi segmentu – kosztem zużycia paliw produkcyjnych (przede wszystkim węgiel kamienny i gaz ziemny) oraz kosztem opłat za emisję CO2 oraz odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.
Wytwarzanie energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji jest dodatkowo wynagradzane. Do 2018 roku elektrociepłownie uzyskiwały przychody z tyt. sprzedaży świadectw pochodzenia energii w postaci certyfikatów kogeneracyjnych (żółtych i czerwonych). Od 2019 roku, wraz ze zmianą modelu wsparcia, uzyskują wsparcie na poziomie pokrywającym zwiększone koszty operacyjne produkcji. Mechanizm wsparcia w postaci certyfikatów funkcjonuje także dla źródeł wytwórczych opalanych biomasą.
Ten rodzaj produkcji jest dodatkowo wynagradzany poprzez przyznawanie świadectw pochodzenia w postaci tzw. zielonych certyfikatów, których sprzedaż stanowi dodatkowy przychód. W ramach segmentu taki przychód uzyskiwany jest w elektrociepłowni biomasowej Szczecin oraz z bloku biomasowego w EC Kielce.
Istotną pozycję w przychodach segmentu od 2021 roku stanowią przychody z Rynku Mocy, mechanizmu wprowadzonego w celu zapobieżenia sytuacji niedoboru energii elektrycznej w KSE. Elektrociepłownie otrzymują wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego (pozostawanie przez jednostkę Rynku Mocy w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązanie do dostawy określonej mocy do systemu w okresie zagrożenia).
Na wyniki segmentu znacząco wpływają warunki atmosferyczne. Temperatury kształtują bezpośrednio poziom zapotrzebowania na ciepło. Jednocześnie poziom produkcji ciepła determinuje poziom produkcji energii elektrycznej w kogeneracji, która jest dodatkowym, istotnym źródłem przychodów, w decydujący sposób wpływając na rentowność elektrociepłowni.
Na podstawie przepisów Ustawy o środkach nadzwyczajnych od grudnia 2022 roku wytwórcy energii elektrycznej zobowiązani są do dokonania odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.
Aktywa
W skład segmentu wchodzą spółki: PGE EC S.A., KOGENERACJA S.A., EC Zielona Góra S.A., PGE Toruń S.A. oraz MEGAZEC sp. z o.o. Dodatkowo od 1 lipca 2021 roku EC Szczecin, EC Pomorzany oraz sieć ciepłownicza w Gryfinie, ujmowane do 30 czerwca 2021 roku w ramach segmentu Energetyka Konwencjonalna, zostały włączone w struktury segmentu Ciepłownictwo.
W skład segmentu wchodzi obecnie 16 elektrociepłowni
Dane dotyczące mocy zainstalowanej i produkcji w segmencie Ciepłownictwo
Główne typy paliwa | Roczna produkcja energii (TWh) | Roczna produkcja ciepła (PJ) |
Moc zainstalowana (MWe) |
Moc zainstalowana (MWt) |
||
2022 | 2021 | 2022 | 2021 | 2022 | 2022 | |
Węgiel kamienny | 4,25 | 4,17 | 39,90 | 39,47 | 1 592 | 4 575 |
Gaz ziemny | 2,79 | 4,22 | 7,26 | 9,99 | 925 | 2 150 |
Biomasa | 0,25 | 0,26 | 1,50 | 1,34 | 83 | 176 |
Inne | 0,11 | 0,11 | 0,85 | 0,84 | 8 | 22 |
Razem | 7,40 | 8,76 | 49,51 | 51,64 | 2 608 | 6 923 |
Kluczowe wielkości finansowe
[mln PLN] | 2022 | 2021 |
---|---|---|
Przychody ze sprzedaży, w tym: | 7 690 | 6 239 |
EBIT | (713) | 104 |
EBITDA | 39 | 805 |
Nakłady inwestycyjne | 1 140 | 610 |
Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu
Kluczowymi czynnikami wpływającymi na wynik EBITDA segmentu Ciepłownictwo r/r były:
- Niższy wolumen produkcji ciepła netto w 2022 roku r/r, jest efektem wyższych temperatur zewnętrznych w porównaniu do analogicznego okresu 2021 roku. Średnie temperatury były wyższe o 1,4oC r/r, co przełożyło się na niższą o 2,1 PJ produkcję ciepła.
- Wzrost cen sprzedaży ciepła, jest wynikiem wzrostu taryf na ciepło dla elektrociepłowni, jako pochodnych opublikowania przez URE cen referencyjnych na wytwarzanie ciepła w jednostkach niebędących jednostkami kogeneracji oraz nowelizacji rozporządzenia taryfowego.
- Wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, który wynika z: wyższej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej o 175 PLN/MWh r/r, co przełożyło się na wzrost przychodów o ok. 1 295 mln PLN; skompensowany przez niższy wolumen sprzedaży o 1,3 TWh, wpływający na spadek przychodów o ok. 325 mln PLN.
- Niższe przychody z tyt. Rynku Mocy, ze względu na przyznanie wyższego poziomu wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji, ograniczające jednocześnie ilość jednostek mogących brać udział w Rynku Mocy.
- Wyższe przychody z tyt. wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji, ze względu na przyznanie wyższej premii kogeneracyjnej indywidualnej dla jednostek zasilanych gazem.
- Wyższe koszty zużycia paliw, które spowodowane są wyższą ceną gazu oraz wyższą ceną zużycia węgla kamiennego.
- Wyższe koszty CO2, które są głównie skutkiem wyższej ceny uprawnień do emisji CO2.
- Wyższy poziom kosztów osobowych to głównie efekt wzrostu wynagrodzeń ze względu na porozumienia płacowe oraz wzrost płacy minimalnej.
- Pozytywny wpływ porozumienia z ENEA (dotyczącego sprzedaży praw majątkowych) oraz wyższych przychodów z tyt. generacji wymuszonej, częściowo skompensowanych przez dokonany w grudniu 2022 roku odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.
Nakłady inwestycyjne
Poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Ciepłownictwo w 2022 i 2021 roku
mln PLN | 2022 | 2021 | Zmiana % |
---|---|---|---|
Inwestycje w moce produkcyjne, w tym: | 1 076 | 552 | 95% |
|
679 | 289 | 135% |
|
397 | 263 | 51% |
Pozostałe | 64 | 58 | 10% |
Razem | 1 140 | 610 | 87% |
Energetyka Odnawialna
Przedmiotem działalności segmentu jest wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach odnawialnych oraz w elektrowniach szczytowo-pompowych.
Segment Energetyka Odnawialna oparty jest przede wszystkim o przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, przy czym, w odróżnieniu od produkcji w elektrowniach systemowych segmentu Energetyka Konwencjonalna, przychody te uzależnione są w większym stopniu od zmienności warunków atmosferycznych i ceny na rynku spot ze względu na przyjęty model sprzedaży energii ze źródeł odnawialnych.
Wolumen produkcji energii elektrycznej przekłada się równocześnie na produkcję praw majątkowych (zielonych) i przychody z tytułu sprzedaży świadectw pochodzenia energii uzyskiwane przez aktywa segmentu, z wyłączeniem elektrowni wodnych powyżej 5 MWe.
Istotną pozycję w przychodach segmentu od 2021 roku stanowią przychody z Rynku Mocy, mechanizmu wprowadzonego w celu zapobieżenia sytuacji niedoboru energii elektrycznej w KSE.
Wybrane elektrownie segmentu Energetyki Odnawialnej, otrzymują wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego (pozostawanie przez Jednostkę Rynku Mocy w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązanie do dostawy określonej mocy do systemu w okresie zagrożenia).
Po stronie kosztowej najważniejsze pozycje stanowią: zużycie energii na potrzeby pompowania wody w elektrowniach szczytowo-pompowych, amortyzacja aktywów segmentu oraz usługi obce, głównie usługi remontowe.
Istotną pozycję kosztową działalności w ramach segmentu stanowią również podatek od nieruchomości oraz wynagrodzenia pracowników. Na podstawie przepisów Ustawy o środkach nadzwyczajnych od grudnia 2022 roku wytwórcy energii elektrycznej zobowiązani są do dokonania odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.
Aktywa
W ramach Grupy Kapitałowej PGE działalnością operacyjną w zakresie energetyki odnawialnej zarządza spółka PGE Energia Odnawialna S.A.
Ze względu na charakter działalności w składzie segmentu prezentowane są również spółki z obszaru Energetyka Morska, które odpowiadają za wszelkie działania związane z wiatrową energetyką morską.
Na aktywa segmentu składa się:
- 20 farm wiatrowych,
- 24 elektrownie fotowoltaiczne,
- 29 elektrowni wodnych przepływowych,
- 4 elektrownie wodne szczytowo-pompowe, w tym 2 z dopływem naturalnym.
Dane dotyczące mocy zainstalowanej i produkcji w elektrowniach segmentu Energetyka Odnawialna
Rodzaje Elektrowni | Roczna produkcja energii (GWh) | Moc zainstalowana (MWe) | |
---|---|---|---|
2022 | 2021 | 2022 | |
Elektrownie wodne przepływowe | 261 | 290 | 96 |
Elektrownie wodne szczytowo-pompowe | 910 | 675 | 1 251 |
Elektrownie wodne szczytowo-pompowe z dopływem naturalnym1 | 171 | 172 | 287 |
Elektrownie wiatrowe | 1 568 | 1 448 | 772 |
Elektrownie fotowoltaiczne | 5 | 5 | 22 |
Kluczowe wielkości finansowe
[mln PLN] | 2022 | 2021 |
---|---|---|
Przychody ze sprzedaży, w tym: | 3 401 | 1 672 |
EBIT | 1 440 | 686 |
EBITDA | 1 795 | 1 016 |
Nakłady inwestycyjne | 458 | 189 |
Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu
Kluczowymi czynnikami wpływającymi na wyniki segmentu Energetyka Odnawialna r/r były:
- Wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, który wynika z: wyższej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej o 502 PLN/MWh r/r, co przełożyło się na wzrost przychodów o ok. 1 576 mln PLN; wyższego wolumenu sprzedaży o 335 GWh, co wpłynęło na powiększenie przychodów o ok. 136 mln PLN.
- Wyższe przychody ze sprzedaży praw majątkowych, które wynikają głównie z: wyższego wolumenu sprzedaży o 112 GWh, co wpłynęło na wzrost przychodów o 20 mln PLN; wyższej średniej ceny sprzedaży o 2 PLN/MWh r/r, w wyniku czego przychody wzrosły o 2 mln PLN.
- Wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej na potrzeby pompowania w elektrowniach szczytowo-pompowych w wyniku wyższej średniej ceny zakupu energii elektrycznej o 337 PLN/MWh r/r, co przełożyło się na wzrost kosztów o 614 mln PLN oraz wyższego wolumenu zakupu o 702 GWh, wpływającego na wzrost kosztów o 206 mln PLN.
- Niższe przychody z tyt. Rynku Mocy, wynikające głównie z niższych stawek względem roku ubiegłego.
- Wzrost kosztów osobowych jest głównie efektem wyższego zatrudnienia ze względu na rozwój obszarów Energetyki Morskiej oraz Energetyki Odnawialnej.
- Wyższy poziom pozycji pozostałe wynika głównie z wyższych kosztów prowadzenia działalności operacyjnej, spowodowanych rozwojem obszarów Energetyki Morskiej oraz Energetyki Odnawialnej oraz dokonanego w grudniu 2022 odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.
Dystrybucja
Jesteśmy drugim pod względem liczby klientów dystrybutorem energii z ok. 25 proc. udziałem w polskim rynku dystrybucji energii. Nasz obszar dystrybucyjny obejmuje niemal 40 proc. powierzchni Polski. Przy wykorzystaniu ponad 290 tys. km sieci energetycznych dostarczamy energię elektryczną do ok. 5,7 mln klientów.
Przedmiotem działalności segmentu jest świadczenie usług dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych za pomocą sieci i urządzeń elektroenergetycznych wysokich, średnich i niskich napięć.
Przychody segmentu oparte są o taryfy dla usług dystrybucji energii elektrycznej zatwierdzane co roku przez Prezesa URE na wniosek spółki i mają charakter regulowany.
Taryfa, co do zasady, zapewnia przeniesienie w niej kosztów związanych z bieżącą działalnością operatora systemu dystrybucyjnego. Są to zarówno uzasadnione koszty operacyjne, amortyzacja, jak również koszty związane z koniecznością pokrycia strat bilansowych przy dystrybucji energii elektrycznej, czy zakupu usług przesyłowych od Operatora Systemu Przesyłowego.
Równocześnie taryfa uwzględnia koszty przenoszone w opłacie, takie jak opłata OZE, opłata przejściowa, opłata kogeneracyjna oraz opłata mocowa.
Kluczowym elementem kształtującym wynik segmentu dystrybucji jest wynagrodzenie z tyt. zwrotu z zainwestowanego przez spółkę kapitału. Oparty jest on o tzw. wartość regulacyjną aktywów (WRA), tworzoną w oparciu o realizowane inwestycje oraz uwzględnienie amortyzacji majątku.
WRA jest podstawą do obliczenia zwrotu kapitału, przy wykorzystaniu średnioważonego kosztu kapitału, który jest publikowany przez Prezesa URE zgodnie z ustaloną formułą i przy uwzględnieniu, jako stopy wolnej od ryzyka, średniej rentowności 10-letnich obligacji Skarbu Państwa o najdłuższym terminie wykupu w okresie 36 miesięcy poprzedzających złożony wniosek taryfowy, notowanych na Rynku Treasury BondSpot. Ponadto wysokość zwrotu z kapitału uzależniona jest od wykonania indywidualnych celów jakościowych wyznaczonych przez Prezesa URE dla wskaźników efektywności obejmujących: czas trwania przerw, częstość przerw, czas realizacji przyłączenia oraz (jeszcze nie uwzględniany) czas przekazywania danych pomiarowo-rozliczeniowych.
Przychody segmentu oparte są o taryfy dla usług dystrybucji energii elektrycznej, zatwierdzane co roku przez Prezesa URE na wniosek spółki i mają charakter regulowany.
Kluczowe wielkości finansowe
[mln PLN] | 2022 | 2021 |
---|---|---|
Przychody ze sprzedaży, w tym: | 6 803 | 6 492 |
EBIT | 1 616 | 1 559 |
EBITDA | 2 850 | 2 779 |
Nakłady inwestycyjne | 2 576 | 1 354 |
Wolumeny, klienci i dane operacyjne
PGE Dystrybucja S.A. działa na obszarze 129 829 km2 i dostarcza energię elektryczną do ok. 5,7 mln klientów.
Wolumen dystrybuowanej energii elektrycznej i liczba klientów w latach 2021 i 2020
Taryfy | Wolumen (TWh) |
Liczba klientów wg punktów poboru (szt.) |
||
2022 | 2021 | 2022 | 2021 | |
Grupa taryfowa A | 5,35 | 5,40 | 134 | 118 |
Grupa taryfowa B | 14,81 | 14,96 | 13 484 | 13 029 |
Grupa taryfowa C+R | 6,66 | 6,84 | 480 663 | 488 553 |
Grupa taryfowa G | 10,25 | 10,54 | 5 163 322 | 5 089 033 |
Razem | 37,07 | 37,74 | 5 657 603 | 5 590 733 |
Kluczowe dane operacyjne
Dane operacyjne | Jedn. | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
---|---|---|---|---|---|---|
Liczba stacji, w tym: | szt. | 96 588 | 95 987 | 95 603 | 95 014 | 94 203 |
Liczba stacji transformatorowych | szt. | 96 129 | 95 455 | 94 955 | 94 326 | 93 684 |
Moc stacji | MVA | 33 475 | 32 956 | 32 663 | 32 347 | 31 696 |
Długość linii ogółem | km | 298 670 | 297 029 | 295 613 | 293 825 | 291 002 |
Linie wysokiego napięcia | km | 10 438 | 10 383 | 10 336 | 10 317 | 10 284 |
Linie średniego napięcia | km | 115 584 | 115 049 | 114 539 | 113 856 | 112 418 |
Linie niskiego napięcia | km | 172 656 | 171 597 | 170 738 | 169 652 | 168 300 |
Wskaźnik strat sieciowych | % | 4,3 | 4,7 | 5,2 | 4,8 | 5,1 |
Wskaźnik SAIDI, w tym: | min | 495 | 368 | 251 | 261 | 299 |
Planowane | min | 35 | 34 | 40 | 58 | 87 |
Nieplanowane z katastrofalnymi | min | 460 | 334 | 211 | 203 | 212 |
Wskaźnik SAIFI, w tym: | szt./odb. | 5,20 | 4,28 | 3,67 | 3,88 | 3,92 |
Planowane | szt./odb. | 0,20 | 0,19 | 0,24 | 0,31 | 0,47 |
Nieplanowane z katastrofalnymi | szt./odb. | 5,00 | 4,09 | 3,43 | 3,57 | 3,45 |
Czas przyłączenia | dni | 341 | 267 | 206 | 199 | 211 |
Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu
Kluczowymi czynnikami wpływającymi na wyniki segmentu Dystrybucja r/r były:
- Spadek wolumenu dystrybuowanej energii elektrycznej o 0,67 TWh, wynikający głównie z niższego zużycia e.e. w grupie taryfowej gospodarstw domowych w stosunku do roku poprzedniego, kiedy wystąpiły wzmożone obostrzenia pandemiczne, powodujące konieczność pracy i nauki zdalnej, a więc i większe zużycie e.e. przez gospodarstwa domowe. Dodatkowo nastąpił spadek liczby punktów poboru energii w taryfie małych i średnich przedsiębiorstw oraz gospodarstw rolnych.
- Wzrost stawek w Taryfie 2022 o 7,9 PLN/MWh w porównaniu do taryfy obowiązującej w ubiegłym roku, który przełożył się na zwiększenie przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych.
- Wyższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej głównie spowodowane znaczącym wzrostem cen energii elektrycznej.
- Wzrost podatku od nieruchomości wynikający ze wzrostu wartości budowli oraz wyższych stawek podatkowych.
- Wzrost kosztów osobowych w związku z rosnącymi kosztami zatrudnienia z powodu presji inflacyjnej.
- Wzrost w pozycji pozostałe, wynikające głównie z wyższych przychodów z tytułu opłaty przyłączeniowej.
Nakłady inwestycyjne
Poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Dystrybucja w 2022 i 2021 roku
mln PLN | 2022 | 2021 | Zmiana % |
---|---|---|---|
Inwestycje w moce produkcyjne, w tym: | 2 561 | 1 357 | 89% |
|
1 154 | 665 | 74% |
|
1 407 | 692 | 103% |
Pozostałe | 15 | 1 | 1 400% |
Razem | 2 576 | 1 358 | 90% |
Obrót
Segment Obrót obejmuje działalność prowadzoną w Grupie PGE na rynku hurtowym energii oraz na rynku detalicznym.
Działalność prowadzona w ramach rynku hurtowego dotyczy przede wszystkim realizacji transakcji obrotu energią elektryczną w imieniu i na rzecz segmentów Energetyka Konwencjonalna, Ciepłownictwo oraz Energetyka Odnawialna.
W ramach działalności na rynku detalicznym główne źródło przychodów segmentu to sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców końcowych.
Jest to sprzedaż do odbiorców biznesowych i instytucjonalnych, stanowiąca ponad 70% sprzedawanego wolumenu, oraz do odbiorców indywidualnych.
Przychody segmentu obejmują również sprzedaż gazu ziemnego oraz paliw, w tym głównie: miału węglowego i węgla grubego, realizowaną przez PGE Paliwa sp. z o.o. W roku 2022 w związku z decyzjami Prezesa Rady Ministrów, spółka PGE Paliwa sp. z o.o. została zobligowana do zakupu węgla energetycznego o parametrach zbliżonych do parametrów jakościowych wykorzystywanych przez gospodarstwa domowe i sprowadzenia go do Polski.
Dodatkowo na podstawie przepisów Ustawy o środkach nadzwyczajnych od grudnia 2022 roku został wprowadzony system rekompensat dla spółek obrotu z tytułu stosowania cen maksymalnych oraz upustów.
Jednocześnie przedsiębiorcy wykonujący działalność w zakresie obrotu energią elektryczną są zobowiązani do dokonania odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.
Sprzedawanej energii elektrycznej przyporządkowane są koszty zakupu energii elektrycznej na rynku hurtowym oraz koszty umorzenia praw majątkowych, w ramach systemu wsparcia dla źródeł odnawialnych i efektywności energetycznej.
Segment Obrót ponosi również koszty związane z działalnością centrum korporacyjnego Grupy.
Kluczowe wielkości finansowe
[mln PLN] | 2022 | 2021 |
---|---|---|
Przychody ze sprzedaży, w tym: | 46 566 | 38 223 |
EBIT | 2 010 | 794 |
EBITDA | 2 043 | 827 |
Nakłady inwestycyjne | 17 | 8 |
Wolumeny, klienci i dane operacyjne
Wolumen sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców finalnych i liczba klientów w 2020 i 2019 roku
Taryfy | Wolumen (TWh)1 |
Liczba klientów według punktów poboru (szt.)1 |
||
2022 | 2021 | 2022 | 2021 | |
Grupa taryfowa A | 7,32 | 7,29 | 154 | 139 |
Grupa taryfowa B | 11,85 | 13,68 | 11 072 | 11 877 |
Grupa taryfowa C+R | 5,85 | 6,31 | 405 766 | 421 164 |
Grupa taryfowa G | 9,18 | 10,04 | 5 102 455 | 5 021 702 |
Razem | 34,20 | 37,32 | 5 519 447 | 5 454 882 |
Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu
Kluczowymi czynnikami wpływającymi na wynik EBITDA segmentu Obrót r/r były:
- Wyższy wynik na energii elektrycznej w efekcie wyższej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej, skompensowanym częściowo niższym wolumenem sprzedaży.
- Wzrost przychodów z działalności wewnątrz GK PGE wynikający ze wzrostu przychodów z tytułu umowy o Zarządzanie Handlowe Zdolnościami Wytwórczymi, co jest konsekwencją wyższej wartości obrotu energią elektryczną oraz w efekcie ujęcia marży od transakcji na obrocie CO2 ze spółkami GK PGE.
- Wyższy wynik na sprzedaży paliw w efekcie znacznie wyższych wolumenów sprzedaży węgla grubego oraz miału.
- Wyższe koszty osobowe w efekcie zmian organizacyjnych oraz w związku z prowadzonym procesem zmiany wynagrodzeń.
- Wyższy wynik na pozostałej działalności operacyjnej w efekcie zmian na rezerwach na poczet należności wątpliwych oraz odpisów aktualizujących należności w spółkach sprzedaży detalicznej.
- Niższy wynik na pozycji pozostałe w efekcie wyższych kosztów rozliczenia z prosumentami oraz w efekcie zaksięgowania odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.
Gospodarka Obiegu Zamkniętego
Gospodarowanie ubocznymi produktami spalania (UPS) w Grupie PGE, prowadzi do wykorzystywania odpadów jako pełnowartościowych substancji zagospodarowanych w innych gałęziach gospodarki (przemysł cementowy, budownictwo, drogownictwo, górnictwo), a w konsekwencji do ograniczenia ilości wytwarzanych odpadów końcowych.
Przedmiotem działalności segmentu jest zapewnienie kompleksowej obsługi w zakresie zarządzania ubocznymi produktami spalania (UPS), świadczenie usług w obszarach pomocniczych dla wytwórców energii elektrycznej i ciepła oraz dostaw materiałów na bazie UPS.
W segmencie GOZ najważniejszym źródłem przychodów segmentu są przychody z gospodarczego wykorzystania UPS, obejmujące przychody ze sprzedaży UPS w stanie nieprzetworzonym, przychody ze sprzedaży produktów wytworzonych na bazie UPS w ramach własnych procesów produkcyjnych oraz sprzedaż usług związanych z zagospodarowaniem UPS.
Poziom osiąganych przychodów jest uzależniony od wielu czynników, w tym od możliwości handlowych sprzedaży UPS w stanie przetworzonym i nieprzetworzonym, sezonowości branż nabywających UPS, sezonowości pracy dostawców UPS (elektrownie, elektrociepłownie), wielkości odebranego wolumenu, wydajności infrastruktury produkcyjnej, możliwości składowania UPS jako zapasów materiałowych przeznaczonych do produkcji oraz panujących warunków rynkowych.
Uboczne Produkty Spalania (UPS) powstające w procesie wytwarzania energii dają wiele możliwości wykorzystania w gospodarce, skutecznie zastępując surowce naturalne. W Polsce rocznie powstaje około 20 mln ton UPS w postaci popiołów, żużli oraz mieszanin popiołowo-żużlowych, jak również gipsu z odsiarczania spalin.
W gospodarce obiegu zamkniętego produkty te są efektywnie wykorzystywane, podnosząc walor ekologiczny największych inwestycji, przede wszystkim infrastrukturalnych, jak budowa autostrady A1 czy trasy szybkiego ruchu S7, S14, S19.
Kluczowe wielkości finansowe
[mln PLN] | 2022 | 2021 |
---|---|---|
Przychody ze sprzedaży, w tym: | 354 | 311 |
EBIT | 28 | 36 |
EBITDA | 37 | 45 |
Nakłady inwestycyjne | 16 | 9 |
Kluczowe czynniki wpływające na wynik EBITDA segmentu GOZ
- Wyższe przychody ze sprzedaży ubocznych produktów spalania, które spowodowane są wyższym wolumenem odbioru UPS od wytwórców możliwym do zagospodarowania.
- Wyższe przychody ze sprzedaży usług, co jest wynikiem wyższych przychodów z wynajmu sprzętu ciężkiego oraz wyższych kosztów pracowników usługowych.
- Wyższy poziom kosztów osobowych to głównie efekt prowadzonego procesu zmiany wynagrodzeń.
- Wyższe koszty usług obcych, wynikające głównie z wyższych kosztów zagospodarowania UPS.
- Wyższy poziom pozycji pozostałe, spowodowany głównie wzrostem zużycia paliw, materiałów produkcyjnych oraz niższym przychodem ze sprzedaży pozostałych towarów.
Pozostała Działalność
Przedmiotem działalności segmentu jest świadczenie usług na rzecz Grupy Kapitałowej PGE, m.in. organizacja pozyskiwania finansowania w formie euroobligacji (PGE Sweden), świadczenie usług informatycznych, księgowo-kadrowych, transportowych oraz inwestycje w start-up'y.
Ponadto w strukturach segmentu znajdują się spółki odpowiedzialne za budowę nowych, niskoemisyjnych jednostek wytwórczych- bloków gazowo-parowych przy Elektrowni Dolna Odra (PGE Gryfino 2050 sp. z o.o.) oraz na terenie Elektrowni Rybnik (Rybnik 2050 sp. z o.o.). Z tego powodu wynikają znaczące nakłady inwestycyjne wykazywane przez segment.
Kluczowe wielkości finansowe
[mln PLN] | 2022 | 2021 |
---|---|---|
Przychody ze sprzedaży, w tym: | 317 | 432 |
EBIT | 6 | (2) |
EBITDA | 51 | 60 |
Nakłady inwestycyjne | 2 200 | 845 |