Segmenty działalności

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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

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.

PGE Dystrybucja S.A. działa na obszarze 129 829 km² i  dostarcza energię elektryczną do ok. 5,7 mln klientów.

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

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.

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

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.

• 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.

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.