Perspektywy / Otoczenie

Home
PGE w Transformacji
Perspektywy / Otoczenie

Nowa notatka

Perspektywa krótkoterminowa
(stan perspektywy na 24.05.2023 roku)

EBITDA powtarzalna: perspektywa na 2023 rok

Wyniki segmentów wytwórczych oraz segmentu Obrót pod negatywnym wpływem regulacji dotyczących ograniczenia wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparcia niektórych odbiorców w 2023 roku.

	Perspektywa 2023 vs 2022	Główne czynniki
Energetyka Konwencjonalna		Segment przewidziany do wyłączenia wraz z finalizacją procesu wydzielenia aktywów węglowych Wyższe przychody z Rynku Mocy i Regulacyjnych Usług Systemowych Wzrost jednostkowych kosztów uprawnień do emisji CO₂ o ok. 50% Spodziewany wyższy poziom jednostkowych kosztów zużycia paliw produkcyjnych (węgiel kamienny) Presja na wolumeny produkcyjne – nowe moce OZE, oczekiwana wyższa generacja źródeł wiatrowych oraz fotowoltaicznych, wymiana międzysystemowa
Ciepłownictwo		Wyższy wolumen produkcji jednostek kogeneracyjnych opalanych paliwem gazowym w związku z silnym spadkiem cen Opublikowane ceny referencyjne umożliwiają odzyskiwanie kosztów poniesionych w latach 2021-2022 Spodziewany wyższy poziom jednostkowych kosztów zużycia paliw produkcyjnych (głównie węgla kamiennego)
Energetyka Odnawialna		Spodziewany wyższy wynik elektrowni szczytowo-pompowych Nowe moce fotowoltaiczne
Obrót		Niższy wynik na sprzedaży produktów taryfowych G oraz ABCiR – ograniczenia marżowe
Dystrybucja		Wyższy oczekiwany efektywny średnioważony koszt kapitału (WACC) 8,48% (przed opodatkowaniem) w wyniku zakładanej możliwości uzyskania premii za reinwestowanie Wartość regulacyjna aktywów (WRA) na poziomie 19,7 mld PLN Presja na wolumen dystrybuowanej energii.

Nakłady inwestycyjne: perspektywa na 2023 rok

	Perspektywa 2023 vs 2023	Główne czynniki
Energetyka Konwencjonalna		Segment przewidziany do wyłączenia wraz z finalizacją procesu wydzielenia aktywów węglowych Nakłady na inwestycje modernizacyjno-odtworzeniowe
Źródła niskoemisyjne		Kontynuacja inwestycji w Dolnej Odrze, pojawiające się istotne nakłady na blok gazowo-parowy w Rybniku
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 MAKROEKONOMICZNE – ŚWIAT	W następstwie kryzysu energetycznego wystąpił znaczny wzrost cen paliw i energii, co przełożyło się na bardzo wysokie poziomy inflacji, które w  krajach rozwiniętych obserwowano ostatni raz w latach 80-tych XX wieku. W trakcie roku 2022 odczyty wskaźników cen w  Strefie Euro i  USA rosły z  miesiąca na miesiąc, wyhamowując dopiero pod koniec roku. Bardzo duży wzrost cen energii pośrednio wpłynął również na wzrost inflacji bazowej, co skłoniło banki centralne do szybkiej podwyżki stóp procentowych. Rekordowe ceny paliw i  energii elektrycznej w  znaczący sposób zaczęły oddziaływać na pogorszenie koniunktury i wyhamowanie tempa wzrostu PKB, a także spadek zapotrzebowania na energię elektryczną w drugiej połowie roku. Wystąpiła także znaczna destrukcja popytu na rynku gazu. Zanotowano istotne pogorszenie wskaźników wyprzedzających koniunkturę praktycznie we wszystkich największych gospodarkach świata. Wskaźnik PMI w Strefie Euro spadł z  58,7 pkt. w  styczniu 2022 roku do 47,1 pkt. w grudniu 2022 roku. Wskaźniki nastrojów konsumenckich również pozostają na poziomach sygnalizujących recesję. Produkcja przemysłowa w  Strefie Euro po silnym odbiciu w  roku 2021, utrzymywała się na podobnym poziomie w  roku 2022. Jednak wskaźniki wyprzedzające sugerują, że można spodziewać się spadku produkcji przemysłowej w najbliższych miesiącach. Komisja Europejska przyjęła plan REPowerEU, który ma na celu uniezależnić Europę od rosyjskich paliw kopalnych i zakłada przekierowanie na ten cel części środków z  pozostałych funduszy o wartości 225 mld EUR oraz pozyskanie 20 mld EUR z licytacji uprawnień do emisji CO₂ przesuniętych z  przyszłych okresów.	Pogorszenie koniunktury w  Strefie Euro powinno pociągać za sobą również spadek produkcji przemysłowej w  Polsce, co pozwala spodziewać się dalszego spadku zapotrzebowania na energię w  KSE. Wysokie ceny gazu w  Europie powodują ograniczenie generacji w elektrociepłowniach gazowych. Natomiast wzrost cen rynkowych węgla w portach ARA przekłada się na zwiększenie kosztów produkcji z   wykorzystaniem węgla importowanego. Wzrosty cen na rynku surowców na świecie powodują zwiększenie kapitałochłonności inwestycji zarówno w aktywa konwencjonalne, jak i  OZE. Ponadto globalny wzrost cen paliw kopalnych zwiększa popyt na technologie OZE, co również oddziałuje na wzrost kosztów inwestycyjnych. Wysoki poziom inflacji bazowej przekłada się na konieczność utrzymania podwyższonych poziomów stóp procentowych przez dłuższy czas, co z kolei podnosi koszty finansowania.
OTOCZENIE MAKROEKONOMICZNE – POLSKA	Rok 2022 cechował się spadającą dynamiką wzrostu PKB. Stosunkowo stabilne tempo wzrostu gospodarczego w I kwartale 2022 roku związane było z akumulacją zapasów. Wraz z  kolejnymi kwartałami zauważalne stało się zjawisko destrukcji popytu. Niepewność panująca na rynkach wpłynęła na sceptycyzm konsumentów oraz zahamowanie znacznej części inwestycji. Średnioroczna inflacja w  roku 2022 wyniosła 14,4%. Średnioroczny wskaźnik inflacji bazowej oscylował w  okolicach 9,1%. Wzrost cen energii stanowił znaczącą, aczkolwiek nie jedyną, przyczynę kształtowania się wysokiego poziomu inflacji w  roku 2022. Stopa referencyjna Narodowego Banku Polskiego wzrosła w  ciągu roku z  poziomu 2,25% do 6,75%. Agencje ratingowe podtrzymały wysoką ocenę wiarygodności kredytowej Polski. Podkreślono również, iż perspektywy na najbliższą przyszłość są stabilne. Rentowność 10-cio letnich obligacji skarbowych wzrosła w  ciągu roku z  poziomu 3,5% w  styczniu 2022 do wartości 6,5% w  grudniu 2022 roku. Rynkowy entuzjazm związany ze zniesieniem znacznej części restrykcji covidowych został stłumiony przez turbulencje wynikające z  rozpoczęcia działań wojennych za wschodnią granicą Rzeczypospolitej Polskiej. Przez większą część roku indeks PMI znajdował się na poziomach zwiastujących kryzys w  sektorze wytwórczym. Na przestrzeni roku zauważalny był spadkowy trend tego miernika. Zwiększenie liczby mieszkańców ze względu na migrację z  terenu Ukrainy. Prognozy KE zakładają w  najbliższych latach wzrost PKB na poziomie 1% w  2023 roku i  2,6% w  2024 roku.	Oczekiwane spowolnienie tempa wzrostu gospodarczego powinno przełożyć się zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną. Presja cenowa (wysokie koszty pozyskania paliw energetycznych, uprawnień do emisji CO₂, opłat dystrybucyjnych) wpłynie na zmniejszenie zużycia energii zarówno w gospodarstwach domowych, jak i w przemyśle oraz usługach. Wysokie ceny energii mogą uderzyć w  opłacalność branż energochłonnych. Można spodziewać się, iż wysokie ceny energii oraz dostępność programów wsparcia prawdopodobnie skłonią konsumentów do instalacji odnawialnych źródeł energii. Szacuje się, iż pojawienie się znacznej liczby ludności z  terenów Ukrainy zwiększyło zapotrzebowania na energię elektryczną w  roku 2022. Zjawisko to powinno utrzymać się w  roku 2023. W dłuższej perspektywie niższy poziom zapotrzebowania oraz zmiany miksu energetycznego mogą przełożyć się na niższą cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym, a  zwłaszcza negatywnie wpłyną na ekonomikę wytwarzania energii z  węgla. Nie oczekuje się zmiany długoterminowego ratingu ryzyka kredytowego Polski w  PLN i walutach obcych, co przy innych czynnikach niezmienionych, powinno pozostać neutralne dla kosztów finansowania programów inwestycyjnych. Można spodziewać się, iż obecne wartości inflacji oraz poziomy stóp procentowych w  najbliższych latach wrócą do poziomów zakładanych przez cele Narodowego Banku Polskiego. Wzrost wskaźników cen robót budowlano-montażowych oraz presja kosztowa w  segmencie budownictwa specjalistycznego mogą skutkować wyższymi nakładami na realizację zaplanowanego programu inwestycyjnego oraz wyższymi kosztami usług obcych. Strukturalny niedobór wykwalifikowanych pracowników może spowodować opóźnienia w   realizacji zadań inwestycyjnych i  remontowych.
TRENDY NA RYNKACH ENERGII ELEKTRYCZNEJ I PALIW	W roku 2022 zapotrzebowanie na energię elektryczną w  Polsce spadło r/r o  0,9 TWh, z  174,4 TWh do 173,5 TWh. W III kwartale 2022 roku średnia cena gazu ziemnego na rynku SPOT wyniosła 951 PLN/MWh i  była prawie trzy razy wyższa r/r. W IV kwartale 2022 roku ceny SPOT gazu ziemnego znacząco spadły– średnia wyniosła 471 PLN/MWh. Ceny węgla w  portach ARA wzrosły z  ok. 25 PLN/GJ w  styczniu 2022 roku do ok. 77 PLN/GJ w sierpniu 2022 roku. Na koniec roku ceny kształtowały się na poziomie ok. 30 PLN/GJ. W listopadzie 2022 roku, podobnie jak w  kilku poprzednich miesiącach, krajowy węgiel kamienny dla energetyki był droższy, niż rok wcześniej. Wartość Polskiego Indeksu Rynku Węgla Energetycznego (PSCMI-1) wyniosła 26 PLN/GJ. Średnioważona cena BASE na Rynku Dnia Następnego wyniosła w  2022 roku 796 PLN/MWh, co oznacza wzrost o  395 PLN/MWh względem roku 2021. Średnioważona cena kontraktu rocznego na 2023 rok wyniosła w  całym 2022 roku 1 112 PLN/MWh i  jest to wzrost o 727 PLN/MWh w  stosunku do ceny z notowań kontraktu BASE_Y-22 w  roku 2021. Ceny CO₂ dalej utrzymują się na wysokim poziomie. Średnia cena w  2022 roku to ok. 81 EUR/tonę. Ceny gazu i  energii elektrycznej osiągnęły w  2022 roku najwyższy poziom w  historii. Ceny zaczęły rosnąć już w  II połowie 2021 roku, kiedy to światowa gospodarka zaczęła się podnosić po zastoju związanym z  COVID-19 i  wystąpiły niedobory surowców w  wyniku rosnącego zużycia energii. Sytuację pogorszyła inwazja Rosji na Ukrainę i  stopniowe wstrzymywanie dostaw gazu z  Rosji do Unii Europejskiej. Dodatkowe utrudnienia to rekordowo wysokie temperatury w   okresie letnim oraz niska dyspozycyjność elektrowni atomowych we Francji. Utrzymujący się wysoki poziom światowych cen paliw przełożył się na wzrost cen energii w  krajach sąsiednich, co spowodowało odwrócenie salda wymiany transgranicznej i  Polska w  2022 roku stała się eksporterem netto. Rekordowa generacja energii elektrycznej z  instalacji fotowoltaicznych i  elektrowni wiatrowych w  UE w  2022 roku – w  Polsce wzrost generacji wyniósł o  8,6 TWh r/r. Niższa produkcja z  elektrowni jądrowych spowodowana awariami istniejących bloków oraz suszami, które doprowadziły do niedoborów wody chłodzącej. Wzrost zużycia węgla w  Europie ze względu na zwiększone ceny gazu ziemnego i  utrudnione dostawy z kierunku rosyjskiego. Częściowe lub całkowite ograniczenie dostaw gazu z  Rosji dla 13 państw członkowskich UE. Bułgaria, Polska, Litwa, Łotwa i  Finlandia nie otrzymują już żadnych dostaw gazu z  Rosji. Import gazu ziemnego do Europy za pomocą terminali LNG od dostawców spoza Rosji wzrósł o  75% r/r, osiągając poziom 112 mld m³. Terminal LNG w  Świnoujściu w  2022 roku odebrał 5,7 mld m3, w  2021 roku 3,6 mld m³. Głównymi dostawcami do UE są Norwegia i  Stany Zjednoczone. Moce regazyfikacji w Europie zostaną szybko powiększone za sprawą pływających terminali FSRU (Floating Storage Regasification Unit). Ustalenie warunku zapełnienia magazynów gazu ziemnego w   co najmniej 80% do listopada 2022 roku przez państwa członkowskie UE. W  połowie października 2022 roku poziom napełnienia magazynów przekroczył 91%. Wpływ na to miał zwiększony poziom dostaw LNG i obniżenie konsumpcji. Wprowadzanie interwencji nadzwyczajnych dotyczących zużycia gazu ziemnego: unijny cel redukcji zapotrzebowania na gaz wynosi 15% w okresie sierpień 2022 – marzec 2023, w porównaniu do średniej z ostatnich pięciu lat. Zużycie gazu ziemnego w  Unii Europejskiej zmniejszyło się w  okresie od sierpnia do listopada 2022 roku o  20% względem średniego poziomu w  tym okresie w  latach 2017-2021. Spadek zużycia w  Polsce wyniósł również ok. 20%. Otwarcie Baltic Pipe 28 września 2022 roku. 30 listopada 2022 roku gazociąg osiągnął docelową zdolność przesyłową 10 mld m³ rocznie gazu z  Norwegii. Uruchomienie gazociągu GIPL (Gas Interconnector Poland-Lithuania) łączącego Polskę i  Litwę 1 maja 2022 roku. Gazociąg umożliwia odbiór dostaw gazu skroplonego przez litewski terminal LNG w Kłajpedzie. Synchronizacja ukraińskich i  mołdawskich sieci elektroenergetycznych z  europejską siecią kontynentalną, co pozwoli utrzymać stabilność sieci i  stworzyć warunki dla korzystnego dla obu stron handlu energią elektryczną. Wdrożenie środków mających na celu rozwiązanie problemu wyższych cen energii: Ustanowienie celu dotyczącego ogólnego zmniejszenia zapotrzebowania na energię elektryczną. Wyznaczenie pułapu przychodów w odniesieniu do technologii inframarginalnych (technologie, które produkują energię elektryczną taniej niż stanowiące punkt referencyjny elektrownie gazowe). Składki solidarnościowe z  tytułu nadmiernych zysków. Ustanowienie cen regulowanych, taryf socjalnych, tymczasowych dotacji dla konsumentów prywatnych i przedsiębiorstw (w tym MŚP i przemysł). Wejście w  życie Ustawy o  środkach nadzwyczajnych, mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w  2023 roku. Zamrożenie cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w  2023 roku na poziomie cen z  2022 roku do określonych limitów zużycia. Wprowadzenie limitów cen energii elektrycznej od 1 grudnia 2022 roku. Maksymalne ceny wynoszą 693 PLN/MWh dla gospodarstw domowych i  785 PLN/MWh dla podmiotów użyteczności publicznej, samorządów oraz MSP. Ceny maksymalne będę obowiązywały do 31 grudnia 2023 roku. Nałożenie limitu cen sprzedaży energii na wytwórców oraz spółki obrotu. Po ich przekroczeniu są oni zobowiązani do dokonania odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny (WRC). Wprowadzenie rekompensat dla przedsiębiorstw obrotu energią elektryczną, związanych z  limitem cen dla obiorców wypłacane ze środków z Funduszu WRC. Kontynuowanie przez Ministerstwo Aktywów Państwowych projektu transformacji sektora elektroenergetycznego w  Polsce i wydzielenia węglowych aktywów wytwórczych ze spółek z  udziałem Skarbu Państwa. Zmiany w  modelu rynku energii: Wprowadzenie maksymalnych cen ofertowych na Rynku Bilansującym we wrześniu/październiku 2022 roku. Zniesienie obliga giełdowego. Nowy model rozliczania dla prosumentów tzw. net-billing. Wdrożenie mechanizmu Flow Based Market Coupling w  wymianie handlowej na połączeniu synchronicznym w  2022 roku (jednolite połączenie rynków energii elektrycznej).	W 2022 roku nastąpił wzrost produkcji energii z  węgla kamiennego w  Europie ze względu na wzrost cen gazu na rynkach europejskich. Przełożyło się to na wzrost cen węgla zarówno na rynku europejskim, jak i polskim. W  krótkim terminie może wystąpić ryzyko niższej dostępności krajowego węgla na potrzeby źródeł wytwórczych Grupy PGE. Jednak oczekiwany w  najbliższym czasie dynamiczny wzrost mocy zainstalowanej OZE oraz ustabilizowanie się sytuacji na światowych rynkach paliw i  co za tym idzie cen energii na rynkach ościennych powinno wywierać presję na ograniczenie generacji z  jednostek węglowych. Problemy z  dostępnością węgla dla gospodarstw domowych w  dłuższej perspektywie spowodują odchodzenie od wykorzystania paliw stałych w  celach ogrzewania gospodarstw i  skierowanie się ku innym rozwiązaniom, którymi są m.in. pompy ciepła, miejska sieć ciepłownicza czy ogrzewanie gazowe. W związku z  embargo na rosyjski węgiel i  utrudnionym dostępem do paliwa dla gospodarstw domowych, spółki PGE Paliwa sp. z o.o. i  Węglokoks S.A. w  połowie lipca 2022 roku zostały zobowiązane do zakupu i sprowadzenia do Polski do 31 października 2022 roku łącznie ok. 4,5 mln ton węgla odpowiedniego dla gospodarstw indywidualnych. W  2023 roku Polska dalej importuje węgiel na potrzeby gospodarstw domowych. PGE Paliwa sp. z o.o. zapewnia, że zrealizuje import łącznie ok. 10 mln ton węgla do końca kwietnia 2023 roku. 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 (uruchomiony Baltic Pipe oraz rozbudowa terminali LNG) umożliwi rozwój jednostek wytwórczych w  technologii CCGT (układ gazowo-parowy z  turbiną gazową) oraz realizację 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.

	Główne kierunki zmian	Potencjalny wpływ na GK PGE
ROZWÓJ NOWYCH TECHNOLOGII	Wybranie amerykańskiej spółki Westinghouse Electric Company na partnera technologicznego, który wybuduje w  Polsce pierwszą elektrownię jądrową. Elektrownia ma zostać wybudowana w  technologii AP1000. Zawarcie listu intencyjnego w  sprawie planu rozwoju elektrowni jądrowej w  Pątnowie pomiędzy Ministerstwem Aktywów Państwowych, Ministerstwem Handlu, Przemysłu i  Energii Korei, ZE  PAK  S.A., PGE S.A. i  Korea Hydro & Nuclear Power Co. Ltd. Rosnąca konkurencyjność technologii wiatrowych (w tym morska energetyka wiatrowa – offshore) i fotowoltaicznych, co potwierdzają ceny uzyskane w  aukcjach OZE oraz dynamika przyrostu liczby mikroinstalacji. Znaczny rozwój rynku pomp ciepła – w Polsce wzrost o 121% r/r. 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. Przyjęcie przez Radę Ministrów „Polskiej strategii wodorowej do roku 2030 z  perspektywą do 2040 roku” 2 listopada 2022 roku.	Zwiększenie konkurencyjności nowych instalacji OZE, wpływające na dynamikę ich przyrostu i  zmianę warunków pracy jednostek konwencjonalnych. Spadające koszty technologii offshore, umożliwiające jej wykorzystanie dla utrzymania pozycji lidera wytwarzania przez Grupę PGE przy znacznie zredukowanym średnim poziomie emisyjności portfela. Komercjalizacja magazynowania energii na skalę przemysłową, umożliwiające lepsze wykorzystanie OZE, uzupełniając moce konwencjonalne w  roli bilansowania systemu, a  także poprawiając lokalny poziom bezpieczeństwa energetycznego. Rozwój DSR (Demand Side Response – redukcja zapotrzebowania na polecenie PSE S.A.), która umożliwi bilansowanie KSE i  zmniejszy ryzyko blackoutu w  sytuacjach niskiej rezerwy mocy spowodowanej problemami z  dostępnością paliwa lub niesterowalną pracą jednostek OZE. Wzrost zmienności warunków pracy sieci na poziomie lokalnym wraz z  rozwojem energetyki prosumenckiej, co oznacza konieczność inwestycji w  infrastrukturę (przyłączenia, modernizacje), przy ograniczeniu wolumenu dystrybuowanej energii elektrycznej; w  segmencie Energetyka Konwencjonalna wyższe zapotrzebowanie na jednostki wytwórcze o  wysokiej elastyczności w  celu bilansowania energetyki rozproszonej. Rozwój elektromobilności, wpływający na zwiększenie zapotrzebowania na energię elektryczną oraz zmianę 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 OZE. Wykorzystanie przez Grupę PGE nowych technologii oraz potencjału zasobów danych, pozwalający na rozwój w  nowych rolach i  obszarach działalności oraz poprawę efektywności operacyjnej.

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. a obecnie trwają działania mające na celu ustanowienie celu pośredniego na rok 2040.

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.

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

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

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

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. Częścią tej transformacji w Polsce jest projekt powstania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE) i wydzielenia do niej aktywów węglowych spółek z udziałem Skarbu Państwa, w tym tych należących do Grupy PGE. Po finalizacji tego projektu inwestycje Grupy PGE skupiać się będą na energetyce odnawialnej, transformacji ciepłownictwa i infrastrukturze sieciowej.

Zgodnie z aktualizacją strategii z sierpnia 2023 r. łączne planowane nakłady inwestycyjne w latach do 2030 wyniosą 125 mld PLN z czego ponad 50% przypada na rozwój odnawialnych źródeł energii (morskie i lądowe farmy wiatrowe, fotowoltaika, zeroemisyjne źródła kogeneracyjne).

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 już w swojej strategii z 2020 r. zadeklarowała zmniejszenie swojego oddziaływania na środowisko naturalne poprzez osiągnięcie neutralności klimatycznej w 2050 r., a zaktualizowana strategia zakłada obecnie osiągnięcie neutralności klimatycznej w 2040 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 międzynarodowy

Rynek hurtowy (porównanie rynków dnia następnego)

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej na rynku polskim oraz rynkach ościennych w  IV kwartale 2022 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,73).

_{Źródło: TGE – poziom cen RDN obliczony w oparciu o notowania godzinowe (fixing), EEX, Nordpool}

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej na rynku polskim oraz rynkach ościennych w  2022 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,69).

Źródło: TGE – poziom cen RDN obliczony w oparciu o notowania godzinowe (fixing), EEX, Nordpool

_{Źródło: TGE, EEX, Nordpool}

W IV kwartale 2022 roku wzrost cen r/r na rynkach ościennych kształtował się w  przedziale 52-387 PLN/MWh, podczas gdy w Polsce średni poziom cen był wyższy o  138 PLN/MWh r/r (ok. 22%).

Niska korelacja cen energii wynika z  różnic w  miksie technologicznym (udział odnawialnych źródeł energii) oraz z  sytuacji na rynkach produktów powiązanych. Rozpiętość cenowa pomiędzy Polską a  sąsiadującymi państwami wynika również z różnic w  realizowanych cenach węgla w  kraju i  za granicą.

Cena węgla kamiennego w  portach ARA wzrosła o 62% r/r w IV kwartale, podczas gdy krajowy indeks cen miałów energetycznych PSCMI-1 wzrósł w tym samym czasie o 123%.

W ujęciu rocznym zanotowano wzrosty średnich cen energii na rynkach ościennych w  przedziale 342-753 PLN/MWh r/r, podczas gdy średnia cena w Polsce wzrosła o 387 PLN/MWh r/r (ok. 97%).

Rozpiętość cenowa pomiędzy Polską, a  sąsiednimi państwami wynikała w  dużej mierze z  różnic w  realizowanych cenach węgla oraz gazu ziemnego w kraju i zagranicą.

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

_{¹Porównanie 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.}

Wymiana handlowa

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

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

W IV kwartale 2022 roku Polska była eksporterem netto energii elektrycznej, a  saldo wymiany handlowej wyniosło -0,1 TWh (import 2,4 TWh, eksport 2,5 TWh) i  było wyższe r/r o  1,3 TWh. Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał import ze Szwecji (1,0 TWh) oraz z  Niemiec (0,9 TWh). Jednocześnie najwięcej eksportowaliśmy energii elektrycznej na Słowację (1,4 TWh) oraz na Litwę (0,4 TWh).

W 2022 roku saldo wymiany handlowej miało kierunek per saldo eksportowy i  wyniosło -1,0 TWh (import 9,1 TWh, eksport 10,1 TWh). Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał import ze Szwecji (3,9 TWh), z  Niemiec (1,8 TWh) oraz z  Litwy (1,7 TWh). Jednocześnie najwięcej eksportowaliśmy energii elektrycznej na Słowację (5,4 TWh) oraz do Niemiec (2,7 TWh).

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 2022 roku² dodatkowe obciążenia (ponad cenę sprzedaży i  koszt dystrybucji energii elektrycznej) dla odbiorcy indywidualnego w  Polsce stanowiły 38% ceny energii elektrycznej. Dla porównania w  Danii udział narzutów w  cenie energii elektrycznej przekraczał 48%.

_{²Dane Eurostatu dot. rynku detalicznego publikowane są w  okresach półrocznych.}

Wykres: Porównanie średnich cen energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w  wybranych krajach UE w I półroczu 2022 roku (ceny w  PLN/MWh, średni kurs EUR 4,63 PLN).

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

Ceny praw majątkowych

W IV kwartale 2022 roku średnia cena zielonych certyfikatów (indeks TGEozea) osiągnęła poziom 173 PLN/MWh i  była o  37% niższa w  porównaniu do analogicznego okresu ubiegłego roku.

Obowiązek umorzeń zielonych certyfikatów w  porównaniu z rokiem 2021 (19,5%) uległ zmianie i  wynosił 18,5% dla 2022 roku. Średnia cena zielonych certyfikatów w  2022 roku wyniosła 192 PLN/MWh i  była na takim samym poziomie jak w  2021 roku.

W lipcu 2022 roku opublikowano rozporządzanie w  sprawie poziomu obowiązku na 2023 rok. W  2023 roku obowiązek umorzeniowy wyniesie 12%.

_{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.

W IV kwartale 2022 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 22 wyniosła 77,38 EUR/t i  była wyższa (ok. +14%) od średniej ceny 68,16 EUR/t instrumentu EUA DEC 21 obserwowanej w analogicznym okresie poprzedniego roku. W  całym 2022 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 22 wyniosła 80,85 EUR/t i  była o  50% r/r wyższa od średniej ceny 53,87 EUR/t instrumentu EUA DEC 21 w  poprzednim roku.

_{Źródło: Opracowanie własne w oparciu o notowania ICE}

Przydział darmowych uprawnień do emisji CO₂

Zgodnie z  rozporządzeniem wykonawczym Komisji Europejskiej (KE) nr 2019/1842 z  31 października 2019 roku, ustanawiającym zasady stosowania dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego (PE) i  Rady w odniesieniu do dalszych ustaleń dotyczących dostosowań przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji CO₂ ze względu na zmiany w  poziomie działalności, właściwy organ może zawiesić wydawanie bezpłatnych uprawnień do emisji dla instalacji, dopóki nie zostanie stwierdzone, że nie ma wymogu dostosowania przydziału dla tej instalacji albo KE przyjmie decyzję, dotyczącą dostosowań przydziału dla tej instalacji.

W przepisach krajowych w  ustawie o  systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych wprowadzony został dodatkowy warunek dotyczący wydawania uprawnień do emisji dla instalacji. Zgodnie z ogólnymi zasadami uprawnienia są wydawane do 28 lutego każdego roku, jednakże w  przypadku instalacji wydawanie uprawnień do emisji następuje po złożeniu raportu, dotyczącego poziomu działalności i opublikowaniu informacji w Biuletynie Informacji Publicznej na stronie urzędu obsługującego Ministra Klimatu i  Środowiska.

Zgodnie z  Rozporządzeniem KE raporty dotyczące poziomu działalności przedkładane są do 31 marca każdego roku, stąd 8 kwietnia 2022 roku na rachunki prowadzących instalacje w  Rejestrze Unii wydane zostały uprawnienia do emisji zgodnie z  publikacją w  Biuletynie Informacji Publicznej Ministerstwa Klimatu i Środowiska z  7 kwietnia 2022 roku. Podmioty, których raporty były jeszcze weryfikowane przez KE, otrzymały uprawnienia 28 kwietnia 2022 roku.

Emisja CO₂ w porównaniu do przydziału uprawnień do emisji CO₂ na 2022 rok (tony)

XLS

Produkt	Emisja CO₂ w 2022 roku	Przydział uprawnień do emisji CO₂ na 2022 rok¹
Energia elektryczna i cieplna	70 010 418	633 258

¹Przydziały uprawnień do emisji CO₂ dot. produkcji ciepła.

Otoczenie konkurencyjne

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. (PKN Orlen) w 2020 roku.

Grupa PGE jest niekwestionowanym liderem rynkowym w  segmencie wytwarzania energii elektrycznej z ponad 40% 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, ZE PAK S.A. (ZE PAK) oraz PGNiG Termika S.A., będący od listopada 2022 roku w  Grupie PKN Orlen. Przy czym produkcja ZE PAK opiera się o elektrownie systemowe, a  w  PKN Orlen i  PGNiG Termika S.A. o jednostki kogeneracyjne wytwarzające energię elektryczną wraz z  ciepłem.

W 2022 roku 50% energii elektrycznej w  kraju wytworzone zostało z  węgla kamiennego – i  jest to kluczowe paliwo konkurentów GK PGE. Ze spalania węgla brunatnego pochodziło 27% energii elektrycznej wyprodukowanej w  Polsce. Oprócz Grupy PGE podmiotem, który bazuje na wytwarzaniu energii elektrycznej z tego surowca jest ZE PAK. Zwiększył się udział źródeł odnawialnych. Udział elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych w  produkcji energii wyniósł odpowiednio ok. 10% i  5%.

Wykres: Szacunkowy udział największych polskich producentów energii elektrycznej w  mocy zainstalowanej oraz produkcji netto na koniec III kwartału 2022 roku.

_{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 2022 roku największą moc zainstalowaną wśród źródeł OZE – 12,2 GW, przy czym zdecydowaną większość instalacji (8,8 GW) należała do ok. 1,2 mln 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. 3,5 tys. ha gruntów, na których mogą powstać farmy o  mocy blisko 2 GW. Ponadto w  2022 roku spółka uzyskała pozwolenia na realizację nowych projektów o  łącznej mocy ponad 250 MW. GK PGE pozostaje podmiotem o najwyższej mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych – 772 MW i  posiada ponad 9% udziału w  ogólnej mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych w Polsce. Innymi liczącymi się operatorami farm wiatrowych są EDP Renewables Polska sp. z  o.o., RWE Renewables Poland sp. z  o.o., Polenergia S.A., TAURON Ekoenergia sp. z  o.o. oraz PKN Orlen.

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  grudniu 2022 roku Prezes URE wydał decyzję w  sprawie indywidualnych cen w  kontraktach różnicowych i  przyznał prawo do wsparcia dla dwóch projektów farm morskich Baltica 2 i  Baltica 3 o  łącznej mocy 2,5 GW realizowanych wspólnie przez Grupę PGE i Ørsted (JO).

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 (w grudniu 2022 roku PGE S.A. zawarła przedwstępną umowę nabycia PKPE Holding sp. z. o.o., a pośrednio 100% akcji w  PKP Energetyka S.A.).

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 ok. 5,7 mln klientów w segmencie Dystrybucja, natomiast TAURON porównywalną liczbę klientów obsługuje na obszarze blisko dwa razy mniejszym, dystrybuując jednocześnie większą ilość energii.

Podział Polski na obszary działania głównych operatorów systemu dystrybucyjnego

_{Źródło: Opracowanie własne.}

Udział poszczególnych grup energetycznych w  wolumenie dystrybuowanej energii elektrycznej oraz w sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych po III kwartałach 2022 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 Grupa 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 blisko 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 spółki:

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. (PGNiG) – aglomeracja warszawska,
Grupa Veolia – aglomeracja poznańska oraz Łódź.

Profile grup energetycznych

Podział sektora elektroenergetycznego na segmenty znajduje swoje odzwierciedlenie w  segmentowym podziale działalności poszczególnych grup energetycznych. W  tworzeniu wyniku EBITDA Grupy PGE największą rolę odgrywają segmenty wytwarzania i  dystrybucji.

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.

Profile polskich grup energetycznych (wielkość wykresu proporcjonalna do udziału w  EBITDA za III kwartały 2022 roku poszczególnych segmentów działalności i  wielkości łącznej EBITDA).

_{¹Wytwarzanie – wytwarzanie konwencjonalne i odnawialne, wydobycie oraz ciepłownictwo.}

_{Źródło: Opracowanie własne na podstawie informacji publikowanych przez spółki.}

Otoczenie regulacyjne

Grupa PGE prowadzi działalność w  otoczeniu o  istotnym wpływie regulacji krajowych i  zagranicznych. Poniżej zaprezentowane zostało zestawienie najbardziej istotnych rozstrzygnięć, do których doszło w  okresie od 1 stycznia 2022 roku do dnia publikacji raportu rocznego za rok 2022, które mogą mieć wpływ na działalność GK PGE w kolejnych latach.

Regulacja	Cele regulacji	Ostatnie rozstrzygnięcia	Kolejny etap	Wpływ na GK PGE
Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne i  ustawy o  odnawialnych źródłach energii. Wykaz RCL: UC74	Projekt ustawy obejmuje w  szczególności propozycje przepisów implementujących do polskiego porządku prawnego dyrektywę PE 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, implementacja 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. 6  lipca 2022 roku Komitet RM ds. Cyfryzacji przyjął projekt. Projekt jest na etapie prac w  Komitecie RM ds. Europejskich.	Skierowanie do prac w  Komitecie Stałym Rady 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: UD162	Projekt obejmuje propozycje przepisów znoszących obowiązek obliga giełdowego oraz zaostrzających odpowiedzialność w zakresie manipulacji na rynku energii elektrycznej. Prezes URE będzie mógł dysponować odpowiednimi narzędziami do zapobiegania nadużyciom i próbom nadużyć na rynku energii elektrycznej. Zgodnie z uzasadnieniem projektu ustawy, zniesienie obliga realizuje m.in. Polski Plan Wdrażania reform rynku energii elektrycznej.	Na posiedzeniu 4 listopada 2022 roku Sejm przyjął ustawę. 15 listopada 2022 roku ustawa została podpisana przez Prezydenta RP.	Ustawa weszła w  życie 29 listopada 2022 roku.	Zmiana zniesienia obliga giełdowego nie wpłynie negatywnie na działalność Grupy PGE.
Projekt ustawy o  zmianie ustawy o  odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw. Druk sejmowy: 1 382	Ustawa przewiduje zmianę sposobu rozliczania prosumentów energii odnawialnej poprzez zastąpienie dotychczasowego systemu opustowego, przewidującego możliwość magazynowania energii w sieci i  zużycia jej w  dowolnym innym momencie, systemem net billingu, który oznacza wycenę energii docelowo według wartości z  godziny wytworzenia i godziny zużycia. Ponadto ustawa nakłada na prosumentów wchodzących do systemu od 1 kwietnia 2022 roku obowiązek uiszczania opłaty dystrybucyjnej (dotychczas uiszczanej w  imieniu prosumentów przez sprzedawców energii). W celu umożliwienia sprzedawcom rozliczania prosumentów ustawa nakłada na OSD obowiązek przekazywania sprzedawcom szczegółowych informacji pomiarowych. Sprzedawcy będą zobowiązani do przekazywania szczegółowych informacji rozliczeniowych prosumentom za pośrednictwem dedykowanego systemu teleinformatycznego. Ustawa wprowadza również instytucję prosumenta zbiorowego (weszła w  życie 1 kwietnia 2022 roku) oraz prosumenta wirtualnego (wejście w  życie od 2 lipca 2024 roku).	14 grudnia 2021 roku Prezydent podpisał ustawę. Ustawa weszła w życie 1 kwietnia 2022 roku, z  wyjątkiem części przepisów dotyczących nabycia prawa do uczestniczenia w  dotychczasowym systemie wsparcia prosumentów, które weszły w  życie 22  grudnia 2021 roku oraz przepisów dotyczących prosumenta wirtualnego, które wejdą w  życie 2 lipca 2024 roku.	–	Projekt ma kluczowe znaczenie dla segmentu Obrotu, na którym obecnie ciążą obowiązki rozliczania prosumentów i  uiszczania w  ich imieniu opłaty dystrybucyjnej na rzecz OSD oraz dla segmentu Dystrybucji, który będzie obciążony obowiązkami zbierania i opracowywania danych pomiarowych dotyczących prosumentów.
Projekt ustawy o  zmianie ustawy o  odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UC99	Ustawa przewiduje zmianę kilku ustaw, w  tym: ustawy o  odnawialnych źródłach energii, ustawy – Prawo energetyczne, ustawy – Prawo ochrony środowiska w  związku z  zazielenianiem ciepła oraz inne zmiany w  związku z  koniecznością implementacji dyrektywy RED II (w sprawie promowania stosowania energii z  OZE). Ponadto ustawa wprowadza nowe systemy wsparcia: dla biometanu, na modernizację instalacji OZE oraz dla istniejących instalacji OZE na pokrycie kosztów operacyjnych. Ustawa zmienia także definicję hybrydowych instalacji OZE.	25 lutego 2022 roku opublikowano do konsultacji projekt ustawy. Obecnie projekt jest przedmiotem wewnętrznych prac Ministerstwa Klimatu i Środowiska.	Skierowanie do prac w  Komitecie ds. Europejskich.	Projekt ma istotne znaczenie dla segmentu Energetyka Odnawialna, w  szczególności ze względu na możliwość skorzystania z  nowych systemów wsparcia oraz dla segmentu Ciepłownictwo w zakresie zwiększenia wykorzystania ciepła wytwarzanego z  OZE.
Zmiana ustawy o inwestycjach w  zakresie elektrowni wiatrowych. Wykaz RCL: UD207	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.	15  grudnia 2021 roku Komisja Wspólna Rządu i  Samorządu Terytorialnego wydała pozytywną opinię o projekcie. W  kwietniu 2022 roku prace nad projektem od Ministerstwa Rozwoju i  Technologii przejęło Ministerstwo Klimatu i  Środowiska. 5 lipca 2022 roku projekt został przyjęty przez RM i  skierowany do Sejmu.	Prace parlamentarne.	Projekt ma znaczenie dla rozwoju segmentu Energetyka Odnawialna.
Ustawa o  zmianie ustawy o  bezpieczeństwie morskim oraz ustawy o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i  administracji morskiej. Wykaz RCL: UD232 Druk sejmowy: 2071	Ustawa 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. Przepisy zakładają wdrożenie mechanizmów nadzoru nad projektowaniem, budową i eksploatacją morskich farm wiatrowych, obejmujących system certyfikacji i  czynności nadzorczych dotyczących procesu realizacji inwestycji.	7  lipca 2022 roku projekt został uchwalony przez Sejm. 20 lipca 2022 roku ustawa została podpisana przez Prezydenta RP. Ustawa weszła w  życie 12 sierpnia 2022 roku.	–	Ustawa ma znaczenie dla inwestycji w  budowę morskich farm wiatrowych. Wprowadzenie nadmiernych mechanizmów certyfikacji może opóźnić harmonogram i zwiększyć koszty realizacji inwestycji w  budowę morskich farm wiatrowych.
Projekt ustawy o  zmianie ustawy o  systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz ustawy – Prawo ochrony środowiska.	Celem projektu ustawy jest ustanowienie przepisów krajowych regulujących ustanowienie i  zasady funkcjonowania Funduszu Transformacji Energetyki (FTE). Ze środków FTE mają być finansowane inwestycje w  sektorze energetyki i  przemysłu z wyłączeniem obszaru paliw stałych kopalnych, tj. węgla.	6 kwietnia 2022 roku opublikowano na RCL zmienioną wersję projektu ustawy. PGE zgłosiła uwagi samodzielnie oraz w  ramach Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych i  Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie. Trwa analiza zgłoszonych uwag.	Rozpatrzenie projektu przez Radę Ministrów i  skierowanie do rozpatrzenia przez komisję prawniczą przy RCL.	Projekt będzie miał znaczenie dla całej GK PGE z  wyłączeniem aktywów węglowych. Ze środków FTE będzie można uzyskać finansowanie inwestycji w  obszarze: OZE, sieci, magazyny itd.
Projekt ustawy o  zmianie ustawy o  zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i  gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w  sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i  zakłóceń na rynku naftowym oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UC52	Projekt ustawy ma na celu dostosowanie porządku prawnego regulującego różne aspekty zapewnienia bezpieczeństwa paliwowego w  zakresie gazu ziemnego do przepisów rozporządzenia PE i Rady (UE) 2017/1938 z  25  października 2017 roku, dotyczącego środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i  uchylającego rozporządzenie UE nr 994/2010. W projekcie wprowadzono szereg rekomendowanych rozwiązań, które m.in.: zmieniają zasady tworzenia i  utrzymywania zapasów (strategicznych) gazu ziemnego, za które odpowiedzialna będzie Rządowa Agencja Rezerw Strategicznych, ustalają wielkość zapasów gazu ziemnego na rok gazowy w  wysokości 35% łącznego zapotrzebowania na gaz typu E w  okresie 30 dni nadzwyczajnie wysokiego popytu na gaz, który może wystąpić nie częściej niż raz na 20 lat, wprowadzają nowy sposób finansowania zapasów gazu ziemnego, który będzie polegać na comiesięcznym zasilaniu funduszu celowego opłatą gazową, uiszczaną przez przedsiębiorstwa zobowiązane, definiują odbiorcę chronionego, który, co do zasady, nie będzie podlegać ograniczeniom w  poborze gazu ziemnego w  czasie obowiązywania stopni zasilania, regulują zasady postępowania w  przypadku zagrożenia w  dostawach gazu ziemnego.	13 maja 2022 roku upłynął termin na zgłaszanie uwag. 30 maja 2022 roku opublikowano uwagi, ale bez odniesienia się projektodawcy.	Analiza przez Ministerstwo Klimatu i  Środowiska uwag nadesłanych w  ramach konsultacji publicznych.	Projekt ma znaczenie dla działalności w  zakresie obrotu paliwami gazowymi oraz wytwarzania energii elektrycznej i  ciepła w  jednostkach wytwórczych zasilanych gazem ziemnym, biorąc pod uwagę obowiązek uiszczania opłaty gazowej przez zleceniodawców usługi przesyłania oraz konieczność ograniczenia wolumenów zużywanego gazu w  okresie wprowadzenia stopni zasilania.
Rozporządzenie Ministra Klimatu i  Środowiska w sprawie zmiany wielkości udziału ilościowego sumy energii elektrycznej wynikającej z  umorzonych świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej z  odnawialnych źródeł energii w  2023 roku. Wykaz RCL: 816	Rozporządzenie określa poziom obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia energii z  OZE (PM OZE) dla tzw. podmiotów zobowiązanych w 2023 roku. Rozporządzenie zmniejsza poziom obowiązku dla PM OZE z  18,5% w  2022 roku do 12%. Jednocześnie, uzasadnienie do rozporządzenia przewiduje możliwość dalszego obniżenia poziomu obowiązku w kolejnych latach.	Rozporządzenie zostało przyjęte 13 lipca 2022 roku i  weszło w  życie 11 sierpnia 2022 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.
Rozporządzenie Ministra Klimatu i  Środowiska w  sprawie procesów rynku energii. Wykaz RCL: UD603	Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w  sprawie procesów rynku energii stanowi wykonanie delegacji ustawowej zawartej w art. 11zh ust. 1  ustawy – Prawo energetyczne. Rozporządzenie ma umożliwić przygotowanie systemów IT (systemy zdalnego odczytu Operatorów Systemów Dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz centralnego systemu informacji rynku energii) w  związku z  nowymi wyzwaniami rynku energii elektrycznej. Określenie pełnego katalogu procesów rynku energii jest niezbędne dla zapewnienia przejrzystości zobowiązań wszystkich uczestników rynku energii, zarówno użytkowników systemu elektroenergetycznego obowiązanych realizować procesy rynku energii za pośrednictwem Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE), jak i  dla Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE), tak aby można było ocenić wywiązywanie się przez ww. podmioty z  nałożonych na nich obowiązków. Rozporządzenie określi katalog procesów rynku energii, których realizacja za pośrednictwem CSIRE będzie obowiązkowa dla użytkowników systemu. Katalog procesów rynku energii zawiera podstawowe procesy realizowane obecnie na rynku energii elektrycznej, biorąc pod uwagę jak największą użyteczność CSIRE dla użytkowników systemu.	11 stycznia 2022 roku Minister Klimatu i   Środowiska podpisał rozporządzenie. Rozporządzenie weszło w  życie 16  lutego 2022 roku.	–	Rozporządzenie będzie miało istotny wpływ przede wszystkim na segment Dystrybucja, ale także na segmenty: Energetyka Konwencjonalna, Energetyka Odnawialna oraz Obrót.
Rozporządzenie Ministra Klimatu i  Środowiska w sprawie systemu pomiarowego. Wykaz RCL: UD507	Rozporządzenie 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 PE i  Rady (UE) 2019/944 z  5 czerwca 2019 roku w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE, zgodnie z którym państwa członkowskie przystępujące do wprowadzania inteligentnych systemów opomiarowania przyjmują i  publikują minimalne wymagania funkcjonalne i techniczne dotyczące inteligentnych systemów opomiarowania, które mają zostać wprowadzone na ich terytoriach.	Rozporządzenie zostało wydane 22  marca 2022 roku a  weszło w  życie 23 kwietnia 2022 roku.	–	Rozporządzenie będzie miało istotny wpływ przede wszystkim na segment Dystrybucja, ale także na segmenty: Energetyka Konwencjonalna, Energetyka Odnawialna oraz Obrót. W zakresie działalności OSD konieczne będzie doprecyzowanie wymagań w zakresie dot. układów pomiarowych, w  tym liczników energii elektrycznej oraz systemu pomiarowego.
Ustawa o  dodatku osłonowym. Wykaz RCL: 1820	Ustawa ma na celu zapewnienie wsparcia dla ok. 6,84 mln gospodarstw domowych w Polsce, w  tym również gospodarstw najuboższych energetycznie, w  pokryciu części kosztów energii oraz w  pokryciu powiązanych z  nimi rosnących cen żywności.	Ustawa opublikowana w  Dzienniku Ustaw – Dz.U. 2022 poz. 1. Weszła w  życie 4  stycznia 2022 roku.	–	Ustawa generuje koszty po stronie segmentu Obrót ze względu na nałożone obowiązki informacyjne.
Projekt rozporządzenia w  sprawie określenia szczegółowych warunków utraty statusu odpadów dla odpadów powstających w  procesie energetycznego spalania paliw. Wykaz RCL: 655	Celem projektowanego rozporządzenia (zwanego dalej: projektem) jest określenie szczegółowych warunków utraty statusu odpadów dla odpadów powstających w  procesie energetycznego spalania paliw. Warunki określone w  projekcie mają na celu ujednolicenie procedury utraty statusu odpadów istniejącej już w  praktyce biznesowej na podstawie ogólnych warunków statusu odpadów (art. 14 ust. 1  ustawy o  odpadach), w  zakresie odnoszącym się do odpadów powstających w  procesie energetycznego spalania paliw.	4 lipca 2022 roku projekt został zwolniony z  komisji prawniczej. 13 lipca 2022 roku KE notyfikowała projekt.	Projekt skierowany do dalszych prac w Radzie Ministrów.	Projekt jest istotny z  punktu widzenia zagospodarowania odpadów/UPS w  GK PGE, zwłaszcza dla segmentu Energetyka Konwencjonalna i  Ciepłownictwo.
Rozporządzenie Ministra Klimatu i  Środowiska w sprawie określenia metod analizy ekonomicznej kosztów i  korzyści oraz danych lub źródeł danych do celów tej analizy. Wykaz RCL: 794	Rozporządzenie jest wykonaniem zobowiązania do usunięcia naruszenia wskazanego przez KE dotyczącego nieprawidłowego stosowania oraz nieprawidłowej transpozycji dyrektywy w  sprawie efektywności energetycznej. W celu usunięcia wskazanego naruszenia została wprowadzona delegacja dla ministra właściwego do spraw energii do wydania rozporządzenia w  sprawie określenia metod analizy ekonomicznej kosztów i  korzyści oraz danych lub źródeł danych do celów tej analizy. Celem analizy jest umożliwienie bardziej efektywnej alokacji zasobów poprzez wykazanie wyższości danego przedsięwzięcia nad innymi z  punktu widzenia korzyści społecznych.	1 lipca 2022 roku rozporządzenie zostało przyjęte. Weszło w  życie 20 lipca 2022 roku.	–	Rozporządzenie ma znaczenie dla segmentu Ciepłownictwo.
Rozporządzenie Ministra Klimatu i  Środowiska zmieniającego rozporządzenie w  sprawie szczegółowych zasad kształtowania i  kalkulacji taryf oraz rozliczeń z  tytułu zaopatrzenia w  ciepło. Wykaz RCL: 795	Rozporządzenie przede wszystkim ma na celu: zdefiniowanie 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, określenie wielkości k, tak by uwzględniała brak w  średnich cenach sprzedaży ciepła publikowanych przez Prezesa URE pełnej próby źródeł będących w  systemie ETS.	Rozporządzenie zostało opublikowane w  Dzienniku Ustaw 15  marca 2022 roku.	–	Rozporządzenie ma znaczenie dla segmentu Ciepłownictwo, ponieważ wpłynie na wzrost taryfy na ciepło.
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: 916	W celu wprowadzenia możliwości uzyskania przychodu pokrywającego koszty prowadzenia działalności gospodarczej wytwarzania ciepła w kogeneracji konieczna jest taka zmiana § 13 ust. 6 zmienianego rozporządzenia, która odzwierciedli możliwość zwiększenia wzrostu planowanego przychodu, zgodnie z  publikowanym na podstawie art. 47 ust. 2f ustawy – Prawo energetyczne przez Prezesa URE wskaźnikiem referencyjnym, którego wartość ustalana jest na podstawie „wielkości k” – tj. zmiany kosztów obciążających jednostkę produkowanego ciepła w  jednostkach kogeneracji, wynikającą z  istotnej zmiany warunków wykonywania działalności gospodarczej przez przedsiębiorstwa energetyczne w  takim zakresie, w jakim koszty związane z  prowadzeniem działalności gospodarczej będą obciążać produkcję ciepła w  okresie obowiązywania wskaźnika referencyjnego, a  nie obciążały jej w  okresie poprzedzającym okres ustalania tego wskaźnika.	Konsultacje publiczne projektu do 29  września 2022 roku.	Analiza uwag nadesłanych w  ramach konsultacji publicznych.	Projekt wpłynie na zwiększenie przychodów jednostek kogeneracji oddanych do użytkowania przed 3 listopada 2010 roku. W  zależności jaki będzie finalny kształt przepisów, występuje ryzyko obniżki przychodów w  konsekwencji obniżki cen paliw i  uprawnień do emisji CO₂.
Projekt ustawy o  zmianie ustawy o  obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i  administracji morskiej. Wykaz RCL: UD361	Celem projektu ustawy jest modyfikacja przepisów dotyczących wydawania pozwoleń na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i  urządzeń w  polskich obszarach morskich oraz pozwoleń lub uzgodnień dla kabli lub rurociągów dotyczących zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. Dodatkowo projekt wprowadza regulacje dotyczące rozstrzygania remisu w  postępowaniach rozstrzygających dla wniosków o wydanie pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w  polskich obszarach morskich.	27 października 2022 roku projekt został uchwalony przez Sejm i  przekazany do Senatu.	Rozpatrzenie ustawy przez Senat.	Projekt jest istotny z  punktu widzenia GK PGE ze względu na jego wpływ na inwestycje w  budowę morskich farm wiatrowych. Projekt reguluje kwestie związane z postępowaniem rozstrzygającym, którego przeprowadzenie będzie niezbędne dla przyznania pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i  urządzeń w  polskich obszarach morskich.
Rozporządzenie Ministra Infrastruktury zmieniające rozporządzenie w  sprawie oceny wniosków w  postępowaniu rozstrzygającym. Wykaz RCL: 213	Celem rozporządzenia jest doprecyzowanie zasad dla przeprowadzenia postępowania rozstrzygającego niezbędnego dla wyłonienia podmiotu, który uzyska pozwolenie na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w  polskich obszarach morskich pod budowę morskich farm wiatrowych. Projekt zakłada m.in. zmiany w  punktacji za spełnienie kryteriów, jak również w  sposobie oceny kryterium dotyczącego finansowania planowanego przedsięwzięcia. Rozstrzyga także kwestie dotyczące przedkładania dokumentów przez podmioty, które sporządzają sprawozdania finansowe, dla których rok obrotowy nie pokrywa się z  rokiem kalendarzowym.	29 lipca 2022 roku projekt został podpisany przez Ministra Infrastruktury i  opublikowany w  Dzienniku Ustaw. Rozporządzenie weszło w  życie 4 sierpnia 2022 roku.	–	Rozporządzenie jest istotne z  punktu widzenia GK PGE ze względu na jego wpływ na inwestycje w  budowę morskich farm wiatrowych.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i  Środowiska w  sprawie sposobu prowadzenia rozliczeń oraz bilansowania systemu przesyłowego gazowego w  okresie uruchomienia zapasów obowiązkowych gazu ziemnego oraz w  okresie wprowadzenia ograniczeń w  poborze gazu ziemnego. Wykaz RCL: 821, 929	Projekt rozporządzenia ma na celu określenie sposobu prowadzenia rozliczeń za uruchomione zapasy obowiązkowe gazu ziemnego oraz kalkulacji ceny za paliwa gazowe stosowanej do tych rozliczeń, jak również sposobu bilansowania systemu przesyłowego gazowego i  prowadzenia rozliczeń z  tytułu niezbilansowania w  czasie uruchomienia zapasów. W projekcie określono wzory na wyliczenie: opłaty za odebrane zapasy obowiązkowe, opłaty za uruchomienie zapasów obowiązkowych na rzecz danego podmiotu zlecającego usługę przesyłania (ZUP), opłaty za działania bilansujące, z  uwzględnieniem ZUP, którego niezbilansowanie jest odpowiednio ujemne i  dodatnie, opłaty związanej z  neutralnością finansową bilansowania w  okresie uruchomienia zapasów obowiązkowych.	17 maja 2022 roku projekt został opublikowany na stronie RCL i  skierowany do konsultacji publicznych, które zakończyły się 20  maja 2022 roku. 5 października 2022 roku opublikowano nowy projekt rozporządzenia, rozpoczynając nowy proces legislacyjny. 10 października 2022 roku minął termin na zgłaszanie uwag w  ramach konsultacji publicznych.	Analiza przez Ministerstwo Klimatu i  Środowiska uwag nadesłanych w  ramach konsultacji publicznych.	Projekt jest istotny z  punktu widzenia działalności w  zakresie obrotu paliwami gazowymi, biorąc pod uwagę ustanowienie systemu rozliczeń między PSE S.A. a  zleceniodawcami usługi przesyłania za działania bilansujące podejmowane przez PSE S.A.
Projekt ustawy o  zmianie ustawy o  gospodarowaniu nieruchomościami rolnymi Skarbu Państwa oraz niektórych innych ustaw. Wykaz RCL: UD376	Projekt wprowadza regulacje, zgodnie z  którymi nieruchomości rolne należące do Zasobu Własności Rolnej Skarbu Państwa, w  skład których wchodzi min. 70% nieużytków/ użytków klasy IV, będą mogły być wydzierżawiane na cele związane z  pozyskiwaniem energii elektrycznej z  OZE.	19 kwietnia 2022 roku projekt został opublikowany na stronie RCL. 10 maja 2022 roku zakończyły się konsultacje publiczne.	Analiza przez Ministerstwo Rolnictwa i  Rozwoju Wsi uwag nadesłanych w  ramach konsultacji publicznych.	Projekt umożliwi pozyskanie nowych gruntów, w  szczególności nieużytków wchodzących w  skład Zasobu Własności Rolnej Skarbu Państwa, pod inwestycje OZE.
Projekt ustawy o  zmianie ustawy o  planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym oraz niektórych innych ustaw.	Projekt wprowadza zasadę, zgodnie z  którą realizacja inwestycji w  fotowoltaikę (PV) powyżej 1  MW będzie możliwa jedynie na podstawie Miejscowego Planu Zagospodarowania Przestrzennego (MPZP). W  przypadku braku uchwalonego MPZP, nie będzie można realizować przedmiotowej inwestycji na podstawie decyzji o  warunkach zabudowy. Projekt zakłada także możliwość zastosowania trybu uproszczonego dla uchwalenia bądź też zmiany MPZP, m.in. w  przypadku inwestycji PV, przy czym nie dotyczy to inwestycji znacząco oddziałujących na środowisko.	19 września 2022 roku na stronie RCL opublikowany został nowy projekt ustawy, który został ponownie poddany konsultacjom międzyresortowym. W  związku z  przeprowadzonymi konsultacjami międzyresortowymi, 25  października 2022 roku opublikowano zmieniony projekt ustawy. 7 listopada 2022 roku projekt został rozpatrzony przez Komitet ds. Cyfryzacji.	Skierowanie projektu na Stały Komitet Rady Ministrów.	Projekt może przyczynić się do spowolnienia realizacji inwestycji w  PV ze względu na obowiązek wpisania takiej inwestycji w MPZP. Średni czas, który jest niezbędny dla uchwalenia MPZP, wynosi ok. 3 lat.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska zmieniającego rozporządzenie w  sprawie zapasów paliw w przedsiębiorstwach energetycznych. Wykaz RCL: 849	Projekt rozporządzenia różnicuje wielkości obowiązków zapasowych dla przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się (i) wytwarzaniem energii elektrycznej w  Jednostkach Wytwórczych Centralnie Dysponowanych (JWCD) oraz (ii) wytwarzaniem ciepła, także w  kogeneracji, lub energii elektrycznej w  nJWCD (jednostki niebędące JWCD) oraz wprowadza nowe algorytmy określania wielkości tego obowiązku dla tych przedsiębiorstw.	5 lipca 2022 roku projekt został opublikowany na stronie RCL. 12 lipca 2022 roku zakończyły się konsultacje publiczne. 19 września 2022 roku projekt był przedmiotem posiedzenia Komisji Prawniczej.	Poprawa projektu przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska zgodnie z uwagami Komisji Prawniczej.	Projekt ma znaczenie dla działalności w  zakresie wytwarzania energii elektrycznej i  ciepła. Przyjęcie nowych zasad wyznaczania ilości zapasów paliw będzie oznaczać konieczność ich wyraźnego uzupełnienia na potrzeby JWCD (liczenie ilości uzależniono od mocy zainstalowanej jednostki), co w  obliczu trwającego kryzysu energetycznego może być trudne do wykonania lub niewykonalne.
Rozporządzenie Ministra Klimatu i  Środowiska w  sprawie wartości referencyjnych dla nowych i  znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji w  roku 2023. Wykaz RCL: 927	Rozporządzenie jest realizacją upoważnienia ustawowego zawartego w  art. 15 ust. 7 ustawy z  14 grudnia 2018 roku o  promowaniu energii elektrycznej z  wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z  2022 roku poz. 553), które nakłada na ministra właściwego do spraw energii obowiązek określenia, w  drodze rozporządzenia, w  terminie do 31 października każdego roku, wartości referencyjnych z  podziałem dla nowych jednostek kogeneracji oraz znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji, obowiązujących w  kolejnym roku kalendarzowym.	Rozporządzenie zostało opublikowane w  Dzienniku Ustaw 31   października 2022 roku.	–	Rozporządzenie wpływa na segment Ciepłownictwo poprzez wysokość wartości referencyjnych dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji biorących udział w  systemie wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji.
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 2023. Wykaz RCL: 928	Projekt rozporządzenia jest realizacją upoważnienia ustawowego zawartego w  art. 56 ust. 1 ustawy z  14 grudnia 2018 roku o  promowaniu energii elektrycznej z  wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z  2022 roku poz. 553), która nakłada na ministra właściwego do spraw energii obowiązek określenia, w  drodze rozporządzenia, w  terminie do 31  października każdego roku, maksymalnej ilości i  wartości energii elektrycznej z  wysokosprawnej kogeneracji objętej wsparciem, w  tym również w  odniesieniu do jednostek kogeneracji zlokalizowanych poza terytorium Rzeczypospolitej Polskiej. Dodatkowo, w  projekcie rozporządzenia określone zostają jednostkowe wysokości premii gwarantowanej, w  tym również dla małych jednostek kogeneracji i  maksymalnej wysokości premii kogeneracyjnej indywidualnej.	Konsultacje publiczne projektu do 13  września 2022 roku.	Analiza uwag nadesłanych w  ramach konsultacji publicznych.	Projekt wpływa na segment Ciepłownictwo poprzez określenie poziomu jednostkowej premii gwarantowanej i maksymalna wysokość premii kogeneracyjnej indywidualnej dla jednostek biorących udział w  systemie wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w  sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w  źródła ciepła (chłodu) w  systemach ciepłowniczych w  ramach Krajowego Planu Odbudowy i  Zwiększania Odporności (KPO). Wykaz RCL: 930	Celem wydania projektowanego rozporządzenia Ministra Klimatu i  Środowiska w  sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w  źródła ciepła (chłodu) w  systemach ciepłowniczych w  ramach KPO jest określenie szczegółowego przeznaczenia, warunków i  trybu udzielania pomocy publicznej na inwestycje pn. B 1.1.1. Inwestycje w źródła ciepła (chłodu) w  systemach ciepłowniczych w  ramach KPO. W  regulowanym zakresie pomoc publiczna udzielana będzie na projekty inwestycyjne w  źródła ciepła (chłodu) w  systemach ciepłowniczych, dotyczące wytwarzania energii w  wysokosprawnej kogeneracji oraz wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, co pozwoli na rozwój i  modernizację systemów ciepłowniczych na cele komunalno-bytowe.	Konsultacje publiczne do 16 października 2022 roku.	Analiza uwag nadesłanych w  ramach konsultacji publicznych.	Projekt wpływa na dofinansowanie inwestycji w zakresie systemów ciepłowniczych ze środków KPO. Beneficjentem może zostać segment Ciepłownictwo.
Projekt rozporządzenia Ministra Funduszy i Polityki Regionalnej w sprawie udzielania pomocy na inwestycje w układy wysokosprawnej kogeneracji oraz na propagowanie energii ze źródeł odnawialnych w  ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Wykaz RCL: 37	Celem powstania rozporządzenia jest stworzenie warunków wspierania rozwoju społecznego i gospodarczego regionów poprzez umożliwienie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w układy wysokosprawnej kogeneracji oraz na propagowanie energii ze źródeł odnawialnych w ramach regionalnych programów na lata 2021-2027.	Konsultacje publiczne do 17 października 2022 roku.	Analiza uwag nadesłanych w  ramach konsultacji publicznych.	Projekt ustala warunki umożliwiające udzielanie pomocy publicznej na inwestycje w  układy wysokosprawnej kogeneracji oraz na propagowanie energii ze źródeł odnawialnych w  ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Beneficjentem może zostać segment Ciepłownictwo.
Projekt rozporządzenia Ministra Funduszy i Polityki Regionalnej w sprawie udzielania pomocy na inwestycje wspierające efektywność energetyczną w  ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Wykaz RCL: 40	Celem powstania rozporządzenia jest stworzenie warunków wspierania rozwoju społecznego i  gospodarczego regionów poprzez umożliwienie udzielania pomocy publicznej na inwestycje prowadzące do osiągnięcia efektywności energetycznej w  ramach regionalnych programów na lata 2021-2027.	Konsultacje publiczne do 17 października 2022 roku.	Analiza uwag nadesłanych w  ramach konsultacji publicznych.	Projekt ustala warunki umożliwiające udzielanie pomocy publicznej na inwestycje prowadzące do osiągnięcia efektywności energetycznej w  ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Beneficjentem może zostać segment Ciepłownictwo.
Rozporządzenie Ministra Funduszy i  Polityki Regionalnej w  sprawie udzielania pomocy na badania przemysłowe, eksperymentalne prace rozwojowe oraz studia wykonalności w  ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Wykaz RCL: 42	Celem powstania rozporządzenia jest stworzenie programu pomocowego regulującego zasady udzielania pomocy publicznej w  zakresie badań przemysłowych, eksperymentalnych prac rozwojowych oraz studiów wykonalności w  ramach regionalnych programów na lata 2021-2027.	Konsultacje publiczne do 17 października 2022 roku. 2  listopada 2022 roku opublikowano tabelę z  uwagami.	Przekazanie projektu do komitetów Rady Ministrów.	Projekt ustala warunki umożliwiające udzielanie pomocy publicznej w zakresie badań przemysłowych, eksperymentalnych prac rozwojowych oraz studiów wykonalności w  ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Beneficjentem może zostać segment Ciepłownictwo.
Rozporządzenie Ministra Funduszy i  Polityki Regionalnej w  sprawie udzielania pomocy inwestycyjnej na infrastrukturę badawczą w ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Wykaz RCL: 38	Rozporządzenie określa szczegółowe przeznaczenie, warunki i  tryb udzielania przedsiębiorcom pomocy inwestycyjnej na infrastrukturę badawczą w  ramach regionalnych programów na lata 2021-2027.	Konsultacje publiczne do 17 października 2022 roku. 2  listopada 2022 roku opublikowano tabelę z  uwagami.	Przekazanie projektu do komitetów Rady Ministrów.	Projekt ustala warunki i  tryb udzielania przedsiębiorcom pomocy inwestycyjnej na infrastrukturę badawczą w ramach regionalnych programów na lata 2021-2027. Beneficjentem może zostać segment Ciepłownictwo.

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.	5 kwietnia 2022 roku na sesji plenarnej PE przyjął stanowisko do rewizji decyzji MSR. 22 czerwca 2022 roku na sesji plenarnej PE przyjął stanowisko ws. rewizji dyrektywy ETS. 29 czerwca 2022 roku Rada UE ds. Środowiska przyjęła podejście ogólne ds. rewizji dyrektywy ETS.11 lipca 2022 roku odbyła się pierwsza, a  10  października i  10 listopada 2022 roku kolejne rundy negocjacji międzyinstytucjonalnych pomiędzy Komisją, PE i  Radą w  ramach trilogów, które nie przyniosły rozstrzygnięć. 8 lutego 2023 roku tekst porozumienia został zatwierdzony przez Komisję ENVI PE.	Osiągnięte w ramach trilogów porozumienie musi być jeszcze formalnie przyjęte przez Radę i PE w trakcie głosowania plenarnego. Termin transpozycji dyrektywy ETS został określony jako 31  grudnia 2023 roku z kilkoma odstępstwami możliwymi do 30 czerwca 2024 roku.	Poprawa konkurencyjności źródeł odnawialnych, kosztem jednostek wytwórczych wykorzystujących paliwa wysokoemisyjne. Wzrost kosztów operacyjnych konwencjonalnego wytwarzania energii elektrycznej i  ciepła. Możliwe uzyskanie bezpośredniego wsparcia inwestycyjnego w ramach Funduszu Modernizacyjnego oraz Funduszu Innowacyjnego oraz częściowej bezpłatnej alokacji uprawnień dla ciepłownictwa systemowego. Wprowadzenie zmian do mechanizmu przewidzianego w  art. 29a dyrektywy ETS może wpłynąć na ograniczenie zmienności cen uprawnień do emisji. Rewizja dyrektywy ETS i decyzji MSR, poprzez wyższe cele klimatyczne, 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.	27 czerwca 2022 roku Rada ds. Transportu, Telekomunikacji i  Energii (Rada TTE) przyjęła podejście ogólne w  sprawie dyrektywy OZE. 13 lipca 2022 roku wiodąca w  PE Komisja Przemysłu, Badań Naukowych i  Energii (ITRE) przyjęła końcowy raport w  sprawie dyrektywy OZE a  na posiedzeniu plenarnym 14 września 2022 roku przyjęto stanowisko PE. 6 października, 15 listopada i 15 grudnia 2022 roku oraz 14 lutego i 6 marca 2023 roku odbyły się trilogi pomiędzy KE, Radą i PE. W ramach prowadzonych trilogów uwzględnione będą też propozycje dodatkowych zmian do dyrektywy OZE, wynikające z propozycji legislacyjnych ujętych w ramach komunikatu REPowerEU KE z 18 maja 2022 roku, w zakresie których PE przegłosował swoje stanowisko 14 grudnia 2022 roku, a Rada przyjęła podejście ogólne 19 grudnia 2022 roku.	Dalsze prace w  ramach trilogów toczą się na poziomie technicznym i  politycznym. 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, w tym szybsza ścieżka dekarbonizacji Ciepłownictwa. Możliwość szerszego stosowania rozwiązań power-to-heat w  Ciepłownictwie.
	Dyrektywa 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej (dyrektywa EED).	Dostosowanie legislacji związanej ze zwiększaniem udziału energii odnawialnej w odniesieniu do nowego, wyższego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych w  UE w   2030 roku.	27 czerwca 2022 roku Rada TTE przyjęła podejście ogólne w  sprawie dyrektywy EED. 13 lipca 2022 roku wiodąca w  PE komisja ITRE przyjęła końcowy raport w  sprawie dyrektywy EED, a  na posiedzeniu plenarnym 14 września 2022 roku przyjęto ostateczne stanowisko PE. 6 października, 22 listopada i 14 grudnia 2022 roku oraz 2 marca 2023 roku odbyły się trilogi pomiędzy KE, Radą i PE, a. 9 i 10 marca 2023 roku odbyła się ostatnia tura negocjacji międzyinstytucjonalnych pomiędzy Komisją, PE i Radą, która przyniosła ostateczne porozumienie ws. zapisów dyrektywy EED. W ramach uzgodnień ustalono nowy wiążący na poziomie UE cel redukcji zużycia energii końcowej o 11,7% do 2030 roku w  porównaniu do poziomu z 2020 roku. W ramach prowadzonych trilogów uwzględniono też propozycję dodatkowej zmiany do dyrektywy EED, wynikającej z  propozycji legislacyjnych ujętych w ramach REPowerEU, o którym była mowa wyżejkomunikatu KE REPowerEU.	Osiągnięte w trilogach porozumienie musi zostać jeszcze formalnie przyjęte przez Radę i PE. 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 i  ciepła odpadowego w  systemach ciepłowniczych. Wyższy współczynnik rocznych oszczędności energii finalnej, wpływający 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.	25 października 2022 roku Rada TTE przyjęła podejście ogólne w  sprawie dyrektywy EPBD. Dalsze prace prowadzone w  PE i  podejście ogólne Rady uwzględniają propozycje dodatkowych zmian do dyrektywy EPBD, przedstawione w propozycji legislacyjnej ujętej w ramach REPowerEU, o których mowa powyżej. 9 lutego 2023 roku komisja ITRE przyjęła finalny raport ws. dyrektywy EPBD. Stanowisko PE zostało przyjęte na posiedzeniu plenarnym 14 marca 2023 roku. Zgodnie z podejściem PE, od 2026 roku nowe budynki użyteczności publicznej, a od 2028 roku nowe budynki mieszkalne będą musiały spełniać kryteria zeroemisyjności oraz co do zasady być zasilane wyłącznie energią z OZE. PE proponuje jednocześnie minimalne wymogi poprawy efektywności istniejących budynków, cele dla energetyki słonecznej oraz przepisy przyspieszające rozwój punktów ładowania.	Przyjęcie stanowisk przez Radę i PE pozwala na rozpoczęcie negocjacji trójstronnych pomiędzy KE, Radą i PE. 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.
	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).	2 czerwca 2022 roku Rada TTE przyjęła podejście ogólne w  sprawie projektu rozporządzenia AFIR. 3 października 2022 roku wiodąca w  PE Komisja Transportu i  Turystyki (TRAN) przyjęła końcowy raport w  sprawie rozporządzenia AFIR. Posłowie z  komisji TRAN przyjęli bardziej ambitne cele w  zakresie rozwoju elektromobilności niż pierwotnie zaproponowała KE, jak też uwzględniono w  większym stopniu rolę i  wpływ na operatorów systemów dystrybucyjnych. Głosowanie na posiedzeniu plenarnym PE ws. stanowiska dot. rozporządzenia AFIR miało miejsce 19 października 2022 roku. 27 października 2022 roku odbył się pierwszy trilog pomiędzy KE, Radą i  PE, podczas którego przedstawione zostały stanowiska instytucji.	Po pierwszym trilogu prace skierowano na poziom techniczny. Kolejny trilog odbędzie się 30 listopada 2022 roku.	Konieczność przygotowania sieci elektroenergetycznej do realizacji obowiązków wynikających z rozporządzenia AFIR w obszarze dystrybucyjnym.
	Dyrektywa 2010/75/UE w  sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i  ich kontrola).	Wprowadzenie nowych wymagań zaostrzających sposób określenia poziomu emisji w  pozwoleniu zintegrowanym, zasady uzyskiwania derogacji od wymagań BAT i  przyznających nowe kompetencje KE. Zwiększany jest udział społeczeństwa w postępowaniu odwoławczym. Zobligowani Operatorzy będą wprowadzać System Zarządzania Środowiskowego, który będzie zawierał m.in. plan transformacji do 2050 roku w  kierunku zrównoważonej, czystej i  neutralnej dla klimatu gospodarki o  obiegu zamkniętym.	5 kwietnia 2022 roku KE zaprezentowała projekt zmian w  dyrektywie. Wstępny projekt raportu w wiodącej komisji ENVI został przedstawiony 14  listopada 2022 roku, a 7  grudnia 2022 roku złożone zostały poprawki do raportu. 20 grudnia 2022 roku odbyła się w Radzie dyskusja kierunkowa unijnych ministrów. 16 marca 2023 roku Rada ds. Środowiska zatwierdziła podejście ogólne. Zgodnie ze stanowiskiem Rady m.in. zrewidowane zostało podejście do określania poziomów emisji w pozwoleniach zintegrowanych w  kierunku utrzymania dotychczasowych zasad, a dodatkowo przewidziano nowe derogacje dla operatorów instalacji i  złagodzenie przepisów penalizujących naruszenia przepisów dyrektywy zaproponowanych przez KE.	Wniosek legislacyjny podlega dalszym pracom PE. Wejście w  życie nowej dyrektywy planowane jest na koniec 2024 roku. Głosowanie stanowiska komisji środowiskowej ENVI odbędzie się prawdopodobnie 25  kwietnia 2023 roku. Głosowanie plenarne w  PE przewidywane jest w maju 2023 roku.	Wejście w życie zaproponowanych rozwiązań może spowodować poniesienie dodatkowych nakładów inwestycyjnych w segmentach Energetyka Konwencjonalna oraz Ciepłownictwo, jak też spowodować dodatkowy koszt związany z  eksploatacją instalacji podlegających pod zakres zastosowania dyrektywy IED.
	Zmiana rozporządzenia delegowanego Komisji (UE) 2015/2402 w sprawie przeglądu zharmonizowanych wartości referencyjnych sprawności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła w zastosowaniu dyrektywy 2012/27/UE.	Aktualizacja sprawności rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła do obliczania wskaźnika oszczędności energii pierwotnej (primary energy savings) na potrzeby wykazania spełnienia kryteriów wysokosprawnej kogeneracji.	2 grudnia 2022 roku KE rozpoczęła konsultacje publiczne projektu zmian do rozporządzenia delegowanego, które zakończyły się 30 grudnia 2022 roku. KE proponuje podwyższenie wartości sprawności rozdzielonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej (stosowanych dla m. in. węgla kamiennego i brunatnego) do poziomów, które już teraz obowiązują dla gazu ziemnego. Nowe wartości miałyby zastosowanie do nowych i  zmodernizowanych jednostek kogeneracyjnych na paliwa kopalne oddanych do eksploatacji od 1 stycznia 2024 roku. Zharmonizowane wartości referencyjne sprawności stosuje się przez okres 10 lat od roku budowy, a od 11. roku stosowane są wartości, które obowiązywałyby dla jednostki 10-letniej (stosuje się je przez 1 rok).	Przyjęcie zmian do rozporządzenia delegowanego przez KE planowane jest w  II  półroczu 2023 roku.	Poprawa konkurencyjności niskoemisyjnych źródeł energii w  porównaniu do energii ze źródeł wysokoemisyjnych w szczególności w systemach ciepłowniczych.
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  Rozporządzenie delegowane 2022/1214 określające techniczne kryteria przesiewowe dla energetyki jądrowej i gazu.	Ułatwienie finansowania zrównoważonego wzrostu gospodarczego w UE.	2 lutego 2022 roku KE zaprezentowała akt delegowany określający szczegółowe techniczne kryteria przesiewowe w zakresie wykorzystania energii jądrowej i  gazu. 9  marca 2022 roku KE oficjalnie przyjęła ten akt delegowany. 14 czerwca 2022 roku Komisja Gospodarcza i  Monetarna (ECON) i  ENVI przegłosowały rezolucję o  odrzucenie przez PE aktu delegowanego. Rezolucja ta została jednak odrzucona podczas głosowania na posiedzeniu plenarnym PE 6  lipca 2022 roku. 11 lipca 2022 roku upłynął termin na zgłoszenie sprzeciwu przez PE i  Radę. W  Radzie akt delegowany również nie został odrzucony. 15 lipca 2022 roku Rozporządzenie delegowane 2022/1214, określające techniczne kryteria przesiewowe dla energetyki jądrowej i  gazu zostało opublikowane w  Dzienniku Urzędowym UE.	Rozporządzenie delegowane jest stosowane od 1  stycznia 2023 roku.	Wpływ na dostępność oraz koszt środków finansowych pozyskiwanych przez spółki GK PGE na inwestycje. Bezpośredni wpływ na pozyskanie kapitału zewnętrznego w  kondensację i  wysokosprawną kogenerację gazową, w zależności od lokalizacji i  spełnienia kryteriów określonych przez dodatkowy akt delegowany. Obowiązek włączania do oświadczenia na temat informacji niefinansowych informacji odnośnie udziału w obrocie, CAPEX-ie i OPEX-ie działalności zrównoważonych pod względem środowiskowym. Zgodność z  zasadą „nie wyrządzania znaczącej szkody” będzie dodatkowym kryterium oceny projektów inwestycyjnych w  ramach instrumentów finansowych UE.
	Dyrektywa 2022/2464 zmieniająca dyrektywę 2013/34/UE, dyrektywę 2004/109/WE, dyrektywę 2006/43/WE oraz rozporządzenie (UE) 537/2014 w odniesieniu do sprawozdawczości przedsiębiorstw w  zakresie zrównoważonego rozwoju (dyrektywa CSRD).	Zwiększenie odpowiedzialności i przejrzystości przedsiębiorstw w odniesieniu do kwestii ESG (Environmental, Social and Corporate Governance).	24 lutego 2022 roku Rada przyjęła podejście ogólne w sprawie dyrektywy CSRD. 15 marca 2022 roku komisja JURI przyjęła stanowisko PE. 21 czerwca 2022 roku Rada, PE i KE osiągnęły porozumienie polityczne. 10 listopada 2022 roku porozumienie polityczne zostało zatwierdzone na posiedzeniu plenarnym PE. Rada zatwierdziła to porozumienie 28 listopada 2022 roku. 16 grudnia 2022 roku dyrektywa została opublikowana w Dzienniku Urzędowym UE i weszła w życie 5 stycznia 2023 roku.	Dyrektywa ta będzie stosowana w zakresie dużych przedsiębiorstw w odniesieniu do lat obrotowych rozpoczynających się w  dniu 1 stycznia 2024 roku lub po tym dniu.	Zwiększenie obowiązków w zakresie raportowania niefinansowanego przez GK PGE.
	Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i  Rady w  sprawie należytej staranności przedsiębiorstw w  zakresie zrównoważonego rozwoju oraz zmieniająca dyrektywę (UE) 2019/1937 (dyrektywa CSDD).	Ustanowienie ram sprzyjających wnoszeniu przez przedsiębiorstwa wkładu w  dążenie do zapewnienia poszanowania praw człowieka i  przepisów w  zakresie ochrony środowiska w  podejmowanych przez nie działaniach i  za pośrednictwem ich łańcuchów wartości.	23 lutego 2022 roku KE przedstawiła wniosek legislacyjny dotyczący dyrektywy w sprawie należytej staranności przedsiębiorstw w  zakresie zrównoważonego rozwoju. KE proponuje m.in.: konieczność identyfikacji aktualnego i potencjalnego niekorzystnego wpływu na środowisko i  na prawa człowieka, wynikającego z  działalności przedsiębiorstwa a  w przypadku łańcucha wartości z  działalności ugruntowanych relacji biznesowych danego podmiotu, konieczność podejmowania odpowiednich środków, aby zapobiec, a  gdy zapobieganie nie jest możliwe lub nie jest możliwe natychmiast, odpowiednio złagodzenie potencjalnego niekorzystnego wpływu na prawa człowieka i  środowisko, wynikającego z  działalności przedsiębiorstwa oraz podmiotów zależnych, a  w  przypadku łańcucha wartości z  działalności ugruntowanych relacji biznesowych danego podmiotu.	W Radzie kontynuowane będą robocze dyskusje w  zakresie propozycji tej dyrektywy. Zakończenie prac nad stanowiskiem PE przewidziane jest na II  kwartał 2023 roku.	Zwiększenie obowiązków w  zakresie raportowania w  odniesieniu do łańcucha wartości GK PGE pod kątem ochrony środowiska i  wpływu na prawa człowieka. Uwzględnienie polityki należytej staranności (due diligence) w  zakresie zrównoważonego rozwoju w  działaniach całej GK PGE.
	Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniające rozporządzenie (UE) 2021/241 w  odniesieniu do rozdziałów REPowerEU w planach odbudowy i zwiększania odporności oraz zmieniające rozporządzenie (UE) 2021/1060, rozporządzenie (UE) 2021/2115, dyrektywę 2003/87/WE i  decyzję (UE) 2015/1814.	Dodanie do KPO specjalnych rozdziałów obejmujących nowe reformy i  inwestycje służące osiągnięciu celów REPowerEU.	18 maja 2022 roku KE przedstawiła wniosek legislacyjny dotyczący zmiany rozporządzenia ustanawiającego instrument na rzecz Odbudowy i  Zwiększania Odporności (RRF). 3 października 2022 roku komisja ENVI przyjęła swoją opinię do rozporządzenia zmieniającego rozporządzenie o  RRF wskazując, iż 20 mld EUR na rozdziały REPowerEU w  KPO powinno zostać pozyskane w  całości ze sprzedaży uprawnień z  puli aukcyjnej państw członkowskich przewidzianej na lata 2027-2030 – z  terminem sprzedaży do końca 2025 roku. 4 października 2022 roku Rada osiągnęła porozumienie w  zakresie podejścia ogólnego odnośnie zmian rozporządzenia o  RRF. Zgodnie z  podejściem ogólnym: 20 mld EUR na rozdział REPowerEU w  KPO będzie pochodzić z  wcześniejszej sprzedaży uprawnień z  Funduszu Innowacyjnego (15 mld EUR) oraz z  puli aukcyjnej państw członkowskich (5 mld EUR); uprawnienia te mają zostać sprzedane do końca 2026 roku, zakres inwestycji, które mogą być finansowane w  ramach rozdziału REPowerEU w  KPO został rozszerzony o wąskie gardła w  przypadku dystrybucji i  o  efektywność energetyczną w  przypadku krytycznej infrastruktury energetycznej, zmieniono klucz alokacji w  stosunku do rozporządzenia o  RRF, wprowadzono możliwość wypłacania przez KE zaliczek w  wysokości 15% kwoty żądanej przez dane państwo członkowskie do sfinansowania rozdziału REPowerEU w  KPO. 25 października 2022 roku Komisja Budżetowa (BUDG) i  ECON przyjęły stanowisko PE, odnośnie nowych rozdziałów z  RRF w  ramach REPowerEU. Zgodnie z  tym stanowiskiem: wprowadzono zaliczki w  wysokości 20% kwoty przypadającej na dane państwo członkowskie; objęto finansowaniem inwestycje rozpoczęte po 31 stycznia 2022 roku; zdecydowano, że co najmniej 35% środków finansowych otrzymanych przez dane państwo członkowskie powinno zostać przeznaczone na działania o wymiarze transgranicznym lub wielonarodowym; rozszerzono zakres inwestycji, które mogą być wspierane o  inwestycje służące zwiększeniu pojemności magazynowania energii.	–	Możliwość pozyskania z  KPO środków finansowych na inwestycje GK PGE.
Regulacje wprowadzające zmiany na rynku elektroenergetycznym w  UE
	Rozporządzenie Rady w  sprawie interwencji w  sytuacji nadzwyczajnej w  celu rozwiązania problemu wysokich cen energii.	Ustanowienie interwencji w  sytuacji nadzwyczajnej w  celu złagodzenia skutków wysokich cen energii za pomocą wyjątkowych, ukierunkowanych i  ograniczonych w  czasie środków.	9 września 2022 roku na nadzwyczajnym posiedzeniu Rada TTE wezwała KE do zaproponowania działań w  celu poprawy sytuacji na rynku energetycznym. 14 września 2022 roku KE przedstawiła projekt rozporządzenia Rady (w trybie art. 122 TFUE). 30 września 2022 roku Rada TTE osiągnęła polityczne porozumienie ws. tego rozporządzenia. 6 października 2022 roku Rada TTE formalnie przyjęła rozporządzenie kwalifikowaną większością głosów. 7 października 2022 roku w  Dzienniku Urzędowym UE zostało ogłoszone Rozporządzenie Rady 2022/1854 w  sprawie interwencji w  sytuacji nadzwyczajnej w  celu rozwiązania problemu wysokich cen energii. Weszło ono w  życie następnego dnia po publikacji. Rozporządzenie to wprowadza obowiązek redukcji zużycia energii elektrycznej, ograniczenie dochodów rynkowych, które niektórzy producenci uzyskują z  wytwarzania energii elektrycznej oraz zobowiązuje państwa członkowskie do ukierunkowanej redystrybucji tych środków na rzecz odbiorców końcowych. Rozporządzenie umożliwia też państwom członkowskim stosowanie interwencji publicznych w  zakresie ustalania cen za dostawy energii elektrycznej dla gospodarstw domowych oraz małych i  średnich przedsiębiorstw, a  także wprowadza przepisy dotyczące tymczasowej składki solidarnościowej od unijnych przedsiębiorstw prowadzących działalność głównie w  sektorach ropy naftowej, gazu, węgla i  rafinerii.	Od 1 grudnia 2022 roku istnieje obowiązek stosowania kluczowych artykułów rozporządzenia dotyczących pułapu dochodów dla spółek energetycznych oraz zmniejszenia zużycia energii elektrycznej. W I  półroczu 2023 roku spodziewana jest publikacja projektu reformy rynku elektroenergetycznego.	Bezpośredni wpływ finansowy na GK PGE jest uzależniony od rozwiązań przyjętych na poziomie krajowym. Potencjalny odpływ części dochodów GK PGE pochodzących z  wytwarzania energii m.in. z  OZE oraz z  elektrowni na węgiel brunatny (potencjalnie również z  elektrowni na węgiel kamienny).

Wpływ pandemii COVID-19 na działalność Grupy PGE

GK PGE od 2020 roku na bieżąco identyfikowała czynniki ryzyka, które wpływały na wyniki Grupy w związku z pandemią COVID-19. W 2022 roku wpływ pandemii nie miał już wpływu na wyniki finansowe Grupy.

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 dotyczyło to jednostek wytwórczych 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 ponad 40% zapotrzebowania na energię elektryczną w  kraju oraz obsługują w segmencie Obrót 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. W ramach prac Zespołu prowadzony jest monitoring obejmujący bezpieczeństwo wytwarzania i  dostaw energii elektrycznej oraz ciepła, ochronę infrastruktury krytycznej oraz infrastruktury informatycznej.

Do zadań Zespołu należy również podejmowanie działań minimalizujących ryzyko wystąpienia sytuacji kryzysowej, przygotowanie spółek w Grupie na wypadek wystąpienia sytuacji kryzysowej oraz planowanie, organizacja i  koordynowanie prac zapewniających ciągłość działania Spółki i Grupy PGE.

Dodatkowe informacje znajdują się w rozdziale Bezpieczeństwo energetyczne.

Poprzednia strona

Kapitały organizacyjne

Następna strona

Inwestycje kreujące wartość