EY_24_Grupa_POLSA_Sprawozdanie

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI GRUPY KAPITAŁOWEJ POLENERGIA

ZA ROK ZAKOŃCZONY DNIA 31 GRUDNIA 2024 ROKU

Warszawa, 25 marca 2025 roku

Adam Mariusz Purwin – Prezes Zarządu

Andrzej Filip Wojciechowski – Pierwszy

Wiceprezes Zarządu

Piotr Tomasz Sujecki – Drugi Wiceprezes

Zarządu

Łukasz Buczyński – Członek Zarządu

                                        
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A. 
 
 
 
 
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia 
2 
Spis treści 
1.  Skonsolidowany rachunek zysków i strat za okres 12 miesięcy zakończony 31 grudnia 2024 roku ......................... 4 
2.  Szczegółowy komentarz do wyników finansowych za okres 12 miesięcy zakończony 31 grudnia 2024 roku oraz 
pozostałe istotne informacje dotyczące sytuacji Grupy ............................................................................................... 5 
3.  Otoczenie prawne .......................................................................................................................................................... 22 
4.  Struktura organizacyjna Grupy ..................................................................................................................................... 22 
5.  Omówienie podstawowych wielkości ekonomiczno-finansowych, ujawnionych  w rocznym sprawozdaniu 
finansowym, w szczególności opis czynników i zdarzeń,  w tym o nietypowym charakterze, mających znaczący 
wpływ na działalność Emitenta  i osiągnięte przez niego zyski lub poniesione straty w roku obrotowym, a także 
omówienie perspektyw rozwoju działalności Emitenta przynajmniej w najbliższym roku obrotowym.................... 22 
6.  Zwięzły opis istotnych dokonań lub niepowodzeń Emitenta w okresie, którego dotyczy raport, wraz z wykazem 
najważniejszych zdarzeń ich dotyczących ................................................................................................................... 23 
7.  Opis czynników i zdarzeń, w szczególności o nietypowym charakterze, mających znaczący wpływ na osiągnięte 
wyniki finansowe ........................................................................................................................................................... 24 
8.  Wskazanie akcjonariuszy posiadających bezpośrednio lub pośrednio przez podmioty zależne co najmniej 5% 
ogólnej liczby głosów na walnym zgromadzeniu Emitenta na dzień przekazania raportu rocznego wraz ze 
wskazaniem liczby posiadanych przez te podmioty akcji, ich procentowego udziału w kapitale zakładowym, liczby 
głosów z nich wynikających i ich procentowego udziału w ogólnej liczbie głosów na walnym zgromadzeniu oraz 
wskazanie zmian w strukturze własności znacznych pakietów akcji Emitenta w okresie od przekazania 
poprzedniego raportu rocznego ................................................................................................................................... 24 
9.  Wskazanie skutków zmian w strukturze jednostki gospodarczej, w tym w wyniku połączenia jednostek 
gospodarczych, przejęcia lub sprzedaży jednostek grupy kapitałowej, inwestycji długoterminowych, podziału, 
restrukturyzacji i zaniechania działalności .................................................................................................................. 24 
10.  Informacje ogólne .......................................................................................................................................................... 25 
11.  Opis organizacji grupy kapitałowej Emitenta ze wskazaniem jednostek podlegających konsolidacji oraz zmian w 
organizacji grupy kapitałowej Emitenta wraz z podaniem ich przyczyn .................................................................... 25 
12.  Charakterystyka struktury aktywów i pasywów skonsolidowanego bilansu, w tym z punktu widzenia płynności 
grupy kapitałowej Emitenta ........................................................................................................................................... 26 
13.  Opis istotnych czynników ryzyka i zagrożeń, z określeniem, w jakim stopniu Emitent jest na nie narażony ......... 26 
14.  Oświadczenie o stosowaniu ładu korporacyjnego ...................................................................................................... 49 
15.  Wskazanie istotnych postępowań toczących się przed sądem, organem właściwym dla postępowania 
arbitrażowego lub organem administracji publicznej, dotyczących zobowiązań oraz wierzytelności Emitenta lub 
jego jednostki zależnej, ze wskazaniem przedmiotu postępowania, wartości przedmiotu sporu, daty wszczęcia 
postępowania, stron wszczętego postępowania oraz stanowiska Emitenta: ............................................................ 49 
16.  Informacje o podstawowych produktach, towarach lub usługach wraz z ich określeniem wartościowym i 
ilościowym oraz udziałem poszczególnych produktów, towarów i usług (jeżeli są istotne) albo ich grup w 
sprzedaży Emitenta ogółem, a także zmianach w tym zakresie w danym roku obrotowym ..................................... 56 
17.  Informacje o rynkach zbytu, z uwzględnieniem podziału na rynki krajowe i zagraniczne, oraz informacje o 
źródłach zaopatrzenia w materiały do produkcji, w towary i usługi, z określeniem uzależnienia od jednego lub 
więcej odbiorców i dostawców, a w przypadku, gdy udział jednego odbiorcy lub dostawcy osiąga co najmniej 
10% przychodów ze sprzedaży ogółem - nazwy (firmy) dostawcy lub odbiorcy, jego udział w sprzedaży lub 
zaopatrzeniu oraz jego formalne powiązania z Emitentem ......................................................................................... 56 
18.  Informacje o zawartych umowach znaczących dla działalności Emitenta, w tym znanych Emitentowi umowach 
zawartych pomiędzy akcjonariuszami (wspólnikami), umowach ubezpieczenia, współpracy lub kooperacji ........ 57 
19.  Informacje o powiązaniach organizacyjnych lub kapitałowych Emitenta z innymi podmiotami oraz określenie jego 
głównych inwestycji krajowych i zagranicznych (papiery wartościowe, instrumenty finansowe, wartości 
niematerialne i prawne oraz nieruchomości), w tym inwestycji kapitałowych dokonanych poza jego grupą 
jednostek powiązanych oraz opis metod ich finansowania oraz opis struktury głównych lokat kapitałowych 
lub głównych inwestycji dokonanych w ramach grupy kapitałowej Emitenta w danym roku obrotowym .............. 73 
20.  Informacje o istotnych transakcjach zawartych przez Emitenta lub jednostkę od niego zależną z podmiotami 
powiązanymi na innych warunkach niż rynkowe, wraz z ich kwotami oraz informacjami określającymi charakter 
tych transakcji ............................................................................................................................................................... 73 
21.  Informacje o zaciągniętych i wypowiedzianych w danym roku obrotowym umowach dotyczących kredytów i 
pożyczek, z podaniem co najmniej ich kwoty, rodzaju i wysokości stopy procentowej, waluty i terminu 
wymagalności ................................................................................................................................................................ 73 
22.  Informacje o udzielonych w danym roku obrotowym pożyczkach, ze szczególnym uwzględnieniem pożyczek 
udzielonych jednostkom powiązanym Emitenta, z podaniem co najmniej ich kwoty, rodzaju i wysokości stopy 
procentowej, waluty i terminu wymagalności .............................................................................................................. 73 

                                        
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A. 
 
 
 
 
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia 
3 
23.  Informacje o udzielonych i otrzymanych w danym roku obrotowym poręczeniach i gwarancjach, ze szczególnym 
uwzględnieniem poręczeń i gwarancji udzielonych jednostkom powiązanym Emitenta .......................................... 74 
24.  W przypadku emisji papierów wartościowych w okresie objętym raportem - opis wykorzystania przez Emitenta 
wpływów z emisji do chwili sporządzenia sprawozdania z działalności .................................................................... 80 
25.  Objaśnienie różnic pomiędzy wynikami finansowymi wykazanymi w raporcie rocznym a wcześniej publikowanymi 
prognozami wyników na dany rok ................................................................................................................................ 82 
26.  Ocena, wraz z jej uzasadnieniem, dotycząca zarządzania zasobami finansowymi, ze szczególnym uwzględnieniem 
zdolności wywiązywania się z zaciągniętych zobowiązań oraz określenie ewentualnych zagrożeń i działań, jakie 
Emitent podjął lub zamierza podjąć w celu przeciwdziałania tym zagrożeniom ........................................................ 82 
27.  Ocena możliwości realizacji zamierzeń inwestycyjnych, w tym inwestycji kapitałowych, w porównaniu do 
wielkości posiadanych środków, z uwzględnieniem możliwych zmian w strukturze finansowania tej działalności82 
28.  Ocena czynników i nietypowych zdarzeń mających wpływ na wynik z działalności za rok obrotowy, z określeniem 
stopnia wpływu tych czynników lub nietypowych zdarzeń na osiągnięty wynik oraz ważniejsze zdarzenia mające 
znaczący wpływ na działalność oraz wyniki finansowe grupy kapitałowej Emitenta w roku obrotowym lub których 
wpływ jest możliwy w latach następnych ..................................................................................................................... 83 
29.  Charakterystyka zewnętrznych i wewnętrznych czynników istotnych dla rozwoju przedsiębiorstwa Emitenta oraz 
opis perspektyw rozwoju działalności Emitenta co najmniej do końca roku obrotowego następującego po roku 
obrotowym, za który sporządzono sprawozdanie finansowe zamieszczone w raporcie rocznym, z uwzględnieniem 
elementów strategii rynkowej przez niego wypracowanej oraz charakterystyka polityki w zakresie kierunków 
rozwoju grupy kapitałowej Emitenta ............................................................................................................................ 83 
30.  Zmiany w podstawowych zasadach zarządzania przedsiębiorstwem Emitenta i jego grupą kapitałową ................ 84 
31.  Wszelkie umowy zawarte między Emitentem a osobami zarządzającymi, przewidujące rekompensatę w przypadku 
ich rezygnacji lub zwolnienia z zajmowanego stanowiska bez ważnej przyczyny lub gdy ich odwołanie lub 
zwolnienie następuje z powodu połączenia Emitenta przez przejęcie ....................................................................... 84 
32.  Wartość wynagrodzeń, nagród lub korzyści, w tym wynikających z programów motywacyjnych lub premiowych 
opartych na kapitale Emitenta, w tym programów opartych na obligacjach z prawem pierwszeństwa, zamiennych, 
warrantach subskrypcyjnych (w pieniądzu, naturze lub jakiejkolwiek innej formie), wypłaconych, należnych lub 
potencjalnie należnych, odrębnie dla każdej z osób zarządzających i nadzorujących Emitenta w przedsiębiorstwie 
Emitenta, bez względu na to, czy odpowiednio były one zaliczane w koszty, czy też wynikały z podziału zysku; w 
przypadku gdy Emitentem jest jednostka dominująca, wspólnik jednostki współzależnej lub znaczący inwestor - 
oddzielnie informacje o wartości wynagrodzeń i nagród otrzymanych z tytułu pełnienia funkcji we władzach 
jednostek podporządkowanych; jeżeli odpowiednie informacje zostały przedstawione w sprawozdaniu 
finansowym - obowiązek uznaje się za spełniony poprzez wskazanie miejsca ich zamieszczenia w sprawozdaniu 
finansowym .................................................................................................................................................................... 85 
33.  Informacje o wszelkich zobowiązaniach wynikających z emerytur i świadczeń o podobnym charakterze dla byłych 
osób zarządzających, nadzorujących albo byłych członków organów administrujących oraz o zobowiązaniach 
zaciągniętych w związku z tymi emeryturami, ze wskazaniem kwoty ogółem dla każdej kategorii organu; jeżeli 
odpowiednie informacje zostały przedstawione w sprawozdaniu finansowym – obowiązek uznaje się za spełniony 
poprzez wskazanie miejsca ich zamieszczenia w sprawozdaniu finansowym .......................................................... 86 
34.  Określenie łącznej liczby i wartości nominalnej wszystkich akcji (udziałów) Emitenta oraz akcji i udziałów w 
jednostkach powiązanych Emitenta, będących w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących Emitenta (dla 
każdej osoby oddzielnie) ............................................................................................................................................... 86 
35.  Informacje o znanych Emitentowi umowach (w tym również zawartych po dniu bilansowym), w wyniku których 
mogą w przyszłości nastąpić zmiany w proporcjach posiadanych akcji przez dotychczasowych akcjonariuszy i 
obligatariuszy ................................................................................................................................................................ 86 
36.  Informacje o systemie kontroli programów akcji pracowniczych .............................................................................. 87 
37.  Informacje dodatkowe: .................................................................................................................................................. 87 
38.  Opis istotnych pozycji pozabilansowych w ujęciu podmiotowym, przedmiotowym i wartościowym ..................... 88 
 
   

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

1. Skonsolidowany rachunek zysków i strat za okres 12 miesięcy zakończony 31 grudnia

2024 roku

W okresie 12 miesięcy zakończonych 31 grudnia 2024 roku Grupa Polenergia („Grupa”) osiągnęła

wyniki na poziomie EBITDA oraz skorygowanego zysku netto wynoszące odpowiednio 642,1 mln zł

oraz 307,4 mln zł, co stanowi wzrost w stosunku do wyniku z analogicznego okresu roku ubiegłego o

odpowiednio 94,5 mln zł i 33,8 mln zł.

Przychody ze sprzedaży Grupy Polenergia za cztery kwartały 2024 roku były niższe o 1 294,9 mln zł,

co jest spowodowane głównie niższymi przychodami w segmencie obrotu i sprzedaży (o 1 496,1 mln

zł) oraz gazu i czystych paliw (o 18,1 mln zł), skompensowanymi częściowo przez wyższe przychody w

segmencie lądowych farm wiatrowych (o 178,2 mln zł) oraz dystrybucji (o 24,7 mln zł).

Wynik EBITDA w omawianym okresie wyniósł 642,1 mln zł i był wyższy o 94,5 mln zł w stosunku do

wyniku w analogicznym okresie roku poprzedniego głównie ze względu na wyższy wynik w segmencie

lądowych farm wiatrowych (o 164,4 mln zł), co jest przede wszystkim konsekwencją wyższych cen

energii elektrycznej uzyskanych przez farmy, z uwagi na brak przedłużenia na 2024 r. zamrożenia cen

energii elektrycznej dla wytwórców. Wyższy wynik EBITDA w porównaniu do wyniku z roku ubiegłego

odnotowano również w segmentach dystrybucji (o 11,6 mln zł), farm fotowoltaicznych (o 6,8 mln zł) oraz

gazu i czystych paliw (o 7,0 mln zł). Powyższe efekty zostały częściowo skompensowane przez niższy

wynik w segmencie obrotu i sprzedaży (o 52,9 mln zł) z uwagi na niższy wynik na pozostałej działalności

w obszarze energetyki prosumenckiej wskutek dokonanego odpisu aktualizującego wartość zapasów i

niższego wolumenu sprzedaży paneli fotowoltaicznych i pomp ciepła, niższy wynik na handlu energią

elektryczną i obsłudze biznesu związany głównie z niższą zmiennością cenową na rynkach energii oraz

przesunięciem czasowym realizacji transakcji na zielonych certyfikatach, niższy wynik na handlu

energią elektryczną z aktywów OZE wskutek zmiany modelu rozliczeniowego uwzględniającego wyższą

cenę zakupu z projektów OZE, oraz wyższe koszty operacyjne w związku z rozwojem skali działalności

Grupy. Niższy wynik EBITDA został również odnotowany w segmencie niealokowanych (o 42,4 mln zł)

Wyniki Grupy Polenergia (mln PLN) 12M 2024 12M 2023 Zmiana r/r

Zmiana r/r

[%]

4 kwartał

2024

4 kwartał

2023

Zmiana r/r

[%]

Przychody ze sprzedaży, w tym: 4 320,5 5 615,4 (1 294,9) -23% 1 304,2 1 535,9 (231,7) -15%

segment obrotu i sprzedaży 3 143,9 4 639,9 (1 496,1) 989,2 1 272,0 (282,8)

pozostałe 1 176,7 975,5 201,2 315,1 264,0 51,1

Koszt własny sprzedaży, w tym: (3 512,1) (4 938,6) 1 426,4 -29% (1 125,1) (1 350,2) 225,0 -17%

segment obrotu i sprzedaży (2 909,7) (4 380,2) 1 470,5 (946,2) (1 227,9) 281,7

pozostałe (602,4) (558,4) (44,0) (179,0) (122,3) (56,7)

Zysk brutto ze sprzedaży 808,4 676,8 131,5 19% 179,1 185,7 (6,7) -4%

Koszty sprzedaży i ogólnego zarządu (317,6) (267,5) (50,1) (111,0) (79,7) (31,3)

Pozostałe przychody/koszty operacyjne (24,3) (7,9) (16,4) (16,3) (12,4) (4,0)

Rozliczenie ceny aukcyjnej 1,3 (20,2) 21,5 1,6 (13,4) 14,9

A Zysk operacyjny (EBIT) 467,8 381,2 86,5 23% 53,3 80,3 (27,0) -34%

Amortyzacja 174,3 162,1 12,3 44,0 43,4 0,6

Odpisy aktualizujace - 4,3 (4,3) - 4,2 (4,2)

EBITDA 642,1 547,6 94,5 17% 97,3 127,8 (30,6) -24%

B Przychody finansowe 54,4 50,1 4,2 17,5 17,7 (0,1)

C Koszty finansowe (126,1) (101,1) (25,1) (45,1) (29,5) (15,6)

A+B+C

Zysk (strata) brutto 396,0 330,3 65,7 20% 25,7 68,4 (42,7) -62%

Podatek dochodowy (94,8) (66,7) (28,1) 42% (18,6) (13,6) (5,0) 37%

Zysk netto 301,2 263,6 37,6 14% 7,1 54,8 (47,7) -87%

Korekty normalizujące:

Alokacja Ceny Nabycia (PPA) 0,2 2,8 (2,6) 0,1 0,7 (0,6)

Różnice kursowe 3,0 (0,1) 3,1 2,5 (0,3) 2,8

Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu 3,0 3,0 0,0 0,8 0,5 0,3

Odpisy aktualizujące** - 4,3 (4,3) - 4,2 (4,2)

Skorygowany Zysk (Strata) Netto* 307,4 273,6 33,8 12% 10,5 59,9 (49,4) -82%

EBITDA 642,1 547,6 94,5 17% - 97,3 127,8 (30,6) -24%

Marża EBITDA 14,9% 9,8% 5,1% 7,5% 8,3% -0,9%

EBITDA (bez segmentu obrotu) 609,8 462,4 147,4 32% - 119,5 139,4 (19,9) -14%

Marża EBITDA (bez segmentu obrotu) 51,8% 47,4% 4,4% 37,9% 52,8% -14,9%

*) Skory gow ane o przy chody (koszty ) o charakterze niepieniężny m/jednorazow y m rozpoznane w dany m roku obrotow y m

**) Odw rócenie odpisów zw iązany ch z dew elopmentem

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

głównie w związku z wyższymi kosztami operacyjnymi w Centrali, które wynikają ze wzrostu skali

działalności oraz zdarzeniami jednorazowymi, tj. ujęcie w ciężar 2024 roku kosztów wynagrodzeń

Członków Zarządu kończących kadencję w 2024 roku.

W czwartym kwartale 2024 roku Grupa Polenergia odnotowała spadek przychodów ze sprzedaży o

231,7 mln zł w stosunku do przychodów osiągniętych w analogicznym okresie roku poprzedniego, na

co wpływ miały niższe przychody ze sprzedaży segmentu obrotu i sprzedaży (o 282,8 mln zł),

skompensowane częściowo przez m.in. wyższe przychody ze sprzedaży w segmentach gazu i czystych

paliw (o 23,6 mln zł) oraz lądowych farm wiatrowych (o 18,8 mln zł).

Wynik EBITDA Grupy w samym czwartym kwartale 2024 roku wyniósł 97,3 mln zł i był niższy o 30,6

mln zł w stosunku do wyniku w analogicznym okresie roku poprzedniego. Przyczynił się do tego głównie

niższy wynik w segmencie niealokowanych (o 31,4 mln zł) z uwagi na wyższe koszty operacyjne w

Centrali, w związku z wzrostem skali działalności Grupy i zdarzeniami jednorazowymi oraz niższe wyniki

w segmentach dystrybucji (o 13,0 mln zł) oraz obrotu i sprzedaży (o 10,7 mln zł). Powyższy efekt został

częściowo skompensowany przez wyższy wynik w segmencie lądowych farm wiatrowych (o 17,7 mln

zł), z uwagi na wyższe ceny energii elektrycznej oraz w segmencie gazu i czystych paliw (o 6,3 mln zł).

W czwartym kwartale 2024 roku miały miejsce istotne zdarzenia jednorazowe, obejmujące odpisy,

rezerwy oraz koszty jednorazowe, których łączna wartość wyniosła 54,9 mln zł, z czego 22,2 mln zł

dotyczyło segmentu obrotu i sprzedaży, 17,1 mln zł odnosiło się do segmentu dystrybucji, a 15,6 mln zł

obejmowało koszty niealokowane. Po wyłączeniu wpływu zdarzeń jednorazowych, skorygowany wynik

EBITDA za ten okres wyniósłby 152,2 mln zł, co oznacza wzrost o 19% w porównaniu do analogicznego

okresu roku poprzedniego.

W 2024 roku skorygowany zysk netto Grupy wyniósł 307,4 mln zł, co stanowi wzrost w stosunku do

wyniku w analogicznym okresie roku ubiegłego o 33,8 mln zł. Zmiana skorygowanego zysku netto w

okresie czterech kwartałów 2024 roku została spowodowana głównie opisanymi powyżej czynnikami

wpływającymi na wynik EBITDA, częściowo skompensowanymi przez wyższe koszty z tytułu odsetek i

poręczeń, koszty finansowe z tytułu dyskonta wynikające z rozliczania w czasie kosztów demontażu

turbin wiatrowych i paneli fotowoltaicznych, wynik na transakcjach dot. instrumentów pochodnych i

różnicach kursowych, wyższą amortyzację oraz wyższy podatek dochodowy związany z wyższym

wynikiem brutto Grupy. W samym czwartym kwartale 2024 roku skorygowany zysk netto Grupy wyniósł

10,5 mln zł, co stanowi spadek w stosunku do wyniku w analogicznym okresie roku ubiegłego o 49,4

mln zł. Zmiana skorygowanego zysku netto w samym czwartym kwartale 2024 roku została

spowodowana głównie opisanymi powyżej czynnikami wpływającymi na wynik EBITDA oraz wyższymi

kosztami finansowymi z tytułu odsetek.

2. Szczegółowy komentarz do wyników finansowych za okres 12 miesięcy zakończony 31

grudnia 2024 roku oraz pozostałe istotne informacje dotyczące sytuacji Grupy

W 2024 r. segment lądowych farm wiatrowych (493 MW; wzrost o 57,2 MW w stosunku do

analogicznego okresu roku ubiegłego) zanotował wynik EBITDA wyższy o 164,4 mln zł w porównaniu

do wyniku z analogicznego okresu roku ubiegłego. Wzrost wyników segmentu w tym okresie jest

konsekwencją wyższych cen energii elektrycznej uzyskanych przez farmy, z uwagi na brak przedłużenia

na 2024 r. zamrożenia cen energii elektrycznej dla wytwórców. Powyższe zostało częściowo

Wyniki Grupy Polenergia

(mln PLN)

Lądowe Farmy

Wiatrowe

Fotowoltaika

Gaz i Czyste

Paliwa

Obrót i Sprzedaż Dystrybucja Niealokowane RAZEM

EBITDA 12M 2024

632,1 16,4 9,7 32,3 32,9 (81,3) 642,1

EBITDA 12M 2023

467,7 9,5 2,7 85,3 21,3 (38,9) 547,6

Zmiana:

164,4 6,8 7,0 (52,9) 11,6 (42,4) 94,5

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

skompensowane przez niższe niż w poprzednim roku uzyskane przez farmy ceny sprzedaży zielonych

certyfikatów oraz wzrost kosztów operacyjnych związany m.in. z rozpoczęciem eksploatacji farm

wiatrowych Grabowo i Piekło. Wynik na działalności w czwartym kwartale 2024 r. był wyższy od wyniku

w analogicznym okresie ubiegłego roku o 17,7 mln zł głównie z uwagi na wyższe ceny energii

elektrycznej skompensowane częściowo poprzez niższy wolumen produkcji z uwagi na gorszą

wietrzność, niższe ceny zielonych certyfikatów oraz wyższe koszty operacyjne.

Segment gazu i czystych paliw osiągnął w 2024 roku wyższy wynik EBITDA o 7,0 mln zł w porównaniu

do wyniku w analogicznym okresie roku poprzedniego głównie wskutek: (i) wyższego wyniku na

optymalizacji pracy ENS pomniejszonego przez brak dodatkowej marży na usłudze GWS; (ii) wyższych

przychodów z Rynku Mocy w związku z wyższą ceną za 1MW zakontraktowanej mocy w 2024 r. w

porównaniu do 2023 r.; (iii) niższego wyniku na sprzedaży ciepła z powodu niższego pokrycia kosztów

przez ceny taryfowe oraz dodatkowej opłaty za nieodebranie minimalnych ilości gazu na ciepło. Wynik

na działalności w czwartym kwartale 2024 r. był wyższy od wyniku w analogicznym okresie ubiegłego

roku o 6,3 mln zł głównie wskutek: (i) wyższego wyniku na optymalizacji pracy ENS; (ii) wyższych

przychodów z Rynku Mocy w związku z wyższą ceną za 1MW zakontraktowanej mocy w 2024 r. w

porównaniu do 2023 r.; (iii) niższego wyniku na sprzedaży ciepła z powodu niższego pokrycia kosztów

przez ceny taryfowe oraz dodatkowej opłaty za nieodebranie minimalnych ilości gazu na ciepło.

Segment obrotu i sprzedaży zanotował w 2024 roku spadek wyniku EBITDA o 52,9 mln zł w porównaniu

do wyniku zanotowanego w analogicznym okresie roku ubiegłego. Wpływ na spadek wyniku miały: i)

niższy wynik na pozostałej działalności w obszarze energetyki prosumenckiej wskutek dokonanego

odpisu aktualizującego wartość zapasów i niższego wolumenu sprzedaży paneli fotowoltaicznych i

pomp ciepła, ii) niższy wynik na handlu energią elektryczną i obsłudze biznesu związany głównie z

niższą zmiennością cenową na rynkach energii oraz przesunięciem czasowym realizacji transakcji na

zielonych certyfikatach, iii) niższy wynik na handlu energią elektryczną z aktywów OZE wskutek zmiany

modelu rozliczeniowego uwzględniającego wyższą cenę zakupu z projektów OZE, iv) wyższe koszty

operacyjne w związku z rozwojem skali działalności Grupy. Spadek wyniku w 2024 r. został częściowo

skompensowany przez: i) wyższy wynik na handlu certyfikatami z farm wiatrowych związany głównie z

efektem niskiej bazy wynikającej z realizacji transakcji w 2023 r., ii) wyższy wynik na agregacji OZE

głównie w związku z dodatkową marżą na sprzedaży zielonych certyfikatów. W samym czwartym

kwartale 2024 r. segment obrotu i sprzedaży zanotował spadek wyniku EBITDA o 10,7 mln zł w

porównaniu do wyniku zanotowanego w analogicznym okresie roku ubiegłego. Wpływ na spadek wyniku

w czwartym kwartale 2024 r. miały: i) niższy wynik na handlu energią elektryczną i obsłudze biznesu

związany głównie z niższą zmiennością cenową na rynkach energii oraz przesunięciem czasowym

realizacji transakcji na zielonych certyfikatach, ii) niższy wynik na pozostałej działalności w obszarze

energetyki prosumenckiej uwzględniający odpis aktualizujący wartość zapasów oraz niższą kwalifikację

i przesunięcia w czasie rozliczeń wniosków w ramach programu Mój Prąd, iii) niższy wynik na sprzedaży

energii elektrycznej będącym konsekwencją rozpoznania przyszłej straty na kontraktach w związku z

przedłużeniem zamrożenia cen energii elektrycznej dla niektórych odbiorców. Spadek wyniku w

czwartym kwartale 2024 r. został częściowo skompensowany przez: i) wyższy wynik na handlu

certyfikatami z farm wiatrowych związany głównie z efektem niskiej bazy wynikającej z realizacji

transakcji w 2023 r., ii) wyższy wynik na handlu energią elektryczną z aktywów OZE ze względu na

obowiązujące w 2023 r. odpisy na fundusz Zarządcy Rozliczeń.

Wynik EBITDA segmentu dystrybucji za okres 12 miesięcy 2024 roku był wyższy o 11,6 mln zł

w stosunku do wyniku osiągniętego w analogicznym okresie roku ubiegłego. Wzrost wyniku jest głównie

konsekwencją wyższej marży jednostkowej na sprzedaży energii w 2024 r., co wynika z niższej ceny

zakupu energii elektrycznej przy utrzymaniu cen sprzedaży na podobnym poziomie do czwartego

kwartału 2023 r. oraz wyższej marży na dystrybucji energii elektrycznej (głównie z powodu efektu niskiej

bazy wynikającej z opóźnienia w aktualizacji taryfy dystrybucyjnej w 2023 r.). Wyższy wynik został

częściowo skompensowany przez wyższe koszty operacyjne związane ze wzrostem skali działalności i

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

koszty ponoszone w związku z rozwojem projektów z obszaru elektromobilności. Natomiast w samym

czwartym kwartale wynik EBITDA segmentu dystrybucji był niższy o 13,0 mln zł w porównaniu do

analogicznego okresu roku ubiegłego. Na spadek wyniku wpłynęła zawiązana rezerwa na potencjalny

zwrot rekompensat otrzymanych w 2023 roku w kwocie 17,1 mln zł częściowo skompensowana przez

wyższą marżę na dystrybucji i sprzedaży energii elektrycznej, głównie w związku z wyższym

wolumenem w segmencie klientów indywidualnych i jednostkową marżą na sprzedaży.

Wynik EBITDA segmentu farm fotowoltaicznych (82 MW) w całym 2024 r. oraz w czwartym kwartale

2024 r. był na poziomie wyższym w porównaniu do wyników osiągniętych w analogicznych okresach

roku ubiegłego (wzrost odpowiednio o 6,8 mln zł i 0,6 mln zł) z powodu wyższej produkcji energii,

głównie z uwagi na uruchomienie farmy fotowoltaicznej Strzelino (45,2 MWp) w pierwszym kwartale

2024 r. Efekt wolumenowy został częściowo skompensowany przez niższe ceny energii osiągnięte w

2024 r. oraz wyższe koszty operacyjne związane ze zwiększeniem mocy zainstalowanej.

Wynik w segmencie niealokowanych w okresie od stycznia do grudnia 2024 r. był niższy o 42,4 mln zł

w porównaniu do wyniku w analogicznym okresie 2023 r. (o 31,4 mln niższy w samym czwartym

kwartale). Na zmianę wyniku EBITDA w 2024 r. wpływają głównie wyższe koszty operacyjne w Centrali

(m.in. koszty wynagrodzeń oraz koszty usług obcych) wynikające ze wzrostu skali działalności oraz

zdarzenia jednorazowe, głównie koszty wynagrodzeń Członków Zarządu kończących kadencję w 2024

roku.

Wynik na działalności finansowej w okresie styczeń – grudzień 2024 r. był niższy od wyniku

w analogicznym okresie ubiegłego roku o 20,8 mln zł na co miały wpływ przede wszystkim wyższe

koszty z tytułu odsetek i poręczeń, koszty finansowe z tytułu dyskonta wynikające z rozliczania w czasie

kosztów demontażu turbin wiatrowych i paneli fotowoltaicznych oraz wynik na transakcjach dot.

instrumentów pochodnych i różnicach kursowych częściowo skompensowane przez wyższe przychody

z poręczeń finansowych. W samym czwartym kwartale wynik był niższy o 15,7 mln zł, co jest głównie

skutkiem wyższych kosztów finansowych z tytułu odsetek.

Wyższy poziom podatku dochodowego w 2024 r. jest efektem wyższego wyniku brutto Grupy.

Ocena wpływu wojny w Ukrainie i sytuacji na rynku energii na działalność Spółki

W związku z trwającym konfliktem zbrojnym w Ukrainie na bieżąco monitorowane i identyfikowane są

czynniki ryzyka, które mogą mieć wpływ na działalność i wyniki finansowe Grupy Polenergia.

Trwająca wojna w Ukrainie do końca 2024 roku nie przyniosła rozstrzygnięć na polu walki i nie

przybliżyła też stron do zawieszenia broni. Wpływ samego konfliktu na notowania surowców

energetycznych w Europie nie ma już tak istotnego znaczenia jak w pierwszych jego miesiącach, ze

względu na zrealizowaną dywersyfikację dostaw gazu ziemnego w postaci dostaw LNG także do Polski.

Pomimo zakończenia przesyłu gazu przez Ukrainę pod koniec 2024 roku, ceny nie uległy znaczącej

zmianie, gdyż rynek już wcześniej przewidywał takie rozwiązanie.

W ciągu 2024 roku ceny na rynku gazu ziemnego zależały od czynników pogodowych i sytuacji na

światowych rynkach gazu związanych z odbudowującym się popytem zwłaszcza ze strony energetyki,

jak i sytuacją podażową związaną z dostępnością produkcji min. w instalacjach na morzu północnym,

czy możliwościami przeładunkowymi LNG w portach w USA. Okres zimowy 2024/2025 spowodował

wzrost cen surowca ze względu na niższą generację OZE w państwach UE i szybsze wyczerpywanie

się europejskich magazynów gazu. Za rosnącymi cenami gazu i większą generacją energii ze źródeł

emisyjnych wzrosły też ceny uprawnień do emisji CO2 i energii elektrycznej na europejskich rynkach.

Niemniej jednak są to normalne zjawiska o tej porze roku, a obecne ceny są znacznie poniżej poziomów

z kryzysu energetycznego w 2022 roku po rozpoczęciu pełnoskalowego konfliktu.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

To co obecnie jest zagrożeniem dla rynków energii to działania dywersyjne i elementy konfliktu

hybrydowego w postaci uszkodzeń podmorskich kabli do przesyłu energii, gazu, czy innych instalacji

infrastruktury energetycznej na terenie państw UE. Na ceny energii w Europie negatywnie wpłynąć

mogą też planowane sankcje na zakupy rosyjskiego LNG, który nadal stanowi istotny wolumen dla

Hiszpani czy Francji. Należy też cały czas mieć na uwadze, że sytuacja polityczna pozostaje niestabilna,

a niepewność co do m.in. decyzji administracji nowego prezydenta USA może przyczynić się do

możliwych ruchów wzrostowych cen surowców i energii w Europie.

Wśród czynników finansowych istotnych z punktu widzenia Grupy zaobserwowano nadal utrzymujące

się wysokie koszty finansowania wynikające ze wzrostu stóp procentowych, zmienność kursu złotego

w stosunku do euro i dolara amerykańskiego, jak również ryzyko wzrostu kosztów związanych

z zabezpieczeniami transakcji zawieranych na rynkach towarowych. Wdrożenie zmian na rynku

bilansującym wprowadzone od 14 czerwca 2024 r. zwiększyło koszty bilansowania i profilowania źródeł

OZE w drugiej połowie 2024 roku, co negatywnie wpływa na uzyskiwane przez Grupę wyniki związane

z eksploatacją źródeł OZE. W kolejnych latach spodziewamy się dalszych wzrostów kosztu profilu przy

rosnącym nasyceniu OZE w Krajowym Systemie Energetycznym i spadającej podaży energii ze źródeł

konwencjonalnych.

Segment gazu i czystych paliw jest w ocenie Zarządu w dużej mierze odporny na bieżącą zmienność

cen na rynku spowodowaną wybuchem wojny w Ukrainie. Dostawy gazu w związku z realizowanymi

kontraktami na produkcję ciepła zostały już zabezpieczone (wolumen oraz stała cena) na 2024 r. oraz

2025 r. Dodatkowym zabezpieczeniem dla produkcji ciepła jest utrzymywany i zwiększony w pierwszym

kwartale 2022 r. zapas oleju opałowego lekkiego, jako paliwa rezerwowego w sytuacji ograniczenia lub

braku dostaw gazu. W przypadku wezwania ENS do świadczenia usług systemowych, bieżące koszty

zakupu gazu, zgodnie z obowiązującymi umowami, zostaną pokryte przez przychody. Kontynuacja

obecnej sytuacji na rynku gazu i praw do emisji CO2 długoterminowo może spowodować ograniczenie

możliwości zabezpieczania produkcji i marży ENS na kolejne lata na rynku terminowym.

W segmencie energetyki lądowych farm wiatrowych i farm fotowoltaicznych wysoka zmienność cen

energii skorelowana ze zmiennością generacji energii z wiatru i słońca może skutkować bardzo

znaczącym wzrostem kosztu profilu, co obniża uzyskiwaną efektywną cenę sprzedanej energii

elektrycznej. Należy również zwrócić uwagę, iż pomimo niższych cen energii elektrycznej na rynku

hurtowym i jednocześnie utrzymujących się niskich poziomów cen praw majątkowych PMOZE_A

(“zielonych certyfikatów”) ustawodawca nie skłonił się do podwyższenia obowiązku umorzenia

świadectw pochodzenia do poziomów zapewniających zrównoważenie popytu i podaży. Poziom

obowiązku do umorzenia świadectw pochodzenia PMOZE_A na 2025 rok wynosi 8,5% w 2025 r. Tak

niski poziom obowiązku powoduje, że ceny rynkowe zielonych certyfikatów pozostają niskie, co jest

skutkiem zmniejszonego popytu wynikającego z szybszego tempa redukcji obowiązku w stosunku do

tempa wychodzenia starych projektów OZE z systemu zielonych certyfikatów. Na moment publikacji

raportu, Grupa posiada projekty wiatrowe o łącznej mocy 227,3 MW, które w dalszym ciągu funkcjonują

w obowiązującym przez 15 lat od uruchomienia obiektu systemie zielonych certyfikatów i w

perspektywie długoterminowej są eksponowane na ryzyko zmian cen praw majątkowych.

W związku ze znacznym wzrostem mocy zainstalowanej w OZE, a w szczególności w segmencie źródeł

fotowoltaicznych, w Polsce i krajach sąsiednich w okresach wysokiej generacji OZE i jednocześnie

niskiego zapotrzebowania, coraz częściej obserwujemy występowanie na rynku cen ujemnych.

Oznacza to, że za energię elektryczną wytworzoną we wspomnianych okresach wystąpienia ujemnych

cen energii, wytwórca musi zapłacić za jej sprzedaż na rynek. Sytuacje takie mają miejsce głównie w

dni weekendowe i świąteczne. Jedocześnie dla wytwórców OZE rozliczających się w ramach systemów

wsparcia wystąpienie przez co najmniej sześć kolejnych godzin cen ujemnych wiąże się z brakiem

możliwości rozliczenia w ramach systemu aukcyjnego wolumenów produkcji z tych godzin lub brakiem

wydania przez Prezesa URE praw majątkowych przysługujących za produkcję z tych godzin, w

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

zależności od systemu wsparcia w których uczestniczy dane źródło OZE.

Oprócz występujących ujemnych cen, na segmenty OZE Grupy Polenergia negatywnie wpływają

pojawiające się sytuacje nadpodaży energii na rynku, które występują w okresach niskiego

zapotrzebowania na energię w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) i jednoczesnej

wysokiej generacji z OZE. W związku z występowaniem tego zjawiska, w okresach, kiedy PSE S.A.

(„PSE”) nie jest w stanie dalej ograniczyć jednostek konwencjonalnych ani wyeksportować nadwyżek

generowanej energii, redukowana jest produkcja z poszczególnych jednostek OZE. Na polecenie

operatora (PSE) uruchamiane jest tzw. nierynkowe redysponowanie jednostek wytwórczych. Sytuacja

taka może podlegać rekompensacie finansowej ze strony PSE, jednak czas oczekiwania na

rozpatrzenie wniosku i wypłata przedmiotowej rekompensaty trwa obecnie wiele miesięcy, co może

prowadzić do sytuacji że rekompensata zostanie wypłacona przez PSE w kolejnym roku. Na podstawie

zapisów w umowach przyłączeniowych, części należących do Grupy Polenergia instalacji OZE

rekompensata finansowa z tytułu nierynkowego redysponowania nie przysługuje.

Segment obrotu i sprzedaży jako jedyny z Grupy posiadał bezpośrednią ekspozycję na rynek ukraiński

za pośrednictwem spółki zależnej Polenergia Ukraina. Spółka ta jeszcze przed rozpoczęciem wojny

ograniczyła zakres prowadzonej działalności operacyjnej. Aktualnie wszelka działalność operacyjna w

Ukrainie jest wstrzymana, a sama Spółka jest w trakcie procesu likwidacji.

Grupa identyfikuje zwiększone ryzyko prowadzenia działalności handlowej na wszystkich rynkach, w

tym m.in. ryzyko ponownego wzrostu zmienności cen energii elektrycznej i gazu ziemnego, ryzyko

niezrealizowania wolumenu odbioru przez kontrahentów, ryzyka braku płatności i wykonywania umów

ze względu na nieprzewidziane zmiany regulacyjne oraz wzrost ryzyka niewypłacalności kontrahentów.

W sytuacji materializacji ryzyka dynamicznych wzrostów lub spadków cen, odchylenia w zużyciu energii

przez klientów od wartości zakontraktowanych mogą wygenerować istoty wynik (zarówno pozytywny

jak i negatywny), niewspółmierny do pierwotnych założeń. Dodatkowo rosnąca zmienność cen

rynkowych związana ze sprzedażą generacji z OZE, może spowodować znaczny spadek dochodów z

działalności obsługi aktywów OZE Grupy oraz agregacji OZE. W odpowiedzi na zmieniające się

uwarunkowania rynkowe Grupa zmodyfikowała strategię sprzedażową energii z aktywów OZE i dąży

do zwiększenia udziału sprzedaży energii w ramach transakcji OTC, sprzedaży bezpośrednio do

klientów końcowych oraz w ramach kontraktów długoterminowych cPPA. Negatywne zmiany kursów

walutowych mogą skutkować pogorszeniem wyniku na rynku denominowanym w euro. Jednocześnie

umocnienie euro może prowadzić do zwiększenia wartości wymagalnych depozytów

zabezpieczających. Segment jest również eksponowany na ryzyko wzrostu stóp procentowych. Wyższy

koszt kredytu obrotowego, wynikający z wysokich stóp procentowych, może spowodować pogorszenie

się rentowności prowadzonej działalności. Polenergia Obrót podejmuje także działania w celu

monitorowania zagrożeń związanych z bezpieczeństwem. Potencjalny atak niszczący infrastrukturę

teleinformatyczną lub ograniczający dostęp do systemów w tej spółce skutkowałoby brakiem lub

ograniczoną możliwością prowadzenia działalności handlowej. W przypadku głębszej konsolidacji

sektora wytwórczego w Polsce, przy wydzieleniu jednostek wysokoemisyjnych ze Spółek Skarbu

Państwa, może pojawić się ryzyko dalszego pogłębienia się braku płynności na rynku terminowym oraz

transparentności i wiarygodności giełdowych indeksów cenowych co może utrudnić prowadzenie

działalności obrotowej i wpłynąć negatywnie na przychody Grupy.

Segment dystrybucji jest zabezpieczony długoterminowo przed skutkami wzrostu kosztów inwestycji

oraz rosnących stóp procentowych poprzez mechanizm taryfowy oraz tzw. „konto regulacyjne”.

Krótkoterminowo, do czasu aktualizacji kolejnej taryfy dystrybucyjnej, spółka może doświadczyć

negatywnego wpływu zmian rynkowych na rentowność realizowanej działalności.

W krótkiej perspektywie czasowej, realizowane przez Grupę projekty inwestycyjne mogą zostać

dotknięte negatywnymi skutkami obecnej sytuacji rynkowej. Wzrost cen surowców i produktów na rynku

oraz chwilowe braki pracowników u podwykonawców mogą spowodować opóźnienia w realizacji

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

planowanych projektów farm wiatrowych i fotowoltaicznych. Utrzymujące się wysokie stopy procentowe

powodują wzrost kosztów finansowania, a wzrost cen surowców i towarów w połączeniu ze zmiennością

kursu EUR/PLN może doprowadzić do wzrostu łącznych kosztów inwestycji. Obserwowane są wąskie

gardła w łańcuchu dostaw dla morskiej energetyki wiatrowej, co może skutkować koniecznością zmiany

w harmonogramach budowy projektów morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III.

W ocenie Grupy, obecna sytuacja rynkowa nie zagroziła realizacji podstawowych celów określonych w

Strategii Grupy Polenergia na lata 2020 – 2024.

Realizacja Strategii Grupy Polenergia na lata 2020-2024

Lądowe farmy wiatrowe i farmy fotowoltaiczne

Grupa eksploatuje projekty odnawialnych źródeł energii o mocy 493 MW w segmencie lądowej

energetyki wiatrowej, a także o mocy 82 MWp w segmencie farm fotowoltaicznych.

Grupa prowadzi prace w celu realizacji trzech projektów farm fotowoltaicznych o łącznej mocy ok. 102

MWp, które uzyskały wsparcie w ramach aukcyjnego systemu wsparcia OZE.

Realizacja prac budowlano-montażowych dla projektów farm Fotowoltaicznych Szprotawa I i II o łącznej

mocy 67 MWp przebiega zgodnie z założonym harmonogramem. Na projekcie Szprotawa I, na koniec

grudnia 2024 r. zostały zakończone prace związane z montażem konstrukcji, budową i montażem stacji

transformatorowych SN/nn, budową linii elektroenergetycznych SN i WN oraz montażem modułów

fotowoltaicznych i inwerterów. Trwają prace wykończeniowe na stacji GPO – zaawansowanie prac

wynosi ok. 95%. Na początku roku planowana jest dostawa i instalacja transformatora mocy. Na

projekcie Szprotawa II, na koniec grudnia 2024 r. zostały zakończone prace związane z montażem

konstrukcji, budową i montażem stacji transformatorowych SN/nn, budową linii elektroenergetycznych

SN oraz montażem modułów fotowoltaicznych i inwerterów. Realizacja w/w prac na projektach

Szprotawa I i II przebiega ok. miesiąc szybciej niż w założonym kontraktowo harmonogramie. W I

kwartale 2025 r. planowane jest pierwsze podanie napięcia oraz rozpoczęcie rozruchu

technologicznego obiektu.

Dla projektu farmy fotowoltaicznej Rajkowy o mocy 35 MWp po wygranej aukcji na sprzedaż energii

z odnawialnych źródeł energii w 2023 roku, trwa proces zapytań i zbierania ofert na wybór wykonawcy

kompleksowych prac montażowo-elektrycznych przy realizacji projektu. Prowadzone są również

negocjacje z dostawcami modułów fotowoltaicznych i inwerterów. W międzyczasie, trwają rozmowy z

potencjalnymi odbiorcami na dostawę energii elektrycznej. Do połowy 2025 roku planowane jest

złożenie wniosku o uzyskanie wymaganych zgód korporacyjnych niezbędnych do realizacji projektu.

W grudniu 2024, akcję na sprzedaż energii z odnawialnych źródeł energii wygrała przygotowywana do

realizacji instalacja rozwijana w ramach spółki zależnej Polenergia Farma Wiatrowa Bądecz (48.3MW).

Grupa prowadzi prace w zakresie dalszego rozwoju projektów wiatrowych oraz fotowoltaicznych w

Polsce. Aktualnie w portfelu Grupy znajdują się projekty fotowoltaiczne (poza wymienianymi powyżej)

oraz wiatrowe (lądowe) w fazie mniej zaawansowanej, o łącznej mocy około 1,9 GW. Grupa nie

wyklucza udziału spółek zależnych rozwijających projekty farm wiatrowych, farm fotowoltaicznych w

kolejnych aukcjach OZE, jak również spółek zależnych rozwijających projekty magazynów energii w

akcji rynku mocy. Dla poszczególnych projektów będą rozważane różne formy komercjalizacji produkcji,

w tym ofertowanie części produkcji w kolejnych aukcjach OZE, sprzedaż energii do odbiorców

końcowych w kontraktach cPPA lub sprzedaż energii na rynku regulowanym lub pozagiełdowym.

Grupa prowadzi prace w zakresie dalszego rozwoju projektów wiatrowych w Rumunii poprzez spółkę

zależną Wind Farm Four Srl („WF4”, dawniej: Naxxar Wind Farm Four Srl). WF4 kontynuuje bieżący

rozwój projektu farmy wiatrowej w siedmiu spółkach celowych. Działalność WF4 w czwartym kwartale

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

2024 r. skupiała się na procedurze środowiskowej oraz uzyskaniu ostatnich decyzji i pozwoleń

niezbędnych do przyjęcia miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego (ro: PUZ) oraz

rozpoczęciu procedury środowiskowej do pozwolenia na budowę. Realizowany plan zakłada, że

projekty wiatrowe w Rumunii osiągną gotowość do budowy w roku 2026.

Jednym z kluczowych celów strategicznych spółki jest długoterminowe zabezpieczanie produkcji energii

z aktywów operacyjnych Grupy. W celu minimalizacji ryzyka rynkowego oraz stabilizacji przychodów,

Grupa stosuje instrumenty zabezpieczające sprzedaż energii takie jak kontrakty różnicowe (aukcja),

umowy PPA, sprzedaż bezpośrednią do klientów końcowych oraz kontrakty forward.

Na datę publikacji niniejszego raportu na rok 2025 Grupa zabezpieczyła 89% docelowej produkcji

energii, osiągając średnią ważoną cenę netto na poziomie 408 zł/MWh (po odliczeniu szacowanego

kosztu profilu). Cena sprzedaży energii na 2025 r. jest niższa w porównaniu do roku 2024, co wynika z

spadkowego trendu na rynku kontraktów terminowych na energię elektryczną oraz z oczekiwań

rynkowych dotyczących dalszej obniżki cen.

Poniższa tabela przedstawia poziom komercjalizacji energii elektrycznej z aktywów wiatrowych i

fotowoltaicznych Grupy w latach 2025-2029:

2025

2026

2027

2028

2029

Aukcja

15%

17%

23%

38%

Pozostałe instrumenty zabezpieczające

75%

64%

35%

21%

Razem

89%

80%

52%

44%

41%

Morskie farmy wiatrowe

Kontynuowane są prace rozwojowe w segmencie morskich farm wiatrowych. Grupa posiada 50%

udziałów w spółkach MFW Bałtyk I Sp. z o.o., MFW Bałtyk II Sp. z o.o. i MFW Bałtyk III Sp. z o.o.

przygotowujących do budowy trzy morskie farmy wiatrowe zlokalizowane na Morzu Bałtyckim o łącznej

mocy do 3000 MW.

- - - - -

MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III

W nawiązaniu do uzyskanych przez Spółki decyzji z 4 maja 2021 roku Prezes Urzędu Regulacji

Energetyki („Prezes URE”) (oddzielnych dla każdej Spółki) o przyznaniu prawa do pokrycia ujemnego

salda dla energii elektrycznej wytworzonej w morskich farmach wiatrowych, odpowiednio w MFW Bałtyk

II i MFW Bałtyk III, o mocy 720 MW każda, decyzja Komisji Europejskiej o zgodności z rynkiem

wewnętrznym została wydana 2 sierpnia 2024, zaś Prezes URE w dniu 6 listopada 2024 wydał na rzecz

MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III decyzje ustalające cenę będącą podstawą do pokrycia ujemnego salda

na poziomie 319,60 zł/MWh w 25-letnim okresie wsparcia. Cena ustalona w decyzjach podlega,

począwszy od roku 2022, corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług

konsumpcyjnych ogółem z poprzedniego roku kalendarzowego, określonym w komunikacie Prezesa

Głównego Urzędu Statystycznego. Zgodnie z uzasadnieniem decyzji organ w toku postępowań ustalił,

że rozpoczęcie prac w ramach projektów MFW Bałtyk II oraz MFW Bałtyk III nastąpiło przed wydaniem

przez Prezesa URE decyzji, co powoduje, że cena stanowiąca podstawę do wypłaty ujemnego salda

nie będzie podlegała aktualizacji w trybie tzw. procedury „claw-back”.

W celu zabezpieczenia praw do zlokalizowania i wybudowania zespołu urządzeń służących do

wyprowadzenia mocy dla MFW Bałtyk II, decyzją Dyrektora Urzędu Morskiego w Gdyni, w dniu 15

stycznia 2024 r. przeniesiono na MFW Bałtyk II Sp. z o.o. część praw wynikających z decyzji Dyrektora

Urzędu Morskiego w Słupsku nr 4/14 z dnia 19 marca 2014 r. udzielającej pozwolenia na ułożenie i

utrzymywanie w granicach morza terytorialnego kabli podmorskich będących częścią morskiej

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

infrastruktury przesyłowej (decyzja zmieniona w kwietniu 2022 r. i we wrześniu 2023 r.).

W ramach procesu zmierzającego do uzyskania wykonalnych pozwoleń na budowę, Spółki uzyskały

16 lutego 2024 r. decyzje zmieniające PSZW dla obu projektów. Potrzeba zmian motywowana była

zmianą założeń projektowo-wykonawczych, dostosowania zapisów decyzji PSZW do wyników

przeprowadzonych analiz w zakresie instalacji radarów na cele obronności państwa oraz zapewnienia

zgodności z zatwierdzonymi ekspertyzami nawigacyjnymi. W roku sprawozdawczym Spółki

sfinalizowały także proces zabezpieczania praw do nieruchomości prywatnych wzdłuż trasy kabla

eksportowego poprzez ustanowienie służebności przesyłu (z wyjątkiem jedynie 3 działek, które zostały

objęte ograniczeniami w użytkowaniu poprzez decyzje lokalizacyjne („DL”)). Nieruchomości

instytucjonalne oraz stanowiące własność Skarbu Państwa objęte zostały DL. Jeden właściciel

nieruchomości prywatnej złożył odwołanie od postanowień decyzji lokalizacyjnych dla MFW Bałtyk II i

MFW Bałtyk III do Ministra Rozwoju i Technologii (sprawa nie została rozstrzygnięta przez organ II

instancji do końca 2024 r.

), co nie jest przesłanką wstrzymującą wykonalność DL.

Spółki sfinalizowały zakup nieruchomości pod stację elektroenergetyczną (ONS) i drogę dojazdową w

grudniu 2024 r.

W 2024 roku uzyskano komplet (dla każdego Projektu) decyzji wodnoprawnych, decyzji lokalizacyjnych

(DL) oraz komplet pozwoleń na budowę (PnB). Z dniem 18 września 2024 r. wszystkie PnB uzyskały

status ostatecznych.

Zrealizowano szczegółowe badania geotechniczne niezbędne do projektowania fundamentów turbin

wiatrowych i morskiej stacji elektroenergetycznej oraz do projektowania zespołu urządzeń służących do

wyprowadzenia mocy prowadzone przez MFW Bałtyk II sp. z o.o. i MFW Bałtyk III sp. z o.o. Rozpoczęto

analizę wyników badań oraz szczegółowe geotechniczne badania laboratoryjne próbek rdzeniowych.

29 listopada 2024 r. uzyskano decyzję zatwierdzającą dokumentację geologiczno-inżynierską w celu

określenia warunków geologiczno-inżynierskich na potrzeby posadowienia obiektów budowlanych

inwestycji liniowych – na odcinku przejścia kabla w technologii bezwykopowej (landfall).

W dniu 28 czerwca 2024 spółki MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III zawarły z PSE aneksy do umów

przyłączeniowych dla obu projektów związane z aktualizacją harmonogramu realizacji przyłączeń,

aktualizacją technicznych warunków przyłączenia do sieci PSE oraz dostosowaniem umów do

aktualnych wymogów regulacyjnych.

W sierpniu 2024 rozpoczęły się fizyczne prace przygotowawcze w zakresie stacji transformatorowej

ONS BII oraz ONS BIII. W kolejnych miesiącach wykonano drogę dojazdową, zbiorniki retencyjne wraz

z drenażem rolniczym, wykonano przyłącza wody oraz przyłącza elektroenergetycznego na potrzeby

budowy, usunięto kolizję z linią ŚN (przebudowa sieci napowietrznej 15 kV). Powstały zaplecza budowy

dla Wykonawców układania kabli, jak również Wykonawcy stacji ONS. Na terenie stacji

transformatorowej trwały prace instalacyjne (m.in kanalizacja deszczowa), drogowe (układanie warstw

dróg wewnętrznych) oraz konstrukcyjne (wykonywanie fundamentów żelbetowych, dostawa

prefabrykowanych fundamentów, etc.) Rozpoczęto również prace przygotowawcze w obrębie “Landfall”

(wyjścia przewiertów HDD na ląd), na co składała się wycinka lasu, niwelacja terenu, wzmocnienie

ciągów komunikacyjnych oraz przygotowanie podłoża pod ciężkie maszyny. Na wielu fragmentach

lądowych korytarzy kablowych doszło do wycinki drzew, wraz z usunięciem karpin.

W ramach realizacji Projektów prowadzone są ciągłe aktywne działania w obszarze zarządzania

interesariuszami w tym wspieranie tzw. „local content”. Projekty podejmują szereg inicjatyw m.in. w

zakresie informacji, komunikacji, edukacji i rozwoju łańcucha dostaw. Przykładami takich działań są

cykliczne spotkania informacyjne z lokalnymi społecznościami, otwarcie Lokalnego Punktu

17 stycznia 2025 r. organ II instancji wydał decyzję w sprawie odwołania od decyzji lokalizacyjnej dla

kabla lądowego dla MFW Bałtyk III utrzymującą w mocy zaskarżoną decyzję.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Informacyjnego w Łebie, otwarcie wystawy poświęconej morskiej energetyce wiatrowej w Ośrodku

Kultury Morskiej - oddziale Narodowego Muzeum Morskiego w Gdańsku, wspieranie współpracy z

polskimi przedsiębiorstwami jak np. Dni Dostawcy („Supplier Day”), czy też udział w akcjach

edukacyjnych.

W toku prowadzonych działań informacyjnych, w lipcu 2024 r. wysłano do właścicieli nieruchomości na

trasie kabla, pisma powiadamiające o planowanym rozpoczęciu robót budowlanych.

W trzecim kwartale 2024 przeprowadzono szeroki market sounding z potencjalnymi kredytodawcami w

celu zapewnienia finansowania w formule project finance na realizację projektów morskich farm

wiatrowych prowadzonych przez obie spółki. W czwartym kwartale 2024 roku odbyły się rozmowy z

szeregiem instytucji finansowych. Pierwszy kwartał 2025 roku został poświęcony na utworzenie

konsorcjum instytucji finansujących oraz negocjacje warunków umowy kredytu. Proces finansowania

powinien zostać zamknięty w drugim kwartale 2025 roku.

Kluczowe kontrakty związane z realizacją projektów MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III zostały

zabezpieczone.

Istotne umowy podpisane do końca czwartego kwartału 2024 roku:

• Główne umowy projektowe z firmą Siemens Gamesa Renewable Energy na produkcję, dostawę

oraz na serwis 100 turbin wiatrowych (obie umowy w lutym 2024 r.);

• ESON (projekt systemu elektrycznego i dostawa lądowej stacji transformatorowej) (grudzień

2022 r.);

• Morskie kable eksportowe EPCI (październik 2024 r.);

• Kable między turbinowe EPCI (październik 2024 r.);

• Projektowanie fundamentów (marzec 2024 r.);

• Transport i instalacja fundamentów i OSS (lipiec 2024 r.);

• Instalacja turbin wiatrowych; Umowa czarterowa (wrzesień 2024 r.);

• Dostawa morskiej stacji transformatorowej EPC (sierpień 2024 r.);

• Elementy przejściowe – EPC (sierpień 2024 r.);

• Kabel eksportowy lądowy – EPC (wrzesień 2024 r.);

• Kabel eksportowy lądowy – roboty budowlane (sierpień 2024 r.);

• Wyjście na ląd HDD (wrzesień 2024 r.);

• Czarter statków do transportu załogi CTV (listopad 2024 r.)

Szczegółowe informacje o zawartych umowach znaczących w obszarze morskich farm wiatrowych

zostały opisane w punkcie 18 raportu „Informacje o zawartych umowach znaczących dla działalności

Emitenta, w tym znanych Emitentowi umowach zawartych pomiędzy akcjonariuszami (wspólnikami),

umowach ubezpieczenia, współpracy lub kooperacji”.

- - - - -

MFW Bałtyk I

Grupa posiada 50% udziałów w spółce MFW Bałtyk I Sp. z o.o., przygotowującej do budowy morską

farmę wiatrową zlokalizowaną na Morzu Bałtyckim, o mocy do 1560 MW.

Raport o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko dla przedsięwzięcia pod nazwą Morska Farma

Wiatrowa Bałtyk I został złożony do RDOŚ w Gdańsku 21 listopada 2023 roku. W lipcu 2024 roku

zakończone zostały konsultacje transgraniczne obejmujące opiniowanie dokumentacji środowiskowej

przez organy i organizacje pozarządowe Danii i Szwecji. W październiku 2024 roku zakończyły się

konsultacje społeczne. Decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach dla MFW Bałtyk I została wydana

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

3 grudnia 2024 r.

29 stycznia 2024 r. złożono wniosek o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla

infrastruktury przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej MFW Bałtyk I, formalnie procedura została

wszczęta przez RDOŚ w Gdańsku 20 lutego 2024 r. 20 maja 2024 r. zostało wydane postanowienie

RDOŚ o konieczności przeprowadzenia oceny oddziaływania na środowisko oraz o zakresie raportu.

Raport OOŚ jest w trakcie opracowywania, do połowy lutego 2025 r. planuje się jego złożenie.

W celu zabezpieczenia praw do zlokalizowania i wybudowania zespołu urządzeń służących do

wyprowadzenia mocy dla MFW Bałtyk I, decyzją Dyrektora Urzędu Morskiego w Gdyni, w dniu 15

stycznia 2024 r. przeniesiono na MFW Bałtyk I S.A. część praw wynikających z decyzji Dyrektora

Urzędu Morskiego w Słupsku nr 4/14 z dnia 19 marca 2014 r. udzielającej pozwolenia na ułożenie i

utrzymywanie w granicach morza terytorialnego kabli podmorskich będących częścią morskiej

infrastruktury przesyłowej (decyzja zmieniona w kwietniu 2022 r. i we wrześniu 2023 r.). Zakończono

wstępne badania geofizyczne oraz geotechniczne na obszarze morskiej farmy wiatrowej oraz korytarzy

kabli podmorskich, prowadzone przez MFW Bałtyk I S.A. Projekt robót geologicznych w celu

rozpoznania warunków geologiczno - inżynierskich dla posadowienia turbin wiatrowych, stacji

elektroenergetycznej i infrastruktury towarzyszącej został zatwierdzony 2 października 2024 r. Obecnie

procedowany jest dodatek do zatwierdzonej dokumentacji, a jego akceptacja planowana jest na styczeń

2025 r. W dniu 29 listopada 2024 r. uzyskano decyzję zatwierdzającą dokumentację geologiczno-

inżynierską w celu określenia warunków geologiczno-inżynierskich na potrzeby posadowienia obiektów

budowlanych inwestycji liniowych – na odcinku przejścia kabla w technologii bezwykopowej (landfall) –

dokumentacja łączna dla wszystkich 3 projektów MFW. Nieruchomości prywatne wzdłuż trasy kabla

eksportowego dla MFW Bałtyk I są zabezpieczane umowami ustanowienia służebności przesyłu. Prace

w tym zakresie rozpoczęły się w I kwartale 2024. Na dzień 30 grudnia 2024 roku zabezpieczono 75%

nieruchomości prywatnych (56 działek) i jedną działkę instytucjonalną. Działki instytucjonalne oraz

działki prywatne, do których spółka nie pozyska praw służebności przesyłu, zostaną zabezpieczone

analogicznie jak dla MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III tj. na podstawie ustawy z dnia 24 lipca 2015 r. o

przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych, w drodze decyzji

administracyjnej o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie zespołu urządzeń służących do

wyprowadzenia mocy.

W dniu 11 marca 2024 roku został złożony wniosek do PSE o zmianę warunków przyłączenia do sieci,

tj. o określenie nowych warunków przyłączenia do sieci przesyłowej obiektu stanowiącego system

HVDC połączony z modułem parku energii z podłączeniem prądu stałego o mocy 1560 MW. Projekt

posiada zawartą z PSE umowę o przyłączenie do sieci wraz z wydanymi warunkami przyłączenia na

1560 MW w technologii HVAC. Decyzją Zarządu spółek projektowych, mając na uwadze korzyści

ekonomiczne i techniczne dla projektu MFW Bałtyk I, zawnioskowano o zmianę systemu

wyprowadzenia mocy z famy wiatrowej na technologię HVDC. PSE w dniu 22.10.2024 wydało nowe

warunki przyłączenia w technologii HVDC dla MFW o mocy 1560 MW wraz z projektem Aneksu do

Umowy o Przyłączenie. Planowane jest zawarcie Aneksu 1 do Umowy o Przyłączenie uwzględniającego

zmianę technologii wyprowadzenia mocy z MFW.

W czerwcu 2024 r. podpisano umowę z konsorcjum Ramboll&Projmors obejmującą prace projektowe

oraz doradztwo w zakresie uzyskania pozwolenia na budowę dla całości projektu Bałtyk 1. W ramach

umowy zostało łącznie uruchomionych 5 elementów (tzw. „Task”), co ma umożliwić terminowe

uzyskanie (do połowy 2027 r.) niezbędnych PnB zabezpieczających Projekt przed utratą PSZW i PUUK.

W związku z planowanym wykorzystaniem buforu 500 m MFW (na podstawie decyzji PSZW

wyłączonego z możliwości zabudowy), 30 września 2024 roku został złożony wniosek do Ministerstwa

Infrastruktury o zmianę pozwolenia w tym zakresie i usunięcie ograniczenia w zabudowie obszaru.

Decyzja pozytywna o zmianie PSZW została uzyskana 7 lutego 2025.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Gaz i czyste paliwa

W roku 2024, Grupa kontynuowała rozwój programu wodorowego zgodnie z przyjętą strategią na lata

2020-2024. Program zakładał wykorzystanie energii elektrycznej do produkcji odnawialnego wodoru

(wytwarzanego w procesie elektrolizy wody z wykorzystaniem energii elektrycznej produkowanej w

odnawialnych źródłach energii). W ramach programu rozwijane są trzy projekty: H2Silesia, H2HUB

Nowa Sarzyna oraz eFuels.

Projekt H2Silesia rozwijany jest przez spółkę celową Polenergia H2Silesia sp z o. o. i zakłada budowę

wielkoskalowej instalacji produkcji odnawialnego wodoru o mocy 105 MW na potrzeby przemysłu

ciężkiego i transportu zeroemisyjnego. Planowana instalacja będzie w stanie wyprodukować ok. 13 000

ton wodoru rocznie. Obok trwających prac projektowych, trwały prace nad przygotowaniem wniosku o

wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach inwestycji wraz z raportem oceny oddziaływania

na środowisko.

W lutym 2024 roku Komisja Europejska wydała decyzję notyfikacyjną dotyczącą pomocy publicznej dla

projektu H2Silesia realizowanego w ramach IPCEI Hydrogen Hy2Infra. Decyzja notyfikacyjna

zatwierdza maksymalny pułap pomocy publicznej dla projektu H2Silesia, jednak nie oznacza jeszcze

przyznania spółce Polenergia H2Silesia sp. z o.o. dofinansowania na jego realizację., lecz stanowi

wyraz akceptacji ewentualnej pomocy publicznej kraju członkowskiego przez Komisję Europejską i

potwierdzenia, że takie wsparcie będzie proporcjonalne i niezbędne w rozumieniu unijnych regulacji.

Decyzja o przyznaniu dofinansowania oraz określenie ostatecznej wysokości dofinansowania zapadnie

na poziomie krajowym. Łączna wartość kosztów kwalifikowanych w projekcie wynosi 218,36 mln euro,

a maksymalna wysokość pomocy publicznej, zatwierdzona przez Komisję Europejską może wynieść

142,77 mln euro, co odpowiada wysokości tzw. luki finansowej w projekcie. Kosztami kwalifikowanymi

w projekcie są dostawa i montaż elektrolizerów, układu chłodzenia, podstacji elektrycznej, stacji

uzdatniania wody, układu odtleniania i osuszania, sprężarek, magazynu wodoru oraz stacji jego

dystrybucji wraz z przynależnymi instalacjami pomocniczymi, budynkami i układem drogowym oraz

pracami przygotowawczymi, projektowaniem i rozruchem. Grupa przewiduje, że koszty projektu ponad

wartość dofinansowania ze środków publicznych zostaną pokryte ze środków i źródeł, takich jak m.in.

kapitał własny i kredyt inwestycyjny. Ostateczna realizacja projektu jest uzależniona m.in. od podjęcia

ostatecznej decyzji inwestycyjnej i uzyskania wymaganych zgód korporacyjnych.

Projekt H2HUB Nowa Sarzyna zakłada budowę pilotażowej instalacji produkcji odnawialnego wodoru o

mocy nominalnej elektrolizera ok. 5 MW co pozwoli na maksymalną produkcję ok. 500 ton zielonego

wodoru rocznie. Instalacja będzie zlokalizowana w Nowej Sarzynie na terenie Elektrociepłowni Nowa

Sarzyna.

W dniu 7 czerwca 2023 roku spółka zależna Polenergia H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o., rozwijająca

projekt H2HUB Nowa Sarzyna, zawarła z Hystar AS z siedzibą w Høvik, Norwegia umowę dostawy oraz

uruchomienia elektrolizera o mocy 5 MW (realizacja tej umowy, pod warunkiem uzyskania ostatecznej

decyzji inwestycyjnej, planowana jest na I kwartał 2026 roku) oraz długoterminową (10-letnią) umowę

serwisową elektrolizera. Również 7 czerwca 2023 roku została zawarta umowa z International Finance

Corporation („IFC”), należącą do Grupy Banku Światowego, o współpracy celem współfinansowania

kosztów rozwoju projektu H2HUB Nowa Sarzyna, który obejmuje wytwórnię wodoru, wraz z dwoma

stacjami tankowania oraz infrastrukturą towarzyszącą.

W dniu 27 czerwca 2023 roku spółka zależna Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna zawarła z

NFOŚiGW umowę o dofinansowanie projektu pod nazwą „Budowa przez Polenergia ENS sp. z o.o.

ogólnodostępnych stacji tankowania wodoru w Rzeszowie oraz Nowej Sarzynie”. Celem projektu jest

budowa dwóch stacji tankowania wodoru wraz z infrastrukturą towarzyszącą, w dwóch lokalizacjach: na

terenie graniczącym z Elektrociepłownią Nowa Sarzyna oraz w Rzeszowie. Łączna kwota przyznanego

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

dofinansowania w formie dotacji wyniesie do 20 mln zł. W dn. 8 kwietnia 2024 roku, podpisano aneks

cedujący dofinasowanie na spółkę celową H2HUB Nowa Sarzyna. Zgodnie z aneksami, stacje

tankowania wodoru wraz z infrastrukturą towarzyszącą powinny zostać oddane do użytkowania w

pierwszej połowie 2026 roku, przy czym umowa o dofinansowanie przewiduje możliwość wprowadzania

zmian do harmonogramu. Dla instalacji w Nowej Sarzynie otrzymano Pozwolenie na Budowę.

Otrzymano ponadto Decyzję o Warunkach Zabudowy dla stacji tankowania w Rzeszowie. Jednocześnie

w pierwszym kwartale 2024 r. pozyskano Decyzję Środowiskową, a także Decyzję o Warunkach

Zabudowy na instalację fotowoltaiczną do 8 MW, która będzie zasilała elektrolizer w Nowej Sarzynie.

Prowadzone są rozmowy z odbiorcami zielonego wodoru, w trakcie których omawiane są warunki

kontraktowe dostawy wodoru z instalacji H2HUB Nowa Sarzyna. W marcu 2024 r. został ogłoszony

przetarg publiczny przez MPK w Rzeszowie na dostawy i dystrybucję wodoru jako paliwa do autobusów

FCEV. W październiku 2024 rozstrzygnięto przetarg, w którym złożona oferta została wybrana jako

najkorzystniejsza. Wskutek zaistnienia wątpliwości natury prawnej, umowa na dostawę paliwa do MPK

Rzeszów nie mogła zostać przez spółkę podpisana.

W ramach Grupy, realizowany jest także projekt o nazwie eFuels. Celem projektu jest wykorzystanie

odnawialnego wodoru do produkcji metanolu i odnawialnego paliwa lotniczego. Paliwo powstałe w

rezultacie projektu pozwoli na obniżenie emisji gazów cieplarnianych w transporcie lotniczym, bez

potrzeby budowy nowej infrastruktury, baz paliwowych oraz opracowywania nowych konstrukcji

samolotów. W ramach konkursu Narodowego Centrum Badań i Rozwoju pt. „Nowe technologie w

zakresie energii I” Spółka znalazła się wśród 6 zespołów, którym zostało przyznane dofinansowanie na

realizację innowacyjnych projektów energetycznych. Projekt ten jest realizowany w ramach konsorcjum,

którego liderem jest Spółka, pozostałymi partnerami są Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp.

z o.o. oraz Politechnika Wrocławska. 30 czerwca 2023 r. Spółka zakończyła realizację Fazy I Projektu

polegającej na opracowaniu Studium Wykonalności przedsięwzięcia. NCBR oceniło złożone studium

wykonalności (wynik I fazy projektu) przyznając maksymalną ilość punktów, tym samym dopuszczając

projekt do II fazy (budowy instalacji pilotowej i przeprowadzenia badań w celu przeskalowania

technologii do wyższego poziomu gotowości technologicznej). Do II fazy konkursu NCBR

zakwalifikowało się jedynie 3 z 11 pierwotnie startujących Konsorcjów. Polenergia S.A. jako lider

konsorcjum naukowo-przemysłowego opracowała oraz rozpoczęła wdrożenie planu realizacji II fazy

projektu.

W związku z istotną skalą planowanych nakładów inwestycyjnych na realizację głównych i najbardziej

perspektywicznych celów strategicznych określonych w strategii biznesowej, Zarząd rozpoczął przegląd

opcji w obszarze strategii wodorowej i nie wyklucza podjęcia w przyszłości, w zależności od wyników

przeglądu, decyzji o odstąpieniu od ich dalszej realizacji lub o zmianie sposobu lub zakresu ich realizacji.

Obrót i sprzedaż

Grupa na bieżąco modyfikuje realizację strategii w segmencie obrotu i sprzedaży dostosowując ją do

zmiennych warunków rynkowych i rosnących kosztów zabezpieczania potrzeb energetycznych

odbiorców końcowych oraz profilowania i bilansowania źródeł OZE. Ofertowanie do odbiorców

końcowych realizowane jest ze szczególnym uwzględnieniem ryzyk i potencjalnych kosztów które mogą

wpłynąć na przyszłe wykonane marże. Grupa prowadzi nadążną rekalkulację ryzyk i kosztów

finansowych związanych z zabezpieczaniem pozycji odbiorców i wytwórców na rynku terminowym.

Regulacje mrożące ceny energii dla klienta końcowego zahamowały w znacznej mierze możliwości

dynamicznego rozwoju sprzedaży, dodatkowo wysoka zmienność ograniczyła możliwości działań

związanych z agregacją zewnętrznych OZE. Znaczące zmiany regulacyjne jakie wprowadzano w

ostatnich latach spowodowały, że klienci bardziej nakierunkowują się na zakupy w krótkich lub bardzo

długich terminach, w związku z czym Spółka oprócz tradycyjnego modelu sprzedaży intensywnie

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

rozwija też model sprzedaży w kontraktach długoterminowych cPPA bazujących na istniejących i

nowobudowanych aktywach wytwórczych Grupy.

Z pozytywnymi rezultatami rozwijana jest działalność na rynku krótkoterminowym

i ultrakrótkoterminowym (Rynek Dnia Bieżącego) w zakresie realizacji transakcji w dniu dostawy, na

godziny przed fizyczną dostawą energii i z wykorzystaniem dostępnych danych o zmieniających się

fundamentach rynkowych. Spółka wykonuje też krótkoterminową optymalizację pracy źródeł OZE

w okresach ujemnych cen na rynku. Sukcesywnie realizowana jest również działalność handlowa na

rachunek własny na rynkach hurtowych (prop trading), a realizowane strategie prop-tradingowe

z pozytywnym efektem wykorzystują zmienność rynkową, przy zachowaniu restrykcyjnych miar

pozwalających ograniczać ekspozycję na ryzyko.

Spółka Polenergia Sprzedaż kontynuuje i rozwija sprzedaż energii elektrycznej. Jednym z głównych

produktów jest sprzedaż energii wytworzonej w kontrolowanych przez Grupę źródłach odnawialnych.

Odbiorcami są klienci biznesowi oraz indywidualni (B2B oraz B2C). Zielona energia produkowana w

aktywach wytwórczych Grupy sprzedawana jest w trzech modelach: jako produkt w standardzie Energia

2051, produkt bez tego standardu (nadal zachowując gwarancję 100% energii wyprodukowanej w OZE)

oraz w modelu PPA+ z charakterystyką PayAsProduce. W ramach współpracy wewnątrzgrupowej

kontynuowana jest sprzedaż produktów łącząca instalację paneli fotowoltaicznych, pomp ciepła,

magazynów energii oraz zielonej energii. Prosumenci mogli skorzystać z unikalnej na rynku oferty,

łączącej zieloną energię w standardzie Energia 2051 z gwarancją ceny na wiele lat. W poprzednim roku

Spółka wprowadziła do swojej oferty produkty SMART cPPA oraz SLIM cPPA z gwarancją ceny do

końca 2028 lub 2030 roku skierowane do klientów z segmentu B2B. W roku 2024 wprowadziła model

PPA+ łączący dostawy energii wyprodukowanej w źródle OZE z usługą bilansowania z opcją zakupu

energii opartej o indeksy terminowej i SPOTowe Towarowej Giełdy Energii. Spółka aktywnie rozwija

sieć partnerów sprzedażowych oraz prowadzi rozmowy z instytucjami i bankami na temat projektów

sprzedaży w modelu cross-sale. W celu zapewnienia odpowiedniej obsługi klienta oraz zwiększenia

zasięgu pozyskiwania nowych klientów została podpisana umowa na wdrożenie nowego systemu

Bilingowego połączonego z CRM jako głównego narzędzia do zarządzania rozproszonymi sieciami

sprzedaży. System został wdrożony w zakresie klientów B2B,a obecnie trwa wdrażanie segmentu B2C.

W związku ze zmianą modelu wymiany informacji pomiędzy uczestnikami rynku tzn. pomiędzy spółkami

obrotu i operatorami systemów dystrybucyjnych spółka będzie musiała dostosować swoje systemy IT

do Centralnego Systemu Informacji o Rynku Energii (CSIRE). Spółka prowadziła szereg działań

marketingowych skierowanych na budowę wizerunku oraz pozyskiwanie leadów sprzedażowych

wzmacniając tym samym swoją pozycję na rynku.

Spółka Polenergia Fotowoltaika S.A. w ramach prowadzonej działalności operacyjnej w 2024 roku

zainstalowała 19,3 MWp paneli fotowoltaicznych oraz 2019 magazynów energii, a w segmencie pomp

ciepła zostało zainstalowanych 287 sztuk tych urządzeń. Spółka prowadzi działania w celu rozwinięcia

sprzedaży usług w segmencie korporacyjnym (instalacje o mocy pow. 50 kWp) oraz w segmencie

przeglądów i serwisów.

Dystrybucja i eMobility

W segmencie dystrybucji w dniu 28 listopada 2024 r. spółka Polenergia Dystrybucja Sp. z o.o. uzyskała

decyzję Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdzającą Taryfę na dystrybucję i sprzedaż energii

elektrycznej. Nowa Taryfa weszła w życie w dniu 13 grudnia 2024 r., z WRA (Wartość Regulacyjna

Aktywów) na poziomie 160,2 mln zł. Trwa realizacja zobowiązań w ramach zatwierdzonego III planu

inwestycyjnego na lata 2019-2022 o łącznej wartości 51 mln zł. Spółka w ramach III portfela

inwestycyjnego podpisała 45 umów. Do końca czwartego kwartału 2024 roku zrealizowano umowy o

przyłączenie oraz zgłoszono gotowość do przyłączenia dla 77 inwestycji/etapów inwestycji oraz

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

uzyskano rozszerzenie koncesji dla 30 projektów, oczekiwane jest uzyskanie koncesji w odniesieniu do

kolejnych 8.

Ponadto Polenergia Dystrybucja jest również w trakcie realizacji IV planu inwestycyjnego na lata 2021-

2026 o łącznej wartości 105 mln zł. Do końca czwartego kwartału 2024 roku spółka podpisała 94 umowy

o przyłączenie o łącznej szacowanej wartości nakładów inwestycyjnych na poziomie 104,89 mln zł, co

stanowi 99,9% IV portfela inwestycyjnego. W ramach IV planu inwestycyjnego spółka zakończyła

realizację 95 inwestycji/etapów inwestycji dla których zgłosiła gotowość przyłączenia, uzyskano

rozszerzenie koncesji dla łącznie 26 projektów, oczekiwane jest uzyskanie koncesji w odniesieniu do

kolejnych 20.

Spółka Polenergia eMobility aktywnie pozyskuje lokalizacje pod budowę ogólnodostępnych stacji

ładowania na terenie całego kraju oraz buduje kolejne stacje ładowania. Na dzień opublikowania raportu

uruchomione zostały 83 stacje ładowania (128 punktów ładowania). W roku 2024 spółka zrealizowała

flagowe inwestycje, takie jak huby szybkich stacji ładowania przy Autostradzie A2 (MOP Chociszewo,

Rogoziniec, Dopiewiec, Konarzewo, Targowa Górka i Chwałszyce) czy Zielona strefa elektromobilności

działająca przy Centrum handlowym Blue City. Ponadto spółka posiada portfel umów pozwalających jej

na budowę kolejnych 209 stacji ładowania. Spółka w 2022 r. oraz 2023 r. aplikowała w trzech

programach związanych z dofinansowaniem stacji ładowania z NFOŚiGW (Narodowy Fundusz Ochrony

Środowiska i Gospodarki Wodnej) oraz CEF (Connecting Europe Facility). W listopadzie 2024 r. spółka

przeprowadziła zmianę systemu operatorskiego, przechodząc z oprogramowania firmy Enelion na

rozwiązanie Elocity, co pozwoliło na wdrożenie usługi roamingu oraz udostepnienie klientom

dodatkowej metody autoryzacji poprzez karty RFID. Przełożyło się to na wyższą utylizację stacji

ładowania i zwiększyło wolumen sprzedanej energii elektrycznej w ramach usługi ładowania.

W związku z istotną skalą planowanych nakładów inwestycyjnych na realizację celów strategicznych

określonych w strategii biznesowej, Zarząd rozpoczął przegląd opcji w obszarze elektromobilności i nie

wyklucza podjęcia w przyszłości, w zależności od wyników przeglądu, decyzji o odstąpieniu od ich

dalszej realizacji lub o zmianie sposobu lub zakresu ich realizacji.

Pozostałe istotne informacje dotyczące sytuacji Grupy

W dniu 14 sierpnia 2024 roku Zarząd Spółki poinformował, że w związku z planami rozwojowymi Spółki,

podjął decyzję o rozszerzeniu przeglądu opcji strategicznych ogłoszonego raportem bieżącym Spółki nr

4/2024 z dnia 8 lutego 2024 roku. Przegląd opcji strategicznych obejmuje realizację projektów w ramach

celów strategicznych wskazanych w raporcie oraz wybranych projektów w pozostałych segmentach

działalności Grupy Polenergia w długim horyzoncie czasowym, z wyłączeniem projektów morskich farm

wiatrowych, a także aktywów strategicznych. W toku przeglądu opcji strategicznych Spółka zamierza

zaangażować się w rozmowy z różnymi podmiotami, a wybranym podmiotom, w zakresie dozwolonym

przez obowiązujące przepisy prawa, mogą być udzielane dodatkowe informacje o Spółce oraz

projektach będących przedmiotem przeglądu opcji strategicznych. Spółka będzie przekazywała do

publicznej wiadomości informacje o przebiegu przeglądu opcji strategicznych zgodnie z obowiązującymi

przepisami prawa.

W dniu 21 maja 2024 r. Pan Jacek Głowacki zrezygnował z pełnienia funkcji członka Rady Nadzorczej

Polenergii S.A. Rezygnacja została złożona ze skutkiem na 21 maja 2024 r.

W dniu 24 września 2024 r. Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwały w sprawie powołania w skład

Zarządu Spółki nowej kadencji następujących osób: Pana Adama Purwina, powierzając mu pełnienie

funkcji Prezesa Zarządu Spółki (CEO); Pana Andrzeja Filipa Wojciechowskiego, powierzając mu

pełnienie funkcji Pierwszego Wiceprezesa Zarządu Spółki ds. rozwoju (CDO); Pana Piotra Tomasza

Sujeckiego, powierzając mu pełnienie funkcji Drugiego Wiceprezesa Zarządu Spółki ds. finansowych

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

(CFO) oraz Pana Łukasza Buczyńskiego, powierzając mu pełnienie funkcji Członka Zarządu Spółki ds.

operacyjnych (COO). Członkowie Zarządu Spółki zostali powołani na okres wspólnej trzyletniej kadencji

od dnia następującego po zakończeniu poprzedniej kadencji Zarządu, tj. od dnia 1 stycznia 2025 r.. W

związku z powołaniem nowego składu Zarządu Spółki, z upływem poprzedniej trzyletniej kadencji, tj. z

dniem 31 grudnia 2024 r., wygasły mandaty wszystkich poprzednich członków Zarządu Spółki.

W dniu 26 września 2024 roku Zarząd Spółki otrzymał oświadczenie Pana prof. dr. hab. Krzysztofa

Obłój o rezygnacji z Rady Nadzorczej oraz pełnienia funkcji członka Rady Nadzorczej z dniem 15

października 2024 r. Rezygnacja nie zawierała informacji o przyczynach jej złożenia. W tym samym

dniu, tj. 26 września 2024 r., Spółka otrzymała oświadczenie Mansa Investments sp. z o.o. z siedzibą

w Warszawie, o powołaniu, ze skutkiem na dzień 16 października 2024 r., na podstawie uprawnienia

osobistego przewidzianego w art. 5.4.2. (a) (i) Statutu Spółki, w skład Rady Nadzorczej Pana dr. hab.

prof. SGH Piotra Bartosza Ciżkowicza.

Zarząd Spółki Polenergia S.A. poinformował, że w dniach 18 i 19 października 2024 r., otrzymał

informację o następujących zmianach w składzie Rady Nadzorczej oraz Zarządu: Rezygnacji Pana

Adama Purwina z pełnienia funkcji Członka Rady Nadzorczej z dniem 18 października 2024 roku;

Powołaniu Pana Adama Purwina na stanowisko Wiceprezesa Zarządu bieżącej kadencji z dniem 19

października 2024 roku na mocy uchwały Rady Nadzorczej Spółki podjętej w dniu 18 października 2024

roku. Powołanie wygasło z dniem 31 grudnia 2024 roku, tj. z chwilą zakończenia poprzedniej kadencji

Zarządu. Po tej dacie Pan Adam Purwin objął funkcję Prezesa Zarządu Spółki, oraz Powołano Pana

Mikołaja Franzkowiaka na stanowisko Członka Rady Nadzorczej Spółki z dniem 19 października 2024

roku na podstawie oświadczenia Mansa Investments sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie.

Informacje o zawartych umowach znaczących dla działalności Spółki zostały opisane w punkcie 18

raportu „Informacje o zawartych umowach znaczących dla działalności Emitenta, w tym znanych

Emitentowi umowach zawartych pomiędzy akcjonariuszami (wspólnikami), umowach ubezpieczenia,

współpracy lub kooperacji”.

Informacje na temat emisji obligacji i sposobu wykorzystania wpływów z emisji zostały zawarte w

punkcie 24 raportu „W przypadku emisji papierów wartościowych w okresie objętym raportem – opis

wykorzystania przez Emitenta wpływów z emisji do chwili sporządzenia sprawozdania z działalności”.

Wyniki finansowe za okres 12 miesięcy zakończony 31 grudnia 2024 w podziale na segmenty

operacyjne

Na kolejnych stronach przedstawiono podział łącznego wyniku Grupy osiągniętego w 2024 roku oraz w

czwartym kwartale 2024 roku w podziale na segmenty działalności.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

12M 2024 (m PLN)

Lądowe Farmy

Wiatrowe

Fotowoltaika Gaz i Czyste Paliwa Obrót i Sprzedaż Dystrybucja Niealokowane

Rozliczenie Ceny

Nabycia

RAZEM

Przychody ze sprzedaży* 768,8 26,5 147,7 3 143,9 207,9 25,9 - 4 320,5

Koszty operacyjne, w tym (262,5) (14,8) (138,6) (2 909,7) (174,3) (11,9) (0,3) (3 512,1)

koszty operacyjne (bez korekty z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia) (113,5) (113,5)

amortyzacja (128,2) (7,7) (9,8) (11,4) (10,0) (7,1) (0,3) (174,3)

korekta z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia (20,8) - - - - - - (20,8)

Zysk brutto ze sprzedaży 506,3 11,7 9,0 234,1 33,6 14,0 (0,3) 808,4

Marża zysku brutto ze sprzedaży 65,9% 44,0% 6,1% 7,4% 16,1% "n/a" "n/a" 0,2

Koszty sprzedaży - - - (84,1) - - - (84,1)

Koszty ogólnego zarządu (14,8) (1,3) (8,3) (96,4) (11,5) (101,3) - (233,5)

Pozostała działalność operacyjna 12,4 (1,7) (0,8) (32,7) 0,8 (1,0) - (23,0)

w tym odpisy aktualizujące - - - - - - - -

Zysk z działalności operacyjnej 503,9 8,7 (0,1) 20,9 22,9 (88,3) (0,3) 467,8

EBITDA 632,1 16,4 9,7 32,3 32,9 (81,3) - 642,1

Marża EBITDA 82,2% 61,9% 6,6% 1,0% 15,8% "n/a" "n/a" 14,9%

Wynik na działalności finansowej (68,3) (8,3) 1,1 (9,7) (8,0) 21,3 - (71,8)

Zysk (Strata) brutto 435,7 0,4 1,0 11,3 14,9 (67,0) (0,3) 396,0

Podatek dochodowy (94,8)

Zysk (strata) netto za okres 301,2

Korekty normalizujące:

Alokacja Ceny Nabycia (PPA) 0,2

Różnice kursowe 3,0

Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu 3,0

Odpisy aktualizujące -

Wynik netto na sprzedaży aktywów -

Skorygowany Zysk Netto 307,4

*Przy chody z ty tułu przy znany ch, ale jeszcze nie sprzedany ch św iadectw pochodzenia ujmow ane są zgodnie z MSSF15 poprzez pomniejszenie kosztu w łasnego sprzedaży

12M 2023 (m PLN)

Lądowe Farmy

Wiatrowe

Fotowoltaika Gaz i Czyste Paliwa Obrót i Sprzedaż Dystrybucja Niealokowane

Rozliczenie Ceny

Nabycia

RAZEM

Przychody ze sprzedaży* 590,7 17,0 165,8 4 639,9 183,2 18,9 - 5 615,4

Koszty operacyjne, w tym (218,9) (8,7) (162,2) (4 380,2) (161,4) (4,3) (2,8) (4 938,6)

koszty operacyjne (bez korekty z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia) (108,5) - - - - - - (108,5)

amortyzacja (120,7) (4,0) (9,3) (10,1) (8,9) (6,3) (2,8) (162,1)

korekta z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia 10,3 - - - - - - 10,3

Zysk brutto ze sprzedaży 371,7 8,2 3,6 259,8 21,8 14,5 (2,8) 676,8

Marża zysku brutto ze sprzedaży 62,9% 48,5% 2,2% 5,6% 11,9% "n/a" "n/a" 12,1%

Koszty sprzedaży - - - (95,1) - - - (95,1)

Koszty ogólnego zarządu (12,3) (1,2) (7,6) (82,4) (10,2) (58,8) - (172,4)

Pozostała działalność operacyjna (12,5) (5,7) (2,7) (7,1) 0,9 (1,0) - (28,1)

w tym odpisy aktualizujące (4,3) - - - - - - (4,3)

Zysk z działalności operacyjnej 346,9 1,4 (6,6) 75,2 12,4 (45,2) (2,8) 381,2

EBITDA 467,7 9,5 2,7 85,3 21,3 (38,9) - 547,6

Marża EBITDA 79,2% 56,2% 1,6% 1,8% 11,6% "n/a" "n/a" 9,8%

Wynik na działalności finansowej (66,3) (3,9) 1,6 (17,2) (6,5) 41,3 - (50,9)

Zysk (Strata) brutto 280,6 (2,5) (5,0) 58,0 6,0 (3,9) (2,8) 330,3

Podatek dochodowy (66,7)

Zysk (strata) netto za okres 263,6

Korekty normalizujące:

Alokacja Ceny Nabycia (PPA) 2,8

Różnice kursowe (0,1)

Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu 3,0

Odpisy aktualizujące 4,3

Wynik netto na sprzedaży aktywów -

Skorygowany Zysk Netto 273,6

Zmiana EBITDA rdr 164,4 6,8 7,0 (52,9) 11,6 (42,4) - 94,5

*Przy chody z ty tułu przy znany ch, ale jeszcze nie sprzedany ch św iadectw pochodzenia ujmow ane są zgodnie z MSSF15 poprzez pomniejszenie kosztu w łasnego sprzedaży

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

4Q 2024 (m PLN)

Lądowe Farmy

Wiatrowe

Fotowoltaika Gaz i Czyste Paliwa Obrót i Sprzedaż Dystrybucja Niealokowane

Rozliczenie Ceny

Nabycia

RAZEM

Przychody ze sprzedaży* 197,5 3,0 51,4 989,2 52,5 10,7 - 1 304,2

Koszty operacyjne, w tym (69,9) (4,2) (47,3) (946,2) (58,1) 0,5 (0,1) (1 125,1)

koszty operacyjne (bez korekty z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia) (33,0) (33,0)

amortyzacja (32,1) (2,1) (2,5) (2,7) (2,6) (1,8) (0,1) (44,0)

korekta z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia (4,9) - - - - - - (4,9)

Zysk brutto ze sprzedaży 127,5 (1,2) 4,1 43,0 (5,6) 11,2 (0,1) 179,1

Marża zysku brutto ze sprzedaży 64,6% -38,8% 8 ,0% 4,3% -10,6% "n/a" "n/a" 13,7%

Koszty sprzedaży - - - (18,9) - - - (18,9)

Koszty ogólnego zarządu (5,8) (0,4) (2,2) (31,0) (4,0) (48,6) - (92,1)

Pozostała działalność operacyjna 4,8 (0,8) (0,6) (18,1) 0,8 (0,9) - (14,8)

w tym odpisy aktualizujące - - - - - - - -

Zysk z działalności operacyjnej 126,5 (2,4) 1,4 (25,0) (8,8) (38,3) (0,1) 53,3

EBITDA 158,6 (0,3) 3,9 (22,3) (6,2) (36,4) - 97,3

Marża EBITDA 80,3% -9,7% 7,6% -2,3% -11,8% "n/a" "n/a" 7,5%

Wynik na działalności finansowej (19,4) (2,2) 0,2 (1,2) (2,1) (2,9) - (27,5)

Zysk (Strata) brutto 107,0 (4,6) 1,6 (26,2) (10,9) (41,2) (0,1) 25,7

Podatek dochodowy (18,6)

Zysk (strata) netto za okres 7,1

Korekty normalizujące:

Alokacja Ceny Nabycia (PPA) 0,1

Różnice kursowe 2,5

Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu 0,8

Odpisy aktualizujące -

Wynik netto na sprzedaży aktywów -

Skorygowany Zysk Netto 10,5

*Przy chody z ty tułu przy znany ch, ale jeszcze nie sprzedany ch św iadectw pochodzenia ujmow ane są zgodnie z MSSF15 poprzez pomniejszenie kosztu w łasnego sprzedaży

4Q 2023 (m PLN)

Lądowe Farmy

Wiatrowe

Fotowoltaika Gaz i Czyste Paliwa Obrót i Sprzedaż Dystrybucja Niealokowane

Rozliczenie Ceny

Nabycia

RAZEM

Przychody ze sprzedaży* 178,7 1,6 27,8 1 272,0 49,9 6,0 - 1 535,9

Koszty operacyjne, w tym (53,7) (2,4) (29,4) (1 227,9) (42,1) 6,0 (0,7) (1 350,2)

koszty operacyjne (bez korekty z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia) (34,5) - - - - - - (34,5)

amortyzacja (32,3) (1,0) (2,3) (3,1) (2,3) (1,6) (0,7) (43,3)

korekta z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia 13,1 - - - - - - 13,1

Zysk brutto ze sprzedaży 124,9 (0,8) (1,5) 44,1 7,8 11,9 (0,7) 185,7

Marża zysku brutto ze sprzedaży 69,9% -52,6% -5,5% 3,5% 15,7% "n/a" "n/a" 12,1%

Koszty sprzedaży - - - (21,9) - - - (21,9)

Koszty ogólnego zarządu (3,7) (0,3) (2,1) (29,8) (3,6) (18,3) - (57,8)

Pozostała działalność operacyjna (12,7) (4,9) (1,1) (7,0) 0,3 (0,3) - (25,7)

w tym odpisy aktualizujące (4,2) - - - - - - (4,2)

Zysk z działalności operacyjnej 108,5 (6,0) (4,7) (14,6) 4,5 (6,7) (0,7) 80,3

- - -

EBITDA 140,9 (0,8) (2,4) (11,6) 6,8 (5,1) - 127,8

Marża EBITDA 78,8% -54,0% -8,5% -0,9% 13,6% "n/a" "n/a" 8,3%

- - -

Wynik na działalności finansowej (17,6) (0,2) 0,6 (3,0) (1,9) 10,4 - (11,9)

Zysk (Strata) brutto 90,9 (6,2) (4,1) (17,7) 2,6 3,7 (0,7) 68,4

- - -

Podatek dochodowy (13,6)

Zysk (strata) netto za okres 54,8

Korekty normalizujące:

Alokacja Ceny Nabycia (PPA) 0,7

Różnice kursowe (0,3)

Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu 0,5

Odpisy aktualizujące 4,2

Wynik netto na sprzedaży aktywów -

Skorygowany Zysk Netto 59,9

Zmiana EBITDA rdr 17,7 0,6 6,3 (10,7) (13,0) (31,4) - (30,6)

*Przy chody z ty tułu przy znany ch, ale jeszcze nie sprzedany ch św iadectw pochodzenia ujmow ane są zgodnie z MSSF15 poprzez pomniejszenie kosztu w łasnego sprzedaży

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

3. Otoczenie prawne

Szczegóły dotyczące aktów prawnych istotnych z punktu widzenia działania Grupy Polenergia

zostały przedstawione w części „Opis istotnych czynników ryzyka i zagrożeń”.

4. Struktura organizacyjna Grupy

Skład grupy kapitałowej Emitenta został przedstawiony w nocie 7 Skonsolidowanego Sprawozdania

Finansowego.

5. Omówienie podstawowych wielkości ekonomiczno-finansowych, ujawnionych

w rocznym sprawozdaniu finansowym, w szczególności opis czynników i zdarzeń,

w tym o nietypowym charakterze, mających znaczący wpływ na działalność Emitenta

i osiągnięte przez niego zyski lub poniesione straty w roku obrotowym, a także omówienie

perspektyw rozwoju działalności Emitenta przynajmniej w najbliższym roku obrotowym

Kluczowe wielkości ekonomiczno-finansowe osiągnięte przez grupę kapitałową Emitenta

przedstawia poniższa tabela:

Na wyniki osiągnięte w 2024 roku w porównaniu do wyników roku poprzedniego wpływ miały

następujące czynniki:

a) Na poziomie EBITDA (wzrost o 94,5 mln zł):

- Wyższy wynik segmentu lądowych farm wiatrowych (o 164,4 mln zł), co jest przede

wszystkim konsekwencją wzrostu cen energii elektrycznej związanego z końcem

obowiązywania limitów wynikających z ustawy zamrażającej ceny energii w 2023 r.

Powyższe zostało częściowo skompensowane przez niższe ceny zielonych certyfikatów

oraz wyższe koszty operacyjne farm wiatrowych głównie z uwagi na uwzględnienie

kosztów działalności farm wiatrowych Piekło i Grabowo;

- Wyższy wynik segmentu fotowoltaiki (wzrost o 6,8 mln zł) z uwagi na wyższą produkcję

energii w segmencie PV, głównie z uwagi na uruchomienie farmy Strzelino w pierwszym

kwartale 2024 r., co częściowo zostało skompensowane przez niższe ceny energii w 2024

r. w części z farm oraz wyższe koszty operacyjne w związku ze zwiększeniem mocy

zainstalowanej;

- Wyższy wynik segmentu gazu i czystych paliw (o 7,0 mln zł) w związku z wyższym

wynikiem na optymalizacji pracy ENS oraz usługach systemowych (Rynek Mocy)

pomniejszonym przez niższy wynik na cieple.

- Niższy wynik segmentu obrotu i sprzedaży (o 52,9 mln zł) wskutek: i) niższego wyniku na

pozostałej działalności w obszarze energetyki prosumenckiej wskutek dokonanego

odpisu aktualizującego wartość zapasów i niższego wolumenu sprzedaży paneli

fotowoltaicznych i pomp ciepła, ii) niższego wyniku na handlu energią elektryczną i

obsłudze biznesu związanego głównie z niższą zmiennością cenową na rynkach energii

oraz przesunięciem czasowym realizacji transakcji na zielonych certyfikatach, iii) niższego

wyniku na handlu energią elektryczną z aktywów OZE wskutek zmiany modelu

rozliczeniowego uwzględniającego wyższą cenę zakupu z projektów OZE, iv) wyższych

kosztów operacyjnych w związku z rozwojem skali działalności Grupy. Spadek wyniku w

2024 r. został częściowo skompensowany przez: i) wyższy wynik na handlu certyfikatami

z farm wiatrowych związany głównie z efektem niskiej bazy wynikającej z realizacji

EBITDA / Zysk netto [mln PLN] 12M 2024 12M 2023 Zmiana

Przychody ze sprzedaży 4 320,5 5 615,4 (1 294,9)

EBITDA 642,1 547,6 94,5

Zysk/Strata Netto 301,2 263,6 37,6

Skorygowany Zysk/Strata Netto 307,4 273,6 33,8

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

transakcji w 2023 r., ii) wyższy wynik na agregacji OZE głównie w związku z dodatkową

marżą na sprzedaży zielonych certyfikatów.

- Wyższy wynik segmentu dystrybucji (o 11,6 mln zł) wskutek wyższej marży jednostkowej

na sprzedaży energii oraz wyższej marży na dystrybucji energii elektrycznej (związane

z efektem niskiej bazy spowodowanej opóźnieniem w aktualizacji taryfy dystrybucyjnej

w poprzednim roku). Wyższy wynik został częściowo skompensowany przez wyższe

koszty operacyjne związane ze wzrostem skali działalności i koszty ponoszone w związku

z rozwojem projektów z obszaru elektromobilności.

- Niższy wynik pozycji niealokowane (o 42,4 mln zł) co jest konsekwencją wyższych

kosztów operacyjnych w Centrali wynikających głównie ze wzrostu skali działalności oraz

zdarzeniami jednorazowymi, m.in. ujęciu w ciężar 2024 roku kosztów wynagrodzeń

Członków Zarządu kończących kadencję w 2024 roku.

b) Na poziomie Zysku Netto (wzrost o 37,6 mln zł):

- Wpływ wyniku EBITDA (wynik wyższy o 94,5 mln zł);

- Wyższa amortyzacja (o 12,3 mln zł) wynikająca przede wszystkim z oddania do

użytkowania środków trwałych w segmencie farm wiatrowych i fotowoltaicznych,

amortyzacji związanej z utworzeniem w 2023 roku rezerwy na demontaż oraz wyższej

amortyzacji środków trwałych w leasingu zgodnie z MSSF 16 skorygowana o zakończenie

rozliczenia PPA dotyczącego zakupu Polenergia Fotowoltaika S.A.;

- Niższa wartość odpisów aktualizujących (o 4,3 mln zł) związanych z developmentem i

fotowoltaiką.

Powyższe pozycje łącznie przyczyniły się do wzrostu zysku operacyjnego o 86,5 mln zł.

- Wyższe przychody finansowe (o 4,2 mln zł) głównie w konsekwencji wyższych

przychodów z tytułu poręczeń częściowo skompensowane przez niższy wynik na

różnicach kursowych i niższy przychody z odsetek.

- Wyższe koszty finansowe (o 25,1 mln zł) wynikające głównie z kosztów finansowych

z tytułu odsetek (głównie odsetek od obligacji), dyskonta, wyższych kosztów z tytułu

instrumentów pochodnych, poręczeń i wyniku na różnicach kursowych.

- Wyższy poziom podatku dochodowego (o 28,1 mln zł) za pierwsze cztery kwartały 2024

roku jest efektem wyższego wyniku brutto Grupy.

c) Na poziomie skorygowanego zysku netto (wzrost o 33,8 mln zł):

- Wpływ zysku netto (wzrost o 37,6 mln zł);

- Odwrócenie efektu różnic kursowych (wzrost o 3,1 mln zł);

- Eliminacja efektu rozliczenia ceny nabycia (spadek o 2,6 mln zł);

- Odwrócenie efektu odpisów aktualizacyjnych (spadek o 4,3 mln zł);

6. Zwięzły opis istotnych dokonań lub niepowodzeń Emitenta w okresie, którego dotyczy

raport, wraz z wykazem najważniejszych zdarzeń ich dotyczących

Opis istotnych dokonań lub niepowodzeń Emitenta w okresie, którego dotyczy raport, wraz z

wykazem najważniejszych zdarzeń ich dotyczących został przedstawiony w punkcie 2 niniejszego

raportu.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

7. Opis czynników i zdarzeń, w szczególności o nietypowym charakterze, mających znaczący

wpływ na osiągnięte wyniki finansowe

Czynniki mające znaczący wpływ na osiągnięte wyniki finansowe zostały opisane w punktach 2 i 5

niniejszego raportu.

8. Wskazanie akcjonariuszy posiadających bezpośrednio lub pośrednio przez podmioty

zależne co najmniej 5% ogólnej liczby głosów na walnym zgromadzeniu Emitenta na dzień

przekazania raportu rocznego wraz ze wskazaniem liczby posiadanych przez te podmioty

akcji, ich procentowego udziału w kapitale zakładowym, liczby głosów z nich wynikających

i ich procentowego udziału w ogólnej liczbie głosów na walnym zgromadzeniu oraz

wskazanie zmian w strukturze własności znacznych pakietów akcji Emitenta w okresie od

przekazania poprzedniego raportu rocznego

l.p.

Akcjonariusz

Liczba akcji

Liczba głosów

Udział

procentowy

Mansa Investments sp. z o.o.

33 168 900

42,95%

BIF IV Europe Holdings Limited

24 738 738

32,04%

Allianz Polska OFE

6 045 142

7,83%

Nationale-Nederlanden OFE

4 571 602

5,92%

Pozostali (poniżej 5%)

8 694 531

11,26%

Łącznie

77 218 913

100%

100% udziałów w Mansa Investments sp. z o.o. jest pośrednio kontrolowane przez Panią Dominikę Kulczyk poprzez

spółkę Kulczyk Holding s.à r.l. Zgodnie z zawiadomieniami z 13 kwietnia 2022 r. (raport bieżący nr 16/2022 z 13 kwietnia

2022 r.), Mansa Investments sp. z o.o. oraz BIF IV Europe Holdings Limited działają w porozumieniu, na podstawie umowy

inwestycyjnej zawartej w dniu 3 listopada 2020 r. (z późniejszymi zmianami), spełniającej kryteria, o których mowa w art.

87 ust. 1 pkt 5 Ustawy o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego

systemu obrotu oraz o spółkach publicznych. Liczba akcji i głosów Mansa została wskazana w oparciu o zawiadomienie

Mansa z 26 lutego 2025 r. (raport bieżący nr 11/2025 z 27 lutego 2025 r.). W tym samym zawiadomieniu poinformowano

o zawarciu 24 lutego 2025 r. pomiędzy Mansa a Bankiem Polska Kasa Opieki S.A. umowy zastawu rejestrowego

i finansowego, której przedmiotem jest 17 760 350 posiadanych przez Mansa akcji Spółki, stanowiących na dzień

zawiadomienia ok. 23% kapitału zakładowego Spółki oraz ogólnej liczby głosów w Spółce. Mansa zachowała możliwość

wykonywania prawa głosu z zastawionych akcji. Z zawiadomienia wynika także, że wcześniejszy zastaw finansowy na

15 200 000 posiadanych przez Mansa akcji w kapitale zakładowym Spółki wygasł.

Zgodnie z zawiadomieniami z dnia 13 kwietnia 2022 r. (raport bieżący nr 16/2022 z 13 kwietnia 2022 r.), Mansa

Investments sp. z o.o. oraz BIF IV Europe Holdings Limited działają w porozumieniu, na podstawie umowy inwestycyjnej

zawartej w dniu 3 listopada 2020 r. (z późniejszymi zmianami), spełniającej kryteria, o których mowa w art. 87 ust. 1 pkt 5

Ustawy o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu

oraz o spółkach publicznych. Wskazana w tabeli powyżej liczba akcji i głosów uwzględnia dodatkowo informację o liczbie

akcji przydzielonych poszczególnym akcjonariuszom w ramach Oferty Publicznej akcji zwykłych na okaziciela serii AB.

Zgodnie z informacjami z ZWZ Emitenta zwołanego na 19 czerwca 2024 roku (raport bieżący nr 33/2024 z 25 czerwca

2024 r.).

Zgodnie z informacjami z ZWZ Emitenta zwołanego na 19 czerwca 2024 roku (raport bieżący nr 33/2024 z 25 czerwca

2024 r.).

9. Wskazanie skutków zmian w strukturze jednostki gospodarczej, w tym w wyniku połączenia

jednostek gospodarczych, przejęcia lub sprzedaży jednostek grupy kapitałowej, inwestycji

długoterminowych, podziału, restrukturyzacji i zaniechania działalności

W omawianym okresie nie nastąpiły istotne zmiany w strukturze jednostki gospodarczej, w tym

w wyniku połączenia jednostek gospodarczych, przejęcia lub sprzedaży jednostek grupy

kapitałowej emitenta, inwestycji długoterminowych, podziału, restrukturyzacji i zaniechania

działalności, poza wpisaniem nowych spółek do rejestru przedsiębiorców KRS:

spółka Polenergia Farma Wiatrowa 33 sp. z o.o. (wpisana dnia 26 lutego 2024 r.);

spółka Polenergia Farma Wiatrowa 34 sp. z o.o. (wpisana dnia 11 marca 2024 r.);

spółka Polenergia Farma Wiatrowa 35 sp. z o.o. (wpisana dnia 5 sierpnia 2024 r.).

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Dnia 27 września 2024 r. Spółka wykonała opcję kupna (call option) przyznaną jej na podstawie

umowy nabycia 60% udziałów w spółce zależnej Wind Farm Four Srl (dawniej Naxxar Wind Farm

Four Srl) zawartej dnia 5 października 2023 r. z Naxxar Renewable Energy Management Holding

Srl („NRE MH”), w wyniku czego nabyła od NRE MH pozostałe 40% udziałów w kapitale

zakładowym Wind Farm Four Srl. W konsekwencji Spółka stała się jedynym wspólnikiem tej spółki.

Zgodnie z raportami nr 4/2024 oraz 41/2024 Spółka jest w trakcie procesu przeglądu opcji

strategicznych w obszarze elektromobilności, strategii wodorowej, nowych projektów zagranicznych

oraz wybranych projektów w pozostałych segmentach działalności Grupy Polenergia,

z wyłączeniem projektów morskich farm wiatrowych, a także aktywów strategicznych i nie wyklucza

podjęcia w przyszłości, w zależności od wyników przeglądu, decyzji o odstąpieniu od ich dalszej

realizacji lub o zmianie sposobu lub zakresu ich realizacji. O wynikach przeglądu opcji Spółka

będzie informować w sposób określony przepisami prawa.

10. Informacje ogólne

Grupa Kapitałowa Polenergia („Grupa”) składa się z Polenergia S.A. („Spółka”, „jednostka

dominująca”), dawniej Polish Energy Partners S.A., i jej spółek zależnych. Spółka została

utworzona Aktem Notarialnym z dnia 17 lipca 1997 roku i jest wpisana do Krajowego Rejestru

Sądowego prowadzonego przez Sąd Rejonowy, w Warszawie, XII Wydział Gospodarczy

Krajowego Rejestru Sądowego, pod numerem KRS 0000026545. Spółce nadano numer

statystyczny REGON 012693488. Od 20 listopada 2013 roku siedziba Spółki mieści się

w Warszawie przy ulicy Kruczej 24/26.

Akcje Polenergia S.A. są notowane na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie.

Grupa Polenergia składa się z pionowo zintegrowanych spółek działających w obszarze

wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych i gazowych, dystrybucji, sprzedaży i obrotu energią

elektryczną oraz energetyki rozproszonej. Powstała w wyniku konsolidacji dwóch grup aktywów

kontrolowanych przez Kulczyk Holding S.àr.l. (dawniej Polenergia Holding S.àr.l.) z siedzibą w

Luksemburgu tj. Polish Energy Partners S.A. (skoncentrowanej na rozwoju i eksploatacji

odnawialnych źródeł energii, głównie farm wiatrowych) oraz Grupy Polenergia (skoncentrowanej na

wytwarzaniu, dystrybucji, sprzedaży i obrocie energii elektrycznej i świadectw pochodzenia oraz

rozwoju morskich farm wiatrowych). Na początku roku 2022 Grupa nabyła 100% udziałów w spółce

Edison Energia S.A. (obecnie Polenergia Fotowoltaika i Polenergia Pompy Ciepła), która działa w

segmencie energetyki rozproszonej. W 2024 roku spółka Polenergia S.A. wykonała opcję kupna

(call option) i nabyła pozostałe 40% udziałów w kapitale zakładowym Wind Farm Four Srl, stając

się w konsekwencji jedynym wspólnikiem tej spółki.

Czas trwania Spółki, jak również wszystkich jednostek Grupy Kapitałowej jest nieograniczony.

11. Opis organizacji grupy kapitałowej Emitenta ze wskazaniem jednostek podlegających

konsolidacji oraz zmian w organizacji grupy kapitałowej Emitenta wraz z podaniem

ich przyczyn

Schemat grupy kapitałowej Emitenta został przedstawiony w nocie 7 w Skonsolidowanym

sprawozdaniu finansowym. Wszystkie Spółki przedstawione w rzeczonej nocie są konsolidowane

metodą pełną, poza spółkami MFW Bałtyk I S.A., MFW Bałtyk II sp. z o.o., MFW Bałtyk III sp. z o.o.,

oraz Naxxar Wind Farm Four SRL które wyceniane są metodą praw własności.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

W omawianym okresie nie wystąpiły istotne zmiany w organizacji grupy kapitałowej Emitenta poza

wydarzeniami opisanymi powyżej w punkcie 9.

12. Charakterystyka struktury aktywów i pasywów skonsolidowanego bilansu, w tym z punktu

widzenia płynności grupy kapitałowej Emitenta

Nazwa

Opis

Wartość

2024

Wartość 2023

Zmiana r/r

Rentowność

kapitału

własnego

wynik finansowy netto

7,3%

7,4%

-0,2%

średnioroczny stan kapitału własnego

Rentowność

netto sprzedaży

wynik finansowy netto

7,0%

4,7%

2,3%

przychody ze sprzedaży

Płynność -

wskaźnik

płynności I

majątek obrotowy ogółem

2,86

2,55

0,31

zob. krótkoterminowe

Szybkość obrotu

należności (w

dniach)

średnioroczny stan należności z tytułu

dostaw i usług x 365 dni

przychody ze sprzedaży produktów

towarów

Obciążenie

majątku

zobowiązaniami

(suma pasywów - kapitał własny) *100

42,9%

40,4%

2,4%

suma aktywów

Rentowność kapitału własnego utrzymuje się na zbliżonym poziomie w porównaniu do roku

poprzedniego. Wskaźnik rentowności netto sprzedaży, świadczący o poziomie zysku

przypadającym na każdą złotówkę przychodów ze sprzedaży, wzrósł względem roku 2023. Wpływ

na poprawę powyższych wskaźników miał w szczególności wzrost wyniku netto spotęgowany

spadkiem przychodów ze sprzedaży w porównaniu do analogicznego okresu poprzedniego roku

(spadek o 1,3 mld).

Płynność finansowa Grupy mierzona wskaźnikiem płynności I uległa zwiększeniu w związku

z wyższym stosunkiem wartości majątku obrotowego względem zobowiązań krótkoterminowych –

(spadek zobowiązań krótkoterminowych w porównaniu do roku ubiegłego). Wskaźnik szybkości

obrotu należnościami, oznaczający okres oczekiwania na wpływ należności, wzrósł o 6 dni

w porównaniu do roku ubiegłego.

Struktura bilansu Grupy na koniec 2024 roku uległa zmianie głównie wskutek: wzrostu poziomu

kapitału własnego, wzrostu zobowiązań długoterminowych głównie z tytułu emisji obligacji, wzrostu

rzeczowych aktywów trwałych oraz aktywów finansowych wycenionych metodą praw własności.

13. Opis istotnych czynników ryzyka i zagrożeń, z określeniem, w jakim stopniu Emitent jest

na nie narażony

Ryzyko zmian otoczenia prawno-regulacyjnego w sektorze energetycznym

Działalność Grupy podlega licznym regulacjom krajowym, unijnym oraz międzynarodowym.

Przepisy prawa, decyzje administracyjne, stanowiska, opinie, interpretacje, wytyczne organów

administracji publicznej oraz gestorów sieci, mające zastosowanie do prowadzonej przez Grupę

działalności, podlegają częstym zmianom (tytułem przykładu Prawo Energetyczne wraz ze

stosownymi aktami wykonawczymi podlegało istotnym zmianom kilkadziesiąt razy od czasu jego

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

przyjęcia w 1997 r.). Ewentualne zmiany przepisów prawnych, w szczególności dotyczących

działalności gospodarczej, podatków i danin publicznych, przepisów prawa pracy, prawa

handlowego, w tym prawa spółek handlowych i prawa rynków kapitałowych oraz przepisów prawa

ochrony środowiska i w obszarze ESG, mogą mieć istotny wpływ na działalność prowadzoną przez

Emitenta. Polski system prawny jest na bieżąco harmonizowany z regulacjami unijnymi.

Opisane ryzyko wielokrotnie zmaterializowało się w toku działalności Grupy. Przykładowo:

Nowelizacja Prawa Energetycznego z lipca 2023 r. wprowadziła do polskiego porządku prawnego

mechanizm nierynkowego ograniczania wytwarzania energii elektrycznej w instalacjach

odnawialnych źródeł energii przez operatorów systemów elektroenergetycznych (tzw.

redysponowanie nierynkowe). Obecnie, w celu równoważenia dostaw energii elektrycznej z

zapotrzebowaniem na tę energię lub zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci

elektroenergetycznej, operatorzy mogą m.in. wydać polecenie ograniczenia pracy jednostki

wytwórczej wykorzystującej energię wiatru, słońca, magazynu energii lub nawet całkowitego jej

wyłączenia. Prawo Energetyczne przewiduje, pod pewnymi warunkami, prawo wytwórców do

uzyskania rekompensat w sytuacji ograniczania ich pracy. Rekompensaty te co do zasady jednak

nie pokrywają w pełni ewentualnych szkód wynikających z polecenia ograniczenia lub zaprzestania

produkcji.

Istotny wpływ na wyniki finansowe Grupy miała także tzw. Ustawa o Środkach Nadzwyczajnych,

przyjęta w następstwie wejścia w życie unijnego rozporządzenia Rady (UE) 2022/1854 z dnia 6

października 2022 r. w sprawie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w celu rozwiązania problemu

wysokich cen energii. Ustawodawca ograniczył w ustawie przychody odpowiednio: wytwórców

energii elektrycznej osiągane w związku z produkcją energii elektrycznej oraz spółek obrotu energią

związane ze sprzedażą energii elektrycznej. Każdy z takich podmiotów był zobowiązany od grudnia

2022 roku do końca 2023 roku do odprowadzania istotnej części przychodów na specjalnie

utworzony w tym celu państwowy fundusz (Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny). Owa interwencyjna

regulacja w sposób fundamentalny zmieniła zasady funkcjonowania podmiotów na rynku energii

elektrycznej. W szczególności widoczne było to w przypadku instalacji OZE dla których

ustawodawca urzędowo wprowadził możliwą do osiągnięcia cenę sprzedaży energii elektrycznej

nie biorąc pod uwagę indywidualnych uwarunkowań ekonomicznych projektu, jak również strategii

komercjalizacji inwestycji przez inwestora.

Innym ograniczeniem nałożonym na przedsiębiorstwa działające w obszarze obrotu energią

elektryczną w Ustawie o Środkach Nadzwyczajnych, sukcesywnie przedłużanym w latach 2023 –

2025, był obowiązek stosowania cen maksymalnych w rozliczeniach z pewnymi kategoriami

odbiorców. Ceny te były także obniżane. Początkową cenę maksymalną dla gospodarstw

domowych, tj. 693 zł/MWh obniżono od 1 lipca 2024 roku do poziomu 500 PLN/MWh, zaś cena

maksymalna dla jednostek samorządu terytorialnego, podmiotów użyteczności publicznej oraz

mikroprzedsiębiorstw, małych i średnich przedsiębiorstw została obniżona z 785 zł/MWh do 693

PLN/MWh. Niepewność po stronie przedsiębiorstw energetycznych wzmacniało sukcesywne

przedłużanie mechanizmu mrożenia cen aż do dnia dzisiejszego. Od 1 stycznia 2025 roku do 30

września 2025 roku odbiorcami uprawnionymi do cen maksymalnych są nadal gospodarstwa

domowe.

Należy podkreślić, że mechanizm interwencyjny na rynku cen energii elektrycznej charakteryzowała

duża niepewność co do prawidłowej wykładni jego stosowania, terminu jego przedłużenia i kierunku

kolejnych nowelizacji przepisów. Nie bez znaczenia była publikacja, niekiedy rozbieżnych,

wyjaśnień organów i instytucji zaangażowanych w rozliczanie podmiotów zobowiązanych do

stosowania mechanizmów interwencyjnych.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Należy także podkreślić, iż niezależnie od szczególnego przypadku, jakim było uchwalenie Ustawy

o Środkach Nadzwyczajnych, działalność prowadzona przez Grupę zawsze podlega, obok

przepisów ogólnie regulujących każdą działalność gospodarczą, specyficznym regulacjom sektora

energetycznego – w szczególności – Prawa Energetycznego, Ustawy o OZE, Ustawy o

Promowaniu Wytwarzania Energii Elektrycznej w Morskich Farmach Wiatrowych, Ustawy o

Inwestycjach w Zakresie Elektrowni Wiatrowych (tzw. ustawa odległościowa), a także aktów

wykonawczych, które w znaczący sposób wpływają na rozwój i prowadzenie projektów OZE.

Na przełomie 2024 i 2025 roku opublikowano pakiet założeń nowelizacji przepisów dla sektora

offshore, które obok ułatwień w prowadzeniu inwestycji na morzu, m.in. w znaczący sposób

modyfikują oraz uzupełniają regulacje dotyczące dopuszczenia projektów do aukcji, m.in. w

zakresie ceny aukcyjnej, indeksacji, oraz zgłaszanej mocy. Każda tego typu nowelizacja w sektorze

offshore, z uwagi na długotrwały i skomplikowany proces rozwoju morskich farm wiatrowych

podlega szczególnej weryfikacji, w tym pod kątem założeń finansowych rozwijanych projektów.

Wpływ na rozwijane projekty energetyczne ma reforma planistyczna z lipca 2023 r. W jej ramach

wprowadzona została m.in. nowa procedura planistyczna oraz nowe procedury lokalizowania

większych instalacji OZE, w szczególności instalacji PV (tj. obowiązek lokalizowania takich instalacji

jedynie na obszarze objętym miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego). W związku

z koniecznością uchwalenia przez samorządy nowych planów dopuszczających inwestycje OZE,

wprowadzona reforma może potencjalnie utrudnić, wydłużyć lub nawet opóźnić procesy

inwestycyjne dla instalacji OZE, jeśli plany lokalizowania inwestycji nie powstaną w zakładanym

czasie (tzw. luka inwestycyjna).

Innym przykładem ziszczenia się ryzyka regulacyjnego są wciąż aktualne skutki przyjęcia Ustawy

o Inwestycjach w Zakresie Elektrowni Wiatrowych, która wprowadziła tzw. zasadę 10H. Zgodnie z

tą zasadą elektrownie wiatrowe nie mogły być budowane w odległości mniejszej niż 10-krotna

wysokość turbiny (wraz z uniesionymi łopatami) od zabudowań o funkcji mieszkaniowej, form

ochrony przyrody i leśnych kompleksów. Wprowadzenie tej zasady, wraz ze zwiększeniem

podstawy opodatkowania dla turbin wiatrowych, spowodowało zahamowanie rozwoju nowych

projektów w zakresie farm wiatrowych, konieczność dokonywania w 2016 r. odpisów

aktualizujących w łącznej wysokości 55 mln PLN w odniesieniu do projektów farm wiatrowych w

dewelopmencie oraz pogorszenie sytuacji finansowej spółek operujących projektami wiatrowymi.

Ograniczenia w zakresie lokalizowania farm wiatrowych zostały złagodzone ustawą z dnia 3 marca

2023 r. o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych

ustaw, zgodnie z którą w przypadku lokalizowania, budowy lub przebudowy elektrowni wiatrowej

odległość tej elektrowni od budynku mieszkalnego albo budynku o funkcji mieszanej jest równa lub

większa od dziesięciokrotności całkowitej wysokości elektrowni wiatrowej, chyba że plan miejscowy

określa inną odległość, wyrażoną w metrach, jednak nie mniejszą niż 700 metrów. Aktualne plany

prac legislacyjnych w tym zakresie zakładają wypracowanie nowych zasad lokalizowania inwestycji

wiatrowych. Procedowany projekt stanowi dalszą liberalizację odległości między instalacjami

lądowej energetyki wiatrowej a zabudową mieszkaniową. Przewiduje m.in. zniesienie generalnej

zasady 10H oraz wprowadzenie odległości na poziomie 500 metrów, w tym w odniesieniu do

określonych obszarów Natura 2000. Na datę publikacji raportu proces uzgodnień i konsultacji

publicznych projektu ustawy został zakończony i czeka na skierowanie przez Radę Ministrów do

dalszych prac parlamentarnych.

Istotne dla działalności Grupy są również decyzje podejmowane przez odpowiednie organy

administracji publicznej, w szczególności Prezesa URE, które cechują się dużą uznaniowością i są

często przedmiotem sporów sądowych. Zmiany w otoczeniu prawno-regulacyjnym mogą również,

w pewnych obszarach, powodować obniżenie zakładanych zwrotów z inwestycji w OZE.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

W perspektywie długoterminowej zmiany na rynku energii mogą zostać także wywołane rozwojem

projektów energetyki jądrowej, które mogą mieć wpływ m.in. na poziom cen energii elektrycznej.

Przedstawiciele Spółki uczestniczą w pracach zespołów roboczych przy organizacjach i

stowarzyszeniach branżowych w celu monitorowania i minimalizacji ryzyka niekorzystnych dla

Grupy zmian regulacyjnych, niemniej Spółka ma bardzo ograniczone możliwości realnego wpływu

na decyzje podejmowane na szczeblu wspólnotowym i ogólnopolskim w tym zakresie.

W przyszłości zmiany polityki Unii Europejskiej i państwa oraz wiążące się z tym zmiany regulacji

prawnych będą miały istotny wpływ na działalność prowadzoną przez Grupę.

Ryzyko związane z realizacją projektów morskich farm wiatrowych, w tym:

• Ryzyko wzrostu kosztów inwestycyjnych

Projekty morskich farm wiatrowych realizowane we współpracy z grupą Equinor stanowią obecnie

największy projekt inwestycyjny Grupy Polenergia. Projekty te narażone są na szereg ryzyk

wynikających z sytuacji rynkowej oraz skali projektów. Pierwszym z nich jest ryzyko wzrostu

kosztów inwestycyjnych prognozowanych dla etapu rozwoju oraz budowy. Wynika ono z dużego

popytu na usługi oraz dostawy kluczowych komponentów, zmian cen surowców, inflacji czy też

niepewności w zakresie kompletności informacji o warunkach geotechnicznych dna morskiego.

Obserwuje się również znaczący wzrost kosztów przyłączeń do Krajowej Sieci Energetycznej.

Na globalnym rynku morskiej energetyki wiatrowej doszło w ostatnich latach do istotnych zmian,

spowodowanych trzema głównymi czynnikami: (i) wzrostem mocy zainstalowanej turbin wiatrowych

oferowanych przez producentów; (ii) załamaniem łańcuchów dostaw; oraz (iii) wzrostem kosztów

komponentów, dostaw i obsługi, wywołanych wzrostem cen energii, paliw oraz metali. Bardzo

dynamiczne zmiany technologii, pozwalające na zwiększenie mocy jednostkowej i produktywności

turbin, nie są skorelowane z rozwojem zaplecza logistycznego, co powoduje powstawanie wąskich

gardeł w łańcuchu dostaw, zwłaszcza w zakresie specjalistycznych statków instalacyjnych. Wysokie

zapotrzebowanie na usługi instalacyjne, a także dostawy komponentów morskich farm wiatrowych

prognozowane w latach 2025-2030, w zderzeniu z obserwowanymi ograniczonymi możliwościami

rynku, przyczyniają się do wzrostu cen usług. Dodatkowo sytuację utrudnia powrót do poszukiwania

i wydobycia ropy i gazu na wielu obszarach morskich po wybuchu wojny w Ukrainie, co przyczynia

się do wzrostu konkurencji o wykwalifikowanych pracowników, statki i inne kluczowe zasoby. Na tę

trudną sytuację nakładają się wzrosty kosztów powodowane wyższymi cenami stali, miedzi,

aluminium, które są kluczowymi surowcami do budowy komponentów morskich farm wiatrowych

oraz głównymi składnikami ceny kontraktów. Dalsze czynniki kosztotwórcze to potencjalny wzrost

cen paliw, wpływający bezpośrednio na koszty usług instalacyjnych. Wszystkie te czynniki mogą

spowodować wzrost kosztów rozwoju i budowy projektów. Spółka zarządza ryzykiem poprzez

wykorzystanie globalnej pozycji partnera w projekcie rozwijania morskich farm wiatrowych na Morzu

Bałtyckim (Equinor), który prowadzi postępowania zakupowe wykorzystując pełen potencjał

znajomości rynkowej wynikający z posiadanego portfolio projektów morskich farm wiatrowych.

W przypadku projektów MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III dodatkowymi czynnikami wpływającymi na

ryzyko zwiększenia kosztów inwestycyjnych jest prawdopodobieństwo wystąpienia mniej

korzystnych niż zakładano warunków geotechnicznych dna morskiego Bałtyku. Na datę Czynników

Ryzyka Spółka identyfikuje ryzyko w zakresie instalacji fundamentów ("pile driveability"). To ryzyko

dotyczy przede wszystkim czasu instalacji fundamentów oraz kosztu projektu. Spółka mityguje

ryzyko poprzez prowadzenie badań 3D UHRS (badania geofizyczne). W przypadku

zidentyfikowania przeszkód dla projektowanego fundamentu monopalowego jego projektowana

lokalizacja będzie odpowiednio przesuwana w promieniu 50 m.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

• Ryzyko poniesienia wysokich kosztów inwestycyjnych przed podjęciem finalnej decyzji

inwestycyjnej

Rozwój morskich farm wiatrowych niesie ze sobą również ryzyko poniesienia wysokich kosztów

inwestycyjnych przed podjęciem finalnej decyzji inwestycyjnej (FID), które wynika z konieczności

zabezpieczenia możliwości produkcyjnych u dostawców oraz pozyskania danych potrzebnych do

uzyskania pozwolenia na budowę. Wzrost zainteresowania inwestycjami w morską energetykę

wiatrową spowodowany wdrażaniem polityki klimatycznej w skali globalnej oraz potrzebą

uniezależnienia się od paliw kopalnych przez państwa europejskie po wybuchu wojny w Ukrainie,

dodatkowo zwiększa problemy z planowaniem dostaw i realizacją budowy w najbliższych latach.

Rynek stał się rynkiem dostawców i instalatorów, którzy oczekują twardych finansowych gwarancji

przed dokonaniem rezerwacji mocy produkcyjnych i instalacyjnych, jednocześnie wydłużając

harmonogramy realizacji usług. Dokonywanie rezerwacji mocy produkcyjnych może skutkować

koniecznością poniesienia istotnych nakładów inwestycyjnych przed ostateczną decyzją

inwestycyjną oraz wystawianiem przez Spółkę gwarancji płatności zobowiązań przez spółki

rozwijające projekty morskich farm wiatrowych. Spółka zarządza ryzykiem poprzez optymalizację i

szczegółową kontrolę harmonogramów oraz procesu negocjacyjnego podczas tworzenia łańcucha

dostaw, a także poprzez negocjowanie limitów zobowiązań w okresie przed podjęciem FID.

• Ryzyko opóźnień w przygotowaniu i realizacji projektów

Zmienność i niepewność otoczenia rynkowego, "wąskie gardła" w łańcuchu dostaw i niedobory

kadrowe na rynku zwiększają ryzyko opóźnień w przygotowaniu i realizacji projektów. Obecnie

prowadzone są trzy strumienie procesów rozwoju projektów kluczowe dla terminowego

przygotowania do budowy i ich realizacji zgodnie z założeniami: procesy projektowania,

uzyskiwania pozwoleń na budowę oraz organizacja łańcucha dostaw. Są to procesy ściśle ze sobą

powiązane, wymagające bardzo sprawnej i profesjonalnej koordynacji i zarządzania. W ich

realizację zaangażowane są liczne firmy doradcze i projektowe, zewnętrzne zespoły ds. zezwoleń,

zakupów, inżynierii, zarządzania interesariuszami u partnera Equinor, dostawcy oraz kilkanaście

instytucji, urzędów i organów administracji państwowej i samorządowej. Problemem mogą okazać

się także ograniczone zasoby kadrowe, spowodowane dużą konkurencją na rynku i brakiem

wykształconych, doświadczanych kadr na rynku krajowym, a także brak doświadczeń związanych

z rozwojem morskich farm wiatrowych krajowych instytucji i administracji. Spółka zarządza tym

ryzykiem zwiększając zatrudnienie, poszukując najlepiej przygotowanych pracowników, prowadząc

działania edukacyjne i informacyjne skierowane do administracji.

• Ryzyko związane z globalnym łańcuchem dostaw

Kolejnym czynnikiem wpływającym na ryzyko opóźnienia realizacji projektów jest trudna sytuacja

na globalnym rynku dostaw i limitowane zasoby logistyczne w zderzeniu z planami realizacji innych

dużych projektów na Bałtyku. Każde opóźnienie w realizacji innych projektów, powodujące

nałożenie się na siebie okresów instalacyjnych może stanowić istotny problem w zapewnieniu

właściwego zaplecza logistycznego i bezpieczeństwa budowy. Również każde opóźnienie w

ramach łańcucha dostaw (na przykład opóźnienia w produkcji czy instalacji) może wpływać na

kolejne etapy budowy. Opóźnienia w wykorzystaniu zarezerwowanych okresów produkcyjnych i

instalacyjnych oraz ograniczenia dotyczące okresów dopuszczalnej instalacji na morzu mogą

powodować konieczność wstrzymania instalacji na pewien czas, pociągając za sobą wzrost

kosztów.

• Ryzyko potencjalnego obniżenia ceny kontraktu różnicowego

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Zgodnie z Ustawą o Promowaniu Wytwarzania Energii Elektrycznej w Morskich Farmach

Wiatrowych projekty MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III uzyskały prawo do pokrycia ujemnego salda

dla energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej, na podstawie decyzji Prezesa

URE wydanych w 2021 r. Projekty będą sprzedawać wytworzoną energię na rynek, mając jednak

prawo do pokrycia tzw. ujemnego salda tj. różnicy między ceną rynkową energii a ceną wsparcia

określoną przez Prezesa URE. Warunkiem korzystania z prawa do pokrycia ujemnego salda jest

uznanie przez Komisję Europejską udzielonej pomocy za dozwoloną, w wyniku indywidualnej

notyfikacji pomocy publicznej. Zadaniem Komisji było określenie czy przy założonym poziomie

wewnętrznej stopy zwrotu ("IRR") projektu nie dochodzi do nadwsparcia w zakresie udzielonej

pomocy publicznej. Decyzją z dnia 2 sierpnia 2024 r. Komisja Europejska uznała pomoc publiczną,

udzielaną projektom MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III za zgodną z rynkiem wewnętrznym. W oparciu

o decyzję Komisji oraz weryfikację danych finansowych projektów przez niezależnego biegłego,

Prezes URE w dniu 6 listopada 2024 r. wydał na rzecz MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III decyzję

ustalającą cenę będącą podstawą do pokrycia ujemnego salda na poziomie 319,60 zł/MWh w 25-

letnim okresie wsparcia.

Projekty którym przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda podlegają dodatkowym

mechanizmom zabezpieczającym przed wystąpieniem nadwsparcia (tzw. mechanizm clawback).

Mechanizm ten polega na tym, że indywidualna cena wsparcia dla projektu, ustalona przez Prezesa

URE, jest ponownie weryfikowana, jeśli przed rozpoczęciem prac związanych z budową nastąpi

znacząca zmiana w parametrach rzeczowo-finansowych realizacji inwestycji, powodująca istotne

(o więcej niż 0,5 punktu procentowego) zwiększenie jej wewnętrznej stopy zwrotu. Zgodnie z

uzasadnieniem ww. decyzji z 6 listopada 2024 r. w toku postępowania organ ustalił, że rozpoczęcie

prac w ramach projektów MFW Bałtyk II oraz MFW Bałtyk III nastąpiło przed wydaniem przez

Prezesa URE decyzji, co spowodowało, iż cena stanowiąca podstawę do wypłaty ujemnego salda

nie będzie podlegała aktualizacji w trybie tzw. mechanizmu clawback.

Wskazane ryzyko nie zostanie zatem zmaterializowane.

• Ryzyko zmiany regulacji podatkowych

Ministerstwo Finansów proceduje zmiany regulacji podatkowych. W toku procesu legislacyjnego

zostały zgłoszone zastrzeżenia, co do planowanej nowej definicji budowli, która spowoduje istotny

wzrost obciążeń podatkowych dla instalacji OZE. W odniesieniu do morskich farm wiatrowych,

zmiana definicji budowli może skutkować koniecznością dostosowania procesów produkcyjnych

części morskich turbin wiatrowych do nowych wymogów.

Ryzyko związane z koniecznością spełnienia wymogów przewidzianych przez przepisy dotyczące

ochrony środowiska

Działalność gospodarcza prowadzona przez Emitenta oraz inne podmioty z Grupy poddana jest

szeregowi regulacji prawnych z zakresu ochrony środowiska. W szczególności istnieje lub może

powstać obowiązek uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach pozwoleń

zintegrowanych czy pozwoleń sektorowych na emisję gazów lub pyłów do powietrza,

wodnoprawnych pozwoleń na wytwarzanie odpadów oraz właściwej i terminowej

sprawozdawczości związanej m.in. z korzystaniem ze środowiska. Spełnienie wymagań

przewidzianych przepisami dotyczącymi ochrony środowiska może wiązać się z nakładami

finansowymi na opracowanie dokumentacji i przystosowanie instalacji do spełnienia wymagań.

Ponadto w związku ze wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji CO2, koniecznym

stało się uzyskanie zezwoleń na uczestnictwo w tym systemie handlu instalacji wykorzystywanych

w działalności prowadzonej przez Emitenta lub podmioty z Grupy. Handel emisjami to jeden z

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

instrumentów polityki ekologicznej, służący ograniczaniu emisji zanieczyszczeń. Obowiązek udziału

Polski w systemie wynika z realizacji postanowień protokołu z Kioto oraz zobowiązań wynikających

z członkostwa w Unii Europejskiej. Obecny okres handlu emisjami, tj. EU ETS 2021-2030,

regulowany jest ustawą z dnia 15 kwietnia 2021 r. o zmianie ustawy o systemie handlu

uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz niektórych innych ustaw. Regulacjom tym

podlega Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna, która uczestniczy we wspólnotowym

systemie handlu uprawnieniami do emisji.

Elektrociepłownia Nowa Sarzyna, która podlega obowiązkom raportowania emisji CO2, co roku do

31 marca danego roku kalendarzowego przedkłada do KOBIZE roczny raport wielkości emisji (za

rok poprzedni) wraz z raportem niezależnego weryfikatora. Wszystkie spółki korzystające ze

środowiska, a więc emitujące gazy i pyły do powietrza, posiadające flotę samochodową lub

wykazane inne emisje (np. gazy SF6) przygotowują sprawozdanie z korzystania ze środowiska i w

zależności od kwoty przekazują sprawozdanie do właściwego Urzędu Marszałkowskiego (do 31

marca danego roku kalendarzowego). Korzystanie ze środowiska jest również raportowane w

Krajowej Bazie KOBIZE (do 28 lutego danego roku kalendarzowego). Spółki prowadzące

gospodarkę odpadami mają czynne konta w bazie BDO, w której raportowane są wytworzone

odpady (do 31 marca danego roku kalendarzowego).

W przypadku projektów morskich farm wiatrowych występuje ryzyko związane z wdrażaniem

postanowień decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach na etapie instalacji, polegające na

ograniczeniu możliwości instalacji fundamentów w określonych miesiącach ze względu na ochronę

ssaków morskich przed emisją hałasu podwodnego związanego z wbijaniem fundamentów w dno.

W przypadku opóźnień w dostawach czy instalacji fundamentów ponad dopuszczalny okres,

konieczne będzie przedłużenie okresu instalacji na kolejny rok.

Ryzyko konkurencyjności projektów OZE rozwijanych przez Grupę

W celu zabezpieczenia odbioru energii elektrycznej produkowanej przez instalacje OZE po stałej

cenie, spółki z Grupy rozwijające projekty OZE biorą udział w systemie wsparcia OZE (tzw. systemie

aukcyjnym) lub zawierają wieloletnie umowy PPA (ang. power purchase agreement; PPA).

System wsparcia OZE uzależnia uzyskanie i wysokość wsparcia (w granicach cen maksymalnych

określonych w rozporządzeniu) dla wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych od wygrania aukcji.

W konsekwencji istnieje ryzyko, że projekty farm wiatrowych oraz farm fotowoltaicznych rozwijane

przez Grupę nie otrzymają wsparcia. Jednocześnie wsparcie udzielone w ramach systemu

aukcyjnego, co do zasady, uniezależnia wytwórcę na okres 15 lat od ryzyka rynkowego w zakresie

wolumenu zabezpieczonego w tej aukcji.

Grupa prowadzi prace w zakresie dalszego rozwoju projektów wiatrowych i fotowoltaicznych, aby

zrealizować cele przewidziane w strategii Grupy na lata 2020-2024. Część z nich wzięła udział w

aukcjach. Aktualnie wsparcie aukcyjne uzyskało 6 projektów wiatrowych i 8 projektów

fotowoltaicznych realizowanych przez Grupę.

W sytuacji, gdy projekt farmy wiatrowej bądź farmy fotowoltaicznej nie uzyskuje wsparcia w drodze

aukcji, sposób dalszej realizacji projektu podlega weryfikacji i rozważane są alternatywne formy

zabezpieczania przychodów przez projekt, w szczególności możliwa jest jego budowa w celu

realizacji dostaw energii elektrycznej bezpośrednio do odbiorcy końcowego, np. na podstawie

długoterminowych umów sprzedaży energii elektrycznej typu PPA.

Wraz z rozwojem rynku OZE w Polsce Spółka obserwuje zwiększające się ryzyko konkurencji w

tym segmencie, w tym w szczególności ze strony nowych inwestorów zagranicznych o silnym

zapleczu kapitałowym. Istnieje ryzyko, że projekty rozwijane przez Grupę nie będą wystarczająco

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

konkurencyjne, w związku z czym oferty składane w ramach aukcji OZE nie pozwolą na

zakwalifikowanie się do uzyskania wsparcia w ramach tego systemu, a odbiorcy nie będą

zainteresowani zawarciem umów PPA z Grupą.

Dodatkowo, w przypadku projektu morskiej farmy wiatrowej MFW Bałtyk I, przygotowywanego na

do udziału w aukcji, która ma odbyć się w 2025 roku, istnieje ryzyko niezorganizowania aukcji w

2025 roku. Dzięki wygranej aukcji projekt mógłby uzyskać wsparcie w postaci dwustronnego

kontraktu różnicowego na okres 25 lat, co w przypadku projektów morskich farm wiatrowych tak

zwanej drugiej fazy jest niezbędne dla ich sfinansowania oraz realizacji w założonym

harmonogramie. Aukcja może nie zostać zorganizowana, pomimo że jest przewidziana w Ustawie

o Promowaniu Wytwarzania Energii Elektrycznej w Morskich Farmach Wiatrowych ze względu na

brak gotowości co najmniej trzech konkurencyjnych projektów do udziału w niej. Spółka celowa

przygotowuje projekt w taki sposób, aby minimalizować skutki finansowe ewentualnego opóźnienia

w projekcie. W tym celu opracowano scenariusz realizacji projektu, który zakłada poniesienie

minimalnych kosztów przed aukcją (których celem jest jedynie przeprowadzenie niezbędnych prac

przygotowawczych do dalszego dewelopmentu projektu oraz spełnienie kryteriów kwalifikacji

projektu do startu w aukcji). Poniesienie większości kosztów rozwoju projektu planowane jest w

okresie przypadającym po ogłoszeniu wyników aukcji (w zależności od jej rezultatu).

W dotychczasowej działalności Grupy powyższe ryzyko zmaterializowało się kilkakrotnie.

Przykładowo, w wyniku niewygrania aukcji OZE, niektóre z projektów realizowanych przez Grupę

zmuszone były oczekiwać do kolejnej aukcji lub alternatywnie, Grupa analizowała możliwość

zawarcia umów sprzedaży energii z tych projektów. W historii Grupy projekty farm wiatrowych o

łącznej mocy 199 MW (FW Dębsk, FW Szymankowo, FW Kostomłoty oraz FW Piekło) przegrały

aukcje OZE w 2018 r., lecz w kolejnych aukcjach w latach 2019 i 2020 uzyskały wsparcie aukcyjne.

Projekty farm fotowoltaicznych o łącznej mocy 20,7 MW (FF Sulechów II oraz FF Sulechów III)

przegrały aukcje OZE w 2019 r., natomiast uzyskały wsparcie w wyniku wygrania aukcji w 2020 r.

Podobnie projekty FF Strzelino i FF Świebodzin I o łącznej mocy 55,7 MW przegrały aukcję w

czerwcu 2021 r. by następnie wygrać w grudniu 2021 r. Każde opóźnienie realizacji projektów w

wyniku niewygrania aukcji OZE oznacza dla Grupy opóźnienie momentu rozpoczęcia osiągania

zwrotu z inwestycji w takie projekty.

Ryzyko związane z kondycją finansową klientów i kontrahentów

W obszarze energetyki przemysłowej Grupa uzyskuje przychody na podstawie długoterminowych

umów dostaw energii elektrycznej i cieplnej zawieranych z jednym lub kilkoma odbiorcami.

Kondycja finansowa klientów i ich zdolność do regulowania zobowiązań wobec spółek z Grupy ma

zatem kluczowe znaczenie dla powodzenia projektów, osiąganych wyników finansowych, a także

dla kondycji finansowej Grupy. Także gwałtowne zmniejszenie zużycia energii przez klienta może

mieć wpływ na efektywność produkcji energii.

Przed zawarciem kontraktów i rozpoczęciem inwestycji Emitent dokonuje kompleksowej weryfikacji

potencjalnych klientów, także z udziałem konsultantów zewnętrznych, pod kątem ich zdolności do

wywiązywania się ze zobowiązań wobec Emitenta, a także perspektyw kształtowania się sytuacji w

branżach, w których działają. Grupa dobiera klientów z zachowaniem wszelkiej staranności z branż

o dobrym potencjale rynkowym. Spółka szczegółowo analizuje proces technologiczny oraz

zapotrzebowanie na energię elektryczną i cieplną klienta, a rozpoczęcie projektu poprzedza

kilkumiesięczna współpraca obu stron. W związku ze wzrostem prawdopodobieństwa pogorszenia

się sytuacji finansowej niektórych przedsiębiorstw w związku z trudną sytuacją makroekonomiczną

Grupa identyfikuje ryzyko zwiększenia poziomu nieściągalnych należności. Powyższe zostało

uwzględnione w modelu szacowania ryzyka kredytowego, co skutkowało na dzień 31 grudnia 2024

r. łącznym odpisem na nieściągalne należności w wysokości 42 919 tys. PLN.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

W przypadku pogorszenia się sytuacji finansowej klientów podmiotów z Grupy, w szczególności w

związku z pogorszeniem się sytuacji gospodarczej, a także w przypadku wystąpienia innych

czynników takich jak, między innymi, wzmożona konkurencja na rynku, na którym działa Grupa, nie

można wykluczyć utraty klientów lub kontrahentów przez Grupę, co mogłoby negatywnie wpłynąć

na sytuację finansową Grupy.

Jednocześnie w obszarze obrotu i sprzedaży w związku z trudną sytuacją makroekonomiczną

utrzymuje się zwiększone ryzyko prowadzenia działalności handlowej. Przyczynia się do tego

między innymi wzrost zmienności cen, spadek płynności na rynkach oraz wzrost ryzyka

niewypłacalności kontrahentów. Wymienione czynniki ryzyka mogą także oddziaływać na płynność

poprzez wzrost poziomu wymaganych depozytów zabezpieczających oraz poziom należności

nieściągalnych. W odpowiedzi na wzrost ryzyka Spółka zintensyfikowała bieżący monitoring i

analizy w przedmiotowym obszarze oraz stosuje bardziej restrykcyjną weryfikację kontrahentów

przy zawieraniu nowych transakcji, niemniej nie można wykluczyć, że w przyszłości pogorszenie

kondycji finansowej klientów i kontrahentów, negatywnie wpłynie na sytuację finansową Grupy.

W dotychczasowej działalności Grupy powyższe ryzyko materializowało się w marcu 2023 r., kiedy

Polenergia Obrót S.A. otrzymała od CIME V-E Asset AG („CIME”) informację o trudnościach

finansowych, które spowodować mogą opóźnienia w płatnościach względem Polenergii Obrót S.A.

pod umową ramową z dnia 27 lutego 2020 r., zawartą na podstawie wzorca International Swaps

and Derivatives Association Inc. oraz zawartych na jej podstawie porozumieniach transakcyjnych

na lata 2023-2025 („ISDA”). Jednocześnie, Polenergia Obrót S.A. stwierdziła brak płatności faktur

za okres rozliczeniowy obejmujący styczeń 2023 r. i luty 2023 r. 24 marca 2023 r. kierując do CIME

wezwanie do uregulowania należności pod ISDA, obejmującej instrumenty finansowe oparte o

produkty energetyczne oraz kwot, wynikających z opóźnień w płatnościach pod ISDA

(„Zadłużenie”).

W odpowiedzi na potrzebę podjęcia działań restrukturyzacyjnych, Polenergia Obrót uzgodniła

zawarcie pakietu umów z CIME oraz polską, operacyjną spółką zależną CIME – CIME Krzanowice

III sp. z o. o. („CIME Krzanowice”) w celu maksymalnego zabezpieczenia interesów Polenergia

Obrót.

W dniu 14 lipca 2023 r. Polenergia Obrót oraz CIME Krzanowice III sp. z o.o. zawarły na okres 10

lat umowę sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w farmie wiatrowej, należącej do CIME

Krzanowice, na podstawie której, Polenergia Obrót od dnia 1 września 2023 r. odbiera całość

energii wytworzonej w tej farmie wiatrowej („Umowa offtake”). Celem kontraktowego uzupełnienia

postanowień Umowy offtake oraz kompleksowej implementacji zasad spłaty Zadłużenia należnego

Polenergia Obrót, CIME, CIME Krzanowice oraz Polenergia Obrót w dniu 3 sierpnia 2023 r.

podpisały umowę restrukturyzującą Zadłużenie, na podstawie której Polenergia Obrót jest

uprawniona do potrącania Zadłużenia z wierzytelnościami CIME Krzanowice względem Polenergia

Obrót za dostarczoną energię elektryczną pod Umową offtake, co pozwoli na stopniowe

zredukowanie poziomu Zadłużenia w 10-letnim horyzoncie czasowym („Umowa

restrukturyzacyjna”). Celem zabezpieczenia uprawnień Polenergia Obrót, wynikających z Umowy

offtake oraz Umowy restrukturyzacyjnej, CIME Krzanowice, CIME oraz Polenergia Obrót

zobowiązały się do ustanowienia zastawu rejestrowego na rzecz Polenergia Obrót na aktywach

CIME Krzanowice oraz posiadanych przez CIME udziałach w kapitale zakładowym CIME

Krzanowice.

Ponadto, w uzupełnieniu postanowień biznesowych, wynikających ze wskazanych powyżej umów,

Polenergia Obrót S.A. oraz CIME zawarły umowę częściowo rozwiązującą ISDA w zakresie

transakcji od dnia zawarcia tej umowy do końca 2023 roku.

W związku z opisanym wyżej zdarzeniem dokonano wyceny należności opartej na szacowanych

przepływach pieniężnych związanych z realizacją opisanych umów. Strony nieprzerwanie wykonują

swoje zobowiązania wynikające z Umowy restrukturyzacyjnej oraz Umowy offtake.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Równolegle CIME, choć z opóźnieniami dokonuje wpłat z tytułu należności za derywaty zawarte

pod umową ISDA.

Ryzyko związane z regulacjami polskiego rynku energii

Podczas gdy rynek ciepła jest rynkiem regulowanym, rynki energii elektrycznej i gazu są rynkami

jedynie częściowo kontrolowanym przez powołane do tego organy władzy państwowej. Organem

takim jest w szczególności Prezes URE – centralny organ administracji rządowej powoływany przez

Prezesa Rady Ministrów. Zgodnie z Prawem Energetycznym jest on właściwy do wykonywania

zadań z zakresu spraw regulacji gospodarki paliwami i energią oraz promowania konkurencji

w sektorze energetycznym. Do zakresu kompetencji i obowiązków Prezesa URE należy m.in.

udzielanie, zmiana i cofanie koncesji na wytwarzanie, magazynowanie, przesyłanie, obrót

i dystrybucję paliw oraz energii, jak również kontrolowanie wykonywania przez podmioty

podlegające zakresowi regulacji Prawa Energetycznego obowiązków wynikających z tego aktu

normatywnego i aktów wykonawczych. Z uwagi na znaczny stopień wdrożenia mechanizmów rynku

konkurencyjnego w sektorze elektroenergetycznym, przedsiębiorstwa posiadające koncesję na

wytwarzanie energii elektrycznej są zwolnione z obowiązku przedkładania do zatwierdzenia taryf

dla energii elektrycznej. W dalszym ciągu istnieje obowiązek taryfowania energii elektrycznej

dostarczanej do gospodarstw domowych, odbiorców końcowych nie korzystających z prawa wyboru

sprzedawcy (z zachowaniem możliwości zmiany dostawcy energii przez gospodarstwa domowe),

a przepisy Prawa Energetycznego i aktów wykonawczych dotyczące zasad sporządzania taryf

w obecnym brzmieniu, co do zasady, zapewniają pokrywanie uzasadnionych kosztów prowadzenia

działalności. Jednocześnie należy podkreślić, że ceny energii elektrycznej produkowanej przez

Grupę, z uwagi na sprzedaż do przedsiębiorstw obrotu oraz odbiorców korzystających z prawa

wyboru sprzedawcy, nie podlegają zatwierdzaniu przez Prezesa URE.

W dotychczasowej działalności Grupy powyższe ryzyko materializowało się. Przykładowo,

w przeszłości miało miejsce przedłużenie się procesu zatwierdzania taryf dla energii elektrycznej

spółek Polenergia Dystrybucja oraz Elektrociepłownia Nowa Sarzyna, co spowodowało

konieczność prowadzenia przez te spółki działalności na podstawie zdezaktualizowanych stawek

cen i opłat.

Ryzyko nałożenia kar pieniężnych przez Prezesa URE

Grupa jak wszystkie przedsiębiorstwa koncesjonowane funkcjonujące na rynku energetycznym

podlega ścisłemu reżimowi regulacyjnemu. Kontrolę przestrzegania prawa i obowiązków

koncesyjnych powierzono Prezesowi URE. Organ ten wyposażono w szereg kompetencji, w tym

prawo dostępu do ksiąg rachunkowych przedsiębiorstwa energetycznego oraz prawo żądania

wszelkich informacji dotyczących bieżącej działalności. W przypadku zidentyfikowania naruszeń w

prowadzeniu działalności lub udzielonych koncesji, wykrycia manipulacji na rynku lub innych

nieprawidłowości Prezes URE nakłada kary pieniężne. Katalog naruszeń i skorelowanych z nimi

kar pieniężnych jest szeroki. Istnieją kary kwotowe wynikające wprost z przepisu ustawy. Inne kary

muszą mieścić się w określonym ustawowo przedziale. Ich wysokość zasadniczo odpowiada wadze

naruszonego obowiązku.

Wysokość kar pieniężnych za najpoważniejsze naruszenia nie może przekroczyć 15% przychodu

ukaranego przedsiębiorcy, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym, a jeżeli kara pieniężna

związana jest z działalnością prowadzoną na podstawie koncesji (np. wytwarzanie lub obrót),

wysokość kary nie może przekroczyć 15% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, wynikającego z

tej konkretnej działalności koncesjonowanej w poprzednim roku podatkowym. Ustalając wysokość

kary pieniężnej Prezes URE jest obowiązany do uwzględnienia stopnia szkodliwości czynu, stopnia

zawinienia oraz dotychczasowego zachowania podmiotu i jego możliwości finansowych. Prezes

URE może także odstąpić od wymierzenia kary, jeżeli stopień szkodliwości czynu jest znikomy, a

podmiot zaprzestał naruszania prawa lub zrealizował swój obowiązek.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

W skrajnym przypadku, np. gdy stwierdzone naruszenia warunków koncesji lub prowadzonej

działalności mają charakter rażący, Prezes URE cofa koncesję, co skutkuje odebraniem

koncesjonariuszowi uprawnienia do prowadzenia działalności gospodarczej w jej zakresie.

Obecnie, zgodnie z informacją opublikowaną przez Prezesa URE dnia 14 grudnia 2023 r., u

uczestników rynku prowadzone są postępowania mające na celu sprawdzenie poprawności

stosowania Ustawy o Środkach Nadzwyczajnych. Kontrole dotyczą weryfikacji składanych przez

podmioty zobowiązane sprawozdań z wykonania obowiązku odprowadzenia odpisu na fundusz w

okresie od 1 grudnia 2022 r. do 31 grudnia 2023 r. (patrz „Ryzyko zmian otoczenia prawno-

regulacyjnego w sektorze energetycznym”). W przypadku stwierdzenia naruszeń Prezes URE

uprawniony jest do nałożenia maksymalnej kary do 15% przychodu ukaranego podmiotu

osiągniętego w poprzednim roku podatkowym.

W przypadku zaskarżenia decyzji o ukaraniu, egzekucja kar pieniężnych jest wstrzymana. Karę

pieniężną uiszcza się bowiem w terminie 14 dni od dnia, w którym decyzja Prezesa URE o jej

wymierzeniu stała się prawomocna, tj. została utrzymana w mocy w orzeczeniach sądów

badających jej zasadność.

Spółka nie może wykluczyć ryzyka, że Prezes URE realizując swoje uprawnienia kontrolne w

stosunku do Grupy, dopatrzy się nieprawidłowości w realizacji obowiązków regulacyjnych (z

zastrzeżeniem, że mogłoby to nastąpić w przypadku naruszenia przez podmioty z Grupy przepisów

prawa lub uzyskanych decyzji administracyjnych, w tym koncesji). Wówczas ewentualna obrona

przed niekorzystną oceną wypełniania obowiązków przez spółki z Grupy oraz nałożeniem kary lub

jej nadmierną wysokością może okazać się konieczna na drodze postępowania sądowego.

Ryzyko dotyczące sporów sądowych z Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o.,

Tauron Polska Energia S.A., Eolos Polska sp. z o.o. oraz Jeronimo Martins Polska S.A.

Informacje na temat sporów sądowych z Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o.,

Tauron Polska Energia S.A., Eolos Polska sp. z o.o. oraz Jeronimo Martins Polska S.A. zostały

zawarte w punkcie 15 raportu „Wskazanie istotnych postępowań toczących się przed sądem,

organem właściwym dla postępowania arbitrażowego lub organem administracji publicznej,

dotyczących zobowiązań oraz wierzytelności Emitenta lub jego jednostki zależnej, ze wskazaniem

przedmiotu postępowania, wartości przedmiotu sporu, daty wszczęcia postępowania, stron

wszczętego postępowania oraz stanowiska Emitenta”.

Nie ma pewności, że w obecnych postępowaniach nie zapadną decyzje/orzeczenia niekorzystne

dla Grupy. Nie ma również pewności, że tego rodzaju postępowania lub spory nie zostaną wszczęte

przeciwko Grupie w przyszłości lub że nie zostaną one rozstrzygnięte niekorzystnie dla Grupy.

Ponadto wszelkie tego rodzaju spory lub postępowania prawne, uzasadnione lub nieuzasadnione,

mogą być kosztowne i czasochłonne, mogą odwracać uwagę kadry zarządzającej Grupy, a w

przypadku ich rozstrzygnięcia niekorzystnego dla Grupy, mogą naruszyć jej reputację i zwiększyć

koszty.

Ryzyko zmienności rynkowych cen gazu ziemnego i uprawnień do emisji CO2

Grupa wykorzystuje gaz ziemny wysokometanowy w produkcji energii elektrycznej oraz ciepła w

Elektrociepłowni Nowa Sarzyna. Od roku 2021 dostawcą paliwa gazowego na potrzeby produkcji

energii elektrycznej do ENS, a także odbiorcą energii elektrycznej na bazie umowy SLA (ang.

Service Level Agreement) jest Polenergia Obrót. Ewentualne problemy Polenergii Obrót z

zaopatrzeniem w paliwo gazowe w ilości niezbędnej do pokrycia istniejącego zapotrzebowania

mogą doprowadzić do ograniczenia dostaw paliwa gazowego do jej odbiorców. W takim przypadku

ENS może nie wywiązać się ze zobowiązania dostawy ciepła do swoich odbiorców i energii

elektrycznej dla Polenergia Obrót. Ryzyko ograniczenia dostaw jest niskie.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Ryzyko zmiany cen rynkowych gazu i uprawnień do emisji CO2 Spółka ENS ogranicza poprzez

mechanizm umowy SLA, który zapewnia jednoczesne zabezpieczanie przez Polenergia Obrót S.A.

trzech produktów: energii elektrycznej, gazu ziemnego oraz uprawnień do emisji CO2 w sytuacji

pozytywnej marży, czyli tak zwanego CSS (ang. Clean Spark Spread). Polenergia Obrót

zabezpiecza na rynku terminowym pozytywny CSS dla ENS jednocześnie kupując gaz ziemny i

uprawnienia do emisji CO2 oraz sprzedając energię zgodnie z umową SLA. Przy zmianie cen

surowców lub energii wykonywana jest optymalizacja produkcji lub gdy CSS staje się negatywny

odwrócenie wykonanego wcześniej zabezpieczenia.

Utrzymujące się od 2021 r. wysokie ceny kontraktów terminowych na gaz ziemny i uprawnienia do

emisji CO2 w stosunku do cen kontraktów dla energii elektrycznej pociągają za sobą występowanie

negatywnych spreadów Clean Spark Spread (CSS) dla profilu produkcji energii z elektrociepłowni

gazowej Nowa Sarzyna. Niekorzystne spready CSS dla ENS materializują ryzyko braku możliwości

zabezpieczania terminowego (np. w kontraktach rocznych) pozytywnej marży przy wytwarzaniu

energii z gazu ziemnego. W przypadku udanego zabezpieczenia marży CSS, jej zmienność ma

przełożenie na bieżące wyniki finansowe Grupy w związku z wyceną transakcji terminowych

zabezpieczających produkcję i sprzedaż ENS. Grupa na bieżąco analizuje poziomy spreadów

rynkowych CSS na kolejne okresy i podejmuje decyzje o zabezpieczaniu przyszłej marży dla ENS

w zależności od warunków rynkowych. W 2024 r. nie było możliwe zabezpieczenie pozytywnych

spreadów dla ENS na rynku terminowym na dostawy energii w 2025 r. Na moment pisania raportu

w 2025 roku sytuacja jest analogiczna i nie występuje możliwość zabezpieczenia terminowego

pracy ENS na rok 2026. Pojawiają się jednak okresy, w których ceny gazu ziemnego i uprawnień

do emisji CO2 w stosunku do cen energii elektrycznej zapewniają pozytywny CSS dla ENS - są to

jednak kontraktacje na rynku SPOT lub tygodniowym / miesięcznym. Grupa wykorzystuje

nadarzające się okazje do zabezpieczenia marży CSS dla ENS w tych okresach i późniejszej

produkcji energii lub odwrócenia z zarobkiem zabezpieczonej pozycji w zależności od zmiany cen

po realizacji zabezpieczenia. Od czerwca 2024 r. po wprowadzeniu zmian na rynku bilansującym

wzrosła zmienność cen energii na rynku spot, co zwiększyło możliwości uruchomień i pracy

jednostki gazowej ENS. Polenergia Obrót ściśle współpracuje z ENS w celu optymalnego pod

kątem ekonomicznym i technicznym wykorzystania bloku gazowo-parowego.

Gaz ziemny odpowiadający profilowi produkcji ciepła kupowany jest co do zasady odrębnie. Ryzyko

zmienności cen gazu minimalizowane jest poprzez mechanizm taryfowy, który przy kalkulacji

stawek bierze pod uwagę zakontraktowane koszty zakupu surowców. Na 2025 r. Elektrociepłownia

Nowa Sarzyna podpisała kontrakt na zakup gazu do produkcji ciepła z PGNiG Obrót Detaliczny sp.

z o.o.

W produkcji energii elektrycznej z gazu ziemnego emitowane jest CO2 w wielkości (zależnie od

sprawności instalacji) około 500kg/1MWh. Zatem wzrost kosztów CO2 o 1 PLN/t oznacza wzrost

kosztów produkcji energii elektrycznej z gazu ziemnego o około 0,5 PLN /MWh. Na przestrzeni

ostatnich lat ceny CO2 wzrosły do poziomów przekraczających okresowo 400 PLN /tonę, co

oznaczało spadek konkurencyjności produkcji energii elektrycznej w jednostkach gazowych.

W dotychczasowej działalności Grupy ryzyko braku dodatnich spreadów CSS materializowało się

systematycznie w ostatnich latach. Grupa nie miała możliwości zabezpieczenia pozytywnych

spreadów dla Elektrociepłowni Nowa Sarzyna na rynku terminowym w kontraktach na dostawy

energii w latach 2023 - 2025. Na moment pisania raportu również w kontraktach na 2026 i 2027 rok

nie ma takiej możliwości.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Ryzyko zmian prawa dotyczącego systemu wsparcia dla źródeł wytwórczych funkcjonujących na

rynku mocy oraz systemu wsparcia dla OZE

Polski rynek energetyczny charakteryzuje istotne wyeksploatowanie w zakresie konwencjonalnych

mocy wytwórczych. Wynika to przede wszystkim z niskich inwestycji odtworzeniowych w ostatnich

latach. Wprowadzone przez PSE w ostatnich latach rozwiązania funkcjonujące w ramach rynku

bilansującego (m.in. interwencyjna rezerwa zimna, operacyjna rezerwa mocy) oraz kilka decyzji

inwestycyjnych podjętych przez koncerny energetyczne kontrolowane przez Skarb Państwa

odsunęły na kilka lat ryzyko niewystarczającej rezerwy mocy. W dniu 8 grudnia 2017 r. Sejm przyjął

Ustawę o Rynku Mocy. W kolejnych latach prowadzone były aukcje na dostawy mocy w latach

2021-2027. W ramach przeprowadzonych aukcji Elektrociepłownia Nowa Sarzyna zakontraktowała

moce do roku 2029 włącznie. W lipcu 2025 r. rozpoczął funkcjonowanie limit emisyjności dwutlenku

węgla na poziomie 550 g/kWh rozstrzygający o tym, że wyłącznie instalacje funkcjonujące poniżej

tego limitu emisyjności mogą uczestniczyć w rynku mocy. Na skutek tych ograniczeń szereg

istniejących jednostek rynku mocy, zwłaszcza opalanych węglem, straciło możliwość zawierania

umów mocowych. Ograniczenie nie objęło umów wieloletnich zawartych przed jego

wprowadzeniem, natomiast umowy roczne zawarte na 2025r. zachowują ważność do 30 czerwca

2025r. Jednakże w rezultacie zmiany przepisów unijnych dokonanych w 2024r. wprowadzono

derogacje dla powyższego ograniczenia i jednostki niespełniające limitu 550g/kWh mogą ponownie

uczestniczyć w rynku mocy do 2028r. W tym celu przewidziano przeprowadzenie tzw. aukcji

uzupełniających na okresy dostaw II półrocze 2025, 2026, 2027 i 2028r. W związku z powyższym

należy się liczyć z ryzykiem zwiększonej podaży ofert w aukcji głównej na 2030r. w stosunku do

zapotrzebowania i jej rozstrzygnięciem ze stosunkowo niską ceną obowiązku mocowego.

Dodatkowo, nie można wykluczyć negatywnego wpływu rynku mocy na poziom cen energii

elektrycznej na rynku hurtowym, co z kolei może wpłynąć na projekty, których ekonomika opiera

się na przychodach ze sprzedaży energii elektrycznej (farmy wiatrowe i fotowoltaiczne) i które

posiadają ekspozycję na ryzyko zmian cen energii elektrycznej. Ryzyko to częściowo mitygowane

jest przez zabezpieczanie cen energii elektrycznej sprzedawanej z farm wiatrowych i

fotowoltaicznych w kontraktach terminowych oraz uczestnictwo w systemie aukcyjnym dla OZE.

W dotychczasowej działalności Grupy ryzyko zmiany systemu wsparcia dla OZE zmaterializowało

się kilkakrotnie. W odniesieniu do systemów wsparcia dla OZE, w 2015 r. nastąpiło zastąpienie

systemu świadectw pochodzenia, który wprowadzono w 2005 r. systemem aukcyjnym dla nowych

instalacji, przy czym po wprowadzeniu systemu aukcyjnego, pierwsze aukcje zorganizowano pod

koniec 2016 r. Ustawa o OZE umożliwia przejście działających instalacji OZE z systemu zielonych

certyfikatów do systemu aukcyjnego. O tym, czy aukcje migracyjne się odbędą decyduje Rada

Ministrów, która w rozporządzeniu określa budżety aukcyjne dla aukcji migracyjnych. Od 2021 r.

nie przeprowadzono aukcji migracyjnych. Jednakże z uwagi na wysokość cen referencyjnych (która

uwzględnia m.in. aktualne koszty i efektywność dostępnych technologii), atrakcyjność aukcji

migracyjnych instalacji OZE wybudowanych przed wieloma laty jest znacząco ograniczona. Bowiem

instalacje te z uwagi na wówczas dostępne technologie nie są w stanie wytworzyć energii

elektrycznej z taką efektywnością jak nowe instalacje OZE.

Część podmiotów działających w sektorze elektroenergetycznym jest określana jako podmioty

zobowiązane do realizacji obowiązku umarzenia świadectw pochodzenia na gruncie przepisów

energetycznych. Podmioty te zobowiązane są do przedstawiania do umorzenia Prezesowi URE

świadectw pochodzenia energii z OZE lub uiszczenia opłaty zastępczej. Podmiot zobowiązany do

realizacji obowiązku umarzania świadectw pochodzenia, pomimo zaistnienia podstaw do realizacji

obowiązku umorzenia, może wnieść opłatę zastępczą. Wysokość opłaty zastępczej wyliczana jest

na podstawie wzoru matematycznego określonego w Ustawie o OZE. W przeszłości zdarzały się

przypadki ograniczania wysokości opłaty zastępczej, którą przedsiębiorstwa energetyczne mogły

wnosić zamiast przedstawienia do umorzenia Prezesowi URE świadectw pochodzenia energii z

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

OZE. Pierwotne określenie wysokości opłaty zastępczej pozwalało na tworzenie korzystnych modeli

biznesowych i finansowanie energetyki, w szczególności wiatrowej. Wówczas wytwórca mógł

polegać na maksymalnej cenie zielonego certyfikatu ograniczonej jedynie relacją popytu do podaży.

Pierwsze zmniejszenie wysokości opłaty zastępczej w 2016 r. spowodowało naruszenie praw

nabytych wielu spółek działających w sektorze energetyki wiatrowej, co skutkowało procesami

sądowymi. Kolejne zmiany legislacyjne powodowały dalsze niekorzystne zmiany, które uderzały

przede wszystkim w inwestorów obciążonych kredytami i w instytucje finansujące, powodując

problemy z restrukturyzacją długów, szacowaniem ryzyka i udzielaniem finansowania na nowe

inwestycje w OZE. Z kolei w zakresie określenia obowiązku umorzeniowego obserwowana jest

tendencja sprzyjająca przedsiębiorstwom energochłonnym, a niekorzystna dla wytwórców energii z

OZE dotyczącą zmniejszania tego obowiązku, co ma bezpośrednie przełożenie na ceny praw

majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia.

Minister Klimatu i Środowiska na mocy wydanych przez siebie rozporządzeń zmniejszył udział

ilościowy sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia

potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej z OZE ustalając go na 2024 r. na poziomie 5%

(w stosunku do 12% w 2023 r.), by na 2025 r. podnieść go do 8,5%.

Ponadto, przekształceniom ulegał również system wsparcia dla kogeneracji gazowej i węglowo-

biomasowej. W ramach tych zmian system certyfikatowy został zastąpiony systemem aukcyjnym,

który zaczął funkcjonować dopiero po kilku latach od zakończenia wsparcia w ramach systemu

certyfikatowego.

Zgodnie z uchwaloną przez Sejm dnia 11 sierpnia 2021 r. nowelizacją Ustawy o OZE, aukcje OZE

będą mogły być organizowane do końca 2027 r. Skutkiem przedłużenia okresu, w czasie którego

możliwa jest organizacja aukcji OZE, odpowiedniemu przedłużeniu tj. do 30 czerwca 2047 r. ulegnie

maksymalny okres, w którym możliwe jest otrzymywanie wsparcia dla instalacji OZE.

Ryzyko związane z niespełnieniem wymogów z umów kredytu i warunków emisji obligacji

Na dzień 31 grudnia 2024 r., łączna wartość zobowiązań Grupy wynosiła 3.227 mln PLN, z czego

zadłużenie Grupy z tytułu kredytów udzielonych podmiotom z Grupy wynosiło 1.341 mln PLN, a

zobowiązania z tytułu emisji obligacji wyniosły 763 mln PLN. Zawarte umowy kredytu zawierają

szereg wymogów, które poszczególne spółki projektowe lub prowadzone przez nie projekty

powinny spełniać, a których naruszenie może skutkować, wypowiedzeniem umowy kredytu,

postawieniem kredytu w stan natychmiastowej wymagalności lub zwiększeniem kosztów

finansowania. Warunki emisji obligacji zawierają postanowienia nakładające na spółkę Polenergia

S.A. obowiązek utrzymywania wymaganych poziomów wskaźników finansowych. Grupa na bieżąco

analizuje poziom zadłużenia oraz ryzyko niespełnienia wymogów umów kredytu i warunków emisji

obligacji i pozostaje w bieżącym kontakcie z instytucjami finansującymi.

W dotychczasowej działalności Grupy powyższe ryzyko materializowało się w ograniczonym

zakresie i polegało na naruszeniach mniej istotnych postanowień umów kredytu oraz na

incydentalnym niespełnieniu przez spółki celowe niektórych wymogów odnoszących się do

wskaźników finansowych. Niemniej, w każdym przypadku niespełnienia wymogów dotyczących

wskaźników finansowych spółki celowe z Grupy uprzednio zawiadamiały właściwy bank udzielający

finansowania o możliwości wystąpienia takiego przypadku i każdorazowo uzyskiwały waiver w tym

zakresie bądź zobowiązywały się do niezwłocznego podjęcia działania naprawczego poprzez

wniesienie dodatkowego kapitału w kwocie wystarczającej do poprawy przepływu pieniężnego

kredytobiorcy i w efekcie osiągnięcia minimalnego poziomu wskaźnika. Żaden z banków

udzielających finansowanie nigdy nie wypowiedział umowy kredytu ani nie wszczął postępowania

egzekucyjnego przeciwko któremukolwiek z podmiotów z Grupy.

W spółce Farma fotowoltaiczna Sulechów na dzień 31.12.2024 nie został spełniony jeden z

kowenantów, w związku z tym na dzień bilansowy kredyt ten został przeklasyfikowany jako

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

zobowiązanie krótkoterminowe w kwocie 28,4 mln zł w skonsolidowanym sprawozdaniu

finansowym. Zgodnie z umową kredytu istnieje możliwość naprawienia tego kowenantu poprzez

dofinansowanie spółki przez sponsora z której sponsor zamierza skorzystać.

Ryzyko niezatwierdzenia taryf przez Prezesa URE, bądź ich zatwierdzenie z opóźnieniem

Spółki z Grupy wytwarzające ciepło oraz dystrybuujące i sprzedające gaz oraz energię elektryczną

zobowiązane są do przedkładania do zatwierdzenia przez Prezesa URE taryf w zakresie sprzedaży

ciepła i energii elektrycznej oraz dystrybucji gazu i energii elektrycznej. Zgodnie z przepisami prawa

taryfa powinna zapewniać pokrycie planowanych uzasadnionych kosztów wytworzenia ciepła,

dystrybucji ciepła, gazu ziemnego i energii elektrycznej oraz sprzedaży energii elektrycznej w

danym okresie taryfowym oraz zwrot na kapitale. Zatwierdzanie taryf przez Prezesa URE ma na

celu ochronę odbiorców przed nieuzasadnionym wzrostem cen. W konsekwencji istnieje ryzyko

zatwierdzenia przez Prezesa URE taryfy, która nie zapewni poszczególnym spółkom

odpowiedniego wynagrodzenia na kapitale, a potencjalnie nawet pokrycia kosztów.

Istnieje również ryzyko opóźnienia zatwierdzenia taryfy na nowy okres taryfowy, co w konsekwencji

oznacza, że wytwórca/dystrybutor/sprzedawca stosuje taryfę obowiązującą w okresie poprzednim,

która może nie zapewniać odpowiedniego zwrotu na kapitale, a nawet pokrycia bieżących kosztów.

Ziszczenie się powyższego ryzyka może skutkować osiągnięciem przez Grupę wyników gorszych

niż oczekiwane.

Ryzyko związane z taryfą na ciepło dotyczy wyłącznie Elektrociepłowni Nowa Sarzyna. Ryzyko

związane z taryfą na dystrybucję gazu ziemnego dotyczy Polenergia Kogeneracja sp. z o.o., a

ryzyko związane z taryfą na sprzedaż i dystrybucję energii elektrycznej dotyczy Polenergii

Dystrybucja.

Ryzyko zmienności rynkowych cen zielonych certyfikatów i ich nadpodaży

Wyniki finansowe Grupy w coraz mniejszym stopniu, ale nadal uzależnione są m.in. od poziomu

rynkowych cen zielonych certyfikatów. Wsparcie to dotyczy wyłącznie projektów wiatrowych

uruchomionych do 2015 r. i dla ostatnich projektów wygaśnie w 2030 r. Grupa na bieżąco analizuje

sytuację na rynku zielonych certyfikatów i podejmuje decyzje w sprawie zabezpieczenia sprzedaży

zielonych certyfikatów pochodzących z segmentu energetyki wiatrowej, korzystając z możliwości

zawierania transakcji na rynku kontraktów bilateralnych, jak i na rynku giełdowym.

Głównym czynnikiem wpływającym na ceny zielonych certyfikatów jest poziom obowiązku, który

determinuje popyt. Zgodnie z rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 30 sierpnia

2024 r. obowiązek umorzenia świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej produkowanej z OZE

innych niż biogaz rolniczy został w 2025 r. ustalony na poziomie 8,5%. Ceny zielonych certyfikatów

od początku 2024 roku spadały z 70 do ok. 40 PLN/MWh, by następnie na fali pierwszego projektu

podwyższającego poziom obowiązku do 12,5% wzrosnąć do ok. 80 PLN/MWh. Jednakże po

konsultacjach społecznych ostatecznie ogłoszony obowiązek w wysokości 8,5% negatywnie

wpłynął na ceny zielonych certyfikatów, które już we wrześniu spadły do ok. 40 PLN/MWh, a pod

koniec 2024 roku kosztowały nawet 30 PLN/MWh. Kolejny okres z niskim poziomem obowiązku

spowoduje wzrost nadpodaży zielonych certyfikatów, która będzie negatywnie ważyć na poziom

cen rynkowych certyfikatów. Zakupy zielonych certyfikatów przez sprzedawców energii realizowane

pod dostawy na kolejne lata są nieznaczne ze względu na niskie ceny i większe

prawdopodobieństwo utrzymania niskich poziomów obowiązków. Na rynku bieżącym ceny

zielonych certyfikatów w znacznej mierze skorelowane są z bieżącą podażą certyfikatów z farm

wiatrowych i szybkością wydawania praw majątkowych przez Prezesa URE oraz strategiami

zakupowymi pod umorzenia certyfikatów.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Obniżenie poziomu obowiązku w wymiarze większym niż spadek podaży certyfikatów związanych

z zakończeniem wsparcia dla najstarszych projektów częściowo zrekompensowany został

wyższymi cenami energii, ale w przypadku ich obniżenia sytuacja taka może doprowadzić do

osiągania przez Grupę gorszych wyników finansowych i nieutrzymania wskaźników finansowych

określonych w umowach kredytu poszczególnych projektów farm wiatrowych. W przypadku

długoterminowego utrzymywania się cen zielonych certyfikatów i energii na niskim poziomie mogą

wystąpić okresowe problemy w realizacji zobowiązań wynikających z niektórych umów kredytu, a

w części projektów może się także pojawić konieczność uruchomienia gwarancji udzielonych przez

Emitenta.

Grupa ogranicza na bieżąco ekspozycję na ryzyko spadku ceny zielonych certyfikatów poprzez

wcześniejsze zabezpieczanie ceny sprzedaży certyfikatów i energii odpowiadających produkcji w

kolejnych latach.

W dotychczasowej działalności Grupy powyższe ryzyko materializowało się. Grupa, z tytułu

produkcji energii ze źródeł odnawialnych, uzyskuje około 650 tys. MWh zielonych certyfikatów

rocznie. Spadek cen o ponad 100 PLN/MWh, który można było zaobserwować na przestrzeni lat

2014-2016, oznaczał spadek przychodów grupy o ponad 65 mln PLN rocznie. Ceny certyfikatów do

2022 r. systematycznie rosły. W 2022 r. obserwowaliśmy chwilowe zawirowanie na rynku wywołane

projektami regulacyjnymi, ale ceny po spadku do poziomu ok. 100 PLN/MWh powróciły szybko

powyżej 200 PLN/MWh. Po obniżeniu poziomu obowiązku w latach 2024 i 2025 ceny zielonych

certyfikatów spadły w okolice 30 PLN/MWh i istnieje duże prawdopodobieństwo, że w kolejnym roku

obowiązek również nie będzie wystarczająco wysoki, aby zmniejszyć nadpodaż i spowodować

wzrost cen zielonych certyfikatów.

Ryzyko związane z utratą kluczowych pracowników

Działalność Spółki i spółek z Grupy prowadzona jest przede wszystkim opierając się na wiedzy i

doświadczeniu wysoko wykwalifikowanej kadry pracowniczej. Spółka nie może jednak wykluczyć

ryzyka braku zdolności do uzupełnienia kadr w tempie wymuszonym przez wzrost działalności

Grupy. Spółka aktualnie dostrzega niedobór na rynku pracy ekspertów wyspecjalizowanych w

obszarze energetyki odnawialnej. Ponadto nie można wykluczyć działalności konkurencji, zarówno

obecnej jak i przyszłej, mającej na celu przejęcie specjalistów zatrudnionych przez Grupę poprzez

oferowanie im konkurencyjnych warunków zatrudnienia. Niedobór pracowników stwarza również

ryzyko przeciążenia aktualnie zatrudnionych pracowników i w konsekwencji zwiększonej

rotacji/odejść.

Spółka podejmuje działania mające na celu mitygację opisanego ryzyka m.in. poprzez (i) rozwój

wewnętrznej kultury organizacyjnej Grupy – opartej na szacunku, współpracy i poczuciu

odpowiedzialności, dzięki której pracownicy identyfikują się z Grupą; (ii) utrzymywania

konkurencyjnego motywacyjno-lojalnościowego systemu wynagrodzeń (iii) profesjonalizacja

przywództwa w organizacji poprzez wdrożenie modelu HR business partneringu zakładającego

ścisłą współpracę HRBP z Liderami, która ma na celu zwiększenie świadomości i umiejętności

Liderów między innymi w obszarach wpływu na biznes/strategię, efektywność zespołów, potrzeb

pracowników co skutkuje budowaniem bardziej stabilnych i efektywnych zespołów (iv) zarządzanie

wiedzą i szeroki program szkoleń oraz (v) przystąpienie do konstruowania programów

lojalizacyjnych i ochronnych dla kluczowych pracowników, z punktu widzenia utrzymania poziomu

ekspertyzy w organizacji. Niemniej jednak nie można wykluczyć materializacji tego ryzyka w

przyszłości.

W dotychczasowej działalności Grupy powyższe ryzyko nie materializowało się.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Ryzyko związane z umowami dzierżawy nieruchomości zawartymi przez podmioty z Grupy

W toku zwykłej działalności Grupy określone podmioty wchodzące w jej skład zawierają umowy

dzierżawy niezabudowanych nieruchomości z ich właścicielami. Na nieruchomościach

dzierżawionych przez podmioty z Grupy realizowane są następnie projekty farm wiatrowych i

fotowoltaicznych, a także wznoszone są stacje transformatorowe oraz infrastruktura towarzysząca

(place i drogi serwisowe). Umowy dzierżawy są przeważnie zawierane na okres 29 lat. Zawieranie

umów dzierżawy na okres do 30 lat stanowi standard rynkowy ze względu na fakt, że umowa

dzierżawy zawarta na czas określony (nie więcej niż 30 lat) może zostać wypowiedziana wyłącznie

w przypadkach w niej przewidzianych (w przeciwieństwie do umów dzierżawy zawieranych na czas

nieokreślony), co zabezpiecza inwestora. Należy mieć na uwadze, że jeżeli umowa dzierżawy jest

zawarta na dłuższy okres niż 30 lat, to po upływie 30 lat przyjmuje się, że umowa ta jest zawarta

na czas nieoznaczony, czego skutkiem jest możliwość jej wypowiedzenia przez

wydzierżawiającego i dzierżawcę przy zachowaniu terminów ustawowych określonych w Kodeksie

Cywilnym.

W związku z tym, że umowy dzierżawy zawierane są na wczesnym etapie rozwoju projektu, czas

obowiązywania niektórych z nich może być krótszy niż planowany okres eksploatacji danej

elektrowni wiatrowej czy fotowoltaicznej lub może być krótszy niż okres finansowania kredytem

bankowym. W takiej sytuacji, w perspektywie kolejnych kilkunastu lat, Grupa może być zmuszona

do podjęcia działań mających na celu zawarcie nowych umów w taki sposób, aby umowa dzierżawy

danej nieruchomości wykorzystywanej na potrzeby realizacji danego elementu składowego projektu

farmy wiatrowej lub fotowoltaicznej obowiązywała co najmniej do końca okresu eksploatacji

projektu.

Grupa nie wyklucza, że w niektórych sytuacjach zawarcie kolejnej umowy dzierżawy może wiązać

się z trudnościami, a same negocjacje w tej sprawie mogą przedłużać się i generować dodatkowe

koszty. W przypadku nieuzgodnienia przez strony nowych warunków i wygaśnięcia danej umowy

dzierżawy przed końcem okresu eksploatacji projektu, Grupa może być zmuszona do

przedwczesnego zakończenia eksploatacji części farmy wiatrowej/fotowoltaicznej.

W przypadku umów dzierżaw, których okres obowiązywania może okazać się krótszy niż okres

finansowania kredytem bankowym, można spodziewać się żądania banków ustanowienia

dodatkowych zabezpieczeń spłaty kredytu w sytuacji braku możliwości zawarcia nowych umów

dzierżawy.

Ryzyko odstąpienia od realizacji nowych projektów

Grupa rozwija znaczącą liczbę projektów, w tym między innymi w segmencie lądowych i morskich

farm wiatrowych, projektów farm fotowoltaicznych, gazu i czystych paliw, wytwarzania i

magazynowania odnawialnego wodoru oraz inwestycji w rozwój infrastruktury dystrybucyjnej i stacji

ładowania samochodów elektrycznych. Projekty realizowane przez Grupę wymagają poniesienia

znaczących nakładów inwestycyjnych. Nakłady są szczególnie wysokie w przypadku projektów

rozwoju i budowy farm wiatrowych na lądzie i morzu. Grupa podejmuje decyzje o rozpoczęciu

kolejnej fazy rozwoju na podstawie szczegółowych modeli finansowych oraz ekspertyz i analiz

technicznych, które są tworzone przez wyspecjalizowany Pion Rozwoju Grupy. Powyższe analizy

uwzględniają wiele założeń, w tym założenia wolumenu produkcji energii elektrycznej, przychodów

ze sprzedaży, kosztów wytworzenia, kwoty wymaganej inwestycji i kosztów jej finansowania.

Pion Rozwoju Grupy posiada duże doświadczenie we wszystkich aspektach przygotowywania i

wdrażania projektu, takich jak rozwój, działalność operacyjna obiektów czy finansowanie, niemniej

istnieje ryzyko przyjęcia przez Emitenta założeń bardziej korzystnych niż rzeczywiste, co spowoduje

osiągnięcie przez Grupę niższego niż zakładano zwrotu na inwestycji w dany projekt. Ponadto

koszty przygotowania projektu, jeszcze przed rozpoczęciem fazy jego rozwoju, są również

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

znaczące, zwłaszcza w segmencie budowy morskich farm wiatrowych. Niepowodzenie projektu

oznacza brak możliwości odzyskania tych wydatków.

Ponadto, niemożność realizacji części projektów może wynikać ze zmian przepisów prawa czego

przykładem było zaprzestanie rozwoju projektów elektrowni wiatrowych przez Grupę na skutek

wejściem w życie przepisów Ustawy o Inwestycjach w Zakresie Elektrowni Wiatrowych (m.in.

zasada 10H) z dnia 20 maja 2016 r.

Ryzyko niezrealizowania lub wystąpienia opóźnień w realizacji planów inwestycyjnych

W przypadku opóźnień w realizacji projektów inwestycyjnych lub ich niezrealizowania, istnieje

ryzyko nieosiągnięcia w wyznaczonym terminie zakładanych celów operacyjnych. To w efekcie

może wpłynąć na osiąganie przez Grupę gorszych wyników finansowych, niż miałoby to miejsce w

przypadku planowanego zakończenia inwestycji, oraz może prowadzić do niespełnienia wymogów

umów kredytu.

Realizacja morskich farm wiatrowych Fazy I wiąże się z ryzykiem opóźnień lub niezrealizowania

inwestycji z powodów regulacyjnych, finansowych i administracyjnych. Zmiany w przepisach,

procedury uzyskiwania pozwoleń oraz rosnące koszty inwestycyjne mogą wpłynąć na

harmonogram i opłacalność projektów. Dodatkowo, potencjalne roszczenia kontraktowe mogą

zwiększyć ryzyko budżetowe i operacyjne. Istotnym wyzwaniem są również problemy logistyczne i

techniczne, takie jak opóźnienia w dostawach kluczowych komponentów, ograniczona dostępność

jednostek instalacyjnych oraz trudne rzeczywiste warunki geologiczne. Opóźnienia w budowie

infrastruktury przyłączeniowej mogą dodatkowo utrudnić realizację planów. Nieprzewidziane

warunki pogodowe i brak wykwalifikowanych specjalistów również stanowią istotne zagrożenia dla

terminowego ukończenia projektów.

Grupa, zmierzając do realizacji wytyczonych planów inwestycyjnych, podejmuje działania mające

na celu minimalizację tego ryzyka poprzez m.in. zestaw polis ubezpieczeniowych, precyzyjne

planowanie i analizę czynników mogących mieć wpływ na osiąganie stawianych celów oraz bieżący

monitoring realizowanych wyników i niezwłoczne reagowanie na sygnały wskazujące, iż osiągnięcie

postawionych celów może być zagrożone. Zarząd szczególnie starannie przygotowuje proces

realizacji poszczególnych projektów, dopracowując wszelkie szczegóły inwestycji od strony

technologicznej i zapewniając im odpowiednie finansowanie, niemniej może okazać się, że

podejmowane przez Grupę działania okażą się niewystarczające.

Ryzyko konkurencji w obszarach, w których działa Grupa

Grupa działa w obszarach rynku energetyki obejmujących m.in. wytwarzanie energii elektrycznej,

w szczególności w elektrowniach wiatrowych i słonecznych, ciepła, dystrybucję, obrót energią

elektryczną oraz sprzedaż ciepła, energii elektrycznej, rozwiązań z zakresu energetyki rozproszonej

i elektromobilności. Ponadto Grupa rozwija projekty w zakresie wytwarzania i magazynowania

odnawialnego wodoru. We wszystkich wymienionych obszarach, Grupa konkuruje z innymi

podmiotami aktywnymi na rynku.

Przykładowo, obowiązujące uregulowania prawne powodujące systematyczny wzrost

zapotrzebowania na energię wyprodukowaną ze źródeł odnawialnych oraz implementację systemu

aukcyjnego dla nowych i istniejących mocy OZE sprawiają, że zwiększa się ryzyko konkurencji w

tym segmencie rynku, w tym ze strony silnych kapitałowo podmiotów zagranicznych. Grupa zbiera

szczegółowe dane dotyczące specyfiki rynku i projektów konkurencji, które pozwalają ocenić

opłacalność projektów konkurencji oraz potencjalny poziom oferty aukcyjnej. Wnikliwe analizy

pozwalają Grupie zachować właściwą ocenę sytuacji rynkowej. Jednocześnie wysoce

konkurencyjne projekty przygotowywane są dzięki zaawansowanym procesom optymalizacji

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

wydatków inwestycyjnych i operacyjnych, a także wyborem do realizacji inwestycji tych lokalizacji,

które cechują się ponadprzeciętnymi warunkami wietrzności bądź nasłonecznienia oraz relatywnie

niskimi kosztami przyłączenia.

Grupa spodziewa się, że w niedalekiej przyszłości podmioty dotychczas skupione na rozwijaniu

projektów opartych na konwencjonalnych źródłach energii, w szczególności na węglu, będą coraz

bardziej aktywne na rynku energii odnawialnej i tym samym staną się nowymi bezpośrednimi

konkurentami Grupy.

Grupa obserwuje również wchodzenie na polski rynek farm wiatrowych na morzu (off-shore) dużych

grup energetycznych o globalnej skali działalności, co w niedalekiej przyszłości również może w

istotny sposób wpłynąć na pozycję konkurencyjną Grupy w tym segmencie. W związku z rozwojem

równoległym kilku dużych projektów morskich farm wiatrowych na polskich obszarach morskich

oraz intensywny rozwój w tym sektorze na rynku europejskim, konkurencja o zasoby, dostawy,

kadry oraz porty generuje jedno z kluczowych ryzyk projektowych potencjalnych opóźnień

realizacyjnych.

W zakresie działalności związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, Grupa narażona jest na utratę

klientów na rzecz konkurentów posiadających dostęp do infrastruktury energetycznej i gazowej na

zasadach TPA (third party access). Zwiększa to konkurencję w zakresie dostaw energii elektrycznej

i gazu do klientów końcowych oraz może prowadzić do spadku marży.

Spółka nie może również wykluczyć, że negatywny wpływ na działalność prowadzoną przez spółki

z Grupy w niedalekiej przyszłości może mieć wyraźny wzrost liczby i mocy mikroinstalacji.

Spółki z Grupy, które realizują projekty w obszarze OZE oraz rozwijają sieci dystrybucji energii

elektrycznej i stacji ładowania samochodów elektrycznych, konkurują z innymi podmiotami o dostęp

do nowych lokalizacji. W szczególności, rosnąca konkurencja jest zauważalna w sektorze OZE. W

ostatnich latach, z uwagi na dynamiczny wzrost liczby projektów fotowoltaicznych, liczba

dostępnych lokalizacji oraz mocy przyłączeniowych znacząco się zmniejszyła, co spowodowało

spadek tempa realizacji projektów oraz wzrost kosztów dzierżawy nieruchomości. Po liberalizacji

zasady 10H w 2023 roku, podobne zjawiska zaczęły występować w odniesieniu do projektów

lądowych farm wiatrowych.

W zakresie rozwoju sieci stacji ładowania samochodów elektrycznych, jednym z kluczowych

czynników powodzenia inwestycji jest lokalizacja, która gwarantuje wysoką częstotliwość ładowań.

Grupa zauważa, że konkurencja o najlepsze lokalizacje znacząco wpływa na wzrost kosztów

najmu, co negatywnie oddziałuje na rentowność inwestycji.

Jednym z kluczowych czynników ograniczających ryzyko konkurencji jest wieloletnia obecność

Grupy Polenergia na rynku energii oraz jej stabilna sytuacja finansowa. Grupa koncentruje się na

długoterminowej eksploatacji swoich projektów, co zapewnia właścicielom gruntów większy komfort

i pewność, że podmiot wydzierżawiający rzetelnie wywiąże się z zobowiązań wynikających z

długoterminowych umów dzierżawy. Dodatkową przewagą konkurencyjną Grupy jest

doświadczony zespół odpowiedzialny za rozwój nowych projektów, który przeprowadził inwestycje

od etapu pozyskania gruntu po budowę projektu. Zebrane w ten sposób doświadczenie pozwala na

zastosowanie sprawdzonych procedur oraz lepszą komunikacje z wydzierżawiającymi.

W dotychczasowej działalności Grupy powyższe ryzyko częściowo zmaterializowało się w

odniesieniu do dwóch spółek z Grupy i polegało na utracie niektórych klientów na rzecz konkurencji.

Ryzyko zmaterializowało się w odniesieniu do spółki Polenergia Kogeneracja świadczącej usługi

dystrybucji i sprzedaży gazu ziemnego oraz Polenergia Dystrybucja świadczącej usługi dystrybucji

i sprzedaży energii elektrycznej. W przypadku pierwszej z tych spółek, na zasadach

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

konkurencyjnego dostępu do sieci dystrybucyjnej inni sprzedawcy gazu ziemnego rozpoczęli

sprzedaż gazu ziemnego do klientów przyłączonych do sieci gazowej Polenergii Kogeneracja.

Biorąc pod uwagę wolumen dystrybuowanego gazu utracona z tego powodu marża może być

oszacowana na poziomie 1-2 mln zł rocznie. W przypadku drugiej z tych spółek, ze względu na

presję konkurencyjną w zakresie sprzedaży energii, jedynie połowa dystrybuowanej przez tę spółkę

energii jest energią jednocześnie sprzedawaną przez spółkę, stąd można oszacować utraconą z

tego powodu marżę na kwotę ok. 2-3 mln zł rocznie.

Ryzyko zmiany kursów walutowych

W ramach segmentu lądowych (on-shore) farm wiatrowych i segmentu fotowoltaiki, obejmującego

również projekty znajdujące się w fazie rozwoju i budowy, część zobowiązań denominowana jest w

EUR. Wszystkie zobowiązania walutowe w projektach inwestycyjnych zostały już uregulowane.

W projektach operacyjnych mogą występować płatności w walutach obcych dotyczące bieżącej

działalności, jednak ich wysokość jest marginalna, wobec czego ryzyko z nimi związane jest

znikome.

W ramach segmentu morskich farm wiatrowych, większość nakładów inwestycyjnych

denominowana jest w walutach obcych, głównie w EUR, co powoduje istotną ekspozycję na ryzyko

walutowe związane z wysokością przyszłych wydatków inwestycyjnych. Wprowadzone w 2022 r.

zmiany w Ustawie o Promowaniu Wytwarzania Energii Elektrycznej w Morskich Farmach

Wiatrowych, umożliwiają denominację w EUR części lub całości przychodów z tytułu prawa do

pokrycia ujemnego salda ze sprzedaży energii elektrycznej. Opisywana zmiana pozwala na

uzyskanie finansowania dłużnego w EUR co ogranicza ryzyko walutowe na etapie budowy.

Wprowadzone zmiany regulacyjnie pozwalają w efektywny sposób zarządzać ekspozycją walutową

w projektach morskich farm wiatrowych po uzyskaniu ostatecznej decyzji inwestycyjnej. Przed

uzyskaniem ostatecznej decyzji inwestycyjnej, a w związku z czym przed uruchomieniem

finansowania dłużnego projekty morskich farm wiatrowych narażone są na ryzyko walutowe przy

realizacji wydatków inwestycyjnych, ponieważ dopłaty wspólników do projektów wnoszone są w

PLN. Po otrzymaniu dofinansowania od wspólników spółki projektowe utrzymują salda na

rachunkach bankowych w walutach odpowiadających strukturze walutowej przyszłych płatności. Do

momentu dofinansowania projektu Emitent, aktywnie zarządza swoją ekspozycją walutową

związaną z wysokością przyszłych dopłat kapitałowych do spółek celowych zajmujących się

rozwojem projektów morskich farm wiatrowych. Polenergia S.A. zabezpieczyła znaczną część

ryzyka walutowego związanego z wpłatą equity do projektów morskich farm wiatrowych poprzez

przewalutowanie środków własnych, które zostaną przeznaczone na finansowanie tych projektów.

Polenergia Obrót S.A. narażona jest na ryzyko walutowe wskutek prowadzenia handlu energią

elektryczną na rynkach zagranicznych oraz w związku z uczestnictwem w rynku praw do emisji

CO2. Ekspozycja na ryzyko walutowe spółki jest jednak w dużej mierze ograniczona w sposób

naturalny, tj. przychody ze sprzedaży i korespondujące z nimi koszty zakupu, jak również należności

i zobowiązania generowane są w walucie obcej. W przypadku znaczących transakcji Polenergii

Obrót S.A. w walucie obcej, zawierane są transakcje zabezpieczające kurs wymiany walut. Kwestie

zarządzania ryzykiem w Polenergii Obrót S.A. uregulowane są w obowiązującej polityce

zarządzania ryzykiem Spółki i odbywają się zgodnie z zasadami tam opisanymi.

Ryzyko zmienności rynkowych cen energii elektrycznej

Wyniki finansowe Grupy są uzależnione od poziomu rynkowych cen energii elektrycznej. Grupa na

bieżąco analizuje sytuację na hurtowym rynku energii i podejmuje decyzje w sprawie

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

zabezpieczenia sprzedaży energii elektrycznej pochodzącej z segmentu lądowych farm

wiatrowych, farm fotowoltaicznych oraz segmentu gazu i czystych paliw.

Grupa prowadzi działalność polegającą na obrocie i sprzedaży energii elektrycznej i gazu ziemnego

m.in. na rynku hurtowym. Wynik na tej działalności jest uzależniony od zmian cen rynkowych

produktów będących przedmiotem obrotu oraz struktury otwartych pozycji na rynku. Dla działalności

tej prowadzona jest bieżąca kontrola ryzyka z uwzględnieniem przyznanych mandatów ryzyka na

poszczególne produkty i portfele oraz codziennego badania ekspozycji na ryzyko przy

wykorzystaniu metodologii VaR (value at risk).

Zmienność cen energii elektrycznej wpływa na uzyskane ceny sprzedaży energii elektrycznej

wyprodukowanej przez farmy wiatrowe i fotowoltaiczne Grupy oraz ceny zabezpieczane dla

odbiorców energii obsługiwanych przez Grupę. Efekt niższych cen uzyskiwanych przez

sprzedawców OZE i wyższych przez odbiorców, w stosunku do cen rynkowych to tzw. koszty

profilowania. Poziom i zmienność kosztów profilowania jest w dużej mierze ryzykiem systemowym

pozostającym poza kontrolą Grupy, które w razie materializacji może mieć istotny wpływ na wyniki

osiągane przez Grupę, co miało miejsce m.in. w 2022 r. i negatywnie wpłynęło na wyniki linii

biznesowych sprzedaży aktywów OZE Grupy, agregacji zewnętrznych OZE oraz sprzedaży do

odbiorców końcowych. W kolejnych latach koszty profilu ustabilizowały się, aż do 14 czerwca 2024

r. kiedy to wprowadzono reformę rynku bilansującego i odnotowaliśmy wzrost kosztów profilowania

farm wiatrowych i fotowoltaicznych. Wzrost zmienności cen, rozliczenia w okresach 15-minutowych

i wzrost mocy zainstalowanej w OZE może przyczynić się do dalszej inflacji kosztu profilu i niższych

uzyskiwanych cen sprzedaży w stosunku do średniej rynkowej ceny energii.

Jednocześnie wsparcie udzielane w ramach systemu aukcyjnego OZE dla wolumenu

zabezpieczonego za pomocą aukcji, co do zasady, uniezależnia wytwórcę na okres 15 lat od ryzyka

rynkowego w zakresie cen sprzedaży energii elektrycznej. Wsparcie dotyczy wyłącznie tych

projektów realizowanych w Grupie, które wygrały aukcję OZE i wyłącznie dla części wolumenu

rozliczanego z Zarządcą Rozliczeń. Przy utrzymujących się relatywnie wysokich cenach rynkowych

(wyższych od cen rozliczeniowych z Zarządcą Rozliczeń) wsparcie w ramach systemu aukcyjnego

w 2024 r. było czynnikiem działającym niekorzystnie na przychody z OZE uczestniczących w aukcji

(w stosunku do możliwych do uzyskania cen rynkowych). Niemniej jednak ceny dla farm

fotowoltaicznych uzyskiwane na rynku RDN ze względu na efekt nadpodaży energii z PV w

okresach dużego nasłonecznienia i niskiego popytu podlegały degradacji aż do poziomów

ujemnych, kiedy to korzystniej było wyłączyć jednostkę niż produkować energię i dopłacać do

sprzedaży na rynku. Należy zaznaczyć, że w wypadku wystąpienia co najmniej 6 godzin pod rząd

z ujemnymi cenami jednostki wytwórcze pozbawiane są wsparcia aukcyjnego lub zielonych

certyfikatów dla wolumenu wyprodukowanego w takim okresie.

2024 rok przyniósł też znaczny wzrost liczby okresów, w których PSE ze względu na brak

możliwości równoważenia popytu i podaży w okresach nadwyżki produkcji energii z OZE często

stosował nierynkowe ograniczenia mocy źródeł OZE zmuszając farmy fotowoltaiczne i wiatrowe do

wyłączenia się i zaprzestania produkcji w tych okresach. Sytuacje takie jakkolwiek

rekompensowane przez PSE negatywnie wpływają na przychody jednostek wytwórczych Grupy.

Niezależnie od powyższego, wyższe ceny energii elektrycznej pozytywnie wpływają na wyniki

związane z produkcją energii z OZE pod warunkiem, że dotyczą okresu, dla którego sprzedaż nie

była wcześniej zabezpieczona czy to w formie kontraktu różnicowego, umowy PPA ze stała ceną,

czy też na rynku terminowym w produktach standardowych, po niższych cenach. Dodatkowo, jeśli

kontrakt dotyczący sprzedaży energii elektrycznej zawarty z klientem dotyczy konkretnego

wolumenu w wybranym okresie (istotna część kontraktów ma taką formę), to zważywszy na

zmienność produkcji energii elektrycznej wytworzonej w OZE Spółka dokonuje zakupu bądź

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

sprzedaży na rynku energii i dostarcza klientowi taką ilość energii, jaka była ustalona w kontrakcie.

W sytuacji dynamicznych wzrostów i spadków cen energii odchylenie w zużyciu energii przez

klientów od wartości zakontraktowanych może wygenerować istoty wynik (zarówno pozytywny jak

i negatywny), niewspółmierny do pierwotnych założeń. Zgodnie z zasadą dostosowywania

wolumenów i cen pozyskiwanych z własnych i zewnętrznych źródeł wytwórczych oraz wolumenów

i cen sprzedaży do klientów końcowych (poprzez zarządzanie portfelowe) Grupa minimalizuje

ekspozycję na ryzyko zmian rynkowych cen energii elektrycznej w segmentach obrotu i sprzedaży

oraz dystrybucji.

Od 14 czerwca 2024 r. rynek bilansujący działa na nowych zasadach, które po wprowadzeniu min.

15-minutowych okresów rozliczeniowych doprowadziły do wzrostu kosztów niezbilansowania

jednostki bilansowej, co dodatkowo wzmocniło czynniki ryzyka związane ze spadkiem przychodów

ze źródeł OZE.

Segment lądowych farm wiatrowych w 2024 r. został zabezpieczony w znacznej części portfela na

rynku terminowym z cenami wyższymi niż notowania na rynku bieżącym obserwowane w 2024 r.

Jednocześnie niskie ceny SPOT spowodowały spadki notowań kontraktów na kolejne lata, gdzie

istnieje ryzyko, że przy niskiej cenie zabezpieczenia terminowego i niskiej wietrzności Spółka będzie

musiała odkupić zabezpieczoną terminowo energię z rynku bieżącego po cenach znacznie

wyższych niż cena zabezpieczania, co może generować negatywny wpływ na wynik. Ryzyko takie

zmaterializowało się już w niektórych okresach 2022 r. Dlatego też Spółka zmieniła podejście i

zabezpieczenia na kolejne lata realizowane są w sposób elastyczny i z buforem energii

pozostawionym na rynek bieżący. Dodatkowo Grupa bardzo mocno rozwija segment sprzedaży

energii w umowach długoterminowych PPA w formułach pay-as-produce i pay-as-forecast, z stałą

lub indeksowaną poziomem inflacji ceną. Długoterminowo w sytuacji długotrwałego spadku cen

energii elektrycznej i w konsekwencji obniżek notowań kontraktów terminowych może zostać

ograniczony potencjał wyniku finansowego tego segmentu dla wolumenu niezabezpieczonego w

kontraktach PPA i w aukcjach. Również wzrost liczby źródeł OZE może w kolejnych latach

negatywnie wpływać na przychody segmentu lądowych farm wiatrowych oraz farm fotowoltaicznych

z uwagi na spadki cen energii w okresach dużej generacji energii ze źródeł wiatrowych czy

analogicznie źródeł wykorzystujących energię słoneczną, co przyczynia się do znacznego wzrostu

kosztu profilu i redukcji przychodów.

Część wolumenu sprzedaży energii elektrycznej pochodzącej z aktywów wytwórczych OZE

zabezpieczana jest na rynku terminowym TGE i wymaga utrzymywania odpowiedniego poziomu

depozytów zabezpieczających, których wysokość uzależniona jest od notowań indeksów

giełdowych i może podlegać znacznym wahaniom. Powyższe ryzyko zmaterializowało się w 2022

r. i w połączeniu z wysoką zmiennością profilu produkcji farm wiatrowych oraz cen rynkowych

energii spowodowało większe zapotrzebowanie na kapitał obrotowy. Polenergia Obrót zawiera też

kontrakty z odbiorcami energii elektrycznej, które zabezpieczone są na rynku terminowym TGE

powodując zapotrzebowanie na depozyty zabezpieczające, co wymaga zwiększonego

zaangażowania kapitału obrotowego. W związku z materializacją powyższych czynników ryzyka w

2022 r. Grupa w celu kontroli płynności realizuje strategię równoważenia pozycji zakupowych i

sprzedażowych na rynku giełdowym.

Ryzyko zmiany stóp procentowych

Udział długu w strukturze finansowania Grupy jest znaczący. Zgodnie ze strategią Grupy

zakładającą maksymalizację stopy zwrotu z kapitału własnego, projekty inwestycyjne są

finansowane długiem w ponad 50%. Zgodnie z postanowieniami umów kredytów zawartych przez

poszczególne podmioty z Grupy, odsetki należne z tytułu udzielonych kredytów ustalane są na

podstawie zmiennych stóp procentowych. Jednocześnie Grupa kontynuuje strategię zmniejszania

ekspozycji poprzez zawieranie transakcji zabezpieczających ryzyko zmiany stopy procentowej.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Na dzień 31 grudnia 2024 r., ok. 86% zobowiązań z tytułu kredytów podmiotów z Grupy i

wyemitowanych obligacji było zabezpieczone przed zmianą poziomu stóp procentowych. Pełne

zabezpieczenie osiągnięto poprzez transakcje finansowe IRS co odpowiada za ok. 81%

zobowiązań z tytułu kredytów inwestycyjnych podmiotów z Grupy i wyemitowanych obligacji.

Częściowe zabezpieczcie przed zmianą poziomu stóp procentowych uzyskano w sposób naturalny

w Polenergii Dystrybucja w postaci taryfy Prezesa URE skorelowanej ze stawką WIBOR. Ze

względu na fakt, że Polenergia Dystrybucja działa na rynku regulowanym jej przychody wyznaczane

są na podstawie zwrotu z kapitału, a mianowicie za pomocą średnioważonego kosztu kapitału

(WACC regulacyjny) zdefiniowanego przez Prezesa URE. Większość parametrów we wzorze na

WACC regulacyjny pozostaje stałych. Komponentem, który ma największy wpływ na zmiany w

WACC regulacyjnym jest stopa wolna od ryzyka, która to zgodnie z definicją Prezesa URE

wyznaczana jest na podstawie średniej rentowności 10-letnich obligacji Skarbu Państwa o stałym

oprocentowaniu, które to są skorelowane ze stawką WIBOR. Zobowiązania z tytułu kredytów w

Polenergii Dystrybucja stanowią ok. 5% zobowiązań Grupy z tytułu kredytów i wyemitowanych

obligacji. Limity kredytów obrotowych i odnawialnych wykorzystywane przez Grupę w finansowaniu

działalności operacyjnej w ramach segmentów obrotu i sprzedaży, dystrybucji oraz gazu i czystych

paliw nie mogą zostać zabezpieczone przed ryzykiem wzrostu stóp procentowych. Ponadto wysoki

poziom stóp procentowych wpływa na koszt finansowania dla nowych projektów (w tym lądowych i

morskich farm wiatrowych oraz farm fotowoltaicznych) i może mieć wpływ na ocenę ich

rentowności. Dlatego nie można wykluczyć, że znaczny wzrost rynkowych stóp procentowych

ponad wartości prognozowane przez Grupę i uwzględnione w budżetach projektów może mieć

negatywny wpływ na realizację niektórych elementów Strategii i wyniki finansowe osiągane przez

Grupę w przyszłości.

Ryzyko wpływu niekorzystnych warunków pogodowych na produkcję energii elektrycznej przez

projekty eksploatowane przez Grupę

Wolumen energii elektrycznej wytwarzanej przez farmy wiatrowe oraz fotowoltaiczne zależy przede

wszystkim od wietrzności oraz nasłonecznienia. Warunki te charakteryzują się dużą zmiennością

zależnie od pory roku oraz zmiennością w cyklach wieloletnich. Warunki wietrzne w okresie

jesienno-zimowym są znacząco lepsze niż w okresie wiosenno-letnim, zaś warunki nasłonecznienia

w okresie wiosenno-letnim są znacząco lepsze niż w okresie jesienno-zimowym. Ponadto nie

można wykluczyć, że prognozowane przez Grupę warunki wietrzności oraz nasłonecznia mogą

okazać się mniej korzystne od zakładanych i mogą spowodować osiągnięcie mniejszego wolumenu

produkcji od zakładanego.

Ponadto, w określonych sytuacjach wzniesienie nowej farmy wiatrowej w sąsiedztwie istniejącego

projektu może negatywnie wpłynąć na ilość produkowanej energii elektrycznej w tej wybudowanej

wcześniej inwestycji.

Wolumen energii elektrycznej wytwarzanej przez farmy fotowoltaiczne zależy przede wszystkim od

nasłonecznienia. Warunki te mogą okazać się mniej korzystne od zakładanych i mogą spowodować

osiągnięcie mniejszego wolumenu produkcji od zakładanego.

Emitent podejmuje decyzje o budowie farm wiatrowych oraz farm fotowoltaicznych w lokalizacjach

wskazanych w oparciu o profesjonalne pomiary wiatru i nasłonecznienia potwierdzone przez

niezależnych i renomowanych ekspertów. Nie można jednak wykluczyć, że rzeczywiste warunki

wietrzności lub nasłonecznienia będą odbiegać od przyjętych w modelach przygotowanych na

potrzeby realizacji poszczególnych inwestycji.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

W działalności Grupy powyższe ryzyko nie materializowało się w sposób trwały. Okresy słabszej

wietrzności, które miały wpływ na wyniki finansowe osiągane w danym roku były rekompensowane

okresami wyższej wietrzności, co kompensowało gorsze okresy. Spółka wskazuje, że średnia

wietrzność dla rozwijanych projektów odpowiadała wcześniej przyjętym założeniom. Spółka

wskazuje, że opisywane ryzyko ma charakter krótkoterminowy (roczny) i nie wpływa w istotny

negatywny sposób na długoterminową sytuację finansową Grupy.

14. Oświadczenie o stosowaniu ładu korporacyjnego

Oświadczenie o stosowaniu ładu korporacyjnego zostało opisane w punkcie 7. Jednostkowego

Sprawozdania Zarządu z Działalności Polenergii S.A.

15. Wskazanie istotnych postępowań toczących się przed sądem, organem właściwym dla

postępowania arbitrażowego lub organem administracji publicznej, dotyczących

zobowiązań oraz wierzytelności Emitenta lub jego jednostki zależnej, ze wskazaniem

przedmiotu postępowania, wartości przedmiotu sporu, daty wszczęcia postępowania, stron

wszczętego postępowania oraz stanowiska Emitenta:

Amon sp. z o.o. i Talia sp. z o.o. – każda spółka z osobna, wytoczyły powództwa o stwierdzenie

bezskuteczności oświadczeń o wypowiedzeniu przez Polska Energia – Pierwsza Kompania

Handlowa sp. z o.o. (spółka działająca w ramach Grupy Tauron) umów sprzedaży praw

majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia

energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii – farmach wiatrowych w miejscowościach

Łukaszów (Amon) i Modlikowice (Talia) oraz umów sprzedaży energii elektrycznej wytworzonych w

ww. farmach wiatrowych.

Obie spółki uzyskały korzystne wyroki częściowe i wstępne, uwzględniające powództwo w części

dotyczącej ustalenia bezskuteczności oświadczeń o wypowiedzeniu przez spółkę Polska Energia –

Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. umów objętych przedmiotem sporu. Wyroki zostały

zaskarżone apelacjami.

W dniu 20 grudnia 2021 roku Sąd Apelacyjny w Gdańsku ogłosił wyrok w sprawie z powództwa

Talia sp. z o.o. przeciwko Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o., którym w

całości oddalił apelację wniesioną przez tę spółkę. W dniu 16 sierpnia 2022 roku Polska Energia –

Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. złożyła skargę kasacyjną. W dniu 17 listopada 2022 roku

Sąd Apelacyjny w Gdańsku ogłosił wyrok w sprawie z powództwa Amon sp. z o.o. przeciwko Polska

Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o., którym w całości oddalił apelację wniesioną

przez tę spółkę. W dniu 12 czerwca 2023 roku Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp.

z o.o. złożyła skargę kasacyjną. Obie skargi kasacyjne zostały przyjęte do rozpoznania przez Sąd

Najwyższy.

W dniu 31 marca 2023 roku Amon sp. z o.o. otrzymała pismo procesowe Polska Energia – Pierwsza

Kompania Handlowa sp. z o.o., w sprawie z powództwa Amon sp. z o.o. przeciwko Polska Energia

– Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. obejmujące dalsze roszczenia Amon sp. z o.o.

wynikające z niewykonywania wyżej wskazanych umów przez Polska Energia – Pierwsza

Kompania Handlowa sp. z o.o., toczącej się przed Sądem Okręgowym w Gdańsku, którym to

pismem Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. objęła pozew wzajemny

domagając się zasądzenia od Amon sp. z o.o. na swoją rzecz kwoty 61.576 tys. zł z odsetkami

ustawowymi za opóźnienie liczonymi w następujący sposób: (i) od kwoty 55.691 tys. zł - od dnia 31

marca 2023 roku do dnia zapłaty, (ii) od kwoty 5.884 tys. zł - od dnia następującego po dniu

bezpośredniego doręczenia odpisu pozwu wzajemnego pełnomocnikowi Amon sp. z o.o.

Kwotę 55.691 tys. zł stanowią kary umowne żądane przez Polska Energia – Pierwsza Kompania

Handlowa sp. z o.o. rzekomo na podstawie §8 ust. 1 umowy sprzedaży praw majątkowych

wynikających ze świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii

elektrycznej w odnawialnym źródle energii – Farmie Wiatrowej Łukaszów zawartej w dniu 23

grudnia 2009 roku przez Amon sp. z o.o. z Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

o.o. i wynikające rzekomo z niedotrzymania przez Amon sp. z o.o. ilości przewidzianych do

przeniesienia praw majątkowych w poszczególnych miesiącach począwszy od sierpnia 2019 roku.

Kwota 5.884 tys. zł stanowi z kolei odszkodowanie żądane przez Polska Energia – Pierwsza

Kompania Handlowa sp. z o.o. z tytułu rzekomego niewykonania przez Amon sp. z o.o. w okresie

od dnia 18 listopada 2022 roku do dnia 31 grudnia 2022 roku umowy sprzedaży energii elektrycznej

wytworzonej w odnawialnym źródle energii – Farmie Wiatrowej Łukaszów zawartej w dniu 23

grudnia 2009 roku przez Amon sp. z o.o. z Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z

o.o.

W dniu 16 maja 2023 roku Sąd Okręgowy w Gdańsku doręczył Amon sp. z o.o. postanowienie z

dnia 2 maja 2023 roku, którym pozostawił pozew wzajemny Polska Energia – Pierwsza Kompania

Handlowa sp. z o.o. bez nadawania dalszego biegu. Podstawą wydania przedmiotowego

postanowienia przez Sąd Okręgowy w Gdańsku jest art. 204 §1 zdanie drugie Kodeksu

postępowania cywilnego, który określa, iż powództwo wzajemne można wytoczyć nie później niż w

odpowiedzi na pozew.

W dniu 23 grudnia 2024 roku Sąd Okręgowy w Warszawie doręczył Talia sp. z o.o. odpis pozwu

Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. o zapłatę kwoty 75.334 tys. zł z

odsetkami ustawowymi za opóźnienie liczonymi w następujący sposób: (i) od kwoty 41.860 tys. zł

– od dnia 8 września 2023 roku do dnia zapłaty; (ii) od kwoty 33.474 tys. zł – od dnia następującego

po dniu doręczenia odpisu pozwu Talia do dnia zapłaty.

Kwotę 41.860 tys. zł stanowią kary umowne żądane przez Polska Energia - Pierwsza Kompania

Handlowa sp. z o.o. rzekomo na podstawie § 8 ust. 1 Umowy sprzedaży praw majątkowych

wynikających ze świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii

elektrycznej w odnawialnym źródle energii – Farmie Wiatrowej Modlikowice zawartej w dniu 23

grudnia 2009 roku przez Talia sp. z o.o. z Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o.

i wynikające rzekomo z niedotrzymania przez Talia sp. z o.o. ilości przewidzianych do przeniesienia

praw majątkowych w poszczególnych miesiącach począwszy od czerwca 2019 roku.

Kwota 33.474 tys. zł stanowi z kolei odszkodowanie żądane przez Polska Energia Pierwsza

Kompania Handlowa sp. z o.o. z tytułu rzekomego niewykonania przez Talia sp. z o.o. w okresie

od dnia 21 grudnia 2021 roku do dnia 30 kwietnia 2023 roku Umowy sprzedaży energii elektrycznej

wytworzonej w odnawialnym źródle energii – Farmie Wiatrowej Modlikowice zawartej w dniu 23

grudnia 2009 roku przez Talia sp. z o.o. z Polska Energia Pierwsza Kompania Handlowa.

Talia sp. z o.o. przystąpiła do analizy pozwu oraz w terminie zakreślonym przez Sąd Okręgowy w

Warszawie złoży odpowiedź na pozew.

W dniu 28 grudnia 2023 roku Amon sp. z o.o. wniosła do Sądu Okręgowego w Gdańsku drugą

zmianę powództwa przeciwko Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. w związku

z nieskutecznym wypowiedzeniem oraz niewykonywaniem przez Polska Energia - Pierwsza

Kompania Handlowa sp. z o.o. długoterminowych umów sprzedaży energii i praw majątkowych

zawartych przez Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. z Amon sp. z o.o. Na

mocy powyższej zmiany powództwa, Amon sp. z o.o. obok kwot dotychczas dochodzonych,

domaga się zapłaty kwoty 18.297 tys. zł tytułem odszkodowania za niewykonywanie ww. umów w

dalszym okresie ich obowiązywania.

W dniu 28 grudnia 2023 roku Talia sp. z o.o. wniosła do Sądu Okręgowego w Gdańsku piątą zmianę

powództwa przeciwko Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. w związku z

nieskutecznym wypowiedzeniem oraz niewykonywaniem przez Polska Energia – Pierwsza

Kompania Handlowa sp. z o.o. długoterminowych umów sprzedaży energii i praw majątkowych

zawartych przez Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. z Talia sp. z o.o. Na

mocy powyższej zmiany powództwa, Talia obok kwot dotychczas dochodzonych, domaga się

zapłaty kwoty 12.075 tys. zł tytułem odszkodowania za niewykonywanie ww. umów w dalszym

okresie ich obowiązywania.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Amon sp. z o.o. i Talia sp. z o.o. wytoczyły powództwo o roszczenia odszkodowawcze przeciwko

Tauron Polska Energia S.A. Podstawą deliktowej odpowiedzialności odszkodowawczej Tauron

Polska Energia S.A. jest zaprzestanie wykonywania przez Polską Energię - Pierwszą Kompanię

Handlową sp. z o.o. – spółkę zależną Tauron Polska Energia S.A. długoterminowych umów

sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej w źródłach odnawialnych oraz długoterminowych umów

sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem

wytworzenia energii elektrycznej w źródłach odnawialnych zawartych ze spółkami Amon sp. z o.o.

i Talia sp. z o.o.

Obecnie przed Sądem Okręgowym w Katowicach trwa przesłuchanie świadków w formie ustnej na

rozprawach i w formie pisemnej.

W dniu 28 grudnia 2023 roku Amon sp. z o.o. i Talia sp. z o.o. wniosły do Sądu Okręgowego w

Katowicach, drugą zmianę powództwa przeciwko Tauron Polska Energia S.A. obejmującą

roszczenia odszkodowawcze Amon i Talia powstałe po dniu 30 czerwca 2020 roku. Na mocy

przedmiotowej modyfikacji dochodzone roszczenia z tytułu odszkodowania wraz z odsetkami

wzrosły – w przypadku Amon sp. z o.o. o kwotę 29.668 tys. zł, w przypadku Talia sp. z o.o. o kwotę

19.277 tys. zł.

Certyfikaty sp. z o.o., Polenergia Obrót S.A. i Green Stone Solutions sp. z o.o. (wówczas pod firmą:

Polenergia Usługi sp. z o.o.) zostały pozwane przez Eolos Polska sp. z o.o. przed Sądem

Okręgowym w Warszawie XX Wydział Gospodarczy o zapłatę kar umownych z tytułu rozwiązania

umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii elektrycznej

wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz o zapłatę należności z tytułu kosztów

bilansowania. Sąd powołał biegłego w sprawie, który przygotował opinię. W dniu 14 grudnia 2023

roku Sąd wydał postanowienie o dopuszczeniu dowodu z pisemnej, uzupełniającej opinii biegłego.

Opinia sporządzona została 15 maja 2024 r. i doręczona dnia 25 lipca 2024 r. Polenergia Obrót

S.A. ustosunkowała się do pisma. W dniu 28 lutego 2025 r. odbyła się rozprawa, na której biegły

złożył wyjaśnienia. Sąd zobowiązał strony do przedstawienia swoich stanowisk na piśmie.

W dniu 13 lipca 2021 roku Polenergia Farma Wiatrowa 1 sp. z o.o. otrzymała pozew o zapłatę

odszkodowania za bezumowne korzystanie z nieruchomości. Powodowie domagali się zapłaty,

gdyż droga dojazdowa do jednej z turbin wiatrowych znalazła się na nieruchomości należącej do

powodów na skutek wyroku sądowego rozgraniczającego nieruchomości. Poprzednim właścicielem

był inny wydzierżawiający. W dniu 30 czerwca 2023 roku Sąd Rejonowy w Wąbrzeźnie na

posiedzeniu niejawnym wydał wyrok, którym zasądził od Polenergia Farma Wiatrowa 1 sp. z o.o.

na rzecz powodów kwotę 18.428,08 zł tytułem bezumownego korzystania z nieruchomości w

okresie od 13 marca 2020 roku do dnia 31 grudnia 2021 roku. Powodowie domagali się zapłaty

52.500,00 zł. Polenergia Farma Wiatrowa 1 sp. z o.o. w toku procesu nie kwestionowała zasadności

roszczenia, a jedynie wysokość żądanej kwoty. Kwota zasądzona przez Sąd opowiada stanowisku

prezentowanemu w toku procesu przez stronę pozwaną. Strona powodowa wniosła apelację do

Sądu Okręgowego w Toruniu. Na rozprawie przed Sądem Okręgowym w Toruniu w dniu 15 maja

2024 roku strony zawarły ugodę, co oznacza, że spór został zakończony. Na mocy ugody

Polenergia Farma Wiatrowa 1 sp. z o.o. zapłaci na rzecz strony powodowej kwotę 35.000,00 zł

tytułem odszkodowania za bezumowne korzystanie z nieruchomości za okres od 31 maja 2020

roku do 31 grudnia 2021 roku. Strony zawarły aneks do umowy dzierżawy, na mocy którego

Polenergia Farma Wiatrowa 1 sp. z o.o. uiściła na rzecz wydzierżawiających kwoty wynikające z

treści ugody sądowej.

W dniu 2 czerwca 2023 roku Polenergia Farma Wiatrowa 1 sp. z o.o. otrzymała złożone przez

wydzierżawiającego wypowiedzenie umowy dzierżawy zawartej w dniu 26 lutego 2008 roku, która

dotyczy nieruchomości, na których znajduje się część turbin wiatrowych Farmy Wiatrowej

Gawłowice wraz z infrastrukturą towarzyszącą. Podstawą, na którą powoływał się wydzierżawiający

w wypowiedzeniu było dostarczenie przez Polenergia Farma Wiatrowa 1 sp. z o.o. wymaganej

przez umowę dzierżawy gwarancji bankowej wydanej w nieprawidłowej (w ocenie

wydzierżawiającego) formie. Polenergia Farma Wiatrowa 1 sp. z o.o. nie podzielała poglądu

wydzierżawiającego co do zasadności podstaw wypowiedzenia, wobec czego poinformowała

wydzierżawiającego, że w jej ocenie wypowiedzenie jest bezskuteczne, a umowa dzierżawy nadal

obowiązuje. Polenergia Farma Wiatrowa 1 sp. z o.o. dążyła jednocześnie do polubownego

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

rozwiązania sporu w drodze bezpośrednich negocjacji mających na celu uzyskanie cofnięcia

oświadczenia o wypowiedzeniu umowy dzierżawy. Ostatecznie, Strony doszły do porozumienia w

wyniku negocjacji i podpisały umowę dzierżawy (w nowym brzmieniu) w marcu 2024 roku,

zachowując ciągłość umowy.

Polenergię Obrót S.A. łączyły umowy sprzedaży energii zawarte z Jeronimo Martins Polska S.A.

(„JMP”), które zostały przez Polenergię Obrót S.A. wypowiedziane ze skutkiem na dzień 30 czerwca

2022 roku. W związku z rozwiązaniem przedmiotowych umów, JMP wystosowała do Polenergia

Obrót S.A. wezwania do zapłaty kwoty 3.501 tys. zł oraz kwoty 36.027 tys. zł tj. łącznie kwoty 39.528

tys. zł. Roszczenia zgłoszone przez JMP dotyczą okresów przypadających po dniu wygaśnięcia

umów sprzedaży, wobec czego Polenergia Obrót S.A. uważa je za bezpodstawne. Tym samym

Polenergia Obrót S.A. uznaje również za bezskuteczne oświadczenie JMP o potrąceniu żądanych

kwot z należnościami Polenergia Obrót S.A. wobec JMP.

W dniu 1 grudnia 2022 roku Polenergia Obrót S.A. złożyła w Sądzie Okręgowym w Warszawie

pozew przeciwko JMP o zapłatę, w którym żąda zapłaty kwoty 40.853 tys. zł wraz z odsetkami

ustawowymi za opóźnienie w transakcjach handlowych liczonymi od dnia wniesienia powództwa do

dnia zapłaty. Kwota roszczenia obejmuje nieopłacone przez JMP faktury za energię o wartości

39.528 tys. zł oraz kwotę 1.324 tys. zł tytułem naliczonych odsetek za okres do dnia wniesienia

powództwa.

Różnica w wartości dochodzonych roszczeń w stosunku do kwot objętych oświadczeniem JMP o

potrąceniu wynika z dokonanych w międzyczasie korekt rozliczeń związanych z aktualizacją danych

pomiarowych i ze złożenia przez Polenergia Obrót S.A. oświadczeń o potrąceniu. We wrześniu

2023 roku JMP doręczyła Polenergia Obrót S.A. odpowiedź na pozew. W ocenie powodowej spółki

treść odpowiedzi na pozew, jak i argumentacja przedstawiona w kolejnych pismach procesowych

JMP, nie wpływają na dotychczasową ocenę zasadności roszczenia Polenergia Obrót S.A. Możliwe

jest wstąpienie do sprawy Enerace sp. z o.o. (doradca JMP w toku negocjacji umowy) w charakterze

interwenienta (po stronie JMP), niemniej jeszcze takie przystąpienie nie nastąpiło.

Sąd zarządził także ustalenie zespołu biegłych bądź instytutu z zakresu energetyki, który podjąłby

się sporządzenia opinii na okoliczność: ustalenia wysokości wierzytelności przysługującej JMP

względem Polenergia Obrót S.A. tytułem zakupu energii elektrycznej wraz z ceną za opinię, o co

wnioskowała JMP w odpowiedzi na pozew. W replice na odpowiedź na pozew Polenergia Obrót

S.A. sprzeciwiała się dowodowi z opinii biegłego, wskazując, że jest on nieprzydatny dla sprawy. W

tym zakresie Polenergia złożyła dodatkowe pismo procesowe o pominięcie tego dowodu wraz z

uzasadnieniem

Pierwsza rozprawa odbyła się w dniu 6 marca 2025 roku. Sąd przesłuchał dwóch świadków

(jednego wnioskowanego przez JMP oraz drugiego wnioskowanego przez Polenergia Obrót S.A.) i

odroczył rozprawę na termin 11 września 2025 r., na którym zostaną przesłuchani kolejni

świadkowie. Polenergia Dystrybucja sp. z o.o. prowadzi sprawy windykacyjne związane z brakiem

uregulowania płatności za dostarczoną energię elektryczną. Łączna suma dochodzonych roszczeń,

to aktualnie około 511 tys. złotych.

W dniu 6 grudnia 2021 roku Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów („UOKiK") wszczął

wobec spółki Polenergia Fotowoltaika S.A. z siedzibą w Warszawie postępowanie wyjaśniające,

mające na celu wstępne ustalenie, czy na skutek działań dotyczących świadczenia usług sprzedaży

i montażu instalacji fotowoltaicznych, podejmowanych przez Polenergia Fotowoltaika S.A. nastąpiło

naruszenie uzasadniające wszczęcie postępowania w sprawie o uznanie postanowień wzorca

umowy za niedozwolone lub naruszenie chronionych prawem interesów konsumentów

uzasadniające wszczęcie postępowania w sprawie praktyk naruszających zbiorowe interesy

konsumentów.

Polenergia Fotowoltaika S.A. przedstawiła Prezesowi UOKiK wszelkie żądane przez Prezesa

UOKiK, w toku postępowania, dokumenty oraz informacje.

W dniu 6 września 2024 roku Prezes UOKiK postanowieniem zamknął postępowanie wyjaśniające

mające na celu wstępne ustalenie, czy na skutek działań dotyczących świadczenia usług sprzedaży

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

i montażu instalacji fotowoltaicznych, podejmowanych przez Polenergia Fotowoltaika S.A. nastąpiło

naruszenie uzasadniające wszczęcie postępowania w sprawie o uznanie postanowień wzorca

umowy za niedozwolone lub naruszenie chronionych prawem interesów konsumentów

uzasadniające wszczęcie postępowania w sprawie praktyk naruszających zbiorowe interesy

konsumentów.

Zgodnie z sentencją postanowienia, nie przysługuje na nie zażalenie.

Polenergia Fotowoltaika S.A. od grudnia 2022 roku złożyła 134 pozwy o zapłatę dotyczących

dochodzenia należności wynikających z zawartych pomiędzy Polenergia Fotowoltaika S.A. a jej

klientami umów. Polenergia Fotowoltaika S.A., spółka jest stroną 53 postępowań sądowych

związanych z roszczeniami wynikającymi z umów zawartych pomiędzy Polenergia Fotowoltaika

S.A. a jej podwykonawcami lub dostawcami.

Postępowanie wszczęte przez Marszałka Województwa Wielkopolskiego wobec Polenergia

Fotowoltaika S.A. w sprawie ustalenia wysokości zaległości z tytułu opłaty produktowej za

wprowadzenie na rynek krajowy produktów w opakowaniach za 2020 r. w kwocie 43.080 zł. W dniu

3 grudnia 2024 r. została wydana decyzja nakładająca obowiązek zapłaty przez Polenergia

Fotowoltaika S.A. kwoty 43.080 zł. Polenergia Fotowoltaika S.A., po zasięgnięciu opinii doradcy

prawnego nie wniosła odwołania od tej decyzji. Opłata wraz z odsetkami została zapłacona. Urząd

umorzył postępowania co do kwestii nieterminowej płatności opłaty. 29 października 2024 r.

Marszałek Województwa Wielkopolskiego zawiadomił o wszczęciu wobec Polenergia Fotowoltaika

S.A. postepowania w zakresie ustalenia wysokości zaległości z tytułu opłaty produktowej za

wprowadzenie na rynek krajowy sprzętu elektronicznego lub elektrycznego (panele fotowoltaiczne).

Doradca prawny Spółki wskazuje, iż kara (opłata produktowa) może oscylować w kwocie około

1.200.000 zł. Postępowanie jest w toku.

Polenergia Obrót S.A. była obowiązana do realizacji do 30 czerwca 2023 roku obowiązków z art.

52 ust. 1 ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz z art. 10 ust. 1 ustawy o efektywności

energetycznej, dotyczących umorzenia określonej liczby praw majątkowych do świadectw

pochodzenia oraz świadectw efektywności energetycznej za rok 2022. Już po dniu bilansowym

Polenergia Obrót S.A. ustaliła, że obowiązek ten wykonała w 98,05%. W dniu 21 lipca 2023 roku

Polenergia Obrót S.A. dokonała dodatkowych opłat tytułem dopłat do opłat zastępczych celem

wykonania obowiązku w całości. Uchybienie terminowi 30 czerwca 2023 roku może wiązać się z

nałożeniem kar pieniężnych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, w szczególności na

podstawie art. 170 ust. 2 ustawy o odnawialnych źródłach energii.

W dniu 11 marca 2025 r. Polenergia Obrót S.A. otrzymała dwa zawiadomienia Prezesa Urzędu

Regulacji Energetyki (URE), tj. o wszczęciu dwóch postępowań w sprawie wymierzenia kary w

związku z ujawnieniem możliwości niezrealizowania za 2022 r. obowiązków w zakresie uzyskania i

przedstawienia do umorzenia odpowiednio świadectw pochodzenia oraz świadectw pochodzenia z

biogazu. Wskazane naruszenia mogą skutkować wymierzeniem kary pieniężnej, która nie może

przekroczyć 15% przychodu ukaranego podmiotu, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym,

przy czym wymierzając ją URE uwzględnia zakres naruszeń, powtarzalność naruszeń lub korzyści

finansowe możliwe do uzyskania z tytułu naruszenia. Organ może również odstąpić od wymierzenia

kary, jeżeli zakres naruszeń jest znikomy, a podmiot zaprzestał naruszania prawa lub zrealizował

obowiązek. Spółka przygotowuje odpowiedzi na ww. wezwania.

W okresie września i października 2023 roku szereg spółek zależnych Polenergia S.A. (Polenergia

Obrót S.A., Polenergia Sprzedaż sp. z o.o., Polenergia Farma Wiatrowa 3 sp. z o.o. i Polenergia

Farma Wiatrowa Dębice/Kostomłoty sp. z o.o.) otrzymało zawiadomienia o wszczęciu z urzędu

przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki postępowań administracyjnych ws. wymierzenia kary

pieniężnej w związku z naruszeniem ustawy z dnia 27 października 2022 roku o środkach

nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu

niektórych odbiorców poprzez nieprzekazanie do Zarządcy Rozliczeń S.A., w terminie wynikającym

z ww. ustawy, sprawozdań potwierdzających odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.

Spółki zależne Polenergia S.A. przekazały do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki wyjaśnienia

przyczyn (zwykle kilkudniowych) opóźnień w złożeniu sprawozdań i oczekują na ewentualną dalszą

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

korespondencję lub decyzje, przy czym Polenergia Farma Wiatrowa Dębice/Kostomłoty sp. z o.o.,

Polenergia Farma Wiatrowa 3 sp. z o.o. oraz Polenergia Obrót S.A. otrzymały zawiadomienie o

zakończeniu postępowania dowodowego oraz o możliwości zapoznania się ze zgromadzonym w

sprawie materiałem dowodowym. Wobec Polenergia Obrót S.A. prowadzone są dwa postępowania

– odrębnie za każde z dwóch przekroczeń ustawowych terminów sprawozdawczych. W obydwu

sprawach Polenergia Obrót S.A. również otrzymała zawiadomienie o zakończeniu postępowania

dowodowego. Na obecnym etapie spodziewane jest wydanie i doręczenie decyzji przez Prezesa

Urzędu Regulacji Energetyki w tych sprawach.

Wskazane naruszenie ww. ustawy może skutkować wymierzeniem kary pieniężnej. Ustawa

obecnie stanowi, że kara ta nie może przekroczyć 15% przychodu ukaranego podmiotu,

osiągniętego w poprzednim roku podatkowym, przy czym wymierzając ją Prezes Urzędu Regulacji

Energetyki uwzględnia stopień szkodliwości czynu, stopień zawinienia oraz dotychczasowe

zachowanie przedsiębiorcy i jego możliwości finansowe. Może też odstąpić od wymierzenia kary,

jeżeli stopień szkodliwości czynu jest znikomy, a podmiot zaprzestał naruszania prawa lub

zrealizował obowiązek. Spółki zależne Polenergia S.A. złożyły wszystkie opóźnione sprawozdania.

W czerwcu 2024 roku spółki zależne Polenergia S.A. – Polenergia Farma Wiatrowa Grabowo Sp.

z o.o., Polenergia Farma Wiatrowa 16 Sp. z o.o. oraz Polenergia Farma Wiatrowa Piekło Sp. z o.o.

otrzymały od Zarządcy Rozliczeń S.A. noty odsetkowe wystawione przez Ministerstwo Klimatu i

Środowiska na łączną kwotę ok. 664 tys. zł tytułem odsetek ustawowych za nieterminowe

przekazanie należności z tytułu odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny. Ww. spółki zależne

podały w wątpliwość podstawę prawną naliczenia odsetek przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska.

Pismem z dnia 23 maja 2024 roku Prezes Urzędu Regulacji Energetyki („URE”) zawiadomił

Polenergia Obrót S.A., spółkę zależną Polenergia S.A., o wszczęciu postępowania

administracyjnego w sprawie wymierzenia kary pieniężnej w związku z podejrzeniem

nieprzestrzegania obowiązku w zakresie przedstawienia Prezesowi URE informacji o wielkości

zapasów obowiązkowych w celu weryfikacji przez Prezesa URE, zgodnie z art. 25 ust. 3 ustawy z

dnia 16 lutego 2007 roku o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz

zasadach postępowania w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na

rynku naftowym. W odpowiedzi na wezwanie Prezesa URE Polenergia Obrót S.A. przedstawiła

brakujące informacje i dodatkowe wyjaśnienia, w tym po zakończeniu części dowodowej

postępowania administracyjnego. Naruszenie przedmiotowego obowiązku zagrożone jest karą

pieniężną od 1% do 15% przychodu przedsiębiorcy wynikającego z działalności wykonywanej na

podstawie koncesji na obrót gazem ziemnym z zagranicą. Postępowanie zostało zakończone

decyzją Prezesa URE z dnia 29 sierpnia 2024 roku, o nałożeniu na Polenergia Obrót S.A. kary

pieniężnej w wysokości 276.252 zł. Polenergia Obrót S.A. po zapoznaniu się z możliwościami

warunków wniesienia skutecznego odwołania od ww. decyzji oraz mając na względzie fakt, że brak

istnienia formalnych i materialnych podstaw do efektywnego jej wzruszenia na drodze

postępowania odwoławczego, zdecydowała o odstąpieniu od wniesienia odwołania oraz o

uiszczeniu nałożonej na spółkę kary pieniężnej. Nie wpłynie to na wynik Polenergia Obrót S.A.,

gdyż zapłata w dniu 10 września 2024 roku kary nastąpiła ze środków pochodzących z rezerwy

uprzednio utworzonej na ten cel.

Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. zaskarżyła decyzję Prezesa Urzędu

Regulacji Energetyki z tytułu końcowego rozliczenia kosztów osieroconych na gruncie ustawy o

zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym

rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej („Ustawa o

rozwiązaniu KDT”). W swojej decyzji Prezes Urzędu Regulacji Energetyki ustalił, że z tytułu

końcowego rozliczenia kosztów osieroconych spółce należne są dodatkowe, względem dotychczas

otrzymanych, środki w kwocie 3.758 tys. zł. Nie podzielając interpretacji wybranych przepisów

Ustawy o rozwiązaniu KDT, spółka zaskarżyła decyzję Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki do

Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów w Warszawie, domagając się zwiększenia kwoty

należnych spółce środków. Wartość przedmiotu sporu wynosi 13.214 tys. zł, na którą spółka

utworzyła odpis aktualizujący należności.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

W dniu 23 listopada 2023 roku SOKiK wydał wyrok, w którym zmienił zaskarżoną decyzję i ustalił

wysokość korekty końcowej kosztów osieroconych na kwotę 16.645.912 zł, uznając tym samym za

uzasadnione roszczenie Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. w zakresie kwoty

12.887 tys. zł i oddalając powództwo co do kwoty 327 tys. zł. W dniu 12 stycznia 2024 roku

Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. złożyła apelację od części wyroku w zakresie

oddalonego roszczenia.

W dniu 30 stycznia 2024 roku wpłynęła do Sądu Apelacyjnego apelacja Prezesa URE od wyroku

SOKiK. W dniu 19 lipca 2024 roku Prezes URE przesłał odpowiedź na apelację Polenergii

Elektrociepłowni Nowa Sarzyna sp. z o.o. od wyroku SOKiK, natomiast w dniu 2 sierpnia 2024 roku

Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. przesłała odpowiedź na apelację Prezesa

URE od wyroku SOKiK do Sądu Apelacyjnego. Sąd Apelacyjny wyznaczył termin rozprawy na 25

marca 2025 r.

W dniu 27 maja 2024 roku. spółka zależna Polenergia S.A. – Wind Farm Four SRL z siedzibą w

Bukareszcie (“Wind Farm Four”) otrzymała pismo procesowe (pozew), które zostało złożone przez

WIP International GmbH („WIP International”) przed II Sądem Okręgowym w Bukareszcie,

Rumunia. W dniu 7 grudnia 2023 r. Polenergia S.A. nabyła 60% udziałów, a w dniu 27 września

2024 roku pozostałe 40% udziałów w kapitale zakładowym Wind Farm Four. Spółka Wind Farm

Four posiada obecnie 20% udziałów w każdej z 7 spółek projektowych realizujących projekt farmy

wiatrowej w Rumunii w okręgu Tulcea („Spółki Projektowe”).

Wind Farm Four została pozwana przez powoda pośród innych pozwanych (w tym: Naxxar

Renewable Energy Management Holding SRL z siedzibą w Bukareszcie, która sprzedała

Polenergia S.A. udziały w Wind Farm Four, Spółki Projektowe oraz Naxxar Renewable Energy

SRL). Powód wniósł w pozwie o uznanie przez Sąd następujących dokumentów i czynności

prawnych za nieważne lub bezskuteczne wobec niego (actio pauliana):

(i) Aneks nr 1 z dnia 15 grudnia 2022 roku. do umowy ramowej o współpracy (umowy typu joint-

venture) podpisanej w dniu 27 marca 2021 roku. pomiędzy Wind Farm Four, Naxxar

Renewable Energy SRL i pozostałymi udziałowcami Spółek Projektowych w sprawie

wyrażenia zgody na przeniesienie udziałów w Spółkach Projektowych z Naxxar Renewable

Energy SRL na Wind Farm Four;

(ii) przeniesienie pakietu udziałów posiadanych przez Naxxar Renewable Energy SRL w każdej

ze Spółek Projektowych na Wind Farm Four, które miało miejsce 15 grudnia 2022 roku.;

(iii) zmiany w kapitale zakładowym i wśród posiadaczy udziałów w Wind Farm Four, tj.: (a)

decyzja z dnia 17 marca 2023 roku. podjęta przez Naxxar Renewable Energy SRL, jako

jedynego wspólnika Wind Farm Four, o podwyższeniu kapitału zakładowego Wind Farm Four

poprzez utworzenie nowych udziałów, które zostały objęte przez Naxxar Renewable Energy

Management Holding SRL, na skutek czego Naxxar Renewable Energy Management

Holding SRL posiadała 99,01% wszystkich udziałów w Wind Farm Four; oraz (b)

przeniesienie pozostałych 0,99% udziałów Wind Farm Four na Naxxar Renewable Energy

Management Holding SRL.

W dniu 27 września 2024 roku m.in. Naxxar Renewable Energy Management Holding SRL

(sprzedający) i WIP International zawarli ugodę w przedmiocie rozliczenia i zakończenia, w drodze

wzajemnych ustępstw, wszelkich roszczeń powoda, w tym roszczeń będących przedmiotem lub

związanych z pozwem, o którym mowa powyżej. W ramach zawartej ugody powód całkowicie zrzekł

się roszczeń wobec m.in. Polenergia S.A., Wind Farm Four, Naxxar Renewable Energy

Management Holding SRL oraz Spółek Projektowych, ich podmiotów powiązanych, podmiotów

zależnych, akcjonariuszy, przedstawicieli, pracowników, a także wszelkich innych podmiotów

trzecich. W rezultacie, nastąpiło zwolnienie z roszczeń, a postępowanie sądowe toczące się przed

rumuńskim sądem zostało umorzone w dniu 15 października 2024 roku. Ugoda objęła także

rozliczenie i zakończenie, w drodze wzajemnych ustępstw, wszelkich roszczeń FP Management

Holding GmbH („FPMH”), w tym będących przedmiotem lub związanych z pozwem złożonym przez

FMPH przed Sądem w Bukareszcie, Wydział VI Cywilny, które na moment zawierania ugody nie

było doręczone Polenergia S.A. ani Wind Farm Four SRL (doręczenie pozwu nastąpiło już po

zawarciu ugody). FMPH złożyła pozew przeciwko m.in. Polenergia S.A. i Wind Farm Four, a także

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

innym pozwanym (w tym: Naxxar Renewable Energy Management Holding SRL z siedzibą w

Bukareszcie, która sprzedała Polenergia S.A. udziały w Wind Farm Four, oraz Naxxar Wind Energy

Project Zenon SRL). FPMH wnosiła w pozwie o uznanie przez Sąd następujących dokumentów i

czynności prawnych za bezskuteczne wobec niej (actio pauliana):

(i) dokumenty dot. cesji udziałów posiadanych przez Naxxar Wind Energy Project Zenon SRL

w Spółkach Projektowych;

(ii) dokumenty dot. podwyższenia kapitału zakładowego Wind Farm Four, przyjęcie

pozwanego Naxxar Renewable Energy Management Holding SRL jako wspólnika oraz

zmniejszenie udziału procentowego Naxxar Wind Energy Project Zenon SRL w kapitale

zakładowym Wind Farm Four;

(iii) umowa cesji udziałów w kapitale zakładowym Wind Farm Four, zawarta pomiędzy Naxxar

Renewable Energy Management Holding SRL oraz Naxxar Wind Energy Project Zenon

SRL;

(iv) dokumenty dot. sprzedaży 60% udziałów w kapitale zakładowym Wind Farm Four na rzecz

Polenergia S.A., w tym umowa sprzedaży udziałów z dnia 5 października 2023 roku zawarta

pomiędzy Polenergia S.A. a Naxxar Renewable Energy Management Holding SRL oraz

umowa przeniesienia udziałów z dnia 7 grudnia 2023 roku. zawarta pomiędzy Polenergia

S.A. a Naxxar Renewable Energy Management Holding SRL,

jak również wniosła o nakazanie przywrócenia stron do stanu sprzed zawarcia ww. dokumentów,

tj. przywrócenie do majątku Naxxar Wind Energy Project Zenon SRL udziałów w Spółkach

Projektowych oraz, odpowiednio, w Wind Farm Four, a także o nałożenie na pozwanych obowiązku

zapłaty kosztów sądowych. W ramach zawartej ugody powód całkowicie zrzekł się roszczeń wobec

pozwanych, w tym wobec Polenergia S.A. i Wind Farm Four, jak również wobec Spółek

Projektowych, ich podmiotów powiązanych, podmiotów zależnych, akcjonariuszy, przedstawicieli,

pracowników, a także wszelkich innych podmiotów trzecich. W rezultacie, postępowanie sądowe

toczące się przed rumuńskim sądem zostało zakończone odrzuceniem roszczeń FPMH w całości

na podstawie postanowienia z dnia 23 grudnia 2024 roku, zgodnie z którym Sąd uwzględnił zawartą

ugodę i zrzeczenie się przez powoda roszczeń objętych pozwem.

16. Informacje o podstawowych produktach, towarach lub usługach wraz z ich określeniem

wartościowym i ilościowym oraz udziałem poszczególnych produktów, towarów i usług

(jeżeli są istotne) albo ich grup w sprzedaży Emitenta ogółem, a także zmianach w tym

zakresie w danym roku obrotowym

Informacje na temat kategorii i wartości przychodów generowanych w poszczególnych segmentach

działalności wraz ze wskazaniem okresu porównawczego, zostały przedstawione w nocie 10 do

skonsolidowanego sprawozdania finansowego.

17. Informacje o rynkach zbytu, z uwzględnieniem podziału na rynki krajowe i zagraniczne, oraz

informacje o źródłach zaopatrzenia w materiały do produkcji, w towary i usługi,

z określeniem uzależnienia od jednego lub więcej odbiorców i dostawców, a w przypadku,

gdy udział jednego odbiorcy lub dostawcy osiąga co najmniej 10% przychodów ze sprzedaży

ogółem - nazwy (firmy) dostawcy lub odbiorcy, jego udział w sprzedaży lub zaopatrzeniu

oraz jego formalne powiązania z Emitentem

Grupa osiąga przychody ze sprzedaży towarów i usług zarówno na rynkach krajowych, jak i

zagranicznych, przy czym zdecydowaną większość (84% w 2024 r.) stanowią przychody osiągane

w Polsce.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Ze względu na specyfikę działalności na rynku hurtowym istotny wolumen transakcji (zarówno

zakupu jak i sprzedaży) był zawierany na Towarowej Giełdzie Energii i rozliczany przez Izbę

Rozliczeniową Giełd Towarowych.

Nazwa Odbiorcy

Przedmiot sprzedaży

Rodzaj powiązań z grupą

kapitałową

2024

Izba rozliczeniowa

giełd towarowych

Energia elektryczna, prawa

majątkowe

brak powiązań

45%

Poniżej przedstawiono dostawców towarów i usług, których udział w 2024 roku osiąga co najmniej

10% przychodów ogółem.

Nazwa Dostawcy

Przedmiot zakupu

Rodzaj powiązań z grupą

kapitałową

2024

Izba rozliczeniowa

giełd towarowych

Energia elektryczna, gaz ziemny,

prawa majątkowe

brak powiązań

43%

18. Informacje o zawartych umowach znaczących dla działalności Emitenta, w tym znanych

Emitentowi umowach zawartych pomiędzy akcjonariuszami (wspólnikami), umowach

ubezpieczenia, współpracy lub kooperacji

Zawarcie umowy PPA i PPA+ pomiędzy Polenergia Obrót S.A. a Mercedes-Benz Manufacturing

Poland sp. z o.o.

W dniu 8 lutego 2024 roku, spółka zależna Polenergia S.A. – Polenergia Obrót S.A. zawarła z

Mercedes-Benz Manufacturing Poland sp. z o.o. z siedzibą w Jaworze umowy PPA i umowy PPA+

dotyczące sprzedaży całej energii elektrycznej zużywanej przez Mercedes-Benz Manufacturing

Poland sp. z o.o., w tym części energii elektrycznej wyprodukowanej przez następujące instalacje

odnawialnych źródeł energii: farmę wiatrową Dębsk o mocy zainstalowanej 121 MW oraz farmę

fotowoltaiczną Sulechów 3 o mocy zainstalowanej wynoszącej 9,84 MW oraz gwarancji

pochodzenia energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w liczbie odpowiadającej ilości

sprzedawanej energii elektrycznej, a także bilansowania handlowego potrzeb Mercedes-Benz

Manufacturing Poland sp. z o.o.

Okres sprzedaży energii elektrycznej i gwarancji pochodzenia w ramach zawartych umów PPA i

PPA+ rozpoczął się w dniu 1 marca 2024 roku i trwa do dnia 31 grudnia 2027 roku.

W zakresie sprzedaży energii elektrycznej produkowanej przez farmy wiatrowe Dębsk i Sulechów

3, planowany wolumen sprzedaży energii elektrycznej dotyczy określonej części wolumenu, jaki w

tym okresie zostanie wyprodukowany przez farmy wiatrowe Dębsk i Sulechów 3. Energia

elektryczna produkowana przez farmy wiatrowe Dębsk i Sulechów 3 jest sprzedawana po stałej

cenie, z tym zastrzeżeniem, że cena może zostać podwyższona lub obniżona w zależności od

PODZIAŁ GEOGRAFICZNY PRZYCHODÓW Zmiana

31.12.2024 31.12.2023 r/r

- Rynek krajowy 3 616 681 4 978 303 (1 361 622)

- Rynki zagraniczne 703 849 637 109 66 740

Razem przychody z umów z klientami 4 320 530 5 615 412 (1 294 882)

Za okres 12 miesięcy zakończony

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

wysokości uśrednionego wskaźnika CPI – średniorocznego wskaźnika cen towarów i usług

konsumpcyjnych ogółem za poprzedni rok kalendarzowy publikowanego przez Główny Urząd

Statystyczny. Pozostała ilość energii elektrycznej zużywanej przez Mercedes-Benz Manufacturing

Poland sp. z o.o. będzie sprzedawana po cenie opartej o ceny na rynku SPOT na rynku towarów

giełdowych Towarowej Giełdy Energii S.A. lub po stałej cenie dla określonej ilości energii

elektrycznej, jeżeli taka stała cena zostanie ustalona zgodnie z procedura określoną w umowie

PPA+.

Łączna szacowana suma przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i gwarancji pochodzenia

na podstawie umów PPA i PPA+ może wynieść około 131.414.173,53 zł netto. W razie

wcześniejszego rozwiązania umów PPA i PPA+ (na skutek okoliczności przewidzianych w

odpowiednio dla każdej z umów), stronie uprawnionej należy się opłata za rozwiązanie w wysokości

określonej, odpowiednio, w umowie PPA lub umowie PPA+.

Zawarcie przez spółki projektowe realizujące projekty morskich farm wiatrowych umów na dostawę

turbin wiatrowych i umów na wykonywanie serwisu gwarancyjnego

W dniu 15 lutego 2024 roku, spółki projektowe MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z

o.o., w których Polenergia S.A. posiada 50% udziałów, rozwijające – w ramach wspólnego

przedsięwzięcia Polenergia S.A. i Equinor Wind Power AS – projekty budowy dwóch morskich farm

wiatrowych tj. MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III, zawarły z Siemens Gamesa Renewable Energy sp.

z o.o. z siedzibą w Warszawie, spółką z grupy Siemens Energy AG, każda spółka projektowa

odrębnie, (i) umowy na dostawę turbin wiatrowych na potrzeby realizacji – odpowiednio – projektu

morskiej farmy wiatrowej MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III oraz (ii) umowy na wykonywanie serwisu

gwarancyjnego turbin wiatrowych wchodzących w skład morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i

MFW Bałtyk III.

Umowy na dostawy turbin obejmują zaprojektowanie, inżynierię, dostawę, nadzór nad instalacją i

uruchomienie kompletnego zestawu 100 morskich turbin wiatrowych (50 dla każdej z farm

wiatrowych) o maksymalnej mocy 14,4 MW każda wraz z systemem WTG SCADA (Supervisory

Control and Data Acquisition).

Łączne wynagrodzenie wykonawcy na podstawie obu umów na dostawę turbin (tj. dla farm

wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III), szacowane było na dzień zawarcia tych umów na kwotę

ok. 1,66 mld EUR. Kwota ta nie jest ostateczna i będzie aktualizowana w czasie trwania umów na

dostawę turbin, gdyż część wynagrodzenia wykonawcy oparta jest o stawki podlegające indeksacji

w zakresie cen określonych materiałów i usług, inflacji, zabezpieczenia walutowego czy kosztów

pracy. Ostateczne wynagrodzenie wykonawcy zostanie ustalone zgodnie z postanowieniami umów

na dostawę turbin na podstawie ostatecznie zrealizowanego zakresu prac i po uwzględnieniu

czynników zależnych od sytuacji rynkowej. Spółki projektowe szacują całkowitą kwotę wydatków

inwestycyjnych do poniesienia na podstawie umów na dostawę turbin, w tym w związku ze

zrealizowaniem opcji, na kwotę ok. 1,8 mld EUR.

Zawarcie umów na dostawę turbin wiąże się z koniecznością poniesienia przez spółki projektowe

istotnych nakładów inwestycyjnych przed podjęciem finalnej decyzji inwestycyjnej dla farm

wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III. Szacowana wartość nakładów inwestycyjnych do

poniesienia przed podjęciem finalnej decyzji inwestycyjnej, z uwzględnieniem indeksacji, wynosi ok.

88 mln PLN i ok. 88 mln EUR.

Obie umowy na dostawę turbin zawierają tożsame postanowienia merytoryczne, standardowe dla

tego typu kontraktów, w tym dotyczące szczegółowego określenia zakresu i harmonogramu prac,

zasad rozwiązania umów, zasad odpowiedzialności, w tym kar umownych czy też gwarancji

należytego wykonania umów na dostawę turbin. Różnice między umowami na dostawę turbin

odzwierciedlają odmienności projektowe każdej z morskich farm wiatrowych.

Umowy na dostawę turbin gwarantują spółkom projektowym prawo ich rozwiązania również bez

wskazania przyczyny, przy czym rozwiązanie umów na dostawę turbin w tym trybie wiązać się

będzie z obowiązkiem uiszczenia na rzecz wykonawcy opłat za rozwiązanie, których wartość rośnie

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

w czasie, w zależności od chwili rozwiązania umów na dostawę turbin. Uzgodnione wynagrodzenie

wykonawcy zostało skalkulowane przy założeniu tzw. instalacji back-to-back, tj. realizacji obu

kontraktów w trybie ciągłym. Jeżeli założenie to nie ziści się ze względu na nie przystąpienie przez

daną spółkę projektową do realizacji prac dla jednej z farm wiatrowych lub rozwiązanie jednej z

umów na dostawę turbin do ceny umownej zostanie doliczona kwota ok. 30 mln EUR. Zawarcie

umów na dostawę turbin pozwala na realizację morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW

Bałtyk III zgodnie z aktualnym harmonogramem.

Umowy na wykonywanie serwisu gwarancyjnego turbin obejmują konserwację i serwis gwarancyjny

turbin wiatrowych wchodzących w skład morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III

w okresie 5 lat. Łączne wynagrodzenie wykonawcy na podstawie obu umów na wykonywanie

serwisu gwarancyjnego turbin (tj. dla morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III),

szacowane było na dzień zawarcia tych umów na kwotę ok. 384 mln EUR, która to kwota obejmuje

opłatę początkową i opłaty roczne należne wykonawcy we wskazanym powyżej 5-letnim okresie.

Opłaty za usługi określone w umowach na wykonywanie serwisu gwarancyjnego turbin będą

podlegać indeksacji, której poziom zależeć będzie od wskaźnika cen producentów w branży i

danych kwartalnych publikowanych przez Eurostat. Spółki projektowe mogą przedłużyć okres

obowiązywania umów na wykonywanie serwisu gwarancyjnego turbin o kolejne 5 lat, co jednak

wiązać się będzie z zapłatą na rzecz wykonawcy wyższego wynagrodzenia rocznego. Obie umowy

na wykonywanie serwisu gwarancyjnego turbin zawierają tożsame postanowienia merytoryczne,

standardowe dla tego typu kontraktów, w tym dotyczące szczegółowego określenia zakresu i

harmonogramu prac, zasad rozwiązania umów czy też zasad odpowiedzialności. Różnice między

umowami na wykonywanie serwisu gwarancyjnego turbin odzwierciedlają odmienności projektowe

każdej z morskich farm wiatrowych. Na podstawie umów na wykonywanie serwisu gwarancyjnego

turbin wiatrowych wykonawca udzielił spółkom projektowym gwarancji wydajności.

Zgodnie z umowami na dostawę turbin Polenergia S.A. zobowiązana została do dostarczenia

zabezpieczenia płatności w postaci gwarancji korporacyjnych. Gwarancje korporacyjne wystawiane

przez Polenergia S.A. dotyczą 50% wartości istniejących zobowiązań spółek projektowych wobec

wykonawcy. Maksymalna kwota zobowiązań Polenergia S.A. z tytułu gwarancji korporacyjnych

wynosi łącznie w zaokrągleniu: (i) do 27 mln EUR i do 29,6 mln PLN za zobowiązania powstałe w

okresie od 30 września 2024 roku do dnia 30 kwietnia 2025 roku, oraz (ii) do 47,2 mln EUR i do 52

mln PLN za zobowiązania powstałe w okresie od 1 maja 2025 roku do dnia 31 lipca 2025 roku, przy

czym w każdym wypadku gwarancje korporacyjne będą wygasać w razie osiągnięcia zamknięcia

finansowego potwierdzonego przez instytucję finansującą (agenta kredytu). Gwarancje

korporacyjne zabezpieczają również zapłatę przez spółki projektowe opłat za rozwiązanie umów na

dostawę turbin.

Umowy na dostawę turbin wiatrowych oraz umowy na wykonywanie serwisu gwarancyjnego turbin

wiatrowych zostały zawarte pod prawem angielskim.

Zawarcie istotnych umów na produkcję i dostawę konstrukcji fundamentowych pod turbiny wiatrowe

typu monopal przez spółki projektowe realizujące projekty budowy morskich farm wiatrowych

W dniu 16 lutego 2024 roku, spółki projektowe MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z

o.o., w których Polenergia S.A. posiada 50% udziałów, rozwijające – w ramach wspólnego

przedsięwzięcia Polenergia S.A. i Equinor Wind Power AS – projekty budowy dwóch morskich farm

wiatrowych tj. MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III, zawarły ze spółką SIF Netherlands B.V. z siedzibą w

Roermond (Holandia) umowy na produkcję i dostawę konstrukcji fundamentowych pod turbiny

wiatrowe typu monopal. Zawarcie umów finalnych poprzedziło podpisanie w dniu 30 kwietnia 2023

r. umów rezerwacyjnych, następnie aneksowanych w dniach 29 września 2023 roku oraz 12

stycznia 2024 roku.

W ramach zawartych umów zostanie wyprodukowanych 100 monopali, po 50 dla każdej z morskich

farm wiatrowych, na których osadzone zostaną turbiny wiatrowe. Zgodnie z przyjętym

harmonogramem rozpoczęcie prac produkcyjnych planowane jest na II kwartał 2025 roku, a

ukończenie produkcji ostatnich monopali w I kwartale 2026 roku. Łączne wynagrodzenie

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

wykonawcy na podstawie obu umów (tj. dla morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk

III) zostało wstępnie określone – na dzień podpisania umów – na kwotę ok. 440 mln EUR.

Wynagrodzenie jest oparte o stawki indeksowane wskaźnikiem inflacji cen w zakresie materiałów i

usług wykorzystanych do produkcji. Może być także skorygowane w związku z ewentualnymi

zmianami projektowymi fundamentów.

Umowy zawierają tożsame postanowienia merytoryczne, standardowe dla tego typu kontraktów, w

tym dotyczące szczegółowego określenia zakresu i harmonogramu prac, zasad rozwiązania umów,

zasad odpowiedzialności, w tym kar umownych, a także udzielanych przez wykonawcę gwarancji

należytego wykonania umów oraz gwarancji na wykonane prace. Opłata za przedterminowe

rozwiązanie umów przez spółki projektowe jest wprost proporcjonalna do kosztów prac

produkcyjnych wykonawcy oraz bilansu zrealizowanych i nieopłaconych zamówień, zgodnie z

krzywą wzrostu kosztów przewidzianą w umowach. Umowy przewidują mechanizm clawback,

pomniejszający koszty rezygnacji w przypadku pozyskania przez wykonawcę zamówień na

tożsamy slot produkcyjny.

Zawarcie umów pozwala na realizację farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III zgodnie z

aktualnym harmonogramem. W związku z zawarciem umów Polenergia S.A. została zobowiązana

do wystawienia poręczeń za zobowiązania spółek projektowych, w tym w zakresie zapłaty 50%

kosztów wykonawcy poniesionych w związku z przedterminowym zakończeniem umów. Na dzień

zawarcia umów maksymalna kwota zobowiązań gwarancyjnych po stronie Polenergia S.A. dla obu

farm wiatrowych łącznie szacowana jest na ok. 170 mln EUR, przy czym w każdym przypadku datą

wygaśnięcia poręczeń Polenergia S.A. będzie osiągnięcie zamknięcia finansowego

potwierdzonego przez instytucję finansującą (agenta kredytu).

Umowy zostały zawarte pod prawem angielskim.

W grudniu 2024 roku spółki projektowe podwyższyły limity odpowiedzialności w ramach gwarancji

korporacyjnych wystawionych na rzecz spółki SIF Netherlands B.V. Złożenie podwyższonych

gwarancji korporacyjnych związane było z rozpoczęciem przez wykonawcę kolejnej fazy realizacji

umów na produkcję i dostawę konstrukcji fundamentowych pod turbiny wiatrowe typu monopol

polegającą na zamówieniu kluczowych elementów stalowych konstrukcji fundamentów.

Maksymalne przewidywane kwoty gwarantowanych przez Polenergia S.A. zobowiązań wobec

wykonawcy w okresie do zamknięcia finansowego projektów uległy zwiększeniu w ten sposób, że

w odniesieniu do projektu MFW Bałtyk II z dotychczasowych ok. 99,5 mln EUR zostały zwiększone

do ok. 111,6 mln EUR oraz w odniesieniu do projektu MFW Bałtyk III z ok. 68 mln EUR do

szacowanych ok. 108,7 mln EUR. Zamknięcie finansowe projektów planowane jest w drugim

kwartale 2025 r. Wraz z osiągnięciem zamknięcia finansowego projektów udzielone gwarancje

korporacyjne wygasają.

Zawarcie umów na dostawę modułów dla projektów farm fotowoltaicznych Szprotawa I i Szprotawa

W dniu 22 lutego 2024 roku, spółki zależne Polenergia S.A. – (i) Polenergia Farma Wiatrowa

Namysłów sp. z o. o., rozwijająca projekt farmy fotowoltaicznej Szprotawa I o łącznej mocy

zainstalowanej 47 MWp oraz (ii) Polenergia Farma Fotowoltaiczna 16 sp. z o.o., rozwijająca projekt

farmy fotowoltaicznej Szprotawa II o łącznej mocy zainstalowanej 20 MWp zawarły ze spółką Jinko

Solar (Chuzhou) Co., Ltd. umowę dotyczącą dostawy modułów fotowoltaicznych na potrzeby farmy

fotowoltaicznej Szprotawa I oraz umowę dotyczącą dostawcy modułów fotowoltaicznych na

potrzeby farmy fotowoltaicznej Szprotawa II.

Umowy obejmują sprzedaż modułów fotowoltaicznych wyprodukowanych przez dostawcę, w ilości

wymaganej dla realizacji farmy fotowoltaicznej Szprotawa I oraz farmy fotowoltaicznej Szprotawa

II. Warunki umów nie odbiegają od standardowych warunków rynkowych dla tego typu kontraktów.

Ich postanowienia dotyczą w szczególności: zobowiązań stron, wynagrodzenia i zasad rozliczeń,

odpowiedzialności, w tym jej ograniczenia, gwarancji usunięcia wad i usterek dostarczonych

modułów. Umowy nie dotyczą dostawy inwerterów. Łączna wartość umów wynosi ok. 8 mln EUR.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Zawarcie umów stanowiło osiągnięcie istotnego kamienia milowego rozwoju farmy fotowoltaicznej

Szprotawa I i farmy fotowoltaicznej Szprotawa II.

Zawarcie umowy przelewu wierzytelności i przejęcia długu z umowy o dofinansowanie przez spółkę

zależną Polenergia S.A.

W dniu 8 kwietnia 2024 roku, spółka zależna Polenergia S.A. – Polenergia Elektrociepłownia Nowa

Sarzyna sp. z o.o. wraz ze spółką zależną Polenergia S.A. – Polenergia H2HUB Nowa Sarzyna sp.

z o. o. zawarły z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej aneks do

umowy o dofinansowanie projektu pod nazwą „Budowa przez Polenergia ENS sp. z o.o.

ogólnodostępnych stacji tankowania wodoru w Rzeszowie oraz Nowej Sarzynie”.

Zgodnie z aneksem Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. i Narodowy Fundusz Ochrony

Środowiska i Gospodarki Wodnej wyraziły zgodę na wstąpienie przez Polenergia H2HUB Nowa

Sarzyna sp. z o.o. we wszelkie prawa i obowiązki Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp.

z o.o. wynikające z umowy o dofinansowanie. Wstąpienie Polenergia H2HUB Nowa Sarzyna sp. z

o.o. w prawa i obowiązki Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. ma skutek

zwalniający wobec Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o., tj. od momentu zawarcia

aneksu Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. nie jest stroną praw i obowiązków

wynikających z umowy o dofinansowanie.

Łączna kwota dofinansowania projektu w formie dotacji nie uległa zmianie i wynosi 20.000.000 zł,

co stanowi ok. 43 % kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia. Zgodnie z aneksem, stacje

tankowania wodoru wraz z infrastrukturą towarzyszącą powinny zostać oddane do użytkowania w

drugiej połowie 2025 roku, przy czym umowa o dofinansowanie przewiduje możliwość

wprowadzania zmian do harmonogramu. Zgodnie z umową o dofinansowanie oraz z aneksem,

uprawnienie Polenergia H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o. do wypłaty środków z dotacji jest

uzależnione od spełnienia warunków powszechnie stosowanych dla spółek celowych w umowach

zawieranych z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

Zawarcie przez spółki projektowe realizujące projekty budowy morskich farm wiatrowych umów

rezerwacyjnych oraz na wykonanie prac wstępnych w zakresie transportu i instalacji fundamentów

morskich turbin wiatrowych oraz morskiej stacji transformatorowej

W dniu 17 kwietnia 2024 roku, spółki projektowe MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z

o.o., w których Polenergia S.A. posiada 50% udziałów, rozwijające – w ramach wspólnego

przedsięwzięcia Polenergia S.A. i Equinor Wind Power AS – projekty budowy dwóch morskich farm

wiatrowych tj. MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III, podpisały z Heerema Marine Contractors Nederland

SE (każda spółka projektowa odrębnie) umowy rezerwacyjne oraz na wykonanie prac wstępnych

dla umowy na transport i instalację fundamentów morskich turbin wiatrowych oraz morskiej stacji

transformatorowej.

Przedmiotem umów rezerwacyjnych było zobowiązanie stron do kontynuowania w dobrej wierze

negocjacji ostatecznych umów na transport i instalację fundamentów morskich turbin wiatrowych

oraz morskiej stacji transformatorowej, w zamian za rezerwację przez dostawcę dostępności

statków instalacyjnych na potrzeby realizacji morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk

III zgodnie z zakładanym harmonogramem. Umowy rezerwacyjne dotyczyły również wykonania

prac wstępnych, które następnie objęte zostały umowami finalnymi. Umowy rezerwacyjne mogły

zostać rozwiązane przez spółki projektowe bez przyczyny, co spowodowałoby obowiązek zapłaty

na rzecz dostawcy wynagrodzenia za wykonane prace wstępne, opłaty za rezygnację oraz opłat za

rezygnację i opłat rezerwacyjnych na rzecz poddostawców.

Opłaty za rezygnację mogły wynieść do ok. 29,2 mln euro na oba projekty. Analogicznymi opłatami

spółki projektowe mogły zostać obciążone, w razie gdy nie doszłoby do podpisania umów finalnych

do dnia 1 lipca 2024 roku, z zastrzeżeniem możliwości przedłużenia tego terminu przez strony. W

związku z zawarciem przez spółki projektowe z Heerema Marine Contractors Nederland SE w dniu

2 lipca 2024 roku umów finalnych na transport i instalację fundamentów turbin i morskich stacji

transformatorowych, umowy rezerwacyjne wygasły.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Zawarcie przez spółki projektowe realizujące projekty morskich farm wiatrowych umów

rezerwacyjnych statków instalacyjnych oraz na wykonanie prac wstępnych w zakresie

przygotowania do instalacji morskich turbin wiatrowych

W dniu 12 maja 2024 roku, spółki projektowe MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z

o.o., w których Polenergia S.A. posiada 50% udziałów, rozwijające – w ramach wspólnego

przedsięwzięcia Polenergia S.A. i Equinor Wind Power AS – projekty budowy dwóch morskich farm

wiatrowych tj. MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III, podpisały z CADELER A/S z siedzibą w Kopenhadze

(Dania) (każda spółka projektowa odrębnie) umowy rezerwacyjne statków instalacyjnych oraz na

wykonanie prac wstępnych w zakresie przygotowania do instalacji morskich turbin wiatrowych w

projektach budowy dwóch morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III.

Przedmiotem umów rezerwacyjnych było zobowiązanie stron do kontynuowania w dobrej wierze

negocjacji ostatecznych umów na instalację morskich turbin wiatrowych dla projektów budowy

dwóch morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III, w zamian za rezerwację przez

dostawcę dostępności statków instalacyjnych na potrzeby realizacji prac instalacyjnych turbin

wiatrowych zgodnie z zakładanym harmonogramem. Umowy rezerwacyjne dotyczyły również

wykonania wstępnych prac przygotowawczych, które następnie objęte zostały umowami finalnymi.

Umowy rezerwacyjne mogły zostać rozwiązane przez spółki projektowe bez przyczyny, co

spowodowałoby obowiązek zapłaty na rzecz dostawcy opłaty za rezygnację w wysokości po 5 mln

euro przez każdą ze spółek projektowych. Analogicznymi opłatami spółki projektowe mogły zostać

obciążone, w razie gdy, z przyczyn zależnych od spółek projektowych, nie doszłoby do podpisania

umów finalnych do dnia 1 września 2024 roku, z zastrzeżeniem możliwości przedłużenia tego

terminu przez strony. W związku z zawarciem przez spółki projektowe ze spółką CADELER A/S z

siedzibą w Kopenhadze (Dania) w dniu 30 września 2024 r. umów finalnych czarteru statków

instalacyjnych morskich turbin wiatrowych, umowy rezerwacyjne wygasły.

Zawarcie przez spółki projektowe realizujące projekty budowy morskich farm wiatrowych umów

rezerwacyjnych oraz na wykonanie prac wstępnych w zakresie zaprojektowania i budowy w formule

„pod klucz” morskich stacji transformatorowych

W dniu 14 maja 2024 roku, spółki projektowe MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z

o.o., w których Polenergia S.A. posiada 50% udziałów, rozwijające – w ramach wspólnego

przedsięwzięcia Polenergia S.A. i Equinor Wind Power AS – projekty budowy dwóch morskich farm

wiatrowych tj. MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III, podpisały z Iemants NV z siedzibą w Arendonk

(Belgia) (każda spółka projektowa odrębnie) umowy rezerwacyjne oraz na wykonanie prac

wstępnych w zakresie zaprojektowania i budowy morskich stacji transformatorowych, po jednej

stacji dla każdego z projektów.

Przedmiotem umów rezerwacyjnych była rezerwacja zasobów wykonawcy i kluczowych

podwykonawców w zakładanym harmonogramie oraz zobowiązanie stron do kontynuowania w

dobrej wierze negocjacji ostatecznych umów EPC, tj. na zaprojektowanie i budowę w formule „pod

klucz” morskich stacji transformatorowych (umów finalnych). Umowy rezerwacyjne przewidywały

także rozpoczęcie przez wykonawcę niezbędnych prac wstępnych i zamówień materiałów z długim

terminem dostaw, umożliwiających terminową realizację projektów budowy dwóch morskich farm

wiatrowych.

Umowy rezerwacyjne mogły zostać rozwiązane przez spółki projektowe bez przyczyny za zapłatą

wynagrodzenia za wykonane prace wstępne oraz opłat za rezygnację na rzecz podwykonawców.

Opłaty za rezygnację mogły wynieść do ok. 65,5 mln euro łącznie na oba projekty budowy morskich

farm wiatrowych. Analogiczne koszty spółki projektowe mogły ponieść w przypadku, gdy z winy

spółek projektowych, do dnia 1 sierpnia 2024 roku nie doszłoby do podpisania umów finalnych, z

zastrzeżeniem możliwości przedłużenia tego terminu przez strony. W związku z zawarciem przez

spółki projektowe z Iemants NV umów finalnych w dniu 30 sierpnia 2024 roku, umowy rezerwacyjne

wygasły.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

Zawarcie przez spółki projektowe realizujące projekty budowy morskich farm wiatrowych umów

rezerwacyjnych oraz na wykonanie prac wstępnych w zakresie produkcji elementów przejściowych

morskich turbin wiatrowych

W dniu 28 czerwca 2024 roku, spółki projektowe MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z

o.o., w których Polenergia S.A. posiada 50% udziałów, rozwijające – w ramach wspólnego

przedsięwzięcia Polenergia S.A. i Equinor Wind Power AS – projekty budowy dwóch morskich farm

wiatrowych tj. MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III, podpisały z konsorcjum spółek Smulders Projects

Belgium NV i Sif Netherlands B.V., każda spółka projektowych odrębnie, umowy rezerwacyjne oraz

na wykonanie prac wstępnych w zakresie produkcji elementów przejściowych morskich turbin

wiatrowych.

Celem umów rezerwacyjnych było umożliwienie dostawcom rozpoczęcia prac, zabezpieczenia

głównych zasobów dostawców, w tym dostępności portu instalacyjnego i dostępności wybranych

podwykonawców, a także zobowiązanie stron do negocjowania w dobrej wierze warunków

ostatecznych umów na produkcję elementów przejściowych dla morskich turbin wiatrowych

zastosowanych w projektach budowy morskich farm wiatrowych (umów finalnych).

Umowy rezerwacyjne mogły zostać rozwiązane przez spółki projektowe bez przyczyny, co

spowodowałoby obowiązek zapłaty na rzecz dostawców wynagrodzenia za wykonane prace

wstępne, opłaty za rezygnację oraz opłat na rzecz podwykonawców. Opłaty za rezygnację mogły

wynieść ok. 44 mln euro na oba projekty. W celu zabezpieczenia opłat za rezygnację, Polenergia

S.A., stosowanie do posiadanego udziału w projektach, zobowiązana była do wystawienia

dostawcom gwarancji płatności spółki dominującej (Parent Company Guarantee) do kwoty 22 mln

EUR łącznie dla obu projektów. W związku z zawarciem przez spółki projektowe z konsorcjum

spółek Smulders Project Belgium NV i Sif Netherlands B.V. w dniu 30 sierpnia 2024 roku umów

finalnych na produkcję elementów przejściowych morskich turbin wiatrowych, umowy rezerwacyjne

wygasły.

Zawarcie przez spółki projektowe realizujące projekty budowy morskich farm wiatrowych umów na

transport i instalację fundamentów morskich turbin wiatrowych oraz morskich stacji

transformatorowych

W dniu 2 lipca 2024 roku, spółki projektowe MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o.,

w których Polenergia S.A. posiada 50% udziałów, rozwijające – w ramach wspólnego

przedsięwzięcia Polenergia S.A. i Equinor Wind Power AS – projekty budowy dwóch morskich farm

wiatrowych tj. MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III, podpisały z Heerema Marine Contractors Nederland

SE (każda spółka projektowa odrębnie) umowy na transport i instalację fundamentów turbin i

morskich stacji transformatorowych, po jednej dla każdego z projektów budowy morskich farm

wiatrowych (umowy finalne).

Zawarcie umów finalnych poprzedziło podpisanie umów rezerwacyjnych w dniu 17 kwietnia 2024

roku przez spółki projektowe z wykonawcą. Przedmiotem umów finalnych jest transport i instalacja

fundamentów turbin wiatrowych typu monopal, elementów przejściowych oraz morskich stacji

transformatorowych z wykorzystaniem specjalistycznych statków instalacyjnych.

Łączne wynagrodzenie wykonawcy na podstawie obu umów (tj. dla obu projektów budowy morskich

farm wiatrowych) zostało wstępnie oszacowane – na dzień podpisania umów finalnych – na kwotę

ok. 390 mln EUR, przy czym szacunki zostaną uaktualnione na ok. 15 miesięcy przed

przystąpieniem prac instalacyjnych. Ostateczne indeksowane wynagrodzenie będzie uzależnione

m.in. od finalnego czasu pracy statków, cen paliw oraz kosztów zakontraktowanych

podwykonawców. Treść umów finalnych jest jednolita w zakresie głównych postanowień z

zachowaniem rozbieżności projektowych. Umowy finalne zawierają standardowe postanowienia dla

kontraktów instalacyjnych dotyczących prac na morzu.

Wykonawca udzieli spółkom projektowym gwarancji należytego wykonania umów finalnych oraz

dostarczy gwarancję korporacyjną. W związku z zawarciem umów finalnych Polenergia S.A. została

zobowiązana do udzielenia na rzecz wykonawcy gwarancji płatności (Parent Company Guarantee)

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

za zobowiązania powstałe w okresie do osiągniecia przez spółki projektowe zamknięcia

finansowego. Łączna przewidywana maksymalna wartość udzielonych przez Polenergia S.A.

gwarancji płatności wynosi dla obu projektów budowy morskich farm wiatrowych łącznie ok. 42 mln

EUR za płatności w walucie EUR oraz ok 90 mln USD za płatności w walucie USD.

Zawarcie umowy kredytów dla projektu PV Szprotawa 1

W dniu 2 lipca 2024 roku, spółka zależna Polenergia S.A. – Polenergia Farma Wiatrowa Namysłów

sp. z o.o., rozwijająca projekt farmy fotowoltaicznej Szprotawa 1 o łącznej mocy 47 MWp, jako

kredytobiorca, oraz mBank S.A. i Pekao S.A., jako kredytodawcy, zawarły umowę kredytów.

Na podstawie umowy kredytów, kredytodawcy udzieli kredytobiorcy: (i) kredytu terminowego do

łącznej kwoty 90.000.000,00 złotych, przeznaczonego na finansowanie budowy farmy

fotowoltaicznej Szprotawa 1, z możliwością zwiększenia zaangażowania kredytodawców (po

spełnieniu dodatkowych warunków określonych w umowie kredytów); (ii) kredytu VAT do

maksymalnej łącznej kwoty 20.000.000,00 złotych; oraz (iii) kredytu DSR do maksymalnej łącznej

kwoty 6.500.000,00 złotych.

W związku z umową kredytów kredytobiorca oraz Polenergia S.A. zostali zobowiązani do zawarcia

standardowego pakietu zabezpieczeń stosowanych w transakcjach typu project finance.

Kredytobiorca m.in. złożył oświadczenie o poddaniu się egzekucji oraz ustanowił zastaw rejestrowy

na zbiorze rzeczy ruchomych i praw, natomiast Polenergia S.A. ustanowiła zastaw rejestrowy oraz

finansowy na udziałach w kredytobiorcy oraz złożyła oświadczenia o poddaniu się egzekucji.

Umowa kredytów przewiduje spłatę kredytu terminowego oraz kredytu DSR nie później niż w

terminie 15 lat od daty zakończenia projektu lub do dnia 16 czerwca 2040 roku (wcześniejsza z

dat), a kredytu VAT w terminie sześciu miesięcy od daty ostatecznego rozliczenia budowy, ale nie

później niż do dnia 30 kwietnia 2026 roku. Oprocentowanie kredytów ustalone jest w oparciu o

stopę referencyjną WIBOR, powiększoną o marżę kredytodawców. Warunki umowy kredytów, w

tym dotyczące zabezpieczeń, kar umownych, uruchomienia finansowania oraz wypowiedzenia

umowy kredytów, odpowiadają postanowieniom stosowanym w tego typu transakcjach.

Zawarcie przez spółki projektowe realizujące projekty budowy morskich farm wiatrowych umów na

dostawę kluczowych komponentów farm wiatrowych oraz kluczowych umów fazy budowy

W dniu 30 sierpnia 2024 roku, spółki projektowe MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z

o.o., w których Polenergia S.A. posiada 50% udziałów, rozwijające – w ramach wspólnego

przedsięwzięcia Polenergia S.A. i Equinor Wind Power AS – projekty budowy dwóch morskich farm

wiatrowych tj. MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III, zawarły (każda spółka projektowa odrębnie): (i)

umowy na produkcję elementów przejściowych morskich turbin wiatrowych z konsorcjum spółek

Smulders Project Belgium NV i Sif Netherlands B.V.; zawarcie umów na elementy przejściowe

poprzedziło podpisanie w dniu 28 czerwca 2024 roku umów rezerwacyjnych przez spółki projektowe

z wykonawcą; (ii) umowy na prace instalacyjne kabli eksportowych na lądzie ze spółką Enprom sp.

z o.o. z siedzibą w Warszawie; oraz (iii) umowy na zaprojektowanie i budowę w formule „pod klucz”

morskich stacji transformatorowych ze spółką Iemants NV z siedzibą w Arendonk, Belgia. Zawarcie

umów na zaprojektowanie i budowę w formule „pod klucz” morskich stacji transformatorowych

poprzedziło podpisanie w dniu 14 maja 2024 roku umów rezerwacyjnych przez spółki projektowe z

wykonawcą.

W ramach umów na produkcję elementów przejściowych zostanie wyprodukowanych 100

elementów przejściowych łączących fundament (monopal) z wieżą turbiny wiatrowej wraz z

wyposażeniem, po 50 dla każdego z projektów budowy morskich farm wiatrowych, przy czym

transport i instalację elementów przejściowych zapewni Heerema Marine Contractors Nederland

SE, na mocy odrębnego kontraktu. Zgodnie z przyjętym harmonogramem rozpoczęcie produkcji

planowane jest w I połowie 2025 roku, a ukończenie w połowie 2026 roku.

Wynagrodzenie wykonawcy jest oparte o stawki indeksowane wskaźnikiem inflacji cen w zakresie

materiałów i usług (np. stali) wykorzystanych do produkcji. W chwili zawarcia umów na produkcję

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

elementów przejściowych oszacowano je na kwotę ok. 328 mln EUR. Kwota ta będzie

zaktualizowana po sfinalizowaniu projektowania, a przed zamówieniem stali. Wynagrodzenie może

także ulec zwiększeniu w przypadku uruchomienia przez spółki projektowe opcjonalnego zakresu

prac.

Umowy gwarantują spółkom projektowym prawo do ich rozwiązania w każdym czasie z

zastrzeżeniem obowiązku uiszczenia na rzecz wykonawcy opłat za rozwiązanie umowy (od 15%

do 25% niezapłaconego wynagrodzenia przewidzianego umową). Umowy na produkcję elementów

przejściowych przewidują mechanizm claw back, pomniejszający koszty ewentualnej rezygnacji

spółek projektowych z realizacji projektów budowy morskich farm wiatrowych w przypadku

pozyskania przez wykonawcę zamówień na porównywalny projekt (zwrot kosztów do 75% wartości

opłaty za rozwiązanie).

Umowy na instalację kabli obejmują swoim zakresem budowę korytarza kablowego oraz montaż

lądowych kabli eksportowych dla obu projektów budowy morskich farm wiatrowych. Zgodnie z

przyjętym harmonogramem rozpoczęcie prac planowane było w ostatnim kwartale 2024 roku, a

ukończenie prac budowlanych planowane jest w lipcu 2026 roku. Harmonogram prac będzie

dostosowany do harmonogramu prac przewidzianego w umowach na instalację kabli.

Łączne wynagrodzenie wykonawcy na podstawie obu umów na instalację kabli (tj. dla obu projektów

budowy morskich farm wiatrowych) zostało wstępnie określone – na dzień podpisania umów na

instalację kabli – na kwotę ok. 172,6 mln PLN. Kwota ta nie jest ostateczna i może być zwiększana

w czasie trwania umów na instalację kabli poprzez dodatkowe prace, uruchamiane na żądanie

spółek projektowych. Wynagrodzenie nie podlega indeksacji. Umowy gwarantują spółkom

projektowym prawo do ich rozwiązania również bez wskazania przyczyny, w takim przypadku

wykonawca ma prawo do odszkodowania za prace wykonane przed rozwiązaniem umowy na

instalację kabli, jeżeli zostały zakończone w sposób satysfakcjonujący daną spółkę projektową.

Zakres prac umów na zaprojektowanie i budowę w formule „pod klucz” morskich stacji

transformatorowych obejmuje zaprojektowanie, zakup materiałów oraz budowę w formule „pod

klucz” (EPC) dwóch morskich stacji transformatorowych, po jednej dla każdego z projektów budowy

morskich farm wiatrowych, przy czym transport i instalację stacji transformatorowych zapewni

Heerema Marine Contractors Nederland SE, na mocy odrębnego kontraktu. Zgodnie z przyjętym

harmonogramem pierwsze prace projektowe rozpoczęły się w lutym 2024 roku na podstawie

zawartych umów rezerwacyjnych, natomiast ukończenie prac planowane jest w październiku 2026

roku dla MFW Bałtyk II oraz kwietniu 2027 dla MFW Bałtyk III.

Łączne wynagrodzenie wykonawcy na podstawie obu umów na zaprojektowanie i budowę w

formule „pod klucz” morskich stacji transformatorowych (tj. dla obu projektów budowy morskich farm

wiatrowych) zostało wstępnie określone – na dzień podpisania umów – na kwotę ok. 350 mln EUR.

Wynagrodzenie jest oparte o stawki indeksowane wskaźnikiem inflacji cen w zakresie materiałów

wykorzystanych do produkcji konstrukcji podwodnych i modułów nawodnych stacji

transformatorowej. Opłata za ewentualne przedterminowe rozwiązanie umów na zaprojektowanie i

budowę w formule „pod klucz” morskich stacji transformatorowych przez spółki projektowe jest

wprost proporcjonalna do kosztów prac produkcyjnych wykonawcy oraz bilansu zrealizowanych

zamówień, zgodnie z krzywą wzrostu kosztów przewidzianą w umowach na zaprojektowanie i

budowę w formule „pod klucz” morskich stacji transformatorowych.

Umowy na produkcję elementów przejściowych morskich turbin wiatrowych oraz umowy na

zaprojektowanie i budowę w formule „pod klucz” morskich stacji transformatorowych były

uwarunkowane od dostarczenia poręczeń (Parent Company Guarantee), przez strony obowiązane

do ich wystawienia. Polenergia S.A. została zobowiązana do dostarczenia poręczeń za

zobowiązania powstałe w okresie do potwierdzenia przez instytucje finansowe udzielenia

finansowania dla projektów budowy morskich farm wiatrowych (osiągniecie przez spółki projektowe

zamknięcia finansowego). Warunek ziścił się i tym samym umowy na produkcję elementów

przejściowych oraz umowy na zaprojektowanie i budowę w formule „pod klucz” morskich stacji

transformatorowych weszły w życie. Na dzień 30 sierpnia 2024 roku maksymalna kwota

zobowiązań gwarancyjnych po stronie Polenergia S.A. dla obu projektów budowy morskich farm

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

wiatrowych łącznie szacowana jest: (i) w przypadku umów na produkcję elementów przejściowych

morskich turbin wiatrowych na ok. 100 mln EUR, oraz (ii) w przypadku umów na zaprojektowanie i

budowę w formule „pod klucz” morskich stacji transformatorowych na ok. 51 mln EUR.

Zawarte w dniu 30 sierpnia 2024 roku umowy zawierają podobne postanowienia merytoryczne,

standardowe dla tego typu kontraktów, w tym dotyczące szczegółowego określenia zakresu i

harmonogramu prac, zasad rozwiązywania umów, zasad odpowiedzialności, w tym kar umownych,

a także udzielanych przez wykonawcę gwarancji należytego wykonania umów oraz gwarancji na

wykonane prace. Różnice między umowami odzwierciedlają specyfikę realizacji kontraktów (prace

morskie/prace lądowe). Treść umów dla obu spółek projektowych jest tożsama z uwzględnieniem

odmienności projektowych każdego z projektów budowy morskich farm wiatrowych. Umowy zostały

zawarte pod prawem angielskim. Zawarcie umów wiąże się z koniecznością poniesienia przez

spółki projektowe istotnych nakładów inwestycyjnych (capex) przed podjęciem finalnej decyzji

inwestycyjnej (FID) dla projektów budowy morskich farm wiatrowych oraz przed potwierdzeniem

przez instytucje finansowe udzielenia finansowania dla obu projektów (osiągniecie przez spółki

projektowe zamknięcia finansowego), którego pozyskanie jest w toku. Zawarcie umów pozwala na

realizację obu projektów budowy morskich farm wiatrowych zgodnie z aktualnym harmonogramem

oraz z zachowaniem interfejsów z pozostałymi wykonawcami prac w obu projektach.

Zawarcie przez spółki projektowe realizujące projekty budowy morskich farm wiatrowych umów na

projektowanie, zakup materiałów, wykonanie i dostawę kabli na lądzie oraz na wykonanie

wyprowadzenia kabli eksportowych na ląd

W dniu 11 września 2024 roku, spółki projektowe MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp.

z o.o., w których Polenergia S.A. posiada 50% udziałów, rozwijające – w ramach wspólnego

przedsięwzięcia Polenergia S.A. i Equinor Wind Power AS – projekty budowy dwóch morskich farm

wiatrowych tj. MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III, zawarły (każda spółka projektowa odrębnie): (i)

umowy na projektowanie, zakup materiałów, wykonanie oraz dostawę kabli na lądzie ze spółką

Tele-Fonika Kable S.A. z siedzibą w Myślenicach, oraz (ii) umowy na wykonanie wyprowadzenia

kabli eksportowych na ląd ze spółką Visser & Smit Hanab B.V. z siedzibą w Papendrecht (Holandia).

Zakres umów na projektowanie, zakup materiałów, wykonanie oraz dostawę kabli na lądzie

obejmuje zaprojektowanie, zakup materiałów, wykonanie oraz dostawę lądowych kabli

eksportowych, lądowych kabli połączeniowych i lądowych kabli światłowodowych, w tym wszystkie

prace związane z łączeniem, uziemieniem i zakończeniem linii kablowej dla obu projektów budowy

morskich farm wiatrowych. Zgodnie z przyjętym harmonogramem ukończenie prac planowane jest

na pierwszy kwartał 2027 roku – w przypadku MFW Bałtyk II i na drugi kwartał 2027 roku – w

przypadku MFW Bałtyk III.

Łączne wynagrodzenie wykonawcy na podstawie obu umów na projektowanie, zakup materiałów,

wykonanie oraz dostawę kabli na lądzie (tj. dla obu projektów budowy morskich farm wiatrowych)

zostało wstępnie określone – na dzień podpisania ww. umów – na kwotę ok. 139,5 mln PLN.

Wysokość wynagrodzenia wykonawcy może ulec zmianie – w szczególności na skutek

zastosowania aktualnych cen materiałów wykorzystanych do realizacji umów na projektowanie,

zakup materiałów, wykonanie oraz dostawę kabli na lądzie takich jak miedź i aluminium. Umowy na

projektowanie, zakup materiałów, wykonanie oraz dostawę kabli na lądzie gwarantują spółkom

projektowym prawo do ich rozwiązania również bez wskazania przyczyny, przy czym rozwiązanie

umów w tym trybie wiązać się będzie z obowiązkiem uiszczenia na rzecz wykonawcy opłaty równej

3% pozostałego wynagrodzenia oraz udokumentowanych kosztów i wynagrodzeń podwykonawców

związanych z rezygnacją. W związku z zawarciem umów na projektowanie, zakup materiałów,

wykonanie oraz dostawę kabli na lądzie Polenergia S.A. została zobowiązana do wystawienia

poręczeń za zobowiązania spółek projektowych wobec wykonawcy powstałe w okresie do

osiągniecia przez spółki projektowe zamknięcia finansowego. Na dzień 11 września 2024 roku

maksymalna kwota zobowiązań netto gwarantowanych przez Polenergia S.A. dla obu projektów

budowy morskich farm wiatrowych na podstawie umów na projektowanie, zakup materiałów,

wykonanie oraz dostawę kabli na lądzie łącznie szacowana jest na ok. 36 mln PLN.

Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.

Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia

W ramach umów na wykonanie wyprowadzenia kabli eksportowych na ląd wykonawca zobowiązał

się do wykonania czterech horyzontalnych przewiertów kierunkowych (HDD) oraz montażu

czterech kanałów kablowych w rejonie zejścia na ląd. Wykonane przewierty umożliwią wciągnięcie

kabli eksportowych z części morskiej na ląd. Zgodnie z przyjętym harmonogramem rozpoczęcie

prac miało nastąpić w ostatnim kwartale 2024 roku, a ukończenie do końca 2026 roku.

Łączne wynagrodzenie wykonawcy na podstawie obu umów na wykonanie wyprowadzenia kabli

eksportowych na ląd (tj. dla obu projektów budowy morskich farm wiatrowych) zostało wstępnie

określone – na dzień podpisania ww. umów – na kwotę ok. 31 mln EUR. Ostateczne wynagrodzenie

będzie uzależnione m.in. od warunków pogodowych i wystąpienia ewentualnych przestojów w

przypadku, gdy warunki te będą niekorzystne.

Umowy na wykonanie wyprowadzenia kabli eksportowych na ląd gwarantują spółkom projektowym

prawo do ich rozwiązania również bez wskazania przyczyny, przy czym rozwiązanie umów na

wykonanie wyprowadzenia kabli eksportowych na ląd w tym trybie wiązać się będzie z obowiązkiem

uiszczenia na rzecz wykonawcy kwoty w wysokości 1% pozostałego wynagrodzenia. Wykonawca

ma prawo do wynagrodzenia za prace wykonane przed rozwiązaniem umowy wykonanie

wyprowadzenia kabli eksportowych na ląd, jeżeli zostały zakończone w sposób satysfakcjonujący

spółki projektowe.

Zawarte w dniu 11 września 2024 roku umowy zawierają podobne postanowienia merytoryczne,