Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI GRUPY KAPITAŁOWEJ POLENERGIA
ZA ROK ZAKOŃCZONY DNIA 31 GRUDNIA 2025 ROKU
Warszawa, 11 marca 2026 roku
Adam Mariusz Purwin – Prezes Zarządu
Andrzej Filip Wojciechowski – Pierwszy
Wiceprezes Zarządu
Piotr Tomasz Sujecki – Drugi Wiceprezes
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 2025 roku ......................... 4
2. Szczegółowy komentarz do wyników finansowych za okres 12 miesięcy zakończony 31 grudnia 2025 roku oraz
pozostałe istotne informacje dotyczące sytuacji Grupy ............................................................................................... 5
3. Otoczenie prawne .......................................................................................................................................................... 28
4. Struktura organizacyjna Grupy ..................................................................................................................................... 28
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.................... 28
6. Zwięzły opis istotnych dokonań lub niepowodzeń Emitenta w okresie, którego dotyczy raport, wraz z wykazem
najważniejszych zdarzeń ich dotyczących ................................................................................................................... 30
7. Opis czynników i zdarzeń, w szczególności o nietypowym charakterze, mających znaczący wpływ na osiągnięte
wyniki finansowe ........................................................................................................................................................... 30
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 ...... 30
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 .................................................................................................................. 31
10. Informacje ogólne .......................................................................................................................................................... 32
11. Opis organizacji grupy kapitałowej Emitenta ze wskazaniem jednostek podlegających konsolidacji oraz zmian w
organizacji grupy kapitałowej Emitenta wraz z podaniem ich przyczyn .................................................................... 32
12. Charakterystyka struktury aktywów i pasywów skonsolidowanego bilansu, w tym z punktu widzenia płynności
grupy kapitałowej Emitenta ........................................................................................................................................... 33
13. Opis istotnych czynników ryzyka i zagrożeń, z określeniem, w jakim stopniu Emitent jest na nie narażony ......... 33
14. Oświadczenie o stosowaniu ładu korporacyjnego ...................................................................................................... 53
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: ............................................................ 53
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 .............. 63
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 ............................................................................................................................................................... 64
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 ................................................................................................................................................................ 64
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 .............................................................................................................. 64
23. Informacje o udzielonych i otrzymanych w danym roku obrotowym poręczeniach i gwarancjach, ze szczególnym
uwzględnieniem poręczeń i gwarancji udzielonych jednostkom powiązanym Emitenta .......................................... 64
24. W przypadku emisji papierów wartościowych w okresie objętym raportem - opis wykorzystania przez Emitenta
wpływów z emisji do chwili sporządzenia sprawozdania z działalności .................................................................... 69
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
3
25. Objaśnienie różnic pomiędzy wynikami finansowymi wykazanymi w raporcie rocznym a wcześniej publikowanymi
prognozami wyników na dany rok ................................................................................................................................ 69
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 ........................................................ 70
27. Ocena możliwości realizacji zamierzeń inwestycyjnych, w tym inwestycji kapitałowych, w porównaniu do
wielkości posiadanych środków, z uwzględnieniem możliwych zmian w strukturze finansowania tej działalności70
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 ..................................................................................................................... 71
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 ............................................................................................................................ 71
30. Zmiany w podstawowych zasadach zarządzania przedsiębiorstwem Emitenta i jego grupą kapitałową ................ 72
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 ....................................................................... 72
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 .................................................................................................................................................................... 73
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 .......................................................... 74
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) ............................................................................................................................................... 74
35. Informacja o wyodrębnionej części Sprawozdania Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
stanowiącej wyodrębnioną część sprawozdania oraz o atestacji sprawozdawczości zrównoważonego rozwoju . 74
36. 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 ................................................................................................................................................................ 75
37. Informacje o zawartych umowach znaczących dla działalności Emitenta, w tym znanych Emitentowi umowach
zawartych pomiędzy akcjonariuszami (wspólnikami), umowach ubezpieczenia, współpracy lub kooperacji
zawartych po okresie bilansowym................................................................................................................................ 75
38. Informacje o systemie kontroli programów akcji pracowniczych .............................................................................. 76
39. Informacje dodatkowe: .................................................................................................................................................. 76
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
4
1. Skonsolidowany rachunek zysków i strat za okres 12 miesięcy zakończony 31 grudnia
2025 roku
W okresie 12 miesięcy zakończonych 31 grudnia 2025 roku Grupa Kapitałowa Polenergia („Grupa”)
osiągnęła wyniki na poziomie EBITDA oraz skorygowanego zysku netto wynoszące odpowiednio 509,9
mln zł oraz 47,3 mln zł, co stanowi spadek w stosunku do wyniku z analogicznego okresu roku ubiegłego
o odpowiednio 132,2 mln zł i 260,1 mln zł.
Przychody Grupy ze sprzedaży za cztery kwartały 2025 roku były niższe o 94,8 mln zł, na co składają
się niższe przychody w segmencie lądowych farm wiatrowych (o 202,8 mln zł) oraz gazu i czystych
paliw (o 32,2 mln zł), skompensowane częściowo przez wyższe przychody w segmencie obrotu
i sprzedaży (o 110,9 mln zł) oraz farm fotowoltaicznych (o 18,5 mln zł).
Wynik EBITDA w omawianym okresie wyniósł 509,9 mln zł i był niższy o 132,2 mln zł w stosunku do
wyniku w analogicznym okresie roku poprzedniego głównie ze względu na niższy wynik w segmencie
lądowych farm wiatrowych (o 165,6 mln zł), co jest przede wszystkim konsekwencją niższych cen energii
elektrycznej uzyskanych z farm i zielonych certyfikatów oraz słabsze warunki wietrzności. Powyższy
efekt został częściowo skompensowany przez wyższe wyniki w segmencie obrotu i sprzedaży (o 21,3
mln zł).
Wyższy wynik EBITDA w porównaniu do wyniku z roku ubiegłego odnotowano w segmentach
dystrybucji (o 7,4 mln zł), farm fotowoltaicznych (o 15,2 mln zł), co wynika głównie z uruchomienia
w drugim kwartale 2025 farm fotowoltaicznych Szprotawa I i Szprotawa II roku oraz wyższych średnich
Wyniki Grupy Polenergia (mln PLN) 12M 2025 12M 2024 Zmiana r/r
4 kwartał
2025
4 kwartał
2024
Zmiana r/r
Przychody ze sprzedaży, w tym: 4 225.8 4 320.5 ( 94.8) -2% 993.8 1,304.2 (310.5) -24%
Koszt własny sprzedaży, w tym: (3 632.1) (3 512.1) ( 119.9) 3% (839.2) (1,125.1) 285.9 -25%
segment obrotu i sprzedaży (3 068.0) (2 909.7) ( 158.3) (680.4) (946.2) 265.7
pozostałe ( 564.1) ( 602.4) 38.3 (158.8) (179.0) 20.2
Zysk brutto ze sprzedaży 593.7 808.4 ( 214.7) -27% 154.5 179.1 (24.5) -14%
Koszty sprzedaży i ogólnego zarządu ( 293.1) ( 317.6) 24.5 (89.2) (111.0) 21.8
Pozostałe przychody/koszty operacyjne ( 135.4) ( 24.3) ( 111.1) (66.1) (16.3) (49.8)
Rozliczenie ceny aukcyjnej 0.1 1.3 ( 1.2) (2.1) 1.6 (3.7)
A Zysk operacyjny (EBIT) 165.2 467.8 ( 302.6) -65% (2.9) 53.3 (56.1) -105%
Amortyzacja 183.5 174.3 9.1 47.2 44.0 3.2
Odpisy aktualizujace 176.4 _ 176.4 78.7 - 78.7
Efekt sprzedaży Polenergia Kogeneracja Sp. z o.o. ( 9.2) ( 9.2)
Koszt związany ze sprzedażą aktywów*** ( 6.0) _ ( 6.0) ( 6.0) - (6.0)
EBITDA 509.9 642.1 ( 132.2) -21% 107.9 97.3 10.6 11%
Efekt sprzedaży Polenergia Kogeneracja Sp. z o.o. 9.2 _ 9.2 -
Skorygowana EBITDA 519.1 642.1 ( 123.0) 117.0 97.3 19.8
B Przychody finansowe 75.5 54.4 21.1 29.3 17.5 11.7
C Koszty finansowe ( 299.8) ( 126.1) ( 173.7) (98.4) (45.1) (53.3)
A+B+C
Zysk (strata) brutto ( 59.1) 396.0 ( 455.1) -115% ( 66.6) 25.7 ( 92.3) -359%
Podatek dochodowy ( 65.4) ( 94.8) 29.4 -31% (6.9) (18.6) 11.7 -63%
Zysk netto ( 124.6) 301.2 ( 425.7) -141% (73.4) 7.1 (80.6) -1127%
Korekty normalizujące:
Alokacja Ceny Nabycia (PPA) 0.4 0.2 0.2 0.3 0.1 0.2
Różnice kursowe 4.9 3.0 1.9 4.7 2.5 2.1
Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu 3.6 3.0 0.6 1.2 0.8 0.3
Odpisy aktualizujące** 176.4 _ 176.4 78.7 - 78.7
Efekt sprzedaży Polenergia Kogeneracja Sp. z o.o. ( 7.4) _ ( 7.4) (7.4) - (54.7)
(Zysk) Strata na aktywach wycenianych metodą praw
własności
( 6.0) _ ( 6.0) (11.4) - (11.4)
Skorygowany Zysk (Strata) Netto* 47.3 307.4 ( 260.1) -85% (7.4) 10.5 (17.9) -170%
_ _
_ _
EBITDA 509.9 642.1 ( 132.2) -21% - 107.9 97.3 10.6 11%
_ _
Marża EBITDA 12.1% 14.9% -2.8% 10.9% 7.5% 3.4%
_ _
EBITDA (bez segmentu obrotu) 456.3 609.8 ( 153.5) -25% - 99.1 119.5 (20.5) -17%
_ _
Marża EBITDA (bez segmentu obrotu) 46.6% 51.8% -5.2% 36.1% 37.9% -1.8%
*) Skory gow ane o przy chody (koszty) o charakterze niepieniężny m/jednorazow y m rozpoznane w dany m roku obrotowym
**) Odw rócenie odpisów zw iązany ch z dew elopmentem
***) Doty czy dodatkow y ch płatności z ty t. sprzedaży udziałów w farmach w iatrowych offshore
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
5
cen sprzedaży energii elektrycznej.
Niższy wynik EBITDA został odnotowany w segmencie gazu i czystych paliw (o 3,4 mln zł) oraz
niealokowanych (o 6,9 mln zł) głównie w związku z wyższymi kosztami operacyjnymi w Centrali, które
wynikają ze wzrostu skali działalności oraz zdarzeniami jednorazowymi m.in. bonus oraz koszty
doradztwa związane z projektem Bałtyk I.
W czwartym kwartale 2025 roku Grupa Polenergia odnotowała spadek przychodów ze sprzedaży
o 310,5 mln zł w stosunku do przychodów osiągniętych w analogicznym okresie 2024 roku, na co wpływ
miały niższe przychody ze sprzedaży segmentu obrotu i sprzedaży (o 291,6 mln zł), oraz w segmencie
lądowych farm wiatrowych (o 47,1 mln zł).
Wynik EBITDA Grupy w samym czwartym kwartale 2025 roku wyniósł 107,9 mln zł i był wyższy o 10,6
mln zł w stosunku do wyniku w analogicznym okresie roku poprzedniego. Przyczynił się do tego głównie
niższy wynik w segmencie lądowych farm wiatrowych (o 46,1 mln zł) z uwagi na słabszą wietrzność w
ostatnim kwartale 2025 r., dodatkowo niższy wynik w segmencie gazu i czystych paliw (o 2,1 mln zł).
Powyższy efekt został skompensowany przez wyższy wynik w segmencie obrotu i sprzedaży (o 31,1
mln zł), w segmencie niealokowane (o 14,7 mln zł) oraz w segmencie dystrybucji (o 10,8 mln zł).
W 2025 roku skorygowany zysk netto Grupy wyniósł 47,3 mln zł, co stanowi spadek w stosunku do
wyniku w analogicznym okresie roku ubiegłego o 260,1 mln zł. Zmiana skorygowanego zysku netto
w okresie czterech kwartałów 2025 roku została spowodowana głównie przez wyższe koszty finansowe
m.in. z tytułu odsetek, wynik na transakcjach dot. instrumentów pochodnych i różnicach kursowych,
wyższą amortyzację.
W samym czwartym kwartale 2025 roku skorygowany zysk netto Grupy wyniósł -7,4 mln zł, co stanowi
spadek w stosunku do wyniku w analogicznym okresie roku ubiegłego o 17,9 mln zł. Zmiana
skorygowanego zysku netto w samym czwartym kwartale 2025 roku została spowodowana głównie
wyższymi kosztami finansowymi z tytułu odsetek.
2. Szczegółowy komentarz do wyników finansowych za okres 12 miesięcy zakończony 31
grudnia 2025 roku oraz pozostałe istotne informacje dotyczące sytuacji Grupy
W 2025 r. segment lądowych farm wiatrowych zanotował wynik EBITDA niższy o 165,6 mln zł
w porównaniu do wyniku z analogicznego okresu roku ubiegłego. Spadek wyników segmentu w tym
okresie jest konsekwencją niższych cen energii elektrycznej oraz zielonych certyfikatów uzyskanych
przez farmy jak również niższy wolumen produkcji energii elektrycznej. Powyższe zostało częściowo
skompensowane przez wpływ rekompensaty z tytułu ugody z Grupą Tauron w wysokości 15 mln zł.
Wynik na działalności w czwartym kwartale 2025 r. był niższy od wyniku w analogicznym okresie
ubiegłego roku o 46,1 mln zł głównie z uwagi na niższe ceny energii elektrycznej oraz zielonych
certyfikatów jak również gorsze warunki wietrzności, skompensowane częściowo poprzez niższe koszty
operacyjne.
Segment gazu i czystych paliw osiągnął w 2025 roku niższy wynik EBITDA o 3,4 mln zł w porównaniu
do wyniku z 2024 roku. Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. osiągnęła wynik EBITDA
10,1 mln zł, czyli o 0,6 mln zł wyższy w porównaniu do wyniku w analogicznym okresie roku
poprzedniego głównie wskutek: (i) wyższego wyniku ze sprzedaży ciepła w 2025 r. w związku
z dodatkową opłatą poniesioną za nieodebranie minimalnych ilości gazu za ciepło w 2024 r. (ii) niższych
koszów stałych (głównie koszty wynagrodzeń oraz koszt stałej opłaty przesyłowej za zamówioną moc
Wyniki Grupy Polenergia
(mln PLN)
Lądowe Farmy
Wiatrowe
Fotowoltaika
Gaz i Czyste
Paliwa
Obrót i Sprzedaż Dystrybucja Niealokowane RAZEM
EBITDA 12M 2025
466.5 31.5 6.3 53.6 40.2 (88.2) 509.9
EBITDA 12M 2024
632.1 16.4 9.7 32.3 32.9 (81.3) 642.1
Zmiana:
(165.6) 15.2 (3.4) 21.3 7.4 (6.9) (132.2)
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
6
gazową), zniwelowanych częściowo przez (iii) niższe przychody z Rynku Mocy w związku z niższą ceną
za 1MW zakontraktowanej mocy w 2025 r. w porównaniu do 2024 r. oraz (iv) niższy wynik na
optymalizacji pracy ENS. Wynik na działalności w czwartym kwartale 2025 r. był wyższy od wyniku
w analogicznym okresie ubiegłego roku o 0,8 mln zł głównie wskutek: (i) wyższego wyniku na
optymalizacji pracy ENS, (ii) wyższego wyniku na sprzedaży ciepła, (iii) niższych kosztów stałych, (iv)
niższych przychodów z Rynku Mocy.
Jednak całościowy wynik w segmencie gazu i czystych paliw został zaniżony przez ujemną EBITDA na
H2HUB, która wyniosła -3,8 mln zł.
Segment obrotu i sprzedaży zanotował w 2025 roku wzrost wyniku EBITDA o 21,3 mln zł w porównaniu
do 2024 roku. Wpływ na wzrost wyniku miały: i) wyższy wynik na pozostałej działalności w obszarze
energetyki prosumenckiej wskutek dokonanego w roku 2024 odpisu aktualizującego wartość zapasów
i niższego wolumenu sprzedaży paneli fotowoltaicznych i pomp ciepła, ii) wyższy wynik na sprzedaży
energii elektrycznej do klienta końcowego na skutek wejścia w życie w 2025 roku nowych kontraktów
cPPA, iii) wyższy wynik na handlu na rynku hurtowym, głównie w ramach handlu certyfikatami oraz
gazem, iv) niższe koszty operacyjne w związku z centralizacją funkcji wsparcia w ramach Grupy. Wzrost
wyniku w 2025 r. został częściowo skompensowany przez: i) niższy wynik na handlu energią elektryczną
z aktywów OZE w konsekwencji wyższych kosztów bilansowania, ii) niższy wynik na obsłudze produkcji
Elektrociepłowni Nowa Sarzyna. W samym czwartym kwartale 2025 r. segment obrotu i sprzedaży
zanotował wzrost wyniku EBITDA o 31,1 mln zł w porównaniu do wyniku zanotowanego w analogicznym
okresie roku ubiegłego. Wpływ na wzrost wyniku w czwartym kwartale 2025 r. miały: i) wyższy wynik na
pozostałej działalności w obszarze energetyki prosumenckiej uwzględniający odpis aktualizujący
wartość zapasów w roku 2024 oraz niższą kwalifikację i przesunięcia w czasie rozliczeń wniosków
w ramach programu Mój Prąd, ii) niższe koszty operacyjne na skutek centralizacji funkcji wsparcia
w ramach Grupy, iii) wyższy wynik w ramach handlu na rynku hurtowym i obsłudze biznesu przede
wszystkim na rynku gazu. Wzrost wyniku w czwartym kwartale 2025 r. został częściowo
skompensowany przez: i) niższy wynik na handlu certyfikatami z farm wiatrowych związany głównie
z efektem niższych notowań na zielonych certyfikatach rok do roku., ii) niższy wynik na handlu energią
elektryczną z aktywów OZE ze względu na wyższe koszty bilansowania będące konsekwencją zmian
na rynku bilansującym.
Wynik EBITDA segmentu dystrybucji za okres 12 miesięcy 2025 roku był wyższy o 7,4 mln zł w stosunku
do wyniku z 2024 roku. Wzrost wyniku jest głównie konsekwencją wyższej marży jednostkowej na
dystrybucji energii w 2025 r., co wynika z wyższych niż zakładano ceny oraz przychodów z mocy biernej
i nadwyżek mocy oraz niższych strat sieciowych. 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. Natomiast w samym czwartym kwartale wynik
EBITDA segmentu dystrybucji był wyższy o 10,8 mln zł w porównaniu do czwartego kwartału 2024 roku.
Na wzrost wyniku wpłynęła wyższa marża na dystrybucji, głównie w związku wyższą niż zakładaną ceną
oraz zawiązana w czwartym kwartale 2024 rezerwa na potencjalny zwrot rekompensat otrzymanych
w 2023 roku w kwocie 17,1 mln zł.
Wynik EBITDA segmentu farm fotowoltaicznych (116 MW) w całym 2025 r. oraz w czwartym kwartale
2025 r. był na poziomie wyższym w porównaniu do wyników osiągniętych w analogicznych okresach
roku ubiegłego (wzrost odpowiednio o 15,2 mln zł i 2,3 mln zł) z powodu wyższej produkcji energii,
głównie z uwagi na wcześniejsze uruchomienie farm fotowoltaicznych Szprotawa I oraz Szprotawa II
(66,9 MWp) w trzecim kwartale 2025 r. Efekt wolumenowy został częściowo skompensowany przez
niższe ceny energii osiągnięte w 2025 r. oraz wyższe koszty operacyjne związane ze zwiększeniem
mocy zainstalowanej.
Wynik w segmencie niealokowanych w okresie od stycznia do grudnia 2025 r. był niższy o 6,9 mln zł
w porównaniu do wyniku w analogicznym okresie 2024 r. Na zmianę wyniku EBITDA w 2025 r. wpływają
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
7
głównie wyższe koszty operacyjne w Centrali (m.in. koszty wynagrodzeń oraz koszty usług obcych)
wynikające ze wzrostu skali działalności oraz zdarzenia jednorazowe m.in. bonus oraz koszty doradztwa
związane z Bałtykami.
Wynik na działalności finansowej w okresie styczeń – grudzień 2025 r. był niższy od wyniku
w analogicznym okresie ubiegłego roku o 152,6 mln zł na co miały wpływ przede wszystkim wyższe
koszty z tytułu odsetek od obligacji oraz kredytu, wynik na transakcjach dot. instrumentów pochodnych
i różnicach kursowych częściowo skompensowane przez wyższe przychody z poręczeń finansowych
oraz odsetek wygenerowanych poprzez wysokie saldo środków pieniężnych. W samym czwartym
kwartale wynik był niższy o 41,6 mln zł, co jest głównie skutkiem wyższych kosztów finansowych z tytułu
odsetek.
Niższy poziom podatku dochodowego (o 29,4 mln zł) za pierwsze cztery kwartały 2025 roku jest efektem
niższego wyniku brutto Grupy, częściowo skompensowany brakiem rozpoznania podatku odroczonego
na straty podatkowe w Polenergii S.A. i Polenergia Fotowoltaika S.A., ze względu na niskie ryzyko
wykorzystania strat.
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 2025 roku nie przyniosła rozstrzygnięć na polu walki. Wpływ
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. Pomimo zakończenia przesyłu gazu przez Ukrainę pod koniec 2024 roku
i tranzytu gazu z europejskich sieci w kierunku ukraińskim, ceny na europejskich rynkach nie uległy
znaczącej zmianie, gdyż rynek już wcześniej przewidywał takie rozwiązania. Aktualnie największy
wpływ na ceny gazu ziemnego mają kwestie związane z kierunkiem polityki USA oraz jej wpływ na
globalną gospodarkę i kwestie pogodowe. Powodują one dużą zmienność na rynkach co odbija się m.in.
na cenach surowców, w tym gazu ziemnego.
Rok 2025 był okresem, w którym ceny gazu ziemnego na rynkach hurtowych systematycznie spadały.
Głównymi przyczynami tego stanu były czynniki pogodowe takie jak łagodniejsza zima oraz brak
wysokich temperatur latem, w tym fal upałów i szybsze od spodziewanego napełnianie magazynów
gazu w UE związane z wysoką podażą LNG. Generacja energii z wiatru była niższa od normalnej, ale
wspomagała ją wyższa generacja z PV i niższe zapotrzebowanie na gaz oraz energię elektryczną. Za
spadającymi cenami gazu początkowo podążały ceny uprawnień do emisji CO2, które swoje minima na
pozioma lekko powyżej 60 EUR/t osiągnęły w kwietniu, by następnie systematycznie rosnąć do
transakcji końca roku do poziomów powyżej 83 EUR/t. Korelacja cen gazu i Europejskiego Systemu
Handlu (EUA) była niska, m.in. ze względu na większe zakupy uprawnień do emisji CO2 przez fundusze,
które traktują ten instrument jako dobre aktywo inwestycyjne, w związku z podtrzymaniem
długoterminowych planów redukcji emisji w UE. Ceny energii elektrycznej w Polsce podążały za cenami
uprawnień do emsiji CO2.
Dla rynków energii elektrycznej i gazu ziemnego coraz większym zagrożeniem są działania dywersyjne
i elementy konfliktu hybrydowego w postaci uszkodzeń podmorskich kabli do przesyłu energii, gazu, czy
innych instalacji infrastruktury energetycznej na terenie państw UE, a także ataki hakerskie na te
obiekty. Ogłoszone całkowite uniezależnienie się Europy od rosyjskiego gazu do końca 2027 roku nie
wpłynęło znacząco na notowania cen surowców energetycznych, gdyż Europa w szybki sposób
zdywersyfikowała dostawy gazu poprzez transport morski surowca w postaci LNG. Pomogła też pogoda
i słabe dane z gospodarki niemieckiej, które zmniejszyły presję na zakupy surowca.
Istotnym czynnikiem, który również ma wpływ na działalność Grupy są utrzymujące się wysokie koszty
finansowania wynikające z wysokich stóp procentowych. Poprawił się za to poziom kursu złotego
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
8
w stosunku do euro i dolara amerykańskiego, choć ryzyko wzrostu kosztów związanych
z zabezpieczeniami transakcji zawieranych na rynkach towarowych jest nadal podwyższone. Ryzyko to
zwiększają kwestie związane z brakiem przewidywalności polityki zagranicznej prowadzonej przez
administrację USA, w tym w szczególności wprowadzanych ceł.
Zmienione w połowie 2024 r. zasady wyznaczania cen na rynku bilansującym od 11 lipca 2025 r. zyskały
dodatkowy wymiar po dołączeniu Polski do platformy wymiany mocy bilansujących PICASSO. Po tym
terminie nastąpił dalszy wzrost zmienności cen bilansujących, w tym ekstremalnych ich poziomów
w obserwowanym zakresie od minus 45 tysięcy do plus 48 tysięcy zł za MWh. Znacząco zwiększyło to
koszty bilansowania źródeł OZE w drugiej połowie 2025 roku, co negatywnie wpływa na uzyskiwane
przez Grupę wyniki związane z eksploatacją źródeł OZE. Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE)
i Urząd Regulacji Energetyki (URE) pracują aktualnie nad modelem, w którym ekstrema cenowe na
rynku bilansującym nie będzie występować w tak dużym zakresie. W kolejnych latach spodziewany jest
dalszy wzrost kosztów profilu przy rosnącym nasyceniu OZE w Krajowym Systemie Energetycznym
(KSE) i spadającej podaży energii ze źródeł konwencjonalnych. W największej mierze dotyczy to źródeł
farm fotowoltaicznych. Dodatkowo w okresach nadpodaży generacji energii z OZE i braku popytu na
nią stosowane są nierynkowe redysponowania, czyli wyłączenia źródeł OZE, skutkujące niższymi
wolumenami produkcji i wpływem na przychody Grupy.
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 na 2025 r. oraz 2026 r. zabezpieczone (wolumen oraz stała
cena). 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.
W segmencie lądowych farm wiatrowych i farm fotowoltaicznych wysoka zmienność cen energii
elektrycznej skorelowana ze zmiennością generacji energii z wiatru i słońca skutkuje znaczącym
wzrostem kosztu profilu, zwłaszcza dla źródeł farm fotowoltaicznych, co obniża uzyskiwaną efektywną
cenę sprzedanej energii elektrycznej. Jednocześnie występowanie ujemnych cen i nadpodaży energii
z OZE powoduje, że farmy zostają wyłączane ze względów ekonomicznych lub bilansowych (przez
operatora). W związku z tym oraz niższą wietrznością wolumen produkcji energii w tym segmencie był
niższy od zakładanego. Ceny praw majątkowych PMOZE_A (“zielonych certyfikatów”) również
utrzymywały się na niskich poziomach w ciągu 2025 roku, okresowo spadając nawet poniżej 20
PLN/MWh. Było to skutkiem nadpodaży certyfikatów na rynku oraz rozważaniami na temat poziomu
obowiązku na kolejne lata. Poziom obowiązku do umorzenia świadectw pochodzenia PMOZE_A na
2025 rok wynosi 8,5%. Obowiązek ogłoszony na lata 2026-2028 wynosi 9,0% rocznie, co jest
kompromisem pomiędzy żądaniami różnych stron. Długoterminowo niskie ceny zielonych certyfikatów
występujące w 2025 roku były 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 221,3 MW,
które w dalszym ciągu funkcjonują w obowiązującym przez 15 lat od uruchomienia obiektu systemie
zielonych certyfikatów i w tej perspektywie są wyeksponowane na ryzyko zmian cen praw majątkowych.
W związku ze znacznym wzrostem mocy zainstalowanej w OZE, w szczególności w segmencie źródeł
fotowoltaicznych, w Polsce i krajach sąsiednich, w okresach wysokiej generacji OZE i jednocześnie
niskiego zapotrzebowania, mocno rośnie występowanie na rynku zjawiska ujemnych cen energii.
Oznacza to, że za energię elektryczną wytworzoną w tych momentach to wytwórca musi zapłacić za jej
sprzedaż na rynek lub zredukować produkcję, aby nie ponosić tego kosztu. Sytuacje takie mają miejsce
głównie w dni weekendowe i świąteczne, ale też coraz częściej w wiosenne i jesienne dni robocze
z wysoką generacją farm fotowoltaicznych. 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
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
9
godzin lub brakiem wydania przez Prezesa URE praw majątkowych przysługujących za produkcję
z tych godzin, w zależności od systemu wsparcia, w którym uczestniczy dane źródło OZE.
Zjawisko okresowo występującej bardzo wysokiej podaży energii z OZE oprócz ujemnych cen generuje
też inny wpływ na segment OZE Grupy Polenergia. W okresach takich, kiedy PSE nie jest w stanie
bardziej ograniczyć jednostek konwencjonalnych ani wyeksportować nadwyżek generowanej energii,
redukowana jest moc 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 nie jest natychmiastowa i zajmuje czas oraz dodatkowe zasoby. Rekompensata
finansowa ze strony PSE obejmuje jedynie koszty wytwórcy związane z obowiązkiem zakupu energii
niezbilansowanej po cenie rynku bilansującego CEN i przychody utracone w ramach systemów
wsparcia (zielonych certyfikatów lub aukcji OZE). Rekompensata finansowa ze strony PSE nie obejmuje
natomiast strat w przychodach pochodzących m.in. z umów PPA. 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 w przeszłości 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 ma wygaszoną licencję, rozwiązane
zostały wszystkie umowy biznesowe oraz administracyjne i jest w końcowym etapie 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, polityczne 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 istotny 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 hurtowych transakcji OTC
tj. sprzedaży bezpośrednio do klientów 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. Grupa Polenergia podejmuje także działania w celu
monitorowania zagrożeń związanych z bezpieczeństwem. Potencjalny atak hakerski lub kinetyczny
niszczący infrastrukturę teleinformatyczną lub ograniczający dostęp do systemów w tej spółce
skutkowałoby brakiem lub ograniczoną możliwością prowadzenia działalności handlowej. Grupa
identyfikuje też zagrożenia wynikające z odejścia kluczowego personelu obsługującego operacje
handlowe w Spółce. 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. Z kolei objęcie obligatoryjnym handlem na giełdzie podmiotów OZE
może skutkować wzrostem zmienności na rynkach krótkoterminowych oraz zahamowaniem rozwoju
rynku kontraktów PPA.
Segment dystrybucji jest zabezpieczony długoterminowo przed skutkami wzrostu kosztów inwestycji
oraz rosnących stóp procentowych poprzez mechanizm taryfowy oraz tzw. „konto regulacyjne”.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
10
Mechanizmy te są stosowane również przy procedowanej taryfie na rok 2026.
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
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.
W ocenie Grupy, obecna sytuacja rynkowa nie powinna zagrozić realizacji podstawowych celów
określonych w Strategii Grupy Polenergia na lata 2025 – 2030.
Realizacja Strategii Grupy Polenergia na lata 2025-2030
W dniu 18 marca 2025 roku Zarząd Spółki przyjął Strategię Grupy Polenergia na lata 2025-2030
(„Strategia Grupy Polenergia” lub „Strategia”). Przy opracowywaniu Strategii Grupy Polenergia
uwzględniono aktualną oraz przewidywaną sytuację w sektorze elektroenergetycznym,
przeprowadzono analizę otoczenia makroekonomicznego, rynkowego i regulacyjnego, a także
określono założenia dotyczące kierunków rozwoju sektora w perspektywie najbliższych sześciu lat.
Strategia Grupy Polenergia zakłada rozwój najbardziej perspektywicznych kierunków rynku OZE przy
jednoczesnym ograniczeniu działalności obszarów, które nie generują wystarczającej wartości dodanej
oraz nie tworzą synergii z działalnością podstawową. Ambicją i misją Grupy Polenergia jest
kontynuowanie działań związanych z procesem polskiej zielonej transformacji energetycznej,
z wykorzystaniem innowacyjnych rozwiązań wspierających efektywność pozyskiwania energii ze źródeł
odnawialnych.
Strategia Grupy Polenergia opiera się na maksymalizacji wartości dla akcjonariuszy poprzez efektywne
wykorzystanie rynkowych możliwości wzrostu oraz osiąganie atrakcyjnych stóp zwrotu, co stanowi
solidną podstawę długoterminowego rozwoju i stabilnych wyników finansowych.
Priorytetem jest realizacja projektów morskiej energetyki wiatrowej Bałtyk II i III, oraz Bałtyk I (łącznie
ok. 3 000 MW, projekty rozwijane we współpracy z Equinor).
Jednocześnie, kontynuowana będzie rozbudowa mocy wytwórczych w lądowej energetyce wiatrowej
w Polsce o atrakcyjnej stopie zwrotu, przy wykorzystaniu istniejących zasobów Grupy (ok. 50 MW).
Strategia zakłada dalszy rozwój projektów fotowoltaicznych głównie w oparciu o istniejące aktywa
(w ramach cable pooling), w połączeniu z magazynami energii (łącznie zwiększenie o mocy ok. 100
MW).
Dodatkowo, Grupa będzie pracowała nad wzmocnieniem kompetencji i efektywności sprzedaży
kontraktów PPA, co zabezpieczy dochodowość aktywów wytwórczych.
Strategia zakłada również dalsze rozwijanie projektu wiatrowego w Rumunii.
W efekcie realizacji działań w/w kierunków Strategia zakłada:
• wzrost mocy wytwórczych dla Grupy Polenergia do 1,5 GW
1
w 2030 roku z 0,6 GW obecnie;
• wzrost EBITDA do poziomu ok. 1,6 mld zł
1
w 2030 roku.
• poniesienie nakładów kapitałowych (rozumianych jako wniesiony do projektów wkład własny)
w wysokości ok. 4,6 mld zł, głównie na inwestycje związane z rozwojem morskiej energetyki wiatrowej.
Finansowanie realizacji Strategii Grupy Polenergia będzie pochodziło ze środków wygenerowanych
przez Spółkę, w tym m.in. z zakładanych dezinwestycji, a także finansowania zewnętrznego, które
w zależności od wymaganej kwoty, sytuacji rynkowej i innych czynników, będzie pozyskiwane w formie
1
Moc oraz EBITDA Grupy na rok 2030 zostały zaprezentowane w ujęciu zarządczym, przy założeniu konsolidacji projektów Bałtyk II oraz Bałtyk
III proporcjonalnie do udziału Polenergii S.A. w tych projektach, tj. w wysokości 50%
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
11
kredytów bankowych, emisji obligacji, a także od obecnych lub przyszłych inwestorów, w formie emisji
akcji lub instrumentów hybrydowych.
Ze względu na wysokie nakłady inwestycyjne Zarząd Spółki nie planuje rekomendowania wypłaty
dywidendy w horyzoncie trwania Strategii.
Jednocześnie Zarząd Spółki informuje, że Spółka dokonała analizy wpływów celów i założeń nowej
strategii według wytycznych ESRS2 SBM-3 na strategię ESG i realizację celów w obszarze
zrównoważonego rozwoju.
Strategia zakłada stabilny rozwój Grupy Polenergia w najbardziej perspektywicznych segmentach
rynkowych w oparciu o przychody zabezpieczone poprzez kontrakty typu PPA i CFD.
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 149 MWp w segmencie farm fotowoltaicznych.
Realizacja projektów farm Fotowoltaicznych Szprotawa I i II o łącznej mocy 67 MWp dobiegła końca.
Na początku kwietnia 2025 roku rozpoczęto rozruch technologiczny obiektu. Projekt uzyskał wszystkie
niezbędne pozwolenia na użytkowanie oraz koncesje na wytwarzanie energii elektrycznej i przekazany
został do eksploatacji.
Dla projektu farmy fotowoltaicznej Rajkowy o mocy 35 MWp, po wygranej aukcji na sprzedaż energii
z odnawialnych źródeł energii w 2023 roku, w czerwcu 2025 r. podjęto uchwały zatwierdzające
ostateczną decyzję inwestycyjną, co oznacza uzyskanie wymaganych zgód korporacyjnych
niezbędnych do realizacji projektu. Zawarta została umowa z wykonawcą prac montażowo -
elektrycznych i umowy z dostawcami m.in. modułów fotowoltaicznych i inwerterów. We wrześniu 2025
roku rozpoczęły się pierwsze prace budowlane – prace ziemne, zaplecze budowy. W ostatnim kwartale
2025 roku rozpoczęły się dostawy wszystkich kluczowych komponentów. W grudniu 2025 roku
podpisana została umowa kredytowa. Wszystkie prace postępują zgodnie z zaplanowanym
harmonogramem i budżetem. Budowa projektu powinna zakończyć się w 2026 r.
Po wygranej w grudniu 2024 roku aukcji na sprzedaż energii z odnawialnych źródeł energii
(w odniesieniu do mniej niż 1% wolumenu planowanej do wytworzenia energii elektrycznej) projekt
farmy wiatrowej Polenergia Farma Wiatrowa Bądecz (48,3MW) znajduje się na etapie pozyskiwania
ostatnich niezbędnych dokumentów oraz decyzji administracyjnych niezbędnych przed podjęciem
ostatecznej decyzji inwestycyjnej.
Poza projektami w eksploatacji, Grupa posiada portfel projektów w fazie średniozaawansowanej i mniej
zaawansowanej farm wiatrowych (ok. 1 GW) oraz farm fotowoltaicznych (ok. 0,9 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 aukcji 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 PPA lub sprzedaż energii na rynku regulowanym lub pozagiełdowym.
Grupa prowadzi również prace w zakresie rozwoju portfela projektów magazynów energii (BESS). Są
to przede wszystkim projekty, które będą miały charakter komplementarny do już istniejących lub
rozwijanych farm wiatrowych oraz fotowoltaicznych Grupy. Grupa posiada aktualnie portfolio projektów
BESS o mocy ok. 700 MW na różnym etapie rozwoju. Pierwsze projekty mogą osiągnąć stan gotowości
do budowy w roku 2026. Szczegółowe informacje dotyczące zawartych umów istotnych dla działalności,
w tym dotyczących projektów w obszarze magazynowania energii, zostały przedstawione w punkcie 11
– „Informacje o zawartych umowach znaczących dla działalności Emitenta, w tym znanych Emitentowi
umowach zawartych pomiędzy akcjonariuszami (wspólnikami), umowach ubezpieczenia, współpracy
lub kooperacji”
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
12
Grupa kontynuuje rozwój projektów wiatrowych na rynku rumuńskim za pośrednictwem spółki zależnej
Wind Farm Four Srl („WF4”). WF4 realizuje prace deweloperskie związane z portfelem projektów farm
wiatrowych o łącznej mocy przyłączeniowej do 685,6 MW, rozwijanych w ramach siedmiu spółek
celowych. W roku obrotowym działalność WF4 koncentrowała się na zabezpieczeniu warunków
przyłączeniowych uzyskanych w czerwcu 2023 r., w szczególności poprzez przedłożenie do właściwego
operatora systemu elektroenergetycznego pozwoleń na budowę dla części wytwórczej projektów,
zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa rumuńskiego. W drugim kwartale 2025 r. spółki projektowe
uzyskały miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego (Plan Urbanistic Zonal – PUZ). W drugiej
połowie roku prowadzone były prace w ramach procedury DTAC (Documentatia Tehnica pentru
obtinerea Autorizatiei de Construire), obejmujące przygotowanie dokumentacji technicznej oraz
pozyskiwanie decyzji administracyjnych, uzgodnień i pozwoleń wymaganych na podstawie certyfikatu
urbanistycznego dla poszczególnych projektów. W dniu 12 grudnia 2025 r. spółki projektowe uzyskały
ostateczne pozwolenia na budowę (Autorizația de Construire) dla części wytwórczej farm wiatrowych.
Na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania prowadzone są dalsze prace deweloperskie, w tym
w szczególności w zakresie uzyskania pozwolenia na budowę infrastruktury służącej do wyprowadzenia
mocy z projektowanych farm wiatrowych. Zgodnie z aktualnym harmonogramem, projekty powinny
osiągnąć pełną gotowość do realizacji (RTB – ready-to-build) do końca 2026 r., natomiast podjęcie
ostatecznej decyzji inwestycyjnej (FID) planowane jest na drugi kwartał 2027 r.
Jednym z kluczowych celów strategicznych spółki jest długoterminowe zabezpieczanie produkcji energii
z aktywów operacyjnych Grupy. W celu maksymalizacji wartości przez zarządzanie jakością
i przewidywalnością przychodów, Grupa koncentruje się na sprzedaży wolumenu wytworzonej energii
elektrycznej w następujących kanałach: kontrakty różnicowe (aukcje) i umowy sprzedaży energii
elektrycznej do klientów końcowych, w szczególności umowy PPA, kontrakty forward i spot.
Na dzień 31.12.2025, Grupa na rok 2026 zabezpieczyła 92% prognozowanej produkcji energii,
osiągając średnią ważoną cenę netto na poziomie 410 zł/MWh (po odliczeniu szacowanego kosztu
profilu). Cena sprzedaży energii na 2026 r. jest niższa w porównaniu do roku 2025, co wynika
z spadkowego trendu na rynku kontraktów terminowych na energię elektryczną.
Poniższa tabela przedstawia poziom komercjalizacji energii elektrycznej z aktywów wiatrowych
i fotowoltaicznych Grupy w latach 2026-2030:
2026
2027
2028
2029
2030
Aukcja
19%
18%
25%
40%
40%
Pozostałe instrumenty zabezpieczające
73%
50%
35%
15%
15%
Razem
92%
68%
60%
55%
55%
Morskie farmy wiatrowe („MFW”)
Kontynuowane są prace rozwojowe w segmencie morskich farm wiatrowych. Grupa posiada 50%
udziałów w spółkach MFW Bałtyk I sp. z o.o. („MFW BI”, „MFW Bałtyk I”, „Bałtyk I”), (a za jej
pośrednictwem kontroluje także 50% akcji w MFW Bałtyk I S.A.), MFW Bałtyk II sp. z o.o. („MFW BII”,
„MFW Bałtyk II” „Bałtyk II”) i MFW Bałtyk III sp. z o.o. („MFW BIII”, „MFW Bałtyk III” „Bałtyk III”), które
rozwijają trzy morskie farmy wiatrowe zlokalizowane na Morzu Bałtyckim o łącznej mocy do 3 000 MW.
- - - - -
MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III
Grupa posiada 50% udziałów w spółkach MFW Bałtyk II sp. z o.o. i MFW Bałtyk III sp. z o.o.,
prowadzących budowę morskich farm wiatrowych o mocy 720 MW każda. Są to projekty I fazy systemu
wsparcia, o który można było się ubiegać do 31 marca 2021 r.
W pierwszej połowie 2025 r. uzyskano kluczowe decyzje oraz zgody będące podstawą do rozpoczęcia
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
13
robót budowlanych w zakresie wykonania przewiertów HDD (horyzontalne przewierty kierunkowe) przez
strefę brzegową (landfall). W drugiej połowie 2025 r. uzyskano decyzje Ministerstwa Klimatu
i Środowiska zatwierdzające dokumentację geologiczno-inżynierską dla obszaru MFW BII i MFW BIII
oraz przedłożono do zatwierdzenia dokumentację geologiczno-inżynierską dla kabli morskich BII i BIII.
Kluczowe działania w zakresie odpowiedzialności PEP (Project Execution and Permitting) koncentrują
się na zapewnieniu pełnej gotowości formalno-prawnej do rozpoczęcia robót budowlanych dla
poszczególnych komponentów projektu MFW Bałtyk II i III. Obejmują one nadzór nad realizacją planów
permittingowych oraz bieżące wypełnianie obowiązków wynikających z decyzji administracyjnych
i przepisów prawa, niezbędnych do rozpoczęcia i realizacji poszczególnych prac.
W ramach działań uzyskano gotowość permittingową dla kluczowych zakresów morskich – kampanii
usuwania głazów i materiałów niebezpiecznych w obszarze kabli oraz farm, a także instalacji narzutów
kamiennych w lokalizacjach fundamentów pod turbiny i morską stację elektroenergetyczną MFW
Bałtyk II.
W grudniu 2025 r. zmienione zostały decyzje o pozwoleniach na budowę dla lądowej stacji
elektroenergetycznej MFW Bałtyk II oraz dla kabla lądowego MFW Bałtyk II, co umożliwia dostosowanie
warunków realizacji inwestycji do aktualnego stanu projektu. Dodatkowo, w zakresie aktualizacji decyzji
administracyjnych, procedowana jest zmiana decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach MFW Bałtyk
II oraz MFW Bałtyk III, planowane jest uzyskanie decyzji w II kwartale 2026 r.
W roku 2025 kontynuowane były prace budowlane w zakresie stacji transformatorowej ONS Bałtyk II
oraz ONS Bałtyk III, linii kablowych 220 kV oraz 400 kV dla Bałtyk II i Bałtyk III oraz przejścia przez
obszar “landfall” (realizacja przewiertów HDD w obszarze morze-ląd). W ramach pierwszych prac na
morzu, w 2025 r. zrealizowana została kampania usuwania głazów oraz kampania usuwania materiałów
niebezpiecznych na obszarze kabli morskich i farm BII i BIII.
W ramach realizacji Projektów prowadzone są ciągłe, aktywne działania w obszarze zarządzania
interesariuszami, informacji, komunikacji i edukacji. Przygotowano i wdrożono tymczasowy system
rekompensat dla rybaków w związku z koegzystencją działalności rybackiej z budową morskich farm
wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III. Ponadto prowadzony jest stały dialog z interesariuszami
projektów, w tym lokalną społecznością zlokalizowaną w pobliżu realizacji projektów.
W dniu 19 maja 2025 r. wspólnicy spółek MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o., tj.
Polenergia S.A. („Polenergia S.A.” lub „Spółka”) oraz Equinor Wind Power AS, podjęli uchwały
zgromadzenia wspólników spółek projektowych w sprawie podjęcia ostatecznych decyzji
inwestycyjnych (Final Investment Decisions – FID) rozpoczynających fazę budowy morskich farm
wiatrowych MFW Bałtyk II oraz MFW Bałtyk III oraz zatwierdzenia budżetów i planów rozwoju
powyższych projektów na fazę budowy ("Biznesplan").
Zgodnie z zatwierdzonym Biznesplanem zakończenie realizacji i oddanie projektów do użytkowania
planowane jest na pierwsze półrocze 2028 r. dla MFW Bałtyk II oraz na drugie półrocze 2028 r. dla MFW
Bałtyk III. Pierwsza generacja energii z obu projektów planowana jest w 2027 roku.
Przewidywany w Biznesplanie łączny poziom nakładów inwestycyjnych oraz wydatków operacyjnych
fazy budowy (z wyłączeniem kosztów finansowania w trakcie budowy) wyniesie ok. 3,2 mld EUR dla
MFW Bałtyk II oraz ok. 3,2 mld EUR dla MFW Bałtyk III, przy czym wspólnicy odpowiadają za
zapewnienie finansowania w równych częściach.
Projekt realizowany będzie w formule finansowania projektowego (project finance) udzielonego przez
konsorcjum polskich i zagranicznych instytucji finansowych. Spłata finansowania project finance oparta
będzie na przyszłych przepływach pieniężnych generowanych przez projekty MFW Bałtyk II oraz MFW
Bałtyk III.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
14
Na datę podjęcia uchwał Zarząd Polenergii S.A. przewidywał, że wkład własny Polenergii S.A. do
projektów zostanie sfinansowany ze środków pochodzących z Krajowego Planu Odbudowy
i Zwiększania Odporności w ramach pożyczki udzielonej Spółce przez Bank Gospodarstwa Krajowego,
zielonych obligacji wyemitowanych przez Spółkę, środków własnych Spółki oraz rozliczeń dotyczących
energii wytworzonej i wprowadzonej do sieci w okresie rozruchu technologicznego przed osiągnięciem
fazy operacyjnej.
W dniu 20 maja 2025 r. spółki MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. zakończyły proces
zawierania umów kredytów w celu sfinansowania budowy morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II oraz
MFW Bałtyk III ("Umowy Kredytów").
Umowy Kredytów zostały podpisane z konsorcjum ok. trzydziestu polskich i zagranicznych instytucji
finansowych.
Na podstawie Umów Kredytów spółki projektowe uzyskały finansowanie w formule finansowania
projektowego (project finance w modelu bez regresu) na finansowanie poniesionych nakładów
w wysokości ok. 2,9 mld EUR dla MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz ok. 2,9 mld EUR dla MFW Bałtyk III
sp. z o.o. Okres finansowania obejmuje okres budowy oraz kolejne 22 lata.
Dodatkowo, w przypadku przekroczenia kosztów projektu lub niższych od zakładanych przepływów
pieniężnych w okresie rozruchu projektów Polenergia S.A. może być zobowiązana do wniesienia
dodatkowego wkładu kapitałowego w wysokości nieprzekraczającej 280 mln EUR. W tym zakresie
zobowiązanie Spółki będzie zabezpieczone gwarancjami bankowymi wystawionymi na zlecenie
Polenergii S.A. oraz gwarancją korporacyjną Spółki.
Ponadto, zgodnie z Umowami Kredytów, spółki projektowe będą miały możliwość wykorzystania
dodatkowych oraz rezerwowych linii kredytowych w łącznej wysokości ok. 230 mln EUR w przypadku
MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz ok. 240 mln EUR w przypadku MFW Bałtyk III sp. z o.o.
Oprocentowanie finansowania project finance kalkulowane będzie na bazie zmiennych stóp
procentowych opartych na EURIBOR lub WIBOR, powiększonych o odpowiednie marże.
Warunki Umów Kredytów przewidują ustanowienie określonych zabezpieczeń przez spółki projektowe.
Warunki te przewidują ponadto, że Polenergia S.A. będzie stroną niektórych umów oraz czynności
podjętych w związku z finansowaniem project finance i ustanowionymi zabezpieczeniami, między
innymi umowy międzywierzycielskiej (intercreditor agreement), umowy wsparcia (shareholder suport
agreement) oraz związanej z nią ww. umowy dot. Rachunków Depozytowych i gwarancji korporacyjnych
(parent company guarantees) oraz umowy określającej niektóre parametry finansowania (gaps
agreement), a także umowy przelewu praw z pożyczek wspólniczych (shareholder security assignment
agreement), jak również umowy zastawu na udziałach Polenergii S.A. w kapitale zakładowym spółek
projektowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III oraz na Rachunkach Depozytowych. W związku
z zastawem na udziałach Spółka złożyła standardowe oświadczenia o poddaniu się egzekucji.
Finansowanie project finance nie jest zabezpieczone na żadnym składniku majątku Spółki ani Grupy
Polenergia z wyjątkiem zastawów na udziałach Polenergii S.A. w kapitale zakładowym spółek
projektowych, Rachunkach Depozytowych oraz przelewu pożyczek wspólniczych.
W dniu 22 maja 2025 r. spółki MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. spełniły określone
w Umowach Kredytów warunki zawieszające. Polenergia S.A. odpowiada za wniesienie wkładu
w wysokości ok. 123 mln EUR, który został wpłacony na dedykowane rachunki bankowe Spółki w pełnej
wysokości („Rachunki Depozytowe”). Zwalnianie środków z Rachunków Depozytowych w celu
sfinansowania przez Polenergię S.A. wkładu własnego będzie rozłożone w czasie do 2028 r.
Jednocześnie po spełnieniu warunków zawieszających warunkowe transakcje zabezpieczające
zawarte w formule Deal Contingent Hedge zostały poddane nowacji na docelowe transakcje
zabezpieczające ryzyko zmian stóp procentowych. Zgodnie z Umowami Kredytów, spółki MFW Bałtyk
II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. dokonały transakcji zabezpieczających ryzyko kursowe
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
15
i ryzyko zmiany stopy procentowej. Łącznie transakcje zabezpieczają ok. 90% planowanej ekspozycji
Spółek Projektowych na ryzyko zmienności stopy procentowej opartej na EURIBOR, natomiast zawarte
transakcje typu forward walutowy pokrywają blisko 100% ryzyka walutowego związanego z wydatkami
inwestycyjnymi.
Spłata finansowania project finance oparta będzie na przyszłych przepływach pieniężnych
generowanych przez projekty MFW Bałtyk II oraz MFW Bałtyk III.
Kluczowe kontrakty związane z realizacją projektów MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III zostały
zabezpieczone.
Istotne umowy podpisane do końca 2025 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.)
• Narzuty kamienne zabezpieczające fundamenty turbin wiatrowych i morskich stacji
transformatorowych (luty 2025 r.)
• Do momentu publikacji raportu Spółka zawarła poniższe istotne aneksy wprowadzające zmiany
do istotnych umów:
• Dwa aneksy do umów na transport i instalację fundamentów turbin i morskich stacji
transformatorowych z 2 lipca 2024 r. zawartych z Heerema Marine Contractors Nederland SE.
Aneksy wdrażają planową rekalkulację wynagrodzenia wykonawcy w związku z ustaleniem
ostatecznego scenariusza bazowego prac realizowanych przez wykonawcę.
• W wyniku przeprowadzonej rekalkulacji łączne wynagrodzenie wykonawcy na podstawie obu
umów jest obecnie szacowane na ok. 457 mln EUR co stanowi wzrost o ok. 67 mln EUR
względem prognoz przyjętych na etapie kontraktowania wykonawcy. Powyższa rewaluacja
umów, w tym przewidywany wzrost całkowitej wartości umów, zostały uwzględnione
w nakładach inwestycyjnych CAPEX na etapie opracowania budżetów i planów rozwoju
projektów na fazę budowy, o których zatwierdzeniu Spółka informowała w raporcie giełdowym
nr 29/2025. Ostateczne wynagrodzenie wykonawcy będzie uzależnione m.in. od aktualnych cen
paliw oraz wahań kursowych.
• Aneksy do umów na dostawę i instalację morskich kabli eksportowych z 5 października 2023 r.
zawarte z Jan De Nul Luxemburg SA Hellenic Cables S.A. Consortium Baltyk 2 spółka jawna
oraz Jan De Nul Luxemburg SA Hellenic Cables S.A. Consortium Baltyk 3 spółka jawna.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
16
• W ramach zawartych aneksów zakres prac wykonawców zostanie rozszerzony o usunięcie
głazów na trasie morskich kabli eksportowych. Prace zostaną zrealizowane przez
podwykonawcę – spółkę Helix Robotics Solutions Ltd. Łączny koszt aneksów szacowany jest
na ok. 29 mln EUR dla obu projektów. Wskazane kwoty obejmują m.in. zapewnienie statków,
usuwanie głazów zidentyfikowanych podczas ostatniego etapu badań geologicznych, nadzór
oraz zarządzanie pracami przez wykonawców. Ostateczne wynagrodzenie wykonawców
będzie uzależnione m.in. od czasu pracy statków oraz aktualnych cen paliw. Powyższy wzrost
całkowitej wartości umów, został uwzględniony w nakładach inwestycyjnych CAPEX na etapie
opracowania budżetów i planów rozwoju projektów na fazę budowy, o których zatwierdzeniu
Spółka informowała w raporcie giełdowym nr 29/2025.
- - - - -
MFW Bałtyk I
Grupa posiada 50% udziałów w spółce MFW Bałtyk I sp. z o.o., która posiada 100% akcji w spółce MFW
Bałtyk I S.A., przygotowującej do budowy morską farmę wiatrową zlokalizowaną na Morzu Bałtyckim,
o mocy do 1 560 MW. Jest to projekt II fazy systemu wsparcia z aukcją ogłoszoną na 17 grudnia
2025 r.
Decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach dla MFW Bałtyk I została wydana 3 grudnia 2024 roku,
z dniem 7 kwietnia 2025 stała się prawomocna. Trwa procedura w sprawie wydania decyzji
o środowiskowych uwarunkowaniach dla infrastruktury przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej MFW
Bałtyk I.
Dnia 13 października 2025 r. zmienione zostało pozwolenie na wznoszenie i wykorzystywanie
sztucznych wysp i konstrukcji na polskich obszarach morskich dla MFW Bałtyk I, co pozytywnie wpłynie
na proces realizacji projektu. Aktualnie trwa proces pozyskiwania niezbędnych pozwoleń i decyzji.
W trzecim kwartale 2025 r. uzyskano opinie do decyzji lokalizacyjnych dla części morskiej i lądowej
w zakresie kabla eksportowego, oraz złożono do zatwierdzenia 6 z 7 wymaganych (zgodnie z ustawą
o bezpieczeństwie morskim) ekspertyz technicznych.
Obecnie kontynuowane są prace związane z kolejnym etapem badań geologicznych i geotechnicznych
w obszarze części lądowej, których zaawansowanie odpowiada aktualnemu harmonogramowi projektu
MFW Bałtyk I. Dla nieruchomości prywatnych położonych wzdłuż trasy kabla eksportowego MFW Bałtyk
I zastosowano model pozyskiwania praw do gruntu oparty na ustanawianiu służebności przesyłu
w formie umów cywilnoprawnych. W odniesieniu do nieruchomości instytucjonalnych oraz działek,
w przypadku których uzyskanie służebności może być utrudnione, prawa do gruntu będą zabezpieczane
poprzez decyzję lokalizacyjną wydawaną na podstawie Ustawy z dnia 24 lipca 2015 r. o przygotowaniu
i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych.
W ramach planowanej procedury administracyjnej dotyczącej uzyskania decyzji lokalizacyjnej
obejmującej teren przeznaczony pod stację transformatorową ONS oraz drogę dojazdową, podjęto
działania związane z ustaleniem warunków z dzierżawcą nieruchomości. Proces ten został zakończony
poprzez podpisanie porozumienia określającego wysokość należnego odszkodowania.
W dniu 9 grudnia 2025 r. uzyskano decyzję Ministra Klimatu i Środowiska zatwierdzającą dodatek do
projektu robót geologicznych dla potrzeb określenia warunków geologiczno-inżynierskich obejmujący
zwiększenie obszaru sejsmicznych badań 3D oraz zaprojektowanie opcjonalnych sejsmicznych badań
geofizycznych SBP - sub-bottom profiler. Pozwolenie stanowi podstawę do prowadzenia badań objętych
jego zakresem.
Dnia 9 czerwca 2025 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki opublikował ogłoszenie o aukcji dotyczące
wsparcia dla morskich farm wiatrowych. Tego samego dnia MFW Bałtyk I złożyła wniosek
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
17
o prekwalifikację. Aukcja ma na celu przyznanie prawa do pokrycia tzw. ujemnego salda dla energii
elektrycznej wytworzonej w morskich farmach wiatrowych. W dniu 6 listopada 2025 r. URE wysłał
certyfikat dopuszczenia do aukcji dla MFW Bałtyk I o mocy 1560 MW (maksymalna moc morskiej farmy
wiatrowej MFW Bałtyk I).
W II połowie 2025 r. prace koncentrowały się na przygotowaniach do uczestnictwa w aukcji offshore,
przeprowadzone zostały liczne analizy ekonomiczne oraz techniczne projektu MFW Bałtyk I.
W dniu 17 grudnia 2025 roku odbyła się pierwsza polska aukcja dla morskich farm wiatrowych, a jej
wyniki zostały ogłoszone przez Urząd Regulacji Energetyki 18 grudnia 2025 r.
Projekt morskiej farmy wiatrowej MFW Bałtyk I otrzymał 25-letni kontrakt różnicowy (CfD) w ramach
pierwszej polskiej aukcji morskiej energetyki wiatrowej dla projektów fazy II. Projekt
Bałtyk I zabezpieczył najwyższą cenę (492,32 PLN/MWh) spośród wszystkich zwycięskich ofert, jak
również największą moc 1560 MW. Wygranie aukcji zobowiązuje spółkę do wytworzenia i
wprowadzenia do sieci po raz pierwszy energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej po
uzyskaniu koncesji, w terminie 7 lat od dnia zamknięcia sesji aukcji.
Gaz i czyste paliwa
W związku z istotną skalą planowanych nakładów inwestycyjnych na realizację celów strategicznych
określonych w strategii biznesowej, Zarząd w wyniku przeglądu opcji strategicznych w obszarze
projektów wodorowych podjął decyzję o stopniowym wycofywaniu się z dalszego rozwoju tej gałęzi
działalności Grupy.
Grupa Polenergia posiada dwa projekty wodorowe w fazie rozwoju: H2Silesia oraz H2HUB Nowa
Sarzyna.
Projekt H2Silesia w ramach spółki celowej Polenergia H2Silesia sp z o. o. zakładał budowę
wielkoskalowej instalacji produkcji odnawialnego wodoru o mocy 105 MW na potrzeby przemysłu
ciężkiego i transportu zeroemisyjnego. Planowana instalacja byłaby w stanie wyprodukować ok. 13 000
ton wodoru rocznie.
W lutym 2024 roku Komisja Europejska wydała decyzję notyfikacyjną dotyczącą pomocy publicznej dla
projektu H2Silesia realizowanego w ramach IPCEI Hydrogen Hy2Infra. W dniu 13 czerwca 2025 roku
otrzymano informację o rekomendowaniu przez Bank Gospodarstwa Krajowego („BGK”) do objęcia
bezzwrotnym wsparciem projektu H2Silesia. Ostateczna realizacja projektu pozostała jednak zależna
od zewnętrznych kryteriów, takich jak zawarcie kontraktów zabezpieczających warunki dostaw wodoru,
spełnienie odpowiednich kryteriów ekonomicznych oraz dostępności środków publicznych
i finansowania dla Projektu, uzyskana wymaganych zgód korporacyjnych, jak również od wyników
procesu przeglądu opcji strategicznych.
W dniu 18 września 2025 roku Polenergia S.A. powzięła informację o odstąpieniu przez Bank
Gospodarstwa Krajowego od podpisania umowy z Polenergia H2Silesia sp. z o.o. dotyczącej objęcia
bezzwrotnym wsparciem ww. projektu. Odstąpienie od zawarcia umowy nastąpiło w wyniku oceny BGK,
zdaniem, którego zaproponowane przez spółkę zależną zmiany w projekcie, związane
z dostosowaniem projektu do aktualnych warunków rynkowych oraz prowadzonego procesu przeglądu
opcji strategicznych w obszarze strategii wodorowej, nie są możliwe do zaimplementowania. W związku
z powyższym, podjęto decyzję o utworzeniu odpisu aktualizacyjnego wartość aktywów w odniesieniu
do spółki Polenergia H2Silesia sp. z o.o. w kwocie ok. 5,4 mln zł.
Po odstąpieniu przez Bank Gospodarstwa Krajowego od podpisania umowy ze spółką zależną, Spółka
monitoruje alternatywne programy wsparcia oraz potencjalny nowy nabór, który może zostać ogłoszony
przez BGK. Bieżące działania są nakierowane na ocenę możliwości odbudowania wartości projektu
H2Silesia w związku z posiadaniem notyfikacji pomocy publicznej w ramach IPCEI Hy2Infra.
Projekt H2HUB Nowa Sarzyna zakładał budowę pilotażowej instalacji produkcji odnawialnego wodoru
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
18
o mocy nominalnej elektrolizera ok. 5 MW, co pozwalało na maksymalną produkcję ok. 500 ton
zielonego wodoru rocznie.
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 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.
Spółka H2HUB Nowa Sarzyna sp. z o.o. zawarła z NFOŚiGW umowę o dofinansowanie projektu,
którego celem była budowa dwóch stacji tankowania wodoru wraz z infrastrukturą towarzyszącą,
w dwóch lokalizacjach: w Nowej Sarzynie oraz w Rzeszowie. Łączna kwota przyznanego
dofinansowania w formie dotacji wynosiła do 20 mln zł. Zgodnie z umową, stacje tankowania wodoru
wraz z infrastrukturą towarzyszącą powinny zostać oddane do użytkowania w drugiej połowie 2027 roku,
przy czym umowa o dofinansowanie przewiduje możliwość wprowadzania zmian do harmonogramu.
Dla instalacji w Nowej Sarzynie wydane zostało pozwolenie na budowę oraz decyzja o Warunkach
Zabudowy dla stacji tankowania w Rzeszowie. Jednocześnie w pierwszym kwartale 2025 r. wydano
pozwolenie na budowę na instalację fotowoltaiczną do 8 MW, która miałaby zasilać elektrolizer w Nowej
Sarzynie.
Spółka realizuje przegląd opcji strategicznych w odniesieniu do dalszego kierunku rozwoju projektu
H2HUB Nowa Sarzyna, w wyniku którego zostaną podjęte decyzje uwzględniające najbardziej
efektywne i uzasadnione biznesowo scenariusze.
W ramach Grupy, realizowany był także projekt o nazwie eFuels. Celem projektu było wykorzystanie
odnawialnego wodoru do produkcji metanolu i odnawialnego paliwa lotniczego. W ramach konkursu
Narodowego Centrum Badań i Rozwoju („NCBiR”) pt. „Nowe technologie w zakresie energii I” Spółka
znalazła się wśród 6 zespołów, którym zostało przyznane dofinansowanie na realizację innowacyjnych
projektów energetycznych. W związku z podjętą decyzją o stopniowym wycofywaniu się działalność
i w jobszarze wodoru, w dniu 7 kwietnia 2025 roku Polenergia S.A. jako lider konsorcjum, złożyła
wniosek o zaprzestanie realizacji projektu. Obecne perspektywy realizacji projektu nie dają szans na
ukończenie zadań przypisanych do drugiej fazy we wskazanym w umowie z NCBiR terminie. Dnia 3
grudnia2025 r. przekazano do NCBiR audyt biegłego rewidenta, który nie wykazał żadnych nieścisłości
w realizacji projektu. Obecnie Spółka oczekuje na opinię NCBIR w sprawie złożonego wniosku
o zaprzestanie realizacji projektu. Na podstawie opinii NCBiR wydana zostanie decyzja w sprawie
rozliczenia dotacji otrzymanych wcześniej przez konsorcjum prowadzące projekt.
W dniu 11 grudnia 2025 r. spółka zależna Polenergii S.A.– Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna
sp. z o.o. z siedzibą w Nowej Sarzynie („ENS”) wzięła udział w aukcji głównej rynku mocy na rok dostaw
2030. W toku aukcji ENS zaoferowała obowiązek mocowy na rok 2030 w łącznej wysokości 114 MW.
Aukcja ta zakończyła się w 2. rundzie z ceną zamknięcia dla JRM ulokowanych na terenie systemu
465,02 zł/kW/rok. Umowa między PSE oraz Zarządcą Rozliczeń S.A a ENS została zawarta na okres
jednego roku.
W dniu 17 grudnia 2025 r. Polenergia S.A. zawarła z Axpo Polska sp. z o.o. („Axpo”) przedwstępną,
warunkową umowę sprzedaży 100% udziałów w Polenergia Elektrociepłownia Nowa sp. z o.o. Zawarcie
przyrzeczonej umowy przenoszącej własność Udziałów było uzależnione od spełnienia warunku
zawieszającego obejmującego uzyskanie przez Axpo zgody organu antymonopolowego na nabycie
udziałów. W związku ze spełnieniem tego warunku, w dniu 30 stycznia 2026 r. strony zawarły umowę
przyrzeczoną. Łączna ostateczna cena za udziały wyniosła ok. 139,7 mln PLN.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
19
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 energii 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 cen, kosztów profilu oraz kosztów
bilansowania ograniczają 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
zgodnie z założeniami Strategii intensywnie rozwija 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.
W dniu 31 lipca 2025 r. został opublikowany plan połączenia spółki Polenergia Obrót S.A. ze spółką
Polenergia Sprzedaż sp. z o.o. Kluczowym celem połączenia jest uproszczenie struktury i zwiększenie
efektywności w zawieraniu długoterminowych kontraktów PPA, zgodnie z przyjętą w marcu 2025 roku
strategią na lata 2025 - 2030. Decyzja oznacza pełną integrację kompetencji sprzedaży i obrotu energią
w jednym podmiocie, uproszczenie procesów zarządczych oraz większą przejrzystość finansową Grupy
w kontekście m.in. raportowania danych finansowych. Po połączeniu umowy będą ważne i obsługiwane
przez połączony podmiot. Klienci obu spółek będą na bieżąco informowani o przebiegu procesu
połączenia. W trakcie realizacji procesu połączenia zakończono działalność w sektorze B2C
realizowaną przez spółkę Polenergia Sprzedaż sp. z o.o. Połączenie Spółek nastąpiło z dniem 31
grudnia 2025 roku.
Spółka Polenergia Fotowoltaika S.A. w ramach prowadzonej działalności operacyjnej w 2025 roku
zainstalowała 9,3 MWp paneli fotowoltaicznych oraz 1 791 magazynów energii. 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.
(„Polenergia Dystrybucja”) 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. W dniu 17 lutego 2025 Spółka
uzyskała decyzję Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki korygującą Taryfę w zakresie kosztów
przeniesionych. Jednocześnie od 7 października trwa proces zatwierdzania przez Prezesa Urzędu
Regulacji Energetyki nowej Taryfy na dystrybucję i sprzedaż energii elektrycznej.
Kluczową kwestią w segmencie dystrybucji było uzyskanie przez Polenergia Dystrybucja w dniu 28
listopada 2025 na mocy decyzji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki znak
DRE.WOSE.4111.2.26.15.2024.POw przedłużenia ważności koncesji na dystrybucję energii
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
20
elektrycznej do dnia 31 grudnia 2040 r. oraz zmiana decyzji w zakresie wyznaczenia Polenergia
Dystrybucja operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego na okres od dnia 20 lipca
2009 r. do dnia 31 grudnia 2040 r."
W segmencie sprzedaży energii elektrycznej Polenergia Dystrybucja uzyskała również w dniu 28
listopada 2025 r. przedłużenie obowiązywania koncesji do dnia do dnia 31 grudnia 2035 r. 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 2025 roku zrealizowano umowy o przyłączenie oraz zgłoszono gotowość do
przyłączenia dla 80 inwestycji/etapów inwestycji oraz uzyskano rozszerzenie koncesji dla 36 projektów,
oczekiwane jest uzyskanie koncesji w odniesieniu do kolejnych 14.
Ponadto Polenergia Dystrybucja jest również w trakcie realizacji IV planu inwestycyjnego na lata 2021-
2026. Do końca czwartego kwartału 2025 roku spółka podpisała 97 umów o przyłączenie. W ramach IV
planu inwestycyjnego spółka zakończyła realizację 131 inwestycji/etapów inwestycji, dla których zgłosiła
gotowość przyłączenia, uzyskano rozszerzenie koncesji dla łącznie 41 projektów, oczekiwane jest
uzyskanie koncesji w odniesieniu do kolejnych 18.
W związku z istotną skalą planowanych nakładów inwestycyjnych na realizację celów strategicznych
określonych w strategii biznesowej, Zarząd dokonał przeglądu opcji strategicznych w obszarze
elektromobilności i podjął decyzję o stopniowym wycofywaniu się z dalszego rozwoju tej gałęzi
działalności Grupy. Do końca 2025 roku Polenergia eMobility sp. z o.o. udostępniała klientom 99 stacji
ładowania (153 punkty ładowania), uruchamiając w IV kwartale 3 stacje realizowane w ramach
wcześniejszych zobowiązań.
W 2025 Spółka ukończyła ponadto strategiczny projekt budowy kompletnej infrastruktury ładowania
wzdłuż koncesyjnego odcinka autostrady A2 na terenie ośmiu Miejsc Obsługi Podróżnych (MOP).
Polenergia eMobility sp. z o.o. posiada obecnie portfel umów dotyczących prawa do terenu
pozwalających na budowę kolejnych 172 stacji ładowania.
Pozostałe istotne informacje dotyczące sytuacji Grupy
Dnia 26 lutego 2025 r. Polenergia S.A. otrzymała od Mansa Investments sp. z o.o., Kulczyk Holding S.à
r. oraz Pani Dominiki Kulczyk zawiadomienie złożone na podstawie art. 69a ust. 3 w zw. z art. 69 ustawy
z dnia 29 lipca 2005 r. o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do
zorganizowanego systemu obrotu oraz o spółkach publicznych w sprawie ustanowienia zastawu na
akcjach Polenergii S.A. posiadanych przez Mansa.
Dnia 12 marca 2025 r. Polenergia S.A. otrzymała oświadczenie BIF IV Europe Holdings Limited,
akcjonariusza Spółki, o wykonaniu uprawnienia osobistego oraz o następujących zmianach w Radzie
Nadzorczej Spółki w wykonaniu tego uprawnienia: odwołaniu Pana Thomasa Josepha O’Briena z Rady
Nadzorczej Spółki ze skutkiem natychmiastowym; powołaniu Pani Inés Bargueño na Członka Rady
Nadzorczej Spółki ze skutkiem natychmiastowym.
W dniu 28 kwietnia 2025 r. została podpisana przez Amon sp. z o.o. („Amon”) oraz Talia sp. z o.o.
(„Talia”) ugoda z TAURON Polska Energia S.A.(„Tauron”) oraz spółką zależną od Tauron – Polska
Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. („PEPKH”) (Amon, Talia, Tauron oraz PEPKH
łącznie jako „Strony”). Podstawowym celem zawartych ugód jest polubowne zakończenie wszystkich
sporów sądowych, jakie toczą się między Amon i Talia a PEPKH oraz pomiędzy Amon i Talia a Tauron.
W wyniku ugody zawartej przez Amon i Talia z PEPKH:
• Doszło do rozwiązania Umów Sprzedaży Praw Majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia
będących potwierdzeniem wytworzenia energii w odnawialnym źródle energii przez odpowiednio Amon
i Talia, zawartych 23 grudnia 2009 r. pomiędzy PEPKH a Amon oraz PEPKH a Talia (o których zawarciu
Spółka informowała w raportach nr 62/2009 i 63/2009 roku z 24 grudnia 2009 r.).
• Amon i Talia oraz PEPKH zmieniły Umowy Sprzedaży Energii Elektrycznej wytworzonej w farmach
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
21
wiatrowych odpowiednio Amon i Talia zawartych z PEPKH w dniu 23 grudnia 2009 r. (o których zawarciu
Emitent informował w raportach nr 61/2009 i 64/2009 z 24 grudnia 2009 r.) w ten sposób, że zostanie
wznowione ich wykonywanie na okres 10 lat, liczony od dnia 1 czerwca 2025 r., tj. do dnia 31 maja 2035
r., a nowa ustalona przez Amon i Talia oraz PEPKH cena, po której energia elektryczna będzie
nabywana, nie będzie podlegała zmianom przez cały okres wykonywania tych umów.
• PEPKH zapłaciła na rzecz Amon i Talii jednorazowe odszkodowanie w łącznej wysokości 15 mln zł.
• Dojdzie do zakończenia wszystkich sporów sądowych jakie toczą się obecnie zarówno z powództw
Amon i Talia przeciwko PEPKH, jak i z powództwa PEPKH przeciwko Amon i Talia, tj. cofnięte zostaną
przez Amon i Talię powództwa przeciwko PEPKH ze zrzeczeniem się roszczeń w sprawach toczących
się przed Sądem Okręgowym w Gdańsku, sygn. akt IX GC 449/15, IX GC 451/15 oraz IX GC 744744/19,
jak i PEPKH cofnie powództwo wzajemne przeciwko Amon wytoczone przed Sądem Okręgowym
w Gdańsku do sygn. akt IX GC 744/19 oraz powództwo przeciwko Talia wytoczone przed Sądem
Okręgowym w Warszawie do sygn. akt XX GC 1057/24, w obydwu przypadkach wraz ze zrzeczeniem
się roszczeń w tych sprawach. Ponadto PEPKH cofnie także skargi kasacyjne w sprawach toczących
się przed Sądem Najwyższym do sygn. II CSK 874/23 i II CSKP 178/23. Stosowne pisma sądowe
wyrażające wolę cofnięcia powództw i zrzeczenia się roszczeń jak i cofnięcia skarg kasacyjnych mają
zostać złożone we właściwych sądach najpóźniej kolejnego dnia roboczego następującego po dniu
podpisania ugody.
Ponadto, w ramach dokumentacji ugodowej doszło także do zawarcia pomiędzy Tauron, PEPKH oraz
Amon i Talia porozumienia co do wstąpienia Tauron w miejsce PEPKH jako kupującego do Umów
Sprzedaży Energii Elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii – farmie wiatrowej
w miejscowości Łukaszów oraz w farmie wiatrowej w miejscowości Modlikowice z dnia 23 grudnia 2009
r., które zawiera w sobie także ugodę pomiędzy Amon i Talią a Tauron.
W wyniku zawartego porozumienia i ugody:
• Tauron wstąpił w miejsce PEPKH w prawa i obowiązki kupującego z ww. Umów Sprzedaży Energii
Elektrycznej, które to Umowy Tauron oraz Amon i Talia będą wykonywać przez okres czasu i na
warunkach jak wskazane w pkt 2 powyżej.
• Amon i Talia cofną powództwa przeciwko Tauron ze zrzeczeniem się roszczeń wytoczone przed
Sądem Okręgowym w Katowicach (obecnie sygn. akt XIII GC 164/25). Pismo sądowe wyrażające wolę
cofnięcia powództw i zrzeczenia się roszczeń ma zostać złożone w Sądzie Okręgowym w Katowicach
najpóźniej kolejnego dnia roboczego następującego po dniu podpisania ugody.
Dodatkowo, Strony zrzekły się wzajemnie względem siebie wszelkich roszczeń i praw, które im
przysługują lub mogłyby im przysługiwać z tytułu niewykonywania lub nienależytego wykonywania
Umów Sprzedaży Praw Majątkowych i Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej przez którąkolwiek ze
Stron, jak i wszelkich roszczeń o charakterze deliktowym związanych z takim niewykonywaniem lub
nienależytym wykonywaniem takich Umów, a zrzeczenie to obejmować ma w założeniu stron zarówno
roszczenia objęte dotychczas sporami sądowymi, jak i wszelkie ewentualne dalsze roszczenia,
nieobjęte tymi sporami, a które odnosiłyby się do okresu czasu zamkniętego do momentu zawarcia
ugód.
W wyniku zawarcia ugód i wznowienia wykonywania Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej Strony
przewidują sprzedaż łącznego wolumenu energii elektrycznej z farm wiatrowych Amon i Talia
w szacunkowej wysokości ok. 1,2 TWh w perspektywie 10 lat wykonywania Umów Sprzedaży Energii
Elektrycznej, zaś wartość Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej w perspektywie 10 lat ich
wykonywania, ustalona jako iloczyn ilości sprzedanej energii elektrycznej oraz stawki określonej w tych
Umowach, szacunkowo wyniesie przez cały okres ich obowiązywania odpowiednio ok. 300 mln zł dla
Amon oraz ok. 200 mln zł dla Talia.
Z dniem 24 kwietnia 2025 roku w skład Rady Nadzorczej Spółki, na kolejną trzyletnią, indywidualną
kadencję, zostały powołane następujące osoby:
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
22
• Pani Dominika Kulczyk – na podstawie art. 5.4.2 (a) (i) Statutu Polenergii S.A., w wyniku wykonania
uprawnienia osobistego przez Mansa Investments sp. z o.o.; oraz
• Pani Emmanuelle Rouchel oraz pan Ignacio Paz-Ares Aldanondo – na podstawie art. 5.4.2
(a) (i) Statutu Polenergii S.A., w wyniku wykonania uprawnienia osobistego przez BIF IV Europe
Holdings Limited.
Powołanie Członków Rady Nadzorczej na nową kadencję związane jest z wygaśnięciem
dotychczasowych mandatów ww. osób w związku z odbyciem w dniu 23 kwietnia 2025 roku
Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia zatwierdzającego sprawozdanie finansowe Spółki za rok 2024.
W dniu 16 czerwca 2025 roku Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy w Warszawie, XII Wydział
Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego („Sąd”), dokonał rejestracji zmiany Statutu Polenergii S.A.,
przyjętej na mocy uchwały nr 30/2025 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 23 kwietnia 2025
roku. Treść podjętych uchwał została opublikowana raportem bieżącym nr 39/2025.
W dniu 29 lipca 2025 roku Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy w Warszawie, XII Wydział Gospodarczy
Krajowego Rejestru Sądowego, zarejestrował zmianę Statutu Spółki dokonaną na podstawie uchwały
nr 3/2025 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 26 czerwca 2025 roku. Treść zmienionego
statutu została opublikowana raportem bieżącym nr 46/2025.
W dniu 7 sierpnia 2025 r. Pana Mikołaj Franzkowiak złożył rezygnacje z pełnienia funkcji członka Rady
Nadzorczej Spółki.
W dniu 13 sierpnia 2025 r. Mansa Investments sp. z o.o., w wykonaniu uprawnienia osobistego
przysługującego na podstawie art. 5.4.2 (a) (i) Statutu Polenergii S.A., powołała w skład Rady
Nadzorczej Spółki Pana Jacka Tadeusza Santorskiego.
W dniu 1 października 2025 roku Sąd Okręgowy w Warszawie zasądził solidarnie od Certyfikaty
sp. z o.o. („Certyfikaty”) oraz Polenergia Obrót S.A. („Polenergia Obrót”) będących spółkami zależnymi
Polenergia S.A., kwotę 24.025.009,72 zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie na rzecz Eolos
Polska sp. z o.o. („Eolos”) w związku z rzekomym niewykonaniem dwóch ramowych umów sprzedaży
praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii elektrycznej wytworzonej
w odnawialnych źródłach energii zawartych przez poprzednika prawnego Certyfikaty i Eolos w dniu 23
grudnia 2010 r., które w ocenie Spółki wygasły w dniu 5 stycznia 2016 r. Wyrok jako nieprawomocny
nie podlega wykonaniu. Po analizie uzasadnienia wyroku Spółka podejmie decyzję co do wniesienia
apelacji.
W dniu 19 grudnia 2025 roku Zarząd spółki pod firmą Polenergia S.A. otrzymał informację o złożeniu
przez Członka Zarządu Emitenta Pana Łukasza Buczyńskiego rezygnacji z członkostwa w Zarządzie
i z funkcji Członka Zarządu (COO) Emitenta, ze skutkiem na dzień 19 grudnia 2025 roku (koniec dnia).
W dniu 19 grudnia 2025 roku, Rada Nadzorcza Emitenta podjęła uchwały w sprawie przyjęcia zmian do
Regulaminu Systemu Premiowego dla Zarządu Polenergia Spółka Akcyjna dotyczących zasad nowego
wieloletniego planu motywacyjnego („Program LTIP”) oraz przyznania poszczególnym członkom
Zarządu Emitenta (tj. (i) Prezesowi Zarządu (CEO), (ii) Pierwszemu Wiceprezesowi Zarządu (CDO) oraz
(iii) Drugiemu Wiceprezesowi Zarządu (CFO) uprawnień do premii wieloletniej w ramach pierwszej
transzy Programu LTIP. Powyższe uchwały wejdą w życie w dacie i pod warunkiem podjęcia przez
Walne Zgromadzenie Emitenta uchwały w sprawie przyjęcia zmian do Polityki Wynagrodzeń Członków
Zarządu i Rady Nadzorczej w Polenergia S.A. („Polityka Wynagrodzeń”), w brzmieniu tej polityki
zasadniczo zgodnym z tym, który został zatwierdzony uchwałą Rady Nadzorczej nr 83/2025 z dnia 19
grudnia 2025 roku oraz załączonego do ogłoszenia Zarządu Emitenta z dnia 19 grudnia 2025 r.
o Zwołaniu Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia.
Program LTIP zakłada możliwość przyznawania przez Radę Nadzorczą członkom Zarządu Emitenta
uprawnień do otrzymania premii wieloletniej w formie wypłat gotówkowych („Premie Wieloletnie”) za
poszczególne, maksymalnie 4-letnie, okresy transz Programu LTIP, które mogą być należne pod
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
23
warunkiem spełnienia komercyjnych celów biznesowych Grupy Polenergia określonych przez Radę
Nadzorczą dla danej transzy Programu LTIP oraz pozostawania w zatrudnieniu u Emitenta
w określonym czasie transzy Programu LTIP. Program LTIP zakłada też możliwość otrzymania Premii
Wieloletniej, jeśli dojdzie do zmiany kontroli nad Emitentem, w którym to przypadku warunki Premii
Wieloletniej będą pośrednio lub bezpośrednio powiązane ze wzrostem wartości akcji Emitenta
w długoterminowym okresie.
W dniu 17 grudnia 2025 roku Mansa Investments sp. z o.o. nabyła 500 000 akcji w kapitale zakładowym
Polenergia S.A., reprezentujących prawo do 500 000 głosów na walnym zgromadzeniu Polenergia S.A.
Szczegółowe informacje o zawartych umowach znaczących w wyżej wymienionych obszarach 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”.
Wyniki finansowe za okres 12 miesięcy zakończony 31 grudnia 2025 w podziale na segmenty
operacyjne
Na kolejnych stronach przedstawiono podział łącznego wyniku Grupy osiągniętego w czterech
kwartałach 2025 roku w podziale na segmenty działalności.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
24
12M 2025 (m PLN)
Lądowe Farmy
Wiatrowe
Fotowoltaika Gaz i Czyste Paliwa Obrót i Sprzedaż Dystrybucja Niealokowane RAZEM
Przychody ze sprzedaży* 566.1 44.9 115.4 3,247.0 216.6 35.7 4,225.8
Koszty operacyjne, w tym (243.2) (23.8) (109.2) (3,068.0) (171.8) (15.9) (3,631.8)
koszty operacyjne (bez korekty z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia) 2,915.5 2,915.5
amortyzacja (3,137.9) (494.9) (147.9) (409.4) (337.4) (3,541.6) (8,069.1)
korekta z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia (20.8) - - - - - (20.8)
Zysk brutto ze sprzedaży 322.9 21.2 6.2 179.1 44.8 19.8 593.7
Marża zysku brutto ze sprzedaży 57.0% 47.1% 5.4% 5.5% 20.7% "n/a" 0.1
Koszty sprzedaży - - - (54.4) - - (54.4)
Koszty ogólnego zarządu (13.9) (2.7) (6.6) (86.6) (13.2) (115.6) (238.8)
Pozostała działalność operacyjna 27.5 (60.1) (30.3) 4.7 (2.7) (89.6) (150.5)
Zysk z działalności operacyjnej 336.4 (41.7) (30.7) 42.8 28.9 (185.4) 150.1
EBITDA 466.5 31.5 6.3 53.6 40.2 (88.2) 509.9
Marża EBITDA 82.4% 70.2% 5.4% 1.7% 18.6% "n/a" 12.1%
Wynik na działalności finansowej (62.1) (2.7) 0.9 (8.3) (7.6) (144.5) (224.4)
Zysk (Strata) na aktywach wycenianych metodą praw własności
Zysk (Strata) brutto 274.3 (44.4) (29.7) 34.5 21.2 (320.8) (59.1)
Podatek dochodowy (65.4)
Zysk (strata) netto za okres (124.6)
Korekty normalizujące:
Alokacja Ceny Nabycia (PPA) 0.4
Różnice kursowe 4.9
Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu 3.6
Odpisy aktualizujące 176.4
Efekt sprzedaży Polenergia Kogeneracja Sp. z o.o. (7.4)
(Zysk) Strata na aktywach wycenianych metodą praw własności (6.0)
Skorygowany Zysk Netto 47.3
*Przy chody z tytułu 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
25
12M 2024 (m PLN)
Lądowe Farmy
Wiatrowe
Fotowoltaika Gaz i Czyste Paliwa Obrót i Sprzedaż Dystrybucja Niealokowane 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) (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) (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 14.0 808.4
Marża zysku brutto ze sprzedaży 65.9% 44.0% 6.1% 7.4% 16.1% "n/a" 18.7%
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)
Zysk z działalności operacyjnej 503.9 8.7 (0.1) 20.9 22.9 (88.3) 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" 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) 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
Zmiana EBITDA rdr (164.9) 14.7 (3.6) 21.0 8.5 (6.7) (131.1)
*Przy chody z tytułu 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
26
4Q 2025 (m PLN)
Lądowe Farmy
Wiatrowe
Fotowoltaika Gaz i Czyste Paliwa Obrót i Sprzedaż Dystrybucja Niealokowane RAZEM
Przychody ze sprzedaży* 150.4 6.4 50.5 719.6 52.8 14.0 993.8
Koszty operacyjne, w tym (63.8) (6.7) (46.6) (680.4) (44.7) 3.0 (839.1)
koszty operacyjne (bez korekty z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia) 2,995.3 2 995.3
amortyzacja (3,041.0) (486.1) (140.1) (401.3) (328.8) (3 535.6) (7 933.0)
korekta z tytułu przyznanych świadectw pochodzenia (18.1) - - - - - (18.1)
Zysk brutto ze sprzedaży 86.6 (0.3) 4.0 39.2 8.2 17.0 154.6
Marża zysku brutto ze sprzedaży 57.6% -5.4% 7.8% 5.4% 15.5% "n/a" 15.6%
Koszty sprzedaży - - - (10.6) - - (10.6)
Koszty ogólnego zarządu (5.8) (1.5) (2.5) (23.8) (4.0) (41.1) (78.6)
Pozostała działalność operacyjna (1.6) (60.6) (2.2) 1.2 (2.4) (88.9) (154.4)
Zysk z działalności operacyjnej 79.3 (62.4) (0.7) 6.0 1.8 (113.0) (88.9)
EBITDA 112.4 2.0 1.8 8.8 4.6 (21.8) 107.9
Marża EBITDA 74.8% 31.8% 3.5% 1.2% 8.7% "n/a" 10.9%
Wynik na działalności finansowej (62.1) (2.7) 0.9 (8.3) (7.6) (144.5) (219.0)
Zysk (Strata) brutto 63.4 (54.5) (0.5) 3.1 (0.1) (160.3) (137.5)
Podatek dochodowy (6.9)
Zysk (strata) netto za okres (73.4)
Korekty normalizujące:
Alokacja Ceny Nabycia (PPA) 0.3
Różnice kursowe 4.7
Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu 1.2
Odpisy aktualizujące 78.7
Efekt sprzedaży Polenergia Kogeneracja Sp. z o.o. (7.4)
Wynik netto na sprzedaży aktywów (11.4)
Skorygowany Zysk Netto (7.4)
*Przy chody z tytułu 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
27
4Q 2024 (m PLN)
Lądowe Farmy
Wiatrowe
Fotowoltaika Gaz i Czyste Paliwa Obrót i Sprzedaż Dystrybucja Niealokowane 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 (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) (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) 11.2 179.1
Marża zysku brutto ze sprzedaży 64.6% -38.8% 8 .0% 4.3% -10.6% "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)
Zysk z działalności operacyjnej 126.5 (2.4) 1.4 (25.0) (8.8) (38.3) 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" 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) 25.7
(328.6) (5.0) (37.5)
Zysk (strata) netto za okres 7.1
Korekty normalizujące:
Alokacja Ceny Nabycia (PPA) 0.2
Różnice kursowe 2.9
Wycena kredytów metodą zamortyzowanego kosztu 2.5
Odpisy aktualizujące (2.2)
Wynik netto na sprzedaży aktywów -
Skorygowany Zysk Netto 10.5
*Przy chody z tytułu 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
28
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:
EBITDA / Zysk netto [mln PLN]
12M 2025
12M 2024
Zmiana
Przychody ze sprzedaży
4 225.8
4 320.5
(94.8)
EBITDA
509.9
642.1
(132.2)
Zysk/Strata Netto
(124.6)
301.2
(425.7)
Skorygowany Zysk/Strata Netto
47.3
307.4
(260.1)
Na wyniki osiągnięte w 2025 roku w porównaniu do wyników roku poprzedniego wpływ miały
następujące czynniki:
Na poziomie EBITDA (spadek o 132,2 mln zł):
- Niższy wynik segmentu lądowych farm wiatrowych (o 165,6 mln zł), co jest przede wszystkim
konsekwencją spadku cen energii elektrycznej oraz zielonych certyfikatów jak również niższy wolumen
produkcji energii elektrycznej z uwagi na gorsze warunki wietrzności. Powyższe zostało częściowo
skompensowane przez wpływ rekompensaty z tytułu ugody z Grupą Tauron w wysokości 15 mln zł (efekt
jednorazowy).;
- Wyższy wynik segmentu fotowoltaiki (wzrost o 15,2 mln zł) z uwagi na wyższą produkcję energii
w segmencie PV, głównie z uwagi na wcześniejsze uruchomienie farm fotowoltaicznych Szprotawa I
oraz Szprotawa II (66,9 MWp) w trzecim kwartale 2025 r., co częściowo zostało skompensowane przez
niższe ceny energii w 2025 r. oraz wyższe koszty operacyjne w związku ze zwiększeniem mocy
zainstalowanej;
- Wyższy wynik segmentu gazu i czystych paliw (o 3,6 mln zł) w związku z wyższym wynikiem na cieple
oraz niższymi kosztami stałymi pomniejszonymi przez niższy wynik na usługach systemowych (Rynek
Mocy) oraz niższy wynik na optymalizacji pracy ENS.
- Niższy wynik segmentu obrotu i sprzedaży (o 21,3 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)
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
29
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 2025 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.
- Wyższy wynik segmentu dystrybucji (o 7,4 mln zł) wskutek wyższej marży jednostkowej na dystrybucji
energii oraz wyższych niż zakładano przychodów z mocy biernej i nadwyżek mocy oraz niższych strat
sieciowych, 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 6,9 mln zł) co jest konsekwencją wyższych kosztów
operacyjnych w Centrali wynikających głównie ze wzrostu skali działalności oraz zdarzeniami
jednorazowymi, m.in. premia oraz koszty doradztwa związane z Bałtykami.
Na poziomie Zysku Netto (spadek o 425,7 mln zł):
- Wpływ wyniku EBITDA (wynik niższy o 132,2 mln zł);
- Wyższa amortyzacja (o 9,1 mln zł) wynikająca przede wszystkim z oddania do użytkowania środków
trwałych w segmencie farm wiatrowych i fotowoltaicznych;
- Wyższa wartość odpisów aktualizujących (o 176,4 mln zł) związanych z farmami fotowoltaicznymi
i wiatrowymi w fazie rozwoju; odpisy na operacyjne farmy fotowoltaiczne oraz odpisy dokonane
w segmencie fotowoltaiki i wodoru.
- Efekt sprzedaży Polenergia Kogeneracja sp. z o.o.
- Wynik na aktywach wycenianych metodą praw własności
Powyższe pozycje łącznie przyczyniły się do spadku zysku operacyjnego o 302,6 mln zł.
- Wyższe przychody finansowe (o 21,1 mln zł) głównie w konsekwencji wyższych przychodów z tytułu
odsetek.
- Wyższe koszty finansowe (o 173,7 mln zł) wynikające głównie z kosztów finansowych z tytułu odsetek
od obligacji oraz kredytu, wyższych kosztów z tytułu instrumentów pochodnych, poręczeń i wyniku na
różnicach kursowych.
- Niższy poziom podatku dochodowego (o 29,4 mln zł) za pierwsze cztery kwartały 2025 roku jest
efektem niższego wyniku brutto Grupy, częściowo skompensowany brakiem rozpoznania podatku
odroczonego na straty podatkowe w Polenergii S.A. i Polenergia Fotowoltaika S.A., ze względu na niskie
ryzyko wykorzystania strat.
Na poziomie skorygowanego zysku netto (spadek o 260,1 mln zł):
- Wpływ zysku netto (spadek o 425,7 mln zł);
- Odwrócenie efektu odpisów aktualizacyjnych (wzrost o 176,4 mln zł);
- Odwrócenie efektu sprzedaży Polenergia Kogeneracja sp. z o.o. (spadek o 7,4 mln zł);
- Odwrócenie efektu wyniku na aktywach wycenianych metodą praw własności (spadek o 6 mln zł);
- Odwrócenie efektu różnic kursowych (wzrost o 1,9 mln zł);
- Odwrócenie efektu wyceny kredytów długoterminowych (wzrost o 0,6 mln zł);
- Odwrócenie efektu rozliczenia ceny nabycia (wzrost o 0,2 mln zł);
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
30
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.
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
l.p.
Akcjonariusz
Liczba akcji
Liczba głosów
Udział
procentowy
1
Mansa Investments sp. z o.o.
1
33 702 946
33 702 946
43,65 %
2
BIF IV Europe Holdings Limited
2
24 738 738
24 738 738
32,04%
3
Allianz Polska OFE
3
5 499 085
5 499 085
7,12%
4
Nationale-Nederlanden OFE
4
4 571 000
4 571 000
5,92%
5
Pozostali (poniżej 5%)
8 707 144
8 707 144
11,28%
Łącznie
77 218 913
77 218 913
100%
1
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 raport bieżący nr 3/2026 z 22 stycznia 2026 r. W dniu 26
lutego 2025 r. Polenergia S.A. otrzymała informację 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. Następnie, 6 listopada 2025 r. (raport bieżący nr 57/2025)
Polenergia S.A. otrzymała informację o ustanowieniu zastawu na 15 408 550 posiadanych przez Mansa akcjach Spółki.
2
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. Liczba
akcji i głosów BIF IV Europe Holdings Limited została wskazana w oparciu o raport bieżący nr 3/2026 z 22 stycznia 2026 r.
3
Liczba akcji i głosów Allianz Polska OFE została wskazana w oparciu o raport bieżący nr 3/2026 z 22 stycznia 2026 r.
4 Liczba akcji i głosów Nationale-Nederlanden OFE została wskazana w oparciu o raport bieżący nr 3/2026 z 22 stycznia
2026 r.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
31
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 roku obrotowym 2025, w ramach Grupy doszło do sfinalizowania transakcji połączenia spółek
Polenergia Obrót S.A. z siedzibą w Warszawie („POLO”) spółka przejmująca) ze spółką Polenergia
Sprzedaż S.A. z siedzibą w Warszawie (Polnergia Sprzedaż) (spółka przejmowana). W wyniku
połączenia, POLO jako następca prawny, wstąpiła we wszystkie prawa i obowiązki spółki przejmowanej.
Dniem połączenia tj. dniem wpisania połączenia do rejestru przedsiębiorców Krajowego Rejestru
Sądowego jest 31 grudnia 2025 r.
W ramach połączenia nastąpiło zwiększenie kapitału zakładowego POLO z kwoty 15.102.069,00 zł do
kwoty 16.887.069,00 zł w drodze emisji 35.000 akcji o wartości nominalnej 51,00 zł 1 (jedna) akcja.
Wszystkie wyemitowane akcje przyznane zostały Spółce będącej jedynym akcjonariuszem POLO.
W dniu połączenia tj. 31 grudnia 2025 r. Polenergia Obrót S.A. („POLO”) notyfikowała Prezesowi Urzędu
Regulacji Energetyki (URE) fakt połączenia POLO z Polenergia Sprzedaż sp. z o.o. („Polenergia
Sprzedaż”) wnioskując o wydanie decyzji o stwierdzeniu wygaśnięcia koncesji na obrót energią
elektryczną Polenergia Sprzedaż nr OEE/11319/68452/W/DRE/2020/BT. W konsekwencji połączenia
POLO jako następca prawny stał się posiadaczem ww. koncesji Polenergia Sprzedaż, będąc
jednocześnie w posiadaniu swojej własnej koncesji na obrót energią elektryczną, nr
OEE/303/3280/W/2001/AS, obejmującej ten sam zakres i te same warunki. Decyzją nr
DRE.WOSE.4111.1.74.11.2025.PO wydaną w dniu 24 lutego 2026 r. Prezes URE stwierdził
wygaśnięcie koncesji na obrót energią elektryczną wydaną na rzecz Polenergia Sprzedaż sp. z o.o. ze
skutkiem na dzień 31 grudnia 2025 r., przychylając się tym samym do stanowiska POLO, iż z uwagi na
fakt, połączenia obu spółek i posiadania przez POLO własnej koncesji na obrót energią elektryczną,
koncesja nabyta w ramach sukcesji uniwersalnej jest bezprzedmiotowa.
Ponadto, w dniu 16 grudnia 2025 r. Polenergia S.A. zawarła umowę sprzedaży wszystkich 4 576
udziałów w spółce Polenergia Kogeneracja sp. z o.o.
W dniu 17 grudnia 2025 r. Polenergia S.A. zawarła z Axpo Polska sp. z o.o. („Axpo”) przedwstępną,
warunkową umowę sprzedaży 100% udziałów w Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o.
zawieszającego powinno nastąpić nie później niż w ciągu czterech miesięcy od dnia zawarcia Umowy
Sarzyna sp. z o.o. („ENS”). Zawarcie przyrzeczonej umowy przenoszącej własność Udziałów było
uzależnione od spełnienia warunku zawieszającego obejmującego uzyskanie przez Axpo zgody organu
antymonopolowego na nabycie udziałów. W związku ze spełnieniem tego warunku, w dniu 30 stycznia
2026 r. strony zawarły umowę przyrzeczoną. Łączna ostateczna cena za udziały wyniosła ok. 139,7 mln
PLN.
Dodatkowo, w roku 2025 rozpoczęto proces likwidacji spółek projektowych z obszaru wodoru, które
dotychczas nie prowadziły istotnej, aktywnej działalności, tj. Polenergia H2Hub 1 sp. z o.o. w likwidacji,
Polenergia H2Hub 2 sp. z o.o. w likwidacji, Polenergia H2Hub 3 sp. z o.o. w likwidacji, Polenergia H2Hub
4 sp. z o.o. w likwidacji oraz Polenergia H2Hub 5 sp. z o.o. w likwidacji dla których otwarto likwidację
1 września 2025 roku.
Zgodnie z raportem bieżącym nr 15/2025 w ramach przyjętej strategii Spółka będzie stopniowo
wycofywała się z działalności w obszarze elektromobilności i wodoru. W pozostałych obszarach Spółka
kontynuuje przegląd opcji strategicznych, z tym zastrzeżeniem, że w wyniku sprzedaży udziałów
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
32
w Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. Grupa Polenergia zaprzestała działalności
operacyjnej w segmencie gaz i czyste paliwa kończąc przegląd opcji strategicznych w tym obszarze.
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).
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 we wskazanej nocie są konsolidowane metodą pełną,
poza spółkami MFW Bałtyk I S.A., MFW Bałtyk sp. z o.o., 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.
W omawianym okresie nie wystąpiły zmiany w organizacji grupy kapitałowej Emitenta poza
wydarzeniami opisanymi powyżej w punkcie 10.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
33
12. Charakterystyka struktury aktywów i pasywów skonsolidowanego bilansu, w tym
z punktu widzenia płynności grupy kapitałowej Emitenta
Rentowność kapitału własnego oraz wskaźnik rentowności netto sprzedaży, świadczący o poziomie
zysku przypadającym na każdą złotówkę przychodów ze sprzedaży, spadł względem roku 2024. Wpływ
na pogorszenie powyższych wskaźników miał w szczególności spadek wyniku netto spotęgowany
wzrostem kosztów finansowych oraz kosztami związanymi z odpisami aktualizującymi.
Płynność finansowa Grupy mierzona wskaźnikiem płynności I uległa zmniejszeniu w związku z niższym
stosunkiem wartości majątku obrotowego względem zobowiązań krótkoterminowych – (spadek majątku
obrotowego w porównaniu do roku ubiegłego). Wskaźnik szybkości obrotu należnościami, oznaczający
okres oczekiwania na wpływ należności, zmalał o 1 dzień w porównaniu do roku ubiegłego.
Struktura bilansu Grupy na koniec 2025 roku uległa zmianie głównie wskutek spadku poziomu kapitału
własnego, wzrostu zobowiązań długoterminowych głównie z tytułu zaciągniętego kredytu, spadku
rzeczowych aktywów trwałych oraz wzrostu 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 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.
Nazwa Opis
Wartość
2025
Wartość
2024
Zmiana r/r
wynik finansowy netto
średnioroczny stan kapitału
własnego
wynik finansowy netto
przychody ze sprzedaży
majątek obrotowy ogółem
zob. krótkoterminowe
średnioroczny stan należności z
tytułu dostaw i usług x 365 dni
przychody ze sprzedaży produktów
towarów
(suma pasywów - kapitał własny)
*100
suma aktywów
Rentowność netto sprzedaży
-2.9%
7.0%
-9.9%
Rentowność kapitału własnego
-3.0%
7.3%
-10.2%
Szybkość obrotu należności (w
dniach)
21
22
-1
Płynność - wskaźnik płynności I
2.04
2.86
-0.81
Obciążenie majątku
zobowiązaniami
49.6%
42.9%
6.7%
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
34
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
trwające do 30 września 2025 r.
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.
Niezależnie jednak 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, które
w znaczący sposób wpływają na rozwój i prowadzenie działalności gospodarczej w sektorze
energetycznym.
W listopadzie 2025 roku weszły w życie zmiany Ustawy o Promowaniu Wytwarzania Energii Elektrycznej
w Morskich Farmach Wiatrowych oraz szeregu innych ustaw mających podstawowe znaczenie dla
sektora offshore. Nowelizacja ta, obok ułatwień w prowadzeniu inwestycji na morzu, wprowadziła istotne
zmiany dla projektów morskich farm wiatrowych biorących udział w aukcjach, m.in. wprowadziła
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
35
ograniczenie corocznej waloryzacji ceny aukcyjnej średniookresowym celem inflacyjnym określanym
przez Radę Polityki Pieniężnej. 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.
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. W 2025 roku rząd zmierzał do przyjęcia ustawy nowelizującej zakładającej dalszą
liberalizację odległości między instalacjami lądowej energetyki wiatrowej a zabudową mieszkaniową do
odległości nie mniejszej niż 500 metrów od linii zabudowy, a także przewidującej szereg uproszczeń dla
rozwoju projektów, w szczególności w zakresie procedur środowiskowych i planistycznych. Ostatecznie
ustawa nowelizująca została zawetowana przez Prezydenta RP. Rząd zapowiedział wprowadzenie
niektórych uproszczeń w drodze zmiany rozporządzeń wykonawczych, jednak minimalna odległość 700
metrów została utrzymana.
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.
Ryzyko regulacyjne dla Grupy może pojawić się w związku z zainicjowanymi w IV kwartale 2025 r.
w Ministerstwie Energii pracami nad projektem ustawy przywracającym obligo giełdowe. Istotą
planowanych rozwiązań jest m.in. wprowadzenie obowiązkowej sprzedaży energii w wysokości 80%
przez wytwórców energii elektrycznej, w tym wytwórców OZE poprzez Towarową Giełdę Energii (TGE).
W przypadku uchwalenia zmian w proponowanym przez Ministerstwo Energii brzmieniu,
spowodowałoby to konieczność zmiany strategii komercjalizacji energii z OZE w perspektywie
długoterminowej, w tym w zakresie umów typu PPA, konieczność weryfikacji dostępnych możliwości
refinansowania posiadanych projektów OZE zgodnych z obligiem giełdowym, czy też ograniczenia
produktowe dla nowych odbiorców końcowych. Spółka podjęła aktywnie działania mitygujące to ryzyko,
przyłączając się do postulatów branżowych optujących za wyłączeniem OZE z obliga wskazując m.in.
na negatywny wpływ takiego rozwiązania na rynek PPA oraz brak poprawy płynności rynku terminowego
energii elektrycznej, co pozostaje jednym z głównych celów proponowanego rozwiązania projektu
Ustawy wprowadzającej obligo giełdowe. 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 Grupa ma bardzo ograniczone możliwości realnego wpływu na decyzje
podejmowane na szczeblu wspólnotowym i ogólnopolskim w tym zakresie.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
36
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. 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. 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.
• Ryzyko poniesienia wysokich kosztów inwestycyjnych przed podjęciem finalnej decyzji inwestycyjnej
Zabezpieczenie kontraktu różnicowego w toku wygranej aukcji offshore w grudniu 2025 roku dla projektu
Morskiej Farmy Wiatrowej Bałtyk I i skorelowane z tym zobowiązanie do koncesjonowanego
wytworzenia i wprowadzenia do sieci energii elektrycznej z tej farmy w terminie 7 lat niesie ze sobą
również ryzyko poniesienia relatywnie wysokich kosztów inwestycyjnych przed podjęciem finalnej
decyzji inwestycyjnej (FID). Wynika to z konieczności zabezpieczenia możliwości produkcyjnych
i dostępności 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
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
37
oczekują twardych finansowych gwarancji przed dokonaniem rezerwacji mocy produkcyjnych
i instalacyjnych, jednocześnie wydłużając harmonogramy realizacji usług. Dokonywanie rezerwacji mocy
produkcyjnych z dużym wyprzedzeniem czasowym może skutkować koniecznością poniesienia
istotnych nakładów inwestycyjnych przed ostateczną decyzją inwestycyjną (warunkującą przystąpienie
do budowy projektu) oraz wystawianiem przez Spółkę gwarancji płatności zobowiązań spółki
rozwijającej 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 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 zmiany regulacji podatkowych
W styczniu 2025 r. w ustawie o podatkach i opłatach lokalnych zmieniono definicję budowli, co
spowodowało wzrost obciążeń podatkowych dla instalacji OZE.
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
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
38
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 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 podlegała w 2025 r. Polenergia
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o., która uczestniczy we wspólnotowym systemie handlu
uprawnieniami do emisji.
Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o., która w roku 2025 należała do Grupy Polenergia,
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.
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 Grupa obserwuje zwiększające się ryzyko konkurencji w tym
segmencie, w tym w szczególności ze strony nowych inwestorów zagranicznych o silnym zapleczu
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
39
kapitałowym. Istnieje ryzyko, że projekty rozwijane przez Grupę nie będą wystarczająco 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.
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, z zaangażowaniem dedykowanego zespołu wewnętrznego a także kanałów
zewnętrznych, pod kątem ich zdolności do terminowego 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. Proces oceny
ryzyka kredytowego ma charakter sformalizowany i obejmuje weryfikację kondycji finansowej
kontrahentów, ich otoczenia rynkowego oraz aspektów Compliance. Po zawarciu umowy ekspozycja
jest odpowiednio zabezpieczona, a współpraca podlega cyklicznemu monitoringowi. Spółka
szczegółowo analizuje proces technologiczny oraz zapotrzebowanie na energię elektryczną i cieplną
klienta, a rozpoczęcie projektu poprzedza kilkumiesięczna współpraca obu stron. W związku z trudną
sytuacją makroekonomiczną, zwiększającą prawdopodobieństwo pogorszenia kondycji finansowej
części przedsiębiorstw Grupa identyfikuje ryzyko zwiększenia poziomu nieściągalnych należności.
Powyższe zostało uwzględnione w modelu szacowania ryzyka kredytowego, co skutkowało na dzień 31
grudnia 2025 r. łącznym odpisem na nieściągalne należności w wysokości 40 708 tys. PLN.
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
utrzymująca się zmienność cen, spadek płynności na rynkach terminowych oraz wzrost ryzyka
niewypłacalności kontrahentów. Wymienione czynniki ryzyka mogą także oddziaływać na płynność
poprzez wzrost poziomu wymaganych depozytów zabezpieczających w izbach rozliczeniowych giełd
oraz poziom należności nieściągalnych. W odpowiedzi na wysoki poziom 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”).
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
40
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 efekcie
w dniu 14 lipca 2023 r. Polenergia Obrót, CIME oraz CIME Krzanowice zawarły na okres 10 lat 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”) oraz umowę restrukturyzacyjną Zadłużenie, na podstawie której Polenergia Obrót jest
uprawniona do potrącania Zadłużenia z wierzytelnościami CIME Krzanowice względem Polenergia
Obrót za energię elektryczną pod Umową offtake („Umowa restrukturyzacyjna”). Strony ponadto zawarły
umowy zastawu rejestrowego na rzecz Polenergia Obrót na aktywach CIME Krzanowice oraz
posiadanych przez CIME udziałach w kapitale zakładowym CIME Krzanowice („Zastawy”).
W 2025 r. Strony podpisały aneks do Umowy restrukturyzacyjnej i Umowy offtake, aktualizując zasady
umożliwiające szybszą spłatę Zadłużenia w przypadku skutecznego zwiększenia mocy wytwórczych
CIME Krzanowice. Ponadto, w celu należytego zabezpieczenia uprawnień przysługujących Polenergia
Obrót względem CIME oraz CIME Krzanowice, strony zawarły aneksy do Zastawów, zastaw rejestrowy
na akcjach Silesian Power S.A., obejmującej udziały w CIME Krzanowice oraz zobowiązały się do
zawarcia zastawów rejestrowych na nowych aktywach wytwórczych CIME Krzanowice. 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.
Równolegle CIME, choć z opóźnieniami, dokonuje wpłat z tytułu należności za derywaty zawarte pod
umową ISDA.
Ryzyko związane z regulacjami polskiego rynku energii
Rynki energii elektrycznej i gazu są rynkami 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 sp. z o.o. oraz Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o., 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
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
41
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.
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.
Przykładowo, zgodnie z informacją opublikowaną przez Prezesa URE dnia 14 grudnia 2023 r.,
u uczestników rynku przekrojowo 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 \\ 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 2025 roku na dwie Spółki z Grupy zostały nałożone kary pieniężne przez Prezesa URE za
nieprzekazanie w terminie do Zarządcy Rozliczeń S.A. sprawozdań potwierdzających odpis na Fundusz
Wypłaty Różnicy Ceny w okresie rozruchu technologicznego. Decyzje nie są prawomocne, Spółka
Polenergia S.A. nie zgadzając się z decyzjami o nałożeniu kar (kwestionując obowiązek odprowadzania
odpisu w okresie przedkoncesyjnym) za pośrednictwem Prezesa URE odwołała się do Sądu
Okręgowego w Warszawie – Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów od wszystkich decyzji. Sprawy
nie zostały jeszcze zakończone.
Ryzyko dotyczące sporów sądowych z Eolos Polska sp. z o.o. oraz Jeronimo Martins Polska S.A.
Informacje na temat sporów sądowych z 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 obecnie toczących się 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.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
42
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 S.A. Ewentualne problemy Polenergia Obrót S.A.
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 S.A. Ryzyko ograniczenia dostaw jest niskie.
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.
Wysokie ceny kontraktów terminowych na gaz ziemny i uprawnienia do emisji CO2 w stosunku do cen
kontraktów terminowych na energię elektryczną pociągają za sobą występowanie negatywnych
spreadów Clean Spark Spread (CSS) dla profilu produkcji energii z elektrociepłowni gazowej Nowa
Sarzyna. Niekorzystne spready CSS dla Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. (“ENS”)
materializują ryzyko braku możliwości zabezpieczania terminowego (np. w kontraktach rocznych)
pozytywnej marży przy wytwarzaniu energii z gazu ziemnego. W przypadku zmiany tych warunków
i realizacji zabezpieczenia marży CSS, jej zmienność ma przełożenie na bieżące wyniki finansowe Grupy
w związku z wyceną transakcji terminowych zabezpieczających produkcję i sprzedaż energii przez ENS.
Grupa na bieżąco analizuje poziomy spreadów rynkowych CSS na kolejne okresy dostaw i podejmuje
decyzje o zabezpieczaniu przyszłej marży dla ENS w zależności od warunków rynkowych. W 2025 r. nie
było możliwe zabezpieczenie pozytywnych spreadów dla ENS w kontraktach rocznych na 2026 r.
natomiast pozytywne spready CSS pozwoliły na zabezpieczenie produkcji energii przez ENS
w kontraktach miesięcznych na styczeń i luty 2026 r. Wykonanie tych zabezpieczeń pozwala na
realizację produkcji energii przez ENS, wraz z dodatkową optymalizacją pracy jednostki na rynku SPOT.
Grupa wykorzystuje nadarzające się okazje do zabezpieczenia marży CSS dla ENS nawet w krótkich
dobowych okresach i późniejszej produkcji energii lub odwrócenia zabezpieczenia z zyskiem. Wraz ze
wzrostem zmienności cen na rynku bilansującym wzrosła też zmienność cen energii na rynku RDN, co
zwiększyło potencjał do krótkoterminowych 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 oraz 2026 r. Polenergia
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. podpisała kontrakty na zakup gazu do produkcji ciepła
z PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o.
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 rocznych i kwartalnych na
dostawy energii w latach 2023 - 2026. Sporadycznie udawało się zabezpieczyć kontrakty miesięczne
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
43
lub tygodniowe. Na moment pisania raportu również w kontraktach na 2027 i 2028 rok nie ma takiej
możliwości.
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 Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. 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 2025 r. zachowują ważność do 30 czerwca 2025 r. Jednakże w rezultacie zmiany
przepisów unijnych dokonanych w 2024 r. wprowadzono derogacje dla powyższego ograniczenia
i jednostki niespełniające limitu 550g/kWh mogą ponownie uczestniczyć w rynku mocy do 2028 r. W tym
celu przewidziano przeprowadzenie tzw. aukcji uzupełniających na okresy dostaw II półrocze 2025,
2026, 2027 i 2028 r. W związku z powyższym należy się liczyć z ryzykiem zwiększonej podaży ofert
w aukcji głównej na 2030 r. 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
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
44
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 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 2025 r., łączna wartość zobowiązań Grupy wynosiła 4,017 mln PLN, z czego
zadłużenie Grupy z tytułu kredytów i pożyczek udzielonych podmiotom z Grupy wynosiło 1,438 mln PLN,
a zobowiązania z tytułu emisji obligacji wyniosły 761 mln PLN.
Najistotniejszą część zobowiązań finansowych Emitenta i jego Grupy Kapitałowej stanowią kredyty
bankowe, pożyczka od Banku Gospodarstwa Krajowego oraz zobowiązania z tytułu emisji obligacji,
szerzej opisane w sprawozdaniach finansowych. Na dzień 31 grudnia 2025 roku wszystkie istotne
zobowiązania Emitenta i jego Grupy Kapitałowej były regulowane bez opóźnień.
Zmienność cen energii elektrycznej, gazu ziemnego oraz mechanizmy regulacyjne dla wytwórców
i sprzedawców energii mogą skutkować spadkiem parametrów ekonomicznych spółek z Grupy, co może
doprowadzić do niespełnienia wskaźników finansowych określonych w umowach kredytu i / lub
w warunkach emisji obligacji, a w konsekwencji doprowadzić do naruszenia umowy kredytu lub stanowić
podstawę wcześniejszego wykupu obligacji.
Grupa na bieżąco monitoruje sytuację w tym zakresie, wykonanie wskaźników finansowych i poziom
zadłużenia oraz pozostaje w bieżącym kontakcie z instytucjami finansującymi. Potencjalny spadek cen
energii elektrycznej i zielonych certyfikatów w dłuższym terminie może skutkować okresowymi
problemami w realizacji zobowiązań wynikających z niektórych umów kredytowych, co może wiązać się
z koniecznością naprawy wskaźników finansowych na warunkach określonych w umowie, przedpłaty
kredytu lub uruchomienia gwarancji udzielonych przez Polenergia S.A. na rzecz poszczególnych
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
45
projektów. Gwarancje te zostały szerzej opisane w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym w nocie
31.
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 zależne niektórych wymogów odnoszących się do wskaźników finansowych.
Niemniej, w każdym przypadku niespełnienia wymogów dotyczących wskaźników finansowych spółki
zależne 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 m.in. poprzez wniesienie dodatkowego kapitału
w kwocie wystarczającej do poprawy przepływów pieniężnych kredytobiorcy i w efekcie osiągnięcia
wymaganego poziomu wskaźnika. Dotychczas żaden z banków udzielających finansowanie nie
wypowiedział umowy kredytu ani nie wszczął postępowania egzekucyjnego przeciwko któremukolwiek
z podmiotów z Grupy.
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 Polenergi Elektrociepłowni Nowa Sarzyna
sp. z o.o. 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 sp. z o.o.
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 29 sierpnia 2025 r.
obowiązek umorzenia świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej produkowanej z OZE innych niż
biogaz rolniczy został ustalony na poziomie 9,0% na lata 2026-2028. Ceny zielonych certyfikatów
w ciągu 2025 kształtowały się na niskich poziomach w przedziale 18-34 PLN/MWh osiągając średnią na
poziomie ok. 27 zł/MWh. Kolejne okresy z niskim poziomem obowiązku powodują utrzymywanie się
strukturalnej nadpodaży zielonych certyfikatów, a co za tym idzie ich niskich cen rynkowych. Ogłoszenie
obowiązku na kolejne 3 lata usprawni trochę rynek terminowy, gdyż spółki wiedzą, ile certyfikatów kupić
do pokrycia obowiązku. Na rynku bieżącym ceny zielonych certyfikatów w znacznej mierze skorelowane
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
46
są z aktualną podażą certyfikatów z farm wiatrowych i szybkością wydawania praw majątkowych przez
Prezesa URE oraz strategiami zakupowymi pod umorzenia certyfikatów.
W przypadku długoterminowego utrzymywania się niskich cen zielonych certyfikatów i dodatkowego
spadku cen sprzedaży energii elektrycznej przez farmy wiatrowych 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. Aktualnie Grupa, z tytułu produkcji energii ze źródeł odnawialnych, uzyskuje około
650 GWh zielonych certyfikatów rocznie. Z końcem 2026 roku kolejne dwie farmy zakończą 15-letni
okres wsparcia co zmniejszy uzyskiwany poziom certyfikatów do ok. 525 GWh rocznie. Przy obecnych
poziomach obowiązków i nadpodaży świadectw jest mało prawdopodobne, aby ceny zielonych
certyfikatów wróciły do wysokich poziomów obserwowanych w latach ubiegłych.
Ryzyko związane z utratą kluczowych pracowników
Działalność SGrupy prowadzona jest przede wszystkim opierając się na wiedzy i doświadczeniu wysoko
wykwalifikowanej kadry pracowniczej. Grupa nie może jednak wykluczyć ryzyka braku zdolności do
uzupełnienia kadr w tempie wymuszonym przez wzrost działalności Grupy. Grupa 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.
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
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
47
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, inwestycji w rozwój infrastruktury. 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 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.
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
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
48
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. 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 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 (offshore) 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 na zasadach TPA
(third party access). Zwiększa to konkurencję w zakresie dostaw energii elektrycznej do klientów
końcowych oraz może prowadzić do spadku marży.
Grupa 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.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
49
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.
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 sp. z o.o. świadczącej usługi
dystrybucji i sprzedaży gazu ziemnego oraz Polenergia Dystrybucja sp. z o.o. świadczącej usługi
dystrybucji i sprzedaży energii elektrycznej. W przypadku pierwszej z tych spółek, na zasadach
konkurencyjnego dostępu do sieci dystrybucyjnej inni sprzedawcy gazu ziemnego rozpoczęli sprzedaż
gazu ziemnego do klientów przyłączonych do sieci gazowej Polenergii Kogeneracja sp. z o.o. 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 pozwoliła, w projektach MFW Bałtyk II oraz MFW
Bałtyk III, na uzyskanie finansowania dłużnego w EUR co ogranicza ryzyko walutowe na etapie budowy.
Znaczące wydatki inwestycyjne w walutach innych niż EUR, w tych projektach, zostały zabezpieczone
za pomocą transakcji fx-forward zgodnie z harmonogramem wydatków dla danego kontraktu.
Dodatkowo, Polenergia S.A. zabezpieczyła znaczną część ryzyka walutowego związanego z wpłatą
pozostałego equity do sfinansowanych projektów morskich farm wiatrowych poprzez przewalutowanie
środków własnych.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
50
Projekt MFW Bałtyk I, który jest przed uzyskaniem ostatecznej decyzji inwestycyjnej, a w związku z czym
przed uruchomieniem finansowania dłużnego, jest narażony na ryzyko walutowe przy realizacji
wydatków inwestycyjnych, ponieważ dopłaty wspólników do projektu wnoszone są w PLN. Po
otrzymaniu dofinansowania od wspólników spółka projektowa utrzymuje 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 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 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 hurtowych 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 powiązany jest min. ze zmiennością generacji energii ze źródeł OZE
i 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 ogólny wzrost mocy zainstalowanej w OZE przyczynia się
do dalszej inflacji kosztu profilu, co aktualnie obserwujemy zwłaszcza dla źródeł PV. Powoduje to efekt
niższych uzyskiwanych cen sprzedaży energii z OZE 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
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
51
Rozliczeń) wsparcie w ramach systemu aukcyjnego w 2025 r. było czynnikiem działającym niekorzystnie
na przychody z Farm wiatrowych uczestniczących w aukcji (w stosunku do możliwych do uzyskania cen
rynkowych). Dla farm fotowoltaicznych sytuacja nie była już tak oczywista i wsparcie w ramach systemu
aukcyjnego pomagało stabilizować przychody farm fotowoltaicznych. Należy też nadmienić, że ceny dla
farm fotowoltaicznych uzyskiwane na rynku SPOT 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.
W wypadku wystąpienia co najmniej 6 kolejnych godzin z ujemnymi cenami rynkowymi jednostki
wytwórcze pozbawiane są wsparcia aukcyjnego lub zielonych certyfikatów dla wolumenu
wyprodukowanego w takim okresie.
2025 rok pogłębił zjawisko nierynkowego redispatchingu OZE, czyli okresów, w których PSE ze względu
na brak możliwości równoważenia popytu i podaży w systemie podczas 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
podlegające rekompenssatom przez PSE negatywnie wpływają na przychody jednostek wytwórczych
Grupy. Ograniczane przez nierynkowe redysponowana aktywa z Grupy Polenergia na bieżąco składają
wnioski o rekompensaty, jednak ich przyznanie jest uwarunkowane decyzją operatora, a czas
oczekiwania na decyzję jest bardzo długi.
Wyniki związane z produkcją energii z OZE nadal korzystają z wyższych zabezpieczonych cen na rynku
terminowym w produktach standardowych. Jeśli kontrakt dotyczący sprzedaży energii elektrycznej
zawarty został z klientem i dotyczy konkretnego wolumenu w wybranym okresie (istotna część
kontraktów ma taką formę), to zważywszy na zmienność produkcji energii elektrycznej wytworzonej
w OZE Spółka Polenergia S.A. dokonuje zakupu bądź 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 11 lipca 2025 r. Polska dołączyła do europejskiej platformy wymiany mocy bilansujących (PICASSO)
co doprowadziło do dalszego wzrostu kosztów niezbilansowania jednostki bilansowej i dodatkowo
wzmocniło czynniki ryzyka związane ze spadkiem przychodów ze źródeł OZE.
Segment lądowych farm wiatrowych w 2025 r. został zabezpieczony w znacznej części portfela na rynku
terminowym z cenami wyższymi niż notowania na rynku bieżącym obserwowane w 2025 r. Jednocześnie
poziomy cen SPOT spowodowały, że notowania kontraktów na kolejne lata były niższe niż w latach
ubiegłych. W związku z czym istnieje ryzyko, że przy niskiej cenie zabezpieczenia terminowego i niskiej
wietrzności Grupa będzie musiała odkupić zabezpieczoną terminowo energię z rynku SPOT 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 Grupa zmieniła podejście
i zabezpieczenia na kolejne lata realizowane są w sposób elastyczny i z buforem energii pozostawionym
na rynek SPOT. Dodatkowo Grupa bardzo mocno rozwija segment sprzedaży energii w umowach
długoterminowych PPA w formułach pay-as-produce i pay-as-forecast, ze stałą lub indeksowaną
poziomem inflacji ceną. Długoterminowo w przypadku 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 efekt kanibalizacji, czyli
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
52
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 lub wręcz przymusowego wyłączania instalacji przez operatora. Remedium na taki
scenariusz będzie rozwój instalacji magazynujących energię.
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 S.A. 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. Strategia Grupy zakłada 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.
Na dzień 31 grudnia 2025 r., ok. 104% zobowiązań z tytułu kredytów podmiotów z Grupy
i wyemitowanych obligacji było zabezpieczone przed zmianą poziomu stóp procentowych. Występujące
tymczasowo nadmierne zabezpieczenie („overhedge”) wynika z niewielkiego przesunięcia
harmonogramu uruchomień środków z kredytów w stosunku do harmonogramu rozliczeń transakcji IRS
w budowanych projektach MFW Bałtyk II oraz MFW Bałyk III, co skutkuje punktową nieefektywnością
zabezpieczenia, niemającą istotnego wpływu na jego ogólną efektywność. Pełne zabezpieczenie
w grupie osiągnięto poprzez transakcje finansowe IRS co odpowiada za ok. 102% zobowiązań z tytułu
kredytów inwestycyjnych podmiotów z Grupy i wyemitowanych obligacji. Częściowe zabezpieczenie
przed zmianą poziomu stóp procentowych uzyskano w sposób naturalny w Polenergii Dystrybucja
sp. z o.o. w postaci taryfy Prezesa URE skorelowanej ze stawką WIBOR. Ze względu na fakt, że
Polenergia Dystrybucja sp. z o.o. 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 sp. z o.o.
stanowią ok. 2% 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.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
53
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, odwrotnie 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 budowa nowej farmy wiatrowej w sąsiedztwie istniejącego projektu
może negatywnie wpłynąć na ilość produkowanej energii elektrycznej w tej wybudowanej wcześniej
inwestycji.
Grupa 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.
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:
W dniu 28 kwietnia 2025 r. Amon sp. z o.o. oraz Talia sp. z o.o. zawarły ugodę z Tauron Polska Energia
S.A. oraz jej spółką zależną Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. Podstawowym
celem zawartych ugód było polubowne zakończenie wszystkich sporów sądowych, jakie toczyły się
między Amon sp. z o.o. i Talia sp. z o.o. a Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o.
oraz pomiędzy Amon sp. z o.o. i Talia sp. z o.o. a Tauron Polska Energia S.A. W wyniku zawartych ugód
doszło do zakończenia wszystkich sporów sądowych, jakie toczyły się zarówno z powództwa Amon
sp. z o.o. i Talia sp. z o.o. przeciwko Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. i Tauron
Polska Energia S.A., jak i z powództwa Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o.
przeciwko Amon sp. z o.o. i Talia sp. z o.o.
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. o zapłatę kar umownych
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
54
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 Okręgowy w Warszawie wyrokiem z dnia 1 października 2025 r. zasądził
solidarnie od Certyfikaty sp. z o.o., Polenergia Obrót S.A. i Green Stone Solutions sp. z o.o. kwotę 24.025
tys. zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie na rzecz Eolos Polska sp. z o.o. w związku
z rzekomym niewykonaniem dwóch ramowych umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze
świadectw pochodzenia energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii zawartych
przez poprzednika prawnego Certyfikaty sp. z o.o. w dniu 23 grudnia 2010 roku, które w ocenie
pozwanych spółek wygasły w dniu 5 stycznia 2016 roku. Wyrok jako nieprawomocny nie podlega
wykonaniu. Certyfikaty sp. z o.o., Polenergia Obrót S.A. i Green Stone Solutions sp. z o.o. wniosły
apelację od wyroku Sądu Okręgowego w Warszawie.
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 r.
W dniu 1 grudnia 2022 r Polenergia Obrót S.A. złożyła w Sądzie Okręgowym w Warszawie pozew
przeciwko JMP o zapłatę. Kwota roszczenia głównego Polenergia Obrót S.A. 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. Aktualnie trwa postępowanie dowodowe przed Sądem
I Instancji.
Polenergia Fotowoltaika S.A. na dzień 31 grudnia 2025 roku była powodem w 72 sprawach o zapłatę,
dotyczących dochodzenia należności wynikających z umów zawartych pomiędzy Polenergia
Fotowoltaika S.A. a jej klientami. Polenergia Fotowoltaika S.A. jest stroną 21 postępowań sądowych
związanych z roszczeniami wynikającymi z umów zawartych z jej klientami, podwykonawcami lub
dostawcami. Jednocześnie prowadzone są 22 sprawy dotyczące egzekucji komorniczej, w których
Polenergia Fotowoltaika S.A. jest wnioskodawcą.
Polenergia Fotowoltaika S.A. w dniu 16 grudnia 2025 roku w wyniku ostatecznej decyzji
Samorządowego Kolegium Odwoławczego w Poznaniu z dnia 6 listopada 2025 roku zapłaciła opłatę
produktową dot. wprowadzania sprzętu elektrycznego i elektronicznego w 2020 roku na rzecz Marszałka
Województwa Mazowieckiego w kwocie 1.197.542 zł wraz z odsetkami w kwocie 756.879 zł. Polenergia
Fotowoltaika S.A. złożyła do WSA skargę na przedmiotową decyzję SKO.
Polenergia Obrót S.A. była obowiązana do realizacji do 30 czerwca 2023 roku obowiązków z art. 52 ust.
1 ustawy o odnawialnych źródłach energii (Ustawa OZE). 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
roku obowiązków wynikających z ww. przepisu w zakresie uzyskania i przedstawienia do umorzenia
odpowiednio świadectw pochodzenia (Obowiązek OZE Zielony) oraz świadectw pochodzenia z biogazu
(Obowiązek OZE Błękitny). Po przeprowadzeniu postępowania administracyjnego, Prezes URE nałożył
na Spółkę kary: decyzją z 20 października 2025 roku karę pieniężną w wysokości 1 461 369 zł za brak
realizacji w 2022 roku obowiązku OZE Zielony oraz decyzją z 4 listopada 2025 roku karę pieniężną
w wysokości 49 403 zł za brak realizacji w 2022 roku obowiązku OZE Błękitny. Spółka w wykonaniu ww.
obowiązków w dniu 21 lipca 2023 roku uiściła na konto NFOŚiGW opłaty zastępcze odpowiednio
w wysokości 1 406 240 zł (Obowiązek OZE Zielony) oraz 38 103 zł (Obowiązek OZE Błękitny).
Przedmiotowe kary zostały nałożone w wysokości minimalnej (iloczyn kwoty nieuiszczonej opłaty
zastępczej x 1,3) ponieważ Prezes URE uznał, że spółka nie wykonała obowiązków w ustawowym
terminie tj. do 30 czerwca 2023 roku, przy jednoczesnym braku możliwości jego wypełnienia opłatą
zastępczą. W związku z powyższym dnia 27 października 2025 roku Spółka wystąpiła do NFOŚiGW
o zwrot nienależnie uiszczonych ww. opłat zastępczych. Wniesione opłaty zastępcze zostały w całości
zwrócone. W konsekwencji faktyczna dolegliwość dla Spółki z tytułu kar nałożonych przez Prezesa URE
wyniosła odpowiednio 55 155 zł (Obowiązek OZE Zielone) oraz 11 300 zł (Obowiązek OZE Błękitny).
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
55
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki prowadzi postępowania administracyjne ws. wymierzenia kary
pieniężnej w związku z opóźnieniami w składaniu sprawozdań do Zarządcy Rozliczeń S.A.
potwierdzających odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny na gruncie ustawy z dnia 27 października
2022 roku o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii
elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców. Postępowania dotyczą spółek 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. Wskazane naruszenie ww. ustawy może skutkować wymierzeniem kary
pieniężnej. Ustawa obecnie stanowi, że kara ta nie może przekroczyć (w skrajnym przypadku) 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 dniu 10 września 2025 roku Prezes URE wydał dwie decyzje o wymierzeniu kar
pieniężnych, odpowiednio - Polenergii Obrót S.A. w wysokości 68 483 zł za 8-dniowe opóźnienie
w złożeniu sprawozdania oraz Polenergii Sprzedaż sp. z o.o. w wysokości 1 000 zł za opóźnienie
1-dniowe. Spółki zrezygnowały z wniesienia odwołania i uiściły karę z utworzonej na ten cel rezerwy.
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 w korespondencji z Zarządcą
Rozliczeń S.A. poddały w wątpliwość podstawę prawną naliczenia odsetek przez Ministerstwo Klimatu
i Środowiska. Na dzień sporządzenia niniejszego raportu Zarządca Rozliczeń nie zajął stanowiska
w przedmiocie wątpliwości spółek.
W dniu 25 marca 2025 roku Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. zakończyła
prawomocnie spór z Prezesem 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. Sąd
Apelacyjny w Warszawie utrzymał w mocy wyrok Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów
w Warszawie zasądzający na rzecz spółki kwotę 12.887 tys. zł i oddalający powództwo co do kwoty 327
tys. zł. W dniu 12 czerwca 2025 roku Prezes URE wniósł do Sądu Najwyższego skargę kasacyjną od
ww. orzeczenia. Na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania Sąd Najwyższy nie orzekł
w przedmiocie przyjęcia skargi kasacyjnej Prezesa URE do rozpoznania.
W dniu 27 listopada 2025 roku Polenergia Farma Wiatrowa Grabowo sp. z o.o. oraz Polenergia Farma
Wiatrowa 16 sp. z o.o. (dalej razem: „Spółki”) otrzymały odpowiednio 9 oraz 6 decyzji Prezesa URE ws.
wymierzenia kar pieniężnych w związku z naruszeniem art. 25 ust. 1 ustawy o środkach
nadzwyczajnych, poprzez nieprzekazanie w terminie do Zarządcy Rozliczeń S.A. 9 sprawozdań
potwierdzających odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w okresie rozruchu technologicznego ww.
źródeł w łącznej kwocie 2,578 mln zł (FW Grabowo) oraz 0,299 mln zł (FW 16). Decyzje nie są
prawomocne. W dniu 11.12.2025 roku obie Spółki za pośrednictwem Prezesa URE złożyły odwołania
do Sądu Okręgowego w Warszawie – Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów zaskarżając każdą
z 15 decyzji. Zdaniem Spółek rozliczanie energii elektrycznej wyprodukowanej w okresie przed
uzyskaniem koncesji i formalnym rozpoczęciem prowadzenia działalności gospodarczej w charakterze
wytwórcy energii elektrycznej nie stanowiło podstawy do kalkulacji Odpisu na Fundusz i w konsekwencji
Spółki nie były obowiązane do składania sprawozdań z tego tytułu. Do czasu wydania prawomocnego
wyroku Spółki nie będą zobowiązane do zapłaty kar.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
56
W dniu 13 października 2025 roku Prezes URE wszczął z urzędu postępowanie administracyjne
w sprawie stwierdzenia wygaśnięcia decyzji z dnia 27 maja 2014 roku o udzieleniu Polenergia Obrót
S.A. koncesji na obrót gazem ziemnym z zagranicą („Koncesja OGZ”). Powodem wszczęcia tego
postępowania był brak dokonywania przez Spółkę, w okresie 12 kolejnych następujących po sobie
miesięcy, transakcji kupna i sprzedaży gazu ziemnego w ramach działalności objętej Koncesją OGZ.
Zgodnie z art. 42b ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne, koncesja na obrót gazem ziemnym z zagranicą
wygasa, jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne, w zakresie udzielonej koncesji, nie dokona obrotu gazem
ziemnym z zagranicą przez kolejne następujące po sobie 12 miesięcy. W związku z tym przepisem,
udzielona Spółce ww. decyzją Koncesja OGZ wygasła z mocy prawa z dniem 15 sierpnia 2025 roku, co
potwierdził Prezes URE decyzją z dnia 28 października 2025 roku, w której stwierdził wygaśnięcie
koncesji OGZ.
W ramach sporów pracowniczych w całej grupie kapitałowej odnotowano w roku 2025 wszczęcie łącznie
5 sporów pracowniczych o łącznej wartości przedmiotu sporu 1,36 MLN. Wszystkie postępowania
znajdują się na etapie sądowym pierwszej instancji (różne etapy rozpatrywania) i dotyczą okoliczności
rozwiązania współpracy. Sprawy dotyczących niewywiązywania się z obowiązków pracodawcy czy
nierozliczonych świadczeń - nie wystąpiły.
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 34 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 (77% w 2025 r.) stanowią przychody osiągane
w Polsce.
PODZIAŁ GEOGRAFICZNY PRZYCHODÓW
Za okres 12 miesięcy
zakończony
Zmiana
31.12.2025
31.12.2024
r/r
- Rynek krajowy
3 290 517
3 616 681
(326 164)
- Rynki zagraniczne
935 254
703 849
231 405
Razem przychody z umów z klientami
4 225 771
4 320 530
(94 759)
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
57
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
2025
Izba rozliczeniowa
giełd towarowych
Energia elektryczna, prawa
majątkowe
brak powiązań
49%
Poniżej przedstawiono dostawców towarów i usług, których udział w 2025 roku osiąga co najmniej 10%
przychodów ogółem.
Nazwa Dostawcy
Przedmiot zakupu
Rodzaj powiązań z grupą
kapitałową
2025
Izba rozliczeniowa
giełd towarowych
Energia elektryczna, gaz ziemny,
prawa majątkowe
brak powiązań
47%
18. Informacje o zawartych umowach znaczących dla działalności Emitenta, w tym znanych
Emitentowi umowach zawartych pomiędzy akcjonariuszami (wspólnikami), umowach
ubezpieczenia, współpracy lub kooperacji
Zawarcie istotnych umów finansowych
W dniach 5-14 lutego 2025 r. Polenergia S.A. zawarła z instytucjami finansowymi transakcje terminowe
swap na stopę procentową (IRS) w celu ograniczenia ryzyka zmienności stopy procentowej opartej na
WIBOR związanego z pożyczką do kwoty 750 mln zł zawartą w dniu 18 grudnia 2024 r. z Bankiem
Gospodarstwa Krajowego w ramach Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności. Łącznie
transakcje zabezpieczyły ok. 75% ekspozycji Polenergii S.A. na ryzyko zmienności stopy procentowej
opartej na WIBOR w związku z pożyczką.
18 lutego 2025 r. Polenergia S.A. zawarła z Bank Polska Kasa Opieki S.A. i BNP Paribas Bank Polska
S.A. umowę kredytu odnawialnego do kwoty 300 mln zł z okresem dostępności do 5 czerwca 2026 r.
(„Umowa RCF 2025”) i złożyła oświadczenie o anulowaniu i przedpłacie kredytu udzielonego na
podstawie umowy kredytu odnawialnego do kwoty 300 mln zł z 5 czerwca 2023 r. zawartej z Santander
Bank Polska S.A. i Bank Polska Kasa Opieki S.A.
5 maja 2025 r. Polenergia S.A. zawarła aneks do Umowy RCF 2025, na mocy którego kwota kredytu
została powiększona o dodatkową transzę w wysokości 200 mln zł, udostępnianą przez Bank Polska
Kasa Opieki S.A. Okres obowiązywania dodatkowej transzy wynosił 6 miesięcy od daty zawarcia
aneksu.
28 listopada 2025 r. Polenergia S.A. zawarła aneks do Umowy RCF 2025, na mocy którego dostępność
kredytu została wydłużona do 5 czerwca 2027 r.
18 lutego 2025 r. Polenergia S.A. zawarła z Bank Polska Kasa Opieki S.A. i BNP Paribas Bank Polska
S.A. umowę o linię gwarancyjną z limitem do kwoty 125 mln EUR. Umowa o linię gwarancyjną
przewiduje, że udzielane na jej podstawie gwarancje mogą zabezpieczać zobowiązania Polenergii S.A.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
58
do wnoszenia środków do projektów morskich farm wiatrowych Bałtyk II oraz Bałtyk III. Gwarancje
bankowe mogły zostać wystawione na okres do 31 marca 2029 r., a następnie, na warunkach
określonych w umowie, ich okres ważności będzie mógł zostać przedłużony do 31 marca 2030 r. Okres
dostępności limitu udostępnionego na podstawie umowy o linię gwarancyjną wygasł 31 sierpnia 2025 r.
W związku z umową główni akcjonariusze Polenergii, tj. BIF IV Europe Holdings Limited i Mansa
Investments sp. z o.o. wystawili gwarancje korporacyjne (gwarancje back-to-back), które zabezpieczają
roszczenia banków udzielających względem Polenergii w przypadku uruchomienia gwarancji
bankowych wystawionych na podstawie umowy o linię gwarancyjną.
5 maja 2025 r. zawarto aneks do umowy o linię gwarancyjną z dnia 18 lutego 2025 roku, na mocy którego
maksymalna łączna kwota udostępnionej Polenergii S.A. linii gwarancyjnej zostanie zwiększona o 33
mln EUR, tj. do kwoty 158 mln EUR oraz do umowy o linię gwarancyjną przystąpi bank Société Générale
S.A. Bank ten, podobnie jak dotychczasowe banki udzielające, zobowiązany został do dostarczenia
gwarancji do spółek MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. w celu zabezpieczenia
płatności wkładu finansowego Polenergii S.A. związanych z realizacją projektów morskich farm
wiatrowych Bałtyk II oraz Bałtyk III. W związku z aneksem główni akcjonariusze Polenergii S.A., tj. BIF
IV Europe Holdings Limited i Mansa Investments sp. z o.o. wystawili na rzecz Société Générale
gwarancje korporacyjne (gwarancje back-to-back), które zabezpieczają roszczenia Société Générale
względem Polenergii S.A. w przypadku uruchomienia gwarancji bankowych wystawionych na podstawie
aneksu.
27 lutego 2025 r. Polenergia S.A. zawarła umowę trójstronną z głównymi akcjonariuszami: BIF IV Europe
Holdings Limited oraz Mansa Investments sp. z o.o. („Akcjonariusze”) („Umowa Trójstronna”). Umowa
regulowała wybrane aspekty finansowania projektów morskich farm wiatrowych Bałtyk II i Bałtyk III
(„Projekty Bałtyk”) realizowanych przez spółki projektowe. Celem Umowy Trójstronnej było określenie
procedury dokapitalizowania Polenergia S.A., aby uniknąć uruchomienia gwarancji bankowych
związanych z finansowaniem Projektów Bałtyk. Umowa Trójstronna przewidywała m.in. scenariusz
podstawowy (który został zrealizowany), zgodnie z którym, Polenergia zawarła umowę o linię
gwarancyjną, na podstawie, której Polenergii została udostępniona linia gwarancyjna oraz dostarczone
zostały gwarancje do Spółek Projektowych w celu zabezpieczenia płatności wkładu finansowego
Polenergii do Spółek Projektowych („Wkład Finansowy”) na wypadek, gdyby Wkład Finansowy ze strony
Polenergii stał się wymagalny. Umowa przewidywała, że w takim przypadku Akcjonariusze udzielą
stosownych gwarancji korporacyjnych zabezpieczających roszczenia względem Polenergii w przypadku
uruchomienia gwarancji udzielonych na podstawie umowy o linię gwarancyjną, tj. tzw. gwarancji back-
to-back (Back-to-Back Guarantees; „Gwarancje Back-to-Back”). Akcjonariusze wystawili Gwarancje
Back-to-Back, za których udzielenie Polenergia zapłaciła wynagrodzenie wynikające z analizy cen
transferowych.
Umowa Trójstronna przewiduje zwolnienie (indemnity) przez Polenergię S.A. danego Akcjonariusza
z obowiązku świadczenia wszelkich kwot należnych od danego Akcjonariusza na rzecz danego banku,
powstałych w związku z wykorzystaniem gwarancji wystawionej na podstawie umowy o linię
gwarancyjnych lub na podstawie analogicznych umów zawartych na zlecenie akcjonariuszy (w tym
w przypadku uruchomienia Gwarancji Back-to-Back) („Regres”). Na warunkach określonych w Umowie
Trójstronnej Regres zostanie skonwertowany na pożyczki, które następnie mogą podlegać konwersji na
akcje w kapitale zakładowym Polenergii S.A. (z zastosowaniem 10% dyskonta).
Umowa Trójstronna przewiduje ponadto uprawnienie (ale nie obowiązek) Akcjonariuszy do
dokapitalizowania Spółki (w formie objęcia nowych akcji w kapitale zakładowym Polenergii S.A.
proporcjonalnie do liczby akcji posiadanych przez Akcjonariuszy w przypadku, gdyby nie miała ona
możliwości pokrycia z własnych środków, w tym pochodzących z finansowania zewnętrznego, wkładu
finansowego wymaganego do wniesienia do spółek projektowych w związku z realizacją przez te spółki
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
59
Projektów Bałtyk. Cena emisyjna równa będzie godziwej wartości rynkowej ustalonej zgodnie z Umową
Trójstronną pomniejszonej o 10%. Dodatkowo, w przypadku, gdyby powyższy scenariusz
dokapitalizowania nie doprowadził do wyposażenia Spółki w środki wystarczające do pokrycia Wkładu
Finansowego Spółki niezbędnego do realizacji Projektów Bałtyk, Umowa przewiduje uprawnienie Spółki
do zawiadomienia Akcjonariuszy o konieczności dostarczenia dodatkowego finansowania. W takim
przypadku każdemu Akcjonariuszowi z osobna przysługuje uprawnienie (ale nie obowiązek) udzielenia
Spółce pożyczek z opcją konwersji, po spełnieniu określonych warunków, na akcje Spółki. Cena
emisyjna będzie ustalana w sposób określony powyżej.
5 maja 2025 r. Polenergia S.A. zawarła aneks do Umowy Trójstronnej w celu odzwierciedlenia w niej
zmian wprowadzanych aneksem z 5 maja 2025 r. do umowy o linię gwarancyjną, tj. podwyższenia kwoty
udostępnionej linii gwarancyjnej i przystąpienia dodatkowego banku udzielającego gwarancji.
20 maja 2025 r. spółki MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. zakończyły proces
zawierania umów kredytów w celu sfinansowania budowy morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II oraz
MFW Bałtyk III. Umowy zostały podpisane z konsorcjum ok. trzydziestu polskich i zagranicznych
instytucji finansowych. Na podstawie Umów Spółki Projektowe uzyskały finansowanie w formule
finansowania projektowego (project finance w modelu bez regresu) na finansowanie poniesionych
nakładów w wysokości ok. 2,9 mld EUR dla MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz ok. 2,9 mld EUR dla MFW
Bałtyk III sp. z o.o. Okres finansowania obejmuje okres budowy oraz kolejne 22 lata.
Dodatkowo, w przypadku przekroczenia kosztów projektu lub niższych od zakładanych przepływów
pieniężnych w okresie rozruchu projektów Polenergia może być zobowiązana do wniesienia
dodatkowego wkładu kapitałowego w wysokości nieprzekraczającej 280 mln EUR. W tym zakresie
zobowiązanie Polenergii S.A. będzie zabezpieczone gwarancjami bankowymi wystawionymi na zlecenie
Polenergii S.A. (por. informacje dotyczące zawarcia i aneksu do umowy o linię gwarancyjną w raporcie
oraz gwarancją korporacyjną Polenergii S.A.).
Ponadto, zgodnie z Umowami, Spółki Projektowe będą miały możliwość wykorzystania dodatkowych
oraz rezerwowych linii kredytowych w łącznej wysokości ok. 230 mln EUR w przypadku MFW Bałtyk II
sp. z o.o. oraz ok. 240 mln EUR w przypadku MFW Bałtyk III sp. z o.o. Umowy przewidują możliwość
wykorzystania przez spółki projektowe dodatkowych oraz rezerwowych linii kredytowych w łącznej
wysokości ok. 230 mln EUR w przypadku MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz ok. 240 mln EUR w przypadku
MFW Bałtyk III sp. z o.o.
Umowy kredytów zostały poprzedzone zawarciem w dniach 15 i 24 kwietnia 2025 r. przez MFW Bałtyk
II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. transakcji warunkowych w formule Deal Contingent Hedge.
Miały one na celu ograniczenie ryzyka zmienności stopy procentowej opartej na EURIBOR związanego
z planowanym finansowaniem projektów morskich farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III, jak
również ograniczenia ryzyka zmienności przyszłych przepływów pieniężnych wpływających na wyniki
finansowe Grupy Polenergia. Łącznie transakcje zabezpieczyły ok. 90% planowanej ekspozycji Spółek
Projektowych na ryzyko zmienności stopy procentowej opartej na EURIBOR. Transakcje te zostały
poddane nowacji na docelowe transakcje zabezpieczające.
27 czerwca 2025 r. spółka zależna Polenergii S.A. - Amon sp. z o.o. jako kredytobiorca oraz Bank Polska
Kasa Opieki S.A. zawarły umowę kredytów.
Na podstawie umowy kredytów kredytodawca udzielił kredytobiorcy:
• kredytu terminowego, przeznaczonego na (i) refinansowanie istniejącego zadłużenia oraz
(ii) dystrybucję środków pieniężnych do Polenergii S.A.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
60
• kredytu DSRF, do łącznej maksymalnej kwoty zaangażowania wynoszącej 117 mln zł. Na dzień
zawarcia umowy kredytów zadłużenie Amon sp. z o.o., które mogło być refinansowane środkami ww.
kredytu terminowego wynosiło około 14 mln zł.
Równocześnie, 27 czerwca 2025 roku, spółka zależna Polenergii S.A. – Talia sp. z o.o. oraz Bank Polska
Kasa Opieki S.A. zawarły odrębną umowę kredytów.
Na jej podstawie kredytodawca udzielił kredytobiorcy:
• kredytu terminowego, przeznaczonego na dystrybucję środków pieniężnych do Polenergii S.A.,
z możliwością zwiększenia zaangażowania kredytodawcy po spełnieniu dodatkowych warunków
określonych w umowie,
• kredytu DSR, do łącznej kwoty 73 mln zł.
Termin spłaty kredytów został określony na dzień 30 maja 2035 r.
W dniu 11 lipca 2025 r. spółki Amon sp. z o.o. oraz Talia sp. z o.o., w celu ograniczenia ryzyka
zmienności stopy procentowej opartej na WIBOR związanego z zawartymi umowami kredytów, zawarły
z instytucją finansową transakcje terminowe swap na stopę procentową (IRS). Transakcje zabezpieczyły
80% ekspozycji każdej ze spółek na ryzyko zmienności stopy procentowej opartej na WIBOR w związku
z umowami kredytów.
W dniu 19 grudnia 2025 r. Polenergia Farma Fotowoltaiczna 2 sp. z o.o., rozwijająca projekt farmy
fotowoltaicznej Rajkowy o łącznej mocy zainstalowanej do 35 MWp, jako kredytobiorca oraz mBank S.A.
jako kredytodawca, zawarł umowę kredytów obejmującą udzielenie:
a) kredytu terminowego do łącznej kwoty 11 217 867,00 EUR, przeznaczonego na finansowanie budowy
farmy fotowoltaicznej Rajkowy;
b) kredytu VAT do maksymalnej łącznej kwoty 10 000 000,00 złotych oraz
c) kredytu DSR do maksymalnej łącznej kwoty 800 000,00 EUR (“Umowa Kredytów”).
Umowa Kredytów przewiduje spłatę kredytu terminowego oraz kredytu DSR nie później niż w terminie
15 lat od daty zakończenia projektu lub do dnia 16 grudnia 2041 roku (wcześniejsza z dat), a kredytu
VAT w terminie sześciu miesięcy od daty ostatecznego rozliczenia budowy, ale nie później niż do dnia
31 maja 2027 roku.
31 grudnia 2025 r. Polenergia Farma Fotowoltaiczna 13 sp. z o.o. („FF13”) zawarła z Narodowym
Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej („NFOŚiGW”) umowę o dofinansowanie
(„Umowa o Dofinansowanie”) projektu pod nazwą „Budowa magazynu energii Szprotawa wraz
z niezbędną infrastrukturą techniczną” w ramach programu priorytetowego „Magazyny energii
elektrycznej i związana z nimi infrastruktura dla poprawy stabilności polskiej sieci elektroenergetycznej”
(„Projekt”).
Celem Projektu jest budowa bateryjnego magazynu energii o mocy 50 MW. Planowane jest jego
zintegrowanie z lokalnym systemem elektroenergetycznym w celu zwiększenia stabilności sieci
i poprawy bilansowania mocy w czasie szczytowego zapotrzebowania oraz nadwyżek produkcyjnych
z odnawialnych źródeł energii.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
61
Zgodnie z Umową o Dofinansowanie, łączna kwota dofinansowania Projektu w formie dotacji wynosi do
43 875 000 zł (“Dotacja”), co stanowi do 45% kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia. Umowa
o Dofinansowanie została zawarta z zastrzeżeniem warunku, zgodnie z którym, jeżeli do dnia 31 marca
2026 roku FF13 nie przedstawi otrzymanych zgód korporacyjnych na zawarcie umowy/zaciągnięcie
zobowiązania, Umowa o Dofinansowanie ulega rozwiązaniu. Analogiczny warunek dotyczy wypłaty
środków pierwszej transzy Dotacji.
Zawarcie ugód i porozumień z TAURON Polska Energia S.A. Polska Energia – Pierwsza Kompania
Handlowa sp. z o.o.
Zawarcie ugód i porozumień z TAURON Polska Energia S.A. Polska Energia – Pierwsza Kompania
Handlowa sp. z o.o.
28 kwietnia 2025 r. Amon sp. z o.o. („Amon”) oraz Talia sp. z o.o. („Talia”) zawarł ugody z TAURON
Polska Energia S.A.(„Tauron”) oraz spółką zależną od Tauron – Polska Energia – Pierwsza Kompania
Handlowa Sp. z o.o. („PEPKH”) (Amon, Talia, Tauron oraz PEPKH łącznie jako „Strony”). Podstawowym
celem zawartych ugód było polubowne zakończenie wszystkich sporów sądowych, jakie toczyły się
między Amon i Talia a PEPKH oraz pomiędzy Amon i Talia a Tauron. W wyniku ugody zawartej przez
Amon i Talia z PEPKH m.in. doszło do rozwiązania Umów Sprzedaży Praw Majątkowych wynikających
ze świadectw pochodzenia będących potwierdzeniem wytworzenia energii w odnawialnym źródle energii
przez odpowiednio Amon i Talia, zawartych 23 grudnia 2009 r. pomiędzy PEPKH a Amon oraz PEPKH
a Talia oraz Amon i Talia oraz PEPKH zmieniły Umowy Sprzedaży Energii Elektrycznej wytworzonej
w farmach wiatrowych odpowiednio Amon i Talia zawartych z PEPKH w dniu 23 grudnia 2009 r. w ten
sposób, że zostało wznowione ich wykonywanie na okres 10 lat, liczony od dnia 1 czerwca 2025 r., tj.
do dnia 31 maja 2035 r., a nowa ustalona przez Amon i Talia oraz PEPKH cena, po której energia
elektryczna będzie nabywana, nie będzie podlegała zmianom przez cały okres wykonywania tych umów.
Ponadto, w ramach dokumentacji ugodowej doszło także do zawarcia pomiędzy Tauron, PEPKH oraz
Amon i Talia porozumienia i ugody na mocy których m.in.Tauron wstąpił w miejsce PEPKH w prawa
i obowiązki kupującego z ww. Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej, które to Umowy Tauron oraz Amon
i Talia będą wykonywać przez okres czasu i na warunkach jak wskazane powyżej. Dodatkowo, Strony
zrzekły się wzajemnie względem siebie wszelkich roszczeń i praw, które im przysługują lub mogłyby im
przysługiwać z tytułu niewykonywania lub nienależytego wykonywania Umów Sprzedaży Praw
Majątkowych i Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej przez którąkolwiek ze Stron, jak i wszelkich
roszczeń o charakterze deliktowym związanych z takim niewykonywaniem lub nienależytym
wykonywaniem takich Umów, a zrzeczenie to obejmować ma w założeniu stron zarówno roszczenia
objęte dotychczas sporami sądowymi, jak i wszelkie ewentualne dalsze roszczenia, nieobjęte tymi
sporami, a które odnosiłyby się do okresu czasu zamkniętego do momentu zawarcia ugód.
W wyniku zawarcia ugód i wznowienia wykonywania Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej Strony
przewidują sprzedaż łącznego wolumenu energii elektrycznej z farm wiatrowych Amon sp. z o.o. i Talia
sp. z o.o.
W szacunkowej wysokości ok. 1,2 TWh w perspektywie 10 lat wykonywania Umów Sprzedaży Energii
Elektrycznej, zaś wartość Umów Sprzedaży Energii Elektrycznej w perspektywie 10 lat ich wykonywania,
szacunkowo wyniesie przez cały okres ich obowiązywania odpowiednio ok. 300 mln PLN dla Amon oraz
ok. 200 mln PLN dla Talia.
Informacja dotycząca zakończenia postępowań sądowych pomiędzy Stronami znajduje się w 15 punkcie
Sprawozdania z działalności Zarządu Grupy Kapitałowej Polenergia.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
62
Zawarcie umowy PPA i PPA+ pomiędzy Polenergia Obrót S.A. a Grupą Zakupową McDonald’s
30 grudnia 2025 r. Polenergia Obrót S.A. zawarła z McDonald’s Polska Sp. z o.o. oraz z 94
franczyzobiorcami aneks do długoterminowej umowy sprzedaży energii (PPA) i PPA+ zawartych
pierwotnie pomiędzy stronami w dniu 29 listopada 2023 r. W ramach aneksu strony uzgodniły
zakończenie obowiązywania PPA+ ze skutkiem na dzień 31 grudnia 2025 r. Strony zawarły również
umowę dodatkową z podmiotem trzecim w zakresie sprzedaży od dnia 1 stycznia 2026 r. energii
elektrycznej wyprodukowanej przez Farmę Wiatrową Szymankowo o mocy zainstalowanej 38 MW oraz
energii elektrycznej wyprodukowanej przez Farmę Wiatrową Grabowo o mocy zainstalowanej 44 MW,
pełniącym funkcję podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe (POB) McDonald’s oraz
pozostałych kupujących z grupy zakupowej McDonald’s („Umowa PPA”). Gwarancje pochodzenia
energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii związane z tą energią będą odbierane na podstawie
Umowy PPA.
W związku z powyższą zmianą, szacowany wolumen całkowity sprzedaży w pozostałych latach
obowiązywania Umowy PPA, tj. 2026 – 2027, może wynieść około 75 GWh dla każdego roku jej
obowiązywania. Łączna szacowana suma przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i gwarancji
pochodzenia na podstawie Pakietu umów PPA i PPA+ oraz Umowy PPA (oddzielnego kontraktu
zawartego pomiędzy POB McDonald’s i POLO) może wynieść około 308 mln zł do końca 2027 r.
Zawarcie umów i realizacja kontraktów dla projektów MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III
Zawarcie umowy na wykonanie narzutów kamiennych
W dniu 14 lutego 2025 r. spółki MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. podpisały łącznie
dwie umowy na wykonanie narzutów kamiennych z Van Oord Offshore Wind B.V. na wykonanie
narzutów kamiennych. Zakres umów obejmuje dostarczenie i transport kamienia oraz wykonanie
zabezpieczeń fundamentów turbin wiatrowych, morskich stacji transformatorowych (OSS), kabli
wewnętrznych (IAC) i eksportowych (OEC). Wykonawca zapewnia również prace inżynieryjne i statki
oraz badania przed i po wykonaniu narzutów. Łączne wynagrodzenie określono na ok. 96 mln EUR.
Zawarcie aneksów do umów na instalacje morskich kabli eksportowych w formule EPC
29 lipca 2025 r. MFW Bałtyk II sp. z o.o. oraz MFW Bałtyk III sp. z o.o. podpisały aneksy do umów na
dostawę i instalację morskich kabli eksportowych, przy czym MFW Bałtyk II sp. z o.o. zawarła aneks do
umowy ze spółką Jan De Nul Luxemburg SA Hellenic Cables S.A. Consortium Baltyk 2 spółka jawna,
a MFW Bałtyk III sp. z o.o. ze spółką Jan De Nul Luxemburg SA Hellenic Cables S.A. Consortium Baltyk
3 spółka jawna.
W ramach zawartych aneksów zakres prac Wykonawców został rozszerzony o usunięcie głazów na
trasie morskich kabli eksportowych. Prace zostaną zrealizowane przez podwykonawcę – spółkę Helix
Robotics Solutions Ltd. Łączny koszt aneksów szacowany na moment ich zawierania wynosił ok. 29 mln
EUR dla obu Projektów. Wskazane kwoty obejmują m.in. zapewnienie statków, usuwanie głazów
zidentyfikowanych podczas ostatniego etapu badań geologicznych, nadzór oraz zarządzanie pracami
przez Wykonawców. Ostateczne wynagrodzenie Wykonawców będzie uzależnione m.in. od czasu pracy
statków oraz aktualnych cen paliw. Powyższy wzrost całkowitej wartości umów, został uwzględniony
w nakładach inwestycyjnych CAPEX na etapie opracowania budżetów i planów rozwoju Projektów na
fazę budowy.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
63
Zawarcie umowy EPC na budowę farmy fotowoltaicznej Rajkowy
21 sierpnia 2025 r., Polenergia Farma Fotowoltaiczna 2 sp. z o. o., rozwijająca projekt farmy
fotowoltaicznej Rajkowy o łącznej mocy zainstalowanej 35 MWp zawarła ze spółką Nomad Electric sp.
z o. o. z siedzibą w Warszawie umowę dotyczącą budowy Farmy Fotowoltaicznej Rajkowy („Umowa
EPC”).
Umowa EPC dotyczy wykonania kompleksowych robót montażowo-elektrycznych obejmujących m.in.:
dostawę i montaż konstrukcji wsporczych dla modułów fotowoltaicznych, montaż modułów
fotowoltaicznych i inwerterów, dostawę i montaż stacji elektroenergetycznych nn/SN, dostawę i montaż
kabli nn, SN, wykonanie stacji abonenckiej 20/110 kV wraz z dostawą urządzeń, dostawę i montaż linii
kablowej WN wraz z siecią światłowodową. Umowa EPC nie obejmuje dostawy modułów
fotowoltaicznych i inwerterów. Do końca 2025 roku zrealizowano znaczną część głównych prac. Umowa
EPC ma zostać ukończona w IV kwartale 2026 roku. Wartość Umowy EPC wynosi ok. 46 mln zł.
Zawarcie umowy na dostawę modułów fotowoltaicznych dla projektu Rajkowy
26 sierpnia 2025 r., Polenergia Fotowoltaiczna 2 sp. z o. o., rozwijająca projekt farmy fotowoltaicznej
Rajkowy o łącznej mocy zainstalowanej 35 MWp zawarła ze spółką Jinko Solar Denmark ApS
(„Dostawca”) umowę dotyczącą dostawy modułów fotowoltaicznych na potrzeby rozwoju projektu farmy
fotowoltaicznej Rajkowy („Umowa”).
Umowa obejmuje sprzedaż modułów fotowoltaicznych wyprodukowanych przez Dostawcę, w ilości
wymaganej dla realizacji projektu. Umowa nie dotyczy dostawy inwerterów. Realizacja Umowy
planowana jest w I kwartale 2026 roku. Wartość Umowy wynosi ok. 3 mln EUR.
Zawarcie umowy sprzedaży udziałów w Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o.
17 grudnia 2025 r. Polenergia S.A. zawarła z Axpo Polska sp. z o.o. („Axpo”) przedwstępną, warunkową
umowę sprzedaży 100% udziałów w Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. („ENS”)
(„Udziały”) („Umowa Przedwstępna”).
Umowa Przedwstępna przewidywała zawarcie umowy przyrzeczonej przenoszącej własność Udziałów
posiadanych przez Polenergię S.A. na rzecz Axpo. Zawarcie przyrzeczonej umowy przenoszącej
własność Udziałów było uzależnione od spełnienia warunku zawieszającego obejmującego uzyskanie
przez Axpo zgody organu antymonopolowego na nabycie Udziałów.
W związku ze spełnieniem się ww. warunku i uzyskaniu przez Axpo zgody organu antymonopolowego
na nabycie Udziałów, w dniu 30 stycznia 2026 r. strony zawarły przyrzeczoną umowę sprzedaży 100%
Udziałów w ENS.
Łączna ostateczna cena za Udziały to ok. 139,7 mln PLN.
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
Struktura kapitałowa Grupy została przedstawiona w sprawozdaniu finansowym.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
64
Informacje o inwestycjach Emitenta wraz z opisem metod ich finansowania w roku 2025 zostały
przedstawione w punktach 2,18 i 24 Sprawozdania Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia.
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
Informacje na temat transakcji z podmiotami powiązanymi zostały zaprezentowane w nocie 44
do Skonsolidowanego sprawozdania finansowego.
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
Informacje na temat zaciągniętych kredytów i pożyczek zostały przedstawione w nocie 28 do
Skonsolidowanego sprawozdania finansowego.
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
Informacje na temat udzielonych pożyczek zostały przedstawione w nocie 20 do Jednostkowego
sprawozdania finansowego.
23. Informacje o udzielonych i otrzymanych w danym roku obrotowym poręczeniach
i gwarancjach, ze szczególnym uwzględnieniem poręczeń i gwarancji udzielonych
jednostkom powiązanym Emitenta
Informacje o udzieleniu przez Emitenta lub przez jednostkę od niego zależną poręczeń kredytu lub
pożyczki lub udzieleniu gwarancji – łącznie jednemu podmiotowi lub jednostce zależnej zostały w nocie
27.1 do Jednostkowego sprawozdania finansowego oraz 31 do Skonsolidowanego sprawozdania
finansowego.
Poniżej przedstawiono informacje o otrzymanych poręczeniach i gwarancjach:
Podmiot
odpowiedzialny /
wystawca gwarancji
lub poręczenia
Podstawa
zabezpieczenia
Nazwa Spółki
Wartość
Okres
obowiązywania
Jan De Nul SA Hellenic
Cables S.A. Consortium
Baltyk 2 / Cenergy Holdings
S.A.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na dostawę kabli
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
50.784.589,59 EUR
data ważności
kontraktu
(14.06.2027) + 5 lat =
14.06.2032
Jan De Nul SA Hellenic
Cables S.A. Consortium
Baltyk 2 / Allianz . Euler
Hermes SA
Performance Bond
Guarantee - kontrakt na
dostawę kabli
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
15.157.226,10 EUR
wcześniejsza z dat:
otrzymanie
Completion Certificate
lub 12.08.2027
Jan De Nul SA Hellenic
Cables S.A. Consortium
Baltyk 2 / Sofidra S.A.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na dostawę kabli
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
23.788.963,41 EUR
data ważności
kontraktu
(14.06.2027) + 5 lat =
14.06.2032
Siemens Gamesa Renevable
Energy Sp. z o.o. / Banco
Santander, S.A. Filiale
Frankfurt
The advance payment bond
- kontrakt na dostawę turbin
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
44.341.193,98 PLN
40.423.152,13 EUR
05.10.2027
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
65
Sif Netherlands B.V. / Allianz
. Euler Hermes SA
Performance Bond
Guarantee - kontrakt na
dostawę fundamentów
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
2.231.998,15 EUR
20.10.2026
Siemens Gamesa Renevable
Energy Sp. z o.o. / Siemens
Energy AG
Parent Company Guarantee
- kontrakt na dostawę turbin
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
833.750.000,00
EUR
26.11.2032
Hitachi Energy Sp. z o.o. /
Hitachi Energy Ltd.
Parent Company Guarantee
- kontrakt na dostawę
infrastruktury elektrycznej
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
120.000.000,00
EUR
28.08.2032
HITACHI / Societe Generale
Gwarancja należytego
wykonania kontraktu i
gwarancyjna
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
5.368.850,20 EUR
16.179.313,03 PLN
9.892.556,30 SEK
555.508,03 CHF
31.05.2027
Sif Netherlands B.V. / Sif
Holding N.V.
Parent Company Guarantee
- kontrakt monopale
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
141.4000.000,00
EUR
data wygaśnięcia
zobowiązań z tytułu
kontraktu tj.
16.06.2026 + 5 lat =
16.06.203
Smulders Projects Belgium
NV and Sif Netherlands BV /
EIFFAGE
INFRASTRUCTURES
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na elementy
przejściowe
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
106.750.000,00
EUR
data wygaśnięcia
zobowiązań z tytułu
kontraktu tj.
22.07.2026 + 5 lat =
22.07.2031
Smulders Projects Belgium
NV and Sif Netherlands BV /
Sif Holding N.V.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na elementy
przejściowe
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
106.750.000,00
EUR
data wygaśnięcia
zobowiązań z tytułu
kontraktu tj.
22.07.2026 + 5 lat =
22.07.2031
Smulders Projects Belgium
NV and Sif Netherlands BV /
Credit Agricole Corparate
And Investment Bank
Performance Bond
Guarantee - kontrakt na
elementy przejściowe
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
9.441.601,00 EUR
15.11.2026
Smulders Projects Belgium
NV and Sif Netherlands BV /
Euler Hermes SA
Performance Bond
Guarantee - kontrakt na
elementy przejściowe
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
4.324.829,94 EUR
20.10.2026
IEMANS NV / EIFFAGE
INFRASTRUCTURES
Due Performance Parent
Company Guarantee -
projekt i budowa MFW
Bałtyk 2
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
175.200.000,00
EUR
data wygaśnięcia
zobowiązań z tytułu
kontraktu tj.
22.03.2027 + 5 lat =
22.03.2032
IEMANS NV / BNP Paribas
Due Performance Parent
Company Guarantee -
projekt i budowa
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
29.775.334,00 EUR
01.04.2027
HEEREMA MARINE
CONTRACTORS
NEDERLAND SE / Heerema
Marine Contractors Holding
Nederland SE
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na transport i
montaż fundamentów
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
75.000.000,00 EUR
01.04.2026
HEEREMA MARINE
CONTRACTORS
NEDERLAND SE/
ING Bank N.V.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na transport i
montaż fundamentów
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
6.672.578,00 USD
31.03.2026
Tele-Fonika Kable S.A. /
Societe Generale SA
Oddział w Polsce
Performance Bond -
kontrakt na dostawę i
montaż kabli
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
10.463.448,45 PLN
12.08.2027
Visser Smit Hanab / VWS
Verbindingen & Netwerken
B.V.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na wyprowadzenie
kabli na ląd
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
15.573.425,00 EUR
data wygaśnięcia
zobowiązań z tytułu
kontraktu tj.
17.02.2027 + 1 rok =
17.02.2028
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
66
SEAWAY 7 MANAGEMENT
AS /
HSBC BANK PLC
Performance Bond -
kontrakt na okablowanie
wewnętrzne
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
9.383.252,00 EUR
24.09.2026
SEAWAY 7 MANAGEMENT
AS /
Subsea 7 S.A.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na okablowanie
wewnętrzne
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
93.832.520,00 EUR
01.04.2031
Van Oord Marine B.V.
Parent Company
Guarantee- kontrakt na SRI
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
95.561.140 EUR
27.02.2027
OEG Rewewables Group
B.V.
Parent Company
Guarantee- kontrakt na
ICCP
MFW Bałtyk II sp. z
o.o.
12.021.294 EUR
~31.03.2027
Jan De Nul SA Hellenic
Cables S.A. Consortium
Baltyk 2 / Cenergy Holdings
S.A.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na dostawę kabli
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
55.320.863,39 EUR
data ważności
kontraktu
(14.06.2027) + 5 lat =
14.06.2032
Jan De Nul SA Hellenic
Cables S.A. Consortium
Baltyk 3 / Allianz . Euler
Hermes SA
Performance Bond
Guarantee - kontrakt na
dostawę kabli
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
16.477.636,50 EUR
wcześniejsza z dat:
otrzymanie
Completion Certificate
lub 12.08.2027.
Jan De Nul SA Hellenic
Cables S.A. Consortium
Baltyk 2 / Sofidra S.A.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na dostawę kabli
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
25.913.884,61 EUR
data ważności
kontraktu
(14.06.2027) + 5 lat =
14.06.2032
Siemens Gamesa Renevable
Energy Sp. z o.o. / Banco
Santander, S.A. Filiale
Frankfurt
The advance payment bond
- kontrakt na dostawę turbin
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
44.341.193,98 PLN
40.423.152,13 EUR
05.10.2028
Sif Netherlands B.V. / Allianz
. Euler Hermes SA
Performance Bond
Guarantee - kontrakt na
dostawę fundamentów
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
2.174.022,57 EUR
20.10.2026
Siemens Gamesa Renevable
Energy Sp. z o.o. / Siemens
Energy AG
Parent Company Guarantee
- kontrakt na dostawę turbin
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
833.750.000,00 EUR
15.06.2033
Hitachi Energy Sp. z o.o. /
Hitachi Energy Ltd.
Parent Company Guarantee
- kontrakt na dostawę
infrastruktury elektrycznej
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
131.000.000,00 EUR
28.08.2033
HITACHI / Societe Generale
Gwarancja należytego
wykonania kontraktu i
gwarancyjna
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
5.996.967,00 EUR
16.837.936,19 PLN
10.995.599,63 Sek
593.436,96 CHF
30.11.2028
Sif Netherlands B.V. / Sif
Holding N.V.
Parent Company Guarantee
- kontrakt monopale
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
137.900.000,00 EUR
data wygaśnięcia
zobowiązań z tytułu
kontraktu tj.
30.05.2027 + 5 lat =
30.05.2032
Smulders Projects Belgium
NV and Sif Netherlands BV /
EIFFAGE
INFRASTRUCTURES
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na elementy
przejściowe
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
106.750.000,00 EUR
data wygaśnięcia
zobowiązań z tytułu
kontraktu tj.
10.10.2026 + 5 lat =
10.10.2031
Smulders Projects Belgium
NV and Sif Netherlands BV /
Sif Holding N.V.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na elementy
przejściowe
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
106.750.000,00 EUR
data wygaśnięcia
zobowiązań z tytułu
kontraktu tj.
10.10.2026 + 5 lat =
10.10.2031
Smulders Projects Belgium
NV and Sif Netherlands BV /
Credit Agricole Corparate
And Investment Bank
Performance Bond
Guarantee - kontrakt na
elementy przejściowe
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
9.487.378,00 EUR
14.09.2026
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
67
Smulders Projects Belgium
NV and Sif Netherlands BV /
Euler Hermes SA
Performance Bond
Guarantee - kontrakt na
elementy przejściowe
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
4.324.829,94 EUR
20.10.2026
IEMANS NV / EIFFAGE
INFRASTRUCTURES
Due Performance Parent
Company Guarantee -
projekt i budowa
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
175.200.000,00 EUR
data wygaśnięcia
zobowiązań z tytułu
kontraktu tj.
27.08.2027 + 5 lat =
27.08.2032
IEMANS NV / BNP Paribas
Due Performance Parent
Company Guarantee -
projekt i budowa
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
29.775.334,00 EUR
01.10.2027
HEEREMA MARINE
CONTRACTORS
NEDERLAND SE / Heerema
Marine Contractors Holding
Nederland SE
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na transport i
montaż fundamentów
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
75.000.000,00 EUR
01.04.2026
HEEREMA MARINE
CONTRACTORS
NEDERLAND SE/
ING Bank N.V.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na transport i
montaż fundamentów
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
6.740.031,00 USD
31.03.2026
Tele-Fonika Kable S.A. /
Societe Generale SA
Oddział w Polsce
Performance Bond -
kontrakt na dostawę i
montaż kabli
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
10.463.448,45 PLN
12.08.2027
Visser Smit Hanab / VWS
Verbindingen & Netwerken
B.V.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na wyprowadzenie
kabli na ląd
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
15.573.425,00 EUR
data wygaśnięcia
zobowiązań z tytułu
kontraktu tj.
17.02.2027 + 1 rok =
17.02.2028
SEAWAY 7 MANAGEMENT
AS /
HSBC BANK PLC
Performance Bond -
kontrakt na okablowanie
wewnętrzne
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
9.020.921,10 EUR
11.02.2027
SEAWAY 7 MANAGEMENT
AS /
Subsea 7 S.A.
Due Performance Parent
Company Guarantee -
kontrakt na okablowanie
wewnętrzne
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
90.209.211,00 EUR
01.09.2031
Van Oord Marine B.V.
Parent Company
Guarantee- kontrakt na SRI
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
57.043.562 EUR
27.07.2027
OEG Rewewables Group
B.V.
Parent Company
Guarantee- kontrakt na
ICCP
MFW Bałtyk III sp. z
o.o.
11.390.276 EUR
~07.08.2027
P&Q Sp. z o.o. / InterRisk TU
S.A. Vienna IG
Ubezpieczeniowa
Gwarancja Wad i Usterek
Polenergia Farma
Fotowoltaiczna
Strzelino sp. z o.o.
4.182.246,00 PLN
22.05.2029
WSP POLSKA SP.Z.O.O. .
WSP GLOBAL INC. / HSBC
BANK
Gwarancja powykonawcza
Polenergia Farma
Fotowoltaiczna
Strzelino sp. z o.o.
13.612,69 USD
15.05.2026
AYESA POLSKA SP. Z O.O.
/ Santander Bank Polska
S.A.
Umowa na świadczenie
usługi inżyniera kontraktu
Polenergia Farma
Fotowoltaiczna 16
sp. z o.o.
42.750,00 PLN
28.02.2027
P&Q / Inter Risk TU S.A.
Ubezpieczeniowa
gwarancja usunięcia wad i
usterek
Polenergia Farma
Fotowoltaiczna 16
sp. z o.o.
4.279.916,02 PLN
11.09.2030
Nomad Electric Sp. z o.o. /
mBank S.A.
Gwarancja dobrego
wykonania umowy
Polenergia Farma
Fotowoltaiczna 2
sp. z o.o.
5.726.233,06 PLN
05.04.2027
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
68
AYESA POLSKA SP. Z O.O.
/ TUiR Warta
Ubezpieczeniowa
gwarancja nalezytego
wykonania (1) i właściwego
usunięcia wad (2)
Polenergia Farma
Fotowoltaiczna 2
sp. z o.o.
147.750,00 PLN (1)
44.325,00 PLN (2)
31.10.2026 (1)
31.10.2028 (2)
P&Q / WARTA S.A.
Ubezpieczeniowa
gwarancja właściwego
usunięcia wad
Polenergia Farma
Fotowoltaiczna 9
sp. z o.o.
577.383,02 PLN
06.07.2027
ONDE / ERGO HESTIA
Gwarancja należytego
usunięcia wad lub usterek
Polenergia Farma
Wiatrowa
Dębice/Kostomłoty
sp. z o.o.
1 973 848,65 PLN
18.10.2027
P&Q / WARTA S.A.
Ubezpieczeniowa
gwarancja właściwego
usunięcia wad
Polenergia Farma
Wiatrowa 17 sp. z
o.o.
711.773,89 PLN
06.07.2027
ONDE S.A. / ERGO HESTIA
S.A.
Gwarancja należytego
usunięcia wad lub usterek
Polenergia Farma
Wiatrowa 3 sp. z
o.o.
5.064.714,47 PLN
22.03.2028
ELECTRUM CONCREO /
KUKE S.A.
Gwarancja właściwego
usunięcia wad i/lub usterek
nr
RW/GW/42/829/13895/2023
Polenergia Farma
Wiatrowa Grabowo
sp. z o.o.
3.086.531,93 PLN
01.08.2028
AYESA POLSKA SP. Z O.O.
/ Santander Bank Polska
S.A.
Umowa na świadczenie
usługi inżyniera kontraktu
Polenergia Farma
Wiatrowa Namysłów
sp. z o.o.
127.500,00 PLN
28.02.2027
P&Q / Inter Risk TU S.A.
Ubezpieczeniowa
gwarancja usunięcia wad i
usterek
Polenergia Farma
Wiatrowa Namysłów
sp. z o.o.
4.279.916,02 PLN
11.09.2030
ONDE / ERGO HESTIA
Gwarancja należytego
wykonania umowy. Wady
(1) i usterki (2)
Polenergia Farma
Wiatrowa
Piekło sp. z o.o.
2.889.270,00 PLN (1)
1.444.635,00 PLN
(2)
31.08.2023r. (1)
31.08.2028r. (2)
ONDE / ERGO HESTIA
Gwarancja należytego
usunięcia wad lub usterek
Polenergia Farma
Wiatrowa
Szymankowo sp. z
o.o.
2 339 460,00 PLN
09.09.2026
HYSTAR AS / SpareBank 1
SMN
Umowa na dostawę
urządzenia
Polenergia H2HUB
Nowa Sarzyna sp. z
o.o.
510.000,00 EUR
07.12.2026
Freepoint Commodities
Europe LLP / Freepoint
Commodities LLC
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
5.000.000,00 EUR
bezterminowo
Fortum Oyi / FORTUM
Marketing and Sales Polska
SA
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
11.000.000,00 PLN
31.03.2027
IGNITIS Polska SP. z o.o. /
OP Corporate Bank
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
1.000.000,00 EUR
30.04.2026
Orange Energia / Fortum Oyi
(zmiana gwaranta z Orange
Polska)
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
5.400.000,00 PLN
31.07.2026
ORLEN S.A. / ORLEN
ENERGIA
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
25.587.000,00 PLN
31.10.2026
Northvolt Systems Poland
Sp. z o.o. / Northvolt AB
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
5.529.465,00 PLN
28.02.2028
McDonald franczyzobiorcy /
SOCIETE GENERALE,
Santander, ING
Kontrakty handlowe
Polenergia Obrót
S.A.
5.000.000,00 PLN
31.12.2026
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
69
Orange Energia / Fortum Oyi
(zmiana gwaranta z Orange
Polska)
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
24.200.000,00 PLN
31.07.2029
E.ON / E.ON SE
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
50.000.000,00 PLN
31.01.2028
Schattdecor / mBank S.A.
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
2.800.000,00 PLN
31.01.2028
PURO Hotels / Santander
Bank Polska S.A.
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
7.380.000,00 PLN
12.12.2026
MERCEDES / ING
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
6.137.700,00 PLN
31.05.2028
D.Trading / PKO BP
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
5.916.650,00 PLN
31.08.2027
InPost & InPost paczkomaty /
INTEGER.PL S.A.
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
14.700.000,00P
PLN
26.03.2029
D.Trading / PKO BP
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
5.551.796,00 PLN
31.08.2027
D.Trading / PKO BP
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
5.524.932,00 PLN
31.08.2027
D.Trading / PKO BP
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
5.499.382,00 PLN
31.08.2027
D.Trading / PKO BP
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
2.842.407,00 PLN
30.11.2027
E.ON / E.ON SE
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
318.000,00 PLN
31.03.2029
ORLEN S.A. / ORLEN
ENERGIA
Kontrakt handlowy
Polenergia Obrót
S.A.
11.833.000,00 PLN
28.02.2026
STRABAG, STRABAG
Insfrastruktura Południe,
POLSKI ASFALT, STRABAG
BMTI, Hotele Warszawskie
Syrena, Mineral Polska /
STRABAG SE
Umowa PPA historycznie
podpisana z Polenergia
Sprzedaż sp. z o.o.
Polenergia Obrót
S.A.
6.300.000,00 PLN
30.04.2026
24. W przypadku emisji papierów wartościowych w okresie objętym raportem - opis
wykorzystania przez Emitenta wpływów z emisji do chwili sporządzenia sprawozdania
z działalności
W dniu 16 października 2024 r. nastąpiła emisja Obligacji serii A o łącznej wartości nominalnej
750.000.000 zł („Obligacje Serii A”, „Emisja”), z datą wykupu 16 października 2029 r. Celem Emisji jest
bezpośrednie i pośrednie finansowanie lub refinansowanie rozwoju, zakupu, budowy i eksploatacji
Zielonych Projektów, w tym w szczególności morskich farm wiatrowych. Zarząd GPW określił dzień 12
lutego 2025 r. jako dzień pierwszego notowania Obligacji Serii A w Alternatywnym Systemie Obrotu na
Catalyst pod nazwą „PEP1029”. Na moment publikacji sprawozdania pełna kwota 750 mln zł z zielonych
obligacji wyemitowanych w 2024 r. została przeznaczona na rozwój projektów morskich farm wiatrowych
Bałtyk II i Bałtyk III, z czego 350 mln zł w 2024 r., a 400 mln zł w 2025 r.
25. Objaśnienie różnic pomiędzy wynikami finansowymi wykazanymi w raporcie rocznym
a wcześniej publikowanymi prognozami wyników na dany rok
Grupa nie publikuje prognoz wyników na dany rok.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
70
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
Najistotniejszą część zobowiązań finansowych Emitenta i jego Grupy Kapitałowej stanowią kredyty
bankowe, pożyczka od Banku Gospodarstwa Krajowego oraz zobowiązania z tytułu emisji obligacji,
szerzej opisane w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym. Na dzień 31 grudnia 2025 roku
wszystkie istotne zobowiązania Emitenta i jego Grupy Kapitałowej były regulowane bez opóźnień.
Zmienność cen energii elektrycznej, gazu ziemnego oraz mechanizmy regulacyjne dla wytwórców
i sprzedawców energii mogą skutkować spadkiem parametrów ekonomicznych spółek z Grupy, co może
doprowadzić do niespełnienia wskaźników finansowych określonych w umowach kredytu i / lub
w warunkach emisji obligacji, a w konsekwencji doprowadzić do naruszenia umowy kredytu lub stanowić
podstawę wcześniejszego wykupu obligacji.
Grupa na bieżąco monitoruje sytuację w tym zakresie, wykonanie wskaźników finansowych i poziom
zadłużenia oraz pozostaje w bieżącym kontakcie z instytucjami finansującymi. Potencjalny spadek cen
energii elektrycznej i zielonych certyfikatów w dłuższym terminie może skutkować okresowymi
problemami w realizacji zobowiązań wynikających z niektórych umów kredytowych, co może wiązać się
z koniecznością naprawy wskaźników finansowych na warunkach określonych w umowie, przedpłaty
kredytu lub uruchomienia gwarancji udzielonych przez Polenergia S.A. na rzecz poszczególnych
projektów. Gwarancje te zostały szerzej opisane w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym
w nocie 31.
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 zależne niektórych wymogów odnoszących się do wskaźników finansowych.
Niemniej, w każdym przypadku niespełnienia wymogów dotyczących wskaźników finansowych spółki
zależne 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 m.in. poprzez wniesienie dodatkowego kapitału
w kwocie wystarczającej do poprawy przepływów pieniężnych kredytobiorcy i w efekcie osiągnięcia
wymaganego poziomu wskaźnika. Dotychczas żaden z banków udzielających finansowanie nie
wypowiedział umowy kredytu ani nie wszczął postępowania egzekucyjnego przeciwko któremukolwiek
z podmiotów z Grupy.
27. Ocena możliwości realizacji zamierzeń inwestycyjnych, w tym inwestycji kapitałowych,
w porównaniu do wielkości posiadanych środków, z uwzględnieniem możliwych zmian
w strukturze finansowania tej działalności
Na dzień 31 grudnia 2025 roku Grupa planuje, że łączne nakłady inwestycyjne na aktywa trwałe w roku
2026 wyniosą około 530 milionów zł. Kwoty te przeznaczone będą głównie na rozwój i budowę projektów
OZE na lądzie (t.j. projektów wiatrowych, bateryjnych oraz w mniejszym zakresie fotowoltaicznych).
Istotnym elementem nakładów będzie doprowadzenie do fazy „ready to build” (i przejęcie pełnej kontroli)
nad projektami wiatrowymi w Rumunii. Inwestycje te Grupa zamierza sfinansować z wypracowanych
środków własnych oraz na dalszym etapie z finansowania zewnętrznego w formule project finance.
Ponadto, Grupa wspólnie z norweskim koncernem Equinor realizuje budowę projektów MFW Bałtyk II
i MFW Bałtyk III poprzez spółki celowe (w których posiada 50% udziałów) oraz w ramach pozyskanego
finansowania project finance. Źródła finansowania inwestycji zabezpieczone są w strukturze
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
71
finansowania spółek celowych, w związku z czym w 2026 r. Spółka nie planuje angażować własnego
kapitału w finansowanie budowy tych projektów.
Dodatkowo 17 grudnia 2025 r. kolejny projekt rozwijany w joint-venture z Equinor - MFW Bałtyk I, uzyskał
wsparcie w postaci kontraktu różnicowego (CfD) w pierwszej polskiej aukcji offshore. Polenergia S.A.
wraz z Equinor pracuje nad dalszym rozwojem tego projektu w celu przygotowania go do podjęcia
finalnej decyzji inwestycyjnej (FID). Emitent prowadzi szczegółowe analizy dotyczące sposobu
sfinansowania nakładów kapitałowych niezbędnych do przygotowania projektu do etapu FID.
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
W punktach 1 i 2 niniejszego raportu przedstawiono zdarzenia mające istotny wpływ na działalność
i wyniki finansowe Emitenta. Wszystkie te zdarzenia mają charakter typowy dla prowadzonej
działalności.
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
Zewnętrzne i wewnętrzne czynniki istotne dla rozwoju grupy kapitałowej
Perspektywy rozwoju Emitenta w kontekście zmian otoczenia zewnętrznego oraz nowych ustaw
przedstawiono w sekcji dot. czynników ryzyka oraz w materiałach znajdujących się na stronie
internetowej Emitenta pod adresem:
https://www.polenergia.pl/serwis-relacji-inwestorskich/
Opis perspektyw rozwoju działalności gospodarczej grupy kapitałowej
Grupa na bieżąco analizuje potencjalne kierunki dalszego rozwoju z uwzględnieniem zmieniającego się
otoczenia prawnego, regulacyjnego oraz rynkowego.
Na dzień dzisiejszy Grupa koncentruje swoje wysiłki na:
- dalszej optymalizacji kosztów prowadzonej działalności i zwiększaniu efektywności posiadanych
aktywów,
- rozwoju nowych projektów w obszarze morskiej energetyki wiatrowej,
- rozwoju nowych oraz utrzymaniu istniejących projektów w obszarze lądowej energetyki wiatrowej oraz
farm fotowoltaicznych w Polsce,
- rozwoju projektów z obszaru magazynów energii (BESS),
- rozwoju projektów lądowych farm wiatrowych w Rumunii,
- realizacji projektów z portfela farm fotowoltaicznych, które wygrały aukcje w 2022 oraz 2023 roku,
- przygotowaniu do realizacji farmy wiatrowej Bądecz, która wygrała aukcję w 2024 roku,
- dalszym rozwoju działalności w segmencie sprzedaży,
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
72
- realizacji planu inwestycyjnego w obszarze dystrybucji (skutkującego docelowym wzrostem Wartości
Regulacyjnej Aktywów oraz wzrostem liczby odbiorców przyłączonych na stałe do sieci spółki),
- koncentracja na przychodach zabezpieczonych kontraktami CfD i PPA,
- intensyfikacji działań w obszarze sprzedaży energii do klientów niepodłączonych do własnej sieci,
- analiza możliwości rynkowych związanych z zaangażowaniem się w zielone technologie i sztuczną
inteligencję.
Deprioretyzacja kierunków niezwiązanych z podstawową działalnością.
W związku z istotną skalą planowanych nakładów inwestycyjnych na realizację celów strategicznych
określonych w strategii biznesowej, Zarząd rozpoczął wycofywanie się z projektów w segmencie
elektromobilności, wodoru oraz ekspansji zagranicznej, choć nie wyklucza podjęcia w przyszłości
działalności w tych obszarach.
Szerzej politykę w zakresie kierunków rozwoju grupy kapitałowej Emitenta przedstawiono w materiałach
znajdujących się na stronie internetowej pod adresem:
https://www.polenergia.pl/serwis-relacji-inwestorskich/
30. Zmiany w podstawowych zasadach zarządzania przedsiębiorstwem Emitenta i jego grupą
kapitałową
W roku obrotowym 2025 nie wystąpiły zmiany w podstawowych zasadach zarządzania
przedsiębiorstwem Emitenta i jego grupą kapitałową.
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
Pan Piotr Sujecki jest stroną umowy o pracę zawartej ze Spółką. Umowa zawarta jest na czas
nieokreślony. Pan Piotr Sujecki jest stroną umowy o zakazie konkurencji przewidującej po stronie Spółki
obowiązek zapłaty na jego rzecz odszkodowania w wysokości równej 100% kwoty wynagrodzenia przez
okres 9 miesięcy.
Pan Łukasz Buczyński jest stroną umowy o pracę zawartej ze Spółką zawartej ze Spółką na czas
nieokreślony. Umowa o pracę pozostaje obecnie obowiązująca do dnia 30 czerwca 2026 r., kiedy to
upłynie okres wypowiedzenia. Pan Łukasz Buczyński jest stroną umowy o zakazie konkurencji
przewidującej po stronie Spółki obowiązek zapłaty na jego rzecz odszkodowania w wysokości równej
100% kwoty wynagrodzenia. Spółce przysługiwało prawo odstąpienia od zakazu konkurencji po ustaniu
stosunku pracy, które Spółka wykonała, wobec czego nie będzie zobowiązana do zapłaty
odszkodowania za przestrzeganie zakazu konkurencji.
Pan Adam Purwin jest stroną kontraktu menadżerskiego zawartego ze Spółką zawartego na czas
nieoznaczony. Pan Adam Purwin jest też stroną umowy o zakazie konkurencji przewidującej po stronie
Spółki obowiązek zapłaty na jego rzecz odszkodowania w wysokości równej 100% kwoty wynagrodzenia
przez okres 12 miesięcy.
Pan Andrzej Filip Wojciechowski w związku z powołaniem do Zarządu nowej kadencji rozpoczynającej
bieg 1 stycznia 2025 r. jest stroną kontraktu menedżerskiego ze Spółką na czas nieoznaczony. Pan
Andrzej Filip Wojciechowski jest też stroną umowy o zakazie konkurencji przewidującej po stronie Spółki
obowiązek zapłaty na jego rzecz odszkodowania w wysokości równej 100% kwoty wynagrodzenia przez
okres 12 miesięcy.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
73
Pan Jerzy Zań był stroną umowy o pracę zawartej ze Spółką na czas nieokreślony. Umowa o pracę
obowiązywała do dnia 31 lipca 2025 r., kiedy to upłynął okres wypowiedzenia. Ponadto Pan Jerzy Zań
jest stroną umowy o zakazie konkurencji po ustaniu stosunku pracy, przewidującej po stronie Spółki
obowiązek zapłaty na jego rzecz odszkodowania w wysokości równej 12-krotności wynagrodzenia
z tytułu powstrzymania się przez niego od prowadzenia działalności konkurencyjnej.
Pan Michał Michalski był stroną umowy o pracę zawartej ze Spółką zawartej na czas nieokreślony.
Umowa o pracę obowiązywała do dnia 31 marca 2025 r., kiedy to upłynął okres wypowiedzenia. Pan
Michał Michalski był stroną umowy o zakazie konkurencji przewidującej po stronie Spółki obowiązek
zapłaty na jego rzecz odszkodowania w wysokości równej 100% kwoty wynagrodzenia. Spółce
przysługiwało prawo odstąpienia od zakazu konkurencji po ustaniu stosunku pracy, które Spółka
wykonała, wobec czego nie było zobowiązana do zapłaty odszkodowania za przestrzeganie zakazu
konkurencji.
Pan Tomasz Kietliński był stroną umowy o pracę zawartej ze Spółką zawartej na czas nieokreślony.
Ponadto Pan Tomasz Kietliński był stroną umowy o zakazie konkurencji po ustaniu stosunku pracy,
przewidującej po stronie Spółki obowiązek zapłaty na jego rzecz odszkodowania w wysokości równej
100% kwoty wynagrodzenia z tytułu powstrzymywania się przez niego od prowadzenia działalności
konkurencyjnej. Spółka była zobowiązana do zapłaty odszkodowania za przestrzeganie zakazu
konkurencji po ustaniu stosunku pracy do dnia 31 marca 2025.
Pani Iwona Sierżęga była stroną umowy o pracę zawartej ze Spółką zawartej na czas nieokreślony.
Ponadto, Pani Iwona Sierżęga była stroną umowy o zakazie konkurencji po ustaniu stosunku pracy,
przewidującej po stronie Spółki obowiązek zapłaty na jej rzecz odszkodowania w wysokości równej 6-
krotności wynagrodzenia z tytułu powstrzymania się przez nią od prowadzenia działalności
konkurencyjnej. Odszkodowanie płatne było w 6 (sześciu) równych ratach. Spółka była zobowiązana do
zapłaty odszkodowania za przestrzeganie zakazu konkurencji po ustaniu stosunku pracy do dnia 30
listopada 2025.
Pan Piotr Maciołek był stroną umowy o pracę zawartej ze Spółką zawartej na czas nieokreślony.
Ponadto, Pan Piotr Maciołek był stroną umowy o zakazie konkurencji po ustaniu stosunku pracy,
przewidującej po stronie Spółki obowiązek zapłaty na jego rzecz odszkodowania w wysokości równej 6-
krotności wynagrodzenia z tytułu powstrzymania się przez niego od prowadzenia działalności
konkurencyjnej. Odszkodowanie płatne było w 6 (sześciu) równych ratach. Spółka była zobowiązana do
zapłaty odszkodowania za przestrzeganie zakazu konkurencji po ustaniu stosunku pracy do dnia 30
listopada 2025.
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
Wynagrodzenia osób zarządzających i nadzorujących zostały przedstawione w nocie 46
do Skonsolidowanego sprawozdania finansowego.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
74
Ponadto członkom Zarządu przysługiwały również pozafinansowe świadczenia, takie jak mieszkania
służbowe w uzasadnionych przypadkach lub refinansowanie kosztów zakwaterowania, ponoszenie lub
refinansowanie kosztów podróży, ubezpieczenie NNW, ubezpieczenie medyczne, korzystanie z
samochodów służbowych.
W Spółce nie obowiązują programy motywacyjne lub premiowe oparte na kapitale Emitenta.
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
Grupa nie posiada ww. zobowiązań.
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)
Zgodnie z informacjami posiadanymi przez Spółkę, Pani Dominika Kulczyk, za pośrednictwem Kulczyk
Holding S.à r.l., spółki prawa luksemburskiego oraz Mansa Investments Sp. z o.o. (“Mansa”), posiada
33 702 946 akcji zwykłych na okaziciela Spółki, stanowiących ok. 43,65% wszystkich akcji Polenergii
(raport bieżący nr 3/2026 z 22 stycznia 2026 r.). Zgodnie z zawiadomieniem otrzymanym od Mansa,
dnia 24 lutego 2025 r. Mansa oraz Bank Polska Kasa Opieki S.A. zawarły umowę 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. Następnie, 6 listopada
2025 r. (raport bieżący nr 57/2025) Polenergia S.A. otrzymała informację o ustanowieniu zastawu na 15
408 550 posiadanych przez Mansa akcjach Spółki. Spółka nie otrzymała innych zawiadomień
informujących o posiadaniu akcji Spółki przez jej osoby zarządzające lub nadzorujące.
35. Informacja o wyodrębnionej części Sprawozdania Zarządu z działalności Grupy
Kapitałowej Polenergia stanowiącej wyodrębnioną część sprawozdania oraz o atestacji
sprawozdawczości zrównoważonego rozwoju
Grupa Polenergia nie jest emitentem, który spełnia kryteria określone w art. 63 q i 63 r ust. 1 ustawy
o rachunkowości.
Grupa Polenergia, zgodnie z kryteriami ustawy z dnia 29 września 1994 roku o rachunkowości, nie
kwalifikowała się w roku 2025 do przesłanek nakładających na przedsiębiorstwo obowiązek
raportowania o zrównoważonym rozwoju, którego zakres podmiotowy dla obowiązku sprawozdawczego
z zakresu zrównoważonego rozwoju określono w art 63r ust. 1 ustawy z dnia 29 września 1994 roku
o rachunkowości. Niemniej, w celu spełnienia oczekiwań interesariuszy oraz ze względu na dobre
praktyki wewnętrzne transparentnego informowania o zrównoważonym rozwoju Grupy, takie
sprawozdanie zostało sporządzone.
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
75
Sprawozdanie zrównoważonego rozwoju jest częścią niniejszego sprawozdania, jednakże stanowi
osobny dokument pod nazwą „Skonsolidowane Sprawozdanie o zrównoważonym rozwoju za rok
zakończony dnia 31 grudnia 2025”, który stanowi Załącznik nr 1 do niniejszego sprawozdania.
Sprawozdanie odpowiada na wymogi stawiane przedsiębiorstwom, wprowadzone na drodze Art. 14 ust.
5 Ustawy z dnia 17 grudnia 2024 r. o zmianie ustawy o rachunkowości, ustawy o biegłych rewidentach,
firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym oraz niektórych innych ustaw oraz zostało sporządzone
w oparciu o europejskie standardy sprawozdawczości w zakresie zrównoważonego rozwoju ESRS
(European Sustainability Reporting Standards) (wskaźniki raportowania zgodnie z Dyrektywą CSRD, tj.
Dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/2464 z dnia 14 grudnia 2022 r. w sprawie
zmiany rozporządzenia (UE) nr 537/2014, dyrektywy 2004/109/WE, dyrektywy 2006/43/WE oraz
dyrektywy 2013/34/UE w odniesieniu do sprawozdawczości przedsiębiorstw w zakresie
zrównoważonego rozwoju). Raport o zrównoważonym rozwoju został także poddany atestacji
niezależnego biegłego rewidenta.
36. 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
Grupa nie ma wiedzy o innych umowach zawartych w 2025 r. (jak również zawartych po dniu
bilansowym), w wyniku których mogą w przyszłości nastąpić zmiany w proporcjach posiadanych akcji
przez dotychczasowych akcjonariuszy i obligatariuszy, zaś w szczególności Spółka nie jest stroną takich
ewentualnych umów. W zakresie wymaganym prawem, w przeszłości, Spółka przekazywała do
publicznej wiadomości informacje dotyczące znanych jej umów pomiędzy niektórymi akcjonariuszami.
37. Informacje o zawartych umowach znaczących dla działalności Emitenta, w tym znanych
Emitentowi umowach zawartych pomiędzy akcjonariuszami (wspólnikami), umowach
ubezpieczenia, współpracy lub kooperacji zawartych po okresie bilansowym.
W dniu 27 stycznia 2026 r., w ramach realizacji Programu Rozwoju, spółka zależna Emitenta, tj. Farma
Wiatrowa Bądecz sp. z o.o., zawarła z globalną firmą 15-letnią umowę vPPA (virtual power purchase
agreement) („vPPA” lub „Umowa”). Umowa vPPA jest kontraktem finansowym obejmującym 100%
energii wytwarzanej przez Producenta Energii z OZE — elektrownię wiatrową o zainstalowanej mocy
48.3 MW (“Instalacja”). Umowa obejmuje również sprzedaż przez Instalację na rzecz Kupującego
atrybutów środowiskowych rozumianych jako wszelkie korzyści środowiskowe wynikające z odnawialnej
energii elektrycznej, którymi obecnie są Gwarancje Pochodzenia. Producent Energii z OZE planuje
rozpoczęcie wytwarzania energii najpóźniej na koniec trzeciego kwartału 2029 roku. Umowa zapewnia
zabezpieczenie łącznych przychodów projektu ze sprzedaży energii elektrycznej oraz Gwarancji
Pochodzenia w całym okresie obowiązywania Umowy na przewidywanym poziomie około
600 000 000 – 800 000 000 PLN netto.
W dniu 29 stycznia 2026 r., w ramach realizacji Programu Rozwoju, spółka zależna Emitenta,
tj. Polenergia Farma Fotowoltaiczna 2 sp. z o.o., zawarła z globalną firmą 15-letnią umowę vPPA (virtual
power purchase agreement) („vPPA” lub „Umowa”). Umowa jest kontraktem finansowym obejmującym
100% energii wytwarzanej przez Producenta Energii z OZE — elektrownię fotowoltaiczną
o zainstalowanej mocy 34,65 MWac (“Instalacja”). Umowa obejmuje również sprzedaż przez Instalację
atrybutów środowiskowych rozumianych jako wszelkie korzyści środowiskowe wynikające z odnawialnej
energii elektrycznej, którymi obecnie są Gwarancje Pochodzenia. Producent Energii z OZE planuje
rozpoczęcie wytwarzania energii najpóźniej na początku drugiego kwartału 2027 roku. umowa vPPA
zapewnia zabezpieczenie łącznych przychodów projektu ze sprzedaży energii elektrycznej oraz
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
76
Gwarancji Pochodzenia w całym okresie obowiązywania Umowy na przewidywanym poziomie około
130 000 000 – 180 000 000 PLN netto.
W dniu 30 stycznia 2026 r. Emitent zawarł z Axpo Polska sp. z o.o. („Axpo”) przyrzeczoną umowę
sprzedaży 100% udziałów w Polenergia Elektrociepłownia Nowa Sarzyna sp. z o.o. („ENS”) („Udziały”)
(„Umowa Przyrzeczona”), na podstawie przedwstępnej, warunkowej umowy sprzedaży Udziałów
zawartej 17 grudnia 2025 r z Axpo. Zawarcie Umowy Przyrzeczonej nastąpiło po spełnieniu warunku
zawieszającego obejmującego uzyskanie przez Axpo zgody organu antymonopolowego na nabycie
Udziałów. Łączna ostateczna cena za Udziały to ok. 139,7 mln PLN.
38. Informacje o systemie kontroli programów akcji pracowniczych
W chwili obecnej w Grupie nie funkcjonuje program akcji pracowniczych.
39. Informacje dodatkowe:
a) Na temat daty zawarcia przez Emitenta umowy, z podmiotem uprawnionym do badania
sprawozdań finansowych, o dokonanie badania lub przeglądu sprawozdania
finansowego lub Skonsolidowanego sprawozdania finansowego oraz okresie, na jaki
została zawarta ta umowa
Umowa z dnia 22 lipca 2024 roku pomiędzy Polenergia S.A. a Grant Thornton Polska Prosta spółka
akcyjna z siedzibą w Poznaniu, ul. abpa Antoniego Baraniaka 88 E na przeprowadzenie:
• przeglądu śródrocznego Jednostkowego i Skonsolidowanego sprawozdania finansowego za
okres od 1 stycznia 2024 roku do 30 czerwca 2024 roku oraz od 1 stycznia 2025 roku do 30
czerwca 2025 roku
• badania Jednostkowego i Skonsolidowanego sprawozdania finansowego za rok kończący
się 31 grudnia 2024 roku oraz 31 grudnia 2025 roku.
Ponadto poszczególne spółki wchodzące w skład Grupy zawarły z Grant Thornton Polska Spółka
z ograniczoną odpowiedzialnością Spółka komandytowa z siedzibą w Poznaniu, ul. abpa Antoniego
Baraniaka 88 E umowy na badanie sprawozdań finansowych za rok kończący się 31 grudnia 2024 roku
oraz 31 grudnia 2025 roku.
b) Na temat okresu i zakresu usług świadczonych przez wybraną firmę audytorską na rzecz
Grupy
Spółki z Grupy kapitałowej korzystały w 2025 roku z usług wybranej firmy audytorskiej w zakresie
badania lub przeglądu sprawozdania finansowego lub skonsolidowanego sprawozdania finansowego,
badania raportu o zrównoważonym rozwoju, a także dodatkowych usług będących potwierdzeniem
spełnienia warunków zawartych umów kredytu na podstawie analizy informacji finansowych
pochodzących ze zbadanych przez Audytora sprawozdań finansowych.
c) Na temat organu, który dokonał wyboru firmy audytorskiej
Wyboru firmy audytorskiej dokonuje Rada Nadzorcza po rekomendacji Komitetu Audytu.
d) Na temat wynagrodzenia podmiotu uprawnionego do badania sprawozdań finansowych,
wypłaconym lub należnym za rok obrotowy
Grupa Kapitałowa Polenergia S.A.
Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej Polenergia
77
Szczegóły dotyczące wynagrodzenia podmiotu uprawnionego do badania sprawozdań finansowych
zostały przedstawione w Skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym w nocie 48.