Dekarbonizacja:

• w oparciu o regulacje WP w dłuższej perspektywie tj. do roku 2050 UE planuje przejście na gospodarkę zeroemisyjną – w tym celu powstaje aktualizacja Energy Road Map dla UE do 2050 r.

Intensywny rozwój odnawialnych źródeł energii (nowelizacja Dyrektywy OZE tj. RED II):

• 14 czerwca 2018 r. ustalono porozumienie długo negocjowanych przepisów. W zakresie całkowitego wiążącego celu udziału OZE na rok 2030 – ustalono poziom 32% przy jednoczesnym braku wiążących celów krajowych. Dodatkowo ustalono rewizję wykonania celu w roku 2023.
• W kontekście pomocy publicznej, wskazano warunki kwalifikacji elektrowni biomasowych do uzyskania wsparcia finansowego. W przypadku instalacji od 50 do 100 MW – wsparcie uzależniono od spełnienia poziomów efektywności zgodnie z dokumentem referencyjnym BAT LCP (Najlepsze Dostępne Techniki). W przypadku jednostek o mocy powyżej 100 MW – w przypadku osiągnięcia sprawności elektrycznej na poziomie co najmniej 36%.
• Dla sektora transportu ustalono cel OZE na rok 2030 na poziomie 14% oraz do tego roku ustalono eliminację stosowania oleju palmowego.

Wzrost efektywności energetycznej (projekt Dyrektywy o Efektywności Energetycznej), powiązanej ze wsparciem (transformacji, modernizacji) w obszarze ciepłownictwa i chłodnictwa:

• 20 czerwca 2018 r. negocjacje dotyczące finalnego kształtu przepisów zakończyły się ustaleniem zwiększenia niewiążącego ogólnoeuropejskiego celu efektywności energetycznej o 32,5% w stosunku do prognoz zużycia energii z 2007 r.
• W ramach corocznych oszczędności energii sprzedawanej odbiorcom końcowym ustalono poziom 0,80%.

Rozwój i wsparcie elektromobilności w UE, w pierwszej kolejności w transporcie publicznym (opublikowane przez KE w listopadzie 2017 roku projekty stanowiące tzw. Clean Mobility Package);

• Projekt jednolitego rynku energii elektrycznej (Market Design)
• System zarządzania Unią Energetyczną (EU Governance) – rozporządzenie, którego treść ustalono 20 czerwca 2018 r. reguluje między innymi:
  - Obowiązek zgłoszenia przez każde państwo członkowskie do końca 2018 r. projektu pierwszego krajowego zintegrowanego planu w zakresie energii i klimatu („ZKPEiK”) na okres 2021 r. do 2030 r. – m.in. deklarowany udział OZE państwa członkowskiego.
  - Zobowiązania państw członkowskich do równomiernego rozłożenia wzrostu OZE na 10 lat (trajektoria rozwoju – osiąganie punktów referencyjnych – w 2022 r. zostanie 18% wymaganego wzrostu, 2025 r. – 43%, 2027 r. – 65%.)
  - Brak jednoznacznego określenia środków egzekwowania celów od państw członkowskich w przypadku niewywiązywania się z założonych celów – wydawanie nieobligatoryjnych zaleceń KE.
• Obligatoryjny rozwój infrastruktury sieciowej (połączeń transgranicznych); docelowo utworzenie EU DSO, nowe uprawnienia i kompetencje ACER i ENTSO-e na poziomie UE.

W 2018 r. w oparciu o przepisy:

• ustawę z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy,
• Regulamin rynku mocy zatwierdzony decyzją Prezesa URE z dn. 30 marca 2018 r.,
• Rozporządzenia Ministra Energii:
  - z dnia 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym,
  - z dnia 22 sierpnia 2018 r. w sprawie parametrów aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021–2023,
  - z dnia 3 września 2018 r. w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych

Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. przeprowadziły następujące procesy rynku mocy:

• certyfikację ogólną,
• certyfikację do aukcji głównych na lata 2021–2023,
• aukcję główną na rok 2021 – 15 listopada 2018 r.,
• aukcję główną na rok 2022 – 5 grudnia 2018 r.,
• aukcję główną na rok 2023 – 21 grudnia 2018 r.,
• aukcję główną na rok 2024 – 6 grudnia 2019 r.

ENEA Elektrownia Połaniec S.A. uczestniczyła we wszystkich ww. procesach i w ich wyniku zawarła 2 umowy mocowe na 5-letnie okresy 2021-2025, dla bloków nr 2 i 7. Wynika to ze strategii Grupy ENEA zatwierdzanej decyzjami Zarządu ENEA S.A. przed poszczególnymi aukcjami głównymi. Pozostałe bloki za wyjątkiem bloku nr 9 zostały zgłoszone do udziału w rynku wtórnym. Decyzją Komitetu Sterującego Rynku Mocy GK ENEA zostanie zawarta pomiędzy ENEA Wytwarzanie a ENEA Elektrownia Połaniec umowa ws. wspólnego działania na rynku mocy i wzajemnego rezerwowania.

ENEA Wytwarzanie Sp. o.o. uczestniczyła we wszystkich ww. procesach i w ich wyniku zawarła:

• dziewięć umów mocowych na 5-letnie okresy dostaw 2021-2025, dla bloków nr 1-10 bez bloku 3,
• jedną Umowę mocową na 15 letni okres dostaw 2021-2035 dla bloku 11,
• umowy jednoroczne dostaw na lata 2021, 2022 i 2023, dla trzech jednostek Rynku Mocy z Segmentu OZE (wodne) o łącznej mocy 37,1 MW.

Założenia te wynikały ze strategii Grupy ENEA zatwierdzanej decyzjami Zarządu ENEA S.A. przed poszczególnymi aukcjami głównymi. Blok nr 3 oraz jednostki węglowe w Elektrociepłowni Białystok oraz MEC Piła zostały zgłoszone do udziału w rynku wtórnym.
Jednostki z Segmentu OZE ENEA Wytwarzanie oraz Elektrociepłowni Białystok zawarły umowy jednoroczne o łącznej mocy 67 MW na rok dostaw 2024.

ENEA Ciepło Sp. z o.o. uczestniczyła we wszystkich ww. procesach i w ich wyniku zawarła dwie kwartalne umowy mocowe na rok dostaw 2021 (na 1 i 4 kwartał) dla bloku nr 2 oraz jedną jednoroczną umowę mocową na rok dostaw 2024 dla bloku nr 3.

Wynika to z dokumentów: „Strategia udziału JRM ENEA Ciepło w aukcji głównej rynku mocy na rok dostaw 2024” oraz „Strategia udziału JRM Grupy ENEA w aukcjach dodatkowych na rok dostaw 2021” opracowanych pod przewodnictwem ENEA Trading Sp. z o.o. zatwierdzonych decyzjami Zarządu ENEA Ciepło przed aukcjami. Do udziału w rynku wtórnym na rok 2021 został zgłoszony blok nr 3, natomiast na rok 2024 zostały zgłoszone bloki nr 1, 2 i 4.

8 kwietnia 2018 r. weszła w życie Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/410 wprowadzająca zmiany w systemie handlu uprawnieniami do emisji CO₂.

W ramach powyższego dyrektywa ustanawia m.in. dwa mechanizmy finansowe:

• Fundusz Modernizacyjny – dla celów modernizacji systemów energetycznych w krajach członkowskich o niskim dochodzie. Z założenia ma być on finansowany wpływami z aukcji uprawnień w latach 2021 do 2030. Fundusz ma służyć przede wszystkim wspieraniu rozwoju efektywności energetycznej i inwestycji w OZE.
• Fundusz Innowacyjny – dla zapewnienia wsparcia finansowego rozwoju OZE, wychwytywania i składowania dwutlenku węgla oraz innowacyjnych projektów niskoemisyjnych. Ma być zasilany środkami z uprawnień, które w przeciwnym razie miałyby być przydzielone bezpłatnie bądź sprzedane poprzez aukcje.
  Ponadto zostały ustanowione ramy funkcjonowania IV fazy systemu EU ETS, a także nowe zasady działania mechanizmu stabilizacji rynkowej (MSR). Zgodnie z nimi od początku 2019 r. wskaźnik redukcji uprawnień znajdujących się w obiegu wzrósł z 12% do 24%. Uprawnienia są stopniowo przenoszone z systemu aukcyjnego do rezerwy stabilności rynkowej. Począwszy od 2024 r. przywrócony zostanie wskaźnik 12%. W IV fazie systemu EU ETS, która rozpocznie się z początkiem 2021 r. i potrwa do roku 2030, zostanie także zwiększony liniowy współczynnik redukcji z dotychczasowych 1,74% do 2,2%. Oba te elementy mają wpływ na zmniejszenie podaży na rynku EU ETS, a tym samym na obserwowane w 2019 r. wysokie poziomy cen uprawnień do emisji CO₂. Wzrost zmienności na rynku uprawnień do emisji CO₂ wpłynął także znacząco na zwiększoną zmienność na rynkach energii w całej Europie, także w Polsce.

Z dniem 17 czerwca 2019 r. weszło w życie Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/834 z dnia 20 maja 2019 r. zmieniające rozporządzenie (UE) nr 648/2012 w odniesieniu do obowiązku rozliczania, zawieszania obowiązku rozliczania, wymogów dotyczących zgłaszania, technik ograniczania ryzyka związanego z kontraktami pochodnymi będącymi przedmiotem obrotu poza rynkiem regulowanym, które nie są rozliczane przez kontrahenta centralnego, rejestracji repozytoriów transakcji i nadzoru nad nimi, a także wymogów dotyczących repozytoriów transakcji (EMIR Refit). W wyniku wprowadzonych zmian, wprowadzono jako zasadę obowiązek raportowania transakcji na instrumentach pochodnych zawieranych poza rynkiem regulowanym (przewidując jednakże wyjątek od tej zasady dla transakcji wewnątrzgrupowych dotyczących instrumentów pochodnych, w postaci możliwości uzyskania stosownego zwolnienia z obowiązku raportowania).

ZIELONE

W obszarze PMOZE_A (świadectw pochodzenia energii wytworzonej w odnawialnych źródłach) panuje utrzymująca się nadwyżka praw na rynku, która spowodowała osiągnięcie niskich poziomów cenowych w 2016 i w 1 pół. 2017. Na dzień 27 kwietnia 2018 szacuje się, że po realizacji obowiązku za rok 2017 na rejestrach pozostanie około 25 TWh aktywnych PMOZE_A. Rozporządzenie Ministra Energii z 11 sierpnia 2017 r. określające poziom obowiązku na lata 2018-2019 (odpowiednio 17,5% i 18,5%) poprawiło perspektywy długoterminowego rozładowania nadwyżki. Dodatkowo zmiana Ustawy OZE (nowelizacja z 20 lipca 2017 r.) oraz interpretacja Ministra Energii w zakresie braku możliwości wnoszenia opłaty zastępczej, dopóki „jOz” nie osiągnie maksymalnego poziomu (300,03 zł/MWh), spowodowały silny wzrost cen PMOZE_A powyżej poziomu 70 zł/MWh
i ustanowiły utrzymujący się obecnie trend wzrostowy. W 2019 r. cena PMOZE_A ustaliła się stabilnie w okolicach poziomu 130 zł/MWh, która w czwartym kwartale 2019 roku podniosła się na poziom około 150 zł/MWh. Pierwszy kwartał roku 2019 ze spadkami do poziomu do około 100 zł/MWh, był odstępstwem od trendu, który był spowodowany zapowiadanymi zmianami legislacyjnymi. Zmiany te miały być prospadkowe dla ceny PMOZE_A, jednak na koniec pierwszego kwartału 2019 zaprezentowano projekt ustawy, który ostatecznie potwierdził, że znaczących zmian dla systemu PMOZE_A jednak nie będzie, co spowodowało powrót cen do trendu. Na koniec roku 2019 na rejestrach pozostało ok 32 TWh aktywnych PMOZE_A.

BŁĘKITNE

W obszarze PMOZE-BIO (świadectw pochodzenia energii z biogazu rolniczego) sytuacja diametralnie zmieniła się w stosunku do obowiązku umorzeniowego dla 2016 r. W pierwszej połowie roku 2017 ceny osiągały poziom nawet 470 zł/MWh. Wycena instrumentu zbliżyła się do poziomu „jOz” (300,03 zł/MWh) dopiero po publikacji pierwszego projektu nowelizacji Ustawy o OZE w czerwcu 2017 r. odblokowująca warunkowo wnoszenie „Oz”. Od tamtego momentu ceny praw majątkowych „błękitnych” utrzymują się w dalszym ciągu powyżej opłaty zastępczej, ale są do niej bardziej zbliżone (ponad 317 zł/MWh), uwzględniając korzyść kupującego z tytułu możliwości odliczenia akcyzy (20 zł/MWh) dla realizacji obowiązku poprzez umorzenie świadectw pochodzenia. Trend cenowy jest utrzymany z powodu spełnienia warunków pozwalających na uiszczenie „Oz” od początku 2018 roku. Stan ten powinien się utrzymywać dopóki średnia trzymiesięczna cena PMOZE-BIO będzie powyżej poziomu „jOz”. W 2019 roku cena delikatnie spadła, oscylując wokół wartości jednostkowej opłaty zastępczej wynoszącej 300,03 zł/MWh. Spadek był spowodowany obniżeniem akcyzy z 20 na 5 zł/MWh

BIAŁE

Na rynku funkcjonują trzy instrumenty dla praw majątkowych „białych”, którymi można realizować obowiązek w 2019 roku:

• PMEF – świadectwa efektywności energetycznej wydawane w oparciu o system przetargów na podstawie poprzedniej podstawy prawnej;
• PMEF-2019 – świadectwa efektywności energetycznej wydawane dla zakończonych inwestycji dla wniosków składanych w 2019 r. (poza systemem przetargowym);
• PMEF_F – świadectwa efektywności energetycznej wydawane dla nierozpoczętych inwestycji zgodnie z Ustawą z dnia 20 maja 2016 r., nie mające daty wygaśnięcia.

W dniu 20 lipca 2017 r. opublikowane zostały wyniki ostatniego przetargu dla inwestycji w zakresie efektywności energetycznej ogłoszonego przez URE 21 września 2016 r. W ramach poszczególnych kategorii wybrano projekty opiewające łącznie na prawie 55% puli (w sumie 806,743 toe). Wzrost ilości PMEF na rynku spowodował załamanie cen instrumentu w 2 pół. 2017 r. Ostatecznie jednak ceny indeksów wróciły do poziomu średnio 712 zł/toe w związku z pojawieniem się informacji pochodzącej z Ministerstwa Energii, że jeżeli pojawi się zagrożenie, iż po realizacji obowiązku za rok 2018, tj. po 30 czerwca 2019 r. na rejestrach pozostaną niewykorzystane PMEF, wówczas mogą zostać podjęte działania mające na celu zmianę terminu ich umarzania, tj. wydłużenie ich obowiązywania. Ostatnia nowelizacja Ustawy o efektywności energetycznej choć ułatwiła proces starania się o wsparcie dla proefektywnościowych działań, w związku z pominięciem procedury przetargowej, jednocześnie ograniczyła podaż PMEF_F poprzez limitację wsparcia projektu do jednokrotnej średniorocznej oszczędności energetycznej. Przełożyło się to na wycenę PMEF_F na poziomie 1 500 zł/toe (zbliżonej do „jOz”). Przez pierwszą połowę roku cena PMEF w związku z końcem życia produktu przy jego jednoczesnej dużej nadpodaży spadała z niskiego poziomu około 300 zł/toe na poziom nawet 30 zł/toe. Jednak po decyzji o przedłużeniu życia tego produktu o kolejne dwa lata, jego cena wzrosła szybko na poziom obowiązującej jednostkowej opłaty zastępczej, tj około 1 650 zł/toe za rok 2019.

29 sierpnia 2019 r. weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii (ustawa o OZE) oraz niektórych innych ustaw. Wprowadziła ona zmianę w ustawie o OZE i w Prawie energetycznym nazwy prosumenta na prosumenta energii odnawialnej. Obecnie prosumentem energii odnawialnej może być każdy odbiorca końcowy wytwarzający energię elektryczną wyłącznie z odnawialnych źródeł energii na własne potrzeby w mikroinstalacji (o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 kW albo mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu nie większej niż 150 kW) pod warunkiem, że w przypadku odbiorcy końcowego niebędącego odbiorcą energii elektrycznej w gospodarstwie domowym, nie stanowi to przedmiotu przeważającej działalności gospodarczej, określonej zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 40 ust. 2 ustawy z dnia 29 czerwca 1995 r. o statystyce publicznej. Zmieniono definicję i zasady rozliczeń ze spółdzielniami energetycznymi – obecnie spółdzielnie energetyczne będą rozliczane podobnie jak prosumenci energii odnawialnej, jednak przy zastosowaniu współczynnika energii wprowadzonej do sieci do energii pobranej z sieci, wynoszącym 1:0,6.

Nowelizacja ustawy o OZE umożliwi objęcie publicznymi mechanizmami wsparcia także większe instalacje. W aukcjach przeprowadzonych w 2019 r., wsparciem mogły zostać objęte odnawialne źródła energii o mocy do 3,4 GW – w tym 2,5 GW ma przypaść energetyce wiatrowej w koszyku wiatrowo-fotowoltaicznym dla projektów o mocy ponad 1 MW, natomiast około 0,7 GW ma przypaść inwestorom planującym zgłoszenie ofert w koszyku wiatrowo-fotowoltaicznym o jednostkowej mocy do 1 MW. Nowelizacja wydłużyła maksymalny czas na uruchomienie produkcji energii z elektrowni wiatrowych, objętych wsparciem w tegorocznej aukcji, z 24 do 33 miesięcy, a z elektrowni fotowoltaicznych – z 18 do 24 miesięcy. W przypadku innych technologii stosowany będzie okres wynoszący teraz 42 miesiące, a nie 36 jak przed nowelizacją ustawy o OZE.

Ustawa nałożyła na przedsiębiorstwa energetyczne obowiązek dostosowania postanowień umów zawartych z prosumentami energii odnawialnej do zmienionych przepisów ustawy o OZE oraz umów zawartych z prosumentami energii odnawialnej i wytwórcami energii elektrycznej w instalacjach odnawialnego źródła energii do zmienionych przepisów Prawa energetycznego, w terminie 3 miesięcy od dnia wejścia w życie ustawy zmieniającej, tj. do 29 listopada 2019 r.

28 grudnia 2018 r. została uchwalona Ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw („Ustawa) obowiązująca od 1 stycznia 2019 r.

Powyższa regulacja wprowadziła między innymi:

• obniżenie stawki akcyzy dla energii elektrycznej sprzedanej odbiorcy końcowemu z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh,
• zasady wyznaczania na 2019 r. cen i stawek opłat za energię elektryczną dla odbiorcy końcowego do stosowania przez sprzedawców energii elektrycznej,
• możliwość ubiegania się przez sprzedawców energii elektrycznej o kwotę na pokrycie różnicy przychodów za obrót energią elektryczną na rzecz odbiorców końcowych od Zarządcy Rozliczeń określonego w Ustawie („Kwota różnicy ceny”/”Rekompensata finansowa”).

Z treści Ustawy i jej uzasadnienia wynika, iż ustawodawca zakłada równoważenie interesów odbiorców energii elektrycznej oraz spółek energetycznych, co pozwala stwierdzić, iż co do zasady utracone, w skutek obniżenia cen, przychody powinny być sprzedawcom energii zwrócone.

Ustawa w dalszej części roku 2019 była nowelizowana, kluczowa zmiana (opublikowana 28 czerwca 2019 r.) dotyczyła zawężenia w 2 półroczu 2019 r. grona odbiorców końcowych uprawnionych do skorzystania z ustawowych mechanizmów stabilizacji cen do klientów z zespołu grup taryfowych G oraz mikroprzedsiębiorców, małych przedsiębiorców, szpitali, jednostek sektora finansów publicznych, państwowych jednostek organizacyjnych nieposiadających osobowości prawnej szczegółowo zdefiniowanych w Ustawie.

Na podstawie znowelizowanej Ustawy 23 lipca 2019 r. opublikowano Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie sposobu obliczania Kwoty różnicy ceny i Rekompensaty finansowej oraz sposobu wyznaczania cen odniesienia („Rozporządzenie”).

Ustalenie wielkości rezerwy na kontrakty rodzące obciążenie na dzień 31 grudnia 2018 r.

W wyniku uchwalenia Ustawy i opublikowania Rozporządzenia Spółka dokonała na koniec 2018 r. analizy zagadnienia pod kątem aktualizacji rezerw i ujęcia ewentualnych zwrotów
w kontekście zapisów MSR 37 Rezerwy, zobowiązania warunkowe i aktywa. Zgodnie z przepisami sprawozdawczymi, jeżeli dany kontrakt lub grupa kontraktów przynoszą straty,
to spółka powinna rozpoznać odpowiednią rezerwę w okresie, w którym ta strata stała się nieunikniona, chyba że nie jest w stanie wiarygodnie ustalić kwoty tej rezerwy, a aktywa
z tytułu zwrotów ujmuje się gdy są one prawie pewne w kwocie nie wyższej niż rozpoznane rezerwy.

Spółka dokonała wyceny rezerwy wyłącznie w zakresie sprzedaży realizowanej w oparciu o taryfę regulowaną przez Prezesa URE dla klientów w zespołach grup taryfowych G. Wycena obejmowała aktualny na dany moment stan prawny. Przyjmując ceny obowiązujące w 2018 r. dla klientów z grup taryfowych G w taryfie regulowanej przez Prezesa URE, Spółka oszacowała tzw. stratę na kontrakcie na poziomie 79 mln zł. Strata ta wynika z przyjęcia modelowych kosztów nabycia energii elektrycznej w 2019 r. (kosztów energii elektrycznej i praw majątkowych oraz stawki podatku akcyzowego na poziomie określonym jako uzasadnione przez Prezesa URE w procesie taryfowym na 2019 r.) i równoczesnego stosowania cen sprzedaży z 2018 r. Rezerwa ta w trakcie 2019 r. została wykorzystana (rozwiązana).

Zgodnie z zapisami Ustawy oraz Rozporządzenia Spółka wystąpiła do Zarządcy Rozliczeń S.A. z wnioskiem o wypłatę Kwoty różnicy ceny za 1 półrocze 2019 r. oraz z wnioskami o rekompensatę finansową za miesiące od lipca do grudnia 2019 r. na łączną kwotę 597,2 mln zł. Kwoty różnicy ceny oraz Rekompensaty finansowe stanowią przychody Spółki i zostały ujęte w pozycji Rekompensaty w Sprawozdaniu z całkowitych dochodów. Na dzień 31 grudnia 2019 r. Spółka otrzymała 545,0 mln zł tytułem zwrotu Kwoty różnicy ceny i Rekompensaty finansowej. Pozostała część z kwoty 597,2 mln zł, tj. 52,2 mln zł ujęta jest w pozycji Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe w sprawozdaniu z sytuacji finansowej. Na dzień sporządzenia niniejszego Sprawozdania Spółka otrzymała tytułem zwrotu kwoty różnicy ceny i Rekompensaty finansowej kwotę 597,2 mln zł.

Zgodnie z art. 9 Ustawy Spółka, po uzyskaniu potwierdzenia danych od operatorów systemów dystrybucyjnych o wolumenie sprzedanej i zużytej energii elektrycznej za okres od dnia 1 stycznia do dnia 31 grudnia 2019 r., dokona korekty otrzymanej Kwoty różnicy ceny oraz Rekompensaty finansowej. Wniosek korygujący złożony będzie do Zarządcy Rozliczeń jednorazowo w terminie do 30 września 2020 r. i po jego rozpatrzeniu będzie znana ostateczna wartość uzyskanych z tego tytułu przychodów związanych z Ustawą.

Wpływ na kolejne okresy sprawozdawcze

Ustalenie wielkości rezerwy na kontrakty rodzące obciążenie na dzień 31 grudnia 2019 r.

W dniu 30 grudnia 2019 roku Prezes Urzędu Regulacji Energetyki ("Prezes URE") podjął decyzję o zatwierdzeniu taryfy dla energii elektrycznej dla zespołu grup taryfowych G na okres od dnia 14 stycznia do dnia 31 marca 2020 roku ("Taryfa").

Prezes URE zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla ENEA S.A., na poziomie niepokrywającym ponoszonych przez Spółkę kosztów.

Zgodnie z przepisami sprawozdawczymi, jeżeli dany kontrakt lub grupa kontraktów przynoszą straty, to spółka powinna rozpoznać odpowiednią rezerwę w okresie, w którym ta strata stała się nieunikniona, chyba że nie jest w stanie wiarygodnie ustalić kwoty tej rezerwy, a aktywa z tytułu zwrotów ujmuje się gdy są one prawie pewne w kwocie nie wyższej niż rozpoznane rezerwy.

Mając powyższe na uwadze oraz działając zgodnie z MSR 37, Spółka zidentyfikowała konieczność utworzenia w 4 kwartale 2019 roku rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie obrotu.

Na 31 grudnia 2019 r. w wyniku przyjęcia powyższych założeń ustalono co następuje:
1) przyjmując ceny obowiązujące w pierwszym kwartale 2020 r. dla klientów z grup taryfowych G w taryfie regulowanej przez Prezesa URE, Spółka oszacowała tzw. stratę na kontrakcie. Strata ta wynika z przyjęcia modelowych kosztów nabycia energii elektrycznej w 2020 r. (kosztów energii elektrycznej i praw majątkowych oraz stawki podatku akcyzowego na poziomie uznanym za uzasadniony w warunkach rynkowych przez Spółkę w procesie taryfowym na 2020 r.) i równoczesnego stosowania cen sprzedaży zatwierdzonych przez Prezesa URE w Taryfie na pierwszy kwartał 2020 r.
2) dodatkowo uwzględniając, że w okresie pierwszych 13 dni 2020 roku obowiązywały ceny sprzedaży stosowane w 2019 roku (de facto ceny z 2018 roku).
3) wolumen sprzedaży wynika z planowanego na 2020 r. poziomu sprzedaży do klientów w Taryfie G.

W efekcie poziom rezerwy oszacowany został w wysokości 68,6 mln zł.

Spółka wystąpiła do Prezesa URE z wnioskiem o zatwierdzenie Taryfy na okres od dnia 1 kwietnia do dnia 31 grudnia 2020 r.