Grupa ENERGA – wyniki 2013

10 marca 2014

Grupa ENERGA

Wykres obrazuje kontrybucję poszczególnych segmentów biznesowych do skorygowanej EBITDA Grupy w 2013 r.

2

Podsumowanie roku 2013 Zysk jednostkowy netto ENERGA SA wyniósł 499 mln zł w 2013 roku, tym samym Zarząd ENERGA SA zarekomendował wypłatę 414 mln zł dywidendy, czyli 1 zł na jedną akcję Zysk netto Grupy ukształtował się na poziomie 743 mln zł i był o 63 proc. wyższy r/r Zysk EBITDA Grupy wyniósł ok. 2 mld zł, był wyższy o 336 mln zł, tj. o 21 proc. r/r, na co wpływ miała przede wszystkim poprawa wyników Segmentów Dystrybucji oraz Wytwarzania Wzrost aktywów trwałych do poziomu 12 650 mln zł w 2013 rok, wobec 10 697 mln zł w 2012 roku Roczne nakłady inwestycyjne Grupy wyniosły 2 802 mln zł, wobec 1 849 mln zł w 2012 roku W wyniku koncentracji Grupy na poprawie efektywności wskaźnik aktywa na jednego zatrudnionego poprawił się o ok. 30 proc. r/r

3

Kluczowe aktywa Grupy ENERGA Dystrybucja

• • •

Draft nr 3[PL]

194 tys. km linii energetycznych

20,44 TWh - dostarczona energia elektryczna Zasięg 77 tys. km2

Wytwarzanie1  Elektrownie wodne o o o

Włocławek (160 MW) Mniejsze jednostki wytwórcze (41 MW) Elektrownia szczytowo-pompowa w Żydowie (160MW)

 3 farmy wiatrowe

o

Karcino (51 MW)

o

Karścino (90 MW)

o

Bystra (24 MW)

 Elektrownia systemowa w Ostrołęce (647 MW)  Elektrociepłownia w Ostrołęce (75 MW, 394 MWt)  Pozostałe elektrociepłownie (49 MW, 353 MWt)

Sprzedaż

• • 1

2,9 mln liczba klientów 31,01 TWh – sprzedana energia elektryczna (18,2 TWh - sprzedaż detaliczna)

Moc osiągalna

4

Kluczowe dane operacyjne i finansowe

Luty 2014

Grupa ENERGA ma stabilne podstawy biznesu 2012

2013

Zmiana

20,1

20,4

1%

2 917

2 946

1%

4,1

5,0

22%

1,3

1,9

46%

20,5

18,2

-11%

4 kw. 2012

4 kw. 2013

Dystrybucja energii elektrycznej (TWh)

5,2

5,3

2%

Produkcja energii elektrycznej brutto (TWh)

0,8

1,2

50%

0,3

0,5

67%

5,4

4,6

-15%

Dystrybucja energii elektrycznej (TWh) Liczba odbiorców – dystrybucja (tysiące) Produkcja energii elektrycznej brutto (TWh) W tym OZE1 (TWh)

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej (TWh)

W tym OZE1 (TWh)

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej (TWh)

1

Zmiana

Obejmuje biomasę, elektrownie wiatrowe, elektrownie wodne przepływowe. Nie obejmuje elektrowni szczytowo-pompowej.

6

Zwiększamy produkcję energii z odnawialnych źródeł energii Produkcja ee brutto (GWh) 2 000

Elektrownie przepływowe

Moc zainstalowana 2013 (MWe) Biomasa

Wiatr 1 851

1 800

151

Wiatr 32%

1 600 1 400 1 200

1 292

0

1 285

Elektrownie przepływowe 40%

692

suma: 508 MWe

0

309

Prawa majątkowe (zielone) od wytworzonej ee (GWh)

552

1 000

Biomasa 28%

Elektrownie przepływowe

800

Biomasa

1 851

Pokrywa to 88% zapotrzebowania ENERGA-OBRÓT na obowiązek umarzania zielonych praw majątkowych

151

600 1 008

983

400

1 292 309

733

200

983

1 285

692

552

733

1 008

• •

492 276 129 147

0 2011

2012

2013

2011

Wiatr

2012

2013

109 185 198

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Lepsze r/r warunki hydrometeorologiczne dla elektrowni przepływowych (wzrost produkcji brutto o 38%) Nabycie farm wiatrowych, które zwiększyły moc wytwórczą Grupy o 165 MW

7

Grupa ENERGA konsekwentnie poprawia marżę EBITDA Przychody (mln zł)

EBITDA (mln zł) Korekta o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych Skorygowana EBITDA 2 220

10 368

11 177

11 429

1 864 1 611

235

1 520

1 629

91

2 936

2 892

255

1 965 393 297

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Zysk netto (mln zł)

2011

2012

96

75

464

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Capex (mln zł) 743

703

2013

539

2 802

456

1 849 1 446 145 656

698

-74 2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

8

Działalność regulowana stanowi stabilne źródło skorygowanej EBITDA Grupy… Skorygowana EBITDA (mln zł)

∑ 2 220 267

∑ 1 864 ∑ 1 611 207 120

264 17 14

30

404 9

263

375

1 587

∑ 539

1 318 954

∑ 393

5 2

44

-7

2011

Dystrybucja

2012

OZE

Elektrownie Systemowe

-28

-40 2013

-1 4 Kw. 2012

CHP

91

Sprzedaż

79 16

378

276 -59

14 52

-25

4 Kw. 2013

Usługi, pozostałe i korekty

* W roku 2011 w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Segment Wytwarzania nie był przedstawiany jako całość, lecz w podziale na Podsegmenty OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP. W związku z tym EBITDA Segmentu Wytwarzania prezentowana na powyższym wykresie jest sumą tych poszczególnych Podsegmentów.

9

i wspierana jest przez pozostałe Segmenty łańcucha wartości Dystrybucja

mln zł

Sprzedaż

2012

2013

Zmiana

2012

2013

Zmiana

Przychody ze sprzedaży

3 684

3 796

3%

7 179

7 107

-1%

EBITDA

1 218

1 561

28%

264

207

-22%

33,1%

41,1%

∆ 8 p.p.

3,7%

2,9%

∆ -0,8 p.p.

320

612

91%

192

170

-11%

8,7%

16,1%

∆ 7,4 p.p.

2,7%

2,4%

∆ -0,3 p.p.

1 364

1 397

2%

30

42

40%

Marża EBITDA Zysk netto Marża zysku netto CAPEX

mln zł

Przychody ze sprzedaży EBITDA Marża EBITDA Wynik netto Marża wyniku netto CAPEX

w tym:

Wytwarzanie

OZE

1

Elektrownie Systemowe1,2

2012

2013

Zmiana

2012

2013

Zmiana

2012

2013

Zmiana

1 512

1 549

2%

352

545

55%

1 038

890

-14%

157

223

42%

261

404

55%

-107

-205

-92%

10,4%

14,4%

∆ 4 p.p.

74,1%

74,1%

∆ 0 p.p.

-

-

-

23

67

191%

191

263

38%

-163

-203

-25%

1,5%

4,3%

∆ 2,8 p.p.

54,3%

48,2%

∆ -6 p.p.

-

-

-

412

1 332

223%

67

1 064

-

213

133

-38%

1

Spółka w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2012 wyodrębniała oddzielnie Podsegmenty OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP. W Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2013 Spółka przedstawia je jako jeden Segment Wytwarzania. W związku z tym, informacje finansowe dla Podsegmentów Segmentu Wytwarzania zostały przedstawione jedynie na potrzeby powyższej prezentacji, ale nie pochodzą ze Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego za rok 2013.

2

Kluczowy udział w wynikach Podsegmentu Elektrownie Systemowe ma ENERGA Elektrownie Ostrołęka SA.

10

Grupa ENERGA konsekwentnie realizuje plany inwestycyjne Kluczowe inwestycje Kluczowe inwestycje w segmencie dystrybucji energii elektrycznej:

• •

704 mln zł rozbudowa sieci w związku z przyłączaniem nowych odbiorców i wytwórców 562 mln zł modernizacja sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw, 15 mln zł pozostałe nakłady na innowacyjne technologie i rozwiązania sieciowe (Smart Grid, SID) w tym nakłady na AMI – 118 mln zł

3 000

•

1 013 mln zł akwizycje farm wiatrowych w podsegmencie OZE; zwrot z inwestycji * z zakupionych farm wiatrowych w 2013 r. wyniósł 9,4% 86 mln zł modernizacja i uciepłownienie zespołu kotłów Elektrowni Ostrołęka B

W segmencie sprzedaży zainwestowano 24 mln zł na poprawę efektywności sprzedaży i obsługi klientów.

2 802

2 500 1 013

2 000

Akwizycja farm wiatrowych od grup Dong i Iberdrola

1 849 319

412

1 446

1 500

42

201

Najważniejsze inwestycje w segmencie wytwarzania:

•

Nakłady inwestycyjne

mln zł

5

30

31

42

30

1 000

500

1 210

1 364

1 397

2012

2013

0 2011 Wytwarzanie-Akwizycje wiatrowe

Wytwarzanie-Pozostałe

Pozostałe i korekty

Sprzedaż

Dystrybucja energii elektrycznej

dane wg MSSF

* Zwrot liczony jako zannualizowana EBITDA trzech działających farm odniesiona do ceny nabycia zaalokowanej do tych farm.

11

Inwestycje i poprawa efektywności w Segmencie Dystrybucji źródłem wzrostu EBITDA Inwestycje w 2013 roku:

•

•

Przyłączanie do sieci nowych odbiorców i wytwórców stanowiło blisko połowę nakładów:

Koszty operacyjne (mln zł nominalnie) Uznane przez URE

1 000

o Liczba przyłączonych odbiorców wzrosła o ponad 29 tys., co stanowi 1% łącznej liczby klientów

600

o Zmodernizowano ok. 1300 km linii napowietrznych oraz kablowych

Spadek zatrudnienia: W Segmencie Dystrybucji poziom zatrudnienia spadł w 2013 roku do 6 079 osób, wobec 6 954 osób w roku 2012

800

111% 771

102%

858

818

833

99% 880

878

400 200 0

2011

2012

2013

¹ Koszty operacyjne z wyłączeniem zysku z pozostałej działalności wyniosły 898 mln zł, 880 mln zł i 927 mln zł odpowiednio w roku 2011, 2012 i 2013.

Koszty strat sieciowych (mln zł)

Optymalizacja w obszarze zakupów:

Uznane przez URE

Wskaźnik nakładów jednostkowych spadł o 13,6% r/r

Faktyczne koszty strat sieciowych zafakturowane

Faktyczne koszty strat sieciowych jako % uznanych przez URE

Co wpłynęło na zmniejszenie OPEX GAP: W roku 2011 odchylenie między rzeczywistymi kosztami operacyjnymi a kosztami uznanymi przez URE za uzasadnione wyniosło 11% i zostało całkowicie wyeliminowane w 2013 roku

1

Rzeczywiste koszty operacyjne segmentu dystrybucji jako % uznanych przez URE

o Na koniec 2013 roku udział ENERGA-OPERATOR w zakresie przyłączenia OZE w kraju stanowił 58%

Na modernizację sieci wydano ponad 40% nakładów:

Rzeczywiste koszty operacyjne segmentu dystrybucji

101%

91%

323

339

325

300

94% 307

318

298

200 100 0 2011

2012

2013

12

Kluczowe dane operacyjne Segmentu Dystrybucji Wolumen i cena dystrybuowanej energii1 Wolumen energii dystrybuowanej (GWh)

Średnia taryfa (PLN/MWh)

25 000

200 20 058

19 611

20 000

20 444 168

167 15 000 166

10 000

160

168

5 279

5 178

153

5 000 0

120 2011

2012

2013

4 Kw. 2012

4 Kw. 2013

¹ Średnia taryfa liczona jako stosunek zafakturowanych przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych oraz ilości energii elektrycznej dostarczonej odbiorcom końcowym (MWh)

Wskaźniki awaryjności SAIDI (nieplanowane, katastrofalne i planowane) (Liczba minut przerw w zasilaniu na odbiorcę na rok) 700

SAIDI huragan Ksawery

600

SAIDI

300

355 603

200

121 309

100

6

SAIFI huragan Ksawery

5

500 400

SAIFI (nieplanowane, katastrofalne i planowane) (Liczba przerw w zasilaniu na odbiorcę na rok)

234

4 3

SAIFI

3,37 0,33

5,45

2

3,82

1

3,04

0

0 2011

2012

2013

2011

2012

2013

13

Bezpieczna pozycja finansowa ENERGA

Dobra pozycja finansowa Grupy ENERGA została potwierdzona przez agencje ratingowe 1 382

1 835 1 186

mln zł

(2 004)

• BBB (stabilna perspektywa)

(1 803) (2 787)

-189

-654

-497

2011

Utrzymanie dotychczasowych ratingów w październiku 2013

2012

2013

• Baa1 (zmiana perspektywy na

stabilną) Potwierdzenie dotychczasowej oceny w grudniu 2013

Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej pomniejszone o odsetki zapłacone Dywidendy wypłacone Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej

14

Konserwatywna polityka jeśli chodzi o poziom zadłużenia

31 grudnia 2011 (mln zł)

31 grudnia 2012 (mln zł)

31 grudnia 2013 (mln zł)

Dług netto/ EBITDA

0,11x

0,88x

1,49x

EBITDA

1 520

1 629

1 965 5 276

3 495 1 949

2 924

1 426

172

-1 777

-2 069

-2 352

Środki pieniężne i ekwiwalenty Oprocentowane kredyty i pozyczki powiększone o dłużne papiery wartościowe Dług netto

15

Kluczowe kierunki rozwoju Grupy ENERGA Filary strategii

Dalszy rozwój w segmencie dystrybucji

Minimalizacja wpływu na środowisko naturalne

Koncentracja na obsłudze Klienta

Cele

Działania

 Wzrost rentowności i generowanych przepływów pieniężnych

 Modernizacja i rozbudowa sieci dystrybucyjnej

 Stała poprawa jakości usług

 Rozwój źródeł energii przyjaznych środowisku  Wsparcie efektywnego wykorzystania energii

 Stała poprawa niezawodności sieci

 Dalsze inwestycje w odnawialne źródła energii  Wykorzystanie sprawdzonych technologii

 Wzrost poziomu satysfakcji Klientów

 Dostarczanie wysokiej jakości produktów

 Utrzymanie silnej, długoterminowej relacji z Klientami

 Zachowanie wysokiej efektywności kosztowej

16

Dziękujemy – Q&A

Biuro Relacji Inwestorskich

Kontakt dla mediów

Joanna Pydo Dyrektor ds. Relacji Inwestorskich [email protected]

Beata Ostrowska Rzecznik Prasowy Grupy ENERGA [email protected]

Tel.:(+48) 58 771 85 59

Tel.: (+48) 58 347 39 54

[email protected]

17

Zastrzeżenia prawne

Niniejsza prezentacja ma charakter wyłącznie informacyjny i nie należy jej traktować jako porady inwestycyjnej. Niniejsza prezentacja została sporządzona przez ENERGA SA („Spółka”). Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie ponoszą odpowiedzialności z tytułu jakiejkolwiek szkody wynikającej z wykorzystania niniejszej prezentacji lub jej treści albo powstałej w jakikolwiek inny sposób związany z niniejszą prezentacją. Odbiorcy niniejszej prezentacji ponoszą wyłączną odpowiedzialność za własne analizy i oceny rynku oraz sytuacji rynkowej Spółki i potencjalnych wyników Spółki w przyszłości, dokonane w oparciu o informacje zawarte w niniejszej prezentacji. W zakresie, w jakim niniejsza prezentacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłości, a w szczególności słowa „projektowany”, „planowany”, „przewidywany” i podobne wyrażenia (łącznie z ich zaprzeczeniami), stwierdzenia te wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością oraz innymi czynnikami, których skutkiem może być to, że rzeczywiste wyniki, sytuacja finansowa, działania i osiągnięcia Spółki albo wyniki branży będą istotnie różnić się od jakichkolwiek przyszłych wyników, działań lub osiągnięć wyrażonych w takich stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Ani Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie są zobowiązane zapewnić odbiorcom niniejszej prezentacji jakichkolwiek dodatkowych informacji ani aktualizować niniejszej prezentacji.

18

Informacje dodatkowe

Struktura kosztów rodzajowych Koszty rodzajowe (mln zł) Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych

2011

2012

4 Kw. 2012

2013

4 Kw. 2013

657

723

771

189

203

Zużycie materiałów i energii

1 131

1 016

946

186

191

Usługi obce

1 199

1 219

1 127

329

320

260

278

364

42

138

1 097

1 012

921

270

223

Odpisy aktualizujące

44

184

215

21

46

Pozostałe koszty rodzajowe

75

84

83

47

31

-21

-11

8

12

50

-244

-153

-101

-29

-32

Wartość sprzedanych towarów i materiałów

5 162

5 815

5 828

1 677

1 436

Koszty operacyjne, razem

9 361

10 167

10 162

2 744

2 606

8 759

9 482

9 456

2 544

2 394

Koszty sprzedaży

188

308

294

101

80

Koszty ogólnego zarządu

414

377

412

99

132

Podatki i opłaty Koszty świadczeń pracowniczych

Zmiana stanu zapasów i rozliczeń międzyokresowych

Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki

W tym: Koszt własny sprzedaży

20

Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych Skorygowana EBITDA Grupy (tys. zł)

EBITDA

Draft nr 3[PL]

2012

2013

1 629 246

1 965 469

123 951

149 974

Przychody i koszty dotyczące sprawy spornej pomiędzy ENERGA-OPERATOR a PSE i PKN ORLEN S.A.

62 514

-

Koszty restrukturyzacji zatrudnienia (w tym z tytułu programów i zasad dobrowolnych odejść)

60 428

140 509

(12 185)

(54 269)

Zyski z tytułu okazyjnego nabycia powstałe w wyniku przejęcia jednostek powiązanych (DONG)

-

(17 907)

Dodatkowa rezerwa na emisję CO2 dotycząca nieotrzymanych darmowych uprawnień

-

35 800

1 863 954

2 219 577

Odpisy aktualizujące rzeczowe aktywa trwałe i aktywa niematerialne

Rozwiązanie rezerw na świadczenia pracownicze na pracowników odchodzących z Grupy

Skorygowana EBITDA

Spółka definiuje i oblicza EBITDA jako zysk/(stratę) z działalności operacyjnej (obliczony jako zysk/(strata) netto z działalności kontynuowanej za okres/rok obrotowy skorygowany o (i) podatek dochodowy, (ii) udział w zysku jednostki stowarzyszonej, (iii) przychody finansowe, oraz (iv) koszty finansowe) skorygowany o amortyzację (wykazaną w rachunku zysków i strat). Spółka definiuje i oblicza Skorygowaną EBITDA jako EBITDA skorygowaną o wpływ zdarzeń jednorazowych. Zarówno EBITDA, jak i Skorygowana EBITDA nie są zdefiniowane przez MSSF i nie należy ich traktować jako alternatywy dla miar i kategorii zgodnych z MSSF. Ponadto zarówno EBITDA, jak i Skorygowana EBITDA nie mają jednolitej definicji. Sposób obliczania EBITDA i Skorygowanej EBITDA przez inne spółki może się istotnie różnić od sposobu, w jaki oblicza je ENERGA SA. W efekcie EBITDA, jak i Skorygowana EBITDA przedstawione w niniejszym dokumencie, jako takie, nie stanowią podstawy dla porównania z EBITDA i Skorygowaną EBITDA wykazywaną przez inne spółki.

21

Podstawowe wyniki segmentów Dystrybucja

mln zł

Sprzedaż

4 Kw. 2012

4 Kw. 2013

Zmiana

4 Kw. 2012

4 Kw. 2013

Zmiana

Przychody ze sprzedaży

977

997

2%

1 964

1 858

-5%

EBITDA

181

425

135%

63

19

-70%

18,5%

42,6%

∆ 24,1 p.p.

3,2%

1,0%

-66

161

343%

38

12

-

16,2%

-

1,9%

0,6%

472

554

17%

13

22

Marża EBITDA Wynik netto Marża wyniku netto CAPEX

OZE1

mln zł

EBITDA Marża EBITDA Wynik netto Marża wyniku netto CAPEX 1

2

-68% ∆ -1,3 p.p. 69%

w tym:

Wytwarzanie

Przychody ze sprzedaży

∆ -2,2 p.p.

Elektrownie Systemowe1,2

4 Kw. 2012

4 Kw. 2013

Zmiana

4 Kw. 2012

4 Kw. 2013

Zmiana

4 Kw. 2012

4 Kw. 2013

Zmian a

353

434

23%

71

158

123%

248

242

-2%

42

24

-43%

43

90

109%

-1

-79

-

12,0%

5,6%

61,1%

57,2%

-

-

-

19

-16

-184%

31

48

55%

-11

-71

-545%

5,4%

-

-

44,0%

30,6%

∆ -13,4 p.p.

-

-

190

114

-40%

38

0,2

-99%

105

74

∆ -6,4 p.p.

∆ -3,9 p.p.

-30%

Spółka w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2012 wyodrębniała oddzielnie Podsegmenty OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP. W Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2013 Spółka przedstawia je jako jeden Segment Wytwarzania. W związku z tym, informacje finansowe dla Podsegmentów Segmentu Wytwarzania zostały przedstawione jedynie na potrzeby powyższej prezentacji, ale nie pochodzą ze Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego za rok 2013. Kluczowy udział w wynikach podsegmentu Elektrownie Systemowe ma ENERGA Elektrownie Ostrołęka SA.

22

Wyniki finansowe Segmentu Dystrybucji Przychody (mln zł)

EBITDA (mln zł) •

3 389

3 684

3 796

1 561 1 218

• •

Sprawa sporna z PSE S.A. (-63 mln zł, kwota główna) Rezerwa na ograniczenie usług EOiS -31 mln zł Przejście ENERGAOPERATOR na MSSF

916

977

997

425 181

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Zysk netto (mln zł)

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Capex (mln zł)

612

265

2011

Sprawa sporna z PSE S.A. (-123 mln zł, kwota główna i odsetki)

1 364

1 397

1 210

320 161 472

554

-66 2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

23

EBITDA Bridge Segmentu Dystrybucji mln zł 1 800 1 600 1 400 63

1 200

61

15

18

17

13

51

1 447

1 447

Zmiana przychodów z przyłączy

Wynik SD na pozostałej działalności

63

194

1 000 800

600

1 498

1 561

1 218

400 200 0 EBITDA I-XII 2012

Zmiana WRA Zmiana WACC efektywnie wynagradzanego

Wzrost Odchylenie marży Odchylenie strat przychodu dystrybucyjnej sieciowych z wynikający ze rzeczywistej vs szacunkami vs zmiany taryfa taryfa amortyzacji uwzględnionej w taryfie

Zmiana OPEX GAP

Sprawa sporna z EBITDA I-XII 2013 PSE

o

-64 mln zł - ujęcie w 2013 roku kosztów restrukturyzacji w spółkach pracy na sieci (wypłaty i utworzone rezerwy)

o

+67,3 mln zł - rozwiązanie rezerw aktuarialnych ze względu na odejścia pracowników w spółkach pracy na sieci oraz zmianę założeń aktuarialnych

o

+30,9 mln zł - utworzenie w 2012 roku rezerwy na ograniczenie usług Energa Obsługa i Sprzedaż związanych z obsługą klientów

24

Wartość Regulacyjna Aktywów 1 352

588 754

Nowe WRA

2 006 WRA efektywnie wynagradzane

9 428

7 413

Nowe WRA 2012

Wydatki inwestycyjne uznaneprzez URE

Efektywny zwrot z WRA

Przychód regulowany

Zwrot z WRA

„Ścieżka dojścia"

WACC

9,62%

8,95%

WACC AMI

2,00%

2,00%

Zwrot z kapitału na bazie nowego WRA

907

897

Zwrot z zaangażowanego kapitału

713

844

7,57%

8,42%

3 365

3 478

713 502

844 563

2 149

2 071

2012

Nowe WRA 2013

2013

2012

"Standard"

Zmniejszenia

Pozostałe koszty

Amortyzacja

Zwrot z WRA

2013

25

Wyniki finansowe Segmentu Sprzedaży Przychody (mln zł)

6 804

7 179

EBITDA (mln zł)

7 107

264 207 168

1 964

1 858

63 19

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Zysk netto (mln zł)

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Capex (mln zł)

42 192 170

30

30

130

22 13 38 12

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

26

EBITDA Bridge Segmentu Sprzedaży mln zł 270

240

32

210

11

7

5

214

214

6

15

3

180 150

264 120

232

221

219

90

207

210 207

60 30 0

EBITDA I-XII 2012

Marża zmienna energia elektryczna (detal + hurt)

Wynik na obrocie prawami majątkowymi

Wynik na obrocie prawami do emisji CO2 (CER/EUA)

Redukcja kosztów Odpis aktualizujący ogólnego zarządu + należności i zapasy koszty sprzedaży

Rezerwa restrukt. Pozostałe przychody pomniejszona o / koszty odszkodowanie od ENERGA-OPERATOR

EBITDA I-XII 2013

27

Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaży 2012

2013

Zmiana

2 894

2 909

1%

28

31

10%

20

18

-11%

26

29

12%

Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej (zł/MWh)

253,7

228,6

-10%

Koszt zakupu energii elektrycznej (tys. zł)

5 743

5 823

1%

Koszt zakupu energii elektrycznej z PM (tys. zł)

6 395

6 375

0%

Średnia cena zakupu energii elektrycznej bez PM (zł/MWh)

201,7

187,7

-7%

Średnia cena zakupu energii elektrycznej z PM (zł/MWh)

224,6

205,5

-9%

Marża zmienna I stopnia**

6,14%

6,02%

∆ -0,12 p.p.

Liczba klientów (tys. szt.) Sprzedaż energii elektrycznej poza Segment (TWh)* w tym sprzedaż detaliczna Sprzedaż energii elektrycznej poza Grupę (TWh)*

* Należy odróżnić sprzedaż energii poza Grupę od tej poza Segment Sprzedaży. Sprzedaż poza Grupę nie uwzględnia sprzedaży energii do ENERGAOPERATOR na pokrycie strat sieciowych, która natomiast ujęta jest w sprzedaży poza Segment Sprzedaży. Ponadto sprzedaż energii w obu ujęciach nie uwzględnia sprzedaży energii elektrycznej poza Grupę przez wytwórców. ** Marża zmienna I stopnia liczona jako iloraz wyniku na sprzedaży energii elektrycznej i przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej

Zakup energii elektrycznej przez Segment Sprzedaży (TWh)

2012

2013

Zmiana

Zakupy energii od wytwórców z GK ENERGA

2,39

1,98

-17%

Zakupy energii na rynku hurtowym - giełda

12,49

5,72

-54%

Zakupy energii na rynku hurtowym - pozostałe

13,35

23,03

73%

Zakupy energii poza granicami kraju

0,02

0,03

81%

Zakupy energii na rynku bilansującym

0,22

0,27

23%

28,47

31,02

9%

Zakup energii razem

Istotne czynniki wpływające na wynik Segmentu  Nasilająca się konkurencja w zakresie sprzedaży energii do klientów końcowych  Dokonanie przez EOB korekt in minus cen sprzedaży energii elektrycznej klientom strategicznym (w związku z brakiem obowiązku umarzania w zakresie czerwonych i żółtych certyfikatów)  Obniżenie od lipca 2013 r. przez prezesa URE taryfy G o ok. 4% (wpływ na wynik -28 mln zł).

28

Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaży c.d. Wolumen sprzedaży ee za rok 20131

Sprzedaż energii elektrycznej według taryf GWh 24 000

Taryfa G

Taryfa C

Taryfa B

Taryfa A

20 559

1,6 TWh 5% 0,8 TWh 3% 18,2 TWh 59%

12,8 TWh 41%

20 000

19 328 2 905

18 258

2 426 2 219 16 000

10,3 TWh 33% 7 324

8 215

4 133

4 020

6 672

12 000

8 000

3 993 5 389

Sprzedaż hurtowa Sprzedaż detaliczna

768 4 000

Sprzedaż na pokrycie strat sieciowych

5 445

5 419

Pozostała sprzedaż hurtowa

0

2011 1

2012

2013

501

2 197

1 704

1 036

1 048

1 389

1 376

5 374

Sprzedaż na rynek bilansujący

4 629

4 Kw. 20124 Kw. 2013

Sprzedaż poza Segment Sprzedaży z uwzględnieniem sprzedaży do spółek z Grupy spoza Segmentu.

29

Wyniki finansowe Segmentu Wytwarzania Przychody1 (mln zł)

EBITDA1 (mln zł) Farmy wiatrowe

499

1 826 1 512

Odpis na utratę wartości aktywów – Ostrołęka B Odpis na utratę wartości aktywów – Ostrołęka C Farmy wiatrowe

1 549 57 152 123

41 223

353

434

28

157

46

24

42

33 2011

2012

2013

2011

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Zysk netto1 (mln zł)

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Capex1 (mln zł) Akwizycja od Grupy DONG

Farmy wiatrowe

Akwizycja od Iberdrola Renovables

346

1 332

667

67 13

23

412

19 -16

2011

2012

2013

346

201

17

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

2011 1

190

2012

2013

114

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Dane za rok 2011 i 2012 nie zawierają wyłączeń między Podsegmentami.

30

EBITDA Bridge Segmentu Wytwarzania mln zł 280 260

29

41

240 220

10

200

63

180 160

130

140 120

100 80

50

73

235,969122 214,2272748 224,1953436

223

157

60

83,91630945 83,91630945

40 20 0 EBITDA I-XII 2012

Zmiana ceny Zmiana sprzedaży energii wolumenu el. sprzedaży en el. z produkcji własnej

Przychody ze sprzedaży certyfikatów pochodzenia

EBITDA farm wiatrowych

Różnica w odpisie na rzeczowe aktywa trwałe

Rezerwa CO2

o

+10 mln zł - należne odszkodowanie od wykonawcy bloku energetycznego na biomasę BB20

o

+11 mln zł – niższe koszty programów dobrowolnych odejść

o

+25 mln zł – niższe koszty wynagrodzeń i świadczeń pracowniczych w spółkach Segmentu

o

+7 mln – niższy koszt zużycia paliw w Podsegmencie CHP

o

+3 mln zł - wzrost sprzedaży ciepła w Segmencie Wytwarzanie

o

-16 mln – wzrost kosztów usług doradczych związanych z nabyciem farm wiatrowych

o

-11 mln zł – odpis aktualizujący należność dla ESP Żydowo od PSE z tytułu zwrotu poniesionych kosztów opłaty dystrybucyjnej

Pozostale przychody i koszty operacyjne

EBITDA I-XII 2013

31

Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania Produkcja brutto ee według paliw (GWh) Węgiel

Woda

Biomasa

Produkcja ciepła brutto (TJ)

Wiatr

2011

2012

2013

4 Kw. 2012

4 Kw. 2013

Elektrownie systemowe

1 449

1 604

1 468

456

430

CHP

2 450

2 496

2 480

824

762

Razem

3 899

4 100

3 948

1 280

1 191

4 967

5 000

4 682

151

309

692

4 072 4 000

1 006

552 1 037 755

3 000

Produkcja ciepła brutto 2013

2 000 3 368 2 765

37%

3 088

1 000

798 129 155 514

1 212 109 185 212 706

0 2011

2012

2013

63%

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Elektrownie systemowe

CHP

o

Lepsze r/r warunki hydrometeorologiczne dla elektrowni przepływowych (wzrost produkcji brutto o 38%)

o

Nabycie farm wiatrowych, które zwiększyły moc wytwórczą Grupy o 165 MW

32

Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania c.d. Zużycie paliw

Węgiel

Zmiana

Biomasa

Zmiana (%)

1 429,0

1 576,2

147,2

10%

403,4

454,7

51,3

13%

Koszt [mln zł]

457,9

455,1

-2,8

-1%

186,3

198,0

11,7

6%

Koszt jednostkowy [zł/tonę]

320,4

288,7

-31,7

-10%

461,8

435,5

-26,4

-6%

Koszt jednostkowy [zł/MWh]

120,1

110,2

-9,9

-8%

290,3

266,0

-24,4

-8%

Uprawnienia do emisji CO2 w jednostkach wytwórczych [tys. ton CO2] Ilość darmowych uprawnień do emisji CO2 (KPRU)

2012*

2013

3 080,4

0,0

564,9

0,0

Suma uprawnień do emisji CO2

3 645,3

0,0

Ilość emisji CO2 związana z wytwarzaniem energii elektrycznej

2 497,6

2 718,6

444,8

466,0

702,9

-3 184,6

-672,5

30,4

30,4

-3 154,2

Ilość uprawnień do emisji CO2 nabyta na rynku wtórnym

Ilość emisji CO2 związana z wytwarzaniem energii cieplnej Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2 w danym okresie Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2 z poprzednich lat Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2 (stan na koniec okresu)

2013

Zmiana (%)

2013

Ilość [tys. ton]

2012

Zmiana

2012

1.764 uprawnień do emisji CO2 w planie podziału (KPRU) – jeszcze nie przyznane Utworzona rezerwa na wyżej wymienione uprawnienia 36 mln zł

Łączna utworzona rezerwa na 63 mln zł

* W 2012 roku zakończył się 5-letni okres rozliczeniowy praw do emisji CO2; zakupy dokonane w 2013 roku na pokrycie strat roku 2012 w powyższej tabeli zostały uwzględnione roku w 2012.

33

EBITDA Podsegmentów Wytwarzania EBITDA (mln zł)

2012

2013

4 Kw. 2012

4 Kw. 2013

OZE

261

404

43

91

CHP

4

25

1

13

-107

-205*

-1

-79

-1

-1

-1

-1

157

223

42

24

Elektrownie Systemowe Korekty Segmentu Razem Wytwarzanie

*Utworzenie odpisu aktualizującego rzeczowe aktywa trwałe w Elektrowni B w Ostrołęce w kwocie 152 mln zł.

34

Wyniki finansowe Podsegmentu OZE EBITDA (mln zł)

Przychody (mln zł) Farmy wiatrowe

Farmy wiatrowe

545 57

458

404 372

41

352

261 158

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Capex (mln zł) Farmy wiatrowe

13

33

43

Zysk netto (mln zł) 288

90

46

71

Akwizycja od Grupy DONG Akwizycja od Iberdrola Renovables

263

1 064

191 667 412 31 2011 1

2012

2013

48 17

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

201

2011

346

2012

2013

190

114

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Dane dla Podsegmentów OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP wykazane zostały jedynie na potrzeby niniejszej prezentacji, gdyż w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2013 Spółka prezentuje je jako jeden Segment Wytwarzania.

35

EBITDA Bridge Podsegmentu OZE mln zł 480 440 400

41

9

360

73

320

51

280

17

4

240

404

200 160

261

120 80 40 0 EBITDA I-XII 2012

Zmiana ceny sprzedaży energii el.

Zmiana wolumenu sprzedaży energii el. z prod. własnej

Zmiana ceny sprzedaży zielonych certyfikatów

Zmiana wolumenu sprzedanych zielonych certyfikatów

o

-11 mln zł – odpis aktualizujący należność dla ESP Żydowo od PSE S.A. z tytułu zwrotu poniesionych kosztów opłaty dystrybucyjnej

o

-16 mln zł - koszty usług doradczych związanych z nabyciem farm wiatrowych

EBITDA farm wiatrowych

Pozostałe przychody i koszty z działalności

EBITDA I-XII 2013

36

Wyniki finansowe Podsegmentu Elektrownie Systemowe Przychody (mln zł)

EBITDA (mln zł) 116

Odpis na utratę wartości aktywów – Ostrołęka B Odpis na utratę wartości aktywów – Ostrołęka C

1 218 1 038 890

-1

-123

-107 248

-28 -79 -152

242 -205

2011

2012

2013

4 Kw. 2012

4 Kw. 2013

Zysk netto (mln zł)

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Capex (mln zł)

53

213

133

-11 -71

105

92

74

-163 -203 2011 1

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Dane dla Podsegmentów OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP wykazane zostały jedynie na potrzeby niniejszej prezentacji, gdyż w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2013 Spółka prezentuje je jako jeden Segment Wytwarzania.

37

Wyniki finansowe ENERGA Elektrownie Ostrołęka SA mln zł Przychody ze sprzedaży EBITDA

Marża EBITDA Wynik netto Marża wyniku netto CAPEX

2012

2013

Zmiana

1 079

933

-14%

47

-101

-315%

4,4%

-

-

-12

-119

-892%

-

-

-

106

121

14%

*Dane na podstawie jednostkowego sprawozdania finansowego spółki za rok 2013 Na wyniki 2013 roku wpływ miało utworzenie odpisu aktualizującego rzeczowe aktywa trwałe w Elektrowni B w Ostrołęce w kwocie 152 mln zł.

38

EBITDA Bridge Podsegmentu Elektrownie Systemowe mln zł

* Korekta zapasu świadectw pochodzenia energii do cen rynkowych z dnia wytworzenia.

39

Kluczowe dane operacyjne Podsegmentu Elektrowni Systemowych Elektrownie Systemowe: Ostrołęka

Produkcja w wymuszeniu (must run) Ostrołęka B Jednostka

2012

2013

Koszt jednostkowy zmienny wytworzenia ee*

(zł/MWh)

197,5

184,4

Koszt jednostkowy zmienny wytworzenia z węgla kamiennego

(zł/MWh)

161,9

152,2

Średnia cena sprzedaży ee w wymuszeniu

(zł/MWh)

196,3

180,9

Średnia cena sprzedaży ee

(zł/MWh)

206,7

183,0

Sprzedaż w wymuszeniu

4 500

Sprzedaż pozostała

4 000 3 500 3 000

1 624

2 335

2 500

*uwzględnia koszt wszystkich rodzajów paliw bez przychodów z certyfikatów

2 000 3 321

2 866

1 500 1 000

Produkcja własna

Produkcja własna 2 236 1 474

500 0 2012

Wolumeny i koszty zużycia paliw 2013

2013

Węgiel

Biomasa*

Ostrołęka A (tys. ton)

115

38

Ostrołęka B (tys. ton)

1 290

417

Zużycie ogółem (tys. ton)

1 405

454

Koszt jedn. zużycia (zł/ tona)

285,7

435,5

Koszt paliwa ogółem (mln zł)

401

198

Źródło: Spółka *Średnia cena dla wszystkich typów biomasy zużytych przez Elektrownie Ostrołęka w roku 2013.

40

Wyniki finansowe Podsegmentu CHP Przychody (mln zł)

150

158

EBITDA (mln zł)

166

25

W tym odszkodowanie od wykonawcy bloku biomasowego BB20 (10 mln zł)

13 52

50

10 4 1

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Zysk netto (mln zł)

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Capex (mln zł) 9

135

6

138

5 1

56

50

41

-4 2011 1

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

2011

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Dane dla Podsegmentów OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP wykazane zostały jedynie na potrzeby niniejszej prezentacji, gdyż w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2013 Spółka prezentuje je jako jeden Segment Wytwarzania.

41

EBITDA Bridge Podsegmentu CHP mln zł

30

25 20 16

15 7

10 5

7 4

0 EBITDA 2012

25

6 7

9

9

Rezerwa na CO2

pozostałe koszty i przychody operacyjne

8

3 1

1

Sprzedaż energii elektrycznej

Sprzedaż energii cieplnej

Koszt zużycia paliw

o

10 mln zł - należne odszkodowanie od wykonawcy bloku energetycznego na biomasę BB20

o

7 mln zł - niższe koszty wynagrodzeń i świadczeń pracowniczych

EBITDA 2013

42

Kluczowe dane operacyjne Podsegmentu CHP CHP

Produkcja ciepła brutto (TJ)

 2 elektrownie CHP: Elbląg (49 MWe, 293 MWt), Kalisz (8 MWe, 128 MWt) oraz 3 małe ciepłownie o łącznej mocy (28,9 MWt)

2 450

2 496

2 480

 ENERGA jest właścicielem i operatorem dwóch zintegrowanych sieci ciepłowniczych w Ostrołęce i Kaliszu

824

 Niemal 100% produkcji ciepła pochodzi z węgla

2011

Produkcja ee brutto (GWh)

140

146

2012

144

2012

43

2012

2013

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

Koszt zużycia węgla

Wolumen (tys. ton)

2011

2013

762

39

Koszt (mln zł)

2013

Zmiana

181,1

171,1

-6%

60,8

53,7

-12%

4 Kw. 2012 4 Kw. 2013

43

Średni koszt długu Grupy ENERGA Średni koszt długu GK ENERGA

Główne przyczyny zmian:  Spadek w 2013 roku średniego poziomu WIBOR

7%

3M o 1,88 p.p.

6,13%

6%

4,95%*

5%

 Zmiana struktury finansowania  Transakcje zabezpieczające koszt długu związany

4%

z emisją euroobligacji w kwocie 400 mln EUR

3%

wyrażony w zł na stałym poziomie 5,17% rocznie.

2% 1% 0%

2012

2013

Struktura finansowania w 2013 roku

Średni WIBOR 3M % 6

*Średni koszt długu bez uwzględnienia jednorazowych prowizji wyniósł 4,66%.

4,91%

4

3,03%

Stała stopa %

39%

Zmienna stopa %

2

61% 0 2012

2013

Źródło: Bloomberg 44

Kluczowe dane makroekonomiczne Kwartalna dekompozycja PKB dla Polski w latach 2011-2013 (w pp.) 10,0

Popyt krajowy

8,0

Saldo obrotów z zagranicą

6,0

Przyrost rzeczowych środków obrotowych Nakłady brutto na środki trwałe Spożycie publiczne

4,0 2,0 0,0 -2,0

Spożycie indywidualne

-4,0 -6,0

PKB

1 kw.2011 2 kw.2011 3 kw. 2011 4 kw. 2011 1 kw.2012 2 kw.2012 3 kw.2012 4 kw.2012 1 kw. 2013 2 kw.2013 3 kw.2013 2013

2009

2010

2011

2012

2013

II kw. prognoza

I kw. prognoza

IV kw. prognoza

III kw.

II kw.

I kw.

IV kw.

III kw.

II kw.

I kw.

IV kw.

III kw.

II kw.

I kw.

IV kw.

III kw.

II kw.

I kw.

IV kw.

III kw.

II kw.

I kw.

Kwartalna Dynamika PKB i popytu krajowego w Polsce w latach 2009-2014 (w %) 7 6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 -3

Produkt Krajowy Brutto Popyt krajowy

IV kw. prognoza

2012

III kw. prognoza

2011

2014

45

Kluczowe dane rynkowe Węgiel kamienny ARA Index (USD/Mg)

CER - uprawnienia do emisji CO2 (EUR/Mg)

EUA - uprawnienia do emisji CO2 (EUR/Mg) 3,97

100,87 90,11

90,86

88,76

86,27

7,69 80,11

83,83

7,11

7,62

3,82

7,11

77,24

2,82 4,62

4,52

4,70

3,74

0,92

0,67 0,16

Q1 2012Q2 2012Q3 2012Q4 2012Q1 2013Q2 2013Q3 2013Q4 2013

* Źródło: ARA Index Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia

Q1 2012

Q2 2012

Q3 2012

Q4 2012

Q1 2013

Q2 2013

Q3 2013

Q4 2013

Q1 2012Q2 2012Q3 2012Q4 2012Q1 2013Q2 2013Q3 2013Q4 2013

** Źródło: Dom Maklerski CONSUS SA

Przeciętne ceny energii elektrycznej i zielonych certyfikatów na TGE (PLN/MWh) Energia elektryczna podstawa (SPOT) (PLN/MWh) 188,87 174,44

183,14

171,50

Energia elektryczna szczyt (SPOT) (PLN/MWh)

185,20

163,62 150,79

149,54

***

Zielone certyfikaty PMOZEX_A (PLN/MWh) 279,97 271,27

206,12 162,37

0,38

0,24

192,95 187,93

175,87

162,04

174,37

239,80 213,79

163,11

197,93 170,68 148,78 144,21

Q1 2012

Q2 2012

Q3 2012

Q4 2012

Q1 2013

Q2 2013

Q3 2013

Q4 2013

Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013

Q1 2012

Q2 2012

Q3 2012

Q4 2012

Q1 2013

Q2 2013

Q3 2013

Q4 2013

*** Źródło: Towarowa Giełda Energii S.A.

46