GK POLENERGIA Wyniki finansowe za 1 półrocze 2018

Transkrypt

1 ENERGETYKA WIATROWA ENERGETYKA KONWENCJONALNA DYSTRYBUCJA OBRÓT GK POLENERGIA Wyniki finansowe za 1 półrocze sierpnia 2018

2 Podsumowanie najważniejszych wydarzeń 1 Otoczenie rynkowe Uchwalenie nowelizacji ustawy o OZE oraz niektórych innych ustaw. Aukcje dla nowych farm wiatrowych (ponad 1GW); Usunięcie niejasności w sprawie podstawy wyliczenia PON; Ogłoszenie wezwania do sprzedaży 100% akcji Polenergii przez PGE po cenie 16,29 zł za akcję. Rozpoczęcie zapisów 13 VII; Wzrost cen zielonych certyfikatów do poziomu 75,2 PLN/MWh na i ponad 90 PLN/MWh w lipcu 2018r. Wzrost cen energii elektrycznej na rynku spot i terminowym oraz wzrost zmienności cen rynkowych. Wysoki poziom cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla wynoszący ok. 15 euro na (na koniec lipca ok. 17,40 euro). 2 Działalność Grupy Finalizacja umowy z Equinor na sprzedaż 50% udziałów w Offshore (Polenergia Bałtyk II i Polenergia Bałtyk III). W dniu Polenergia otrzymała 94,3m PLN tytułem zapłaty ceny. Złożenie przez Amona i Talię pozwu przeciwko Tauronowi z żądaniem odszkodowania w łącznej kwocie 78,8 mln złotych oraz kolejnych 265,22 mln zł za szkody mogące powstać w przyszłości. Zakończenie restrukturyzacji długu Amona, Tali oraz GSR (ponad 76% zadłużenia farm wiatrowych) Duża zmienność cen energii elektrycznej na rynku terminowym (por. kolejny slajd) skutkująca: a) koniecznością utrzymania zwiększonego poziomu depozytów zabezpieczających sprzedaż energii elektrycznej wyprodukowanej przez aktywa Grupy; b) stratą na tradingu energią elektryczną w wysokości ok. 20 mln zł strata zrealizowana, eskpozycja zamknięta. WIDOCZNE SYMPTOMY POPRAWY SYTUACJI OTOCZENIA REGULACYJNEGO. ZAKOŃCZENIE REPROFILOWANIA ZADŁUŻENIA FARM WIATROWYCH. 2

3 Kluczowe indeksy i ceny rynkowe 1 Ceny zielonych certyfikatów i energii elektrycznej 2 Notowania cen akcji Polenergia S.A. PLN/MWh 100 Średnia cena ZC w okresie ważona wolumenem transakcji Cena ZC [lewa] Cena EE (IRDN24) [prawa] PLN/MWh 400 PLN/akcja 20 17,95 Cena akcji na koniec miesiąca Wolumen w tys. [prawa] Cena akcji [lewa] tys. sztuk ,7 * 75,2 186,2 94,4 225, , / / / / / / / / / / / / / / *Średnia cena ZC ważona wolumenem transakcji w 1H 2017 wynosiła: 30,9 PLN/MWh 3 Ceny terminowe energii elektrycznej 4 Notowania cen węgla na polskim rynku i praw do emisji CO 2 PLN/MWh / / / / / / /2018 PLN/GJ 10,9 10,8 10,7 10,6 10,5 10,4 10,3 10,2 01/ / / / / / /2018 PLN/MWh FWD 3Q18 FWD 4Q18 FWD Cal19 Węgiel polski EUA 3

4 Podsumowanie kluczowych parametrów operacyjnych Segment Energetyka Wiatrowa 1 Produkcja FW (brutto) i LF % 2 Średni koszt na MW* [tys. PLN] (bez bilansowania) 3 Średnie przychody na MWh (po kosztach bilansowania) na poziomie Grupy [PLN/MWh] Dane kwartalne -4% 162,8 156,2 31% 29% % Energia Elektryczna -2% Nie uwzględnia efektu zmian magazynu (PLN -0,4m) 28 Zielone Certyfikaty +87% 53 Nie uwzględnia efektu zmian magazynu (PLN +0,9m) Q Q 2017 Q Produktywność (%) Q Produkcja (GWh) PON koszty Dane narastające 348,0 33% -4% 334,9 31% % Energia Elektryczna -7% Nie uwzględnia efektu zmian magazynu (PLN -4,0m) Zielone Certyfikaty +69% Nie uwzględnia efektu zmian magazynu (PLN +1,5m) Wykonanie 2018 Wykonanie 2017 Wykonanie 2018 Wykonanie YTD Produktywność (%) PON YTD Produkcja (GWh) koszty *Wynik znormalizowany o efekt korekty deklaracji PON oraz o odwrócenie części historycznych kosztów serwisu w Mycielinie (łącznie 7,3m) 4

5 Podsumowanie kluczowych parametrów operacyjnych 4 Segment Dystrybucji sprzedaż [GWh] 5 Segment Biomasy produkcja [tys. ton] 6 Segment Energetyki Konwencjonalnej sprzedaż [GWh] i średnie ceny [PLN/MWh] Dane kwartalne +2% +15% -1% +8% 34 +2% ,0-33% 2,7 11,3 13, % % % % 112 Sprzedaż energii elektrycznej Wolumen dystrybucji EE 2Q 2017 Północ 2Q 2017 Wschód Sprzedaż energii elektycznej (GWh) Sprzedaż ciepła (TJ) 2Q 2017 Certyfikaty kogeneracyjne (GWh) Śr. cena energii (PLN/MWh) Śr. cena ciepła (PLN/GJ) 2Q 2017 Śr. cena certyfikatów kogen. Dane narastające +3% +4% +2% +8% +7% ,2 25, % % ,2-21% 6, % % Sprzedaż energii elektrycznej Wolumen dystrybucji EE Północ Wschód Sprzedaż energii elektycznej (GWh) Sprzedaż ciepła (TJ) Certyfikaty kogeneracyjne (GWh) Śr. cena energii (PLN/MWh) Śr. cena ciepła (PLN/GJ) Śr. cena certyfikatów kogen. 1H H H H H H H H

6 Podsumowanie kluczowych wyników Kwar. +7% Kwar Narast. +6% 2018 Narast. Przychody (bez segmentu Obrotu) 124,0 133,0 261,3 275,7 Przychody wyższe ze względu na wzrost przychodów segmentów Energetyki Konwencjonalnej oraz Energetyki Wiatrowej. -53% -30% (znormalizowany) 38,8 18,4 81,3 57,3 Wynik niższy głównie ze względu na stratę na tradingu energią elektryczną w segmencie Obrotu. Zysk Netto (znormalizowany) 1,9-867% -14,6 4,8-351% -12,0 Zysk netto niższy głównie ze względu na niższy wynik na działalności operacyjnej Przepływy pieniężne (27,9) -359% 72,3 (61,8) -182% 50,6 Wyższe przepływy pieniężne głównie ze względu na wpływ ze sprzedaży 50% udziałów w projekcie farm wiatrowych na morzu WYŻSZE PRZYCHODY ZE SPRZEDAŻY ORAZ SPADEK WYNIKU SPOWODOWANY GŁÓWNIE STARTĄ NA KONTRAKTACH TRADINGOWYCH NA ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ 6

7 według segmentów operacyjnych 2 kwartał Komentarze 38,8 6,1 (2,1) (0,2) 0,3 (21,3) Energetyka Wiatrowa: efekt wyższych cen sprzedaży zielonych certyfikatów, korekty deklaracji PON oraz odwrócenia części historycznych kosztów serwisu technicznego w Mycielinie, częściowo skompensowanych przez niższą produkcję (3,6) 0,6 18,4 Energetyka Konwencjonalna: wpływ wzrostu cen gazu i uprawnień do emisji CO 2 oraz niższych przychodów z certyfikatów kogeneracyjnych 2Q 2017 Energetyka Energetyka Dystrybucja Wiatrowa Konwencjonalna Biomasa Obrót Niealokowane Development Dystrybucja: wpływ niższego wyniku na sprzedaży energii elektrycznej oraz opóźnienia wejścia w życie taryfy Narastająco 8,8 (3,9) 81,3 (0,9) (0,4) Biomasa: wpływ niższego wolumenu i cen sprzedaży pelletu oraz wyższych cen surowca (23,3) (4,6) 0,3 57,3 Obrót: wpływ straty na portfelu tradingowym spowodowanej gwałtownym wzrostem cen energii elektrycznej w 1 połowie roku i wzrostem zmienności Niealokowane: dodatkowe koszty związane ze sprzedażą udziałów w spółkach prowadzących projekty morskich farm wiatrowych oraz dodatkowych rozliczeń wynikających z zobowiązań publiczno-prawnych 1H 2017 Energetyka Energetyka Dystrybucja Wiatrowa Konwencjonalna Biomasa Obrót Niealokowane Development 1H 2018 Development: niższe koszty developmentu zaalokowane do rachunku zysków i strat POPRAWA WYNIKU SEGMENTU ENERGETYKI WIATROWEJ, SKOMPENSOWANA PRZEZ NIŻSZY WYNIK POZOSTAŁCH SEGMENTÓW W GŁÓWNEJ MIERZE EFEKT STRATY NA PORTFELU TRADINGOWYM W OBROCIE 7

8 Przepływy pieniężne Grupa Polenergia 2 kwartał Komentarze 0 (12) 0 72 WC: głównie zmiany kapitału pracującego w segmencie Obrotu i Energetyki Konwencjonalnej. 18 (29) 94 CFI: rozliczenie transakcji sprzedaży 50% udziałów w projekcie farm wiatrowych na morzu CFF: przede wszystkim obsługa długu w segmencie Energetyki Wiatrowej oraz Energetyki Konwencjonalnej. Uwzględnia przedpłatę kredytu inwestycyjnego w wysokości 9,2 mpln. WC CFI CFF CIT NCF Narastająco Komentarze 57 (17) 88 (33) (32) (65) Przedpłata kredytu (14) 2 51 WC: głównie zmiany kapitału pracującego w segmencie Obrotu i Energetyki Konwencjonalnej. CFI: rozliczenie transakcji sprzedaży 50% udziałów w projekcie farm wiatrowych na morzu CFF: przede wszystkim obsługa długu w segmencie Energetyki Wiatrowej oraz Energetyki Konwencjonalnej. Uwzględnia przedpłatę kredytu inwestycyjnego w wysokości 32 mpln. 1H 2018 WC CFI CFF CIT 1H 2018 NCF POPRAWA PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH NETTO Z UWAGI NA ROZLICZENIE TRANSAKCJI SPRZEDAŻY UDZIAŁÓW W PROJEKCIE FARM WIATROWYCH NA MORZU 8

9 Struktura zadłużenia na 30 czerwca 2018 roku Struktura zadłużenia według segmentów Struktura zadłużenia w segmencie Energetyki Wiatrowej 1% 5% 4%3% Energetyka Wiatrowa Biomasa Dystrybucja Dług zreprofilowany 76,5% 23,5% Pozostały dług Energetyka Konwencjonalna 87% Obrót 974 mpln 854 mpln Struktura zadłużenia zabezpieczenie Struktura zadłużenia według walut (EUR vs. PLN) stopy procentowej Dług niezabezpieczony Dług netto (1Q 2018 vs. ) 80,1% 97,7% 2,3% Dług w EUR (681) (626) 19,9% Dług zabezpieczony Dług w PLN 974 mpln 974 mpln 1Q 2018 BRAK RYZYKA WALUTOWEGO. RYZYKO STOPY PROCENTOWEJ ZABEZPIECZONE W OK. 20%. ZREPROFILOWANO Z SUKCESEM 77% ZADŁUŻENIA FARM WIATROWYCH 9

10 ENERGETYKA WIATROWA ENERGETYKA KONWENCJONALNA DYSTRYBUCJA OBRÓT Podsumowanie wyników segmentów 10

11 Segmenty operacyjne Energetyka wiatrowa - produkcja Produkcja (netto), narastająco YTD Produktywność (%) YTD Produckcja (GWh) 77,6 69,2 65,8 59,6 63,7 77,7 329,3-5% 314,1 21,7 23% ,1 17% ,5 27% ,4 25,6 23,8 24% 24% 23% % 33% ,3 32% ,5 28% % 37% 15% 31% 31% 0, % % 2018 Dipol Amon Talia Gawłowice Rajgród Skurpie Mycielin Krzęcin Razem Produktywność netto farm Polenergii powyżej średniej* 45,4% 40,7% 38,9% 36,8% 35,0% 32,6% 30,9% 31,4% 39,1% 28,6% 26,1% 24,8% 37,0% 25,3% 33,4% 34,4% 30,6% 22,2% 19,9% 29,3% 27,0% 27,4% 23,3% 22,9% 21,7% 22,6%** 19,2% 17,3% 1Q2015 2Q2015 3Q2015 4Q2015 1Q2016 2Q2016 3Q2016 4Q2016 1Q2017 2Q2017 3Q2017 4Q2017 1Q2018 2Q2018 Średnia produktywność farm wiatrowych w Polsce Średnia produktywność farm wiatrowych Polenergii * Porównanie na bazie produktywności netto (po zużyciu własnym i stratach) z uwagi na dostępność danych dot. Sektora ** Szacunkowe wyniki za VI.2018 ZASTOSOWANIE NOWOCZESNYCH TECHNOLOGII, BARDZO DOBRA LOKALIZACJA PROJEKTÓW ORAZ DOŚWIADCZONY ZESPÓŁ TECHNICZNY UMOŻLIWIAJĄ STAŁE OSIĄGANIE WYŻSZYCH POZIOMÓW PRODUKCJI OD ŚREDNIEJ RYNKOWEJ 11

12 Segmenty operacyjne Energetyka wiatrowa 2 kwartał 1 build-up Komentarze 24,0 9,8 (2,5) (6,4) 1,2 26,1 Wolumen produkcji niższy o 8,6 GWh. Wyższa średnia cena zielonych certyfikatów (dla farm sprzedających ZC na podstawie cen rynkowych). Koszty operacyjne niższe głównie w wyniku korekty deklaracji PON za okres I-VI 2018 oraz niższych kosztów serwisu technicznego (odwrócenie historycznych kosztów w Mycielinie) częściowo kompensowanych przez wyższy koszt bilansowania (wyższa cena jednostkowa). Energia elektryczna Zielone certyfikaty Koszt bilansowania Koszty operacyjne 2 bridge 20,1 (1,7) 5,2 (1,0) 5,8 (2,2) 26,1 +30% 2Q 2017 Efekt wolumenowy Efekt cenowy Koszt bilansowania Koszty operacyjne WYŻSZE CENY SPRZEDAŻY ZIELONYCH CERTYFIKATÓW ORAZ NIŻSZE KOSZTY OPERACYJNE 12

13 Segmenty operacyjne Energetyka wiatrowa - narastająco 1 build-up Komentarze 51,9 Energia elektryczna 19,1 Zielone certyfikaty (5,4) Koszt bilansowania (18,6) Koszty operacyjne 2,3 49,3 YTD 2018 Niższy wolumen produkcji o 15,3 GWh. Wyższa średnia cena zielonych certyfikatów (dla farm sprzedających ZC na podstawie cen rynkowych). Koszty operacyjne niższe głównie w wyniku korekty deklaracji PON za okres I-VI 2018 oraz niższych kosztów serwisu technicznego (odwrócenie historycznych kosztów w Mycielinie oraz efekt wymiany przekładni w FW Puck w 1H2017) częściowo kompensowanych przez wyższy koszt bilansowania (wyższa cena jednostkowa). 2 bridge 49,3 (2,0) 7,1 (2,0) 40,5 +22% 8,8 (3,1) 1H 2017 Efekt Efekt cenowy Koszt wolumenowy bilansowania Koszty operacyjne 1H 2018 WYŻSZE CENY SPRZEDAŻY ZIELONYCH CERTYFIKATÓW ORAZ NIŻSZE KOSZTY OPERACYJNE 13

14 Segmenty operacyjne Energetyka konwencjonalna 2 kwartał 1 build-up Komentarze (0,2) Energia elektryczna* 1,3 Ciepło 10,6 Kompensata gazowa 2,1 Żółte certyfikaty 0,2 14,0 Niższy wynik na energii elektrycznej wynika ze wzrostu cen gazu oraz uprawnień do emisji CO 2. Wyższy wynik z tytułu kompensaty gazowej wynika z wyższego kosztu gazu (wyższa zmienna cena gazu) skompensowany częściowo przez niższą prognozowaną wartość wskaźnika Wg (cena gazu krajowego do ceny gazu importowanego). Rzeczywista wartość wskaźnika z 2018 zostanie ogłoszona przez URE w lipcu 2019 roku. Niższe przychody z certyfikatów kogeneracyjnych wynikają głównie z niższej ilości certyfikatów (niższa ilość ciepła). 2 bridge 16,1 (2,5) 0,0 1,1 (0,5) (0,3) 14,0-13% 2Q 2017 Energia elektryczna* Ciepło Kompensata gazowa Żółte certyfikaty * Uwzględnia kompensatę kosztów osieroconych oraz przychody z tytułu świadczenia usługi black-start STABILNA DZIAŁALNOŚĆ OPERACJNA. NIŻSZY WYNIK Z UWAGI NA WZROST CEN GAZU I UPRAWNIEŃ DO EMISJI CO 2 ORAZ NIŻSZYCH PRZYCHODÓW Z CERTYFIKATÓW KOGENERACYJNYCH 14

15 Segmenty operacyjne Energetyka konwencjonalna - narastająco 1 build-up Komentarze 0,4 2,2 Energia elektryczna* Ciepło 20,3 Kompensata gazowa 7,5 Żółte certyfikaty 0,7 31,1 YTD 2018 Niższy wynik na energii elektrycznej wynika ze wzrostu cen gazu oraz uprawnień do emisji CO 2. Wyższy wynik z tytułu rekompensaty gazowej wynika z wyższego kosztu gazu (wyższa zmienna cena gazu) skompensowany częściowo przez niższą prognozowaną wartość wskaźnika Wg (cena gazu krajowego do ceny gazu importowanego). Rzeczywista wartość wskaźnika z 2018 zostanie ogłoszona przez URE w lipcu 2019 roku. Niższe przychody z certyfikatów kogeneracyjnych wynikają z niższej liczby certyfikatów (mniejsza ilość ciepła) oraz niższej ceny (2017 = 117 zł/mwh, 2018 = 112 zł/mwh) 2 bridge 34,9 (3,6) (0,2) 0,7 (0,7) (0,2) 31,1-11% 1H 2017 Energia elektryczna* Ciepło Kompensata gazowa Żółte certyfikaty 1H 2018 * Uwzględnia kompensatę kosztów osieroconych oraz przychody z tytułu świadczenia usługi black-start STABILNA DZIAŁALNOŚĆ OPERACJNA. NIŻSZY WYNIK Z UWAGI NA WZROST CEN GAZU I UPRAWNIEŃ DO EMISJI CO 2 ORAZ NIŻSZYCH PRZYCHODÓW Z CERTYFIKATÓW KOGENERACYJNYCH 15

16 Segmenty operacyjne Dystrybucja 2 kwartał 1 build-up Komentarze 4,5 (2,3) 0,2 0,2 3,4 Niższy wynik na sprzedaży energii elektrycznej spowodowany wyższymi kosztami zakupu energii. Wyższy wynik na dystrybucji wynika z wyższych wolumenów sprzedaży (realizacja planu inwestycyjnego). 0,9 Niższe koszty operacyjne spowodowane głównie oszczędnościami na poziomie kosztów centrali, wynagrodzeń i podatku od nieruchomości. Sprzedaż energii Dystrybucja OPEX Polenergia Kogeneracja Wyższe pozostałe przychody operacyjne spowodowane zwrotem z tyt. podatku od nieruchomości. 2 bridge 3,7 (0,9) 0,2 0,0 3,4-6% 0,4 0,1 2Q 2017 Sprzedaż energii Dystrybucja OPEX Polenergia Kogeneracja STABILNA DZIAŁALNOŚĆ OPERACYJNA. NIŻSZA Z UWAGI NA WZROST KOSZTÓW ZAKUPU ENERGII ELEKTRYCZNEJ SKOMPENSOWANA PRZEZ NIŻSZE KOSZTY OPERACYJNE I ZWROT PODATKU OD NIERUCHOMOŚCI 16

17 Segmenty operacyjne Dystrybucja - narastająco 1 build-up Komentarze 2,1 9,0 (4,7) 0,4 0,4 7,1 Niższy wynik na sprzedaży energii elektrycznej spowodowany wyższymi kosztami zakupu energii. Niższy wynik na dystrybucji w głównej mierze spowodowany niższym poziomem opłat przyłączeniowych i przesunięciem wejścia w życie nowej taryfy (obowiązuje od ). Niższe koszty operacyjne spowodowane głównie oszczędnościami na poziomie kosztów centrali i podatku od nieruchomości. Sprzedaż energii Dystrybucja OPEX Polenergia Kogeneracja YTD bridge 8,0 (1,0) -11% (0,4) 0,3 0,1 0,1 7,1 1H 2017 Sprzedaż energii Dystrybucja OPEX Polenergia Kogeneracja 1H 2018 STABILNA DZIAŁALNOŚĆ OPERACYJNA. NIŻSZA Z UWAGI NA WZROST KOSZTÓW ZAKUPU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I NIŻSZY POZIOM OPŁAT PRZYŁĄCZENIOWYCH SKOMPENSOWANA NIŻSZYMI KOSZTAMI OPERACYJNYMI 17

18 Segmenty operacyjne Biomasa 2 kwartał 1 build-up Komentarze 5,2 (2,5) Niższe przychody będące konsekwencją mniejszych wolumenów oraz cen sprzedaży pelletu. Wyższe koszty słomy z uwagi na wyższą cenę surowca. (3,1) 1,2 0,8 Na poziomie wyniku YTD widoczna jest sprzedaż aktywów zakładu Biomasa Południe powyżej wartości księgowej pozwalająca na rozpoznanie dodatniego wyniku na sprzedaży w kwocie 1,2 mln zł. Przychody ze sprzedaży Koszt surowca Koszty operacyjne i pozostałe Wpływ sprzedaży aktywów 2 bridge +63% 0,8 0,5 (0,5) 0,1 1,2 (0,5) 2Q 2017 Przychody ze sprzedaży Koszt surowca Koszty operacyjne i pozostałe Wpływ sprzedaży aktywów NIŻSZY WOLUMEN SPRZEDAŻY PELLETU ORAZ WYŻSZE CENY SUROWCA 18

19 Segmenty operacyjne Biomasa narastająco 1 build-up Komentarze 10,3 (5,0) Niższe przychody będące konsekwencją mniejszych wolumenów oraz cen sprzedaży pelletu. Wyższe koszty słomy z uwagi na wyższą cenę surowca. (6,0) 1,2 0,5 Na poziomie wyniku YTD widoczna jest sprzedaż aktywów zakładu Biomasa Południe powyżej wartości księgowej pozwalająca na rozpoznanie dodatniego wyniku na sprzedaży w kwocie 1,2 mln zł. Przychody ze sprzedaży Koszt surowca Koszty operacyjne i pozostałe Wpływ sprzedaży aktywów YTD bridge -39% 0,8 0,5 1,2 (2,9) 0,3 1,1 1H 2017 Przychody ze sprzedaży Koszt surowca Koszty operacyjne i pozostałe Wpływ sprzedaży aktywów 1H 2018 NIŻSZY WOLUMEN SPRZEDAŻY PELLETU ORAZ WYŻSZE CENY SUROWCA 19

20 Segmenty operacyjne Obrót 2 kwartał 1 build-up Komentarze Strata na portfelu tradingowym spowodowana głównie gwałtownym wzrostem cen energii elektrycznej w 1 poł oraz wzrostem zmienności. Wzrost marży na portfelu farm wiatrowych w efekcie wzrostu cen zielonych certyfikatów. (18,2) Marża - portfel tradingowy 0,1 0,5 Marża portfel FW Marża pozostałe kontrakty (2,7) Koszty operacyjne i prowizje (20,4) Wzrost marży na pozostałych kontraktach w związku z bieżącą optymalizacją. 2 bridge 1, % (21,4) 2Q 2017 Marża - portfel tradingowy 0,1 0,1 Marża portfel FW Marża pozostałe kontrakty (0,1) Koszty operacyjne i prowizje (20,4) STRATA NA DZIAŁALNOŚCI TRADINGOWEJ CZĘŚCIOWO SKOMPENSOWANA WZROSTEM MARŻY NA PORTFELU FARM WIATROWYCH I POZOSTAŁYCH KONTRAKTACH 20

21 Segmenty operacyjne Obrót narastająco 1 build-up Komentarze Strata na portfelu tradingowym spowodowana głównie gwałtownym wzrostem cen energii elektrycznej w 1 poł oraz wzrostem zmienności. (17,1) (0,5) 1,3 (5,3) (21,6) Wzrost marży na portfelu farm wiatrowych w efekcie wzrostu cen zielonych certyfikatów. Wzrost marży na pozostałych kontraktach w związku z bieżącą optymalizacją. Marża - portfel tradingowy Marża portfel FW Marża pozostałe kontrakty Koszty operacyjne i prowizje YTD bridge 1,7 (26,3) 1H 2017 Marża - portfel tradingowy 2,4 Marża portfel FW 0,9 (0,3) Marża pozostałe kontrakty Koszty operacyjne i prowizje (21,6) 1H 2018 STRATA NA DZIAŁALNOŚCI TRADINGOWEJ CZĘŚCIOWO SKOMPENSOWANA WZROSTEM MARŻY NA PORTFELU FARM WIATROWYCH I POZOSTAŁYCH KONTRAKTACH 21

22 Projekty w developmencie Onshore RTB (Dębsk, Szymankowo, Kostomłoty, Piekło): Trwa przygotowywanie projektów do wzięcia udziału w aukcji w 2018 roku; Podejmujemy działania mające na celu wyłonienie wykonawców robót oraz dostawcy turbin dla projektów; Przeprowadziliśmy rozpoznanie rynku dotyczące potencjalnych warunków finansowania. Wińsko: Trwają prace nad przygotowaniem projektu do udziału w aukcji; Uzyskano decyzję o prekwalifikacji do akcji; Uzyskano Pozwolenie Zintegrowane; Offshore: Wyłożony został do publicznego wglądu projekt planu zagospodarowania przestrzennego morskich wód wewnętrznych, morza terytorialnego i wyłącznej strefy ekonomicznej; W trakcie realizacji jest pomiar wietrzności oraz pozyskanie decyzji środowiskowej dla kabla przyłączeniowego. PV: Trwają prace nad przygotowaniem projektów o łącznej mocy 40 MW do udziału w aukcjach; Trwają procedury związane z pozyskiwaniem warunków przyłączeniowych oraz decyzji środowiskowych dla projektów; Pierwszy projekt będzie gotowy do udziału w aukcji pod koniec 2018 roku. DALSZE PRACE NAD ROZWOJEM PROJEKTU MORSKICH FARM WIATROWYCH. PRZYGOTOWANIA DO AUKCJI DLA FARM WIATROWYCH (185 MW), PV (40 MW), ORAZ BIOMASY (31MW) 22