Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy 2016 r. 9 listopada 2016 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy r. 9 listopada r.

2 Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy r. Główne wydarzenia Henryk Baranowski Prezes Zarządu 2

3 Podsumowanie III kwartału Wyniki finansowe 1,6 mld PLN EBITDA 1,9 mld PLN Operacyjny cash flow 0,7 mld PLN Skorygowany zysk netto 0,36 PLN Skorygowany zysk na akcję Wyniki operacyjne 13,6 TWh Produkcja netto (-3% r/r) 8,5 TWh Wolumen dystrybucji (+2 r/r) 10,5 TWh Sprzedaż do odbiorców końcowych (+7% r/r) Główne wydarzenia Koniec modernizacji El. Bełchatów Projekt rynku mocy Aktualizacja strategii Projekt rynku mocy Strategia Elastyczność i Efektywność Nowoczesna energetyka konwencjonalna Nowe technologie i modele biznesowe 3

4 Zaktualizowana strategia w skrócie EFEKTYWNOŚĆ OPERACYJNA Redukcja kosztów kontrolowalnych Optymalizacja działań odtworzeniowych Elastyczność jednostek wytwórczych Efektywne gospodarowanie odpadami Efektywność procesowa i organizacyjna 0,5 mld PLN redukcji w stosunku do roku 3,5 mld PLN całkowitej redukcji względem prognoz 0,5 mld PLN całkowitej redukcji INWESTYCJE Nowoczesne El. Opole i El. Turów Modernizacje BAT Obniżenie wskaźników w dystrybucji Opcje strategiczne Rozwój Odnawialnych Źródeł Energii NOWE TECHNOLOGIE I MODELE BIZNESOWE Efektywność energetyczna Rozwój i komercjalizacja innowacyjnych rozwiązań i technologii Kompleksowa oferta dla klienta SAIDI 56% SAIFI 56% Czas przyłączenia 40% Offshore Nowoczesna energetyka węglowa Elektrownia jądrowa 25% udziału w produkcji z OZE w Polsce w 2030 r. 4

5 W poszukiwaniu stabilności Otoczenie makroekonomiczne III kw. III kw. 9M 9M Realny wzrost PKB (r/r) 2,9%* 3,4% 3,0%* 3,4% Wzrost krajowego zużycia en. elektrycznej (r/r) 0,7% 2,3% 1,7% 2,0% Krajowe zużycie en. elektrycznej (TWh) 39,55 39,28 121,18 119,19 * Dane szacunkowe Kontrakt pasmowy 1Y forward 600 Napięcie na rynku spot IRDN PLN Śr.: 168 Śr. : 164 PLN offirdn sirdn 155 Śr.: paź 14 gru 14 lut 15 kwi 15 cze 15 sie 15 paź 15 gru 15 lut 16 kwi 16 cze 16 sie 16 paź 16 sty 16 lut 16 mar 16 kwi 16 maj 16 cze 16 lip 16 sie 16 wrz 16 paź 16 lis 16 Źródło: TGE Źródło: TGE 5

6 Najważniejsze zagadnienia regulacyjne Rynek Mocy ORM OZE Raport z procesu konsultacji i nowy projekt rozwiązań Dopuszczona możliwość zastosowania koszyków stymulacja nowych inwestycji i modernizacji Aukcje główne 5 lat przed dostawą mocy Planowana pierwsza aukcja w 2017 roku, z dostawą na 2022 Unormowanie kwestii jednostek uzyskujących inne wsparcie (m.in. współspalających biomasę) Propozycja zmian funkcjonowania mechanizmu od 2018 Wymagana rezerwa mocy: 9% zapotrzebowania do pokrycia przez elektrownie krajowe Wynagrodzenie za ORM w oparciu o oferty i koszty na Rynku Bilansującym ceną ostatnia zaakceptowana oferta ORM Dopuszczalny udział DSR w mechanizmie Udział DSR możliwy już od 2017 Karta aktualizacji przesłana do zatwierdzenia przez Prezesa URE Od III kwartału pojawił się obowiązek umorzeń błękitnych certyfikatów (0,65%) Przewidywane pierwsze aukcje w grudniu (biogaz rolniczy oraz instalacje do 1 MW) Ustalone obowiązki umorzeń certyfikatów na rok 2017: Zielone 15,4% Błękitne 0,6% 6

7 Kontynuujemy nasz szeroki program inwestycyjny Projekty rozwojowe Zaawansowanie projektu Opole II przekroczyło poziom 60 proc. Najważniejsze obiekty już wybudowane Projekt w Turowie: kontynuacja prac fundamentowych Projekt w Gorzowie: rozpoczęto ruch regulacyjny, na dniach rozpoczęcie ruchu próbnego Planowane przekazanie do eksploatacji grudzień r. Modernizacje Kompleksowa modernizacja bloków 7-12 w Bełchatowie: wszystkie bloki w eksploatacji, w III kw. najwyższe wolumeny produkcji od początku roku Modernizacja bloków 1-3 w Turowie: trwają odbiory projektów poszczególnych wysp Modernizacja Elektrowni Pomorzany: w październiku podpisano umowę na budowę instalacji odazotowania spalin Inwestycje w dystrybucji Linia WN Łomianki - Czosnów - podpisano umowę z wykonawcą Przetarg Główny Punkt Zasilania (GPZ) Czosnów rozstrzygnięty Wartość inwestycji zw. z tzw. węzłem Czosnów ok. 200 mln zł Połącz się z nami - do końca br. ponad 50 tys. pilotażowych liczników AMI w Augustowie i Łodzi Łączna moc OZE przyłączona do sieci 173 MW, w tym 65 MW z mikroinstalacji 7

8 Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy r. Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne Emil Wojtowicz Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych 8

9 Kluczowe wyniki finansowe mln zł III kw. III kw. r/r 9M 9M Przychody ze sprzedaży % % r/r 9M Przychody Powtarzalne*przychody EBITDA % % EBITDA Powtarzalna* EBITDA % % Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy Zysk na akcję skorygowany o odpis** (zł) % n.a. 0,36 0,57-37% 1,04 1,72-39% Powtarzalna* EBITDA Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy Powtarzalny* zysk (strata) netto dla akcjonariuszy M'16 9M'15 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej % % III kw. Przychody Nakłady inwestycyjne % % Powtarzalne*przychody Dług netto na koniec okresu *** Rating kredytowy Rating Perspektywa Fitch BBB+ Stabilna Moody s Baa1 Stabilna EBITDA Powtarzalna* EBITDA Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy Powtarzalny* zysk (strata) netto dla akcjonariuszy 3Q' Q'15 * Powtarzalna = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (szczegóły strona 22) ** Podstawa do obliczenia dywidendy zgodnie z Polityką Dywidendy *** Na dzień 31 grudnia 9

10 Główne czynniki budowy wartości EBITDA III kw. EBITDA RAPORTOWANA mln PLN Zdarzenia jednorazowe 143 III kw. EBITDA POWTARZALNA* Hurtowa cena energii elektrycznej 29 Wolumen energii elektrycznej** Węgiel kamienny z transportem Biomasa 8 Koszt uprawnień do emisji CO2 113 Regulacyjne usługi systemowe Marża na rynku detalicznym 6 29 Wsparcie dla OZE*** 23 Zwrot z dystrybucji**** 48 Kapitalizowane koszty wydobycia węgla brun. 77 Inne 66 III kw. EBITDA POWTARZALNA* Zdarzenia jednorazowe 123 III kw. EBITDA RAPORTOWANA * Z wyłączeniem znaczących jednorazowych zdarzeń ** Z uwzględnieniem kosztów środowiskowych związanych z generacją *** Od III kwartłu uwzględnia koszt błękitnych certyfikatów **** Zawiera koszt różnicy bilansowej 10

11 Podsumowanie wyników wytwarzania struktura wg paliw* Produkcja w III kw. (zmiana % r/r) Produkcja 9M (zmiana % r/r) (-36%) 0.23 (-15%) (38%) (-15%) 0.18 (20%) (0%) 0.07 (75%) 0.06 (-60%) Pozostałe Węgiel kamienny 2,59 (-22%) SUMA 13,62 TWh (-3%) Węgiel brunatny 10,30 (3%) 0.65 (-30%) (-36%) 0.70 (30%) (-11%) 0.31 (3%) 0.32(-14%) Węgiel kamienny 8,41 (-6%) Pozostałe SUMA 39,04 TWh (-6%) Węgiel brunatny 27,15 (-8%) (55%) 0.19 (-5%) 1.50 (19%) (15%) W. brunatny W. kamienny Gaz Szczytowo-pompowe Woda Wiatr Biomasa Produkcja energii z węgla brunatnego wzrosła w III kw. na skutek mniejszego obciążenia remontowego w porównaniu z poprzednim rokiem (powrót jednostek 9 i 10 w Bełchatowie). Narastająco, od początku roku, niższe wolumeny spowodowane były przeniesieniem bloku 1 do rezerwy szczytowej oraz remontami. Produkcja energii z węgla kamiennego obniżyła się w III kwartale roku o jedną piątą z powodu mniejszego zapotrzebowania ze strony operatora systemu przesyłowego. Ciepły wrzesień wpłynął na mniejszą (r/r) produkcję w elektrociepłowniach na węgiel kamienny. Produkcja energii z wiatru wzrosła dzięki trzem farmom uruchomionym na przełomie roku: Resko II, Lotnisko oraz Kisielice II powiększyły nasz portfel o 178 MW (czyli o 51%), jednocześnie warunki pogodowe negatywnie wpłynęły na wolumen produkcji z istniejących już farm. Produkcja z biomasy obniżyła się w związku z ustawą o OZE, która obniżyła wsparcie dla współspalania. Produkcja z gazu obniżyła się łagodnie w III kw., z powodu cieplejszego niż przed rokiem września i mniejszego popytu na ciepło. *Wolumeny przedstawione na wykresie kołowym prezentują produkcję w elektrowniach + elektrociepłowniach skorygowaną o współspalanie biomasy. (Struktura produkcji wg jednostek wytwórczych prezentowana jest na slajdzie 19) 11

12 Efektywność operacyjna Aktywa wytwórcze Węgiel brunatny Węgiel kamienny Elektrociepłownie Aktywa wiatrowe Dyspozycyjność III kw. r. Dyspozycyjność III kw. r. Współczynnik wyk. mocy III kw. r. Współczynnik wyk. mocy III kw. r. 93,6% 92,9% 85,1% 97,2% 84,3% 85,3% 82,9% 97,5% 79,5% 50,2% 21,5% 17,2% 73,3% 60,8% 28,7% 20,9% * Współczynnik wyk. mocy nie uwzględnia bloków nr 1-2 w Elektrowni Dolna Odra(interwencyjna rezerwa zimna) oraz bloku nr 1 w Bełchatowie (pracującego w rezerwie szczytowej) Sieć dystrybucyjna Straty sieciowe [%] (ostatnie 12 miesięcy) ,75 SAIDI SAIFI (planowanie i nieplanowane) (planowanie i nieplanowane) -16% -3% 358 3,66 3, Czas przyłączenia -13% lip 14 paź 14 sty 15 maj 15 sie 15 lis 15 mar 16 cze 16 9M 9M 9M 9M 9M 9M Minuty na odbiorcę Przerwy na odbiorcę Dni 12

13 Nakłady inwestycyjne mln zł 116 mln zł mln zł 113 mln zł 20% 2% 2% RAZEM CAPEX 5,7 mld zł (-4% r/r) 26% Wytwarzanie Dystrybucja konwencjonalne Kluczowe projekty Opole II Remonty i modernizacje w Elektrowni Bełchatów Modernizacja aktywów dystrybucyjnych Nowe projekty w segmencie dystrybucji CAPEX w 9M r mln zł 507 mln zł 497 mln zł 638 mln zł mln zł 48% OZE Farma wiatrowa Lotnisko (końcowe rozliczenie projektu w I kw. r.) 69 mln zł Nowe projekty Modernizacja i remonty 67% 33% CAPEX w Energetyce Konwencjonalnej, Energetyce Odnawialnej i Dystrybucji (moce produkcyjne) Energetyka Konwencjonalna modernizacje, remonty i inne Energetyka Konwencjonalna nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne CAPEX w Energetyce Konwencjonalnej na podobnym poziomie r/r, zmiana proporcji na korzyść nowych projektów Nakłady inwestycyjne w obszarze dystrybucji na porównywalnym poziomie głównie przyłączenia nowych odbiorców oraz sieci SN i nn Projekty w Energetyce Odnawialnej ograniczone do utrzymania majątku vs ubiegłoroczny intensywny program budowy farm 13

14 EBITDA: perspektywa na 2017 rok Energetyka Konwencjonalna Perspektywa 2017 vs Spadek Główne czynniki Zrealizowana średnioroczna cena hurtowa energii nieznacznie niższa. Zmiana modelu handlu. Zakończenie rozliczeń rekompensat KDT. W 2017 roku brak przychodów z tego tytułu. Wyższe wolumeny produkcji z węgla brunatnego po zakończeniu remontów w Bełchatowie Wyższe wolumeny produkcji z elektrociepłowni gazowych po oddaniu bloku w EC Gorzów Program poprawy efektywności Ceny węgla zależne od zapisów w umowach oraz sytuacji rynkowej Negatywny wpływ spadku cen PM OZE Alokacja darmowych uprawnień CO2 na poziomie ok. 15 mln ton w porównaniu do 19,9 mln w r. OZE Spadek Brak zmian r/r w zainstalowanych mocach implikuje porównywalny wolumen produkcji Negatywny wpływ niskich cen zielonych certyfikatów Obrót Dystrybucja Stabilnie Stabilnie Negatywny wpływ rosnącej konkurencji rynkowej Zmienność cen zielonych certyfikatów zwiększa ryzyko, ale tymczasowo podnosi marże Baza aktywów regulacyjnych (WRA) wyceniana na ok. 15,6 mld zł w taryfie na 2017 r. Taryfa na 2017 nie została jeszcze zatwierdzona. Średnioważony koszt kapitału (WACC) w roku ustalony był na poziomie 5,7% (przed opodatkowaniem). Kontynuacja programów optymalizacyjnych 14

15 Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy r. Informacja dodatkowa 15

16 Rynki towarowe. Trend horyzontalny na rynku terminowym i spadki na rynku spot. Pozwolenia do emisji CO 2 (EUA_Grudzień16) EUR/t % Węgiel kamienny (indeks PSCMI1) zł/gj % Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez PGE zł/mwh % 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 16'Q3 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 16'Q3 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Źródło: Bloomberg Średnie kwartalne ceny energii na TGE PLN/MWh Rynek dnia następnego podstawa Źródło: ARP Rynek dnia następnego szczyt % -13% Źródło: PGE Kontrakty na kolejny rok Podstawa_15/16/ % 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 16'Q3 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 16'Q3 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 16'Q3 Źródło: TGE 1 średnia arytmetyczna z danych miesięcznych 16

17 Powtarzalny* zysk EBITDA w III kw. r. składniki i dynamika Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna Obrót Dystrybucja Inne EBITDA III kw. r Udział w EBITDA w III kw. r. (%) 50% 3% 7% 37% 2% III kw. r Zmiana ( mln zł) Zmiana (%) -23% -32% -22% -10% 36% -18% Spadek wynika głównie z: Niższych wolumenów produkcji w węglu kamiennym Niższej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej Wyższych kosztów CO2 Negatywny wynik częściowo łagodzony poprzez niższą cenę węgla kamiennego oraz jego zmniejszone zużycie. Efekt wyższych wolumenów produkcji z wiatru w związku z oddaniem nowych farm wiatrowych ograniczony przez słabe warunki wietrzne. Jednocześnie zdecydowanie niższe ceny sprzedaży zielonych certyfikatów, niższe ceny sprzedanej energii elektrycznej i brak wsparcia dla dużych elektrowni wodnych. Znaczący wzrost wolumenów sprzedaży idzie w parze ze spadkiem marży. Wyższe raportowane wolumeny (+0,17 TWh). Jednak segment pod silnym negatywnym wpływem nowego modelu wynagradzania. * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (strona 22) 17

18 Powtarzalny* zysk EBITDA za 9M r. składniki i dynamika Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna Obrót Dystrybucja Inne EBITDA 9 miesięcy r Udział w EBITDA w 9 miesiącach r. (%) 47% 6% 7% 38% 2% 9 miesięcy r Zmiana ( mln zł) Zmiana (%) -29% -8% -24% -9% 1% -21% Spadek wynika głównie z: Niższych wolumenów produkcji związanych z remontami w elektrowni Bełchatów oraz przesunięciem bloku 1 do rezerwy szczytowej Niższej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej Wyższych kosztów CO2 Niższe koszty zakupu paliw ograniczają negatywny wpływ czynników wolumenowych. Efekt wyższych wolumenów produkcji z wiatru w związku z oddaniem nowych farm wiatrowych ograniczony przez niekorzystne warunki pogodowe. Dodatkowy negatywny wpływ niższych cen sprzedaży zielonych certyfikatów oraz niższych cen sprzedanej energii elektrycznej. Dodatkowy negatywny wpływ zakończenia wsparcia dla dużych elektrowni wodnych Znaczący wzrost wielkości wolumenów sprzedaży idzie w parze ze spadkiem marży. Wyższe raportowane wolumeny (+0,63 TWh), ale segment pod silnym negatywnym wpływem nowego modelu wynagradzania. * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (strona 22) 18

19 Kluczowe dane operacyjne Produkcja energii netto według źródeł (TWh) III kw. III kw. r/r 9M 9M r/r Elektrownie opalane węglem brunatnym % % Elektrownie opalane węglem kamiennym % % Elektrociepłownie opalane węglem % % Elektrociepłownie opalane gazem % % Elektrociepłownie opalane biomasą % % El. szczytowo-pompowe % % Elektrownie wodne % % Elektrownie wiatrowe % % SUMA % % Produkcja z OZE % % W tym współspalanie biomasy % % 19

20 Nakłady inwestycyjne Nakłady inwestycyjne w III kw. i za 9 miesięcy r. (mln zł) III kw. III kw. r/r 9M 9M r/r Segment Energetyka Konwencjonalna % % Dystrybucja, w tym: % % Przyłączanie nowych odbiorców % % Linie dystrybucyjne % % Energetyka Odnawialna, w tym: % % Modernizacje i odtworzenie % % Obrót i pozostałe % % SUMA % % SUMA (w tym korekty konsolidacyjne) % % 20

21 Kluczowe dane finansowe Dane skonsolidowane, MSR (w mln zł) III kw. III kw. Przekształcone r/r 9M 9M Przekształcone Przychody % % w tym rekompensaty KDT % % Powtarzalne*przychody % % EBITDA % % Powtarzalna* EBITDA % % EBIT % n.a. Powtarzalny* EBIT % % Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy % n.a. Powtarzalny* zysk (strata) netto dla akcjonariuszy % % CAPEX (po korektach) % % Przypływy pieniężne netto z dział. operacyjnej % % Przypływy pieniężne netto z dział. inwestycyjnej % % Marża EBITDA 24% 29% -5 pp. 23% 29% -6 pp. Powtarzalna marża EBITDA 22% 27% -5 pp. 22% 27% -5 pp. r/r Majątek obrotowy netto Dług netto/12 mies. EBITDA * 0,62 0,32** * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (szczegóły na następnej stronie) ** Stan na dzień 31 grudnia roku. 21

22 Wyliczenie powtarzalnej EBITDA i powtarzalnego zysku netto Zestawienie zdarzeń jednorazowych (mln zł) Wyliczenie powtarzalnej EBITDA i EBIT Kluczowe wydarzenia jednorazowe III kw. III kw. 9M Rekompensaty KDT Korekta KDT (wyroki sądowe) Przeszacowanie praw majątkowych w ZEDO Program Dobrowolnych Odejść Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskontowa) Rezerwa aktuarialna Wszystkie korekty na poziomie EBITDA Odpis wartości aktywów Wszystkie korekty na poziomie EBIT Wyliczenie powtarzalnego zysku netto dla akcjonariuszy Kluczowe wydarzenia jednorazowe III kw. III kw. 9M Rekompensaty KDT Korekta KDT (wyroki sądowe) Przeszacowanie praw majątkowych w ZEDO Program Dobrowolnych Odejść Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskontowa) Rezerwa aktuarialna Odpis wartości aktywów Zgodnie z polityką dywidendy odpisy aktywów trwałych są jedynym zdarzeniem jednorazowym dodawanym do zysku netto na potrzeby wyliczenia dywidendy. Pozostałe zdarzenia jednorazowe są prezentowane powyżej wyłączenie na potrzeby międzyokresowego porównania wyników operacyjnych. 9M 9M Wszystkie korekty na poziomie zysku netto dla akcjonariuszy

23 Główne przepływy biznesowe w III kwartale r. Główne przepływy biznesowe (ilustracyjnie) Wytwarzanie 13,62 TWh Hurt 15,27 TWh Rynek regulowany Gospodarstwa domowe 14,11 TWh (III kw. ) Energia elektryczna z elektrowni ( obligo giełdowe ) 15,43 TWh (III kw. ) Towarowa Giełda Energii Obrót 21% 2,18 TWh 2,17 TWh (III kw. ) Energia elektryczna z elektrowni kogeneracyjnych i źródeł odnawialnych PGE (jednostka dominująca) 10,47 TWh 9,77 TWh (III kw. ) Pozostałe (m. in. usługi regulacyjne) 79% Klienci biznesowi Rynek nieregulowany 8,29 TWh 7,60 TWh (III kw. ) Źródło: PGE; Niektóre przepływy włączając rynek bilansujący, handel zagraniczny oraz zużycie własne nie są uwzględnione; prezentowane wolumeny przed korektami wewnątrzgrupowymi. 23

24 Główne przepływy biznesowe po 9 miesiącach r. Główne przepływy biznesowe (ilustracyjnie) Wytwarzanie 39,04 TWh Hurt 43,39 TWh Rynek regulowany Gospodarstwa domowe 41,73 TWh (9M ) Energia elektryczna z elektrowni ( obligo giełdowe ) 45,58 TWh (9M ) Towarowa Giełda Energii Obrót 21% 6,76 TWh 6,72 TWh (9M ) Energia elektryczna z elektrowni kogeneracyjnych i źródeł odnawialnych PGE (jednostka dominująca) 31,90 TWh 29,03 TWh (9M ) Pozostałe (m. in. usługi regulacyjne) 79% Klienci biznesowi Rynek nieregulowany 25,15 TWh 22,31 TWh (9M ) Źródło: PGE; Niektóre przepływy włączając rynek bilansujący, handel zagraniczny oraz zużycie własne nie są uwzględnione; prezentowane wolumeny przed korektami wewnątrzgrupowymi. 24

25 Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka Konwencjonalna (mln zł) III kw. III kw. r/r 9M 9M Przychody ze sprzedaży, w tym: % % Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej % % Rekompensaty z tytułu rozwiązania KDT % % Przychody ze sprzedaży ciepła % % Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii % % Razem koszty rodzajowe, w tym: % % Amortyzacja % % Zużycie materiałów % % Zużycie energii % % Usługi obce % % Podatki i opłaty % % Koszty osobowe % % Pozostałe koszty % % Koszt wytworzenia sprzedanych produktów % % Koszt własny sprzedaży % % Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) % n.m. EBITDA % % r/r Prezentowane dane są zaokrąglone do pełnych milionów. Prezentowana dynamika r-d-r obliczona jest na wartościach dokładnych i może różnić się od dynamiki wynikającej z liczb zaokrąglonych. Suma kosztów rodzajowych zaokrąglona do pełnych milionów nie jest tożsama z sumą zaokrąglonych składowych. 25

26 Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka Odnawialna (mln zł) III kw. III kw. r/r 9M 9M r/r Przychody ze sprzedaży, w tym: % % Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej % % Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii % % Razem koszty rodzajowe, w tym: % % Amortyzacja % % Zużycie materiałów 1 1 0% 4 4 0% Zużycie energii % % Usługi obce % % Podatki i opłaty % % Koszty osobowe % % Pozostałe koszty % % Koszt wytworzenia sprzedanych produktów % % Koszt własny sprzedaży % % Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) n.a n.m. EBITDA % % Prezentowane dane są zaokrąglone do pełnych milionów. Prezentowana dynamika r-d-r obliczona jest na wartościach dokładnych i może różnić się od dynamiki wynikającej z liczb zaokrąglonych. Suma kosztów rodzajowych zaokrąglona do pełnych milionów nie jest tożsama z sumą zaokrąglonych składowych. 26

27 Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Dystrybucja (mln zł) III kw. III kw. r/r 9M 9M Przychody ze sprzedaży, w tym: % % Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych % % Pozostałe przychody z podstawowej działalności % % Razem koszty rodzajowe, w tym: % % Amortyzacja % % Zużycie materiałów % % Zużycie energii % % Usługi obce % % Podatki i opłaty % % Koszty osobowe % % Pozostałe koszty 4 4 0% % Koszt wytworzenia sprzedanych produktów % % Koszt własny sprzedaży % % Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) % % EBITDA % % r/r Prezentowane dane są zaokrąglone do pełnych milionów. Prezentowana dynamika r-d-r obliczona jest na wartościach dokładnych i może różnić się od dynamiki wynikającej z liczb zaokrąglonych. Suma kosztów rodzajowych zaokrąglona do pełnych milionów nie jest tożsama z sumą zaokrąglonych składowych. 27

28 Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Obrót (mln zł) III kw. III kw. r/r 9M 9M Przychody ze sprzedaży, w tym: % % Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej % % Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych % % Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii 0 0 n.a. 0 9 n.a. Razem koszty rodzajowe, w tym: % % Amortyzacja 6 6 0% % Zużycie materiałów % % Zużycie energii 1 1 0% % Usługi obce % % Podatki i opłaty % % Koszty osobowe % % Pozostałe koszty % % Koszt wytworzenia sprzedanych produktów % % Koszt własny sprzedaży % % Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) % % EBITDA % % r/r Prezentowane dane są zaokrąglone do pełnych milionów. Prezentowana dynamika r-d-r obliczona jest na wartościach dokładnych i może różnić się od dynamiki wynikającej z liczb zaokrąglonych. Suma kosztów rodzajowych zaokrąglona do pełnych milionów nie jest tożsama z sumą zaokrąglonych składowych. 28

29 Energetyka Konwencjonalna EBITDA w III kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA Marża ee ilość Marża ee cena Rekompensaty KDT Sprzedaż PM RUS Sprzedaż ciepła Paliwa Koszty CO2 Koszty środowiskowe Koszty osobowe Pozostałe Koszty aktywowane EBITDA Odchylenie EBITDA III kw EBITDA III kw

30 Energetyka Konwencjonalna EBITDA w 9 miesiącach r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA Marża ee ilość Marża ee cena Rekompensaty KDT Sprzedaż PM RUS Paliwa Koszty CO2 Koszty środowis kowe Koszty osobowe Zmiany rezerwy rekultywacyjnej Pozostałe Koszty aktywowane EBITDA Odchylenie EBITDA 9M EBITDA 9M

31 Energetyka Odnawialna EBITDA w III kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA Sprzedaż ee -wiatr Sprzedaż PM - wiatr Sprzedaż ee - woda Sprzedaż PM - woda Przychody RUS* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie EBITDA III kw EBITDA III kw * z wyłączeniem przychodów i kosztów z RB, które nie mają wpływu na wyniki EBITDA 31

32 Energetyka Odnawialna EBITDA w 9 miesiącach r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA Sprzedaż ee -wiatr Sprzedaż PM - wiatr Sprzedaż ee - woda Sprzedaż PM - woda Przychody RUS* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie EBITDA 9M EBITDA 9M * z wyłączeniem przychodów i kosztów z RB, które nie mają wpływu na wyniki EBITDA 32

33 Dystrybucja EBITDA w III kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA Wolumen dystrybuowanej ee Zmiana taryfy* dystrybucyjnej Inne przychody** Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie EBITDA III kw EBITDA III kw * Wzrost kosztów usług przesyłowych bez wpływu na wynik, zrównoważony wzrostem przychodów z usługi dystrybucyjnej ** Inne przychody (energia bierna, przekroczenia mocy, usługi dodatkowe), przychody z opłaty przyłączeniowej, sprzedaż usług tranzytowych 33

34 Dystrybucja EBITDA w 9 miesiącach r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA Wolumen dystrybuowanej ee Zmiana taryfy* dystrybucyjnej Inne przychody** Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie EBITDA 9M EBITDA 9M * Wzrost kosztów usług przesyłowych bez wpływu na wynik, zrównoważony wzrostem przychodów z usługi dystrybucyjnej ** Inne przychody (energia bierna, przekroczenia mocy, usługi dodatkowe), przychody z opłaty przyłączeniowej, sprzedaż usług tranzytowych 34

35 Obrót EBITDA w III kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA Wynik na ee cena Wynik na ee ilość Koszty umorzenia PM Przychody z umowy ZHZW Pozostałe EBITDA Odchylenie EBITDA III kw EBITDA III kw

36 Obrót EBITDA w 9 miesiącach r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA Wynik na ee cena Wynik na ee ilość Koszty umorzenia PM Przychody z umowy ZHZW Pozostałe EBITDA Odchylenie EBITDA 9M EBITDA 9M

37 Struktura długu oraz płynność (stan na 30 września r.) Zadłużenie ze stałą i zmienna stopą (rzeczywiste zadłużenie) Zmienna 10% Stała 90% Harmonogram spłaty kredytów bankowych (mln zł)* Profil walutowy rzeczywistego zadłużenia PLN 64.1% USD 1.2% CHF 0.1% EUR 34.6% Emisje w ramach Programu Emisji Euroobligacji Średnioterminowych * Wyłącznie ilustracyjnie, założenie pełnego wykorzystania dostępnych kredytów bankowych (kredyt konsorcjalny, BGK, kredyty EBI) Kwota EUR EUR Okres 5 lat 15 lat Zapadalność 9 czerwca 2019 r. 1 sierpnia 2029 r. Kupon 1,625% rocznie 3% rocznie Rating BBB+ (Fitch); Baa1 (Moody s) BBB+ (Fitch) Kod ISIN XS XS

38 Zadłużenie w kolejnych kwartałach Zadłużenie brutto i netto* (mln zł) mar 13 cze 13 wrz 13 gru 13 mar 14 cze 14 wrz 14 gru 14 mar 15 cze 15 wrz 15 gru 15 mar 16 cze 16 wrz 16 Dług brutto Dług netto Długoterminowe zadłużenie jest zaciągane głównie przez spółkę PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. (jednostkę dominującą) oraz PGE Sweden AB (szwedzką spółkę specjalnego przeznaczenia emitującą euroobligacje). PGE GiEK (spółka z segmentu Energetyka Konwencjonalna) posiada również pewne zadłużenie w postaci historycznie zaciągniętych pożyczek inwestycyjnych. * Dane na grudzień 2013 oraz grudzień 2014 zostały przekształcone 38

39 Profil zapadalności zadłużenia Profil zapadalności zadłużenia (mln zł) stan na 30 września r

40 Pozycja gotówkowa PGE zapewnia III kw. I półrocze komfortową pozycję w zakresie płynności Zadłużenie brutto (mln PLN) Zadłużenie netto (mln PLN) Dług netto/12m EBITDA 0,62x 0,62x Dług netto/kapitał własny 0,10x 0,11x Moody s Fitch Długoterminowy rating spółki (IDR) Baa1 BBB+ Perspektywa ratingu stabilna stabilna Silna pozycja finansowa potwierdzona przez agencje ratingowe Data nadania ratingu 2 września 2009 r. 2 września 2009 r. Data ostatniego potwierdzenia ratingu 2 listopada 5 sierpnia Rating niezabezpieczonego zadłużenia BBB+ Data ostatniej zmiany ratingu 4 sierpnia 2011 Data ostatniego potwierdzenia ratingu 5 sierpnia Długoterminowy rating krajowy spółki AA (pol) Data nadania ratingu 10 sierpnia 2012 Data ostatniej zmiany ratingu 3 sierpnia 40

41 Uprawnienia do emisji CO 2 regulacje i rozliczenia Regulacje w III Okresie Rozliczeniowym Począwszy od 2013 jedynie uprawnienia emisyjne na produkcje ciepła są przyznawane nieodpłatnie. Uprawnienia do emisji CO2 z produkcji energii elektrycznej są przyznawane nieodpłatnie pod warunkiem realizacji zadań inwestycyjnych ujętych w Krajowym Planie Inwestycyjnym. Standardy księgowe Wszystkie otrzymane darmowe uprawnienia są rozpoznawane w ich wartości nominalnej zero. Rezerwa na uprawnienia do emisji CO2 jest zawiązywana w odniesieniu do ich aktualnego niedoboru w danym okresie. Poniesione koszty widoczne w rachunku zysków i strat w pozycji podatki i opłaty. Rozliczenia uprawnień do emisji w r. W III kw. r. (oraz w 9m r.) instalacje PGE wyemitowały 14,57 mln (oraz 40,80 mln) ton CO2. Całkowite koszty związane z emisją CO2 w III kw. r. (oraz w 9m r.) wyniosły ok. 331 mln zł (830 mln zł). W kwietniu r. jednostki z GK PGE otrzymały nieodpłatne uprawnienia do emisji CO2 w ilości ok. 25 mln ton na produkcję energii elektrycznej w r. oraz ok. 1 mln ton na produkcję ciepła w r. Również w kwietniu r. PGE zakończyła proces rozliczenia roku (tzn. PGE umorzyła uprawnienia opowiadające emisji z r.). Bezpłatne EUA ujmowane w wartości zerowej nota 14, Skonsolidowane SF za 9m. r. Ilość (mln) Rezerwy na zakup uprawnień do emisji CO 2 nota 19, Skonsolidowane SF za 9m. r. (mln zł) EUA Wartość (mln zł) Stan na dzień 1 stycznia r Zakup Przyznane nieodpłatnie 30 - Umorzenie Stan na dzień 1 stycznia r Zakup Przyznane nieodpłatnie 26 - Umorzenie Stan na dzień 30 września r Stan na dzień 1 stycznia r. 760 Umorzenie -760 Rozwiązanie rezerwy - Utworzenie rezerwy w 9m. r. 830 Stan na 30 września r. 830 Wpływ na rachunek zysków i strat (mln zł) - ilustracyjnie 9m. r. Koszty według rodzaju Podatki i opłaty

42 Rekompensaty KDT aktualny status sporów sądowych Jednostki wytwórcze z GK PGE są w sporze z prezesem URE w sprawie rekompensat kosztów osieroconych za lata Rekompensaty z tytułu kosztów osieroconych za lata nie podlegają sporom sądowym. Status spraw sądowych Rok Elektrownia Opole Elektrownia Turów Elektrociepłownia Gorzów Elektrociepłownia Rzeszów Elektrociepłownia Lublin-Wrotków Elektrownia ZEDO 2008 Sprawa w Sądzie Najwyższym* Sprawa zamknięta Sprawa zamknięta Sprawa zamknięta Sprawa w Sądzie Najwyższym* Sprawa w Sądzie Najwyższym* 2009 Sprawa zamknięta Sprawa zamknięta Sprawa w Sądzie Najwyższym* Sprawa w Sądzie Najwyższym* Werdykt SOKiK* Sprawa w Sądzie Najwyższym* 2010 Werdykt Sądu Apelacyjnego** Sprawa zamknięta *** Nie dotyczy Sprawa zamknięta *** Sprawa zamknięta *** Sprawa zamknięta *** * Sprawy zależne od werdyktu Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej ** Apelacja PGE GiEK S.A. uznana w całości, apelacja Prezesa URE odrzucona 14 kwietnia r. Prezes URE uprawniony do złożenia wniosku o kasację do Sądu Najwyższego. *** Jeden wyrok łącznie dla PGE GiEK S.A. jako prawnego następcy połączonych spółek z segmentu energetyki konwencjonalnej Sprawa zamknięta korzystny prawomocny wyrok Wyrok sądu apelacyjnego korzystny dla PGE. Prezes URE uprawniony do złożenia wniosku o kasację. Przypadek nie podlegający rekompensatom KDT Wyrok sądu apelacyjnego korzystny dla PGE, kasacja złożona przez URE do Sądu Najwyższego Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów korzystny prawomocny wyrok mln PLN Rezerwa na spory sądowe w sprawie rekompensat KDT za lata Rozwiązanie rezerwy na podstawie prawnie wiążących wyroków (1 038) Nierozliczone spory dot. KDT łączna wartość 82 42

43 Analitycy sell-side pokrywający PGE Instytucja Analityk Instytucja Analityk Bank of America Merrill Lynch Anton Fedotov BOŚ Jakub Viscardi BZ WBK Paweł Puchalski Citigroup Piotr Dzięciołowski Deutsche Bank Tomasz Krukowski Societe Generale Bartłomiej Kubicki Trigon Krzysztof Kubiszewski UBS Michał Potyra Wood & Company Bram Buring Erste Group Tomasz Duda Haitong Bank Robert Maj IPOPEMA Sandra Piczak JP Morgan Michał Kuzawiński mbank Kamil Kliszcz Morgan Stanley Dominik Olszewski Pekao IB Łukasz Jakubowski PKO BP Stanisław Ozga Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald 43

44 Biuro Relacji Inwestorskich Dyrektor Biura Relacji Inwestorskich Zespół Relacji Inwestorskich Jakub Frejlich Tel: (+48 22) Kom: Krzysztof Dragan Tel: (+48 22) Kom: Filip Osadczuk Tel: (+48 22) Kom: Małgorzata Babska Tel: (+48 22) Kom: Bernard Gaworczyk Tel: (+48 22) Kom:

45 Zastrzeżenie Niniejsza prezentacja została przygotowana przez Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. (dalej Spółkę lub PGE ) oraz inne jednostki. Niniejsza prezentacja nie stanowi rekomendacji, oferty czy zachęty do sprzedaży lub zakupu papierów wartościowych Spółki, ani spółek zależnych, w żadnej jurysdykcji. Żadna część niniejszej prezentacji, ani fakt jej dystrybuowania nie powinien tworzyć podstawy, ani wiązany z jakąkolwiek decyzją inwestycyjną, kontraktem czy zobowiązaniem. Działamy w sektorze dla którego trudno jest uzyskać precyzyjne informacje branżowe i rynkowe. Dane rynkowe i branżowe oraz prognozy i stwierdzenia użyte w niniejszej prezentacji dotyczące rynkowej pozycji PGE oparte są na założeniach, które uważamy za rozsądne i pochodzą z naszych wewnętrznych badań i analiz, wykonanych na nasze zamówienie przez podmioty zewnętrzne lub z publicznych źródeł i powszechnie dostępnych publikacji takich jak prasa. Niniejsza prezentacja ani żadne materiały dystrybuowane wraz z tą prezentacją nie są adresowane, ani przeznaczone do użytku przez obywateli lub rezydentów żadnego stanu, kraju czy jurysdykcji, gdzie taka dystrybucja, publikacja, udostępnienie lub użycie byłyby sprzeczne z prawem, regulacją lub podlegało rejestracji bądź licencjonowaniu. Prezentacja zwiera zwroty dotyczące przyszłości. Te zwroty zawierają słowa antycypować, wierzyć, zamierzać, szacować, oczekiwać oraz wyrazy bliskoznaczne. Wszystkie określenia inne niż informacje historyczne zawarte w niniejszej prezentacji, dotyczące m.in. finansów Spółki, strategii biznesowej, planów i celów Zarządu (także planów rozwoju i celów odnośnie produktów i usług) są zwrotami dotyczącymi przyszłości. Zwroty dotyczące przyszłości wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością i innymi czynnikami, które mogą spowodować, że faktyczne wyniki Spółki będą istotnie różne od tych o których była mowa w zwrotach dotyczących przyszłości. Zwroty dotyczące przyszłości oparte są na wielu założeniach dotyczących bieżącej i przyszłej strategii biznesowej oraz otoczenia, w którym Spółka będzie działała w przyszłości. Oświadczenia dotyczące przyszłości mają zastosowanie wyłącznie w dacie ich publikacji. Spółka nie bierze na siebie odpowiedzialności za aktualizację i rewizję zawartych tutaj zwrotów dotyczących przyszłości, tak aby odzwierciedlić zmiany w oczekiwaniach Spółki, zmiany w otoczeniu i w warunkach w oparciu o które zwroty dotyczące przyszłości zostały sformułowane. Spółka uprzedza, że zwroty dotyczące przyszłości nie są gwarancjami przyszłych wyników, zaś faktyczna pozycja finansowa czy strategia biznesowa, plany i cele operacyjne zarządu mogą być istotnie różne niż te sugerowane, w zwrotach dotyczących przyszłości z niniejszej prezentacji. Ponadto nawet jeśli pozycja finansowa czy strategia biznesowa, plany i cele operacyjne zarządu są zgodne z tymi ze zwrotów dotyczących przyszłości z niniejszej prezentacji, nie są one wskazówkami co do przyszłych wyników i rozwoju. Spółka nie bierze na siebie żadnej odpowiedzialności za weryfikowanie, potwierdzanie czy rewidowanie publicznie jakichkolwiek zwrotów dotyczących przyszłości w celu uwzględnienia wydarzeń czy okoliczności, które nastąpią po dacie publikacji. 45