GK POLENERGIA Wyniki finansowe za 3 kwartał 2018

Transkrypt

1 ENERGETYKA WIATROWA ENERGETYKA KONWENCJONALNA DYSTRYBUCJA OBRÓT GK POLENERGIA Wyniki finansowe za 3 kwartał listopada 2018

2 Podsumowanie najważniejszych wydarzeń 1 Otoczenie rynkowe Aukcja na ok. 1 GW farm wiatrowych na lądzie odbyła się Polenergia zgłosiła 4 projekty o łącznej mocy 199 MW. Aukcja dla farm fotowoltaicznych planowana w listopadzie 2018 Polenergia planuje udział z portfelem 8 MW. Wzrost cen zielonych certyfikatów do poziomu 134,7 PLN/MWh na i 162,7 PLN/MWh na Lekki spadek cen energii elektrycznej na rynku spot i terminowym. Utrzymanie wysokiego poziomu cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla ok. 21,2 euro na i spadek do poziomu 17,6 euro na NSA wydał wyrok w sprawie opodatkowania elektrowni wiatrowych podatkiem od nieruchomości w 2017 roku, opowiadając się po stronie gmin. Rada Ministrów przyjęła projekt noweli Prawa energetycznego, która ma na celu wprowadzenie pełnego obliga giełdowego na handel energią. W związku z dynamicznym wzrostem cen energii niezależne spółki obrotu energią mają kłopoty finansowe. W tym roku 6 spółki zaprzestały świadczenia usług sprzedaży energii elektrycznej (Energia dla Firm, Corrente, Elektrociepłownia Andrychów, Energetyczne Centrum, Gaspol i GOEE Energia). 2 Działalność Grupy ENS otrzymała korektę rocznych rekompensat KDT za 2017 rok na ok. 47,6m PLN. Zakończono przygotowania do aukcji dla 4 projektów farm wiatrowych o mocy 199MW (aukcja odbyła się 5.11) oraz 8 MW projektów fotowoltaicznych. Kontynuacja restrukturyzacji segmentu biomasy Sprzedaż aktywów zakładu Biomasa Północ w październiku 2018 za 600 tys. PLN Trwają rozmowy z bankiem finansującym zakład Biomasa Wschód i poszukiwanie inwestora. AUKCJE DLA NOWYCH FARM WIATROWYCH SZANSĄ NA REALIZACJĘ NOWYCH INWESTYCJI KONTYNUACJA WZROSTU CEN ZIELONYCH CERTYFIKATÓW WYHAMOWANIE TRENDU WZROSTOWEGO CEN ENERGII ELEKTRYCZNEJ 2

3 Kluczowe indeksy i ceny rynkowe 1 Ceny zielonych certyfikatów i energii elektrycznej 2 Notowania cen akcji Polenergia S.A. PLN/MWh Średnia cena ZC w okresie ważona wolumenem transakcji Cena ZC [lewa] Cena EE (IRDN24) [prawa] 134, / / / / / / / / / / ,7 95,9 255,7 209,2 PLN/MWh *Średnia cena ZC ważona wolumenem transakcji w analogicznym okresie roku 2017 wynosiła: 37,7 PLN/MWh PLN/akcja 21,7 Cena akcji na koniec miesiąca Wolumen w tys. [prawa] Cena akcji [lewa] tys. sztuk , , / / / / / / / / / /2018 PLN/MWh 3 Ceny terminowe energii elektrycznej 4 Notowania cen węgla na polskim rynku i praw do emisji CO , ,3 11,4 289, , ,6 10,8 271,7 21,2 10,6 17, , , ,8 0 01/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / / /2018 PLN/GJ EUR/T 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 145,5-15% 124, % Energia Elektryczna -14% Zielone Certyfikaty +31% 27% 23% Q Q 2017 Q Produktywność (%) Q Produkcja (GWh) PON Pozostałe koszty Dane narastające 493,5-7% 459, % Energia Elektryczna -9% Zielone Certyfikaty +56% 31% 28% Wykonanie 2018 Wykonanie 2017 Wykonanie 2018 Wykonanie YTD Produktywność (%) YTD Produkcja (GWh) PON Pozostałe 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 +1% -69% 0% +8% 36 +7% ,3-45% 7,3 4,0 3, % 59 +2% % % Sprzedaż energii elektrycznej Wolumen dystrybucji EE 3Q 2017 Północ 3Q 2017 Wschód Sprzedaż energii elektycznej (GWh) Sprzedaż ciepła (TJ) Certyfikaty kogeneracyjne (GWh) Śr. cena energii (PLN/MWh) 3Q 2017 Śr. cena ciepła (PLN/GJ) Śr. cena certyfikatów kogen. (PLN/MWh) Dane narastające 0% -21% +1% +8% % ,4-53% 10,5 36,5 29, % % % % 112 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. (PLN/MWh) YTD 2017 YTD 2017 YTD

6 Podsumowanie kluczowych wyników Kw Kw Narast Narast. +16% +9% Przychody (bez segmentu Obrotu) 130,9 151,3 392,2 427,0 Przychody wyższe ze względu na wzrost przychodów segmentów energetyki konwencjonalnej oraz energetyki wiatrowej. (znormalizowany) +17% 54,9 64,4-11% 136,2 121,7 3 Kw: wzrost wyniku głównie ze względu na wyższy wynik w segmencie energetyki konwencjonalnej. Narast: Wynik niższy głównie ze względu na stratę na tradingu energią elektryczną w segmencie obrotu w 1 poł Zysk Netto (znormalizowany) +30% 15,8 20,6 20,6-59% 8,5 3 Kw: Zysk netto wyższy głównie ze względu na wyższy wynik na działalności operacyjnej skompensowany wyższym podatkiem dochodowym Narast: Zysk netto niższy głównie ze względu na niższy wynik na działalności operacyjnej WYŻSZE PRZYCHODY ZE SPRZEDAŻY ORAZ SPADEK WYNIKU SPOWODOWANY GŁÓWNIE STRATĄ NA KONTRAKTACH TRADINGOWYCH NA ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ W 2 KW. 6

7 według segmentów operacyjnych 3 kwartał Komentarze 54,9 1,1 12,3 (0,2) (1,0) (1,2) (1,3) (0,1) 64,4 Energetyka Wiatrowa: efekt wyższych cen sprzedaży zielonych certyfikatów i energii elektrycznej oraz niższych kosztów operacyjnych (głównie podatek od nieruchomości), częściowo skompensowanych przez niższą produkcję Energetyka Konwencjonalna: wpływ wyższych przychodów z korekty rekompensaty gazowej za 2017 rok 3Q 2017 Energetyka Energetyka Dystrybucja Wiatrowa Konwencjonalna Biomasa Obrót Niealokowane Development Dystrybucja: wpływ wyższych kosztów zakupu energii skompensowane przez niższe koszty operacyjne. Narastająco 8,4 (1,0) (1,4) Biomasa: gorszy wynik spowodowany pogarszającą się sytuacją na rynku biomasy i wynikającym z tego niższym wolumenem sprzedaży oraz wyższą ceną surowca. 136,2 9,9 (24,5) (5,9) 0,1 121,7 Obrót: gorszy wynik na handlu energią elektryczną będący konsekwencją zamknięcia pozycji w związku z wyjątkowym wzrostem cen w 1 poł roku Niealokowane: dodatkowe koszty wynikające ze sprzedaży udziałów w spółkach prowadzących projekty morskich farm wiatrowych i obsługą dwóch wezwań do sprzedaży akcji oraz wpływ rozliczenia podatku VAT za 2017 i 2018 rok. YTD 2017 Energetyka Energetyka Dystrybucja Wiatrowa Konwencjonalna Biomasa Obrót Niealokowane Development Development: wynik ukształtował się na poziomie zbliżonym do ubiegłorocznego. POPRAWA WYNIKU SEGMENTU ENERGETYKI WIATROWEJ I KONWENCJONALNEJ, SKOMPENSOWANA PRZEZ NIŻSZY WYNIK POZOSTAŁYCH SEGMENTÓW W GŁÓWNEJ MIERZE EFEKT STRATY NA PORTFELU TRADINGOWYM W OBROCIE W 2 KW. 7

8 Przepływy pieniężne Grupa Polenergia 3 kwartał Komentarze WC (28) CFI (47) (24) (71) CFF Przedpłata kredytu (6) (1) CIT Pozostałe (12) NCF WC: głównie zmiany kapitału pracującego w segmencie obrotu i energetyki konwencjonalnej. CFI: wpływ dokapitalizowania projektów farm wiatrowych na morzu, remontu ENS oraz realizacji planu inwestycyjnego przez Polenergie Dystrybucja. CFF: przede wszystkim obsługa długu w segmencie energetyki wiatrowej oraz energetyki konwencjonalnej. Uwzględnia przedpłatę kredytu inwestycyjnego w wysokości 23,7mPLN w związku z zakończeniem reprofilowania farm Gawałowice, Skurpie, Rajgród. Narastająco Komentarze (80) 13 Przedpłata kredytu (56) (136) (21) 1 WC CFI CFF CIT Pozostałe 38 NCF WC: głównie zmiany kapitału pracującego w segmencie obrotu i energetyki konwencjonalnej. CFI: rozliczenie transakcji sprzedaży 50% udziałów w projekcie farm wiatrowych na morzu skompensowane przez wpływ 3 kwartału opisany powyżej. CFF: przede wszystkim obsługa długu w segmencie energetyki wiatrowej oraz energetyki konwencjonalnej. Uwzględnia przedpłatę kredytu inwestycyjnego w wysokości 55,7 mpln. POPRAWA PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH NETTO Z UWAGI NA ROZLICZENIE TRANSAKCJI SPRZEDAŻY UDZIAŁÓW W PROJEKCIE FARM WIATROWYCH NA MORZU SKOMPENSOWANE PRZEZ PRZEDPŁATY KREDYTÓW W SEGMENCIE ENERGETYKI WIATROWEJ 8

9 Struktura zadłużenia na 30 września 2018 roku Struktura zadłużenia według segmentów Struktura zadłużenia w segmencie Energetyki Wiatrowej 5% 1% 2% 5% Energetyka Wiatrowa Biomasa Dystrybucja Dług zreprofilowany 76,7% 23,3% Pozostały dług Energetyka Konwencjonalna 88% Obrót 912 mpln Struktura zadłużenia zabezpieczenie Struktura zadłużenia według walut (EUR vs. PLN) stopy procentowej Dług niezabezpieczony 806 mpln Dług netto ( vs. 3Q 2017) 79,7% 97,8% 2,2% Dług w EUR (576) (713) 20,3% Dług zabezpieczony Dług w PLN 912 mpln 912 mpln 3Q 2017 KONTYNUOWANY SPADEK DŁUGU NETTO 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) 108,9 94,9 92,7 83,2 94,2 103,4 464,3-8% 428,2 29,6 21% ,3 45,4 49,2 44,7 35,2 30,6 23,5 34% 30% 30% 32% 24% 27% 20% 22% 16% 19% % 31% 34% 2,5 13% % % 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% 26,1% 39,1% 24,8% 37,0% 25,3% 26,7% 33,4% 34,4% 30,6% 22,2% 19,9% 20,9% 29,3% 27,0% 27,4% 23,3% 22,9% 21,7% 22,8% 19,2% 17,3% 19,0% 1Q2015 2Q2015 3Q2015 4Q2015 1Q2016 2Q2016 3Q2016 4Q2016 1Q2017 2Q2017 3Q2017 4Q2017 1Q2018 2Q2018 3Q2018 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 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 3 kwartał 1 build-up Komentarze 18,9 9,3 (1,9) (11,1) 0,7 15,9 Wolumen produkcji EE niższy o 20,8 GWh. Wyższa średnia cena zielonych certyfikatów i energii elektrycznej (dla farm sprzedających na podstawie cen rynkowych). Koszty operacyjne nieco niższe, głównie w wyniku niższego PON w 2018 roku częściowo kompensowane przez wyższy koszt bilansowania (wyższa cena jednostkowa w 2018 roku). Energia elektryczna Zielone certyfikaty Koszt bilansowania Koszty operacyjne Pozostałe 2 bridge 14,8 (0,5) 1,5 (0,2) 15,9 +7% (5,0) 5,2 3Q 2017 Efekt Efekt cenowy Koszt Koszty Pozostałe wolumenowy bilansowania operacyjne WYŻSZE CENY SPRZEDAŻY ZIELONYCH CERTYFIKATÓW ORAZ NIŻSZE KOSZTY OPERACYJNE 12

13 Segmenty operacyjne Energetyka wiatrowa - narastająco 1 build-up Komentarze 70,7 Energia elektryczna 28,4 Zielone certyfikaty (7,3) Koszt bilansowania (29,6) Koszty operacyjne 3,0 Pozostałe 65,2 Niższy wolumen produkcji o 36,0 GWh. Wyższa średnia cena zielonych certyfikatów i energii elektrycznej (dla farm sprzedających na podstawie cen rynkowych). Koszty operacyjne niższe głównie w wyniku niższego PON w 2018 roku 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 55,3 (8,0) 13,9 (2,4) 8,5 (2,2) 65,2 +18% YTD 2017 Efekt Efekt cenowy Koszt wolumenowy bilansowania Koszty operacyjne Pozostałe WYŻSZE CENY SPRZEDAŻY ZIELONYCH CERTYFIKATÓW ORAZ NIŻSZE KOSZTY OPERACYJNE 13

14 Segmenty operacyjne Energetyka konwencjonalna 3 kwartał 1 build-up Komentarze 1,7 0,4 41,2 Wyższy wynik na energii elektrycznej wynika z wyższych przychodów z rekompensaty KO (wpływ zmiany ceny energii w 2019r.) 8,0 1,4 29,7 Wyższy wynik z tytułu rekompensaty gazowej wynika z wyższej korekty za 2017r. (+20,8 mln) ujętej w lipcu 2018r. w stosunku do korekty za 2016r.(+ 13,6 mln) ujętej w lipcu 2017r. Energia elektryczna* Ciepło Kompensata gazowa Żółte certyfikaty Pozostałe 2 bridge 28,9 5,1 0,0 7,6 (0,1) (0,4) 41,2 +42% 3Q 2017 Energia elektryczna* Ciepło Kompensata gazowa Żółte certyfikaty Pozostałe * Uwzględnia kompensatę kosztów osieroconych oraz przychody z tytułu świadczenia usługi black-start STABILNA DZIAŁALNOŚĆ OPERACJNA. WYŻSZY WYNIK Z UWAGI NA WZROST Z REKOMPENSATY KO ORAZ WYŻSZY WYNIK Z TYTUŁU REKOMPENSATY GAZOWEJ 14

15 Segmenty operacyjne Energetyka konwencjonalna - narastająco 1 build-up Komentarze 8,4 3,6 50,0 9,2 1,1 72,3 Wyższy wynik na energii elektrycznej wynika z wyższych przychodów z rekompensaty KO (wpływ zmian cen energii, gazu, CO2). Wyższy wynik z tytułu rekompensaty gazowej wynika z: 1) wyższej korekty za 2017r. (+20,8 mln) ujętej w lipcu 2018r. w stosunku do korekty za 2016r. (+13,6 mln) ujętej w lipcu 2017r., 2) wyższego kosztu gazu w 2018 (wyższa zmienna cena gazu) skompensowanego częściowo przez niższą prognozowaną wartość wskaźnika Wg. Energia elektryczna* Ciepło Kompensata gazowa Żółte certyfikaty Pozostałe Niższe przychody z certyfikatów kogeneracyjnych wynikają głównie z niższej ilości certyfikatów (niższa ilość ciepła) oraz niższej ceny. 2 bridge 63,9 1,5 (0,1) 8,3 (0,7) (0,6) 72,3 +13% YTD 2017 Energia elektryczna* Ciepło Kompensata gazowa Żółte certyfikaty Pozostałe * Uwzględnia kompensatę kosztów osieroconych oraz przychody z tytułu świadczenia usługi black-start STABILNA DZIAŁALNOŚĆ OPERACJNA. WYŻSZY WYNIK Z UWAGI NA WZROST PRZYCHODÓW Z REKOMPENSATY KO ORAZ WYŻSZY WYNIK Z TYTUŁU REKOMPENSATY GAZOWEJ 15

16 Segmenty operacyjne Dystrybucja 3 kwartał 1 build-up Komentarze 4,7 (2,3) 1,6 0,2 4,9 Niższy wynik na sprzedaży energii elektrycznej spowodowany wyższymi kosztami zakupu energii. Wyższy wynik na dystrybucji wynika z wyższych wolumenów sprzedaży (realizacja planu inwestycyjnego). 0,7 Niższe koszty operacyjne spowodowane głównie oszczędnościami na poziomie usług obcych, wynagrodzeń i podatku od nieruchomości. Sprzedaż energii Dystrybucja OPEX Pozostałe Polenergia Kogeneracja 2 bridge 5,0 (0,5) 0,3 (0,1) 0,0 4,9-3% 0,2 3Q 2017 Sprzedaż energii Dystrybucja OPEX Pozostałe Polenergia Kogeneracja STABILNA DZIAŁALNOŚĆ OPERACYJNA. NIŻSZA Z UWAGI NA WZROST KOSZTÓW ZAKUPU ENERGII ELEKTRYCZNEJ SKOMPENSOWANA NIŻSZYMI KOSZAMI OPERACYJNYMI I LEPSZYM WYNIKIEM SEGMENTU DYSTRYBUCJI 16

17 Segmenty operacyjne Dystrybucja - narastająco 1 build-up Komentarze 13,6 (7,1) 2,0 0,5 12,0 Niższy wynik na sprzedaży energii elektrycznej spowodowany wyższymi kosztami zakupu energii. Niższy wynik na dystrybucji w głównej mierze spowodowany niższym poziomem opłat przyłączeniowych w 1 poł ,9 Niższe koszty operacyjne spowodowane głównie oszczędnościami na poziomie usług obcych, wynagrodzeń i podatku od nieruchomości. Sprzedaż energii Dystrybucja OPEX Pozostałe Polenergia Kogeneracja 2 bridge 13,0-8% (1,6) (0,1) 0,6 0,0 0,1 12,0 YTD 2017 Sprzedaż energii Dystrybucja OPEX Pozostałe Polenergia Kogeneracja STABILNA DZIAŁALNOŚĆ OPERACYJNA. NIŻSZA Z UWAGI NA WZROST KOSZTÓW ZAKUPU ENERGII ELEKTRYCZNEJ SKOMPENSOWANA CZĘŚCIOWO NIŻSZYMI KOSZTAMI OPERACYJNYMI 17

18 Segmenty operacyjne Obrót 3 kwartał 1 build-up Komentarze 4,7 (0,7) 5,0 (2,8) 6,3 Wzrost wyniku na portfelu tradingowym głównie w konsekwencji wzrostu cen zielonych certyfikatów. Gorszy wynik ze sprzedaży energii elektrycznej z FW ze względu na niższą produkcję i konieczność odkupienia części energii na rynku do zamknięcia kontraktów zabezpieczających oraz efekt wyceny magazynu certyfikatów w 3Q 2017 roku przy znaczącym wzroście cen w ciągu kwartału. Marża - portfel tradingowy Marża portfel FW Marża pozostałe kontrakty Koszty operacyjne i prowizje Wzrost marży na pozostałych kontraktach w związku z bieżącą optymalizacją. 2 bridge -16% 7,5 2,5 (8,1) (0,3) 6,3 4,7 3Q 2017 Marża - portfel tradingowy Marża portfel FW Marża pozostałe kontrakty Koszty operacyjne i prowizje STRATA NA DZIAŁALNOŚCI TRADINGOWEJ CZĘŚCIOWO SKOMPENSOWANA WZROSTEM MARŻY NA POZOSTAŁYCH KONTRAKTACH 18

19 Segmenty operacyjne Obrót narastająco 1 build-up Komentarze Strata na portfelu tradingowym spowodowana głównie gwałtownym wzrostem cen energii elektrycznej w 1 poł roku. (12,3) (1,1) 6,3 (8,1) (15,3) Gorszy wynik ze sprzedaży energii elektrycznej z FW ze względu na niższą produkcję i konieczność odkupienia części energii na rynku do zamknięcia kontraktów zabezpieczających oraz efekt wyceny magazynu certyfikatów w 3Q 2017 roku przy znaczącym wzroście cen w ciągu kwartału. Wzrost marży na pozostałych kontraktach w związku z bieżącą optymalizacją. Marża - portfel tradingowy Marża portfel FW Marża pozostałe kontrakty Koszty operacyjne i prowizje 2 bridge 9,2 (23,9) (5,7) 5,6 (0,5) (15,3) YTD 2017 Marża - portfel tradingowy Marża portfel FW Marża pozostałe kontrakty Koszty operacyjne i prowizje STRATA NA DZIAŁALNOŚCI TRADINGOWEJ CZĘŚCIOWO SKOMPENSOWANA WZROSTEM MARŻY NA POZOSTAŁYCH KONTRAKTACH 19

20 Segmenty operacyjne Biomasa 3 kwartał 1 build-up Komentarze 2,9 (1,3) Niższe przychody ze sprzedaży, koszty surowca oraz koszty operacyjne spowodowane sprzedażą zakładu Biomasa Południe oraz niższymi wolumenami sprzedaży w pozostałych zakładach. W październiku 2018 sprzedaż aktywów w Biomasie Północ za 600 tys. PLN. (2,0) (0,5) Przychody ze sprzedaży Koszt surowca Koszty operacyjne i pozostałe 2 bridge 0,5 (4,0) 1,6 (0,5) 1,5 3Q 2017 Przychody ze sprzedaży Koszt surowca Koszty operacyjne i pozostałe NIŻSZY WOLUMEN SPRZEDAŻY PELLETU ORAZ WYŻSZE CENY SUROWCA. RESTRUKTURYZACJA SEGMENTU BIOMASY W TOKU. 20

21 Segmenty operacyjne Biomasa narastająco 1 build-up Komentarze 13,1 (6,3) Niższe przychody ze sprzedaży, koszty surowca oraz koszty operacyjne spowodowane sprzedażą zakładu Biomasa Południe oraz niższymi wolumenami sprzedaży w pozostałych zakładach. (8,1) 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. 1,2 0,0 W październiku 2018 sprzedaż aktywów w Biomasie Północ za 600 tys. PLN. Przychody ze sprzedaży Koszt surowca Koszty operacyjne i pozostałe Wpływ sprzedaży aktywów 2 bridge 1,3 1,2 0,0 (6,9) 1,9 2,5 YTD 2017 Przychody ze sprzedaży Koszt surowca Koszty operacyjne i pozostałe Wpływ sprzedaży aktywów NIŻSZY WOLUMEN SPRZEDAŻY PELLETU ORAZ WYŻSZE CENY SUROWCA. RESTRUKTURYZACJA SEGMENTU BIOMASY W TOKU. 21

22 Projekty w developmencie Onshore RTB (Dębsk, Szymankowo, Kostomłoty, Piekło): Grupa posiada portfel projektów o łącznej mocy 199 MW będących w końcowej fazie rozwoju, które posiadają pozwolenie na budowę. Projekty wzięły udział w aukcji, która odbyła się 5 listopada 2018 roku. Grupa oczekuje na wyniki aukcji. Prowadzone są rozmowy dotyczące finansowania dłużnego. Wińsko: Grupa przygotowuje do realizacji projekt budowy i eksploatacji elektrowni biomasowej o mocy 31 MW, przyłączonej do sieci energetycznej. W drugim kwartale roku 2018 uzyskana została decyzja URE o dopuszczeniu do aukcji (prekwalifikacja) oraz uzyskane zostało Pozwolenie Zintegrowane. Grupa dopuszcza możliwość pozyskania inwestora zainteresowanego zakupem tego projektu przed aukcją lub po wygranej aukcji. Offshore: Grupa przygotowuje do budowy dwie morskie farmy wiatrowych (MFW Bałtyk II Sp. z o.o. i MFW Bałtyk III Sp. z o.o.) zlokalizowane na Morzu Bałtyckim o łącznej mocy do 1200 MW. Termin budowy farm uzależniony jest od wejścia w życie stosownego systemu regulacyjnego. Dodatkowo Grupa analizuje uwarunkowania z perspektywy wznowienia prac przygotowawczych związanych z projektem Polenergia Bałtyk I S.A. W drugim kwartale 2018 roku zawarto umowę sprzedaży 50% udziałów w spółkach prowadzących projekty morskich farm wiatrowych z Equinor (wcześniej Statoil) PV: Grupa posiada portfel projektów fotowoltaicznych z których część (8 MW) weźmie udział w aukcji w listopadzie 2018 roku. Prace rozwojowe na pozostałych projektach o łącznej mocy 21 MW będą kontynuowane w 2018 i 2019 roku. DALSZE PRACE NAD ROZWOJEM PROJEKTU MORSKICH FARM WIATROWYCH UDZIAŁ W AUKCJI 2018 DLA FARM WIATROWYCH (199 MW) I PV (8 MW) 22