Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i trzy kwartały 2014 r. 13 listopada 2014 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i trzy kwartały 2014 r. 13 listopada 2014 r.

2 Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i trzy kwartały 2014 r. Kluczowe wydarzenia Marek Woszczyk - Prezes Zarządu 2

3 Najważniejsze informacje dotyczące wyników za III kw r. Wyniki finansowe w III kwartale 1,7 mld zł EBITDA 1,5 mld zł EBITDA skorygowana 0,4 mld zł zysk netto 2,8 mld zł środki pieniężne netto z działalności operacyjnej Dywidenda za 2013 rok Dywidenda 1,10 zł na akcję wypłacona r. Zgodnie z propozycją zarządu: 50% zysku netto Stopa dywidendy 5,3% W czołówce europejskiej pod względem stopy dywidendy Otoczenie regulacyjne Obniżenie emisji CO2 o 40% do 2030 roku Derogacja dla polskiego sektora energetycznego Fundusz na modernizację branży Dodatkowe uprawnienia dla energetyki Wyniki operacyjne Produkcja 13,8 TWh energii (-5% r/r) netto 13,8 produkcja TWh (-5% r/r) energii netto 8,1 TWh (+3% r/r) wolumen dystrybucji 9,8 TWh (+3% r/r) sprzedaż do odbiorców końcowych 3

4 Sprzyjające otoczenie makroekonomiczne i ceny energii elektrycznej Otoczenie makroekonomiczne III kw III kw I-III kw I-III kw Realny wzrost PKB (r/r) 2,8%* 2,0% 3,2%* 1,1% Krajowy wzrost zużycia energii elektrycznej (r/r) 1,7% 2,1% 0,3% 0,4% Krajowe zużycie energii elektrycznej 38,40 TWh 37,78 TWh 116,89 TWh 116,52 TWh * Prognoza Ceny energii elektrycznej 300 PLN/MWh Base_Y_13/14/15 (Forward, next year), BASE _Y_15/16 dane z

5 Inwestycje Opole II Turów OZE Elektrociepłownia Rzeszów Realizacja projektu zgodnie z harmonogramem Zakończone prace ziemne pod budynki kotłowni i maszynowni w blokach 5 i 6 Rozpoczęta budowa chłodni kominowej bloku numer 5 Rozpoczęte odwadnianie placu budowy bloków 5 i 6 Całkowite nakłady w III kw. 2014: 239 mln zł Projekt rozpoczęty Wydanie polecenia rozpoczęcia prac zaplanowane na 1 grudnia 2014 r. 24 października 2014 r. sąd wydał wyrok odrzucający skargę wykonawcy na decyzję KIO Wykonawca zobowiązany jest do oddania nowego bloku w terminie 56 miesięcy od polecenia rozpoczęcia prac Zaliczka w wysokości 10% wartości kontraktu po wydaniu polecenia rozpoczęcia prac Projekty OZE zgodnie z planem Rozstrzygnięte przetargi na farmy wiatrowe Lotnisko i Resko II. Lotnisko: 90 MW za 475 mln zł Resko II: 76 MW za 347 mln zł Karwice: 40 MW w budowie Kisielice: 12 MW przetarg w toku Planowane uruchomienie grudzień 2015 Projekt zakończony Nowy blok kogeneracyjny oddany do użytku 24 października 2014 r. Moc brutto 29 MWe (26 MWt) Sprawność netto: - 43% (elektryczna) - 81% (całkowita) Całkowite nakłady w III kw. 2014: 110 mln zł 5

6 Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i trzy kwartały 2014 r. Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne Magdalena Bartoś - Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno-Finansowych 6

7 Kluczowe wyniki finansowe mln zł III kw III kw zmiana r/r % Przychody ze sprzedaży % EBITDA % EBITDA skorygowana* % III kw Przychody Przychody skoryg.* Zysk netto % Zysk na akcję (zł) 0,20 0,59-66% EBITDA Środki pieniężne z działalności operacyjnej % EBITDA skoryg.* CAPEX % Środki pieniężne netto (na koniec okresu) ** Zysk netto Oceny ratingowe Rating Perspektywa Zysk netto skoryg.* Fitch BBB+ Stabilna Moody s Baa1 Stabilna III kw III kw * Skorygowana = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych ** na dzień 30 czerwca 2014 r. 7

8 Wytwarzanie energii Produkcja w III kw (zmiana % r/r) Produkcja w pierwszych trzech kwartałach 2014 (zmiana % r/r) 0.31 (+19%) 2.64 (-18%) 0.95 (+30%) 9.00 (-5%) 0.13 (+44%) 0.10 (+11%) 0.11 (-15%) Inne RAZEM 13,80 TWh (-5%) (-2%) 0.47 (+104%) 0.34 (-15%) 0.39 (+15%) Inne RAZEM 40,42 TWh (-6%) (-6%) 0.18 (-5%) 0.4 (-58%) Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz Szczytowo-pompowe Woda Wiatr Biomasa Niższa produkcja z węgla brunatnego z powodu wycofania z eksploatacji bloku nr 10 w Turowie oraz modernizacji bloków nr 11, 12 w Elektrowni Bełchatów Niższa produkcja z węgla kamiennego w trzecim kwartale ze względu na wycofanie z eksploatacji bloku nr 3 w Elektrowni Dolna Odra w listopadzie 2013 oraz modernizacja mocy wytwórczych w Elektrowni Opole Produkcja energii w oparciu o gaz niższa po zaprzestaniu wytwarzania w marcu 2013 w elektrociepłowniach w Lublinie i Rzeszowie spowodowanym brakiem wsparcia dla kogeneracji Produkcja z odnawialnych źródeł energii - 0,53 TWh - wzrost współspalania biomasy oraz produkcji z nowych farm wiatrowych 8

9 Jan-13 Apr-13 Jul-13 Nov-13 Feb-14 May-14 Aug-14 6,12 6,23 6,40 6,34 6,33 6,50 6,52 6,45 6,40 6,40 6,38 6,84 6,81 6,76 6,75 6,72 6,72 6,74 6,65 6,63 6,95 Modernizacja aktywów wytwórczych i poprawa wskaźników w segmencie dystrybucji Aktywa wytwórcze Węgiel brunatny Węgiel kamienny Elektrociepłownie Aktywa wiatrowe Dyspozycyjność III kw r. Dyspozycyjność III kw r. Stopień wykorzystania III kw r. Stopień wykorzystania III kw r. 86,0% 79,3% 81,1% 98,1% 84,4% 86,1% 67,2% 97,9% 88,6% 68,8% 70,0% 18,4% 89,0% 72,7% 63,9% 16,2% Aktywa dystrybucyjne 7,35 7,20 7,05 6,90 6,75 6,60 6,45 6,30 6,15 6,00 Straty sieciowe [%] -10% 401 SAIDI (planowane i nieplanowane) -9% 365 9M M 2014 w minutach na odbiorcę 9

10 Zysk EBITDA według głównych czynników budowy wartości Q EBITDA RAPORTOWANA mln zł Zdarzenia jednorazowe 193 Q EBITDA SKORYGOWANA Energia elektryczna rynek hurtowy 153 Energia elektryczna - produkcja 123 Marża na sprzedaży detalicznej 205 Wsparcie dla kogeneracji 22 Zielone certyfikaty 23 Koszt węgla cena 21 Koszt węgla wolumen 74 Inne czynniki 6 Q EBITDA SKORYGOWANA Zdarzenia jednorazowe 192 Q EBITDA RAPORTOWANA * Rekompensaty KDT (+162 mln zł); aktualizacja wyceny zielonych certyfikatów (-129 mln zł); rekompensaty KDT z tytułu wyroków sądowych (+104 mln zł); aktualizacja wartości projektu Opole II (+56 mln zł) 10 ** Rekompensaty KDT (+192 mln zł)

11 Skorygowana* EBITDA w III kw r. - segmenty Energetyka konwencjonalna OZE Hurt Dystrybucja Obrót Inne i korekty EBITDA III kw III kw Zmiana (mln zł) Zmiana (%) -19,6% 5,9% -57,2% 0,5% -163,9% 1567,3% -20,6% Spadek spowodowany: Niższą ceną energii na rynku hurtowym mln zł Niższym wolumenem produkcji (wyłączenia bloków i planowane remonty w Elektrowni Bełchatów) mln zł Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej oraz zielonych certyfikatów z oddanych do eksploatacji farm wiatrowych przyczyniły się do wzrostu wyniku segmentu o 8 mln zł. Erozja marży na rynku detalicznym częściowo znajduje odbicie w segmencie hurtowym. Program inwestycyjny zwiększył WRA, co zostało zneutralizowane niższym średnioważonym kosztem kapitału (zwrot ujęty w taryfie). planowana, wartość regulacyjna aktywów trwałych netto Pogarszająca się marża na sprzedaży detalicznej energii do odbiorców końcowych miała negatywny wpływ w wysokości 80 mln zł. Częściowo zrekompensowane niższymi kosztami paliw. * z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych 11

12 Nakłady inwestycyjne w III kw r. CAPEX w podziale na segmenty Plac budowy bloków 5 i 6 w Eletrownii Opole 35 mln zł 318 mln zł 19% 2% 87 mln zł 5% RAZEM CAPEX 1,63 mld zł 57% 17% 274 mln zł 945 mln zł Modernizacja i prace remontowe Nowe moce 79% 21% Energetyka konwencjonalna - nowe moce Energetyka konwencjonalna - modernizacja, prace remontowe i inne OZE Dystrybucja Sprzedaż detaliczna, hurtowa i inne Nakłady inwestycyjne na remonty i modernizację bloków na węgiel brunatny w Elektrowni Bełchatów wyniosły ok. 427 mln zł w III kw r. Budowa nowych bloków w Elektrowni Opole: 239 mln zł. Inwestycja w instalację odsiarczania spalin w Elektrowni Turów: 73 mln zł. Budowa farmy wiatrowej Karwice: 68 mln zł. 12

13 PGE GiEK 9 spółek PGE EO PGE EN PGE Systemy PGE Dom Maklerski PGE Obrót PGE Dystrybucja 15 spółek PGE Inwest Podatkowa Grupa Kapitałowa - korzyści wykraczające poza obszar podatkowy Urząd skarbowy zarejestrował Grupę Podatkową PGE w październiku 2014 r. Od 1 stycznia 2015 roku Grupa PGE będzie odrębnym podatnikiem podatku dochodowego (CIT). W skład Grupy Podatkowej PGE wchodzą 32 spółki. Podatkowa Grupa Kapitałowa: korzyści Większa elastyczność finansowania inwestycji w ramach grupy Usprawnienia w obszarze cen transferowych o o o Zarządzanie płynnością i cash pooling Mniejsze ryzyko podatkowe Niższy koszt zarządzania podatkami Możliwe szybkie rozliczenie strat podatkowych z zyskiem innych spółek Neutralne z perspektywy podatków transfery aktywów pomiędzy podmiotami w ramach grupy podatkowej Uproszczona struktura Grupy po reorganizacji Bestgum Elbis Megazec Megaserwis Elbest PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Elmen, Eltur Serwis Top Serwis Betrans PGE Dystrybucja 13

14 Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i trzy kwartały 2014 r. Z perspektywy III kwartału 2014 r. Marek Woszczyk - Prezes Zarządu Magdalena Bartoś - Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno-Finansowych 14

15 Podział EBITDA i CAPEX: perspektywa na 2015 rok Perspektywa 2015 vs 2014 Główne czynniki Energetyka konwencjonalna Wzrost (po korekcie o zdarzenia jednorazowe) + Wzrost ceny hurtowej o ok zł/mwh + Stabilne wolumeny produkcji z węgla brunatnego i kamiennego, bez większych wyłączeń z eksploatacji i przy porównywalnych terminach napraw + Programy optymalizacyjne - postępy zgodnie z planem + Ceny węgla kamiennego zasadniczo bez zmian + Aktualizacja modelu zwykłych KDT skutkująca wzrostem spodziewanych przychodów + Jasna perspektywa dla uprawnień do emisji CO2 za 2014 rok - Wyższa cena paliwa po ponownym uruchomieniu kogeneracji zasilanej gazem, częściowo zneutralizowana przychodami ze sprzedaży certyfikatów kogeneracyjnych - Wpływ niższego kosztu pieniądza na stopy dyskonta rezerw w najbliższych kwartałach OZE Bez zmian + Produkcja z aktywów wodnych i wiatrowych bez zmian + Spodziewane uruchomienie nowych aktywów wiatrowych do końca 2015 roku, uwzględnionych w wynikach za 2016 i następne lata Obrót hurtowy + sprzedaż detaliczna Dystrybucja Wzrost Bez zmian + Koncentracja na poprawie średniej marży po wprowadzeniu nowego modelu handlowego od 2015 roku + Baza aktywów regulowanych (WRA) wyceniana na 14,6 mld zł w taryfie na 2015 rok + Średnioważony koszt kapitału (WACC) na 2015 rok ustalony na poziomie 7,2% + Kontynuacja programów optymalizacyjnych CAPEX Wzrost Projekt w Opolu zgodnie z harmonogramem; planowane wejście w okres wyższych nakładów inwestycyjnych Kontynuacja projektu w Gorzowie Polecenie rozpoczęcia prac dla bloku w Turowie planowane na 1 grudnia 2014 r. Wyższy poziom nakładów inwestycyjnych w segmencie dystrybucji wpłynie na przyszłą rentowność aktywów Wyższy poziom nakładów inwestycyjnych w segmencie OZE MW w budowie 15

16 Otoczenie regulacyjne - aktualności OZE Rynek mocy Dystrybucja BAT-y Ustawa o OZE ma wejść w życie do końca bieżącego roku, ale jej pełne wdrożenie wymaga dalszych działań. Nowy system zakłada 15-letni okres wsparcia w postaci certyfikatów w przypadku istniejących instalacji oraz aukcji w przypadku nowych projektów. Pierwsze aukcje mają być zorganizowane w połowie 2016 roku, z 4-letnim okresem realizacji. Odbiór będzie zagwarantowany, ale w oparciu o średnią kwartalną cenę energii. Opinie branży przesłane do Ministerstwa Gospodarki. Rekomendacja branży przewiduje scentralizowany rynek mocy i kontrakty różnicowe. Proponowane rozwiązanie jest najbardziej kompleksowe i zostało zatwierdzone przez Komisję Europejską na rynek brytyjski. Pierwsze aukcje mogą mieć miejsce w 2016 roku, z dostawą mocy na 2020 rok. Tymczasowe rozwiązania w postaci rezerwy operacyjnej i rezerwy zimnej zostaną utrzymane do momentu uruchomienia pełnego rynku mocy. Taryfa na 2015 rok zakłada WACC na poziomie 7,2% (przed opodatkowaniem) Rekomendowane parametry jakościowe uwzględnione w taryfie na 2016 rok: - SAIDI - SAIFI - czas przyłączenia Nowy model nie powinien zakładać wzrostu przychodów regulowanych. Oddzielne cele dla każdej sieci dystrybucyjnej. Dyrektywa IPPC wprowadza wymóg stosowania najlepszych dostępnych technik (BAT) od 2020 roku. Komisja Europejska przewiduje zasadnicze ograniczenie emisji dwutlenku siarki, tlenku azotu i pyłów. Zdaniem PGE nowe przepisy będą miały zastosowanie tylko do nowych inwestycji, a ponadto może zostać zwolnione z obowiązku ich stosowania przez marszałków województw. Komisja Europejska ma podjąć decyzje w sprawie kwalifikacji BAT w drugiej połowie 2015 roku. 16

17 ... i perspektywy po roku 2014 Konkluzje do założeń pakietu klimatyczno-energetycznego 2030 Ograniczenie emisji dwutlenku węgla o 40% do 2030 roku Wiążący cel Komisji Europejskiej w postaci redukcji emisji gazów cieplarnianych o 40% do roku 2030 w stosunku do poziomu z 1990 roku brak indywidualnych celów krajowych. Okres derogacji dla krajów, których PKB per capita wynosi poniżej 60% średniej UE (wg cen z 2013 roku Polska się kwalifikuje), pozwala na przydział do 40% uprawnień z aukcji bezpośrednio dla sektora elektroenergetycznego. Polska może otrzymać ok. 280 mln uprawnień do emisji, w zależności od warunków przydziału. Utworzony ma zostać nowy fundusz zawierający 2% łącznych uprawnień w ramach systemu EU ETS na modernizację sektora elektroenergetycznego w krajach, których PKB na głowę wynosi poniżej 60% średniej UE. Uprawnienia te będą sprzedawane na aukcjach, a dochody ze sprzedaży pomogą w technicznej modernizacji sektora energetycznego tych krajów. Polska może liczyć na ok. połowę całej puli 2%, czyli ok. 3,5 mld EUR. Dodatkowa alokacja puli 10% uprawnień w ramach systemu EU ETS dla krajów, których PKB per capita wynosi poniżej 90% średniej UE. Polska otrzyma ok. 270 mln dodatkowych uprawnień, które zasilą budżet, do czego trzeba także doliczyć 700 mln uprawnień z tytułu historycznych emisji. Cele w zakresie odnawialnych źródeł energii i efektywności energetycznej Docelowy udział OZE w finalnym zużyciu energii w UE na poziomie 27% do roku Cel ten będzie wiążący na szczeblu UE, bez celów krajowych. Ustalony został orientacyjny cel w wysokości 27% dotyczący poprawy efektywności energetycznej do 2030 roku. W oczekiwaniu na szczegóły... Należy doprecyzować warunki bezpłatnych alokacji i szczegółowe informacje dotyczące zasad funkcjonowania funduszu modernizacyjnego. 17

18 Dziękujemy za uwagę 18