SPRZEDAŻ I WYNIKI FINANSOWE ELEKTROENERGETYKI W ROKU Kazimierz Dolny, maj 2011

Transkrypt

1 SPRZEDAŻ I WYNIKI FINANSOWE ELEKTROENERGETYKI W ROKU 2010 Kazimierz Dolny, maj 2011

2 ZAKRES PREZENTACJI 1. Zapotrzebowanie na energię (rynek detaliczny i hurtowy) 2. Ceny energii (rynek hurtowy i detaliczny) 3. Koszty energii (wytwarzanie i dostawy) 4. Wyniki finansowe oraz rentownośd działalności energetycznej 5. Przepływy finansowe

3 ZAPOTRZEBOWANIE NA ENERGIĘ, TWh Najwyższe zapotrzebowanie na energię elektryczną w historii: TWh Produkcja w kraju Zużycie krajowe Saldo wymiany ,3 154,6 0, ,7 149,5 2, ,4 156,0 1,4 ŚREDNIOROCZNE ZMIANY zapotrzebowania krajowego 4,5%, produkcja krajowa 3,9% produkcja zawodowe cieplne 3,2%

4 Struktura pokrycia zapotrzebowania Według typu wytwórcy Według nośnika energii 6,4% 0,4% 3,0% 2,6% 1,0% 1,9% 3,2% 3,9% 0,4% 11,0% 31,6% 45,0% 31,0% 58,7% Systemowe WK Kogeneracja WK Kogeneracja Przemysłowa Pozostałe Systemowe WB Kogeneracja G Regulacyjne wodne WK WB Gaz BIO Wiatr Woda SZ-P

5 OBROTY NA RYNKU HURTOWYM ENERGIA Sprzedaż energii na rynku hurtowym (TWh) PRZEDSIEBIORSTWA WYTWÓRCZE, w tym / 09 % ,3 - z własnej produkcji ,0 - eksport 0,0 - PRZEDSIĘBIORSTWA OBROTU, w tym ,3 - POSD ,9 - eksport 4,1 2,0 49, Giełda energii, MWh Sprzedaż sprzedaż na rynek chwilowy sprzedaż na rynek terminowy I kw '09 II kw '09 III kw '09 IV kw '09 I kw '10 II kw '10 III kw '10 IV kw '10 Wzrost sprzedaży energii z przedsiębiorstw wytwórczych w wyniku większej produkcji i przy podobnym jak w roku ubiegłym poziomie zakupów energii na pokrycie kontraktów, głównie na rynku bilansującym ( ok. 10TWh) Gwałtowny wzrost obrotów na giełdzie energii (6TWh/rok), głównie na rynku chwilowym Spadek obrotów na rynku hurtowym, w tym niższy eksport energii

6 OZE, TWh OBROTY NA RYNKU HURTOWYM PRAWA MAJĄTKOWE 11 1,1 9 1,6 0,9 7 1,1 0,8 2,9 5 0,8 2,4 2,1 3 4,2 5,0 1 2, Biogaz i biomasa Wiatr Woda Współspalanie El Z Kogeneracja, TWh 26 0,1 0,2 0,1 2,7 2,7 2,8 21 5,0 4,5 5, ,1 17,4 17, TWh OZE Produkcja 8,5 10,7 Zapotrzebowanie 9,7 12,1 KOGENERACJA Różnica 1,2 1,4 Produkcja 24,8 25,9 Zapotrzebowanie 26,1 28,3 Różnica 1,3 2,6 duże źródła węglowe 1,0 1,8 źródła małe i gazowe 0,3 0,8 Brak energii na pokrycie obowiązków dla: OZE ok. 12% (11%) [10,4% (8,7% )dostaw], KG duża ok. 7% (4%) [21,3% (20,6%) dostaw], KG mała ok. 23% (12% ) [3,1% (2,9%) dostaw]. źródła małe i gazowe pozostałe duże źródła węglowe pozostałe źródła małe i gazowe el ec systemowe duże źródła węglowe el ec systemowe

7 OBROTY NA RYNKU HURTOWYM UPRAWNIENIA DO EMISJI CO 2 Elektrownie i elektrociepłownie zawodowe 1) Emisja [mln t] 141,6 137,0 141,4 420,0 Limit średnioroczny [mln t] 133,8 133,1 135,5 402,4 Łączny niedobór pozwoleń [mln t] 8,5 3,3 6,0 17,8 - nadmiar [mln t] 15,8 - niedobór [mln t] 33,5 Obrót pozwoleniami Zakup - ilość [mln t] 3,9 4,8 19,9 28,6 - średnia cena [zł/t] 59,3 57,1 56,4 X Sprzedaż W skali trzech lat brak ok. 4,2% uprawnieo do emisję W 2010 roku znaczny wzrost skali obrotów uprawnieniami Dotychczasowe zakupy uprawnieo nie pokrywają niedoborów Dotychczasowa sprzedaż uprawnień jest niższa niż pozwalają na to przydziały uprawnień - ilość [mln t] 0,8 3,4 10,4 14,6 - średnia cena [zł/t] 86,3 55,4 62,4 X 1) Bez tzw. elektrociepłowni niezależnych

8 DOSTAWY ENERGII DO ODBIORCÓW KOŃCOWYCH Wg grup odbiorców 120 TWh Razem [TWh] 117,1 111,9 117, ,8 30,2 31,2 TPA [TWh] 15,3 17,9 29, ,4 22,4 23,1 TPA [%] ,8 36,0 38,9 Wzrost zapotrzebowania na energię: 20 0 Wg grup dostawców ,0 23,3 23, nn-g nn-c SN NN,WN 11,1 101,8 12,3 22,1 94,0 87,2 TWh 1,4 2,8 1,7 3,9 1,0 6, Umowy Sprzedaży W Umowy Sprzedaży PO minimalny wzrost dla największych odbiorców, o 0,5TWh, czyli znacznie niższe zużycie niż w 2008 roku (o 3,1TWh) - przemysł metalowy oraz chemiczny gospodarstwa domowe zużywają z roku na rok coraz więcej energii Bardzo duży wzrost sprzedaży energii wg TPA: większa aktywność przedsiębiorstw obrotu zasiedziałych (POSD), pozostałe PO preferują obrót hurtowy, chociaż dynamika pozyskiwania klientów końcowych zbliżona do POSD (175, 180%), minimalne zmiany wśród gospodarstw domowych. Umowy Sprzedaży POSD Umowy Kompleksowe POSD

9 Ceny średnie koszty ceny z przychodami z ustawy z prawami majątkowymi ryn. konkur. wg URE Giełda energii 222,8 210,6 211,7 194,8 197,21 197,5 190,7 195,32 175,8 176, Sprzedaż sprzedaż na rynek chwilowy sprzedaż na rynek terminowy I kw '09 II kw '09 III kw '09 IV kw '09 I kw '10 II kw '10 III kw '10 IV kw '10 CENY ENERGII RYNEK HURTOWY, WYTWARZANIE [zł/mwh] Spadek średnich cen, przy niewielkim wzroście kosztów energii Obniżenie przede wszystkim w elektrowniach na węglu kamiennym Nadal wysoka marża na energii *14,3 (19) zł/mwh+ Dużo niższe przychody z rekompensat *7,9 (18,2)zł/MWh+ Wyższe przychody jednostkowe ze świadectw pochodzenia *14,2 (12,2)zł/MWh+ Prawdopodobne przyczyny spadku cen: Obniżenie ceny węgla kamiennego Aktywnośd dużych odbiorców przy stosunkowo niskim wzroście popytu w tej grupie Kontrakty zawarte w okresie dekoniunktury

10 Wytwarzanie Zakup PO Zakup POSD Sprzedaż OK. CENY ENERGII RYNEK HURTOWY i DETALICZNY [zł/mwh] Koszty Akcyza I '08 II '08 III '08 IV '08 I '09 II '09 III '09 IV '09 I '10 II '10 III '10 IV ' Zakup świadectw Średnia cena zakupu energii Gwałtowny wzrost cen z początkiem roku 2009, potem spadek do I kwartału 2010 i minimalny, systematyczny wzrost w trakcie 2010 roku W 2010 roku zbliżenie cen sprzedaży hurtowej dla przedsiębiorstw obrotu zasiedziałych i nowych Od II kwartału 2009 różnica pomiędzy ceną zakupu a ceną sprzedaży energii klientom koocowym wahała się w granicach zł/mwh pomimo zwiększenia w 2010 roku obciążeo z tytułu systemów wsparcia [w POSD średniorocznie 66 (59)zł/MWh] Suma podstawowych składników ceny pozostała na poziomie roku poprzedniego, zmieniły się proporcje Obok wymienionych składników pozostają koszty abonamentu oraz marża

11 Rok ),zł/MWh, 500,0 450,0 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0-168,7 Woda OZE KG mała i gaz Wartość świadectw pochodzenia i opłat zastępczych mld zł OZE KG duża KG mała i gaz Razem Umorzenia 4,6 0,6 0,5 5,8 w tym źródła rozproszone. -. 2,2 Opłaty zastępcze 1,0 0,3 0,3 1,6 Ogółem 5,6 1,0 0,8 7,4 CENY ENERGII RYNEK HURTOWY, SYSTEMY WSPARCIA[zł/MWh] 326,0 447,7 328,8 170,1 227,2 212,8 Koszty Wiatr KG duża Metan i biogaz Przychody 1) oszacowanie przychodów na podstawie proporcji ceny i opłaty zastępczej ,6 Suma ceny energii i ceny świadectw pochodzenia przewyższa średnie koszty jednostkowe dla wszystkich rodzajów źródeł, w tym dla wodnych ponad 2,5-krotnie Ceny świadectw pochodzenia oszacowane na podstawie zakupów przedsiębiorstw zobowiązanych do ich umarzania. Dla OZE ok. 94% opłaty zastępczej, dla KG dużej ok. 96%, dla KG gazowej 110%. Łączny dochód ze sprzedaży śp za okres wyniósł 7,4 mld zł Średnia cena zakupu świadectw Średnia cena sprzedaży energii Razem rok OZE KG KG mała Metan i duża i gaz biogaz ,9 18,5 141,1 X ,2 17,2 116,9 X ,3 190,5 187,7 243, ,2 199,9 191,0 249, ,4 152,1 150,5 x ,1 218,4 332,1 X ,6 169,3 267,4 x

12 CENY ENERGII I USŁUG DYSTRYBUCYJNYCH Łączne ceny energii (energia i opłaty dystrybucyjne) zł/mwh Dynamika cen i opłat w grupach odbiorców,% Dystrybucja Energia Opłaty przejściowe Łączna cena WN-UK WN-US SN-UK SN-US nn zal. od mocy -UK nn niezal. od mocy UK ceny łączne ceny energii opłaty dystrybucyjne GD RYNEK DETALICZNY (1) Zróżnicowanie dynamiki cen i opłat: Wzrost ceny energii tylko dla gospodarstw domowych Wzrost opłat dystrybucyjnych dla odbiorców SN, nn Energia pozycja dominująca w strukturze łącznej ceny, tym bardziej po uwzględnieniu opłat koocowych, które trafiają do wytwórców energii Wysokie ceny energii dla odbiorców drobnych nietaryfowani, o niewielkiej sile rynkowej. Łącznie z usługą dystrybucyjną cena netto przekroczyła 500zł/MWh Gospodarstwa domoweenergia taryfowana, ale wcale nie najtaosza 80 U. Kompl. WN SN nn-c GD U. Sprz. WN SN

13 CENY ENERGII I USŁUG DYSTRYBUCYJNYCH RYNEK DETALICZNY (2) Poziom i struktura opłat dystrybucyjnych zł/mwh WN-UK WN-US SN-UK SN-US nn z m nn nz m GD WN-UK WN-US SN-UK SN-US nn z m nn nz m GD Pozostałe Zmienne Koocowe Jakościowe Stałe Pozostałe Zmienne Koocowe Jakościowe Stałe Opłaty zmienne - największe dla odbiorców na nn system taryfowania, zasady inkasa i jakośd sieci znaczący obszar dla poprawy efektywności energetycznej Bardzo proporcjonalny rozkład obciążenia grup odbiorców opłatą jakościową Opłaty przejściowe (na pokrycie kosztów osieroconych )-najwyższe dla GD (20zł/MWh), obniżenie tych opłat dla największych odbiorców (WN) Pozostałe opłaty (ponadnormatywny pobór energii biernej *10zł/MWh] i przekroczenia mocy *3,1zł/MWh]) najbardziej dotkliwe dla małych odbiorców komercyjnych kolejny obszar dla poprawy efektywności

14 JEDNOSTKOWE KOSZTY WYTWARZANIA ENERGII koszt, zł/mwh dynamika, % ,4 Koszty zmienne (wzrost o ok. 3,5%): Koszty stałe (wzrost o ok. 2,6%) Zmiany kosztów paliwa, zł/t: Pozostałe koszty: Kamienny ok. -2,1% do 3,4% Akcyza ok. - 80% Brunatny ok. 2,3% Koszty finansowe ok. 1% Elektrownie Węgiel kamienny wzrost produkcji, spadek cen węgla energetycznego spadek kosztów jednostkowych Węgiel brunatny mniejsza produkcja wzrost kosztów stałych, podwyżka cen węgla wzrost kosztów jednostkowych Elektrociepłownie Wzrost produkcji, niewielki wzrost kosztów paliwa (jednostkowych) stabilizacja średniego kosztu energii

15 JEDNOSTKOWE KOSZTY DOSTARCZENIA ENERGII DYSTRYBUCJA Malejące opłaty przesyłowe *udział 33%] Obniżenie kosztu energii na pokrycie różnicy bilansowej *udział 14%+ Wzrost kosztów własnych *udział 54%] OBRÓT Dystrybucja koszt, zł/mwh dynamika, % ,2 Obrót koszt, zł/mwh dynamika, % Dla loku 2007 dane dotyczą rodzaju działalności Obniżenie kosztu energii *udział 79%+ Duży wzrost kosztów umarzania świadectw pochodzenia *udział 12%+ Duży wzrost kosztów własnych *udział 3%+ Wzrost akcyzy *udział 5%+

16 mld zł 6,1 0,1 0,7 0,8 0,6 0,7 1,3 1,3 Udziały w produkcji i zysku grup wytwórców 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1-5,7 0,4 0,7 1,1 1,4 0,2 0,3 0,2 1,0 1,1 0,03 0,12 0,34 0,49 Produkcja WYNIKI FINANSOWE BRUTTO NA DZIAŁALNOŚCI ENERGETYCZNEJ 0,5 0,3 0,5 2,6 2,4 Wyniki skorygowane wskaźnikiem inflacji, ceny ,05 0,14 0,36 0,35 Zysk Kogeneracja G Kogeneracja WK Systemowe WB Systemowe WK 1,0 1,3 1,9 3,4 11,5 10,4 0,5 1,0 1,4 0,4 0, ,3 2,5 PO POSD OSD OSP El w EC El wb El wk Sektor Poprawa wyniku w przedsiębiorstwach sieciowych (wszystkie osiągnęły zysk) wyższy popyt i stawki na SN i nn niższe ceny energii na różnicę bilansową wyższy zwrot z kapitału Największy spadek zysku w elektrowniach na węglu brunatnym zmniejszenie sprzedaży wzrost kosztów paliwa i zakupu uprawnieo do emisji CO 2 minimalny spadek cen 3 elektrociepłownie i 10 przedsiębiorstw obrotu ze stratą Wyniki grup energetycznych : PGE nieco niżej, Tauron, Energa i Enea lepiej niż rok wcześniej Wśród wytwórców stosunkowo najniższe zyski w elektrowniach na węglu kamiennym

17 1,2 2,3 1,8 1,5 2,7 2,3 2,5 3,5 3,3 4,3 3,9 5,0 6,4 7,8 7,3 8,4 10,3 17,1 16,7 19,1 21,3 RENTOWNOŚĆ DZIAŁALNOŚCI ENERGETYCZNEJ [%] bez pokrycia KO 2009 bez pokrycia KO 2010 bez pokrycia KO OSP POSD OSD PO Sektor EL EC Nadal bardzo wysoka jak na polską elektroenergetykę rentowności wytwórców, nawet bez uwzględnienia środków z systemu pokrywania kosztów osieroconych Najwyższa dotychczas rentownośd przedsiębiorstw sieciowych, falująca rentownośd dystrybucji Mniejszy spadek rentowności (6%) niż zysku brutto (10%)

18 OBROTY NA RYNKU ENERGII Przychody, mld zl OK: ee,c; EX; PF Sektor Spadek obrotów w sektorze przy wzroście zapotrzebowania i zwiększeniu obowiązków dla energii kolorowej : Obniżenie cen energii Ograniczenie handlu hurtowego energią Zmniejszenie dostaw w ramach umów kompleksowych

19 Rok 2009 Przepływy z działalności operacyjnej - wynik kasowy w tym PRZEPŁYWY FINANSOWE (1) El systemowe (11/12) OSD (11/14) 5,8 2,9 Wynik memoriałowy (zysk netto) 4,4 0,5 OSD: Niewysokie zyski Duża amortyzacja Stosunkowo duże nakłady inwestycyjne Wypracowane w trakcie roku środki finansowe wyższe niż zyski Amortyzacja 1,4 2,1 Przepływy z działalności inwestycyjnej w tym nabycie wartości niematerialnych i prawnych oraz aktywów trwałych -2,7-2,5 2,6 2,8 Przepływy finansowe -1,6 0,2 Razem przepływy 1,5 0,6 Stan środków na początek okresu 1,1 0,7 Stan środków na koniec okresu 2,6 1,3 Elektrownie: Duże zyski Stosunkowo niewysokie nakłady inwestycyjne Duże obciążenia z tytułu zadłużenia długoterminowego Wypracowane środki trzykrotnie niższe niż zyski W obu przypadkach stan kasy znacznie wyższy niż rok wcześniej

20 Przepływy wg rodzaju działalności 1), mld zł Operacyjna Inwestycyjna Finansowa Środki na koniec okresu PRZEPŁYWY FINANSOWE (2) Ujemne przepływy inwestycyjne, na poziomie inwestycji w środki trwałe oraz wartości niematerialne i prawne nakłady w obu okresach (2008,2009) na bardzo zbliżonym poziomie Ponad dwukrotny wzrost inwestycji finansowych ale w ramach sektora zakup i sprzedaż aktywów finansowych jednostek powiązanych Przepływy w ramach działalności inwestycyjnej 1), mld zł ) 80% przedsiębiorstw Zbycie aktywów finansowych w tym z jednostek powiązanych Nabycie aktywów finansowych w tym w jednostkach powiązanych Nabycie wartości niematerialnych i prawnych oraz aktywów trwałych Wzrost zgromadzonych środków o 2,4 (do 5,9) mld zł przy ujemnych przepływach inwestycyjnych W roku 2010 częściowo środki zgromadzone wcześniej przeznaczono na dalsze inwestycje w aktywa finansowe w reorganizowanych grupach energetycznych

21 PODSUMOWANIE 1. Wzrost zapotrzebowania na energię 2. Znaczny wzrost sprzedaży energii z wykorzystaniem dostępu stron trzecich do sieci 3. Wzrost obrotów na giełdzie energii 4. Zmniejszenie obrotów hurtowych 5. Spadek cen hurtowych i cen dla dużych odbiorców energii 6. Zyski energetyki nadal na wysokim poziomie

22 Dziękuję za uwagę