Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. 17 lutego 2016 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. 17 lutego 2016 r.

2 Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. Kluczowe wydarzenia Marek Woszczyk Prezes Zarządu 2

3 Najważniejsze informacje Wyniki finansowe 8,2 mld zł EBITDA 6,8 mld zł środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 4,3 mld zł skorygowany zysk netto 2,29 zł skorygowany zysk na akcję Wyniki operacyjne 55,6 TWh produkcja netto (+1 proc. r/r) 33,4 TWh wolumen dystrybucji (+3 proc. r/r) 39,0 TWh sprzedaż do odbiorców końcowych (-2 proc. r/r) Nakłady inwestycyjne Opole II zrealizowano ponad 1/3 inwestycji Turów 11 dostosowanie do wymogów BAT Elektrownie wiatrowe osiągnięto cel 218 MW nowych mocy Inwestycje w aktywa dystrybucyjne 1,84 mld zł Finansowanie Kredyt konsorcjalny 5,5 mld zł Kredyt pozyskany od EBI 2 mld zł Kredyt w BGK zwiększony o 0,5 mld zł 3

4 Jan-14 Mar-15 May-14 Jul-14 Sep-14 Nov-14 Jan-15 Mar-15 May-15 Jul-15 Sep-15 Nov-15 Jan-16 Jan-14 Mar-14 May-14 Jul-14 Sep-14 Nov-14 Jan-15 Mar-15 May-15 Jul-15 Sep-15 Nov-15 Jan-16 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec PLN Dane makro nie przekładają się na poprawę warunków rynkowych Macroeconomic Otoczenie makroekonomiczne environment IV kw IV kw Realny wzrost PKB (r/r) 3,9%* 3,3% 3,6%* 3,3% Wzrost krajowego zużycia energii elektrycznej (r/r) 1,0% 0,9% 1,7% 0,5% Krajowe zużycie energii elektrycznej [TWh] 42,25 41,84 161,44 158,73 * szacunek Estimated Cena energii elektrycznej Saldo wymiany międzynarodowej Udział farm wiatrowych w wytwarzaniu Import netto 2014: 2,17 TWh 12% 11% Średnia: 168 Średnia: % 9% 8% 7% 2015 GRUDZIEŃ: +0,6 TWh % 5% Eksport netto 2015: 0,33 TWh 4% 3% % TGE Miesięczne dane PSE S.A. Miesięczne dane PSE S.A. 4

5 Otoczenie regulacyjne OZE DYSTRYBUCJA MECHANIZMY MOCY Nowelizacja ustawy o OZE (29 grudnia 2015 r.) Wprowadzenie taryf gwarantowanych i aukcji odroczone o pół roku Zmniejszone wsparcie dla współspalania biomasy i brak wsparcia dla dużych elektrowni wodnych już od stycznia 2016 r. Oczekiwanie na przegląd ustawy i ewentualne dalsze poprawki Wprowadzenie modelu na lata Taryfy zatwierdzone według zrewidowanego modelu wyliczenia WACC (zweryfikowane parametry) Ostateczny koszt kapitału WACC ustalony na poziomie 5,675 proc. w stosunku do zakładanych wcześniej 5,279 proc. Współczynnik regulacyjny w 2016 r. na poziomie 1,0 Regulacja jakościowa wprowadza kary w przypadku nieosiągania wskaźników jakościowych w latach Operacyjna Rezerwa Mocy budżet na 2016 r. zwiększony o ponad 20 proc. Cena maksymalna wyższa o ok. 10 proc. Wdrożenie mechanizmu pełnego wykorzystania budżetu Interwencyjna rezerwa zimna z uruchomioną łączną mocą rzędu 830 MW 454 MW w dwóch blokach w Elektrowni Dolna Odra 5

6 Projekt Opole II (1/2) Ogólne informacje Rozbudowa istniejącej elektrowni konwencjonalnej Moc Budżet projektu CAPEX w 2015 r. / dotychczasowe wydatki Przekazanie do eksploatacji 2 bloki o mocy 900 MW (łączna moc 1800 MW) ok. 11 mld zł ok. 2,7 mld zł / ok. 3,3 mld zł Blok 5 II półrocze 2018 r. Blok 6 I półrocze 2019 r. Kamienie milowe osiągnięte w 2015 r. Między innymi: Wykonanie fundamentów turbin bloków nr 5 i 6 Zakończenie montażu konstrukcji nośnej kotła bloku nr 5 Wykonanie konstrukcji nośnej płaszcza chłodni kominowej bloku nr 6 Wykonanie fundamentów pod wentylatory spalin oraz elektrofiltry spalin bloków nr 5 i 6 Wykonanie konstrukcji żelbetowej pylonów w budynku kotła bloków nr 5 i 6 6

7 Projekt Opole II (2/2) Status trwających prac Projekt realizowany zgodnie z harmonogramem i budżetem Aktualne zaawansowanie projektu na poziomie ok. 35 proc. Trwają prace inżynieryjne i budowlane w obrębie głównych elementów obu bloków oraz systemów instalacji towarzyszących: zakończenie budowy płaszcza chłodni kominowej bloku nr 5; kontynuacja montażu konstrukcji obu kotłów i maszynowni; kontynuacja prac w ramach instalacji nawęglania, składowania odpadów paleniskowych oraz uzdatniania wody. Następne etapy budowy Między innymi: Wykonanie konstrukcji stalowej budynku maszynowni bloków nr 5 i 6 Dostawa i montaż suwnicy głównej budynku maszynowni Dostawa i montaż pomp wody chłodzącej bloków nr 5 i 6 Zakończenie montażu absorbera instalacji odsiarczania spalin bloku nr 5 Zakończenie montażu konstrukcji nośnej kotła bloku nr 6 7

8 Prace modernizacyjne Dłuższa żywotność i wyższa sprawność bloków Kompleksowa modernizacja bloków 7-12 w Bełchatowie - Budżet: 4,7 mld zł - Oczekiwany termin zakończenia: 2016 r. - Zaawansowanie prac: bloki 7, 8, 11 i 12 przekazane do eksploatacji, blok 10 w modernizacji, blok 9 zsynchronizowany z siecią (przed terminem) Kompleksowa modernizacja bloków 1-3 w Turowie - Budżet: 826 mln zł - Oczekiwany termin zakończenia: 2020 r. - Zaawansowanie prac: podpisane umowy na dostawę turbiny, generatora, turbozespołu oraz aparaturę kontrolno-pomiarową i automatykę Instalacje redukujące emisje NO x i SO x Modernizacja instalacji odsiarczania spalin bloków 3-12 w Bełchatowie - Oczekiwany termin zakończenia: 2016 r. Budowa instalacji odsiarczania spalin bloków nr 4-6 w Turowie - Oczekiwany termin zakończenia: 2016 r. Modernizacja instalacji odazotowania spalin bloków 1,2 i 4 w Opolu - Oczekiwany termin zakończenia: 2016 r. Budowa instalacji odazotowania spalin oraz instalacji odsiarczania spalin kotłów nr 3 i 4 w Zespole Elektrociepłowni Bydgoszcz - Oczekiwany termin zakończenia: 2018 r. 8

9 Przyspieszenie inwestycji w OZE MW nowych mocy Podstawowe informacje o projektach 4 lądowe farmy wiatrowe Moce uruchomione w 2015 r. 218 MW Moce na koniec 2015 r. CAPEX w 2015 r. / dotychczasowe wydatki 529 MW ok. 865 mln zł / ok mln zł Wydarzenia w 2015 roku W 2015 roku PGE ukończyła budowę czterech farm wiatrowych (Karwice 40 MW, Lotnisko 90 MW, Resko II 76 MW i Kisielice II 12 MW) i zwiększyła moc zainstalowaną w OZE o 218 MW w ciągu roku Wszystkie farmy wiatrowe w portfelu PGE objęte są programem wsparcia W chwili obecnej wciąż istnieją niewiadome związane z kształtem wsparcia dla OZE w 2016 r. w szczególności nie są określone ostateczne ceny w aukcjach i wolumeny zakupu PGE: zainstalowane moce wiatrowe (w MW) % % % %

10 Dystrybucja przede wszystkim jakość Podstawowe informacje o projektach Modernizacje i nowe inwestycje Łączna długość sieci na koniec 2015 r. ok. 283,8 tys. km* CAPEX w 2015 r. ok mln zł Rozwój sieci w 2015 r km nowych linii dystrybucyjnych * w tym linie przyłączeniowe Wydarzenia w 2015 roku Przyłączenia nowych odbiorców i rozwój sieci największe nakłady inwestycyjne PGE Dystrybucja w 2015 r. Ponad 1500 km nowych linii dystrybucyjnych oraz niemal 3000 km po kompleksowej modernizacji Zrealizowanych ponad 60 tys. umów o przyłączenie Największe projekty inwestycyjne realizowane na Mazowszu CAPEX na nową infrastrukturę na poziomie prawie 400 mln zł (głównie sieć, transformatory i przyłączenia) Nowe przekładniki i liczniki Jednostki 110/ŚN i ŚN/ŚN 12% 10% 16% CAPEX w ,8 mld zł (+22% r/r) Inne inwestycje 30% 32% Przyłączenia nowych odbiorców Linie ŚN i WN 10

11 Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne Magdalena Bartoś Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno-Finansowych 11

12 Kluczowe wyniki finansowe PLN mln IV kw IV kw r/r r/r Przychody % % EBITDA % % Powtarzalna* EBITDA % % Zysk netto dla akcjonariuszy (raportowany) % n.a. Powtarzalny zysk netto dla akcjonariuszy % % Zysk netto dla akcjonariuszy skorygowany o odpisy** % % Zysk na akcję (raportowany) 0,53 0,23 130% -1,62 1,95 n.a. Powtarzalny zysk na akcję* 0,57 0,33 73% 1,98 1,41 40% Zysk na akcję bez odpisów (do dywidendy) 0,58 0,27 115% 2,29 2,01 14% Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej % % Nakłady inwestycyjne % % Dług (gotówka) netto na koniec okresu n.a n.a. Aktualne ratingi kredytowe Kluczowe wyniki ostatnie 8 kwartałów Rating Perspektywa Fitch BBB+ Stabilna Moody s Baa1 Stabilna EBITDA EBIT Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 * Powtarzalna z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych ** Podstawa do obliczenia dywidendy zgodnie z nową polityką dywidendową 12

13 Produkcja energii elektrycznej 0,30 (-3%) 0,05 (-3%) (-10%) (-38%) (+14%) (15%) (54%) 0,20 0,28 (65%) 0.04 (-7%) (-70%) (-60%) (-11%) (36%) 0,75 (-1%) (11%) (+313%) Produkcja w IV kw r. (zmiana r/r w proc.) Węgiel kamienny 3,01 (-17%) (0%) (25%) Inne RAZEM 13,84 TWh (-4%) (-3%) Węgiel brunatny (+3%) 9,25 (-7%) (-2%) (+2%) (-2%) (+15%) (28%) 0,36 (+13%) 0.30 (-14%) (-12%) (-12%) (-21%) (10%) (-5%) 0,57 1,23 0,82 2,05 (+400%) (77%) Produkcja w 2015 r. (zmiana r/r w proc.) Inne Węgiel kamienny 11,91 (-1%) (-1%) RAZEM 55,58 TWh (1%) Węgiel brunatny 38,64 (0%) Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz Szczytowopompowe Wodne Wiatr Biomasa Produkcja w 2015 r. wzrosła, głównie za sprawą większej produkcji w elektrociepłowniach na gaz (po wznowieniu wsparcia dla kogeneracji) Roczna produkcja w elektrowniach zasilanych węglem brunatnym utrzymała się na poziomie sprzed roku. Produkcja w IV kw r. spadła w ujęciu r/r ze względu na większe obciążenia remontowe w Bełchatowie (bloki nr 9 i 10) Produkcja w elektrowniach zasilanych węglem kamiennym pod wpływem następujących czynników: wpływ prac remontowych bloku nr 3 w Opolu zrekompensowany większą produkcją w elektrociepłowniach (uruchomienie turbozespołu w Zgierzu w grudniu 2014 r., wznowienie produkcji w Elektrowni Pomorzany, większe wykorzystanie mocy przez Operatora Systemu Przesyłowego w Elektrociepłowni Bydgoszcz) Produkcja energii z aktywów wiatrowych wzrosła w wyniku lepszych warunków pogodowych oraz dzięki oddaniu do eksploatacji w 2015 r. farmy wiatrowej w Karwicach o mocy 40 MW (lipiec) i farmy wiatrowej Resko II o mocy 76 MW (grudzień) Wzrost produkcji w elektrowniach szczytowo-pompowych ze względu na większe wykorzystanie przez Operatora Systemu Przesyłowego 13

14 6,40 6,45 Koncentracja na wydajności Aktywa wytwórcze Węgiel brunatny Węgiel kamienny Elektrociepłownie Aktywa wiatrowe Dyspozycyjność 2015 Dyspozycyjność 2014 Współczynnik obciążenia* ,9% 88,1% 89,6% 98,1% 5,93 5,98 5,90 5,95 5, ,13 6,06 6,04 6,23 6,24 6,26 6,34 6,33 6,40 6,40 6,38 6,36 6,37 6,32 83,4% 81,8% 88,9% 98,3% 84,4% 66,6% 78,5% 28,9% Współczynnik obciążenia* ,5% 69,7% 68,2% 24,1% * Współczynnik obciążenia dla aktywów konwencjonalnych w formule GOF, dla aktywów wiatrowych w formule GCF Aktywa dystrybucyjne 6,75 6,60 6,45 6,30 6,15 6,12 6,23 Straty sieciowe [%] (ostatnie 12 miesięcy) SAIDI (planowane i nieplanowane) 474-7%* 442 SAIFI (planowane i nieplanowane) -1%* 4.78** 4,72 Czas przyłączenia -5% 307** 291 6,00 5,85 Jan-14 Apr-14 Aug-14 Nov-14 Feb-15 May-15 Sep-15 FY 2014 FY 2015 Minuty na obsługiwanego odbiorcę FY 2014 FY 2015 Przerwy na obsługiwanego odbiorcę FY 2014 FY 2015 Dni * Burze w lipcu 2015 r. ograniczyły redukcję wskaźników ** Wartość przybliżona, przekształcona zgodnie z nową metodologią 14

15 Kształtowanie się EBITDA według głównych czynników budowy wartości 2014 EBITDA RAPORTOWANA mln zł Zdarzenia jednorazowe EBITDA POWTARZALNA* Hurtowa cena energii elektrycznej Wolumen energii elektrycznej** Węgiel kamienny z transportem** Biomasa Koszt uprawnień do emisji CO Regulacyjne usługi systemowe 73 Odsprzedaż energii elektrycznej 122 Marża na rynku detalicznym Wsparcie dla OZE Wsparcie dla kogeneracji Zwrot z dystrybucji 172 Kapitalizowane koszty wydobycia węgla 200 Inne 2015 EBITDA POWTARZALNA* Zdarzenia jednorazowe 2015 EBITDA RAPORTOWANA * Powtarzalna = z wyłączeniem znaczących jednorazowych zdarzeń ** Nie uwzględnia kogeneracji zasilanej gazem (wolumen uwzględniony w efekcie wsparcia dla kogeneracji) 15

16 Powtarzalny* zysk EBITDA w 2015 roku składniki i dynamika Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna*** Obrót** Dystrybucja Inne EBITDA Udział w EBITDA w 2015 (%) 53% 5% 8% 33% 1% Zmiana (mln zł) Zmiana (%) 29% -1% 129% 2% -61% 18% Wzrost głównie w wyniku: Wyższej ceny energii sprzedanej dzięki korzystnej kontraktacji w poprzednich okresach średnia cena wyższa o 9 zł za MWh oraz wyższych wolumenów (łączny wpływ w wysokości 570 mln zł). Wyższy koszt paliwa (o 95 mln zł) z tytułu zwiększonej produkcji z gazu (230 mln zł) spowodowanej przywracanym wsparciem dla kogeneracji. Koszt innych paliw niższy o 135 mln zł. Wyższe wolumeny w energetyce wiatrowej (nowe farmy i lepszy współczynnik obciążenia) negatywnie obciążone niższymi cenami zielonych certyfikatów i niższą ceną energii sprzedanej. Dodatkowy negatywny wpływ niekorzystnych warunków atmosferycznych. Pozytywny wpływ podwyższonych marż i niższych kosztów z tytułu wsparcia OZE, głównie dzięki niższej cenie zielonych certyfikatów Wyższe wolumeny (+0,8 TWh) i ceny w dystrybucji * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych ** Od I kw r. Obrót i Sprzedaż Hurtowa prezentowane są jako jeden segment Obrót *** Segment Energetyki Odnawialnej obejmuje wyniki 3 małych elektrowni wodnych, wcześniej prezentowanych w segmencie Obrót 16

17 OZE Dystrybucja Wytwarzanie konwencjonalne Nakłady inwestycyjne w 2015 roku mln zł 247 mln zł 3% Kluczowe projekty Budowa nowych bloków Opole II CAPEX w mln zł mln zł 931 mln zł 10% 19% CAPEX 9,4 mld zł (+49% r/r) 36% Remonty i modernizacje w Bełchatowie Modernizacja aktywów dystrybucyjnych Nowe projekty w segmencie dystrybucji mln zł mln zł 782 mln zł mln zł Nowe projekty 32% Modernizacja i prace remontowe 57% 43% Farma wiatrowa Lotnisko Farma wiatrowa Resko II Farma wiatrowa Karwice 381 mln zł 349 mln zł 72 mln zł CAPEX w energetyce konwencjonalnej, energetyce odnawialnej i dystrybucji Energetyka konwencjonalna modernizacja, konserwacja i inne Energetyka konwencjonalna nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne Podpisany aneks do umowy w Elektrowni Turów, potwierdzający dostosowanie podstawowych parametrów inwestycji do konkluzji BAT Ok. 30 proc. nakładów inwestycyjnych w segmencie energetyki konwencjonalnej przeznaczone na modernizacje w Elektrowni Bełchatów. Planowane zakończenie prac przy ostatnim bloku (nr 10) w II kw r. Dalszy rozwój mocy OZE uzależniony od wyników aukcji i oceny ryzyka poszczególnych projektów 17

18 EBITDA: perspektywa na 2016 rok Segment Perspektywa 2016 vs 2015 Główne czynniki Energetyka Konwencjonalna Znaczący spadek Średnioroczna cena hurtowa energii elektrycznej w przedziale zł/mwh Niższe wolumeny produkcji z węgla brunatnego po przejściu bloku nr 1 w Bełchatowie do rezerwy szczytowej Niższe wolumeny produkcji z węgla kamiennego po przesunięciu dwóch bloków w Elektrowni Dolna Odra do zimnej rezerwy Stabilne wolumeny produkcji z kogeneracji gazowej Zintensyfikowanie programów optymalizacyjnych Spadek cen węgla kamiennego o kilka procent Przychody ze zwykłych KDT w skali całego roku wyniosą ok. 500 mln zł Niedobór uprawnień do emisji CO 2 na poziomie ok. 3,5 mln ton Energetyka Odnawialna Wzrost Brak zmian r/r w zainstalowanych mocach Znacznie większa produkcja z wiatru po uruchomieniu 218 MW w ostatnich miesiącach 2015 roku Obrót Znaczący spadek Negatywny wpływ rosnącej konkurencji rynkowej Zmienność cen certyfikatów zielonych zwiększa ryzyko i negatywnie wpływa na marże Dystrybucja Spadek Baza aktywów regulacyjnych (WRA) wyceniana na 15,1 mld zł w taryfie na 2016 r. Średnioważony koszt kapitału (WACC) na 2016 rok ustalony na poziomie 5,7 proc. (przed opodatkowaniem) Kontynuacja programów optymalizacyjnych Zmiany w otoczeniu regulacyjnym i biznesowym mogą mieć negatywny wpływ na EBITDA segmentu dystrybucji na poziomie ok. 250 mln zł 18

19 CAPEX: perspektywa na 2016 rok Główne czynniki Nieznaczny spadek w stosunku do 2015 r. Projekt Opole II wejdzie w okres najwyższych nakładów, CAPEX sięgnie ok. 3,5 mld zł Kontynuacja projektu w Turowie, spodziewany znaczny wzrost nakładów Końcowe wydatki w Gorzowie, potwierdzone zakończenie projektu w I połowie 2016 r. Inwestycje w segmencie OZE w zależności od wyników aukcji i oceny ryzyka poszczególnych projektów; CAPEX ograniczony głównie do modernizacji Nakłady sieciowe nieznacznie niższe niż w 2015 r. 19

20 Q&A 20

21 Dziękujemy za uwagę! 21