Wyniki finansowe Grupy ENERGA

Transkrypt

1 Wyniki finansowe Grupy ENERGA za 3 kwartały roku 7 listopada r.

2 Podsumowanie 3 kwartału 3 kwartał 9 miesięcy Przychody ze sprzedaży mln zł (-9% r/r) mln zł (-9% r/r) EBITDA 551 mln zł (+51%) mln zł (+24%) MarżaEBITDA 22% ( 9 p.p.) 24% ( 7 p.p.) Zysk netto 218 mln zł (vs. 59 mln zł) 825 mln zł (vs. 581 mln zł) Wyniki 3 kwartału br. w podziale na Segmenty działalności: Segment Dystrybucji: 1. Wzrost wolumenu dystrybuowanej energii elektrycznej i średniej stawki sprzedaży usług dystrybucyjnych o 3% r/r. 2. Wyższy wynik EBITDA o 17% r/r, pomimo spadku WACC. Segment Wytwarzania: 1. Poprawa w elektrowni konwencjonalnej: Korzystne ceny na rynku bilansującym i cięcia kosztów w segmencie Regulacyjne usługi systemowe Brak istotnych przestojów remontowych 2. Oddanie źródła ciepła w Elektrowni Ostrołęka i farmy fotowoltaicznej w Gdańsku. Segment Sprzedaży 1. Utrzymanie marży EBITDA pomimo negatywnego wpływu kosztów związanych z obowiązkiem umarzania czerwonych i żółtych praw majątkowych oraz oddziaływania z tytułu pełnienia funkcji sprzedawcy z urzędu. 2. Wykorzystanie komercyjne pierwszych w Polsce negawatów. 2

3 Kluczowe aktywa Grupy ENERGA Dystrybucja tys. km linii energetycznych 2. 15,5 TWh - dostarczona energia elektryczna w 3 kwartałach roku 3. Zasięg 77 tys. km 2 Wytwarzanie 1 1. Elektrownie wodne a) Włocławek (160 MW) b) Mniejsze jednostki wytwórcze (41 MW) c) Elektrownia szczytowo-pompowa w Żydowie (167 MW) 2. 3 farmy wiatrowe a) Karcino (51 MW) b) Karścino (90 MW) c) Bystra (24 MW) 3. Elektrownia systemowa w Ostrołęce B (647 MW, dodatkowo w wyniku uciepłownienia EEO B MWt) 4. Elektrociepłownia w Ostrołęce A (75 MW, 394 MWt) 5. Pozostałe elektrociepłownie i ciepłownie (69 MW, 448 MWt) Sprzedaż 1. 2,9 mln - liczba klientów 2. 19,3 TWh sprzedana energia elektryczna w 3 kwartałach roku (12,1 TWh - sprzedaż detaliczna) 1 Moc osiągalna 3

4 Grupa ENERGA koncentruje się na działalności regulowanej (GWh) Zmiana 9 miesięcy 9 miesięcy Zmiana Dystrybucja energii elektrycznej % % Produkcja ee brutto, w tym: % OZE % % produkcja w wymuszeniu Energa Elektrownie Ostrołęka produkcja elektrowni szczytowo-pompowej w Żydowie % % % % Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej, w tym: % % taryfa G % % Udział działalności regulowanej w segmentach Grupy* 100% 100% 82% 92% 9 m-cy 9 m-cy 29% 32% * na podstawie wolumenów Dystrybucja Wytwarzanie Sprzedaż 4

5 której istotną częścią jest produkcja energii ze zdywersyfikowanego portfela OZE Produkcja ee brutto (GWh) Elektrownie przepływowe Biomasa Wiatr Moc zainstalowana stan na 30 września (MWe) Nabycie farm wiatrowych zwiększyło moc wytwórczą Grupy o 165 MW. Historyczna produkcja farm wiatrowych za okres styczeń wrzesień roku wyniosła 195 GWh Wiatr 31% Elektrownie przepływowe 38% Biomasa 31% W lipcu br. oddano nowy blok biomasowy w Elblągu zwiększenie mocy wytwórczych Grupy o 25 MWe. Suma: 533 MWe Gorsze r/r warunki hydrometeorologiczne elektrowni przepływowych (spadek produkcji brutto po 9 miesiącach o 17%) Prawa majątkowe (zielone) od wytworzonej ee (GWh) Elektrownie przepływowe Biomasa Wiatr Stanowi 85% kwartalnego obowiązku umorzenia zielonych Praw Majątkowych przez ENERGA-OBRÓT m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 5

6 Grupa ENERGA poprawiła marżę EBITDA Przychody (mln zł) - Przychód na zatrudnionego w tys. zł (do zatrudnienia w osobach na koniec okresu) EBITDA (mln zł) - Marża EBITDA % % % % m-cy 9 m-cy Zysk netto (mln zł) 9 m-cy 9 m-cy Capex (mln zł) - Marża zysku netto 11% - Nakłady na nabycie aktywów wiatrowych od DONG ENERGY i spółki Ciepło Kaliskie (2 kw. ) oraz aktywów wiatrowych 825 od Iberdrola Renovables ( ) 7% % 59 9% m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 6

7 Regulowana działalność dystrybucyjna stanowi stabilne źródło EBITDA Grupy wspierane przez regulacyjne usługi systemowe EBITDA (mln zł) m-cy 9 m-cy Dystrybucja Wytwarzanie Sprzedaż Pozostałe i korekty 7

8 i przez pozostałe Segmenty łańcucha wartości mln zł Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Zmiana Zmiana Zmiana Przychody ze sprzedaży % % % EBITDA % % Marża EBITDA 34,3% 39,3% 5,0 p.p. -0,7% 3,1% 3,8 p.p. 23,2% 36,9% 13,7 p.p. EBIT % Zysk netto % Marża zysku netto 10,0% 13,8% 3,8 p.p. -0,8% 2,5% 3,3 p.p. 9,1% 19,5% 10,4 p.p. CAPEX % % % Wytwarzanie, w tym: mln zł Woda Wiatr Elektrownia w Ostrołęce Zmiana Zmiana Zmiana Przychody ze sprzedaży % % % EBITDA % Marża EBITDA 63,5% 67,9% 4,4 p.p. 76,9% 50,0% -26,9 p.p. -2,0% 25,3% 27,3 p.p. EBIT % CAPEX % %

9 EBITDA* Grupy charakteryzuje się sezonowością mln zł kw kw kw kw kw kw kw. 2 kw. 4 kw. 1 kw. 2 kw. Adj. EBITDA - Grupa *Skorygowana EBITDA 9

10 Wskaźniki efektywności i płynności Grupy ENERGA ROE* ROA* ROS 11,8% 10,6% 6,5% 5,6% 6,8% 3,1% zysk netto/kapitał własny na koniec okresu * Zysk netto za ostatnie 12 miesięcy Wskaźnik płynności 2,6 zysk netto/aktywa ogółem 9 miesięcy 9 miesięcy zysk netto/przychody ze sprzedaży Dług netto/ebitda 1,8 1,5 1,4 wskaźnik płynności bieżącej dług netto/ebitda* * EBITDA za ostatnie 12 miesięcy 31 grudnia 30 września 10

11 Struktura nakładów inwestycyjnych w 3 kwartale Łączne nakłady inwestycyjne Grupy ENERGA wyniosły w 3 kwartale roku 323 mln zł. Kluczowe inwestycje w segmencie dystrybucji: mln zł - rozbudowa sieci w związku z przyłączaniem nowych odbiorców mln zł - rozbudowa i modernizacja sieci w związku z przyłączaniem OZE mln zł - modernizacja sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw 4. 9 mln zł - pozostałe nakłady na innowacyjne technologie i rozwiązania sieciowe (Smart Grid, SID) Kluczowe inwestycje w segmencie wytwarzania: 1. FW Myślino (ok. 54 mln zł) 2. Zakończenie budowy źródła ciepła (EEO) mln zł W tym nakłady na nabycie aktywów wiatrowych od DONG ENERGY i spółki Ciepło Kaliskie (2 kw.) oraz aktywów wiatrowych od Iberdrola Renovables () w łącznej wysokości mln zł (711 mln zł w ) m-cy 9 m-cy 22 Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Pozostałe i korekty 11

12 Aktualny Program Inwestycyjny na lata 2022 Zarząd ENERGA SA okresowo dokonuje przeglądu i dostosowuje Program Inwestycyjny do aktualnych warunków rynkowych i innych czynników istotnych dla branży Inwestycje podstawowe 11,8 mld zł 9,8 mld zł Segment Dystrybucji rozbudowa sieci w związku z przyłączeniem nowych odbiorców ok. 4,4 mld zł rozbudowa i modernizacja sieci w związku z przyłączaniem OZE - ok. 1,2 mld zł modernizacja sieci dystrybucyjnej ok. 2,3 mld zł nakłady na inteligentne sieci ok. 1,1 mld zł Pozostałe ok. 0,9 mld zł 1,3 mld zł Segment Wytwarzania OZE ok. 0,4 mld zł CHP ok. 0,4 mld zł elektrownia systemowa ok. 0,5 mld zł Inwestycje w segmencie wytwarzania o charakterze opcji inwestycyjnych ok. 0,2 mld zł* 0,4 mld zł Segment Sprzedaży głównie rozwój narzędzi IT oraz inwestycje w obszarze oświetlenia 0,2 mld zł Pozostała działalność głównie rozwój systemów IT Dodatkowe inwestycje rozwojowe 6,4 mld zł w latach m.in. na: OZE, akwizycje, projekty badawczo-rozwojowe Łączne nakłady inwestycyjne planowane przez Grupę ENERGA w latach -2022: ok. 18,2 mld zł - Różnice sumowań wynikają z zaokrągleń *Uwzględnia nakłady na doprowadzenie projektu do stanu FID- ready. Przejście do fazy budowy jest uzależnione od spełnienia określonych warunków, które zwiększą rentowność, lub ograniczą ryzyko inwestycji. 12

13 Wskaźniki awaryjności w Grupie ENERGA SAIDI (min/odb.) SAIFI (przerw/odb.) SAIDI (nieplanowane, katastrofalne i planowane) (liczba min. na odb.) SAIFI (nieplanowane, katastrofalne i planowane) (liczba zakłóceń na odb.) ,94 1,10 0, ,94 1, ,22 2,90 0, ,22 2,53 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy bez awarii masowych awarie masowe 13

14 Podsumowanie istotne czynniki wpływające na Grupę ENERGA w kolejnych kwartałach ❶ ❷ ❸ ❹ ❺ Ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym i detalicznym Ceny za regulacyjne usługi systemowe Warunki pogodowe i hydrometeorologiczne Zmiany struktury wolumenu dystrybuowanej energii wobec struktury uzgodnionej w taryfie Polityka regulacyjna 14

15 Dziękujemy Q&A Biuro Relacji Inwestorskich Joanna Pydo Dyrektor ds. Relacji Inwestorskich Tel.:(+48)

16 Zastrzeżenia prawne Sporządzona przez ENERGA SA ( Spółka ) prezentacja ma charakter wyłącznie informacyjny i nie należy jej traktować jako porady inwestycyjnej. Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie ponoszą odpowiedzialności z tytułu jakiejkolwiek szkody wynikającej z wykorzystania niniejszej prezentacji lub jej treści albo powstałej w jakikolwiek inny sposób związany z niniejszą prezentacją. Odbiorcy niniejszej prezentacji ponoszą wyłączną odpowiedzialność za własne analizy i oceny rynku oraz sytuacji rynkowej Spółki i potencjalnych wyników Spółki w przyszłości, dokonane w oparciu o informacje zawarte w niniejszej prezentacji. W zakresie, w jakim niniejsza prezentacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłości, a w szczególności słowa projektowany, planowany, przewidywany i podobne wyrażenia (łącznie z ich zaprzeczeniami), stwierdzenia te wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością oraz innymi czynnikami, których skutkiem może być to, że rzeczywiste wyniki, sytuacja finansowa, działania i osiągnięcia Spółki albo wyniki branży będą istotnie różnić się od jakichkolwiek przyszłych wyników, działań lub osiągnięć wyrażonych w takich stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Ani Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie są zobowiązane zapewnić odbiorcom niniejszej prezentacji jakichkolwiek dodatkowych informacji ani aktualizować niniejszej prezentacji.

17 Informacje dodatkowe

18 Podsumowanie 9 miesięcy mln zł 9 m-cy Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie 9 m-cy Zmiana 9 m-cy 9 m-cy Zmiana 9 m-cy 9 m-cy Zmiana Przychody ze sprzedaży % % % EBITDA % % Marża EBITDA 40,6% 39,7% -0,9 p.p. 3,6% 3,6% - 16,8% 40,0% 23,2 p.p. EBIT % % Zysk netto % % Marża zysku netto 16,1% 15,1% -1 p.p. 3,0% 2,9% -0,1 p.p. 6,5% 22,7% 16,2 p.p. CAPEX % % % Wytwarzanie, w tym: mln zł Woda Wiatr Elektrownia w Ostrołęce 9 m-cy 9 m-cy Zmiana 9 m-cy 9 m-cy Zmiana 9 m-cy 9 m-cy Zmiana Przychody ze sprzedaży % % EBITDA % Marża EBITDA 82,8% 75,6% -7,2 p.p. 76,9% 65,2% -11,7 p.p. -24,9% 27,7% 52,6 p.p. EBIT % CAPEX % % % 18

19 Struktura kosztów rodzajowych Grupy ENERGA Koszty rodzajowe (mln zł) 9 miesięcy Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych 9 miesięcy 191,1 217,1 568,2 640,7 Zużycie materiałów i energii 258,9 193,2 756,1 636,7 w tym zużycie paliw 177,4 150,8 515,4 437,3 Usługi obce 286,9 330,2 806,6 921,9 w tym opłaty przesyłowe i tranzytowe 182,1 212,8 546,3 647,6 Podatki i opłaty 85,4 90,8 246,4 238,9 Koszty świadczeń pracowniczych 230,1 227,8 696,1 708,5 Odpisy aktualizujące 10,0 16,9 169,2 45,9 Pozostałe koszty rodzajowe 18,8 13,4 51,9 54,1 Zmiana stanu zapasów i rozliczeń międzyokresowych -14,7-16,4-42,2-20,4 Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki -17,3-9,1-68,6-63,4 Wartość sprzedanych towarów i materiałów 1 457, , , ,1 Koszty operacyjne, razem 2 507, , , ,0 W tym: Koszt własny sprzedaży 2 334, , , ,1 Koszty sprzedaży 75,3 75,1 213,5 196,9 Koszty ogólnego zarządu 97,5 79,9 280,0 256,9 19

20 Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych (3 kwartał) Skorygowana EBITDA Grupy (mln zł) Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Pozostałe i korekty Grupa Razem EBITDA 315,7 369,6-11,9 41,4 88,6 154,6-26,4-14,4 366,0 551,2 Odpisy aktualizujące z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych i aktywów niematerialnych ,1 0,0 0,0-1,1 0,1-1,2 Nadwyżka (przychodów)/ kosztów dotyczących restrukturyzacji zatrudnienia* 64,0-1,4 0,0-16,6-0,8-3,5 0,0 3,5 63,3-18,0 Zyski z tytułu okazyjnego nabycia powstałe w wyniku przejęcia jednostek powiązanych ,1-0,9-6,1-0,9 Skorygowana EBITDA 379,8 368,2-12,0 24,8 88,0 151,1-32,5-12,9 423,3 531,1 Spółka definiuje i oblicza EBITDA jako zysk/(stratę) z działalności operacyjnej (obliczony jako zysk/(strata) netto z działalności kontynuowanej za okres/rok obrotowy skorygowany o (i) podatek dochodowy, (ii) udział w zysku jednostki stowarzyszonej, (iii) przychody finansowe, oraz (iv) koszty finansowe) skorygowany o amortyzację (wykazaną w rachunku zysków i strat). Spółka definiuje i oblicza Skorygowaną EBITDA jako EBITDA skorygowaną o wpływ zdarzeń jednorazowych. Zarówno EBITDA, jak i Skorygowana EBITDA nie są zdefiniowane przez MSSF i nie należy ich traktować jako alternatywy dla miar i kategorii zgodnych z MSSF. Ponadto zarówno EBITDA, jak i Skorygowana EBITDA nie mają jednolitej definicji. Sposób obliczania EBITDA i Skorygowanej EBITDA przez inne spółki może się istotnie różnić od sposobu, w jaki oblicza je ENERGA SA. W efekcie EBITDA, jak i Skorygowana EBITDA przedstawione w niniejszym dokumencie, jako takie, nie stanowią podstawy dla porównania z EBITDA i Skorygowaną EBITDA wykazywaną przez inne spółki. * w tym koszty odpraw restrukturyzacyjnych z tytułu programów i zasad dobrowolnych odejść, a także rozwiązanie rezerw na świadczenia pracownicze na pracowników odchodzących z Grupy 20

21 Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych (9 miesięcy) Skorygowana EBITDA Grupy (mln zł) Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy Pozostałe i korekty 9 m-cy 9 m-cy Grupa Razem 9 m-cy 9 m-cy EBITDA 1 136, ,3 187,6 148,6 187,8 528,1-30,8-7, , ,5 Odpisy aktualizujące z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych i aktywów niematerialnych 0, ,7 10,4 0,0 0,6 123,8 11,1 Nadwyżka (przychodów)/ kosztów dotyczących restrukturyzacji zatrudnienia* 65,3 5,8 0,1-26,6-2,8 5,6-0,3 5,1 62,3-10,1 Rozwiązanie dodatkowej rezerwy na emisję CO2 dotyczącej nieotrzymanych darmowych uprawnień , ,8 Zyski z tytułu okazyjnego nabycia powstałe w wyniku przejęcia jednostek powiązanych ,9-0,9-17,9-0,9 Skorygowana EBITDA 1 201, ,2 187,7 121,9 308,6 508,3-49,0-2, , ,7 Spółka definiuje i oblicza EBITDA jako zysk/(stratę) z działalności operacyjnej (obliczony jako zysk/(strata) netto z działalności kontynuowanej za okres/rok obrotowy skorygowany o (i) podatek dochodowy, (ii) udział w zysku jednostki stowarzyszonej, (iii) przychody finansowe, oraz (iv) koszty finansowe) skorygowany o amortyzację (wykazaną w rachunku zysków i strat). Spółka definiuje i oblicza Skorygowaną EBITDA jako EBITDA skorygowaną o wpływ zdarzeń jednorazowych. Zarówno EBITDA, jak i Skorygowana EBITDA nie są zdefiniowane przez MSSF i nie należy ich traktować jako alternatywy dla miar i kategorii zgodnych z MSSF. Ponadto zarówno EBITDA, jak i Skorygowana EBITDA nie mają jednolitej definicji. Sposób obliczania EBITDA i Skorygowanej EBITDA przez inne spółki może się istotnie różnić od sposobu, w jaki oblicza je ENERGA SA. W efekcie EBITDA, jak i Skorygowana EBITDA przedstawione w niniejszym dokumencie, jako takie, nie stanowią podstawy dla porównania z EBITDA i Skorygowaną EBITDA wykazywaną przez inne spółki. * w tym koszty odpraw restrukturyzacyjnych z tytułu programów i zasad dobrowolnych odejść, a także rozwiązanie rezerw na świadczenia pracownicze na pracowników odchodzących z Grupy 21

22 Wyniki finansowe Segmentu Dystrybucji Przychody (mln zł) - Przychód na zatrudnionego w tys. zł (do zatrudnienia w osobach na koniec okresu) EBITDA (mln zł) - Marża EBITDA 41% 40% % % m-cy 9 m-cy Zysk netto (mln zł) 9 m-cy 9 m-cy Capex (mln zł) - Marża zysku netto - Capex na km linii* (w tys. zł) 16% 15% , % 92 14% 130 1, , , m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy * km linii wg stanu odpowiednio na koniec czerwca i czerwca 22

23 EBITDA Bridge Segmentu Dystrybucji mln zł EBITDA Sprzedaż usługi dystrybucyjnej Opłaty Straty sieciowe Przychody z przesyłowe i przyłączy saldo tranzytów Podatek od nieruchomości Zmiana założeń aktuarialnych* Pozostałe** EBITDA * wpływ spadku stopy dyskontowej na wysokość kosztów związanych z rezerwami aktuarialnymi ** w roku ENERGA-OPERATOR SA utworzył rezerwę dotyczącą odszkodowania za ograniczenie zakresu umów (wypowiedzenie umów w części inwestycyjnej) spółkom prac na sieci (SPNS-om) w wysokości 66,7 mln zł. 23

24 Struktura kosztów rodzajowych Segmentu Dystrybucji Koszty rodzajowe (mln zł) 9 miesięcy 9 miesięcy Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów 156,7 171,8 479,7 516,6 niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych Zużycie materiałów i energii 64,5 57,6 224,8 225,7 w tym energia elektryczna dotycząca różnicy bilansującej 61,1 54,3 200,7 196,9 Usługi obce 257,2 287,2 737,5 840,5 w tym opłaty przesyłowe i tranzytowe 182,1 212,8 546,3 647,6 Podatki i opłaty 62,2 64,0 181,4 191,6 Koszty świadczeń pracowniczych 130,3 143,1 390,2 437,2 Odpisy aktualizujące 2,4 12,3 7,8 19,4 Pozostałe koszty rodzajowe 5,4 3,1 26,2 23,5 Zmiana stanu zapasów i rozliczeń międzyokresowych -14,2-13,7-33,4-16,7 Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki -17,8-7,4-57,0-53,9 Wartość sprzedanych towarów i materiałów 36,8 30,4 98,7 91,6 Koszty operacyjne, razem 683,3 748, , ,5 W tym: Koszt własny sprzedaży 605,0 696, , ,7 Koszty sprzedaży 28,4 16,8 80,3 51,2 Koszty ogólnego zarządu 50,0 35,0 135,4 115,6 24

25 Wartość Regulacyjna Aktywów Nowe WRA WRA efektywnie wynagradzane Nowe WRA 2012 Wydatki inwestycyjne uznaneprzez URE Zmniejszenia Nowe WRA Wydatki inwestycyjne uznaneprzez URE Zmniejszenia Nowe WRA WACC 9,62% 8,95% 7,28% 7,20% Zwrot z WRA "Standard" ścieżka dojścia" WACC AMI 2,00% 2,00% 7,00% 7,00% Zwrot z kapitału na bazie nowego WRA Zwrot z zaangażowanego kapitału Efektywny zwrot z WRA 7,57% 8,42% 7,41% Przychód regulowany Pozostałe koszty Amortyzacja Zwrot z WRA 25

26 Struktura CAPEXu Segmentu Dystrybucji przy zwiększonej efektywności inwestycji mln zł Nakłady na rozbudowę sieci w związku z przyłączeniem nowych odbiorców Nakłady na rozbudowę i modernizację sieci w związku z przyłączaniem OZE Modernizacja sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw w tym nakłady na AMI: mln zł w latach mln zł w latach Nakłady na inteligentne opomiarowanie i inne elementy wdrażania sieci inteligentnych Pozostałe nakłady Program inwestycyjny z września roku (na lata -2021) Aktualny Program Inwestycyjny (na lata -2022) 26

27 Struktura CAPEXu Segmentu Dystrybucji przy zwiększonej efektywności inwestycji Aktualny Program Inwestycyjny Nakłady inwestycyjne Segmentu Dystrybucji (mln zł) Nakłady na rozbudowę sieci w związku z przyłączeniem nowych odbiorców wykonanie Razem Nakłady na rozbudowę i modernizację sieci w związku z przyłączaniem OZE Modernizacja sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw Nakłady na inteligentne opomiarowaniei inne elementy wdrażania sieci inteligentnych Pozostałe nakłady Razem Program Inwestycyjny z września roku Nakłady inwestycyjne Segmentu Dystrybucji (mln zł) Nakłady na rozbudowę sieci w związku z przyłączeniem nowych odbiorców Nakłady na rozbudowę i modernizację sieci w związku z przyłączaniem OZE Modernizacja sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw Nakłady na inteligentne opomiarowaniei inne elementy wdrażania sieci inteligentnych Razem Pozostałe nakłady Razem

28 Wyniki finansowe Segmentu Sprzedaży Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) - Przychód na zatrudnionego w tys. zł (do zatrudnienia w osobach na koniec okresu) Marża EBITDA 3% 4% 4% m-cy 9 m-cy Zysk netto (mln zł) % 9 m-cy 9 m-cy Capex (mln zł) - Marża zysku netto 2% 3% 3% ,8% 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 28

29 EBITDA Bridge Segmentu Sprzedaży mln zł EBITDA Marża na energii elektrycznej ENERGA-OBRÓT* Zmiana odpisu na należności ENERGA-OBRÓT Rozwiązanie rezerw restrukturyzacyjnych i wycena rezerw aktuarialnych w ENERGA Obsługa i Sprzedaż OPEX podlegający optymalizacji Pozostałe EBITDA Szacowany wpływ na EBITDA 3 kwartału roku wyniku na działalności związanej z pełnieniem funkcji "sprzedawcy z urzędu" przez ENERGA-OBRÓT wyniósł -7 mln zł (-26 mln zł w 3 kwartale roku). * w tym 29 mln zł to efekt zmiany prezentacji wyceny rezerw z tytułu obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia energii elektrycznej (poprzednio wycena ta była prezentowana jako Wyłączenia i korekty konsolidacyjne). 29

30 Struktura kosztów rodzajowych Segmentu Sprzedaży Koszty rodzajowe (mln zł) Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych 9 miesięcy 9 miesięcy 6,5 7,3 19,7 22,0 Zużycie materiałów i energii 9,9 7,1 29,9 25,1 Usługi obce 42,0 37,8 128,3 119,0 Podatki i opłaty 2,5 2,3 8,5 8,0 Koszty świadczeń pracowniczych 40,8 31,5 120,4 98,4 Odpisy aktualizujące 7,3 4,2 37,5 15,6 Pozostałe koszty rodzajowe 1,0 3,3 3,7 6,0 Zmiana stanu zapasów i rozliczeń międzyokresowych 0,0-0,2 0,0-0,2 Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki -0,2 0,1-0,5 0,0 Wartość sprzedanych towarów i materiałów 1 575, , , ,7 Koszty operacyjne, razem 1 685, , , ,6 Koszt własny sprzedaży 1 645, , , ,4 Koszty sprzedaży 22,5 31,5 70,7 70,5 Koszty ogólnego zarządu 16,9 5,6 46,6 30,7 30

31 Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaży Zmiana 9 miesięcy 9 miesięcy Zmiana Liczba klientów (tys. szt.) % % Sprzedaż energii elektrycznej przez Segment Sprzedaży (GWh)* % % w tym sprzedaż detaliczna % % Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej (zł/mwh) 225,6 214,4-5% 232,0 213,6-8% Koszt zakupu energii elektrycznej (tys. zł) % % Koszt zakupu energii elektrycznej z PM (tys. zł) % % Średnia cena zakupu energii elektrycznej bez PM (zł/mwh) 186,6 168,3-10% 187,7 167,8-11% Średnia cena zakupu energii elektrycznej z PM (zł/mwh) 210,7 193,2-8% 207,2 191,1-8% Marża zmienna I stopnia energii elektrycznej** 2,10% 5,04% 2,94 p.p. 6,32% 5,69% -0,63 p.p. * Obejmuje sprzedaż energii do ENERGA-OPERATOR na pokrycie strat sieciowych; nie uwzględnia sprzedaży energii elektrycznej przez wytwórców z Grupy. ** Marża zmienna I stopnia liczona jako iloraz wyniku na sprzedaży energii elektrycznej i przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej. Zakup energii elektrycznej przez Segment Sprzedaży (TWh) Zmiana 9 miesięcy 9 miesięcy Zmiana Zakupy energii od wytwórców z GK ENERGA 0,47 0,33-30% 1,44 1,25-13% Zakupy energii na rynku hurtowym - giełda 1,50 2,79 86% 4,34 8,33 92% Zakupy energii na rynku hurtowym - pozostałe 5,42 2,97-45% 16,67 9,25-45% Zakupy energii poza granicami kraju 0,00 0,00-0,02 0,00-100% Zakupy energii na rynku bilansującym 0,07 0,19 171% 0,22 0,46 109% Zakup energii razem 7,46 6,28-16% 22,71 19,29-15% 31

32 Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaży c.d. Wolumen sprzedaży ee za 1 Wolumen sprzedaży ee za 9 miesięcy 1 0,3 TWh 5% 9 m-cy 1,0 TWh 5% 3,96 TWh 63% 2,3 TWh 37% 0,1 TWh 2% 1,9 TWh 30% 12,09 TWh 63% 7,2 TWh 37% 0,3 TWh 2% 5,9 TWh 30% 0,4 TWh 5% 9 m-cy 1,1 TWh 5% 4,31 TWh 58% 3,1 TWh 42% 0,1 TWh 2% 2,6 TWh 35% 13,63 TWh 60% 9,1 TWh 40% 0,6 TWh 3% 7,4 TWh 32% Sprzedaż detaliczna 1 Sprzedaż poza Segment Sprzedaży z uwzględnieniem sprzedaży do spółek z Grupy spoza Segmentu. Sprzedaż hurtowa Sprzedaż na pokrycie strat sieciowych Sprzedaż na rynek bilansujący Pozostała sprzedaż hurtowa 32

33 Koszt umorzenia praw majątkowych na 1 MWh i jego struktura w Segmencie Sprzedaży 32,11 zł/mwh* 37,96 zł/mwh** 2,31 0,53 1,42 2,78 2,40 0,56 29,27 30,80 9 m-cy 9 m-cy zielone żółte czerwone fioletowe białe * dane za rok zostały przekształcone do obowiązującego wówczas stanu prawnego w zakresie obowiązku umarzania praw majątkowych "czerwonych" i "żółtych (brak obowiązku); rezerwy na "czerwone" i "żółte" prawa majątkowe, które Grupa systematycznie zawiązywała zostały skorygowane w księgach w 4 kw. roku ** obowiązek umarzania praw majątkowych "czerwonych" i "żółtych" został wprowadzony z dniem 30 kwietnia r. 33

34 Należności i odpisy aktualizujące ENERGA-OBRÓT SA Stan na koniec okresu bieżącego Należności z tytułu dostaw i usług (mln zł) Przed uwzględnieniem odpisu z tytułu utraty wartości Odpisy aktualizujące wartość % wartość % Po uwzględnieniu odpisu aktualizującego Nieprzeterminowane % 2 1% 907 Przeterminowane, w tym: % % 200 do 90 dni % 5 3% 180 od 91 do 360 dni 52 4% 32 16% 20 >360 dni % % 0 Ogółem Stan na koniec okresu poprzedniego Należności z tytułu dostaw i usług (mln zł) Przed uwzględnieniem odpisu z tytułu utraty wartości Odpisy aktualizujące Po uwzględnieniu odpisu aktualizującego wartość % wartość % Nieprzeterminowane % 2 1% 991 Przeterminowane, w tym: % % 223 do 90 dni % 7 4% 205 od 91 do 360 dni 73 5% 54 30% 18 >360 dni 119 9% % 0 Ogółem

35 Wyniki finansowe Segmentu Wytwarzania Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) - Przychód na zatrudnionego w tys. zł (do zatrudnienia w osobach na koniec okresu) Marża EBITDA 23% 89 37% Odpis aktualizujący wartość EEO 40% % m-cy 9 m-cy Zysk netto (mln zł) 9 m-cy 9 m-cy Capex (mln zł) - Marża zysku netto - Odpis aktualizujący wartość EEO 23% Nakłady na nabycie aktywów wiatrowych od DONG ENERGY i spółki Ciepło Kaliskie (2 kw. ) oraz aktywów wiatrowych od Iberdrola Renovables ( ) % 20% 7% m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 35

36 EBITDA Bridge Segmentu Wytwarzania mln zł EBITDA Zmiana ceny Wpływ certyfikatów Przychody z sprzedaży energii el. pochodzenia operacyjnej rezerwy mocy Spadek kosztów zużycia paliw Pozostałe EBITDA 36

37 Struktura kosztów rodzajowych Segmentu Wytwarzanie Koszty rodzajowe (mln zł) 9 miesięcy 9 miesięcy Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych 29,9 35,2 75,9 103,2 Zużycie materiałów i energii 205,4 167,2 559,6 473,6 w tym zużycie paliw 177,4 150,8 515,4 437,3 Usługi obce 32,9 34,4 76,9 91,7 Podatki i opłaty 19,6 22,2 52,6 30,3 Koszty świadczeń pracowniczych 37,2 35,9 112,7 115,4 Odpisy aktualizujące 0,1-0,1 123,9 10,2 Pozostałe koszty rodzajowe 3,7 2,6 6,1 12,7 Zmiana stanu zapasów i rozliczeń międzyokresowych 0,4-3,5-5,9-4,4 Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki -1,1-0,6-2,0-1,5 Wartość sprzedanych towarów i materiałów 3,5 24,4 19,5 71,0 Koszty operacyjne, razem 331,7 317, ,4 902,3 W tym: Koszt własny sprzedaży 316,0 296,0 968,3 835,7 Koszty sprzedaży 1,0 0,9 2,4 3,1 Koszty ogólnego zarządu 14,7 20,9 48,8 63,5 37

38 Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania Produkcja brutto ee według paliw (GWh) Produkcja ciepła brutto (TJ) Węgiel Woda Biomasa Wiatr Historyczna produkcja farm wiatrowych w okresie styczeń - wrzesień roku wyniosła 195 GWh miesięcy Produkcja ciepła brutto za 9 miesięcy roku 9 miesięcy Elektrownie systemowe CHP Razem % 40% Elektrownie systemowe CHP m-cy 9 m-cy Gorsze r/r warunki hydrometeorologiczne dla elektrowni wodnych (spadek produkcji brutto po 9 miesiącach o 16%) Nabycie farm wiatrowych, które zwiększyły moc wytwórczą Grupy o 165 MW 38

39 Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania c.d. Zużycie paliw Zmiana Zmiana (%) 9 m-cy 9 m-cy Zmiana Zmiana (%) Węgiel kamienny Ilość (tys. ton) 433,2 392,4-40,8-9% 1 208, ,2-24,1-2% Koszt* (mln zł) 125,9 99,2-26,7-21% 362,9 305,2-57,7-16% Koszt jednostkowy (zł/tonę) 290,7 252,9-37,8-13% 300,3 257,7-42,6-14% Koszt jednostkowy (zł/mwh) 127,4 106,4-21,0-17% 117,0 99,6-17,5-15% Biomasa Ilość (tys. ton) 114,6 116,3 1,8 2% 343,8 324,9-18,9-5% Koszt* (mln zł) 50,6 48,2-2,4-5% 149,3 129,7-19,6-13% Koszt jednostkowy (zł/tonę) 441,4 414,1-27,4-6% 434,2 399,1-35,1-8% Koszt jednostkowy (zł/mwh) 272,8 246,5-26,3-10% 267,1 247,5-19,7-7% * łącznie z kosztem transportu 39

40 Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania c.d. Uprawnienia do emisji CO 2 w jednostkach wytwórczych (tys. ton CO 2 ) Stan na 30 września Rozliczenie roku Rozliczenie roku Ilość darmowych uprawnień do emisji CO 2 (KPRU) Ilość uprawnień do emisji CO 2 nabyta na rynku wtórnym Suma uprawnień do emisji CO Ilość emisji CO 2 związana z wytwarzaniem energii elektrycznej Ilość emisji CO 2 związana z wytwarzaniem energii cieplnej Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO 2 w danym okresie Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO 2 z poprzednich lat Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO 2 (stan na koniec okresu) Na dzień 30 września roku rezerwa na zobowiązania z tytułu emisji gazów wyniosła 30,8 mln zł. 40

41 EBITDA Segmentu Wytwarzania wg linii biznesowych EBITDA (mln zł) 9 m-cy 9 m-cy Woda Wiatr Elektrownia Ostrołęka CHP Pozostałe i korekty* Razem Wytwarzanie * w kategorii pozostałe ujęte zostały wchodzące w skład Segmentu Wytwarzanie spółki świadczące usługi na rzecz Segmentu Wytwarzanie oraz spółki celowe realizujące projekty inwestycyjne w obszarze budowy nowych źródeł wytwórczych w Grupie ENERGA. 41

42 Wyniki finansowe Elektrowni Wodnych Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) m-cy 9 m-cy EBIT (mln zł) 9 m-cy 9 m-cy Capex (mln zł) m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 42

43 Wyniki finansowe Elektrowni Wiatrowych Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy EBIT (mln zł) Capex (mln zł) m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 43

44 Wyniki finansowe Elektrowni w Ostrołęce Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) m-cy 9 m-cy EBIT (mln zł) Capex (mln zł) m-cy 9 m-cy m-cy 9 m-cy m-cy 9 m-cy 44

45 Kluczowe dane operacyjne ENERGA Elektrownie Ostrołęka Elektrownie Systemowe: Ostrołęka Koszty wytworzenia i ceny sprzedaży energii GWh Sprzedaż pozostała Sprzedaż do PSE- Operator pozostała Sprzedaż do PSE- Operator w wymuszeniu Koszt jednostkowy zmienny wytworzenia ee* Koszt jednostkowy zmienny wytworzenia z węgla kamiennego Średnia cena sprzedaży ee w wymuszeniu Jedn. 9 m-cy 9 m-cy Zmiana (zł/mwh) 188,7 168,4-10,8% (zł/mwh) 158,2 141,9-10,3% (zł/mwh) 180,2 191,2 6,1% Średnia cena sprzedaży ee (zł/mwh) 182,7 204,1 11,2% 386 Średnia cena sprzedaży ee wraz z rezerwą operacyjną (zł/mwh) 185,1 217,5 17,5% *uwzględnia koszt wszystkich rodzajów paliw bez przychodów z certyfikatów Produkcja własna netto Produk cja własna netto Produkcja własna netto Produ kcja własn a netto Wolumeny i koszty zużycia paliw 9 miesięcy Jedn. Węgiel Biomasa* Ostrołęka A (tys.ton) 54,0 2,7 Ostrołęka B (tys.ton) 1 022,7 313,2 Zużycie ogółem (tys.ton) 1 076,7 315,9 Koszt jedn. zużycia (zł/tona) 254,1 419,7 9 m-cy 9 m-cy Koszt zużycia paliwa ogółem (mln zł) 273,6 132,6 * Średnia cena dla wszystkich typów biomasy zużytych przez Elektrownie Ostrołęka w 9 miesiącach roku Źródło: Spółka 45

46 Wyniki finansowe CHP Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) m-cy 9 m-cy EBIT (mln zł) 9 m-cy 9 m-cy Capex (mln zł) m-cy 9 m-cy 9 m-cy 9 m-cy 46

47 Średni koszt długu Grupy ENERGA Średni koszt długu GK ENERGA Średni koszt długu 4,81% 4,17% 9 miesięcy 9 miesięcy Główne przyczyny zmian: Spadek po 9 miesiącach roku średniego poziomu WIBOR 3M o 0,48 p.p. w porównaniu ze średnim poziomem WIBOR 3M po 9 miesiącach, Zmiana struktury finansowania wynikająca z uruchomienia nowych transz kredytów z EBI i EBOR, Transakcje zabezpieczające koszt długu związany z emisją euroobligacji w kwocie 425 mln EUR wyrażony w zł na stałym poziomie 5,19% rocznie oraz 2-letnie transakcje zabezpieczające koszt długu związany z finansowaniem inwestycji ENERGA OPERATOR w łącznej kwocie mln zł wyrażony w zł na stałym poziomie stawki WIBOR 3M w średnioważonej dla zawartych transakcji w wysokości 2,55% rocznie. Średni WIBOR 3M Struktura finansowania na 30 września 3,15% 2,67% Zmienna stopa procentowa 33% 9 miesięcy 9 miesięcy Stała stopa procentowa 67% Źródło: Bloomberg 47

48 Bezpieczeństwo finansowe Dług netto / EBITDA* Grupa ENERGA mln zł 1,5 1,4 1,6 1, , ,2 1,0 0,8 0,6 0, ,2 0, września Środki pieniężne i ekwiwalenty Oprocentowane kredyty i pozyczki powiększone o dłużne papiery wartościowe Dług netto / EBITDA Dług netto Wiekowanie długu * EBITDA za ostatnie 12 miesięcy 48

49 Zatrudnienie w Grupie ENERGA Zatrudnienie na koniec okresu w osobach % Pozostałe Sprzedaż Wytwarzanie Dystrybucja września 30 września września 49

50 Kluczowe dane makroekonomiczne Roczna dynamika PKB i popytu krajowego w Polsce według kwartałów w latach wraz z prognozą na kolejne kwartały br. i 2015 r. 6% Popyt krajowy Produkt Krajowy Brutto 5% 4% 3% 2% 1% 0% -1% -2% I kw. II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw. prognoza IV kw. prognoza I kw. prognoza II kw. prognoza III kw. prognoza IV kw. prognoza 2015 Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych GUS oraz prognozy IBnGR. Zmiana krajowego PKB w ujęciu r/r oraz wartość indeksu PMI polskiego sektora przemysłowego w latach Indeks PMI (lewa oś) PKB (prawa oś) 58 pkt 56 pkt 54 pkt 52 pkt 50 pkt 48 pkt 46 pkt 44 pkt 42 pkt I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III IV V VI VII VIII IX Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych GUS oraz prognozy BZWBK 5% 4,5% 4% 3,5% 3% 2,5% 2% 1,5% 1% 0,5% 0% 50

51 Kluczowe dane rynkowe Węgiel kamiennny [USD/t]* 90,76 91,53 88,34 EUA - Uprawnienia do emisji CO 2 [EUR/t]** 7,63 7,36 3,69 CER - Uprawnienia do emisji CO2 [EUR/t]** 87,14 6,85 6,29 2,81 80,75 77,27 82,73 78,40 75,12 76,83 4,65 3,85 4,6 4,75 5,84 5,59 0,96 0,16 0,31 0,6 0,45 0,3 0,26 0,31 II kw III kw. IV kw I kw. II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw. II kw III kw IV kw I kw. II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw. II kw III kw. IV kw. I kw II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw. * Źródło: ARA Index Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia ** Źródło: notowania kontraktów na Intercontinental Exchange Przeciętne ceny energii elektrycznej i zielonych certyfikatów na TGE (PLN/MWh) 168,70 177,10 Energia elektryczna podstawa (spot) 168,12 159,16 149,04 160,71 149,56 161,33 177,81 175,87 197,32 196,18 193,36 Energia elektryczna szczyt (spot) 183,17 170,2 183,88 171,99 195,14 208,92 188,06 Zielone certyfikaty - PMOZE_A (spot) 273,89 239,54 213,76 216,92 197,40 181,1 174,50 178,28 147,88148,73 II kw III kw. IV kw. I kw II kw. Źródło: Towarowa Giełda Energii S.A. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw. II kw III kw. IV kw. I kw II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw. II kw III kw. IV kw. I kw II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw. 51