Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i za II kwartał 2014 r. 27 sierpnia 2014 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i za II kwartał 2014 r. 27 sierpnia 2014 r.

2 Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i za II kwartał 2014 r. Kluczowe wydarzenia Marek Woszczyk - Prezes Zarządu 2

3 Najważniejsze informacje dotyczące wyników z I półrocza i II kwartału 2014 r. Wyniki finansowe w II kwartale 2,9 mld zł EBITDA 1,4 mld zł powtarzalna EBITDA 1,7 mld zł zysk netto Zarządzanie kosztami Koszty os. w I pół. na tym samym poziomie* Niższe ceny węgla kamiennego Wdrożony program oszczędności Inwestycje Podpisana umowa na blok w Turowie Planowa modernizacja aktywów w Bełchatowie Planowe inwestycje w aktywa wiatrowe Finansowanie zewnętrzne Ustanowiony program euroobligacji (2 mld euro) Wysoki popyt 8,4-krotna nadsubskrypcja Ratingi na poziomie inwestycyjnym - perspektywa stabilna *z wyłączeniem Programów Dobrowolnych Odejść 3

4 Wyniki operacyjne zgodne z oczekiwaniami Wyniki operacyjne Produkcja energii netto II kw r. rok do roku [%] I pół r. rok do roku [%] 13,12 TWh -3% 26,60 TWh -6% Dystrybucja energii 7,73 TWh +1% 15,95 TWh +2% Sprzedaż energii do odbiorców finalnych 9,65 TWh +8% 19,53 TWh +9% Otoczenie makroekonomiczne II kw r. II kw r. I pół r. I pół r. Rzeczywisty wzrost PKB 3,2% 0,8% 3,4% 0,7% Krajowy wzrost zużycia energii elektrycznej 0,9% 0,7% -0,3% -0,4% Krajowe zużycie energii elektrycznej 37,26 TWh 36,93 TWh 78,49 TWh 78,74 TWh 4

5 Inwestycje Opole II Turów Gorzów Modernizacje El. Bełchatów (bloki 7-12) Realizacja projektu zgodnie z harmonogram Trwa przygotowanie terenu pod budowę Etap końcowy prac projektowodokumentacyjnych Zakończenie wstępnych prac budowy kotła i maszynowni dla bloku numer 6 oczekiwane wkrótce Umowa podpisana 10 lipca 2014 r. Moc brutto: ok. 490 MW (netto: 450 MW) Sprawność netto: ok. 43,4 % Polecenie rozpoczęcia prac zostanie wydane do 31 grudnia 2014 r. Rozpoczęto wstępne prace budowlane Moc brutto: 138MWe Sprawność netto: ok. 52,5 % (kondensacja): 84% (kogeneracja) Bloki nr 11 i 12 w realizacji (planowane zakończenie w 2015 r.) Bloki 7-8 oddane w 2013 r. Prace nad blokami 9 i 10 będą kontynuowane i zakończone w latach Wzrost mocy o 120 MW po zakończeniu prac modernizacyjnych OZE 246 MW nowych mocy w en. wietrowej Oddano 28 MW w Wojciechowie w I pół Rozpoczęto budowę 40 MW w Karwicach Umowa na lotnisko Lotnisko (90 MW) podpisana Resko II (76 MW) i Kisielice (12 MW) trwają przetargi Bełch. Bl. 11 rewit. Bełch. Bl. 12 rewit. Farmy wiatr. Gorzów Bełch Bl. 9 rewit. Bełch Bl. 10 rewit. Opole Bl. 5 H1 15 H2 15 H1 16 H2 16 H1 17 H2 17 H1 18 H2 18 Opole Bl. 6 H1 19 Całkowite nakłady w I pół. 2014: 127 mln zł Całkowite nakłady w I pół. 2014: 4 mln zł Całkowite nakłady w I pół. 2014: 2 mln zł Całkowite nakłady w I pół r.: 532 mln zł Całkowite nakłady w I pół r.: 142 mln zł Turów H2 19 5

6 Zmiany regulacyjne wpływające na wyniki i działalność spółki CO2 - uprawnienia Rynek mocy Mech. wsparcia KDT Uprawnienia do emisji za 2013 przyznane Uprawnienia do emisji dla wytwarzania ciepła w 2013 i 2014 także zostały przyznane Z powodu realizacji dużych inwestycji PGE, umieszczonych we wniosku derogacyjnym (KPI), zabezpieczono uprawnienia do emisji na lata Wprowadzenie Operacyjnej Rezerwy Mocy przywróciło stabilność energetyce konwencjonalnej Rezerwa zimna od roku 2016 zapewni większe bezpieczeństwo systemowi elektroenerget. Trwają prace nad stworzeniem jednolitego rynku mocy Niejasny system wsparcia dla kogeneracji i OZE powoduje niepewność na rynku Wsparcie dla kogeneracji przywrócono w maju 2014 r. (ma zostać utrzymane do końca 2018 r.) Niewielka podaż zielonych certyfikatów wraz z opóźnionym przyjęciem nowej ustawy o wsparciu OZE wpływają na kształt rynku Model rekompensat KDT ponownie przeliczony z powodu zmiany założeń rozliczenia korekty końcowej Decyzja Prezesa URE dot. korekty rocznej za rok zgodna z wnioskiem PGE 6

7 Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i za II kwartał 2014 r. Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne Magdalena Bartoś - Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno-Finansowych 7

8 Kluczowe wyniki finansowe mln zł II kw r. II kw r. zmiana r/r % Przychody ze sprzedaży % II kw r. Przychody EBITDA % EBITDA skorygowany* % Zysk netto (dla jedn. domin.) % Przychody skoryg.* Zysk na akcję (zł) 0,92 0,58 59% EBITDA Środki pieniężne z działalności operacyjnej % CAPEX % EBITDA skoryg.* Środki pieniężne netto (koniec okresu) ** Zysk netto (dla jedn. domin.) Oceny ratingowe Rating Perspektywa Fitch BBB+ Stabilna Moody s Baa1 Stabilna Zysk netto skoryg.* (dla jedn. domin.) II kw II kw * Skorygowany = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych ** na dzień 31 marca 2014 r. 8

9 Zdarzenia jednorazowe Rekompensaty KDT Stopa dyskonta Uprawnienia do emisji CO2 Szacunki rekompensat uwzględniają aktualizację dyskonta Na ujęcie KDT w wynikach składają się: Z tytułu ponownego przeliczenia końcowego rozliczenia przychodów wynosi ok. 911 mln zł Zaliczki na rekompensaty mln zł Wpływ korzystnych wyroków sądowych mln zł Zmniejszenie rynkowych stóp procentowych spowodowało obniżenie stopy dyskonta przyjmowanej w PGE Zmiana stopy dyskonta z 4,35% to 3,50% Modyfikacja stopy dyskonta skutkowała zwiększeniem stanu rezerw, zwłaszcza rezerwy na rekultywację i rezerw aktuarialnych Uprawnienia do emisji CO2 dla wytwarzania energii elektrycznej w 2013 r. przyznane w kwietniu 2014 r. - efekt w wysokości 751 mln zł Darmowe uprawnienia do emisji CO2 na I kw. roku 2014 wpływ w wysokości 136 mln zł Przychody ze sprzedaży: Pozostałe przychody operacyjne: EBITDA: 1,031 mln zł 246 mln zł 1,277 mln zł EBITDA: Zysk netto: 648 mln zł 523 mln zł EBITDA: Zysk netto: 887 mln zł 715 mln zł Zysk netto: 1,031 mln zł 9

10 Programy optymalizacyjne Energetyka Konwencjonalna Kontynuacja wdrażania programów poprawiających efektywność operacyjną Centralizacja zakupów Zwiększanie mocy zmodernizowanych bloków 7-12 w Elektrowni Bełchatów Restrukturyzacja zatrudnienia Dystrybucja Ograniczenie strat sieciowych i przerw w dostawie energii elektrycznej Programy restrukturyzacji operacyjnej Restrukturyzacja zatrudnienia Uruchomienie agencyjnych kanałów sprzedaży Wpływ na EBIT - segmenty I pół r. 26 mln zł 4 mln zł RAZEM: 147 mln zł* 117 mln zł Energetyka Odnawialna Racjonalizacja kosztów stałych Usprawnianie i konsolidacja struktury firmy Energetyka Konwencjonalna * Trwałe: 82%, jednorazowe: 18% Dystrybucja Sprzedaż Detaliczna Zatrudnienie Grupa PGE -11% Energetyka Konwencjonalna % Dystrybucja -14% H H H

11 Produkcja energii Produkcja w II kw (zmiana % rok do roku) Produkcja w I półrocze 2014 (zmiana % rok do roku) 0.34 (+56%) 0.14 (+133%) 0.14 (-13%) 0.09 (-10%) 0.08 (-27%) Inne 3.26 (16%) RAZEM 13,12 TWh (-3%) 9.07 (-10%) 0.65 (+38%) 0.34 (+143%) 0.24 (-23%) 0.28 (+33%) 0.22 (-71%) Inne 6.36 (1%) RAZEM 26,62 TWh (-6%) (-8%) Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz Szczytowopompowe Woda Wiatr Biomasa Niższa produkcja z węgla brunatnego z powodu wycofania z eksploatacji bloku nr 10 oraz z powodu remontu bloku 858 MW w Elektrowni Bełchatów. Poziom wytwarzania energii na węglu kamiennym stabilny nawet po odstawieniu bloku w Dolnej Odrze. Produkcja energii w oparciu o gaz niższa po zaprzestaniu wytwarzania w marcu 2013 roku w elektrociepłowniach w Lublinie i Rzeszowie spowodowanym brakiem wsparcia dla kogeneracji. Produkcja z odnawialnych źródeł energii - 0,62 TWh wzrost współspalania biomasy z przyczyn ekonomicznych oraz produkcji z nowych aktywów wiatrowych; niższa produkcja w elektrowniach wodnych (niekorzystne warunki hydrologiczne). 11

12 1 sty 13 1 lut 13 1 mar 13 1 kwi 13 1 maj 13 1 cze 13 1 lip 13 1 sie 13 1 wrz 13 1 paź 13 1 lis 13 1 gru 13 1 sty 14 1 lut 14 1 mar 14 1 kwi 14 1 maj 14 1 cze 14 6,12 6,23 6,40 6,34 6,33 6,50 6,52 6,45 6,84 6,81 6,76 6,75 6,72 6,72 6,65 6,63 6,74 6,95 Wskaźniki operacyjne Aktywa wytwórcze Węgiel brunatny Węgiel kamienny Elektrociepłownie Aktywa wiatrowe Dyspozycyjność I pół r. Dyspozycyjność I pół r. Stopień wykorzystania mocy I pół r. 80,9% 85,2% 92,1% 98,2% 84,2% 89,5% 84,5% 98,2% 85,7% 69,7% 70,5% 26,7% Stopień wykorzystania mocy I pół r. 87,3% 70,9% 62,7% - Aktywa dystrybucyjne 7,35 Straty sieciowe -10% SAIDI* 7,20 7,05 6,90 6, % 252 6,60 6,45 6,30 6,15 6,00 H H * czas trwania przerw długich i bardzo długich x liczba odbiorców narażonych na ich skutki)/ liczba obsługiwanych odbiorców 12

13 Zysk EBITDA pod wpływem głównych czynników budowy wartości mln PLN Q EBITDA RAPORTOWANA Zdarzenia jednorazowe 131 Q EBITDA SKORYGOWANA Wpływ zmiany ceny na rynku hurtowym 173 Wpływ zmiany wolumenu energii sprzedanej 71 Marża na sprzedaży detalicznej 231 Efekt na prawach majątkowych 110 rzychody ze sprzedaży ee i praw majątkowych - woda Koszt węgla - cena Koszt węgla - wolumen 59 Inne czynniki 8 Q EBITDA SKORYGOWANA Zdarzenia jednorazowe Q EBITDA RAPORTOWANA

14 EBITDA skorygowany* w II kw r. składniki Energetyka Konwencjonalna OZE Hurt Dystrybucja Obrót Inne EBITDA Zmiana (mln zł) Zmiana (%) -32% 8% -48% 0% -165% 87% -31% -99 Spadek spowodowany: Niższą ceną energii na rynku hurtowym 173 mln zł Niższym wolumenem produkcji (wyłączenia bloków i planowanych remontach) 85 mln zł Częściowo zrekompensowane wyższymi przychodami z handlu świadectwami pochodzenia. Nowe aktywa wiatrowe przyczyniły się do wzrostu wyniku segmentu, ograniczonego jednak niekorzystnymi warunkami hydrologicznymi (38 mln zł). Erozja marży na rynku detalicznym częściowo znajduje odbicie w segmencie hurtowym. Wyższe przychody z usług dystrybucyjnych wynikały ze wzrostu ceny i wolumenu, aczkolwiek w większości zostały zneutralizowane wyższym kosztem usług przesyłowych (taryfa PSE). Pogarszająca się marża na sprzedaży energii do odbiorców finalnych miała negatywny wpływ (124 mln zł) spotęgowany dodatkowo kosztami systemu wsparcia (117 mln zł). * bez zdarzeń jednorazowych 14

15 Nakłady inwestycyjne w I półroczu 2014 i II kwartale 2014 r. CAPEX dla I półrocza 2014 r. (mln zł) CAPEX dla II kwartału 2014 r. (mln zł) Sprzedaż Detaliczna & Hurtowa & Inne (81 mln zł) 3% Sprzedaż Detaliczna & Hurtowa & Inne (48 mln zł) 4% Dystrybucja (452 mln zł) OZE (155 mln zł) Energetyka Konwencj. nowe moce (199 mln zł) 7% 20% 9% RAZEM CAPEX 2,23 mld zł (po korektach) 61% Energetyka Konwencj. modernizacja, prace remon. i inne (1 379 mln zł) Dystrybucja (276 mln zł) OZE (36 mln zł) Energetyka Konwencj. nowe moce (PLN 133m) 3% 22% 11% RAZEM CAPEX 1,23 mld zł (po korektach) 60% Energetyka Konwencj. -modernizacja, prace remon. i inne (752 mln zł) Modernizacja i prace remontowe 75% 25% Nowe moce Modernizacja i prace remontowe 77% 23% Nowe moce Nakłady inwestycyjne na remonty i modernizację bloków opalanych węglem brunatnym w Elektrowni Bełchatów wyniosły ok. 532 mln zł w I półroczu 2014 roku. Nakłady inwestycyjne na bloki 5 i 6 w Elektrowni Opole wyniosły 127 mln zł Wydatki inwestycyjne w segmencie Dystrybucji osiągnęły 452 mln zł z czego 202 mln zł kosztowały przyłączenia nowych klientów 15

16 Warunki rynkowe pozwoliły zabezpieczyć środki finansowe na nadchodzące wydatki inwestycyjne Model finansowania Banki/ Inwestorzy Zewnętrzne finansowanie średnio- i długoterminowe PGE SA Przepływy finansowe Przepływy finansowe PGE Sweden Spółka zależna 1 Spółka zależna 2 Spółka zależna Emisja euroobligacji Program 2 mld euro Emitent PGE Sweden AB (Publ), w 100% spółka zależna PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Oferta publiczna 500 mln euro 5-cio letni okres zapadalności 8,4-krotna nadsubskrypcja, ok. 300 potencjalnych inwestorów Jedna z najniższych marż w historii emisji korporacyjnych w Europie Środkowej i Wschodniej rentowność obligacji 98 pb powyżej Mid-Swap, a kupon 1,625% Emisja własna obligacji o wartości 138 mln euro: Emisja 15-letnich obligacji o marży na 118 pb ponad Mid-Swap (kupon wyniósł 3,0%) Notowane na Giełdzie Papierów Wartościowych w Luksemburgu 16

17 Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i II kwartał 2014 r. Perspektywy rynkowe poza I półrocze 2014 r. Marek Woszczyk - Prezes Zarządu Magdalena Bartoś - Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno-Finansowych 17

18 Perspektywa II półrocza 2014 r. Rynki energii Wprowadzenie Operacyjnej Rezerwy Mocy przywróciło stabilność energetyce konwencjonalnej Dyskutowane są zmiany mechanizmu Przepływy transgraniczne i wskaźniki cenowe zostały uwzględnione w strategii i projektowaniu programu inwestycyjnego Dynamika zużycia energii po łagodnej zimie wraca do poziomów z lat ubiegłych Uprawnienia CO2 szersza perspektywa Krótko- i średnioterminowe prognozy zgodne z projektowaniem programu inwestycyjnego Trwa dyskusja na temat celów redukcyjnych na rok 2030 Potencjalny wpływ na podaż pozwoleń w perspektywie roku 2020 jest ograniczony Model handlu energią elektryczną Konkurencja na rynku dostaw dla klientów końcowych wpływa na erozję marży Strategia handlu kluczowym elementem biznesowej strategii Trwają intensywne i zaawansowane prace nad wdrożeniem nowego modelu handlu energią Sytuacja na rynku paliw Zabezpieczone dostawy węgla kamiennego z krajowych kopalni na korzystnych dla obu stron warunkach Gazowe jednostki kogeneracyjne rozpoczną produkcję jesienią Obecne warunki na rynku biomasy dają możliwość zwiększenia wykorzystania technologii współspalania 18

19 180 dni rozwoju usprawnienia nastawione na zwiększenie efektywności operacyjnej Grupy PGE Podatkowa Grupa Kapitałowa Cash pool i zarządzanie płynnością Stworzenie jednej Grupy Podatkowej PGE pozwoli na: Traktowanie PGE jako jednej jednostki podatkowej Niższe obciążenia podatkowe Niższe ryzyko cen transferowych Niższe nakłady inwestycyjne Po utworzeniu będzie to największa w Polsce grupa podatkowa Oczekiwany termin rozpoczęcia działania - styczeń 2015 r. Konsolidacja usług księgowości i wynagrodzeń Konsolidacja usług rachunkowości oraz obsługi procesu wynagrodzeń Zaprojektowana tak, by poprawić efektywność procesową oraz standaryzację usług w całej Grupie Zapewni najwyższy standard obsługi w oparciu o zasoby obecne w Grupie Umożliwi pełne wykorzystanie funkcjonalności systemu ERP (SAP) Oczekiwany termin rozpoczęcia - styczeń 2015 r. Wdrożenie modelu cash pool oraz zarządzanie płynnością finansową w Grupie Kapitałowej PGE przyniesie następujące rezultaty: Lepsze zarządzanie płynnością Poprawa zarządzania kapitałem i mniejsze zapotrzebowanie na finansowanie zewnętrzne Zmniejszenie kosztów kapitału na poziomie skonsolidowanym Niższe opłaty bankowe Dokładne prognozy dotyczące potrzeb kapitałowych Wdrażanie systemu SAP PGE jest obecnie w trakcie wdrażania systemu SAP, który zapewnia: Standaryzację procesów i zarządzania w ramach procesów: Rachunkowości, Skarbu, Planowania Finansowego, HR, Zarządzania Aktywami oraz Napraw Pełną kompatybilność z pozostałymi systemami IT Przepływ dokumentacji należności i HR Dotyczy wszystkich podmiotów w Grupie PGE Wszystkie moduły systemu w trakcie implementacji 19

20 Podział EBITDA i CAPEX; perspektywa na rok aktualizacja Perspektywa 2014 vs 2013 Główne czynniki Energetyka Konwencjonalna Wzrost + Aktualizacja modelu KDT + Jasna perspektywa dla uprawnień do emisji CO2 + Programy optymalizacyjne, lepsze wykorzystanie aktywów związanych z węglem brunatnym i niższa cena węgla kamiennego Cena hurtowa niższa o ok zł/mwh Dalszy wzrost kosztów emisji Zwiększenie rezerw w związku ze zmianą stopy dyskonta Energetyka Odnawialna Bez zmian + Całoroczna eksploatacja nowych aktywów przy zakontraktowanym odbiorze energii i świadectw pochodzenia Niekorzystne warunki hydrologiczne nie sprzyjają osiąganiu lepszego wyniku finansowego Obrót hurtowy + Sprzedaż detaliczna Spadek Presja ze strony konkurencyjnego rynku i spadek marży Ponowne wprowadzenie obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia energii z kogeneracji negatywnie wpłynęło na wyniki Dystrybucja Bez zmian Pełne pokrycie WRA w taryfie Jednakże, niższa stopa wolna od ryzyka, powoduje spadek WACC Taryfy wzrastają, lecz struktura regulowanych przychodów zmienia się i wymaga działań optymalizacyjnych po stronie kosztów CAPEX Wzrost PGE uruchomiła ważne projekty inwestycyjne w Energetyce Konwencjonalnej w Opolu i Gorzowie. Polecenie rozpoczęcia prac bloku w Turowie zostanie wydane do 31 grudnia 2014 r. Wyższy poziom nakładów inwestycyjnych wpłynie na przyszłą rentowność aktywów. 20

21 Dziękujemy za uwagę