Grupa ENERGA wyniki 2013 10 marca 2014
Grupa ENERGA Wykres obrazuje kontrybucję poszczególnych segmentów biznesowych do skorygowanej EBITDA Grupy w 2013 r. 2
Podsumowanie roku 2013 Zysk jednostkowy netto ENERGA SA wyniósł 499 mln zł w 2013 roku, tym samym Zarząd ENERGA SA zarekomendował wypłatę 414 mln zł dywidendy, czyli 1 zł na jedną akcję Zysk netto Grupy ukształtował się na poziomie 743 mln zł i był o 63 proc. wyższy r/r Zysk EBITDA Grupy wyniósł ok. 2 mld zł, był wyższy o 336 mln zł, tj. o 21 proc. r/r, na co wpływ miała przede wszystkim poprawa wyników Segmentów Dystrybucji oraz Wytwarzania Wzrost aktywów trwałych do poziomu 12 650 mln zł w 2013 rok, wobec 10 697 mln zł w 2012 roku Roczne nakłady inwestycyjne Grupy wyniosły 2 802 mln zł, wobec 1 849 mln zł w 2012 roku W wyniku koncentracji Grupy na poprawie efektywności wskaźnik aktywa na jednego zatrudnionego poprawił się o ok. 30 proc. r/r 3
Kluczowe aktywa Grupy ENERGA Dystrybucja 194 tys. km linii energetycznych Draft nr 3[PL] 20,44 TWh - dostarczona energia elektryczna Zasięg 77 tys. km 2 Wytwarzanie 1 Elektrownie wodne o o o Włocławek (160 MW) Mniejsze jednostki wytwórcze (41 MW) Elektrownia szczytowo-pompowa w Żydowie (160MW) 3 farmy wiatrowe o o o Karcino (51 MW) Karścino (90 MW) Bystra (24 MW) Elektrownia systemowa w Ostrołęce (647 MW) Elektrociepłownia w Ostrołęce (75 MW, 394 MWt) Pozostałe elektrociepłownie (49 MW, 353 MWt) 1 Moc osiągalna Sprzedaż 2,9 mln liczba klientów 31,01 TWh sprzedana energia elektryczna (18,2 TWh - sprzedaż detaliczna) 4
Kluczowe dane operacyjne i finansowe Luty 2014
Grupa ENERGA ma stabilne podstawy biznesu 2012 2013 Zmiana Dystrybucja energii elektrycznej (TWh) 20,1 20,4 1% Liczba odbiorców dystrybucja (tysiące) 2 917 2 946 1% Produkcja energii elektrycznej brutto (TWh) 4,1 5,0 22% W tym OZE 1 (TWh) 1,3 1,9 46% Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej (TWh) 20,5 18,2-11% 4 kw. 2012 4 kw. 2013 Zmiana Dystrybucja energii elektrycznej (TWh) 5,2 5,3 2% Produkcja energii elektrycznej brutto (TWh) 0,8 1,2 50% W tym OZE 1 (TWh) 0,3 0,5 67% Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej (TWh) 5,4 4,6-15% 1 Obejmuje biomasę, elektrownie wiatrowe, elektrownie wodne przepływowe. Nie obejmuje elektrowni szczytowo-pompowej. 6
Zwiększamy produkcję energii z odnawialnych źródeł energii Produkcja ee brutto (GWh) Moc zainstalowana 2013 (MWe) 2 000 1 800 Elektrownie przepływowe Biomasa Wiatr 1 851 151 Wiatr 32% Biomasa 28% 1 600 1 400 1 200 1 000 1 292 1 285 0 0 309 552 692 Elektrownie przepływowe 40% suma: 508 MWe Prawa majątkowe (zielone) od wytworzonej ee (GWh) 800 600 400 983 733 1 008 Elektrownie przepływowe Biomasa Wiatr 1 292 1 285 309 552 1 851 151 692 Pokrywa to 88% zapotrzebowania ENERGA-OBRÓT na obowiązek umarzania zielonych praw majątkowych 200 0 2011 2012 2013 492 983 1 008 733 276 109 185 129 147 198 Lepsze r/r warunki hydrometeorologiczne dla elektrowni przepływowych (wzrost produkcji brutto o 38%) Nabycie farm wiatrowych, które zwiększyły moc wytwórczą Grupy o 165 MW 7
Grupa ENERGA konsekwentnie poprawia marżę EBITDA Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) 10 368 11 177 11 429 91 Korekta o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych Skorygowana EBITDA 2 220 1 611 1 864 235 255 2 936 2 892 1 520 1 629 1 965 393 297 96 539 464 75 Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) 703 743 2 802 456 1 849 1 446 145 656 698-74 8
Działalność regulowana stanowi stabilne źródło skorygowanej EBITDA Grupy Skorygowana EBITDA (mln zł) 2 220 1 864 267 30 1 611 207 120 14 17 264 263 9 404 375 1 587 954 1 318 5 2 393 44 276 14 52 539 91 378 79 16-59 -7-40 -28-1 -25 Dystrybucja OZE Elektrownie Systemowe CHP Sprzedaż Usługi, pozostałe i korekty * W roku 2011 w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Segment Wytwarzania nie był przedstawiany jako całość, lecz w podziale na Podsegmenty OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP. W związku z tym EBITDA Segmentu Wytwarzania prezentowana na powyższym wykresie jest sumą tych poszczególnych Podsegmentów. 9
i wspierana jest przez pozostałe Segmenty łańcucha wartości mln zł Dystrybucja Sprzedaż 2012 2013 Zmiana 2012 2013 Zmiana Przychody ze sprzedaży 3 684 3 796 3% 7 179 7 107-1% EBITDA 1 218 1 561 28% 264 207-22% Marża EBITDA 33,1% 41,1% 8 p.p. 3,7% 2,9% -0,8 p.p. Zysk netto 320 612 91% 192 170-11% Marża zysku netto 8,7% 16,1% 7,4 p.p. 2,7% 2,4% -0,3 p.p. CAPEX 1 364 1 397 2% 30 42 40% mln zł Wytwarzanie w tym: OZE 1 Elektrownie Systemowe 1,2 2012 2013 Zmiana 2012 2013 Zmiana 2012 2013 Zmiana Przychody ze sprzedaży 1 512 1 549 2% 352 545 55% 1 038 890-14% EBITDA 157 223 42% 261 404 55% -107-205 -92% Marża EBITDA 10,4% 14,4% 4 p.p. 74,1% 74,1% 0 p.p. - - - Wynik netto 23 67 191% 191 263 38% -163-203 -25% Marża wyniku netto 1,5% 4,3% 2,8 p.p. 54,3% 48,2% -6 p.p. - - - CAPEX 412 1 332 223% 67 1 064-213 133-38% 1 Spółka w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2012 wyodrębniała oddzielnie Podsegmenty OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP. W Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2013 Spółka przedstawia je jako jeden Segment Wytwarzania. W związku z tym, informacje finansowe dla Podsegmentów Segmentu Wytwarzania zostały przedstawione jedynie na potrzeby powyższej prezentacji, ale nie pochodzą ze Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego za rok 2013. 2 Kluczowy udział w wynikach Podsegmentu Elektrownie Systemowe ma ENERGA Elektrownie Ostrołęka SA. 10
Grupa ENERGA konsekwentnie realizuje plany inwestycyjne Kluczowe inwestycje Kluczowe inwestycje w segmencie dystrybucji energii elektrycznej: 704 mln zł rozbudowa sieci w związku z przyłączaniem nowych odbiorców i wytwórców 562 mln zł modernizacja sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw, 15 mln zł pozostałe nakłady na innowacyjne technologie i rozwiązania sieciowe (Smart Grid, SID) w tym nakłady na AMI 118 mln zł Najważniejsze inwestycje w segmencie wytwarzania: 1 013 mln zł akwizycje farm wiatrowych w podsegmencie OZE; zwrot z inwestycji * z zakupionych farm wiatrowych w 2013 r. wyniósł 9,4% 86 mln zł modernizacja i uciepłownienie zespołu kotłów Elektrowni Ostrołęka B mln zł 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 5 Nakłady inwestycyjne 1 446 201 30 1 210 1 849 2 802 1 013 412 319 42 31 30 1 364 1 397 42 Akwizycja farm wiatrowych od grup Dong i Iberdrola W segmencie sprzedaży zainwestowano 24 mln zł na poprawę efektywności sprzedaży i obsługi klientów. 0 2011 2012 2013 Wytwarzanie-Akwizycje wiatrowe Pozostałe i korekty Dystrybucja energii elektrycznej * Zwrot liczony jako zannualizowana EBITDA trzech działających farm odniesiona do ceny nabycia zaalokowanej do tych farm. Wytwarzanie-Pozostałe Sprzedaż dane wg MSSF 11
Inwestycje i poprawa efektywności w Segmencie Dystrybucji źródłem wzrostu EBITDA Inwestycje w 2013 roku: Przyłączanie do sieci nowych odbiorców i wytwórców stanowiło blisko połowę nakładów: o Na koniec 2013 roku udział ENERGA-OPERATOR w zakresie przyłączenia OZE w kraju stanowił 58% o Liczba przyłączonych odbiorców wzrosła o ponad 29 tys., co stanowi 1% łącznej liczby klientów Na modernizację sieci wydano ponad 40% nakładów: o Zmodernizowano ok. 1300 km linii napowietrznych oraz kablowych Spadek zatrudnienia: W Segmencie Dystrybucji poziom zatrudnienia spadł w 2013 roku do 6 079 osób, wobec 6 954 osób w roku 2012 Optymalizacja w obszarze zakupów: Wskaźnik nakładów jednostkowych spadł o 13,6% r/r Koszty operacyjne (mln zł nominalnie) 1 000 Uznane przez URE 800 600 400 200 0 771 Koszty strat sieciowych (mln zł) Uznane przez URE Rzeczywiste koszty operacyjne segmentu dystrybucji Rzeczywiste koszty operacyjne segmentu dystrybucji jako % uznanych przez URE 111% 102% 99% 858 818 833 880 2011 2012 2013 Faktyczne koszty strat sieciowych zafakturowane Faktyczne koszty strat sieciowych jako % uznanych przez URE 878 ¹ Koszty operacyjne z wyłączeniem zysku z pozostałej działalności wyniosły 898 mln zł, 880 mln zł i 927 mln zł odpowiednio w roku 2011, 2012 i 2013. 1 Co wpłynęło na zmniejszenie OPEX GAP: W roku 2011 odchylenie między rzeczywistymi kosztami operacyjnymi a kosztami uznanymi przez URE za uzasadnione wyniosło 11% i zostało całkowicie wyeliminowane w 2013 roku 300 200 100 101% 91% 94% 323 325 339 307 318 298 0 2011 2012 2013 12
Kluczowe dane operacyjne Segmentu Dystrybucji Wolumen i cena dystrybuowanej energii 1 Wolumen energii dystrybuowanej (GWh) Średnia taryfa (PLN/MWh) 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 19 611 20 058 20 444 166 168 153 167 168 5 178 5 279 200 160 0 120 ¹ Średnia taryfa liczona jako stosunek zafakturowanych przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych oraz ilości energii elektrycznej dostarczonej odbiorcom końcowym (MWh) Wskaźniki awaryjności SAIDI (nieplanowane, katastrofalne i planowane) (Liczba minut przerw w zasilaniu na odbiorcę na rok) SAIFI (nieplanowane, katastrofalne i planowane) (Liczba przerw w zasilaniu na odbiorcę na rok) 700 600 500 400 300 200 100 603 SAIDI - huragan Ksawery 309 SAIDI 355 121 234 6 5 4 3 2 1 5,45 SAIFI - huragan Ksawery 3,82 SAIFI 3,37 3,04 0,33 0 2011 2012 2013 0 2011 2012 2013 13
Bezpieczna pozycja finansowa ENERGA Dobra pozycja finansowa Grupy ENERGA została potwierdzona przez agencje ratingowe 1 382 1 186 1 835 mln zł (2 004) (1 803) (2 787) BBB (stabilna perspektywa) Utrzymanie dotychczasowych ratingów w październiku 2013-189 -654-497 2011 2012 2013 Baa1 (zmiana perspektywy na stabilną) Potwierdzenie dotychczasowej oceny w grudniu 2013 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej pomniejszone o odsetki zapłacone Dywidendy wypłacone Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej 14
Konserwatywna polityka jeśli chodzi o poziom zadłużenia 31 grudnia 2011 31 grudnia 2012 31 grudnia 2013 (mln zł) (mln zł) (mln zł) Dług netto/ EBITDA 0,11x 0,88x 1,49x EBITDA 1 520 1 629 1 965 5 276 3 495 2 924 1 949 1 426 172-1 777-2 069-2 352 Środki pieniężne i ekwiwalenty Oprocentowane kredyty i pozyczki powiększone o dłużne papiery wartościowe Dług netto 15
Kluczowe kierunki rozwoju Grupy ENERGA Filary strategii Dalszy rozwój w segmencie dystrybucji Cele Wzrost rentowności i generowanych przepływów pieniężnych Stała poprawa jakości usług Działania Modernizacja i rozbudowa sieci dystrybucyjnej Stała poprawa niezawodności sieci Minimalizacja wpływu na środowisko naturalne Rozwój źródeł energii przyjaznych środowisku Wsparcie efektywnego wykorzystania energii Dalsze inwestycje w odnawialne źródła energii Wykorzystanie sprawdzonych technologii Koncentracja na obsłudze Klienta Wzrost poziomu satysfakcji Klientów Utrzymanie silnej, długoterminowej relacji z Klientami Dostarczanie wysokiej jakości produktów Zachowanie wysokiej efektywności kosztowej 16
Dziękujemy Q&A Biuro Relacji Inwestorskich Kontakt dla mediów Joanna Pydo Dyrektor ds. Relacji Inwestorskich Joanna.Pydo@energa.pl Beata Ostrowska Rzecznik Prasowy Grupy ENERGA Beata.Ostrowska@energa.pl Tel.:(+48) 58 771 85 59 Tel.: (+48) 58 347 39 54 investor.relations@energa.pl 17
Zastrzeżenia prawne Niniejsza prezentacja ma charakter wyłącznie informacyjny i nie należy jej traktować jako porady inwestycyjnej. Niniejsza prezentacja została sporządzona przez ENERGA SA ( Spółka ). 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. 18
Informacje dodatkowe
Struktura kosztów rodzajowych Koszty rodzajowe (mln zł) 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych 657 723 771 189 203 Zużycie materiałów i energii 1 131 1 016 946 186 191 Usługi obce 1 199 1 219 1 127 329 320 Podatki i opłaty 260 278 364 42 138 Koszty świadczeń pracowniczych 1 097 1 012 921 270 223 Odpisy aktualizujące 44 184 215 21 46 Pozostałe koszty rodzajowe 75 84 83 47 31 Zmiana stanu zapasów i rozliczeń międzyokresowych -21-11 8 12 50 Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki -244-153 -101-29 -32 Wartość sprzedanych towarów i materiałów 5 162 5 815 5 828 1 677 1 436 Koszty operacyjne, razem 9 361 10 167 10 162 2 744 2 606 W tym: Koszt własny sprzedaży 8 759 9 482 9 456 2 544 2 394 Koszty sprzedaży 188 308 294 101 80 Koszty ogólnego zarządu 414 377 412 99 132 20
Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych Skorygowana EBITDA Grupy (tys. zł) 2012 2013 Draft nr 3[PL] EBITDA 1 629 246 1 965 469 Odpisy aktualizujące rzeczowe aktywa trwałe i aktywa niematerialne 123 951 149 974 Przychody i koszty dotyczące sprawy spornej pomiędzy ENERGA-OPERATOR a PSE i PKN ORLEN S.A. Koszty restrukturyzacji zatrudnienia (w tym z tytułu programów i zasad dobrowolnych odejść) 62 514-60 428 140 509 Rozwiązanie rezerw na świadczenia pracownicze na pracowników odchodzących z Grupy (12 185) (54 269) Zyski z tytułu okazyjnego nabycia powstałe w wyniku przejęcia jednostek powiązanych (DONG) - (17 907) Dodatkowa rezerwa na emisję CO 2 dotycząca nieotrzymanych darmowych uprawnień - 35 800 Skorygowana EBITDA 1 863 954 2 219 577 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. 21
Podstawowe wyniki segmentów mln zł Dystrybucja Sprzedaż 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Zmiana 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Zmiana Przychody ze sprzedaży 977 997 2% 1 964 1 858-5% EBITDA 181 425 135% 63 19-70% Marża EBITDA 18,5% 42,6% 24,1 p.p. 3,2% 1,0% -2,2 p.p. Wynik netto -66 161 343% 38 12-68% Marża wyniku netto - 16,2% - 1,9% 0,6% -1,3 p.p. CAPEX 472 554 17% 13 22 69% mln zł Przychody ze sprzedaży 4 Kw. 2012 Wytwarzanie 4 Kw. 2013 Zmiana 4 Kw. 2012 w tym: OZE 1 Elektrownie Systemowe 1,2 4 Kw. 2013 Zmiana 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Zmian a 353 434 23% 71 158 123% 248 242-2% EBITDA 42 24-43% 43 90 109% -1-79 - Marża EBITDA 12,0% 5,6% -6,4 p.p. 61,1% 57,2% -3,9 p.p. - - - Wynik netto 19-16 -184% 31 48 55% -11-71 -545% Marża wyniku netto 5,4% - - 44,0% 30,6% -13,4 p.p. - - - CAPEX 190 114-40% 38 0,2-99% 105 74-30% 1 Spółka w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2012 wyodrębniała oddzielnie Podsegmenty OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP. W Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2013 Spółka przedstawia je jako jeden Segment Wytwarzania. W związku z tym, informacje finansowe dla Podsegmentów Segmentu Wytwarzania zostały przedstawione jedynie na potrzeby powyższej prezentacji, ale nie pochodzą ze Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego za rok 2013. 2 Kluczowy udział w wynikach podsegmentu Elektrownie Systemowe ma ENERGA Elektrownie Ostrołęka SA. 22
Wyniki finansowe Segmentu Dystrybucji Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) 3 389 3 684 3 796 1 218 1 561 Sprawa sporna z PSE S.A. (-63 mln zł, kwota główna) Rezerwa na ograniczenie usług EOiS -31 mln zł Przejście ENERGA- OPERATOR na MSSF 916 977 997 425 181 Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) 612 Sprawa sporna z PSE S.A. (-123 mln zł, kwota główna i odsetki) 1 210 1 364 1 397 265 320 161 472 554-66 23
EBITDA Bridge Segmentu Dystrybucji 1 800 1 600 mln zł 1 400 1 200 194 63 61 15 18 17 13 51 63 1 000 800 600 1 218 1 447 1 447 1 498 1 561 400 200 0 EBITDA I-XII 2012 Zmiana WRA efektywnie wynagradzanego Zmiana WACC Wzrost przychodu wynikający ze zmiany amortyzacji uwzględnionej w taryfie Odchylenie marży dystrybucyjnej rzeczywistej vs taryfa Odchylenie strat sieciowych z szacunkami vs taryfa Zmiana OPEX GAP Zmiana przychodów z przyłączy Wynik SD na pozostałej działalności Sprawa sporna z PSE EBITDA I-XII 2013 o o o -64 mln zł - ujęcie w 2013 roku kosztów restrukturyzacji w spółkach pracy na sieci (wypłaty i utworzone rezerwy) +67,3 mln zł - rozwiązanie rezerw aktuarialnych ze względu na odejścia pracowników w spółkach pracy na sieci oraz zmianę założeń aktuarialnych +30,9 mln zł - utworzenie w 2012 roku rezerwy na ograniczenie usług Energa Obsługa i Sprzedaż związanych z obsługą klientów 24
Przychód regulowany Zwrot z WRA Nowe WRA Wartość Regulacyjna Aktywów 2 006 1 352 754 588 WRA efektywnie wynagradzane 7 413 9 428 Nowe WRA 2012 Wydatki inwestycyjne Zmniejszenia Nowe WRA 2013 uznaneprzez URE 2012 2013 WACC 9,62% 8,95% "Standard" WACC AMI 2,00% 2,00% Zwrot z kapitału na bazie nowego WRA 907 897 Ścieżka dojścia" Efektywny zwrot z WRA Zwrot z zaangażowanego kapitału 713 844 7,57% 8,42% 3 365 3 478 713 844 502 563 2 149 2 071 2012 2013 Pozostałe koszty Amortyzacja Zwrot z WRA 25
Wyniki finansowe Segmentu Sprzedaży Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) 6 804 7 179 7 107 264 207 168 1 964 1 858 63 19 Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) 42 192 170 30 30 130 22 13 38 12 26
EBITDA Bridge Segmentu Sprzedaży mln zł 270 240 210 180 32 11 7 5 6 15 3 150 120 90 264 232 221 214 214 219 210 207 207 60 30 0 EBITDA I-XII 2012 Marża zmienna - energia elektryczna (detal + hurt) Wynik na obrocie prawami majątkowymi Wynik na obrocie prawami do emisji CO2 (CER/EUA) Redukcja kosztów Odpis aktualizujący ogólnego zarządu + należności i zapasy koszty sprzedaży Rezerwa restrukt. Pozostałe przychody pomniejszona o / koszty odszkodowanie od ENERGA-OPERATOR EBITDA I-XII 2013 27
Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaży 2012 2013 Zmiana Liczba klientów (tys. szt.) 2 894 2 909 1% Sprzedaż energii elektrycznej poza Segment (TWh)* 28 31 10% w tym sprzedaż detaliczna 20 18-11% Sprzedaż energii elektrycznej poza Grupę (TWh)* 26 29 12% Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej (zł/mwh) 253,7 228,6-10% Koszt zakupu energii elektrycznej (tys. zł) 5 743 5 823 1% Koszt zakupu energii elektrycznej z PM (tys. zł) 6 395 6 375 0% Średnia cena zakupu energii elektrycznej bez PM (zł/mwh) 201,7 187,7-7% Średnia cena zakupu energii elektrycznej z PM (zł/mwh) 224,6 205,5-9% Marża zmienna I stopnia** 6,14% 6,02% -0,12 p.p. * Należy odróżnić sprzedaż energii poza Grupę od tej poza Segment Sprzedaży. Sprzedaż poza Grupę nie uwzględnia sprzedaży energii do ENERGA- OPERATOR na pokrycie strat sieciowych, która natomiast ujęta jest w sprzedaży poza Segment Sprzedaży. Ponadto sprzedaż energii w obu ujęciach nie uwzględnia sprzedaży energii elektrycznej poza Grupę przez wytwórców. ** 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) 2012 2013 Zmiana Zakupy energii od wytwórców z GK ENERGA 2,39 1,98-17% Zakupy energii na rynku hurtowym - giełda 12,49 5,72-54% Zakupy energii na rynku hurtowym - pozostałe 13,35 23,03 73% Zakupy energii poza granicami kraju 0,02 0,03 81% Zakupy energii na rynku bilansującym 0,22 0,27 23% Zakup energii razem 28,47 31,02 9% Istotne czynniki wpływające na wynik Segmentu Nasilająca się konkurencja w zakresie sprzedaży energii do klientów końcowych Dokonanie przez EOB korekt in minus cen sprzedaży energii elektrycznej klientom strategicznym (w związku z brakiem obowiązku umarzania w zakresie czerwonych i żółtych certyfikatów) Obniżenie od lipca 2013 r. przez prezesa URE taryfy G o ok. 4% (wpływ na wynik -28 mln zł). 28
Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaży c.d. Wolumen sprzedaży ee za rok 2013 1 Sprzedaż energii elektrycznej według taryf GWh 24 000 Taryfa G Taryfa C Taryfa B Taryfa A 20 559 18,2 TWh 59% 12,8 TWh 41% 1,6 TWh 5% 0,8 TWh 3% 10,3 TWh 33% 20 000 16 000 12 000 19 328 2 426 7 324 2 905 8 215 18 258 2 219 6 672 8 000 4 133 4 020 3 993 Sprzedaż hurtowa Sprzedaż detaliczna Sprzedaż na pokrycie strat sieciowych Sprzedaż na rynek bilansujący 4 000 5 445 5 419 5 374 5 389 4 629 768 501 2 197 1 704 1 036 1 048 Pozostała sprzedaż hurtowa 0 1 389 1 376 2011 2012 2013 4 Kw. 20124 Kw. 2013 1 Sprzedaż poza Segment Sprzedaży z uwzględnieniem sprzedaży do spółek z Grupy spoza Segmentu. 29
Wyniki finansowe Segmentu Wytwarzania Przychody 1 (mln zł) EBITDA 1 (mln zł) 1 826 1 512 57 1 549 Farmy wiatrowe 499 Odpis na utratę wartości aktywów Ostrołęka B Odpis na utratę wartości aktywów Ostrołęka C Farmy wiatrowe 152 123 41 353 434 46 157 223 28 42 24 33 Zysk netto 1 (mln zł) Farmy wiatrowe 346 Capex 1 (mln zł) Akwizycja od Grupy DONG Akwizycja od Iberdrola Renovables 1 332 667 67 23 13 19 412 346-16 17 201 190 114 1 Dane za rok 2011 i 2012 nie zawierają wyłączeń między Podsegmentami. 30
EBITDA Bridge Segmentu Wytwarzania mln zł 280 260 240 41 29 220 200 180 10 63 50 160 140 130 120 100 80 157 73 214,2272748 224,1953436 235,969122 223 60 40 83,91630945 83,91630945 20 0 EBITDA I-XII 2012 Zmiana ceny Zmiana sprzedaży energii wolumenu el. sprzedaży en el. z produkcji własnej Przychody ze sprzedaży certyfikatów pochodzenia EBITDA farm wiatrowych Różnica w odpisie na rzeczowe aktywa trwałe Rezerwa CO2 Pozostale przychody i koszty operacyjne EBITDA I-XII 2013 o +10 mln zł - należne odszkodowanie od wykonawcy bloku energetycznego na biomasę BB20 o +11 mln zł niższe koszty programów dobrowolnych odejść o +25 mln zł niższe koszty wynagrodzeń i świadczeń pracowniczych w spółkach Segmentu o +7 mln niższy koszt zużycia paliw w Podsegmencie CHP o +3 mln zł - wzrost sprzedaży ciepła w Segmencie Wytwarzanie o -16 mln wzrost kosztów usług doradczych związanych z nabyciem farm wiatrowych o -11 mln zł odpis aktualizujący należność dla ESP Żydowo od PSE z tytułu zwrotu poniesionych kosztów opłaty dystrybucyjnej 31
Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania Produkcja brutto ee według paliw (GWh) Produkcja ciepła brutto (TJ) Węgiel Woda Biomasa Wiatr 5 000 4 000 4 682 309 1 006 4 072 552 4 967 151 692 1 037 Elektrownie systemowe 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 1 449 1 604 1 468 456 430 CHP 2 450 2 496 2 480 824 762 Razem 3 899 4 100 3 948 1 280 1 191 3 000 755 Produkcja ciepła brutto 2013 2 000 1 000 0 3 368 3 088 2 765 1 212 109 798 185 212 129 155 514 706 63% 37% Elektrownie systemowe CHP o Lepsze r/r warunki hydrometeorologiczne dla elektrowni przepływowych (wzrost produkcji brutto o 38%) o Nabycie farm wiatrowych, które zwiększyły moc wytwórczą Grupy o 165 MW 32
Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania c.d. Zużycie paliw Węgiel Zmiana Biomasa Zmiana 2012 2013 (%) 2012 2013 Zmiana Zmiana (%) Ilość [tys. ton] 1 429,0 1 576,2 147,2 10% 403,4 454,7 51,3 13% Koszt [mln zł] 457,9 455,1-2,8-1% 186,3 198,0 11,7 6% Koszt jednostkowy [zł/tonę] 320,4 288,7-31,7-10% 461,8 435,5-26,4-6% Koszt jednostkowy [zł/mwh] 120,1 110,2-9,9-8% 290,3 266,0-24,4-8% Uprawnienia do emisji CO 2 w jednostkach wytwórczych [tys. ton CO 2 ] 2012* 2013 Ilość darmowych uprawnień do emisji CO 2 (KPRU) 3 080,4 0,0 Ilość uprawnień do emisji CO 2 nabyta na rynku wtórnym 564,9 0,0 Suma uprawnień do emisji CO 2 3 645,3 0,0 Ilość emisji CO 2 związana z wytwarzaniem energii elektrycznej 2 497,6 2 718,6 1.764 uprawnień do emisji CO 2 w planie podziału (KPRU) jeszcze nie przyznane Utworzona rezerwa na wyżej wymienione uprawnienia 36 mln zł Ilość emisji CO 2 związana z wytwarzaniem energii cieplnej 444,8 466,0 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) 702,9-3 184,6-672,5 30,4 30,4-3 154,2 Łączna utworzona rezerwa na 63 mln zł * W 2012 roku zakończył się 5-letni okres rozliczeniowy praw do emisji CO 2 ; zakupy dokonane w 2013 roku na pokrycie strat roku 2012 w powyższej tabeli zostały uwzględnione roku w 2012. 33
EBITDA Podsegmentów Wytwarzania EBITDA (mln zł) 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 OZE 261 404 43 91 CHP 4 25 1 13 Elektrownie Systemowe -107-205* -1-79 Korekty Segmentu -1-1 -1-1 Razem Wytwarzanie 157 223 42 24 *Utworzenie odpisu aktualizującego rzeczowe aktywa trwałe w Elektrowni B w Ostrołęce w kwocie 152 mln zł. 34
Wyniki finansowe Podsegmentu OZE Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) Farmy wiatrowe Farmy wiatrowe 545 458 352 57 372 261 41 404 158 71 46 43 90 33 Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) 288 13 263 Farmy wiatrowe Akwizycja od Grupy DONG Akwizycja od Iberdrola Renovables 1 064 191 667 412 31 17 48 201 346 190 114 1 Dane dla Podsegmentów OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP wykazane zostały jedynie na potrzeby niniejszej prezentacji, gdyż w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2013 Spółka prezentuje je jako jeden Segment Wytwarzania. 35
EBITDA Bridge Podsegmentu OZE mln zł 480 440 400 360 41 9 320 73 280 51 17 240 4 200 404 160 120 261 80 40 0 EBITDA I-XII 2012 Zmiana ceny sprzedaży energii el. Zmiana wolumenu sprzedaży energii el. z prod. własnej Zmiana ceny sprzedaży zielonych certyfikatów Zmiana wolumenu sprzedanych zielonych certyfikatów EBITDA farm wiatrowych Pozostałe przychody i koszty z działalności EBITDA I-XII 2013 o o -11 mln zł odpis aktualizujący należność dla ESP Żydowo od PSE S.A. z tytułu zwrotu poniesionych kosztów opłaty dystrybucyjnej -16 mln zł - koszty usług doradczych związanych z nabyciem farm wiatrowych 36
Wyniki finansowe Podsegmentu Elektrownie Systemowe Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) 116 Odpis na utratę wartości aktywów Ostrołęka B Odpis na utratę wartości aktywów Ostrołęka C 1 218 1 038 890-123 -1-28 248 242-107 -152-79 -205 Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) 53 213-11 -71 92 133 105 74-163 -203 1 Dane dla Podsegmentów OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP wykazane zostały jedynie na potrzeby niniejszej prezentacji, gdyż w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2013 Spółka prezentuje je jako jeden Segment Wytwarzania. 37
Wyniki finansowe ENERGA Elektrownie Ostrołęka SA mln zł 2012 2013 Zmiana Przychody ze sprzedaży 1 079 933-14% EBITDA 47-101 -315% Marża EBITDA 4,4% - - Wynik netto -12-119 -892% Marża wyniku netto - - - CAPEX 106 121 14% *Dane na podstawie jednostkowego sprawozdania finansowego spółki za rok 2013 Na wyniki 2013 roku wpływ miało utworzenie odpisu aktualizującego rzeczowe aktywa trwałe w Elektrowni B w Ostrołęce w kwocie 152 mln zł. 38
EBITDA Bridge Podsegmentu Elektrownie Systemowe mln zł * Korekta zapasu świadectw pochodzenia energii do cen rynkowych z dnia wytworzenia. 39
Kluczowe dane operacyjne Podsegmentu Elektrowni Systemowych Elektrownie Systemowe: Ostrołęka Produkcja w wymuszeniu (must run) Ostrołęka B 4 500 4 000 3 500 3 000 1 624 Sprzedaż w wymuszeniu Sprzedaż pozostała Koszt jednostkowy zmienny wytworzenia ee* Koszt jednostkowy zmienny wytworzenia z węgla kamiennego Średnia cena sprzedaży ee w wymuszeniu Jednostka 2012 2013 (zł/mwh) 197,5 184,4 (zł/mwh) 161,9 152,2 (zł/mwh) 196,3 180,9 2 500 2 335 Średnia cena sprzedaży ee (zł/mwh) 206,7 183,0 *uwzględnia koszt wszystkich rodzajów paliw bez przychodów z certyfikatów 2 000 3 321 Wolumeny i koszty zużycia paliw 2013 1 500 1 000 2 236 2 866 Produkcja własna 1 474 Produkcja własna Węgiel Biomasa* Ostrołęka A (tys. ton) 115 38 Ostrołęka B (tys. ton) 1 290 417 500 Zużycie ogółem (tys. ton) 1 405 454 0 2012 2013 Koszt jedn. zużycia (zł/ tona) 285,7 435,5 Koszt paliwa ogółem (mln zł) 401 198 Źródło: Spółka *Średnia cena dla wszystkich typów biomasy zużytych przez Elektrownie Ostrołęka w roku 2013. 40
Wyniki finansowe Podsegmentu CHP Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) 150 158 166 25 W tym odszkodowanie od wykonawcy bloku biomasowego BB20 (10 mln zł) 52 50 10 13 4 1 Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) 5 9 6 135 138 1 56 50 41-4 1 Dane dla Podsegmentów OZE, Elektrownie Systemowe oraz CHP wykazane zostały jedynie na potrzeby niniejszej prezentacji, gdyż w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2013 Spółka prezentuje je jako jeden Segment Wytwarzania. 41
EBITDA Bridge Podsegmentu CHP mln zł 30 25 20 15 16 10 7 7 6 25 5 0 4 3 7 1 1 8 9 9 EBITDA 2012 Sprzedaż energii elektrycznej Sprzedaż energii cieplnej Koszt zużycia paliw Rezerwa na CO2 pozostałe koszty i przychody operacyjne EBITDA 2013 o o 10 mln zł - należne odszkodowanie od wykonawcy bloku energetycznego na biomasę BB20 7 mln zł - niższe koszty wynagrodzeń i świadczeń pracowniczych 42
Kluczowe dane operacyjne Podsegmentu CHP CHP Produkcja ciepła brutto (TJ) 2 elektrownie CHP: Elbląg (49 MWe, 293 MWt), Kalisz (8 MWe, 128 MWt) oraz 3 małe ciepłownie o łącznej mocy (28,9 MWt) ENERGA jest właścicielem i operatorem dwóch zintegrowanych sieci ciepłowniczych w Ostrołęce i Kaliszu Niemal 100% produkcji ciepła pochodzi z węgla 2 450 2 496 2 480 824 762 Produkcja ee brutto (GWh) Koszt zużycia węgla 140 146 144 2012 2013 Zmiana Wolumen (tys. ton) 181,1 171,1-6% 43 39 Koszt (mln zł) 60,8 53,7-12% 43
Średni koszt długu Grupy ENERGA Średni koszt długu GK ENERGA Główne przyczyny zmian: Spadek w 2013 roku średniego poziomu WIBOR 7% 6% 5% 4% 3% 2% 6,13% 4,95%* 3M o 1,88 p.p. Zmiana struktury finansowania Transakcje zabezpieczające koszt długu związany z emisją euroobligacji w kwocie 400 mln EUR wyrażony w zł na stałym poziomie 5,17% rocznie. 1% 0% 2012 2013 *Średni koszt długu bez uwzględnienia jednorazowych prowizji wyniósł 4,66%. Średni WIBOR 3M Struktura finansowania w 2013 roku % 6 4,91% 4 2 3,03% Stała stopa % 39% Zmienna stopa % 61% 0 2012 2013 Źródło: Bloomberg 44
I kw. II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw. IV kw. prognoza I kw. prognoza II kw. prognoza III kw. prognoza IV kw. prognoza Kluczowe dane makroekonomiczne Kwartalna dekompozycja PKB dla Polski w latach 2011-2013 (w pp.) 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0-2,0-4,0-6,0 1 kw.2011 2 kw.2011 3 kw. 2011 4 kw. 2011 1 kw.2012 2 kw.2012 3 kw.2012 4 kw.2012 1 kw. 2013 2 kw.2013 3 kw.2013 2011 2012 2013 Popyt krajowy Saldo obrotów z zagranicą Przyrost rzeczowych środków obrotowych Nakłady brutto na środki trwałe Spożycie publiczne Spożycie indywidualne PKB Kwartalna Dynamika PKB i popytu krajowego w Polsce w latach 2009-2014 (w %) 7 6 5 4 3 2 1 0-1 -2-3 Produkt Krajowy Brutto Popyt krajowy 2009 2010 2011 2012 2013 2014 45
Kluczowe dane rynkowe Węgiel kamienny ARA Index (USD/Mg) EUA - uprawnienia do emisji CO 2 (EUR/Mg) CER - uprawnienia do emisji CO 2 (EUR/Mg) 100,87 90,11 90,86 88,76 86,27 80,11 77,24 83,83 7,69 7,11 7,62 7,11 3,97 3,82 2,82 4,52 3,74 4,62 4,70 0,92 0,16 0,24 0,67 0,38 Q1 2012Q2 2012Q3 2012Q4 2012Q1 2013Q2 2013Q3 2013Q4 2013 * Źródło: ARA Index Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 Q1 2012Q2 2012Q3 2012Q4 2012Q1 2013Q2 2013Q3 2013Q4 2013 ** Źródło: Dom Maklerski CONSUS SA Przeciętne ceny energii elektrycznej i zielonych certyfikatów na TGE (PLN/MWh) *** Energia elektryczna podstawa (SPOT) (PLN/MWh) Energia elektryczna szczyt (SPOT) (PLN/MWh) Zielone certyfikaty PMOZEX_A (PLN/MWh) 188,87 174,44 183,14 171,50 162,37 163,62 150,79 149,54 206,12 185,20 192,95 187,93 175,87 162,04 174,37 163,11 279,97 271,27 239,80 213,79 144,21 170,68 148,78 197,93 Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 Q1 2012Q2 2012Q3 2012Q4 2012Q1 2013Q2 2013Q3 2013Q4 2013 Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 *** Źródło: Towarowa Giełda Energii S.A. 46