Grupa ENERGA – wyniki 2013
10 marca 2014
Wykres obrazuje kontrybucję poszczególnych segmentów biznesowych do skorygowanej EBITDA Grupy w 2013 r.
Grupa ENERGA
2
Zysk jednostkowy netto ENERGA SA wyniósł 499 mln zł w 2013 roku, tym samym
Zarząd ENERGA SA zarekomendował wypłatę 414 mln...
Draft nr 3[PL]
 Elektrownie wodne
o Włocławek (160 MW)
o Mniejsze jednostki wytwórcze (41 MW)
o Elektrownia szczytowo-pom...
Luty 2014
Kluczowe dane operacyjne i finansowe
4 kw. 2012 4 kw. 2013 Zmiana
Dystrybucja energii elektrycznej (TWh) 5,2 5,3 2%
Produkcja energii elektrycznej brutto (TWh)...
983
733
1 008
147 198
309
552
692
129
185
151
109
1 292 1 285
1 851
276
492
2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Elektrown...
1 520 1 629
1 965
297
464
91
235
255
96
75
1 611
1 864
2 220
393
539
2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Przychody (mln z...
954
1 318
1 587
276
378
375
263
404
44
91
120
17
-28
2
-25
14
9
30
5
16
207
264
267
52
79
-59
-7
-40
14
-1
∑ 1 611
∑ 1 864...
1 Spółka w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2012 wyodrębniała oddzielnie Podsegmenty OZE, Elektrownie System...
1 210
1 364 1 397
30
30 42
5
42 31
201
412 319
1 013
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
2011 2012 2013
Nakłady inwestycyj...
323 339
318325 307 298
0
100
200
300
2011 2012 2013
Uznane przez URE Faktyczne koszty strat sieciowych zafakturowane
Inwes...
19 611 20 058 20 444
5 178 5 279153
166 168
167 168
120
160
200
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
2011 2012 2013 4 Kw. 2...
(2 004)
(1 803)
(2 787)
-189 -654
-497
1 382
1 186
1 835
2011 2012 2013
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej ...
EBITDA
Dług netto/
EBITDA
(mln zł)
31 grudnia
2011
0,11x
(mln zł)
31 grudnia
2012
1 965
0,88x
(mln zł)
31 grudnia
2013
1 6...
16
Kluczowe kierunki rozwoju Grupy ENERGA
Filary strategii DziałaniaCele
Minimalizacja wpływu
na środowisko
naturalne
 Wz...
17
Dziękujemy – Q&A
Biuro Relacji Inwestorskich Kontakt dla mediów
Joanna Pydo Beata Ostrowska
Dyrektor ds. Relacji Inwest...
18
Zastrzeżenia prawne
Niniejsza prezentacja ma charakter wyłącznie informacyjny i nie należy jej traktować jako porady
in...
Informacje dodatkowe
Koszty rodzajowe (mln zł) 2011 2012 2013
4 Kw.
2012
4 Kw.
2013
Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów
niemateria...
Draft nr 3[PL]
Skorygowana EBITDA Grupy (tys. zł) 2012 2013
EBITDA 1 629 246 1 965 469
Odpisy aktualizujące rzeczowe aktyw...
1 Spółka w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok 2012 wyodrębniała oddzielnie Podsegmenty OZE, Elektrownie System...
916
1 218
1 561
181
425
2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
• Sprawa sporna z PSE S.A.
(-63 mln zł, kwota główna)
• Rezer...
1 218
1 447 1 447 1 498 1 561
194
63 61
15 18 17 13 51
63
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
EBITDA I-XII 201...
2 149 2 071
502 563
713 844
3 365 3 478
2012 2013
Pozostałe koszty Amortyzacja Zwrot z WRA
ZwrotzWRA
"Standard"
WACC 9,62%...
Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł)
Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł)
6 804
7 179 7 107
1 964 1 858
2011 2012 2013 4 Kw. 2...
264
232
221 214 214 219 210
207
32
11
7 5
6
15 3
207
0
30
60
90
120
150
180
210
240
270
EBITDA
I-XII 2012
Marża zmienna -
...
Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaży
* Należy odróżnić sprzedaż energii poza Grupę od tej poza Segment Sprzedaży. S...
5 445 5 419 5 374
1 389 1 376
4 133 4 020 3 993
1 036 1 048
7 324 8 215
6 672
2 197 1 704
2 426
2 905
2 219
768
501
19 328...
1 826
1 512
353
57
46
1 549
434
2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
499
157
223
42 24
123 41
152
28
2011 2012 2013 4 Kw. ...
EBITDA Bridge Segmentu Wytwarzania
o +10 mln zł - należne odszkodowanie od wykonawcy bloku energetycznego na biomasę BB20
...
3 368
2 765
3 088
514
706
1 006
755
1 037
155
212
309
552
692
129
185
151
109
4 682
4 072
4 967
798
1 212
0
1 000
2 000
3 ...
1.764 uprawnień do emisji
CO2 w planie podziału
(KPRU) – jeszcze nie
przyznane
Utworzona rezerwa na wyżej
wymienione upraw...
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
Ko...
288
191
31
13
17
263
48
2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
201
412
190
114
346
667
1 064
2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw....
261
404
4
51
73
17
41 9
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
400
440
480
EBITDA I-XII
2012
Zmiana ceny
sprzedaży
energii el...
116
-1
-152
-28
-107
-205
-79
2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
-123
Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł)
Zysk netto (mln...
mln zł 2012 2013 Zmiana
Przychody ze sprzedaży 1 079 933 -14%
EBITDA 47 -101 -315%
Marża EBITDA 4,4% - -
Wynik netto -12 -...
* Korekta zapasu świadectw pochodzenia energii do cen rynkowych z dnia wytworzenia.
mln zł
39
EBITDA Bridge Podsegmentu El...
Elektrownie Systemowe: Ostrołęka
Źródło: Spółka
*Średnia cena dla wszystkich typów biomasy zużytych przez Elektrownie
Ostr...
150
158
166
52 50
2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
10
4
25
1
13
2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Przychody (mln zł...
4
1 1
8 9 9
25
3
7
7 6
16
0
5
10
15
20
25
30
EBITDA 2012 Sprzedaż energii
elektrycznej
Sprzedaż energii
cieplnej
Koszt zuż...
140 146 144
43 39
2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
CHP
 2 elektrownie CHP: Elbląg (49 MWe, 293 MWt),
Kalisz (8 MWe, 1...
0
2
4
6
2012 2013
%
4,91%
3,03%
Średni koszt długu Grupy ENERGA
Główne przyczyny zmian:
 Spadek w 2013 roku średniego poz...
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
6
7
Ikw.
IIkw.
IIIkw.
IVkw.
Ikw.
IIkw.
IIIkw.
IVkw.
Ikw.
IIkw.
IIIkw.
IVkw.
Ikw.
IIkw.
IIIkw.
IVkw.
I...
** Źródło: Dom Maklerski CONSUS SA
Kluczowe dane rynkowe
Przeciętne ceny energii elektrycznej i zielonych certyfikatów na ...
of 46

Prezentacja wynikowa-grupy-energa-2013-rok

Published on: Mar 4, 2016
Published in: Presentations & Public Speaking      
Source: www.slideshare.net


Transcripts - Prezentacja wynikowa-grupy-energa-2013-rok

  • 1. Grupa ENERGA – wyniki 2013 10 marca 2014
  • 2. Wykres obrazuje kontrybucję poszczególnych segmentów biznesowych do skorygowanej EBITDA Grupy w 2013 r. Grupa ENERGA 2
  • 3. 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 Podsumowanie roku 2013 3
  • 4. Draft nr 3[PL]  Elektrownie wodne o Włocławek (160 MW) o Mniejsze jednostki wytwórcze (41 MW) o Elektrownia szczytowo-pompowa w Żydowie (160MW)  3 farmy wiatrowe o Karcino (51 MW) o Karścino (90 MW) o Bystra (24 MW)  Elektrownia systemowa w Ostrołęce (647 MW)  Elektrociepłownia w Ostrołęce (75 MW, 394 MWt)  Pozostałe elektrociepłownie (49 MW, 353 MWt) Kluczowe aktywa Grupy ENERGA Wytwarzanie1 Dystrybucja • 194 tys. km linii energetycznych • 20,44 TWh - dostarczona energia elektryczna • Zasięg 77 tys. km2 1 Moc osiągalna Sprzedaż • 2,9 mln liczba klientów • 31,01 TWh – sprzedana energia elektryczna (18,2 TWh - sprzedaż detaliczna) 4
  • 5. Luty 2014 Kluczowe dane operacyjne i finansowe
  • 6. 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 OZE1 (TWh) 0,3 0,5 67% Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej (TWh) 5,4 4,6 -15% 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 OZE1 (TWh) 1,3 1,9 46% Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej (TWh) 20,5 18,2 -11% 1 Obejmuje biomasę, elektrownie wiatrowe, elektrownie wodne przepływowe. Nie obejmuje elektrowni szczytowo-pompowej. 6 Grupa ENERGA ma stabilne podstawy biznesu
  • 7. 983 733 1 008 147 198 309 552 692 129 185 151 109 1 292 1 285 1 851 276 492 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Elektrownie przepływowe Biomasa Wiatr Biomasa 28% Elektrownie przepływowe 40% Wiatr 32% Moc zainstalowana 2013 (MWe) Prawa majątkowe (zielone) od wytworzonej ee (GWh) Produkcja ee brutto (GWh) suma: 508 MWe • Lepsze r/r warunki hydrometeorologiczne dla elektrowni przepływowych (wzrost produkcji brutto o 38%) • Nabycie farm wiatrowych, które zwiększyły moc wytwórczą Grupy o 165 MW 983 733 1 008 309 552 692 0 0 151 1 292 1 285 1 851 0 200 400 600 800 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800 2 000 2011 2012 2013 Elektrownie przepływowe Biomasa Wiatr Pokrywa to 88% zapotrzebowania ENERGA-OBRÓT na obowiązek umarzania zielonych praw majątkowych 7 Zwiększamy produkcję energii z odnawialnych źródeł energii
  • 8. 1 520 1 629 1 965 297 464 91 235 255 96 75 1 611 1 864 2 220 393 539 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) 10 368 11 177 11 429 2 936 2 892 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 703 456 743 -74 145 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 1 446 1 849 2 802 656 698 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Korekta o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych Skorygowana EBITDA 8 Grupa ENERGA konsekwentnie poprawia marżę EBITDA
  • 9. 954 1 318 1 587 276 378 375 263 404 44 91 120 17 -28 2 -25 14 9 30 5 16 207 264 267 52 79 -59 -7 -40 14 -1 ∑ 1 611 ∑ 1 864 ∑ 2 220 ∑ 393 ∑ 539 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Dystrybucja OZE Elektrownie Systemowe CHP Sprzedaż Usługi, pozostałe i korekty Skorygowana EBITDA (mln zł) * 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 Działalność regulowana stanowi stabilne źródło skorygowanej EBITDA Grupy…
  • 10. 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. 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: OZE1 Elektrownie Systemowe1,2 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% 10 i wspierana jest przez pozostałe Segmenty łańcucha wartości
  • 11. 1 210 1 364 1 397 30 30 42 5 42 31 201 412 319 1 013 0 500 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000 2011 2012 2013 Nakłady inwestycyjne Wytwarzanie-Akwizycje wiatrowe Wytwarzanie-Pozostałe Pozostałe i korekty Sprzedaż Dystrybucja energii elektrycznej 1 446 1 849 2 802 mln zł 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 W segmencie sprzedaży zainwestowano 24 mln zł na poprawę efektywności sprzedaży i obsługi klientów. dane wg MSSF Akwizycja farm wiatrowych od grup Dong i Iberdrola Kluczowe inwestycje 11 Grupa ENERGA konsekwentnie realizuje plany inwestycyjne * Zwrot liczony jako zannualizowana EBITDA trzech działających farm odniesiona do ceny nabycia zaalokowanej do tych farm.
  • 12. 323 339 318325 307 298 0 100 200 300 2011 2012 2013 Uznane przez URE Faktyczne koszty strat sieciowych zafakturowane 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 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 Faktyczne koszty strat sieciowych jako % uznanych przez URE 101% 91% 94% Koszty strat sieciowych (mln zł) 771 818 880 858 833 878 0 200 400 600 800 1 000 2011 2012 2013 Uznane przez URE Rzeczywiste koszty operacyjne segmentu dystrybucji Rzeczywiste koszty operacyjne segmentu dystrybucji jako % uznanych przez URE 111% 102% 99% Koszty operacyjne (mln zł nominalnie) 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. 12 1 Inwestycje i poprawa efektywności w Segmencie Dystrybucji źródłem wzrostu EBITDA
  • 13. 19 611 20 058 20 444 5 178 5 279153 166 168 167 168 120 160 200 0 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Wolumen energii dystrybuowanej (GWh) Średnia taryfa (PLN/MWh) ¹ Średnia taryfa liczona jako stosunek zafakturowanych przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych oraz ilości energii elektrycznej dostarczonej odbiorcom końcowym (MWh) Wolumen i cena dystrybuowanej energii1 Wskaźniki awaryjności 603 309 234 121 0 100 200 300 400 500 600 700 2011 2012 2013 SAIDI (nieplanowane, katastrofalne i planowane) SAIDI - huragan Ksawery SAIDI (Liczba minut przerw w zasilaniu na odbiorcę na rok) 355 5,45 3,82 3,04 0,33 0 1 2 3 4 5 6 2011 2012 2013 SAIFI (nieplanowane, katastrofalne i planowane) SAIFI - huragan Ksawery SAIFI (Liczba przerw w zasilaniu na odbiorcę na rok) 3,37 13 Kluczowe dane operacyjne Segmentu Dystrybucji
  • 14. (2 004) (1 803) (2 787) -189 -654 -497 1 382 1 186 1 835 2011 2012 2013 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej pomniejszone o odsetki zapłacone Dywidendy wypłacone Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej Dobra pozycja finansowa Grupy ENERGA została potwierdzona przez agencje ratingowe • Baa1 (zmiana perspektywy na stabilną) Potwierdzenie dotychczasowej oceny w grudniu 2013 • BBB (stabilna perspektywa) Utrzymanie dotychczasowych ratingów w październiku 2013 mln zł 14 Bezpieczna pozycja finansowa ENERGA
  • 15. EBITDA Dług netto/ EBITDA (mln zł) 31 grudnia 2011 0,11x (mln zł) 31 grudnia 2012 1 965 0,88x (mln zł) 31 grudnia 2013 1 629 1,49x 1 520 1 949 3 495 5 276 -1 777 -2 069 -2 352 172 1 426 2 924 Środki pieniężne i ekwiwalenty Oprocentowane kredyty i pozyczki powiększone o dłużne papiery wartościowe Dług netto 15 Konserwatywna polityka jeśli chodzi o poziom zadłużenia
  • 16. 16 Kluczowe kierunki rozwoju Grupy ENERGA Filary strategii DziałaniaCele Minimalizacja wpływu na środowisko naturalne  Wzrost rentowności i generowanych przepływów pieniężnych  Stała poprawa jakości usług  Wzrost poziomu satysfakcji Klientów  Utrzymanie silnej, długoterminowej relacji z Klientami Dalszy rozwój w segmencie dystrybucji Koncentracja na obsłudze Klienta  Rozwój źródeł energii przyjaznych środowisku  Wsparcie efektywnego wykorzystania energii  Modernizacja i rozbudowa sieci dystrybucyjnej  Stała poprawa niezawodności sieci  Dostarczanie wysokiej jakości produktów  Zachowanie wysokiej efektywności kosztowej  Dalsze inwestycje w odnawialne źródła energii  Wykorzystanie sprawdzonych technologii
  • 17. 17 Dziękujemy – Q&A Biuro Relacji Inwestorskich Kontakt dla mediów Joanna Pydo Beata Ostrowska Dyrektor ds. Relacji Inwestorskich Rzecznik Prasowy Grupy ENERGA Joanna.Pydo@energa.pl Beata.Ostrowska@energa.pl Tel.:(+48) 58 771 85 59 Tel.: (+48) 58 347 39 54 investor.relations@energa.pl
  • 18. 18 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.
  • 19. Informacje dodatkowe
  • 20. 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 Struktura kosztów rodzajowych
  • 21. Draft nr 3[PL] Skorygowana EBITDA Grupy (tys. zł) 2012 2013 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. 62 514 - Koszty restrukturyzacji zatrudnienia (w tym z tytułu programów i zasad dobrowolnych odejść) 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 CO2 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 Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych
  • 22. 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. 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 Wytwarzanie w tym: OZE1 Elektrownie Systemowe1,2 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Zmiana 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Zmiana 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Zmian a Przychody ze sprzedaży 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% 22 Podstawowe wyniki segmentów
  • 23. 916 1 218 1 561 181 425 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 • Sprawa sporna z PSE S.A. (-63 mln zł, kwota główna) • Rezerwa na ograniczenie usług EOiS -31 mln zł • Przejście ENERGA- OPERATOR na MSSF Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) 3 389 3 684 3 796 977 997 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 265 320 612 -66 161 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 1 210 1 364 1 397 472 554 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Sprawa sporna z PSE S.A. (-123 mln zł, kwota główna i odsetki) 23 Wyniki finansowe Segmentu Dystrybucji
  • 24. 1 218 1 447 1 447 1 498 1 561 194 63 61 15 18 17 13 51 63 0 200 400 600 800 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800 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 mln zł o -64 mln zł - ujęcie w 2013 roku kosztów restrukturyzacji w spółkach pracy na sieci (wypłaty i utworzone rezerwy) o +67,3 mln zł - rozwiązanie rezerw aktuarialnych ze względu na odejścia pracowników w spółkach pracy na sieci oraz zmianę założeń aktuarialnych o +30,9 mln zł - utworzenie w 2012 roku rezerwy na ograniczenie usług Energa Obsługa i Sprzedaż związanych z obsługą klientów 24 EBITDA Bridge Segmentu Dystrybucji
  • 25. 2 149 2 071 502 563 713 844 3 365 3 478 2012 2013 Pozostałe koszty Amortyzacja Zwrot z WRA ZwrotzWRA "Standard" WACC 9,62% 8,95% WACC AMI 2,00% 2,00% Zwrot z kapitału na bazie nowego WRA 907 897 „Ścieżka dojścia" Zwrot z zaangażowanego kapitału 713 844 Efektywny zwrot z WRA 7,57% 8,42% 2012 2013 NoweWRA Przychód regulowany WRA efektywnie wynagradzane 7 413 9 428 2 006 588 1 352 754 Nowe WRA 2012 Wydatki inwestycyjne uznaneprzez URE Zmniejszenia Nowe WRA 2013 25 Wartość Regulacyjna Aktywów
  • 26. Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) 6 804 7 179 7 107 1 964 1 858 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 168 264 207 63 19 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 130 192 170 38 12 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 30 30 42 13 22 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 26 Wyniki finansowe Segmentu Sprzedaży
  • 27. 264 232 221 214 214 219 210 207 32 11 7 5 6 15 3 207 0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 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 ogólnego zarządu + koszty sprzedaży Odpis aktualizujący należności i zapasy Rezerwa restrukt. pomniejszona o odszkodowanie od ENERGA-OPERATOR Pozostałe przychody / koszty EBITDA I-XII 2013 mln zł 27 EBITDA Bridge Segmentu Sprzedaży
  • 28. Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaży * 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 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). 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. 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% 28
  • 29. 5 445 5 419 5 374 1 389 1 376 4 133 4 020 3 993 1 036 1 048 7 324 8 215 6 672 2 197 1 704 2 426 2 905 2 219 768 501 19 328 20 559 18 258 5 389 4 629 0 4 000 8 000 12 000 16 000 20 000 24 000 2011 2012 2013 4 Kw. 20124 Kw. 2013 Taryfa G Taryfa C Taryfa B Taryfa AGWh Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaży c.d. Sprzedaż energii elektrycznej według taryfWolumen sprzedaży ee za rok 20131 1 Sprzedaż poza Segment Sprzedaży z uwzględnieniem sprzedaży do spółek z Grupy spoza Segmentu. 18,2 TWh 59% 1,6 TWh 5% 0,8 TWh 3% 10,3 TWh 33% 12,8 TWh 41% Sprzedaż detaliczna Sprzedaż na pokrycie strat sieciowych Sprzedaż na rynek bilansujący Pozostała sprzedaż hurtowa Sprzedaż hurtowa 29
  • 30. 1 826 1 512 353 57 46 1 549 434 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 499 157 223 42 24 123 41 152 28 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 201 412 190 114 346 667 1 332 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Przychody1 (mln zł) EBITDA1 (mln zł) Zysk netto1 (mln zł) Capex1 (mln zł) 1 Dane za rok 2011 i 2012 nie zawierają wyłączeń między Podsegmentami. Odpis na utratę wartości aktywów – Ostrołęka B Odpis na utratę wartości aktywów – Ostrołęka C Akwizycja od Grupy DONG Akwizycja od Iberdrola Renovables Farmy wiatrowe 33 Farmy wiatrowe Farmy wiatrowe 346 23 19 13 -16 67 17 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 30 Wyniki finansowe Segmentu Wytwarzania
  • 31. EBITDA Bridge Segmentu Wytwarzania 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 157 83,91630945 83,91630945 214,2272748 224,1953436 235,96912273 130 10 41 29 63 223 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 EBITDA I-XII 2012 Zmiana ceny sprzedaży energii el. Zmiana wolumenu 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 mln zł 50 31
  • 32. 3 368 2 765 3 088 514 706 1 006 755 1 037 155 212 309 552 692 129 185 151 109 4 682 4 072 4 967 798 1 212 0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Węgiel Woda Biomasa Wiatr Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania Produkcja ciepła brutto (TJ)Produkcja brutto ee według paliw (GWh) 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 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Elektrownie systemowe 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 37% 63% Produkcja ciepła brutto 2013 Elektrownie systemowe CHP 32
  • 33. 1.764 uprawnień do emisji CO2 w planie podziału (KPRU) – jeszcze nie przyznane Utworzona rezerwa na wyżej wymienione uprawnienia 36 mln zł Łączna utworzona rezerwa na 63 mln zł Uprawnienia do emisji CO2 w jednostkach wytwórczych [tys. ton CO2] 2012* 2013 Ilość darmowych uprawnień do emisji CO2 (KPRU) 3 080,4 0,0 Ilość uprawnień do emisji CO2 nabyta na rynku wtórnym 564,9 0,0 Suma uprawnień do emisji CO2 3 645,3 0,0 Ilość emisji CO2 związana z wytwarzaniem energii elektrycznej 2 497,6 2 718,6 Ilość emisji CO2 związana z wytwarzaniem energii cieplnej 444,8 466,0 Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2 w danym okresie 702,9 -3 184,6 Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2 z poprzednich lat -672,5 30,4 Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2 (stan na koniec okresu) 30,4 -3 154,2 * W 2012 roku zakończył się 5-letni okres rozliczeniowy praw do emisji CO2; zakupy dokonane w 2013 roku na pokrycie strat roku 2012 w powyższej tabeli zostały uwzględnione roku w 2012. Zużycie paliw Węgiel Zmiana Zmiana (%) Biomasa Zmiana Zmiana (%)2012 2013 2012 2013 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% 33 Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania c.d.
  • 34. 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 EBITDA Podsegmentów Wytwarzania
  • 35. 288 191 31 13 17 263 48 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 201 412 190 114 346 667 1 064 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) Farmy wiatrowe Akwizycja od Grupy DONG Akwizycja od Iberdrola Renovables 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. Farmy wiatrowe Farmy wiatrowe 372 261 43 41 33 404 90 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 458 352 71 57 46 545 158 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 35 Wyniki finansowe Podsegmentu OZE
  • 36. 261 404 4 51 73 17 41 9 0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 480 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 mln zł o -11 mln zł – odpis aktualizujący należność dla ESP Żydowo od PSE S.A. z tytułu zwrotu poniesionych kosztów opłaty dystrybucyjnej o -16 mln zł - koszty usług doradczych związanych z nabyciem farm wiatrowych 36 EBITDA Bridge Podsegmentu OZE
  • 37. 116 -1 -152 -28 -107 -205 -79 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 -123 Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) 1 218 1 038 890 248 242 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 92 213 133 105 74 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 53 -163 -203 -11 -71 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Odpis na utratę wartości aktywów – Ostrołęka B Odpis na utratę wartości aktywów – Ostrołęka C 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 Podsegmentu Elektrownie Systemowe
  • 38. 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 Wyniki finansowe ENERGA Elektrownie Ostrołęka SA
  • 39. * Korekta zapasu świadectw pochodzenia energii do cen rynkowych z dnia wytworzenia. mln zł 39 EBITDA Bridge Podsegmentu Elektrownie Systemowe
  • 40. Elektrownie Systemowe: Ostrołęka Źródło: Spółka *Średnia cena dla wszystkich typów biomasy zużytych przez Elektrownie Ostrołęka w roku 2013. Wolumeny i koszty zużycia paliw 2013 Produkcja w wymuszeniu (must run) Ostrołęka B Węgiel Biomasa* Ostrołęka A (tys. ton) 115 38 Ostrołęka B (tys. ton) 1 290 417 Zużycie ogółem (tys. ton) 1 405 454 Koszt jedn. zużycia (zł/ tona) 285,7 435,5 Koszt paliwa ogółem (mln zł) 401 198 Jednostka 2012 2013 Koszt jednostkowy zmienny wytworzenia ee* (zł/MWh) 197,5 184,4 Koszt jednostkowy zmienny wytworzenia z węgla kamiennego (zł/MWh) 161,9 152,2 Średnia cena sprzedaży ee w wymuszeniu (zł/MWh) 196,3 180,9 Średnia cena sprzedaży ee (zł/MWh) 206,7 183,0 *uwzględnia koszt wszystkich rodzajów paliw bez przychodów z certyfikatów 40 Kluczowe dane operacyjne Podsegmentu Elektrowni Systemowych 2 236 1 474 1 624 2 335 0 500 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000 3 500 4 000 4 500 2012 2013 Sprzedaż w wymuszeniu Sprzedaż pozostała 3 321 Produkcja własna Produkcja własna 2 866
  • 41. 150 158 166 52 50 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 10 4 25 1 13 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł) Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł) 56 135 138 50 41 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 5 -4 9 1 6 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 W tym odszkodowanie od wykonawcy bloku biomasowego BB20 (10 mln zł) 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 Wyniki finansowe Podsegmentu CHP
  • 42. 4 1 1 8 9 9 25 3 7 7 6 16 0 5 10 15 20 25 30 EBITDA 2012 Sprzedaż energii elektrycznej Sprzedaż energii cieplnej Koszt zużycia paliw Rezerwa na CO2 pozostałe koszty i przychody operacyjne EBITDA 2013 7 mln zł o 10 mln zł - należne odszkodowanie od wykonawcy bloku energetycznego na biomasę BB20 o 7 mln zł - niższe koszty wynagrodzeń i świadczeń pracowniczych 42 EBITDA Bridge Podsegmentu CHP
  • 43. 140 146 144 43 39 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 CHP  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 Produkcja ciepła brutto (TJ) Produkcja ee brutto (GWh) Koszt zużycia węgla 2012 2013 Zmiana Wolumen (tys. ton) 181,1 171,1 -6% Koszt (mln zł) 60,8 53,7 -12% 2 450 2 496 2 480 824 762 2011 2012 2013 4 Kw. 2012 4 Kw. 2013 43 Kluczowe dane operacyjne Podsegmentu CHP
  • 44. 0 2 4 6 2012 2013 % 4,91% 3,03% Średni koszt długu Grupy ENERGA Główne przyczyny zmian:  Spadek w 2013 roku średniego poziomu WIBOR 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. Średni koszt długu GK ENERGA Średni WIBOR 3M Struktura finansowania w 2013 roku Źródło: Bloomberg Zmienna stopa % 61% Stała stopa % 39% 6,13% 4,95%* 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 2012 2013 *Średni koszt długu bez uwzględnienia jednorazowych prowizji wyniósł 4,66%. 44
  • 45. -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 Ikw. IIkw. IIIkw. IVkw. Ikw. IIkw. IIIkw. IVkw. Ikw. IIkw. IIIkw. IVkw. Ikw. IIkw. IIIkw. IVkw. Ikw. IIkw. IIIkw. IVkw.prognoza Ikw.prognoza IIkw.prognoza IIIkw.prognoza IVkw.prognoza 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Kwartalna Dynamika PKB i popytu krajowego w Polsce w latach 2009-2014 (w %) Produkt Krajowy Brutto Popyt krajowy Kluczowe dane makroekonomiczne -6,0 -4,0 -2,0 0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 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 Kwartalna dekompozycja PKB dla Polski w latach 2011-2013 (w pp.) Popyt krajowy Saldo obrotów z zagranicą Przyrost rzeczowych środków obrotowych Nakłady brutto na środki trwałe Spożycie publiczne Spożycie indywidualne PKB 45
  • 46. ** Źródło: Dom Maklerski CONSUS SA Kluczowe dane rynkowe Przeciętne ceny energii elektrycznej i zielonych certyfikatów na TGE (PLN/MWh) *** Źródło: Towarowa Giełda Energii S.A. * Źródło: ARA Index Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia *** 100,87 90,11 90,86 88,76 86,27 80,11 77,24 83,83 Q1 2012Q2 2012Q3 2012Q4 2012Q1 2013Q2 2013Q3 2013Q4 2013 Węgiel kamienny ARA Index (USD/Mg) 7,69 7,11 7,62 7,11 4,52 3,74 4,62 4,70 Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 EUA - uprawnienia do emisji CO2 (EUR/Mg) 3,97 3,82 2,82 0,92 0,16 0,24 0,67 0,38 Q1 2012Q2 2012Q3 2012Q4 2012Q1 2013Q2 2013Q3 2013Q4 2013 CER - uprawnienia do emisji CO2 (EUR/Mg) 188,87 174,44 183,14 171,50 162,37 150,79 163,62 149,54 Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 Energia elektryczna podstawa (SPOT) (PLN/MWh) 206,12 185,20 192,95 187,93 175,87 162,04 174,37 163,11 Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 Energia elektryczna szczyt (SPOT) (PLN/MWh) 279,97 271,27 239,80 213,79 144,21 148,78 170,68 197,93 Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 Zielone certyfikaty PMOZEX_A (PLN/MWh) 46

Related Documents