Prezentacja - wyniki finansowe Grupy ENERGA za 2013 rok

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
•
•
•
Draft nr 3[PL]
194 tys. km linii energetycznych
20,44 TWh - dostarczona energia elektryczna
Zasięg 77 tys. km2
Wytwarzanie1
 Elektrownie wodne
o
o
o
Włocławek (160 MW)
Mniejsze jednostki wytwórcze (41 MW)
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)
Sprzedaż
•
•
1
2,9 mln liczba klientów
31,01 TWh – sprzedana energia elektryczna
(18,2 TWh - sprzedaż detaliczna)
Moc osiągalna
4
Kluczowe dane operacyjne i finansowe
Luty 2014
Grupa ENERGA ma stabilne podstawy biznesu
2012
2013
Zmiana
20,1
20,4
1%
2 917
2 946
1%
4,1
5,0
22%
1,3
1,9
46%
20,5
18,2
-11%
4 kw. 2012
4 kw. 2013
Dystrybucja energii elektrycznej (TWh)
5,2
5,3
2%
Produkcja energii elektrycznej brutto (TWh)
0,8
1,2
50%
0,3
0,5
67%
5,4
4,6
-15%
Dystrybucja energii elektrycznej (TWh)
Liczba odbiorców – dystrybucja (tysiące)
Produkcja energii elektrycznej brutto (TWh)
W tym OZE1 (TWh)
Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej (TWh)
W tym OZE1 (TWh)
Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej (TWh)
1
Zmiana
Obejmuje biomasę, elektrownie wiatrowe, elektrownie wodne przepływowe. Nie obejmuje elektrowni szczytowo-pompowej.
6
Zwiększamy produkcję energii z odnawialnych źródeł
energii
Produkcja ee brutto (GWh)
2 000
Elektrownie przepływowe
Moc zainstalowana 2013 (MWe)
Biomasa
Wiatr
1 851
1 800
151
Wiatr
32%
1 600
1 400
1 200
1 292
0
1 285
Elektrownie
przepływowe
40%
692
suma: 508 MWe
0
309
Prawa majątkowe (zielone) od wytworzonej
ee (GWh)
552
1 000
Biomasa
28%
Elektrownie przepływowe
800
Biomasa
1 851
Pokrywa to 88%
zapotrzebowania
ENERGA-OBRÓT na
obowiązek umarzania
zielonych praw
majątkowych
151
600
1 008
983
400
1 292
309
733
200
983
1 285
692
552
733
1 008
•
•
492
276
129
147
0
2011
2012
2013
2011
Wiatr
2012
2013
109
185
198
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
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)
Korekta o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych
Skorygowana EBITDA
2 220
10 368
11 177
11 429
1 864
1 611
235
1 520
1 629
91
2 936
2 892
255
1 965
393
297
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Zysk netto (mln zł)
2011
2012
96
75
464
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Capex (mln zł)
743
703
2013
539
2 802
456
1 849
1 446
145
656
698
-74
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
8
Działalność regulowana stanowi stabilne źródło
skorygowanej EBITDA Grupy…
Skorygowana EBITDA (mln zł)
∑ 2 220
267
∑ 1 864
∑ 1 611
207
120
264
17
14
30
404
9
263
375
1 587
∑ 539
1 318
954
∑ 393
5
2
44
-7
2011
Dystrybucja
2012
OZE
Elektrownie Systemowe
-28
-40
2013
-1
4 Kw. 2012
CHP
91
Sprzedaż
79
16
378
276
-59
14
52
-25
4 Kw. 2013
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
Dystrybucja
mln zł
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%
33,1%
41,1%
∆ 8 p.p.
3,7%
2,9%
∆ -0,8 p.p.
320
612
91%
192
170
-11%
8,7%
16,1%
∆ 7,4 p.p.
2,7%
2,4%
∆ -0,3 p.p.
1 364
1 397
2%
30
42
40%
Marża EBITDA
Zysk netto
Marża zysku netto
CAPEX
mln zł
Przychody ze
sprzedaży
EBITDA
Marża EBITDA
Wynik netto
Marża wyniku
netto
CAPEX
w tym:
Wytwarzanie
OZE
1
Elektrownie Systemowe1,2
2012
2013
Zmiana
2012
2013
Zmiana
2012
2013
Zmiana
1 512
1 549
2%
352
545
55%
1 038
890
-14%
157
223
42%
261
404
55%
-107
-205
-92%
10,4%
14,4%
∆ 4 p.p.
74,1%
74,1%
∆ 0 p.p.
-
-
-
23
67
191%
191
263
38%
-163
-203
-25%
1,5%
4,3%
∆ 2,8 p.p.
54,3%
48,2%
∆ -6 p.p.
-
-
-
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
3 000
•
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.
2 802
2 500
1 013
2 000
Akwizycja
farm
wiatrowych
od grup
Dong i
Iberdrola
1 849
319
412
1 446
1 500
42
201
Najważniejsze inwestycje w segmencie wytwarzania:
•
Nakłady inwestycyjne
mln zł
5
30
31
42
30
1 000
500
1 210
1 364
1 397
2012
2013
0
2011
Wytwarzanie-Akwizycje wiatrowe
Wytwarzanie-Pozostałe
Pozostałe i korekty
Sprzedaż
Dystrybucja energii elektrycznej
dane wg MSSF
* Zwrot liczony jako zannualizowana EBITDA trzech działających farm odniesiona do ceny nabycia zaalokowanej do tych farm.
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:
Koszty operacyjne (mln zł nominalnie)
Uznane przez URE
1 000
o Liczba
przyłączonych
odbiorców
wzrosła
o ponad 29 tys., co stanowi 1% łącznej liczby
klientów
600
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
800
111%
771
102%
858
818
833
99%
880
878
400
200
0
2011
2012
2013
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.
Koszty strat sieciowych (mln zł)
Optymalizacja w obszarze zakupów:
Uznane przez URE
Wskaźnik nakładów jednostkowych spadł o 13,6% r/r
Faktyczne koszty strat sieciowych zafakturowane
Faktyczne koszty strat sieciowych jako % uznanych przez URE
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
1
Rzeczywiste koszty operacyjne segmentu dystrybucji jako % uznanych przez URE
o Na koniec 2013 roku udział ENERGA-OPERATOR
w
zakresie
przyłączenia
OZE
w kraju stanowił 58%
Na modernizację sieci wydano ponad 40% nakładów:
Rzeczywiste koszty operacyjne segmentu dystrybucji
101%
91%
323
339
325
300
94%
307
318
298
200
100
0
2011
2012
2013
12
Kluczowe dane operacyjne Segmentu Dystrybucji
Wolumen i cena dystrybuowanej energii1
Wolumen energii dystrybuowanej (GWh)
Średnia taryfa (PLN/MWh)
25 000
200
20 058
19 611
20 000
20 444
168
167
15 000
166
10 000
160
168
5 279
5 178
153
5 000
0
120
2011
2012
2013
4 Kw. 2012
4 Kw. 2013
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)
700
SAIDI huragan Ksawery
600
SAIDI
300
355
603
200
121
309
100
6
SAIFI huragan Ksawery
5
500
400
SAIFI
(nieplanowane, katastrofalne i planowane)
(Liczba przerw w zasilaniu na odbiorcę na rok)
234
4
3
SAIFI
3,37
0,33
5,45
2
3,82
1
3,04
0
0
2011
2012
2013
2011
2012
2013
13
Bezpieczna pozycja finansowa ENERGA
Dobra pozycja finansowa Grupy
ENERGA została potwierdzona
przez agencje ratingowe
1 382
1 835
1 186
mln zł
(2 004)
• BBB (stabilna perspektywa)
(1 803)
(2 787)
-189
-654
-497
2011
Utrzymanie dotychczasowych
ratingów w październiku 2013
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
(mln zł)
31 grudnia
2012
(mln zł)
31 grudnia
2013
(mln zł)
Dług netto/
EBITDA
0,11x
0,88x
1,49x
EBITDA
1 520
1 629
1 965
5 276
3 495
1 949
2 924
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
Minimalizacja wpływu
na środowisko
naturalne
Koncentracja na
obsłudze Klienta
Cele
Działania
 Wzrost rentowności
i generowanych przepływów
pieniężnych
 Modernizacja i rozbudowa sieci
dystrybucyjnej
 Stała poprawa jakości usług
 Rozwój źródeł energii przyjaznych
środowisku
 Wsparcie efektywnego
wykorzystania energii
 Stała poprawa niezawodności sieci
 Dalsze inwestycje w odnawialne
źródła energii
 Wykorzystanie sprawdzonych
technologii
 Wzrost poziomu satysfakcji
Klientów
 Dostarczanie wysokiej jakości
produktów
 Utrzymanie silnej,
długoterminowej relacji
z Klientami
 Zachowanie wysokiej efektywności
kosztowej
16
Dziękujemy – Q&A
Biuro Relacji Inwestorskich
Kontakt dla mediów
Joanna Pydo
Dyrektor ds. Relacji Inwestorskich
[email protected]
Beata Ostrowska
Rzecznik Prasowy Grupy ENERGA
[email protected]
Tel.:(+48) 58 771 85 59
Tel.: (+48) 58 347 39 54
[email protected]
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)
Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów
niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych
2011
2012
4 Kw.
2012
2013
4 Kw.
2013
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
260
278
364
42
138
1 097
1 012
921
270
223
Odpisy aktualizujące
44
184
215
21
46
Pozostałe koszty rodzajowe
75
84
83
47
31
-21
-11
8
12
50
-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
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
Podatki i opłaty
Koszty świadczeń pracowniczych
Zmiana stanu zapasów i rozliczeń międzyokresowych
Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki
W tym:
Koszt własny sprzedaży
20
Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych
zdarzeń jednorazowych
Skorygowana EBITDA Grupy (tys. zł)
EBITDA
Draft nr 3[PL]
2012
2013
1 629 246
1 965 469
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
(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
1 863 954
2 219 577
Odpisy aktualizujące rzeczowe aktywa trwałe i aktywa niematerialne
Rozwiązanie rezerw na świadczenia pracownicze na pracowników odchodzących z Grupy
Skorygowana EBITDA
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
Dystrybucja
mln zł
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%
18,5%
42,6%
∆ 24,1 p.p.
3,2%
1,0%
-66
161
343%
38
12
-
16,2%
-
1,9%
0,6%
472
554
17%
13
22
Marża EBITDA
Wynik netto
Marża wyniku netto
CAPEX
OZE1
mln zł
EBITDA
Marża EBITDA
Wynik netto
Marża wyniku
netto
CAPEX
1
2
-68%
∆ -1,3 p.p.
69%
w tym:
Wytwarzanie
Przychody ze
sprzedaży
∆ -2,2 p.p.
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
353
434
23%
71
158
123%
248
242
-2%
42
24
-43%
43
90
109%
-1
-79
-
12,0%
5,6%
61,1%
57,2%
-
-
-
19
-16
-184%
31
48
55%
-11
-71
-545%
5,4%
-
-
44,0%
30,6%
∆ -13,4
p.p.
-
-
190
114
-40%
38
0,2
-99%
105
74
∆ -6,4 p.p.
∆ -3,9 p.p.
-30%
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.
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
1 561
1 218
•
•
Sprawa sporna z PSE S.A.
(-63 mln zł, kwota główna)
Rezerwa na ograniczenie
usług EOiS -31 mln zł
Przejście ENERGAOPERATOR na MSSF
916
977
997
425
181
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Zysk netto (mln zł)
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Capex (mln zł)
612
265
2011
Sprawa sporna
z PSE S.A.
(-123 mln zł, kwota
główna i odsetki)
1 364
1 397
1 210
320
161
472
554
-66
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
23
EBITDA Bridge Segmentu Dystrybucji
mln zł
1 800
1 600
1 400
63
1 200
61
15
18
17
13
51
1 447
1 447
Zmiana
przychodów z
przyłączy
Wynik SD na
pozostałej
działalności
63
194
1 000
800
600
1 498
1 561
1 218
400
200
0
EBITDA I-XII 2012
Zmiana WRA
Zmiana WACC
efektywnie
wynagradzanego
Wzrost
Odchylenie marży Odchylenie strat
przychodu
dystrybucyjnej
sieciowych z
wynikający ze rzeczywistej vs szacunkami vs
zmiany
taryfa
taryfa
amortyzacji
uwzględnionej w
taryfie
Zmiana OPEX
GAP
Sprawa sporna z EBITDA I-XII 2013
PSE
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
Wartość Regulacyjna Aktywów
1 352
588
754
Nowe WRA
2 006
WRA efektywnie
wynagradzane
9 428
7 413
Nowe WRA 2012
Wydatki inwestycyjne
uznaneprzez URE
Efektywny
zwrot z WRA
Przychód
regulowany
Zwrot z WRA
„Ścieżka
dojścia"
WACC
9,62%
8,95%
WACC AMI
2,00%
2,00%
Zwrot z kapitału na
bazie nowego WRA
907
897
Zwrot z
zaangażowanego
kapitału
713
844
7,57%
8,42%
3 365
3 478
713
502
844
563
2 149
2 071
2012
Nowe WRA 2013
2013
2012
"Standard"
Zmniejszenia
Pozostałe koszty
Amortyzacja
Zwrot z WRA
2013
25
Wyniki finansowe Segmentu Sprzedaży
Przychody (mln zł)
6 804
7 179
EBITDA (mln zł)
7 107
264
207
168
1 964
1 858
63
19
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Zysk netto (mln zł)
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Capex (mln zł)
42
192
170
30
30
130
22
13
38
12
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
26
EBITDA Bridge Segmentu Sprzedaży
mln zł
270
240
32
210
11
7
5
214
214
6
15
3
180
150
264
120
232
221
219
90
207
210
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
2 894
2 909
1%
28
31
10%
20
18
-11%
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.
Liczba klientów (tys. szt.)
Sprzedaż energii elektrycznej poza Segment (TWh)*
w tym sprzedaż detaliczna
Sprzedaż energii elektrycznej poza Grupę (TWh)*
* Należy odróżnić sprzedaż energii poza Grupę od tej poza Segment Sprzedaży. Sprzedaż poza Grupę nie uwzględnia sprzedaży energii do ENERGAOPERATOR 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%
28,47
31,02
9%
Zakup energii razem
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 20131
Sprzedaż energii elektrycznej według taryf
GWh
24 000
Taryfa G
Taryfa C
Taryfa B
Taryfa A
20 559
1,6 TWh
5%
0,8 TWh
3%
18,2 TWh
59%
12,8 TWh
41%
20 000
19 328
2 905
18 258
2 426
2 219
16 000
10,3 TWh
33%
7 324
8 215
4 133
4 020
6 672
12 000
8 000
3 993
5 389
Sprzedaż hurtowa
Sprzedaż detaliczna
768
4 000
Sprzedaż na pokrycie strat sieciowych
5 445
5 419
Pozostała sprzedaż hurtowa
0
2011
1
2012
2013
501
2 197
1 704
1 036
1 048
1 389
1 376
5 374
Sprzedaż na rynek bilansujący
4 629
4 Kw. 20124 Kw. 2013
Sprzedaż poza Segment Sprzedaży z uwzględnieniem sprzedaży do spółek
z Grupy spoza Segmentu.
29
Wyniki finansowe Segmentu Wytwarzania
Przychody1 (mln zł)
EBITDA1 (mln zł)
Farmy wiatrowe
499
1 826
1 512
Odpis na utratę wartości aktywów – Ostrołęka B
Odpis na utratę wartości aktywów – Ostrołęka C
Farmy wiatrowe
1 549
57
152
123
41
223
353
434
28
157
46
24
42
33
2011
2012
2013
2011
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Zysk netto1 (mln zł)
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Capex1 (mln zł)
Akwizycja od Grupy DONG
Farmy wiatrowe
Akwizycja od Iberdrola Renovables
346
1 332
667
67
13
23
412
19
-16
2011
2012
2013
346
201
17
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
2011
1
190
2012
2013
114
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Dane za rok 2011 i 2012 nie zawierają wyłączeń między Podsegmentami.
30
EBITDA Bridge Segmentu Wytwarzania
mln zł
280
260
29
41
240
220
10
200
63
180
160
130
140
120
100
80
50
73
235,969122
214,2272748 224,1953436
223
157
60
83,91630945 83,91630945
40
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
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
Pozostale
przychody i
koszty
operacyjne
EBITDA I-XII
2013
31
Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania
Produkcja brutto ee według paliw (GWh)
Węgiel
Woda
Biomasa
Produkcja ciepła brutto (TJ)
Wiatr
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
4 967
5 000
4 682
151
309
692
4 072
4 000
1 006
552
1 037
755
3 000
Produkcja ciepła brutto 2013
2 000
3 368
2 765
37%
3 088
1 000
798
129
155
514
1 212
109
185
212
706
0
2011
2012
2013
63%
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
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
(%)
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 CO2 w jednostkach wytwórczych
[tys. ton CO2]
Ilość darmowych uprawnień do emisji CO2 (KPRU)
2012*
2013
3 080,4
0,0
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
444,8
466,0
702,9
-3 184,6
-672,5
30,4
30,4
-3 154,2
Ilość uprawnień do emisji CO2 nabyta na rynku wtórnym
Ilość emisji CO2 związana z wytwarzaniem energii cieplnej
Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2
w danym okresie
Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2
z poprzednich lat
Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2
(stan na koniec okresu)
2013
Zmiana
(%)
2013
Ilość [tys. ton]
2012
Zmiana
2012
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
* 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.
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
-107
-205*
-1
-79
-1
-1
-1
-1
157
223
42
24
Elektrownie Systemowe
Korekty Segmentu
Razem Wytwarzanie
*Utworzenie odpisu aktualizującego rzeczowe aktywa trwałe w Elektrowni B w Ostrołęce w kwocie 152 mln zł.
34
Wyniki finansowe Podsegmentu OZE
EBITDA (mln zł)
Przychody (mln zł)
Farmy wiatrowe
Farmy wiatrowe
545
57
458
404
372
41
352
261
158
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Capex (mln zł)
Farmy wiatrowe
13
33
43
Zysk netto (mln zł)
288
90
46
71
Akwizycja od Grupy DONG
Akwizycja od Iberdrola Renovables
263
1 064
191
667
412
31
2011
1
2012
2013
48
17
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
201
2011
346
2012
2013
190
114
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
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
41
9
360
73
320
51
280
17
4
240
404
200
160
261
120
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
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
EBITDA farm
wiatrowych
Pozostałe
przychody i
koszty z
działalności
EBITDA I-XII
2013
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
-1
-123
-107
248
-28
-79
-152
242
-205
2011
2012
2013
4 Kw. 2012
4 Kw. 2013
Zysk netto (mln zł)
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Capex (mln zł)
53
213
133
-11
-71
105
92
74
-163
-203
2011
1
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
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
Przychody ze sprzedaży
EBITDA
Marża EBITDA
Wynik netto
Marża wyniku netto
CAPEX
2012
2013
Zmiana
1 079
933
-14%
47
-101
-315%
4,4%
-
-
-12
-119
-892%
-
-
-
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
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
Sprzedaż w wymuszeniu
4 500
Sprzedaż pozostała
4 000
3 500
3 000
1 624
2 335
2 500
*uwzględnia koszt wszystkich rodzajów paliw bez przychodów z certyfikatów
2 000
3 321
2 866
1 500
1 000
Produkcja
własna
Produkcja
własna
2 236
1 474
500
0
2012
Wolumeny i koszty zużycia paliw 2013
2013
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
Źródło: Spółka
*Średnia cena dla wszystkich typów biomasy zużytych przez Elektrownie
Ostrołęka w roku 2013.
40
Wyniki finansowe Podsegmentu CHP
Przychody (mln zł)
150
158
EBITDA (mln zł)
166
25
W tym odszkodowanie
od wykonawcy bloku
biomasowego BB20
(10 mln zł)
13
52
50
10
4
1
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Zysk netto (mln zł)
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Capex (mln zł)
9
135
6
138
5
1
56
50
41
-4
2011
1
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
2011
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
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
16
15
7
10
5
7
4
0
EBITDA 2012
25
6
7
9
9
Rezerwa na CO2
pozostałe koszty i
przychody
operacyjne
8
3
1
1
Sprzedaż energii
elektrycznej
Sprzedaż energii
cieplnej
Koszt zużycia paliw
o
10 mln zł - należne odszkodowanie od wykonawcy bloku
energetycznego na biomasę BB20
o
7 mln zł - niższe koszty wynagrodzeń i świadczeń pracowniczych
EBITDA 2013
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)
2 450
2 496
2 480
 ENERGA jest właścicielem i operatorem dwóch
zintegrowanych sieci ciepłowniczych
w Ostrołęce i Kaliszu
824
 Niemal 100% produkcji ciepła pochodzi z węgla
2011
Produkcja ee brutto (GWh)
140
146
2012
144
2012
43
2012
2013
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
Koszt zużycia węgla
Wolumen (tys. ton)
2011
2013
762
39
Koszt (mln zł)
2013
Zmiana
181,1
171,1
-6%
60,8
53,7
-12%
4 Kw. 2012 4 Kw. 2013
43
Średni koszt długu Grupy ENERGA
Średni koszt długu GK ENERGA
Główne przyczyny zmian:
 Spadek w 2013 roku średniego poziomu WIBOR
7%
3M o 1,88 p.p.
6,13%
6%
4,95%*
5%
 Zmiana struktury finansowania
 Transakcje zabezpieczające koszt długu związany
4%
z emisją euroobligacji w kwocie 400 mln EUR
3%
wyrażony w zł na stałym poziomie 5,17% rocznie.
2%
1%
0%
2012
2013
Struktura finansowania w 2013 roku
Średni WIBOR 3M
%
6
*Średni koszt długu bez uwzględnienia jednorazowych prowizji wyniósł
4,66%.
4,91%
4
3,03%
Stała
stopa %
39%
Zmienna
stopa %
2
61%
0
2012
2013
Źródło: Bloomberg
44
Kluczowe dane makroekonomiczne
Kwartalna dekompozycja PKB dla Polski w latach 2011-2013 (w pp.)
10,0
Popyt krajowy
8,0
Saldo obrotów z zagranicą
6,0
Przyrost rzeczowych
środków obrotowych
Nakłady brutto na środki
trwałe
Spożycie publiczne
4,0
2,0
0,0
-2,0
Spożycie indywidualne
-4,0
-6,0
PKB
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
2013
2009
2010
2011
2012
2013
II kw. prognoza
I kw. prognoza
IV kw. prognoza
III kw.
II kw.
I kw.
IV kw.
III kw.
II kw.
I kw.
IV kw.
III kw.
II kw.
I kw.
IV kw.
III kw.
II kw.
I kw.
IV kw.
III kw.
II kw.
I kw.
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
IV kw. prognoza
2012
III kw. prognoza
2011
2014
45
Kluczowe dane rynkowe
Węgiel kamienny ARA Index (USD/Mg)
CER - uprawnienia do emisji CO2
(EUR/Mg)
EUA - uprawnienia do emisji CO2
(EUR/Mg)
3,97
100,87
90,11
90,86
88,76
86,27
7,69
80,11
83,83
7,11
7,62
3,82
7,11
77,24
2,82
4,62
4,52
4,70
3,74
0,92
0,67
0,16
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)
188,87
174,44
183,14
171,50
Energia elektryczna szczyt (SPOT)
(PLN/MWh)
185,20
163,62
150,79
149,54
***
Zielone certyfikaty PMOZEX_A
(PLN/MWh)
279,97
271,27
206,12
162,37
0,38
0,24
192,95 187,93
175,87
162,04
174,37
239,80
213,79
163,11
197,93
170,68
148,78
144,21
Q1
2012
Q2
2012
Q3
2012
Q4
2012
Q1
2013
Q2
2013
Q3
2013
Q4
2013
Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013
Q1
2012
Q2
2012
Q3
2012
Q4
2012
Q1
2013
Q2
2013
Q3
2013
Q4
2013
*** Źródło: Towarowa Giełda Energii S.A.
46