Skonsolidowane sprawozdanie finansowe za pierwsze

Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i za II kwartał 2014 r.
27 sierpnia 2014 r.
Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i za II kwartał 2014 r.
•
Kluczowe wydarzenia
Marek Woszczyk
- Prezes Zarządu
2
Najważniejsze informacje dotyczące wyników z I półrocza i II kwartału 2014 r.
Wyniki
finansowe
w II kwartale
Zarządzanie
kosztami
Inwestycje
Finansowanie
zewnętrzne
2,9 mld zł
EBITDA
1,4 mld zł
powtarzalna
EBITDA
Koszty os.
w I pół. na
tym samym
poziomie*
Podpisana
umowa
na blok w
Turowie
Niższe ceny
węgla
kamiennego
Planowa
modernizacja
aktywów w
Bełchatowie
Ustanowiony
program
euroobligacji
(2 mld euro)
1,7 mld zł
zysk netto
Wdrożony
program
oszczędności
Planowe
inwestycje
w aktywa
wiatrowe
Wysoki
popyt
8,4-krotna
nadsubskrypcja
Ratingi
na poziomie
inwestycyjnym
- perspektywa
stabilna
*z wyłączeniem Programów Dobrowolnych Odejść
3
Wyniki operacyjne zgodne z oczekiwaniami
Wyniki operacyjne
II kw. 2014 r.
rok do roku [%]
I pół. 2014 r.
rok do roku [%]
Produkcja energii netto
13,12 TWh
-3%
26,60 TWh
-6%
Dystrybucja energii
7,73 TWh
+1%
15,95 TWh
+2%
Sprzedaż energii do odbiorców finalnych
9,65 TWh
+8%
19,53 TWh
+9%
II kw. 2014 r.
II kw. 2013 r.
I pół. 2014 r.
I pół. 2013 r.
Rzeczywisty wzrost PKB
3,2%
0,8%
3,4%
0,7%
Krajowy wzrost zużycia energii
elektrycznej
0,9%
0,7%
-0,3%
-0,4%
37,26 TWh
36,93 TWh
78,49 TWh
78,74 TWh
Otoczenie makroekonomiczne
Krajowe zużycie energii elektrycznej
4
Inwestycje
Turów
Gorzów
Modernizacje
El. Bełchatów
(bloki 7-12)
OZE
Realizacja
projektu zgodnie
z harmonogram
Umowa
podpisana 10
lipca 2014 r.
Rozpoczęto
wstępne prace
budowlane
246 MW nowych
mocy w en.
wietrowej
Trwa
przygotowanie
terenu pod
budowę
Moc brutto:
ok. 490 MW
(netto: 450 MW)
Sprawność netto:
ok. 43,4 %
Moc brutto:
138MWe
Bloki nr 11 i 12 w
realizacji
(planowane
zakończenie w
2015 r.)
Opole II
Etap końcowy prac
projektowodokumentacyjnych
Zakończenie
wstępnych prac
budowy kotła
i maszynowni dla
bloku numer 6
oczekiwane
wkrótce
Polecenie
rozpoczęcia prac
zostanie wydane
do 31 grudnia
2014 r.
Sprawność netto:
• ok. 52,5 %
(kondensacja):
• 84%
(kogeneracja)
Bloki 7-8 oddane w
2013 r.
Prace nad blokami
9 i 10 będą
kontynuowane
i zakończone
w latach 2016-2017
Wzrost mocy
o 120 MW po
zakończeniu prac
modernizacyjnych
Bełch. Bl. 11 rewit.
Oddano 28 MW
w Wojciechowie
w I pół. 2014
Rozpoczęto
budowę 40 MW
w Karwicach
Bełch. Bl. 12 rewit.
Farmy wiatr.
Całkowite nakłady
w I pół. 2014:
4 mln zł
Całkowite nakłady w
I pół. 2014:
2 mln zł
Całkowite nakłady w
I pół. 2014 r.:
532 mln zł
Bełch Bl. 9 rewit.
H1 ’16
Bełch Bl. 10 rewit.
H2 ’16
Umowa na
lotnisko Lotnisko
(90 MW)
podpisana
H1 ’17
H2 ’17
Resko II (76 MW)
i Kisielice (12
MW) – trwają
przetargi
Całkowite nakłady
w I pół. 2014 r.:
142 mln zł
H2 ’15
Gorzów
H1 ’18
Opole Bl. 5
Całkowite nakłady
w I pół. 2014:
127 mln zł
H1 ’15
H2 ’18
Opole Bl. 6
H1 ’19
Turów
H2 ’19
5
Zmiany regulacyjne wpływające na wyniki i działalność spółki
CO2 - uprawnienia
Uprawnienia
do emisji za 2013
przyznane
Uprawnienia
do emisji dla
wytwarzania ciepła w
2013 i 2014 także
zostały przyznane
Z powodu realizacji
dużych inwestycji
PGE, umieszczonych
we wniosku
derogacyjnym (KPI),
zabezpieczono
uprawnienia
do emisji
na lata 2014-2015
Rynek mocy
Wprowadzenie
Operacyjnej
Rezerwy Mocy
przywróciło
stabilność
energetyce
konwencjonalnej
Rezerwa zimna
od roku 2016
zapewni większe
bezpieczeństwo
systemowi
elektroenerget.
Trwają prace
nad stworzeniem
jednolitego
rynku mocy
Mech. wsparcia
Niejasny system
wsparcia dla
kogeneracji
i OZE powoduje
niepewność na rynku
Wsparcie dla
kogeneracji
przywrócono w maju
2014 r. (ma zostać
utrzymane do końca
2018 r.)
Niewielka podaż
zielonych
certyfikatów wraz
z opóźnionym
przyjęciem nowej
ustawy o wsparciu
OZE wpływają na
kształt rynku
KDT
Model rekompensat
KDT ponownie
przeliczony
z powodu zmiany
założeń rozliczenia
korekty końcowej
Decyzja Prezesa URE
dot. korekty rocznej
za rok 2013 - zgodna
z wnioskiem PGE
6
Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i za II kwartał 2014 r.
Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne
Magdalena Bartoś
- Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno-Finansowych
7
Kluczowe wyniki finansowe
mln zł
II kw.
2014 r.
II kw.
2013 r.
zmiana
r/r %
II kw. 2014 r.
7 279
Przychody
Przychody ze sprzedaży
7 279
7 308
0%
EBITDA
2 894
2 130
36%
EBITDA skorygowany*
1 378
1 999
-31%
Zysk netto (dla jedn. domin.)
1 708
1 098
56%
0,92
0,58
59%
Zysk na akcję (zł)
7 308
6 248
Przychody
skoryg.*
7 092
2 894
EBITDA
2 130
Środki pieniężne z
działalności operacyjnej
695
1 887
-63%
CAPEX
1 231
865
42%
Środki pieniężne netto
(koniec okresu)
1 920
2 386**
Oceny ratingowe
Rating
Perspektywa
Fitch
BBB+
Stabilna
Moody’s
Baa1
Stabilna
1 378
EBITDA
skoryg.*
Zysk netto
(dla jedn.
domin.)
Zysk netto
skoryg.*
(dla jedn.
domin.)
1 999
1 708
1 098
486
993
II kw. 2014
II kw. 2013
* Skorygowany = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych
** na dzień 31 marca 2014 r.
8
Zdarzenia jednorazowe
Rekompensaty KDT
Szacunki rekompensat
uwzględniają aktualizację
dyskonta
Na ujęcie KDT w wynikach
składają się:
Z tytułu ponownego
przeliczenia końcowego
rozliczenia przychodów
wynosi ok. 911 mln zł
Zaliczki na rekompensaty
2014 - 120 mln zł
Stopa dyskonta
Uprawnienia do emisji CO2
Zmniejszenie rynkowych stóp
procentowych spowodowało
obniżenie stopy dyskonta
przyjmowanej w PGE
Zmiana stopy dyskonta z
4,35% to 3,50%
Modyfikacja stopy dyskonta
skutkowała zwiększeniem
stanu rezerw, zwłaszcza
rezerwy na rekultywację i
rezerw aktuarialnych
Uprawnienia do emisji CO2
dla wytwarzania energii
elektrycznej w 2013 r.
przyznane w kwietniu 2014 r.
- efekt w wysokości
751 mln zł
Darmowe uprawnienia do
emisji CO2 na I kw. roku
2014 – wpływ w wysokości
136 mln zł
Wpływ korzystnych wyroków
sądowych - 246 mln zł
Przychody ze
sprzedaży:
Pozostałe przychody
operacyjne:
1,031 mln zł
246 mln zł
EBITDA:
1,277 mln zł
Zysk netto:
1,031 mln zł
EBITDA:
648 mln zł
EBITDA:
887 mln zł
Zysk netto:
523 mln zł
Zysk netto:
715 mln zł
9
Programy optymalizacyjne
Wpływ na
EBIT segmenty
I pół. 2014 r.
Energetyka Konwencjonalna
• Kontynuacja wdrażania programów poprawiających
efektywność operacyjną
• Centralizacja zakupów
• Zwiększanie mocy zmodernizowanych bloków
7-12 w Elektrowni Bełchatów
• Restrukturyzacja zatrudnienia
4 mln zł
26 mln zł
RAZEM:
147 mln zł*
Dystrybucja
• Ograniczenie strat sieciowych i przerw
w dostawie energii elektrycznej
• Programy restrukturyzacji operacyjnej
• Restrukturyzacja zatrudnienia
• Uruchomienie agencyjnych kanałów sprzedaży
117 mln zł
Energetyka Odnawialna
• Racjonalizacja kosztów stałych
• Usprawnianie i konsolidacja struktury firmy
Energetyka
Konwencjonalna
Sprzedaż
Detaliczna
Dystrybucja
* Trwałe: 82%, jednorazowe: 18%
Zatrudnienie
Energetyka Konwencjonalna
Grupa PGE
-20%
22 314
45 383
Dystrybucja
-11%
17 831
12 519
-14%
10 773
40 202
2010
2011
2012
2013 H1 2014
2010
2011
2012
2013 H1 2014
2010
2011
2012
2013 H1 2014
10
Produkcja energii
Produkcja w II kw. 2014 (zmiana % rok do roku)
Produkcja w I półrocze 2014 (zmiana % rok do roku)
0.65
(+38%)
3.26
0.34
(+56%)
Inne
(1%)
RAZEM
13,12 TWh
0.34
(+143%)
(-3%)
Inne
0.14
(+133%)
9.07
RAZEM
26,62 TWh
(-6%)
0.24
(-23%)
0.14
(-13%)
18.53
(-8%)
0.28
(+33%)
(-10%)
0.09
(-10%)
0.08
(-27%)
Węgiel brunatny
6.36
(16%)
0.22
(-71%)
Węgiel kamienny
Gaz
Szczytowopompowe
Woda
Wiatr
Biomasa
• Niższa produkcja z węgla brunatnego z powodu wycofania z eksploatacji bloku nr 10 oraz z powodu remontu bloku 858 MW w Elektrowni
Bełchatów.
• Poziom wytwarzania energii na węglu kamiennym stabilny nawet po odstawieniu bloku w Dolnej Odrze.
• Produkcja energii w oparciu o gaz niższa po zaprzestaniu wytwarzania w marcu 2013 roku w elektrociepłowniach w Lublinie i Rzeszowie
spowodowanym brakiem wsparcia dla kogeneracji.
• Produkcja z odnawialnych źródeł energii - 0,62 TWh – wzrost współspalania biomasy z przyczyn ekonomicznych oraz produkcji z nowych
aktywów wiatrowych; niższa produkcja w elektrowniach wodnych (niekorzystne warunki hydrologiczne).
11
Wskaźniki operacyjne
Aktywa wytwórcze
Węgiel brunatny
Węgiel kamienny
Elektrociepłownie
Aktywa wiatrowe
Dyspozycyjność
I pół. 2014 r.
80,9%
85,2%
92,1%
98,2%
Dyspozycyjność
I pół. 2013 r.
84,2%
89,5%
84,5%
98,2%
Stopień wykorzystania
mocy I pół. 2014 r.
85,7%
69,7%
70,5%
26,7%
Stopień wykorzystania
mocy I pół. 2013 r.
87,3%
70,9%
62,7%
-
Aktywa dystrybucyjne
6,34
6,33
1 cze 14
6,30
1 maj 14
6,12
6,45
6,23
6,45
252
6,40
6,52
6,63
1 lis 13
6,74
1 wrz 13
6,65
6,72
1 sie 13
6,60
279
1 paź 13
6,72
1 lip 13
6,75
6,50
6,75
SAIDI*
-10%
6,76
6,90
6,81
6,84
7,05
6,95
7,20
-10%
Straty sieciowe
7,35
6,15
1 kwi 14
1 mar 14
1 lut 14
1 sty 14
1 gru 13
1 cze 13
1 maj 13
1 kwi 13
1 mar 13
1 lut 13
1 sty 13
6,00
H1 2013
H1 2014
* czas trwania przerw długich i bardzo długich x liczba
odbiorców narażonych na ich skutki)/ liczba obsługiwanych
odbiorców
12
Zysk EBITDA pod wpływem głównych czynników budowy wartości
2.130
Q2 2013 EBITDA RAPORTOWANA
131
Zdarzenia jednorazowe
1.999
Q2 2013 EBITDA SKORYGOWANA
Wpływ zmiany ceny na rynku hurtowym
173
Wpływ zmiany wolumenu energii sprzedanej
71
Marża na sprzedaży detalicznej
231
Efekt na prawach majątkowych
110
Przychody ze sprzedaży ee i praw majątkowych
- woda
38
Koszt węgla - cena
53
Koszt węgla - wolumen
59
Inne czynniki
8
Q2 2014 EBITDA SKORYGOWANA
Zdarzenia jednorazowe
Q2 2014 EBITDA RAPORTOWANA
mln PLN
1.378
1 516
2.894
13
EBITDA skorygowany* w II kw. 2014 r. – składniki
55
1 378
585
121
99
617
-99
2014
2013
Zmiana (mln zł)
Zmiana (%)
Energetyka
Konwencjonalna
617
907
-291
-32%
Spadek
spowodowany:
• Niższą ceną energii
na rynku hurtowym
– 173 mln zł
• Niższym
wolumenem
produkcji
(wyłączenia bloków
i planowanych
remontach)
– 85 mln zł
Częściowo
zrekompensowane
wyższymi
przychodami z handlu
świadectwami
pochodzenia.
*bez
OZE
Hurt
Dystrybucja
Obrót
Inne
EBITDA
99
92
7
8%
121
234
-112
-48%
585
583
2
0%
-99
154
-253
-165%
55
29
26
87%
1 378
1 999
-621
-31%
Nowe aktywa
wiatrowe przyczyniły
się do wzrostu wyniku
segmentu,
ograniczonego jednak
niekorzystnymi
warunkami
hydrologicznymi
(38 mln zł).
Erozja marży na rynku
detalicznym
częściowo znajduje
odbicie w segmencie
hurtowym.
Wyższe przychody z
usług dystrybucyjnych
wynikały ze wzrostu
ceny i wolumenu,
aczkolwiek w
większości zostały
zneutralizowane
wyższym kosztem
usług przesyłowych
(taryfa PSE).
Pogarszająca się
marża na sprzedaży
energii do odbiorców
finalnych miała
negatywny wpływ (124
mln zł) spotęgowany
dodatkowo kosztami
systemu wsparcia
(117 mln zł).
zdarzeń jednorazowych
14
Nakłady inwestycyjne w I półroczu 2014 i II kwartale 2014 r.
CAPEX dla I półrocza 2014 r. (mln zł)
Sprzedaż Detaliczna &
Hurtowa &
Inne (81 mln zł)
Dystrybucja
(452 mln zł)
OZE
(155 mln zł)
Energetyka
Konwencj.
– nowe moce
(199 mln zł)
CAPEX dla II kwartału 2014 r. (mln zł)
Sprzedaż Detaliczna
& Hurtowa &
Inne (48 mln zł)
3%
4%
Dystrybucja
(276 mln zł)
20%
7%
RAZEM
CAPEX
2,23 mld zł
(po korektach)
9%
Energetyka
Konwencj.
61%
– modernizacja,
prace remon.
i inne
(1 379 mln zł)
22%
OZE
(36 mln zł)
3%
Energetyka
Konwencj.
– nowe moce
(PLN 133m)
RAZEM
CAPEX
1,23 mld zł
(po korektach)
11%
Energetyka
Konwencj.
60%
-modernizacja,
prace remon.
i inne
(752 mln zł)
Nowe moce
25%
Modernizacja
i prace
remontowe
23%
Nowe moce
75%
Modernizacja
i prace
remontowe
77%
•
Nakłady inwestycyjne na remonty i modernizację bloków opalanych węglem brunatnym w Elektrowni Bełchatów wyniosły ok.
532 mln zł w I półroczu 2014 roku.
•
•
Nakłady inwestycyjne na bloki 5 i 6 w Elektrowni Opole wyniosły 127 mln zł
Wydatki inwestycyjne w segmencie Dystrybucji osiągnęły 452 mln zł
–
z czego 202 mln zł kosztowały przyłączenia nowych klientów
15
Warunki rynkowe pozwoliły zabezpieczyć środki finansowe na nadchodzące wydatki inwestycyjne
Model finansowania
Banki/ Inwestorzy
Zewnętrzne finansowanie średnio- i długoterminowe
PGE SA
Przepływy finansowe
Przepływy finansowe
PGE Sweden
Spółka zależna 1
Spółka zależna 2
Spółka zależna …
Emisja euroobligacji
• Program 2 mld euro
–
Emitent – PGE Sweden AB (Publ), w 100% spółka zależna PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.
• Oferta publiczna 500 mln euro
–
–
–
5-cio letni okres zapadalności
8,4-krotna nadsubskrypcja, ok. 300 potencjalnych inwestorów
Jedna z najniższych marż w historii emisji korporacyjnych w Europie Środkowej i Wschodniej – rentowność obligacji 98 pb
powyżej Mid-Swap, a kupon 1,625%
• Emisja własna obligacji o wartości 138 mln euro:
–
Emisja 15-letnich obligacji o marży na 118 pb ponad Mid-Swap (kupon wyniósł 3,0%)
• Notowane na Giełdzie Papierów Wartościowych w Luksemburgu
16
Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i II kwartał 2014 r.
Perspektywy rynkowe poza I półrocze 2014 r.
Marek Woszczyk
- Prezes Zarządu
Magdalena Bartoś
- Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno-Finansowych
17
Perspektywa II półrocza 2014 r.
Rynki energii
•
Wprowadzenie Operacyjnej Rezerwy Mocy przywróciło stabilność energetyce konwencjonalnej
–
•
•
Dyskutowane są zmiany mechanizmu
Przepływy transgraniczne i wskaźniki cenowe zostały uwzględnione w strategii i projektowaniu programu inwestycyjnego
Dynamika zużycia energii po łagodnej zimie wraca do poziomów z lat ubiegłych
Uprawnienia CO2 – szersza perspektywa
•
•
Krótko- i średnioterminowe prognozy zgodne z projektowaniem programu inwestycyjnego
Trwa dyskusja na temat celów redukcyjnych na rok 2030
–
Potencjalny wpływ na podaż pozwoleń w perspektywie roku 2020 jest ograniczony
Model handlu energią elektryczną
•
•
•
Konkurencja na rynku dostaw dla klientów końcowych wpływa na erozję marży
Strategia handlu kluczowym elementem biznesowej strategii
Trwają intensywne i zaawansowane prace nad wdrożeniem nowego modelu handlu energią
Sytuacja na rynku paliw
•
•
•
Zabezpieczone dostawy węgla kamiennego z krajowych kopalni na korzystnych dla obu stron warunkach
Gazowe jednostki kogeneracyjne rozpoczną produkcję jesienią
Obecne warunki na rynku biomasy dają możliwość zwiększenia wykorzystania technologii współspalania
18
180 dni rozwoju – usprawnienia nastawione na zwiększenie
efektywności operacyjnej Grupy PGE
Podatkowa Grupa Kapitałowa
Cash pool i zarządzanie płynnością
•
•
Stworzenie jednej Grupy Podatkowej
PGE pozwoli na:
–
–
–
–
Traktowanie PGE jako jednej jednostki podatkowej
Niższe obciążenia podatkowe
Niższe ryzyko cen transferowych
Niższe nakłady inwestycyjne
•
Po utworzeniu będzie to największa w Polsce grupa
podatkowa
•
Oczekiwany termin rozpoczęcia działania - styczeń 2015 r.
Wdrożenie modelu cash pool oraz zarządzanie płynnością
finansową w Grupie Kapitałowej PGE przyniesie następujące
rezultaty:
–
–
Lepsze zarządzanie płynnością
–
Zmniejszenie kosztów kapitału na poziomie
skonsolidowanym
–
–
Niższe opłaty bankowe
Poprawa zarządzania kapitałem i mniejsze
zapotrzebowanie na finansowanie zewnętrzne
Dokładne prognozy dotyczące potrzeb kapitałowych
Konsolidacja usług księgowości
i wynagrodzeń
Wdrażanie systemu SAP
•
Konsolidacja usług rachunkowości oraz obsługi procesu
wynagrodzeń
•
•
Zaprojektowana tak, by poprawić efektywność procesową
oraz standaryzację usług w całej Grupie
•
Zapewni najwyższy standard obsługi w oparciu o zasoby
obecne w Grupie
•
•
Umożliwi pełne wykorzystanie funkcjonalności systemu
ERP (SAP)
Oczekiwany termin rozpoczęcia - styczeń 2015 r.
•
•
PGE jest obecnie w trakcie wdrażania systemu SAP, który
zapewnia:
–
Standaryzację procesów i zarządzania w ramach
procesów:
Rachunkowości,
Skarbu,
Planowania
Finansowego, HR, Zarządzania Aktywami oraz Napraw
–
–
Pełną kompatybilność z pozostałymi systemami IT
Przepływ dokumentacji należności i HR
Dotyczy wszystkich podmiotów w Grupie PGE
Wszystkie moduły systemu w trakcie implementacji
19
Podział EBITDA i CAPEX; perspektywa na rok 2014 - aktualizacja
Perspektywa 2014
vs 2013
Energetyka
Konwencjonalna
Wzrost
Energetyka
Odnawialna
Bez zmian
Obrót hurtowy +
Sprzedaż detaliczna
Dystrybucja
Główne czynniki
+ Aktualizacja modelu KDT
+ Jasna perspektywa dla uprawnień do emisji CO2
+ Programy optymalizacyjne, lepsze wykorzystanie aktywów
z węglem brunatnym i niższa cena węgla kamiennego
• Cena hurtowa niższa o ok. 15-20 zł/MWh
• Dalszy wzrost kosztów emisji
• Zwiększenie rezerw w związku ze zmianą stopy dyskonta
+ Całoroczna eksploatacja nowych aktywów przy zakontraktowanym odbiorze
energii i świadectw pochodzenia
• Niekorzystne warunki hydrologiczne nie sprzyjają osiąganiu lepszego wyniku
finansowego
Spadek
•
•
Presja ze strony konkurencyjnego rynku i spadek marży
Ponowne wprowadzenie obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia energii
z kogeneracji negatywnie wpłynęło na wyniki
Bez zmian
•
•
•
Pełne pokrycie WRA w taryfie
Jednakże, niższa stopa wolna od ryzyka, powoduje spadek WACC
Taryfy wzrastają, lecz struktura regulowanych przychodów zmienia się
i wymaga działań optymalizacyjnych po stronie kosztów
•
PGE uruchomiła ważne projekty inwestycyjne w Energetyce Konwencjonalnej w
Opolu i Gorzowie.
Polecenie rozpoczęcia prac bloku w Turowie zostanie wydane
do 31 grudnia 2014 r.
Wyższy poziom nakładów inwestycyjnych wpłynie na przyszłą rentowność
aktywów.
•
CAPEX
związanych
Wzrost
•
20
Dziękujemy za uwagę