prezentacja wynikowa-grupy-energa-2013-rok
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
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 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
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
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) 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
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
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
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…
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
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.
323 339 318 325 307 298
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
19 611 20 058 20 444
5 178 5 279 153
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
(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 zapłaconeDywidendy 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
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
Kluczowe kierunki rozwoju Grupy ENERGA
Filary strategii Działania Cele
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
Dziękujemy – Q&A
Biuro Relacji Inwestorskich Kontakt dla mediów Joanna Pydo Beata Ostrowska Dyrektor ds. Relacji Inwestorskich Rzecznik Prasowy Grupy ENERGA [email protected] [email protected] Tel.:(+48) 58 771 85 59 Tel.: (+48) 58 347 39 54 [email protected]
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.
Informacje dodatkowe
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
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
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
Zmiana
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
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
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 WRAefektywnie
wynagradzanego
Zmiana WACC Wzrostprzychodu
wynikający zezmiany
amortyzacjiuwzględnionej w
taryfie
Odchylenie marżydystrybucyjnejrzeczywistej vs
taryfa
Odchylenie stratsieciowych z
szacunkami vstaryfa
Zmiana OPEXGAP
Zmianaprzychodów z
przyłączy
Wynik SD napozostałej
działalności
Sprawa sporna zPSE
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
2 149 2 071
502 563
713 844
3 365 3 478
2012 2013Pozostałe koszty Amortyzacja Zwrot z WRA
Zw
ro
t z W
RA
"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
No
we
WR
A
Przych
ód
reg
ulo
wan
y
WRA efektywnie wynagradzane
7 413 9 428
2 006
588 1 352
754
Nowe WRA 2012 Wydatki inwestycyjneuznaneprzez URE
Zmniejszenia Nowe WRA 2013
25
Wartość Regulacyjna Aktywów
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
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 odENERGA-OPERATOR
Pozostałe przychody
/ koszty
EBITDA
I-XII 2013
mln zł
27
EBITDA Bridge Segmentu Sprzedaży
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
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 taryf Wolumen 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
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
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 235,969122 73
130
10
41 29
63
223
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
EBITDA I-XII2012
Zmiana cenysprzedaży energii
el.
Zmianawolumenu
sprzedaży en el.z produkcji
własnej
Przychody zesprzedaży
certyfikatówpochodzenia
EBITDA farmwiatrowych
Różnica w odpisiena rzeczowe
aktywa trwałe
Rezerwa CO2 Pozostaleprzychody i
kosztyoperacyjne
EBITDA I-XII2013
mln zł
50
31
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
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.
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
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
261
404
4
51
73
17
41 9
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
400
440
480
EBITDA I-XII2012
Zmiana cenysprzedażyenergii el.
Zmianawolumenusprzedaży
energii el. zprod. własnej
Zmiana cenysprzedażyzielonych
certyfikatów
Zmianawolumenu
sprzedanychzielonych
certyfikatów
EBITDA farmwiatrowych
Pozostałeprzychody i
koszty zdziałalności
EBITDA I-XII2013
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
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
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
* Korekta zapasu świadectw pochodzenia energii do cen rynkowych z dnia wytworzenia.
mln zł
39
EBITDA Bridge Podsegmentu Elektrownie Systemowe
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
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
4 1 1
8 9 9
25
3
7
7 6
16
0
5
10
15
20
25
30
EBITDA 2012 Sprzedaż energiielektrycznej
Sprzedaż energiicieplnej
Koszt zużycia paliw Rezerwa na CO2 pozostałe koszty iprzychodyoperacyjne
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
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
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
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
6
7
I kw
.
II k
w.
III
kw
.
IV k
w.
I kw
.
II k
w.
III
kw
.
IV k
w.
I kw
.
II k
w.
III
kw
.
IV k
w.
I kw
.
II k
w.
III
kw
.
IV k
w.
I kw
.
II k
w.
III
kw
.
IV k
w.
pro
gnoza
I kw
. pro
gnoza
II k
w.
pro
gnoza
III
kw
. pro
gnoza
IV k
w.
pro
gnoza
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 rzeczowychśrodków obrotowych
Nakłady brutto na środkitrwałe
Spożycie publiczne
Spożycie indywidualne
PKB
45
** 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 2012Q2 2012Q3 2012Q4 2012Q1 2013Q2 2013Q3 2013Q4 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