Wyniki finansowe grupy energa za 3 kwartaly 2014

Wyniki finansowe Grupy ENERGA

za 3 kwartały 2014 roku

7 listopada 2014 r.

Wyniki 3 kwartału br. w podziale na Segmenty działalności:

Segment Dystrybucji:1. Wzrost wolumenu dystrybuowanej energii elektrycznej i średniej stawki sprzedaży usług

dystrybucyjnych o 3% r/r.2. Wyższy wynik EBITDA o 17% r/r, pomimo spadku WACC.

Segment Wytwarzania:1. Poprawa w elektrowni konwencjonalnej:

• Korzystne ceny na rynku bilansującym i cięcia kosztów w segmencie• Regulacyjne usługi systemowe• Brak istotnych przestojów remontowych

2. Oddanie źródła ciepła w Elektrowni Ostrołęka i farmy fotowoltaicznej w Gdańsku.

Segment Sprzedaży1. Utrzymanie marży EBITDA pomimo negatywnego wpływu kosztów związanych z obowiązkiem

umarzania „czerwonych” i „żółtych” praw majątkowych oraz oddziaływania z tytułu pełnieniafunkcji „sprzedawcy z urzędu”.

2. Wykorzystanie komercyjne pierwszych w Polsce negawatów.

Podsumowanie 3 kwartału 2014

2

3 kwartał 2014 9 miesięcy 2014

Przychody ze sprzedaży 2 506 mln zł (-9% r/r) 7 792 mln zł (-9% r/r)

EBITDA 551 mln zł (+51%) 1 832 mln zł (+24%)

Marża EBITDA 22% (∆ 9 p.p.) 24% (∆ 7 p.p.)

Zysk netto 218 mln zł (vs. 59 mln zł) 825 mln zł (vs. 581 mln zł)

1. 2,9 mln - liczba klientów

2. 19,3 TWh – sprzedana energia elektryczna w 3 kwartałach 2014 roku (12,1 TWh - sprzedaż detaliczna)

1. Elektrownie wodne

a) Włocławek (160 MW)

b) Mniejsze jednostki wytwórcze (41 MW)

c) Elektrownia szczytowo-pompowa w Żydowie (167 MW)

2. 3 farmy wiatrowe

a) Karcino (51 MW)

b) Karścino (90 MW)

c) Bystra (24 MW)3. Elektrownia systemowa w Ostrołęce B (647 MW, dodatkowo

w wyniku uciepłownienia EEO B - 220 MWt)4. Elektrociepłownia w Ostrołęce A (75 MW, 394 MWt)5. Pozostałe elektrociepłownie i ciepłownie (69 MW, 448 MWt)

Wytwarzanie1

Dystrybucja

1. 191 tys. km linii energetycznych

2. 15,5 TWh - dostarczona energia elektryczna w 3 kwartałach 2014 roku

3. Zasięg 77 tys. km2

1 Moc osiągalna

Sprzedaż

Kluczowe aktywa Grupy ENERGA

3

(GWh) 3 kw. 2013 3 kw. 2014 Zmiana 9 miesięcy2013

9 miesięcy2014 Zmiana

Dystrybucja energii elektrycznej 5 043 5 179 3% 15 165 15 505 2%

Produkcja ee brutto, w tym: 1 274 1 271 - 3 756 3 807 1%

OZE 397 430 8% 1 359 1 390 2%

produkcja w wymuszeniu Energa Elektrownie Ostrołęka 586 715 22% 1 713 2 094 22%

produkcja elektrowni szczytowo-pompowej w Żydowie 6 5 -24% 15 26 76%

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej, w tym: 4 307 3 960 -8% 13 631 12 087 -11%

taryfa G 1 197 1 211 1% 3 999 3 909 -2%

Grupa ENERGA koncentruje się na działalności regulowanej…

* na podstawie wolumenów

100%

82%

29%

100%92%

32%

Dystrybucja Wytwarzanie Sprzedaż

Udział działalności regulowanej w segmentach Grupy*

9 m-cy 2013

9 m-cy 2014

4

170 194

810670

177 167

477

466

42 58

42225

389 419

1 329 1 361

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

Elektrownie przepływowe Biomasa Wiatr

170 194

810670

185 178

507

495

42 58

42225

397430

1 3591 390

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

Elektrownie przepływowe Biomasa Wiatr

Historyczna produkcja farm wiatrowych za okres styczeń –wrzesień 2013 roku wyniosła 195 GWh.

Moc zainstalowana stan na 30 września 2014 (MWe)

Prawa majątkowe (zielone) od wytworzonej ee (GWh)

Produkcja ee brutto (GWh)

Suma: 533 MWe

Stanowi 85% kwartalnego obowiązku umorzenia zielonych Praw Majątkowych przez ENERGA-OBRÓT

Nabycie farm wiatrowych zwiększyło moc wytwórczą Grupy o 165 MW.

W lipcu br. oddano nowy blok biomasowy w Elblągu – zwiększenie mocy wytwórczych Grupy o 25 MWe.

której istotną częścią jest produkcja energiize zdywersyfikowanego portfela OZE

Gorsze r/r warunki hydrometeorologiczne elektrowni przepływowych (spadek produkcji bruttopo 9 miesiącach o 17%).

Biomasa31%

Elektrownie przepływowe

38%

Wiatr31%

5

1 077

323

2 104

743

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

Przychody (mln zł) EBITDA (mln zł)

Zysk netto (mln zł) Capex (mln zł)

Grupa ENERGA poprawiła marżę EBITDA

- Przychód na zatrudnionego w tys. zł (do zatrudnienia w osobach na koniec okresu)

- Marża EBITDA

- Marża zysku netto - Nakłady na nabycie aktywów wiatrowych od DONG ENERGYi spółki Ciepło Kaliskie (2 kw. 2013) oraz aktywów wiatrowychod Iberdrola Renovables (3 kw. 2013)

2 748 2 506

8 5377 792

263 281

818 873

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

1 052

366551

1 481

1 832

13% 22%

17%24%

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

59

218

581

825

2%

9%

7%

11%

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

711

6

EBITDA (mln zł)

Regulowana działalność dystrybucyjna stanowi stabilne źródło EBITDA Grupy wspierane przez regulacyjne usługi systemowe…

316 370

1 136 1 163

89155

188

528

-12

41

188

149

-26 -14 -31 -8

366

551

1 481

1 832

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

Dystrybucja Wytwarzanie Sprzedaż Pozostałe i korekty

7

i przez pozostałe Segmenty łańcucha wartości

mln złDystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie

3 kw.2013

3 kw.2014 Zmiana 3 kw.

20133 kw.2014 Zmiana 3 kw.

20133 kw.2014 Zmiana

Przychody ze sprzedaży 920 942 2% 1 667 1 335 -20% 383 420 10%

EBITDA 316 370 17% -12 41 - 89 155 74%

Marża EBITDA 34,3% 39,3% ∆ 5,0 p.p. -0,7% 3,1% ∆ 3,8 p.p. 23,2% 36,9% ∆ 13,7 p.p.

EBIT 159 198 24% -18 34 - 59 119 -

Zysk netto 92 130 42% -13 33 - 35 82 -

Marża zysku netto 10,0% 13,8% ∆ 3,8 p.p. -0,8% 2,5% ∆ 3,3 p.p. 9,1% 19,5% ∆ 10,4 p.p.

CAPEX 306 197 -36% 10 8 -20% 756 121 -84%

mln zł

Wytwarzanie, w tym:

Woda Wiatr Elektrownia w Ostrołęce

3 kw.2013

3 kw.2014 Zmiana 3 kw.

20133 kw.2014 Zmiana 3 kw.

20133 kw.2014 Zmiana

Przychody ze sprzedaży 104 81 -22% 13 20 55% 244 292 20%

EBITDA 66 55 -17% 10 10 - -5 74 -

Marża EBITDA 63,5% 67,9% ∆ 4,4 p.p. 76,9% 50,0% ∆ -26,9 p.p. -2,0% 25,3% ∆ 27,3 p.p.

EBIT 60 48 -19% 1 0 - -17 61 -

CAPEX 12 7 -41% 730 55 -92% 5 21 -

8

EBITDA* Grupy charakteryzuje się sezonowością

*Skorygowana EBITDA

9

404

529

473

204

533547

391393

590

636

423

571

648618

531

0

100

200

300

400

500

600

700

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

4 kw.2013

1 kw.2014

2 kw.2014

3 kw.2014

Adj. EBITDA - Grupa

mln zł

1,81,5

2,6

1,4

wskaźnik płynności bieżącej dług netto/EBITDA*

31 grudnia 2013 30 września 2014

Wskaźnik płynności

* Zysk netto za ostatnie 12 miesięcy

* EBITDA za ostatnie 12 miesięcy

Dług netto/EBITDA

Wskaźniki efektywności i płynności Grupy ENERGA

ROE* ROA* ROS

6,5%

3,1%

6,8%

11,8%

5,6%

10,6%

zysk netto/kapitał własny nakoniec okresu

zysk netto/aktywa ogółem zysk netto/przychody zesprzedaży

9 miesięcy 2013 9 miesięcy 2014

10

306 197

842

515108

21

21

756

121

1 218

192

4

22

14

1 077

323

2 104

743

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Pozostałe i korekty

mln zł

Łączne nakłady inwestycyjne Grupy ENERGA wyniosły w 3 kwartale 2014 roku 323 mln zł.

Kluczowe inwestycje w segmencie dystrybucji:

1. 92 mln zł - rozbudowa sieci w związku z przyłączaniem nowych odbiorców

2. 16 mln zł - rozbudowa i modernizacja sieci w związku z przyłączaniem OZE

3. 58 mln zł - modernizacja sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw

4. 9 mln zł - pozostałe nakłady na innowacyjne technologie i rozwiązania sieciowe (Smart Grid, SID)

Kluczowe inwestycje w segmencie wytwarzania:

1. FW Myślino (ok. 54 mln zł)

2. Zakończenie budowy źródła ciepła (EEO)

Struktura nakładów inwestycyjnych w 3 kwartale

W tym nakłady na nabycie aktywów wiatrowych od DONG ENERGY i spółki Ciepło Kaliskie (2 kw.) oraz aktywów wiatrowych od Iberdrola Renovables (3 kw.) w łącznej wysokości 1 052 mln zł(711 mln zł w 3 kw.).

-3

11

Zarząd ENERGA SA okresowo dokonuje przeglądu i dostosowuje Program Inwestycyjny do aktualnych warunków rynkowych i innych czynników istotnych

dla branży

9,8 mld zł Segment Dystrybucji

1,3 mld złSegment Wytwarzania

0,4 mld złSegment Sprzedaży

• rozbudowa sieci w związku z przyłączeniem nowych odbiorców – ok. 4,4 mld zł

• rozbudowa i modernizacja sieci w związku z przyłączaniem OZE -ok. 1,2 mld zł

• modernizacja sieci dystrybucyjnej ok. 2,3 mld zł

• nakłady na inteligentne sieci –ok. 1,1 mld zł

• Pozostałe – ok. 0,9 mld zł

• OZE – ok. 0,4 mld zł

• CHP – ok. 0,4 mld zł

• elektrownia systemowa – ok. 0,5 mld zł

• Inwestycje w segmencie wytwarzania o charakterze opcji inwestycyjnych – ok. 0,2 mld zł*

• głównie rozwój narzędzi IT oraz inwestycje w obszarze oświetlenia

Łączne nakłady inwestycyjne planowane przez Grupę ENERGA w latach 2014-2022:

ok. 18,2 mld zł

Inwestycje podstawowe – 11,8 mld zł

*Uwzględnia nakłady na doprowadzenie projektu do stanu FID- ready. Przejście do fazy budowy jest uzależnione od spełnienia określonych warunków, które zwiększą rentowność, lub ograniczą ryzyko inwestycji.

0,2 mld złPozostała działalność

• głównie rozwój systemów IT

Dodatkowe inwestycje rozwojowe – 6,4 mld zł w latach 2015 -2022m.in. na: OZE, akwizycje, projekty badawczo-rozwojowe

12- Różnice sumowań wynikają z zaokrągleń

Aktualny Program Inwestycyjny na lata 2014 – 2022

SAIDI (min/odb.) SAIFI (przerw/odb.)

Wskaźniki awaryjności w Grupie ENERGA

72

68

4

72 71

3 kw. 2013 3 kw. 2014

SAIDI(nieplanowane, katastrofalne i planowane)

(liczba min. na odb.)

0,94 1,07

0,941,10

3 kw. 2013 3 kw. 2014

SAIFI(nieplanowane, katastrofalne i planowane)

(liczba zakłóceń na odb.)

2,222,53

0,372,22

2,90

9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

bez awarii masowych awarie masowe

161 180

48161

228

9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

0,03

13

Podsumowanie – istotne czynniki wpływające na Grupę ENERGA w kolejnych kwartałach

Ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym i detalicznym

Ceny za regulacyjne usługi systemowe

Warunki pogodowe i hydrometeorologiczne

Zmiany struktury wolumenu dystrybuowanej energii wobec struktury uzgodnionej w taryfie

Polityka regulacyjna

❶

❺

❷

❸

❹

14

Biuro Relacji Inwestorskich

Joanna PydoDyrektor ds. Relacji [email protected]

Tel.:(+48) 58 771 85 59

[email protected]

Dziękujemy – Q&A

Sporządzona przez ENERGA SA („Spółka”) prezentacja ma charakter wyłącznie informacyjny i nienależy jej traktować jako porady inwestycyjnej.

Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie ponoszą odpowiedzialności z tytułu jakiejkolwiekszkody wynikającej z wykorzystania niniejszej prezentacji lub jej treści albo powstałej w jakikolwiekinny sposób związany z niniejszą prezentacją.

Odbiorcy niniejszej prezentacji ponoszą wyłączną odpowiedzialność za własne analizy i oceny rynkuoraz sytuacji rynkowej Spółki i potencjalnych wyników Spółki w przyszłości, dokonane w oparciu oinformacje zawarte w niniejszej prezentacji.

W zakresie, w jakim niniejsza prezentacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłości, a wszczególności słowa „projektowany”, „planowany”, „przewidywany” i podobne wyrażenia (łącznie z ichzaprzeczeniami), stwierdzenia te wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością oraz innymiczynnikami, których skutkiem może być to, że rzeczywiste wyniki, sytuacja finansowa, działania iosiągnięcia 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 niniejszejprezentacji jakichkolwiek dodatkowych informacji ani aktualizować niniejszej prezentacji.

Zastrzeżenia prawne

Informacje dodatkowe

Podsumowanie 9 miesięcy 2014

mln złDystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie

9 m-cy2013

9 m-cy2014 Zmiana 9 m-cy


20139 m-cy2014 Zmiana

Przychody ze sprzedaży 2 799 2 926 5% 5 250 4 188 -20% 1 118 1 320 18%

EBITDA 1 136 1 163 2% 188 149 -21% 188 528 -

Marża EBITDA 40,6% 39,7% ∆ -0,9 p.p. 3,6% 3,6% - 16,8% 40,0% ∆ 23,2 p.p.

EBIT 656 647 -1% 168 127 -25% 112 425 -

Zysk netto 451 441 -2% 158 121 -23% 73 299 -

Marża zysku netto 16,1% 15,1% ∆ -1 p.p. 3,0% 2,9% ∆ -0,1 p.p. 6,5% 22,7% ∆ 16,2 p.p.

CAPEX 842 515 -39% 21 21 -4% 1 218 192 -84%

mln zł

Wytwarzanie, w tym:

Woda Wiatr Elektrownia w Ostrołęce

9 m-cy2013




Przychody ze sprzedaży 373 303 -19% 13 92 - 630 816 30%

EBITDA 309 229 -26% 10 60 - -157 226 -

Marża EBITDA 82,8% 75,6% ∆ -7,2 p.p. 76,9% 65,2% ∆ -11,7 p.p. -24,9% 27,7% ∆ 52,6 p.p.

EBIT 290 209 -28% 1 31 - -193 188 -

CAPEX 27 19 -30% 1 033 57 -94% 63 33 -47%

18

Koszty rodzajowe (mln zł) 3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 miesięcy 2013

9 miesięcy 2014

Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych 191,1 217,1 568,2 640,7

Zużycie materiałów i energii 258,9 193,2 756,1 636,7

w tym zużycie paliw 177,4 150,8 515,4 437,3

Usługi obce 286,9 330,2 806,6 921,9

w tym opłaty przesyłowe i tranzytowe 182,1 212,8 546,3 647,6

Podatki i opłaty 85,4 90,8 246,4 238,9

Koszty świadczeń pracowniczych 230,1 227,8 696,1 708,5

Odpisy aktualizujące 10,0 16,9 169,2 45,9

Pozostałe koszty rodzajowe 18,8 13,4 51,9 54,1

Zmiana stanu zapasów i rozliczeń międzyokresowych -14,7 -16,4 -42,2 -20,4

Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki -17,3 -9,1 -68,6 -63,4

Wartość sprzedanych towarów i materiałów 1 457,9 1 141,0 4 391,0 3 473,1

Koszty operacyjne, razem 2 507,1 2 204,9 7 574,7 6 636,0

W tym:

Koszt własny sprzedaży 2 334,3 2 049,8 7 081,2 6 182,1

Koszty sprzedaży 75,3 75,1 213,5 196,9

Koszty ogólnego zarządu 97,5 79,9 280,0 256,9

Struktura kosztów rodzajowych Grupy ENERGA

19

Spółka definiuje i oblicza EBITDA jako zysk/(stratę) z działalności operacyjnej (obliczony jako zysk/(strata) netto z działalnościkontynuowanej za okres/rok obrotowy skorygowany o (i) podatek dochodowy, (ii) udział w zysku jednostki stowarzyszonej, (iii) przychodyfinansowe, oraz (iv) koszty finansowe) skorygowany o amortyzację (wykazaną w rachunku zysków i strat). Spółka definiuje i obliczaSkorygowaną EBITDA jako EBITDA skorygowaną o wpływ zdarzeń jednorazowych. Zarówno EBITDA, jak i Skorygowana EBITDA nie sązdefiniowane przez MSSF i nie należy ich traktować jako alternatywy dla miar i kategorii zgodnych z MSSF. Ponadto zarówno EBITDA, jaki Skorygowana EBITDA nie mają jednolitej definicji. Sposób obliczania EBITDA i Skorygowanej EBITDA przez inne spółki może się istotnieróżnić 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.

* w tym koszty odpraw restrukturyzacyjnych z tytułu programów i zasad dobrowolnych odejść, a także rozwiązanie rezerw na świadczeniapracownicze na pracowników odchodzących z Grupy

Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych (3 kwartał)

Skorygowana EBITDA Grupy (mln zł)

Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Pozostałe i korekty Grupa Razem

3 kw.2013

3 kw.2014

3 kw.2013

3 kw.2014

3 kw.2013

3 kw.2014

3 kw.2013

3 kw.2014

3 kw.2013

3 kw.2014

EBITDA 315,7 369,6 -11,9 41,4 88,6 154,6 -26,4 -14,4 366,0 551,2

Odpisy aktualizujące z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych i aktywów niematerialnych - - - - 0,1 0,0 0,0 -1,1 0,1 -1,2

Nadwyżka (przychodów)/ kosztów dotyczących restrukturyzacji zatrudnienia* 64,0 -1,4 0,0 -16,6 -0,8 -3,5 0,0 3,5 63,3 -18,0

Zyski z tytułu okazyjnego nabycia powstałe w wyniku przejęcia jednostek powiązanych - - - - - - -6,1 -0,9 -6,1 -0,9

Skorygowana EBITDA 379,8 368,2 -12,0 24,8 88,0 151,1 -32,5 -12,9 423,3 531,1

20

Spółka definiuje i oblicza EBITDA jako zysk/(stratę) z działalności operacyjnej (obliczony jako zysk/(strata) netto z działalnościkontynuowanej za okres/rok obrotowy skorygowany o (i) podatek dochodowy, (ii) udział w zysku jednostki stowarzyszonej, (iii) przychodyfinansowe, oraz (iv) koszty finansowe) skorygowany o amortyzację (wykazaną w rachunku zysków i strat). Spółka definiuje i obliczaSkorygowaną EBITDA jako EBITDA skorygowaną o wpływ zdarzeń jednorazowych. Zarówno EBITDA, jak i Skorygowana EBITDA nie sązdefiniowane przez MSSF i nie należy ich traktować jako alternatywy dla miar i kategorii zgodnych z MSSF. Ponadto zarówno EBITDA, jaki Skorygowana EBITDA nie mają jednolitej definicji. Sposób obliczania EBITDA i Skorygowanej EBITDA przez inne spółki może się istotnieróżnić 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.

* w tym koszty odpraw restrukturyzacyjnych z tytułu programów i zasad dobrowolnych odejść, a także rozwiązanie rezerw naświadczenia pracownicze na pracowników odchodzących z Grupy

Poziom EBITDA skorygowany o wpływ istotnych zdarzeń jednorazowych (9 miesięcy)

Skorygowana EBITDA Grupy (mln zł)

Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Pozostałe i korekty Grupa Razem

9 m-cy2013

9 m-cy2014

9 m-cy2013

9 m-cy2014

9 m-cy2013

9 m-cy2014

9 m-cy2013

9 m-cy2014

9 m-cy2013

9 m-cy2014

EBITDA 1 136,1 1 163,3 187,6 148,6 187,8 528,1 -30,8 -7,5 1 480,5 1 832,5

Odpisy aktualizujące z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych i aktywów niematerialnych 0,2 - - - 123,7 10,4 0,0 0,6 123,8 11,1

Nadwyżka (przychodów)/ kosztów dotyczących restrukturyzacji zatrudnienia* 65,3 5,8 0,1 -26,6 -2,8 5,6 -0,3 5,1 62,3 -10,1

Rozwiązanie dodatkowej rezerwy na emisję CO2 dotyczącej nieotrzymanych darmowych uprawnień - - - - - -35,8 - - - -35,8

Zyski z tytułu okazyjnego nabycia powstałe w wyniku przejęcia jednostek powiązanych - - - - - - -17,9 -0,9 -17,9 -0,9

Skorygowana EBITDA 1 201,5 1 169,2 187,7 121,9 308,6 508,3 -49,0 -2,7 1 648,8 1 796,7

21

306197

842

5151,6

1,0

4,4

2,7

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014



Wyniki finansowe Segmentu Dystrybucji


- Marża EBITDA

- Marża zysku netto - Capex na km linii* (w tys. zł)

920 942

2 799 2 926

141 170

429 527

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

* km linii wg stanu odpowiednio na koniec czerwca 2013 i czerwca 2014

316 370

1 136 1 163

34% 39%

41% 40%

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

92130

451 441

10%14%

16% 15%

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

22

EBITDA Bridge Segmentu Dystrybucji

* wpływ spadku stopy dyskontowej na wysokość kosztów związanych z rezerwami aktuarialnymi

** w 3 kw. 2013 roku ENERGA-OPERATOR SA utworzył rezerwę dotyczącą odszkodowania za ograniczenie zakresu umów (wypowiedzenie umów w części inwestycyjnej) spółkom prac na sieci (SPNS-om) w wysokości 66,7 mln zł.

316 316 326 326 321 318 305 305370

41 317 11 4 9

61

EBITDA3 kw. 2013

Sprzedaż usługidystrybucyjnej

Opłatyprzesyłowe i

saldo tranzytów

Straty sieciowe Przychody zprzyłączy

Podatek odnieruchomości

Zmiana założeńaktuarialnych*

Pozostałe** EBITDA3 kw. 2014

mln zł

23


9 miesięcy 2014



w tym energia elektryczna dotycząca różnicy bilansującej 61,1 54,3 200,7 196,9

Usługi obce 257,2 287,2 737,5 840,5

w tym opłaty przesyłowe i tranzytowe 182,1 212,8 546,3 647,6

Podatki i opłaty 62,2 64,0 181,4 191,6




Zmiana stanu zapasów i rozliczeń międzyokresowych -14,2 -13,7 -33,4 -16,7


Wartość sprzedanych towarów i materiałów 36,8 30,4 98,7 91,6

Koszty operacyjne, razem 683,3 748,3 2 055,8 2 275,5

W tym:

Koszt własny sprzedaży 605,0 696,4 1 840,1 2 108,7



Struktura kosztów rodzajowych Segmentu Dystrybucji

24

7 4139 428

10 648

2 006

588

1 352

754 1 346 715

Nowe WRA2012

Wydatkiinwestycyjneuznaneprzez

URE

Zmniejszenia Nowe WRA2013

Wydatkiinwestycyjneuznaneprzez

URE

Zmniejszenia Nowe WRA2014

2012 2013

No

we W

RA

Prz

ych

ód

re

gu

low

an

yWRA efektywnie wynagradzane

Zw

rot

z W

RA "Standard"

WACC 9,62% 8,95% 7,28% 7,20%

WACC AMI 2,00% 2,00% 7,00% 7,00%

Zwrot z kapitału na bazie nowego WRA 907 897 789

„ścieżkadojścia"

Zwrot z zaangażowanego kapitału 713 844 789

Efektywny zwrot z WRA 7,57% 8,42% 7,41%

2 149 2 071 2 241

502 563692

713 844789

3 365 3 4783 722

2012 2013 2014

Pozostałe koszty Amortyzacja Zwrot z WRA

2015

Wartość Regulacyjna Aktywów

2014

25

1 146 874

1 7231 110

3 083

2 290

1 841

1 183

4 670

4 364

12 463

9 821

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

Program inwestycyjnyz września 2013 roku(na lata 2013-2021)

AktualnyProgram Inwestycyjny(na lata 2014-2022)

Nakłady na rozbudowę sieci wzwiązku z przyłączeniem nowychodbiorców

Nakłady na rozbudowę imodernizację sieci w związku zprzyłączaniem OZE

Modernizacja siecidystrybucyjnej w celu poprawyniezawodności dostaw

Nakłady na inteligentneopomiarowanie i inne elementywdrażania sieci inteligentnych

Pozostałe nakłady

mln zł

26

w tym nakłady

na AMI:

1 675 mln złw latach 2013-2021

1 110 mln złw latach 2014-2022

Struktura CAPEXu Segmentu Dystrybucjiprzy zwiększonej efektywności inwestycji

Aktualny Program Inwestycyjny

Nakłady inwestycyjne Segmentu Dystrybucji(mln zł) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Razem

2014-22Nakłady na rozbudowę sieci w związku z przyłączeniem nowych odbiorców 637 485 487 462 472 484 486 491 496 501 4 364

Nakłady na rozbudowę i modernizację sieci w związku z przyłączaniem OZE 67 101 169 177 171 153 101 102 104 105 1 183

Modernizacja sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw 453 357 205 104 107 151 248 385 361 372 2 290

Nakłady na inteligentne opomiarowanie i inne elementy wdrażania sieci inteligentnych 121 120 161 159 166 159 154 27 77 87 1 110

Pozostałe nakłady 119 107 104 104 93 87 78 97 101 103 874

Razem 1 397 1 170 1 126 1 006 1 009 1 034 1 067 1 102 1 139 1 168 9 821

Program Inwestycyjny z września 2013 roku

Nakłady inwestycyjne Segmentu Dystrybucji(mln zł) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Razem

2013-21Nakłady na rozbudowę sieci w związku z przyłączeniem nowych odbiorców 554 428 436 497 518 522 549 576 590 4 670

Nakłady na rozbudowę i modernizację sieci w związku z przyłączaniem OZE 112 336 333 267 247 245 98 99 104 1 841

Modernizacja sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw 485 246 203 162 192 217 564 502 512 3 083

Nakłady na inteligentne opomiarowanie i inne elementy wdrażania sieci inteligentnych 141 250 259 258 250 240 57 132 136 1723

Pozostałe nakłady 169 118 157 135 114 123 112 107 111 1146

Razem 1 461 1 378 1 388 1 319 1 321 1 347 1 380 1 416 1 453 12 463

wykonanie

27

Struktura CAPEXu Segmentu Dystrybucjiprzy zwiększonej efektywności inwestycji



Wyniki finansowe Segmentu Sprzedaży


- Marża zysku netto

- Marża EBITDA

1 667 1 335

5 250

4 188

1 132 1 226

3 567 3 846

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

108

21 21

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

-12

41

188

149

-1%

3%

4% 4%

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

-13

33

158

121

-0,8%

2%

3% 3%

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

28

EBITDA Bridge Segmentu Sprzedaży

-12

11 11

26

34

33

1015

8

7

41

EBITDA3 kw. 2013

Marżana energii

elektrycznejENERGA-OBRÓT*

Zmianaodpisu

na należnościENERGA-OBRÓT

Rozwiązanie rezerwrestrukturyzacyjnych i

wycena rezerwaktuarialnych w

ENERGA Obsługa iSprzedaż

OPEX podlegającyoptymalizacji

Pozostałe EBITDA3 kw. 2014

mln zł

* w tym 29 mln zł to efekt zmiany prezentacji wyceny rezerw z tytułu obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia energii elektrycznej (poprzednio wycena ta była prezentowana jako Wyłączenia i korekty konsolidacyjne).

Szacowany wpływ na EBITDA 3 kwartału 2014 roku wyniku na działalności związanej z pełnieniem funkcji "sprzedawcy zurzędu" przez ENERGA-OBRÓT wyniósł -7 mln zł (-26 mln zł w 3 kwartale 2013 roku).

29


9 miesięcy 2014



Usługi obce 42,0 37,8 128,3 119,0

Podatki i opłaty 2,5 2,3 8,5 8,0




Zmiana stanu zapasów i rozliczeń międzyokresowych 0,0 -0,2 0,0 -0,2

Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby jednostki -0,2 0,1 -0,5 0,0

Wartość sprzedanych towarów i materiałów 1 575,2 1 219,6 4 738,4 3 797,7

Koszty operacyjne, razem 1 685,0 1 313,1 5 085,8 4 091,6

Koszt własny sprzedaży 1 645,6 1 275,9 4 968,5 3 990,4



Struktura kosztów rodzajowych Segmentu Sprzedaży

30

* Obejmuje sprzedaż energii do ENERGA-OPERATOR na pokrycie strat sieciowych; nie uwzględnia sprzedaży energii elektrycznej przez wytwórców z Grupy.** Marża zmienna I stopnia liczona jako iloraz wyniku na sprzedaży energii elektrycznej i przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej.

Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaży

3 kw. 2013 3 kw. 2014 Zmiana 9 miesięcy2013

9 miesięcy2014 Zmiana

Liczba klientów (tys. szt.) 2 908 2 891 -1% 2 908 2 891 -1%

Sprzedaż energii elektrycznej przez Segment Sprzedaży (GWh)* 7 437 6 281 -16% 22 695 19 286 -15%

w tym sprzedaż detaliczna 4 307 3 960 -8% 13 631 12 087 -11%

Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej (zł/MWh) 225,6 214,4 -5% 232,0 213,6 -8%

Koszt zakupu energii elektrycznej (tys. zł) 1 392 1 057 -24% 4 263 3 237 -24%

Koszt zakupu energii elektrycznej z PM (tys. zł) 1 572 1 214 -23% 4 705 3 687 -22%

Średnia cena zakupu energii elektrycznej bez PM (zł/MWh) 186,6 168,3 -10% 187,7 167,8 -11%

Średnia cena zakupu energii elektrycznej z PM (zł/MWh) 210,7 193,2 -8% 207,2 191,1 -8%

Marża zmienna I stopnia energii elektrycznej** 2,10% 5,04% ∆ 2,94 p.p. 6,32% 5,69% ∆ -0,63 p.p.

Zakup energii elektrycznej przez Segment Sprzedaży (TWh) 3 kw. 2013 3 kw. 2014 Zmiana 9 miesięcy

20139 miesięcy

2014 Zmiana

Zakupy energii od wytwórców z GK ENERGA 0,47 0,33 -30% 1,44 1,25 -13%

Zakupy energii na rynku hurtowym - giełda 1,50 2,79 86% 4,34 8,33 92%

Zakupy energii na rynku hurtowym - pozostałe 5,42 2,97 -45% 16,67 9,25 -45%

Zakupy energii poza granicami kraju 0,00 0,00 - 0,02 0,00 -100%

Zakupy energii na rynku bilansującym 0,07 0,19 171% 0,22 0,46 109%

Zakup energii razem 7,46 6,28 -16% 22,71 19,29 -15%

31

Wolumen sprzedaży ee za 9 miesięcy1Wolumen sprzedaży ee za 3 kw. 1

1 Sprzedaż poza Segment Sprzedaży z uwzględnieniemsprzedaży do spółek z Grupy spoza Segmentu.

Sprzedaż detaliczna

Sprzedaż hurtowa

Sprzedaż na pokrycie strat sieciowych

Sprzedaż na rynek bilansujący

Pozostała sprzedaż hurtowa

Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaży c.d.

3,96 TWh63%

0,3 TWh5%

0,1 TWh2%

1,9 TWh30%

2,3 TWh37%

3 kw. 2014

4,31 TWh58%

0,4 TWh5%

0,1 TWh2%

2,6 TWh35%

3,1 TWh42%

3 kw. 2013

12,09 TWh63%

1,0 TWh5%

0,3 TWh2%

5,9 TWh30%

7,2 TWh37%

9 m-cy 2014

13,63 TWh60%

1,1 TWh5%

0,6 TWh3%

7,4 TWh32%

9,1 TWh40%

9 m-cy 2013

32

* dane za 2013 rok zostały przekształcone do obowiązującego wówczas stanu prawnego w zakresie obowiązku umarzania praw majątkowych"czerwonych" i "żółtych” (brak obowiązku); rezerwy na "czerwone" i "żółte" prawa majątkowe, które Grupa systematycznie zawiązywała zostałyskorygowane w księgach w 4 kw. 2013 roku

** obowiązek umarzania praw majątkowych "czerwonych" i "żółtych" został wprowadzony z dniem 30 kwietnia 2014 r.

Koszt umorzenia praw majątkowych na 1 MWh i jego struktura w Segmencie Sprzedaży

29,27 30,80

2,401,42

0,53

0,56

2,31

2,78

9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

zielone żółte czerwone fioletowe białe

32,11 zł/MWh* 37,96 zł/MWh**

33

Stan na koniec okresu bieżącego 30.09.2014

Należności z tytułu dostaw i usług (mln zł)

Przed uwzględnieniem odpisuz tytułu utraty wartości Odpisy aktualizujące Po uwzględnieniu

odpisu aktualizującego

wartość % wartość %

Nieprzeterminowane 909 70% 2 1% 907

Przeterminowane, w tym: 393 30% 193 99% 200

do 90 dni 185 14% 5 3% 180

od 91 do 360 dni 52 4% 32 16% 20

>360 dni 156 12% 156 80% 0

Ogółem 1 303 196 1 107

Stan na koniec okresu poprzedniego 31.12.2013

Należności z tytułu dostaw i usług (mln zł)

Przed uwzględnieniem odpisuz tytułu utraty wartości Odpisy aktualizujące

Po uwzględnieniu odpisu aktualizującego

wartość % wartość %

Nieprzeterminowane 994 71% 2 1% 991

Przeterminowane, w tym: 404 29% 181 99% 223

do 90 dni 212 15% 7 4% 205

od 91 do 360 dni 73 5% 54 30% 18

>360 dni 119 9% 119 65% 0

Ogółem 1 398 183 1 214

Należności i odpisy aktualizujące ENERGA-OBRÓT SA

34

89155

188

528

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

756

121

1 218

192

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

- Marża EBITDA



23%

- Odpis aktualizujący wartość EEO

37%17%

40%

Wyniki finansowe Segmentu Wytwarzania


- Marża zysku netto - Nakłady na nabycie aktywów wiatrowych od DONG ENERGY i spółki Ciepło Kaliskie (2 kw. 2013) oraz aktywów wiatrowych od Iberdrola Renovables (3 kw. 2013)

383 420

1 1181 320

232256

678803

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

711

1052

123

35

82

73

299

9%20% 7%

23%

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

100

- Odpis aktualizujący wartość EEO

35

89

155

33 27 17

30

13

EBITDA 3 kw. 2013 Zmiana cenysprzedaży energii el.

Wpływ certyfikatówpochodzenia

Przychody zoperacyjnej rezerwy

mocy

Spadek kosztówzużycia paliw

Pozostałe EBITDA 3 kw. 2014

EBITDA Bridge Segmentu Wytwarzania

mln zł

36


9 miesięcy 2014



w tym zużycie paliw 177,4 150,8 515,4 437,3

Usługi obce 32,9 34,4 76,9 91,7

Podatki i opłaty 19,6 22,2 52,6 30,3


Odpisy aktualizujące 0,1 -0,1 123,9 10,2


Zmiana stanu zapasów i rozliczeń międzyokresowych 0,4 -3,5 -5,9 -4,4


Wartość sprzedanych towarów i materiałów 3,5 24,4 19,5 71,0

Koszty operacyjne, razem 331,7 317,8 1 019,4 902,3

W tym:

Koszt własny sprzedaży 316,0 296,0 968,3 835,7



Struktura kosztów rodzajowych Segmentu Wytwarzanie

37

870 836

2 382 2 392

177 199

824 695

185 178

507495

42 58

42 225

1 274 1 271

3 756 3 807

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

Węgiel Woda Biomasa Wiatr

Produkcja ciepła brutto (TJ)Produkcja brutto ee według paliw (GWh)

• Gorsze r/r warunki hydrometeorologiczne dla elektrowni wodnych (spadek produkcji brutto po 9 miesiącach o 16%)

• Nabycie farm wiatrowych, które zwiększyły moc wytwórczą Grupy o 165 MW

Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania

40%

60%

Produkcja ciepła bruttoza 9 miesięcy 2014 roku

Elektrowniesystemowe

CHP

9 miesięcy2013

9 miesięcy2014

Elektrownie systemowe 1 038 1 014

CHP 1 734 1 520

Razem 2 773 2 534

Historyczna produkcja farm wiatrowych w okresie styczeń -wrzesień 2013 roku wyniosła 195 GWh

38

* łącznie z kosztem transportu

Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania c.d.

Zużycie paliw 3 kw. 2013 3 kw. 2014 Zmiana Zmiana (%) 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014 Zmiana Zmiana (%)

Węgiel kamienny

Ilość (tys. ton) 433,2 392,4 -40,8 -9% 1 208,3 1 184,2 -24,1 -2%

Koszt* (mln zł) 125,9 99,2 -26,7 -21% 362,9 305,2 -57,7 -16%

Koszt jednostkowy (zł/tonę) 290,7 252,9 -37,8 -13% 300,3 257,7 -42,6 -14%

Koszt jednostkowy (zł/MWh) 127,4 106,4 -21,0 -17% 117,0 99,6 -17,5 -15%

Biomasa

Ilość (tys. ton) 114,6 116,3 1,8 2% 343,8 324,9 -18,9 -5%

Koszt* (mln zł) 50,6 48,2 -2,4 -5% 149,3 129,7 -19,6 -13%

Koszt jednostkowy (zł/tonę) 441,4 414,1 -27,4 -6% 434,2 399,1 -35,1 -8%

Koszt jednostkowy (zł/MWh) 272,8 246,5 -26,3 -10% 267,1 247,5 -19,7 -7%

39

Uprawnienia do emisji CO2 w jednostkach wytwórczych (tys. ton CO2)

Stan na 30 września 2014

Rozliczenie 2013 roku

Rozliczenie 2014 roku

Ilość darmowych uprawnień do emisji CO2 (KPRU) 1 764 260

Ilość uprawnień do emisji CO2 nabyta na rynku wtórnym 1 313 0

Suma uprawnień do emisji CO2 3 077 260

Ilość emisji CO2 związana z wytwarzaniem energii elektrycznej 2 719 2 131

Ilość emisji CO2 związana z wytwarzaniem energii cieplnej 466 300

Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2 w danym okresie -107 -2 171

Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2 z poprzednich lat 30 -76

Nadwyżka (+)/ niedobór (-) uprawnień do emisji CO2

(stan na koniec okresu) -77 -2 248Na dzień 30 września 2014 roku rezerwa na zobowiązania z tytułu emisji gazów wyniosła 30,8 mln zł.

Kluczowe dane operacyjne Segmentu Wytwarzania c.d.

40

* w kategorii pozostałe ujęte zostały wchodzące w skład Segmentu Wytwarzanie spółki świadczące usługi na rzecz Segmentu Wytwarzanie oraz spółki celowe realizujące projekty inwestycyjne w obszarze budowy nowych źródeł wytwórczych w Grupie ENERGA.

EBITDA Segmentu Wytwarzania wg linii biznesowych

EBITDA (mln zł) 3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

Woda 66 55 309 229

Wiatr 10 10 10 60

Elektrownia Ostrołęka -5 74 -157 226

CHP -4 7 11 23

Pozostałe i korekty* 21 8 14 -9

Razem Wytwarzanie 89 155 188 528

41


EBIT (mln zł) Capex (mln zł)

Wyniki finansowe Elektrowni Wodnych

10481

373

303

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

12

7

27

19

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

66 55

309

229

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

60 48

290

209

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

42



Wyniki finansowe Elektrowni Wiatrowych

1320

13

92

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

730

55

1 033

57

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

10 10 10

60

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

1 - 1

31

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

43



Wyniki finansowe Elektrowni w Ostrołęce

244 292

630

816

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

5

21

63

33

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

-5

74

-157

226

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

-17

61

-193

188

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

44

Elektrownie Systemowe: Ostrołęka

Wolumeny i koszty zużycia paliw 9 miesięcy 2014

Koszty wytworzenia i ceny sprzedaży energii

*uwzględnia koszt wszystkich rodzajów paliw bez przychodów z certyfikatów

* Średnia cena dla wszystkich typów biomasy zużytych przez Elektrownie Ostrołękaw 9 miesiącach 2014 roku

Źródło: Spółka

Kluczowe dane operacyjne ENERGA Elektrownie Ostrołęka

586715

1 713

2 094

163173

386

422

359208

693

496

1 108 1 097

2 792

3 012

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

Sprzedaż pozostała

Sprzedaż do PSE-Operator pozostała

Sprzedaż do PSE-Operator wwymuszeniu

895Produkcja własna netto

942Produkcjawłasna netto

2 535Produkcjawłasna netto

2 535Produkcjawłasna netto

GWhJedn. 9 m-cy


Koszt jednostkowy zmienny wytworzenia ee* (zł/MWh) 188,7 168,4 -10,8%

Koszt jednostkowy zmienny wytworzenia z węgla kamiennego

(zł/MWh) 158,2 141,9 -10,3%

Średnia cena sprzedaży ee w wymuszeniu (zł/MWh) 180,2 191,2 6,1%

Średnia cena sprzedaży ee (zł/MWh) 182,7 204,1 11,2%

Średnia cena sprzedaży eewraz z rezerwą operacyjną (zł/MWh) 185,1 217,5 17,5%

Jedn. Węgiel Biomasa*

Ostrołęka A (tys.ton) 54,0 2,7

Ostrołęka B (tys.ton) 1 022,7 313,2

Zużycie ogółem (tys.ton) 1 076,7 315,9

Koszt jedn. zużycia (zł/tona) 254,1 419,7

Koszt zużycia paliwa ogółem (mln zł) 273,6 132,6

45



Wyniki finansowe CHP

22 22

115 115

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

-4

711

23

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

-7

1 2

9

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

22 21

98

48

3 kw. 2013 3 kw. 2014 9 m-cy 2013 9 m-cy 2014

46

4,81%4,17%


Średni koszt długu

3,15%2,67%


Średni koszt długu GK ENERGA

Średni WIBOR 3M Struktura finansowania na 30 września 2014

Źródło: Bloomberg

Główne przyczyny zmian:

� Spadek po 9 miesiącach 2014 roku średniego poziomu WIBOR

3M o 0,48 p.p. w porównaniu ze średnim poziomem WIBOR

3M po 9 miesiącach 2013,

� Zmiana struktury finansowania wynikająca z uruchomienia

nowych transz kredytów z EBI i EBOR,

� Transakcje zabezpieczające koszt długu związany z emisją

euroobligacji w kwocie 425 mln EUR wyrażony w zł na stałym

poziomie 5,19% rocznie oraz 2-letnie transakcje

zabezpieczające koszt długu związany z finansowaniem

inwestycji ENERGA OPERATOR w łącznej kwocie 1 940 mln zł

wyrażony w zł na stałym poziomie stawki WIBOR 3M w

średnioważonej dla zawartych transakcji w wysokości 2,55%

rocznie.

Średni koszt długu Grupy ENERGA

Zmienna stopa

procentowa33%

Stała stopa procentowa

67%

47

Dług netto / EBITDA* Grupa ENERGA

Wiekowanie długu

* EBITDA za ostatnie 12 miesięcy

Bezpieczeństwo finansowe

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

3 495

5 276 5 937

0,9

1,5 1,4

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

2012 2013 30 września 2014

Środki pieniężne i ekwiwalentyOprocentowane kredyty i pozyczki powiększone o dłużne papiery wartościoweDług netto / EBITDA

1 4262 923

Dług netto

3 236

mln zł

48

6 5255 556

1 6501 643

1 472

1 089

794

633

10 441

8 921

30 września 2013 30 września 2014

Pozostałe

Sprzedaż

Wytwarzanie

Dystrybucja

Zatrudnienie w Grupie ENERGA

Zatrudnienie na koniec okresu w osobach

-15%

12 506 12 618 12 18111 426 11 009

9 7848 921

2008 2009 2010 2011 2012 2013 30 września2014

49

Roczna dynamika PKB i popytu krajowego w Polsce według kwartałów w latach 2012-2014 wraz z prognozą na kolejne kwartały br. i 2015 r.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych GUS oraz prognozy IBnGR.

Zmiana krajowego PKB w ujęciu r/r oraz wartość indeksu PMI polskiego sektora przemysłowego w latach 2012-2014

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych GUS oraz prognozy BZWBK

50

Kluczowe dane makroekonomiczne

-2%

-1%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

I kw. II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. III kw.prognoza

IV kw.prognoza

I kw.prognoza

II kw.prognoza

III kw.prognoza

IV kw.prognoza

2013 2014 2015

Popyt krajowy Produkt Krajowy Brutto

0%

0,5%

1%

1,5%

2%

2,5%

3%

3,5%

4%

4,5%

5%

42 pkt

44 pkt

46 pkt

48 pkt

50 pkt

52 pkt

54 pkt

56 pkt

58 pkt

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III IV V VI VII VIII IX

Indeks PMI (lewa oś) PKB (prawa oś)

* Źródło: ARA Index Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia ** Źródło: notowania kontraktów na Intercontinental Exchange

Źródło: Towarowa Giełda Energii S.A.

Przeciętne ceny energii elektrycznej i zielonych certyfikatów na TGE (PLN/MWh)

51

Kluczowe dane rynkowe

90,7691,53

88,34

87,14

80,75

77,27

82,73

78,40

75,1276,83

II kw.2012

III kw.2012

IV kw.2012

I kw.2013

II kw.2013

III kw.2013

IV kw.2013

I kw.2014

II kw.2014

III kw.2014

Węgiel kamiennny [USD/t]*

6,85

7,637,36

4,65

3,85

4,6 4,75

5,845,59

6,29

II kw.2012

III kw.2012

IV kw.2012

I kw.2013

II kw.2013

III kw.2013

IV kw.2013

I kw.2014

II kw.2014

III kw.2014

EUA - Uprawnienia do emisji CO2 [EUR/t]**

3,69

2,81

0,96

0,160,31

0,60,45

0,3 0,26 0,31

II kw.2012

III kw.2012

IV kw.2012

I kw.2013

II kw.2013

III kw.2013

IV kw.2013

I kw.2014

II kw.2014

III kw.2014

CER - Uprawnienia do emisji CO2 [EUR/t]**

168,70

177,10

168,12

159,16

149,04

160,71

149,56

161,33

175,87177,81

II kw.2012

III kw.2012

IV kw.2012

I kw.2013

II kw.2013

III kw.2013

IV kw.2013

I kw.2014

II kw.2014

III kw.2014

Energia elektryczna podstawa (spot)

193,36197,32

196,18

183,17

170,2

183,88

171,99

195,14

208,92

188,06

II kw.2012

III kw.2012

IV kw.2012

I kw.2013

II kw.2013

III kw.2013

IV kw.2013

I kw.2014

II kw.2014

III kw.2014

Energia elektryczna szczyt (spot)

273,89

239,54

213,76

147,88148,73

174,50

197,40

216,92

181,1 178,28

II kw.2012

III kw.2012

IV kw.2012

I kw.2013

II kw.2013

III kw.2013

IV kw.2013

I kw.2014

II kw.2014

III kw.2014

Zielone certyfikaty - PMOZE_A (spot)

Business

Wyniki finansowe grupy energa za 3 kwartaly 2014