Enea 2015 1H - wyniki finansowe

Podjęte decyzje biznesowe zwiększają konkurencyjność GK Enea IIQ, IH 2015

Warszawa, 28 sierpnia 2015 r.

2

Agenda

Rynek energii i kluczowe dane operacyjne

Wyniki finansowe GK Enea w IIQ i IH 2015

Realizowane działania i inwestycje

Rozliczenie końcowe KDT

Wypowiedzenie umowy z LW Bogdanka

Grupa Enea dostosowuje działania do warunków na rynku energii

120

140

160

180

200

220

240

260

I II III IV V VIVIIVIII 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 X XI XII I II III IV V VI

2012 2013 2014 2015

BASE Y-13 BASE Y-14 BASE Y-15 BASE Y-16 SPOT 2012-2015


• Spadek średniej ceny pasma w IH 2015 o 10,9% r/r • Rynek SPOT był pod wpływem: • stosunkowo wysokiego poziomu mocy dyspozycyjnej

dla OSP • wysokiego poziomu generacji wiatrowej • łagodnej zimy • wysokiego poziomu zakontraktowania uczestników

na rynku terminowym

W IH 2015 zarówno na rynku bieżącym, jak i terminowym odnotowano znaczne spadki cen

4

• Cena pasma na 2016 r. spadła z poziomu 181 zł/MWh na początku stycznia do 161,91 zł/MWh na koniec czerwca

• Do spadków cen energii elektrycznej przyczyniły się: • nadpodaż węgla energetycznego • planowane przyrosty mocy w elektrowniach wiatrowych • plany zwiększenia możliwości importu energii do Polski

w powiązaniu z niskimi cenami na rynkach zagranicznych

Cena BASE Y-13, BASE Y-14, BASE Y-15, BASE Y-16 a ceny SPOT

zł/M

Wh


Ceny praw majątkowych w IH 2015 utrzymywały tendencję spadkową

5

• Na kształtowanie się poziomu cen PMOZE_A w IH 2015 miały wpływ przede wszystkim: • prace legislacyjne nad ustawą o OZE • rosnąca nadwyżka uprawnień w rejestrze

• po realizacji obowiązku za 2014 r. nadwyżka, odliczając produkcję z IQ 2015, wyniosła 9,6 TWh

• na koniec czerwca 2015 r. ilość nieumorzonych praw w rejestrze wyniosła ok. 19 TWh

• W IH 2015 średnia ważona wartość indeksu spadła o 19,4% wynosząc 136,39 zł/MWh

Ceny praw majątkowych

90

120

150

180

210

240

270

300

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 X XI XII I II III IV V VI

2012 2013 2014 2015

zł/M

Wh

Indeks sesyjny OTC


• Na rynek uprawnień do emisji wpływ miały:

• czynniki fundamentalne – znaczna nadwyżka uprawnień na rynku

• działania realizowane na arenie politycznej Unii Europejskiej gł. w zakresie rezerwy stabilizacyjnej rynku (MSR)

• Cena uprawnień EUA na rynku terminowym z dostawą w grudniu 2015 r. w trakcie IH 2015 wzrosła o 5,2%

• Wahania cen węgla na rynkach zagranicznych

oscylowały wokół poziomu 60 USD/t • Ceny odnotowane na koniec IH 2015:

• Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia: 58,55 USD/t • Richards Bay: 61,00 USD/t • Newcastle: 60,10 USD/t

Światowe ceny węgla utrzymują się na bardzo niskich poziomach

6

0

2

4

6

8

10

12

14

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III IV V VI VIIVIII IX X XI XII I II III IV V VI VIIVIII IX X XI XII I II III IV VI VI2012 2013 2014 2015

EUR/

t

Cena EUA

Cena CO2 gru-15

55

65

75

85

95

105

115

125

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 X XI XII I II III IV V VI

2012 2013 2014 2015

USD

/t

Miesięczne indeksy cen węgla (globalCOAL)

Richards Bay (RPA) Newcastle (Australia) Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia


7

W IH 2015 zwiększyliśmy przychody ze sprzedaży energii odbiorcom końcowym o ponad 9%

1 805 1 762

1 925

6 576

7 750 7 903

5 000

6 000

7 000

8 000

1 500

2 000

2 500

IH 2013 IH 2014 IH 2015

mln

zł

GW

h

Przychody ze sprzedaży Wolumen sprzedaży

Wzrost wolumenu sprzedaży o 153 GWh wraz ze wzrostem średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej spowodowały, że w IH 2015 przychody ze sprzedaży energii odbiorcom końcowym wzrosły o 163 mln zł, czyli o ponad 9%.

Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom końcowym


8

Grupa Enea zwiększyła produkcję energii ze źródeł konwencjonalnych

[GWh] IIQ 2014 IIQ 2015 Zmiana IH 2014 IH 2015 Zmiana

Całkowite wytwarzanie energii, w tym:

2 972 3 330 12,0% √ 6 114 6 293 +2,9% √

Wytwarzanie konwencjonalne

2 718 3 103 14,2% √ 5 584 5 795 +3,8% √

Produkcja z OZE 254 227 -10,6% 530 498 -6,0%

Produkcja z OZE – niskie przepływy w rzekach będące wynikiem niekorzystnych warunków hydrologicznych w IH 2015

9

Agenda






Na dynamikę wyników finansowych wpływ miał efekt wysokiej bazy IIQ 2014


11

Największy wpływ na porównanie wyników r/r ma rozpoznanie w czerwcu 2014 r. przychodów z tyt. KDT w wysokości 258 mln zł

[mln zł] IIQ 2014 IIQ 2014 – z wyłączeniem KDT

IIQ 2015 Zmiana Zmiana - z wyłączeniem KDT

Przychody ze sprzedaży netto

2 466,5 2 209,0 2 165,8 -12,2% -2,0%

EBITDA 644,9 387,3 385,1 -40,3% -0,6%

Zysk netto 417,9 209,3 152,9 - 63,4% -27,0%

Dług netto/EBITDA -0,2 -0,2 0,8 1,0 1,0

[mln zł] IH 2014 IH 2014 –z wyłączeniem KDT

IH 2015 Zmiana Zmiana - z wyłączeniem KDT

Przychody ze sprzedaży netto

4 840,2 4 582,7 4 612,2 -4,7% +0,6% √

EBITDA 1 109,2 851,7 894,1 -19,4% +5,0% √

Zysk netto 629,6 421,0 418,3 -33,6% -0,6%

Dług netto/EBITDA -0,2 -0,2 0,8 1,0 1,0


12

Po wyłączeniu 258 mln zł przychodów z tyt. KDT najwyższy przyrost EBITDA w IIQ 2015 Grupa Enea odnotowała w segmencie wytwarzania

495,0

196,9

149,8

188,2

9,4

-43,0

-204,5 -5,2 -16,5

0

100

200

300

400

500

600

700

EBITDA IIQ 2014 Obrót Dystrybucja Wytwarzanie Pozostała działalność Wyłączenia EBITDA IIQ 2015

EBIT Wzrost w segmencie Zmiana w segmencie r/r [%]

Amortyzacja Spadek w segmencie Marża EBITDA [%]

26,1% 37,5% 14,4% 3,1% 17,8% 2,3%

43,0% -13,7% -64,5% -58,4%

644,9

385,1

1)

1) Zawierają nieprzypisane koszty całej Grupy oraz wyłączenia

237,5 196,9

149,8 188,2

9,4 53,0

-43,0

-5,2 -16,5

050

100150200250300350400450

EBITDA IIQ 2014 Obrót Dystrybucja Wytwarzanie Pozostała działalność Wyłączenia EBITDA IIQ 2015

26,1% 37,5% 14,4% 3,1% 17,8% 2,3%

43,0% -13,7% 88,8% -58,4%

387,3 385,1

1)

[mln zł]

[mln zł]


Segment obrotu Wzrost EBITDA o 9,4 mln zł (43,0%) • wzrost średniej ceny sprzedaży o 7,8% √ • wynik na paliwie gazowym √

• spadek wolumenu sprzedaży o 114 GWh • wzrost średniej ceny nabycia energii o 4,7% • wyższe koszty obowiązków ekologicznych o 8 mln zł Segment dystrybucji Spadek EBITDA o 43,0 mln zł (-13,7%) • wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji odbiorcom końcowym

o 24 mln zł √

• optymalizacja zatrudnienia √

• rozpoznanie w 2014 r. dyskonta rezerwy na korytarze przesyłowe w wysokości 26 mln zł

• wyższe koszty zakupu usług przesyłowych o 18 mln zł • niższe przychody z tyt. opłat za przyłączenie do sieci o 14 mln zł Segment wytwarzania Spadek EBITDA o 204,5 mln zł (-64,5%) – z wyłączeniem KDT wzrost o 53,0 mln zł (88,8%) • wzrost marży na wytwarzaniu (o 32 mln zł),

obrocie i Rynku Bilansującym (o 12 mln zł) √

• wyższe przychody ze sprzedaży ciepła o 10 mln zł √

13

Po wyłączeniu 258 mln zł przychodów z tyt. KDT najwyższy przyrost EBITDA w IIQ 2015 Grupa Enea odnotowała w segmencie wytwarzania

[mln zł] IIQ 2014 IIQ 2015 Zmiana

Wytwarzanie 317,2 112,7 -64,5%

bez KDT 59,7 112,7 88,8%


Obrót 21,8 31,2 43,0%


Dystrybucja 313,7 270,8 -13,7%


14

Po oczyszczeniu wyników IH 2014 o wpływ przychodów z tyt. KDT, EBITDA Grupy Enea wzrosła w IH 2015 o 43 mln zł

764,6 524,2

344,6

369,9

1,6 -1,9

-62,6

-151,8 -0,4

0

200

400

600

800

1 000

1 200

EBITDA IH 2014 Obrót Dystrybucja Wytwarzanie Pozostała działalność Wyłączenia EBITDA IH 2015

[mln zł] 22,9% 36,2% 18,0% 7,4% 19,4% 2,9%

-2,2% -10,3% -34,4% 9,6%

EBIT Wzrost w segmencie Zmiana w segmencie r/r [%]

Amortyzacja Spadek w segmencie Marża EBITDA [%]

1 109,2

894,1

1)

1) Zawierają nieprzypisane koszty całej Grupy oraz wyłączenia

507,1 524,2

344,6 369,9

105,7 1,6

-1,9 -62,6

-0,4

0

200

400

600

800

1 000

EBITDA IH 2014 Obrót Dystrybucja Wytwarzanie Pozostała działalność Wyłączenia EBITDA IH 2015

22,9% 36,2% 18,0% 7,4% 19,4% 2,9%

-2,2% -10,3% 57,7% 9,6%

851,7 894,1

1)

[mln zł]


Segment obrotu Spadek EBITDA o 1,9 mln zł (-2,2%) • wzrost średniej ceny sprzedaży o 7,1% √ • wzrost wolumenu sprzedaży o 153 GWh √

• wynik na paliwie gazowym √

• wzrost średniej ceny nabycia energii o 8,0% • wyższe koszty obowiązków ekologicznych o 60 mln zł

Segment dystrybucji Spadek EBITDA o 62,6 mln zł (-10,3%) • wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucji

odbiorcom końcowym o 66 mln zł √

• optymalizacja zatrudnienia √

• wyższe koszty zakupu usług przesyłowych o 34 mln zł • rozpoznanie w 2014 r. ostatecznego rozliczenie zakupu energii elektrycznej

na pokrycie różnicy bilansowej za 2013 r. w wysokości 33 mln zł (one-off) • rozpoznanie w 2014 r. dyskonta rezerwy na korytarze przesyłowe

w wysokości 26 mln zł • niższe przychody z tyt. opłat za przyłączenie do sieci o 20 mln zł

Segment wytwarzania Spadek EBITDA o 151,7mln zł (-34,4%) – z wyłączeniem KDT wzrost o 105,7 mln zł (57,7%) • wzrost marży na wytwarzaniu (o 51 mln zł),

obrocie i Rynku Bilansującym (o 32 mln zł) √

15

Po oczyszczeniu wyników IH 2014 o wpływ przychodów z tyt. KDT, EBITDA Grupy Enea wzrosła w IH 2015 o 43 mln zł

[mln zł] IH 2014 IH 2015 Zmiana

Obrót 82,9 81,1 -2,2%


Dystrybucja 606,2 543,6 -10,3%


Wytwarzanie 440,9 289,1 -34,4%

bez KDT 183,4 289,1 57,7%


16

2015 rok to dla Grupy Enea okres największych wydatków inwestycyjnych

687

1 308

418

370 44

1 103

-1 157 -35 -122

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

Gotówka1 stycznia 2015

Zysk netto Amortyzacja Kapitał obrotowy Finansowaniezewnętrzne

CAPEX¹ Pozostaładziałalność

inwestycyjna

Pozostałe Gotówka30 czerwca 2015

1) Nabycie rzeczowych i niematerialnych aktywów trwałych GK Enea IH 2015

[mln zł]

Podjęte w latach 2014-2016 działania pozwolą obniżyć koszty o ok. 500 mln zł


17

Realizacja programu optymalizacji kosztów stałych przynosi Grupie wymierne efekty

[mln zł] 2014 IH 2015 Razem

Wytwarzanie 133 86 219

Dystrybucja 102 68 170

Pozostałe 17 4 21

Razem 252 158 410 √


18

Podejmujemy wyzwania jakie stawia rynek i rozwijamy nasze przewagi konkurencyjne

Największy wpływ na porównanie wyników Grupy Enea w analizowanych okresach ma zdarzenie jednorazowe, jakim było rozpoznanie w czerwcu 2014 r. przychodów z tyt. KDT w wysokości 258 mln zł

Nakłady CAPEX na poziomie 1,1 mld zł w IH 2015 przy niskiej wartości wskaźnika dług netto/EBITDA na poziomie 0,8

Realizacja programu optymalizacji kosztów stałych – 410 mln zł oszczędności w okresie 2014 - IH 2015

Grupa Enea inwestuje w uzyskanie jak najwyższych standardów wytwarzania, dystrybucji i Obsługi Klienta

19

Agenda






Wypracowanie z Prezesem URE porozumienia dot. rozliczenia Korekty Końcowej programu pomocowego:

20

Pozyskaliśmy dodatkowe środki na inwestycje w wyniku końcowego rozliczenia KDT

109 mln zł

Środki otrzymane do 31 grudnia 2014 r.

127 mln zł

Środki otrzymane w 2015 r. z tytułu korekt rocznych

316 mln zł

Korekta końcowa 2015 r.

552 mln zł

Łączne środki w ramach programu pomocowego

Dotychczas rozpoznane w księgach przychody z tyt. KDT

258 mln zł

Dodatkowy przychód do rozpoznania w 2015 r. po decyzji Prezesa URE

294 mln zł

Koniec wieloletnich sporów sądowych w wyniku zawartego z Prezesem URE kompromisu Uzyskanie całości należności już w 2015 r.

Sprawy sądowe dot. KDT: 6 spraw, które toczyły się od 2008 r. Ok. 5-6 lat - średni czas trwania sporu sądowego od daty wydania decyzji przez Prezesa URE

21

Agenda






22

Enea powinna i potrafi zapewnić sobie dostawy węgla na korzystnych warunkach

Cena węgla

Cena CO2

Cena energii elektrycznej

Spadek cen energii elektrycznej w dużej mierze wynika ze spadku cen węgla i wzrostu udziału OZE

Udział OZE

DEGRADACJA MARŻY W WYTWARZANIU

KONIECZNOŚĆ SZUKANIA TANICH DOSTAW WĘGLA

Ener

gety

ka

Gór

nict

wo

• Widzimy trudną perspektywę dla elektroenergetyki węglowej (dekarbonizacja - wzrost ceny uprawnień do emisji CO2)

• Spadają ceny energii elektrycznej na rok 2016

• Obserwujemy spadek cen węgla energetycznego na świecie i w Polsce

• Nadpodaż węgla – utrzymanie / wzrost • Nowe moce wydobywcze w perspektywie 3-4 lat

Poszukiwanie tanich dostaw węgla jest warunkiem koniecznym

sprostania wymogom konkurencyjnego rynku energii elektrycznej

23

Postanowienia umowy i bezkompromisowe stanowisko LWB nie dają szans na uzyskanie rynkowych cen i warunków dostaw węgla

• Stanowcze odwołanie do historycznych cen węgla • Twarde stanowisko zmierzające do ustalenia cen

bez uwzględnienia dynamiki rynku, na podstawie modelu zapisanego w umowie

• Odcinanie się od problemów energetyki w Polsce

• Prognozowanie cen składników kosztowych (tj. paliwa i uprawnień CO2) z uwzględnieniem spodziewanych cen energii

• Odniesienie do aktualnych ofert z rynku • Wskazywanie na argumenty dot. perspektywy

długotrwałej współpracy w obliczu kryzysu branży

Uwzględnienie aktualnej i przyszłej sytuacji na rynku

Ceny

Brak elastyczności LWB

Pozostałe warunki umowy (regulacja dostaw, logistyka, harmonogram dostaw)

Konieczność wypowiedzenia umowy przez Eneę

Silne odniesienie do przeszłości Stanowisko

negocjacyjne LWB

Stanowisko negocjacyjne Enea

2016

Trend rynkowy

LWB

Enea

24

Wypowiedzenie umowy długoterminowo wzmocni konkurencyjność Grupy i przyczyni się do zapewnienia Enei dostaw węgla na korzystnych warunkach

Wypowiedzenie

•21 sierpnia 2015 r. - oświadczenie o wypowiedzeniu umowy z zachowaniem 2-letniego okresu wypowiedzenia. •Przedmiotem umowy były dostawy węgla z LWB do Enea Wytwarzanie od 4 marca 2010 r. do 31 grudnia 2025 r. •Podstawą wypowiedzenia był brak osiągnięcia porozumienia między stronami co do cen węgla na rok 2016. •Spełniono wszystkie, kilkustopniowe, zapisane w kontrakcie wymogi, pozwalające obu stronom na wypowiedzenie. •Po wielomiesięcznych negocjacjach upłynął termin umożliwiający obu stronom wypowiedzenie. •Zarządom obu firm są doskonale znane warunki, które musiały być spełnione, aby wypowiedzieć umowę.

Okres wypowiedzenia

•Bieg wypowiedzenia rozpoczyna się 1 stycznia 2016 r. •Umowa zostanie rozwiązana 1 stycznia 2018 r. •W tym czasie dostawy będą realizowane na podstawie umowy

•Wartość niezrealizowanych z tytułu wypowiedzenia dostaw to ok. 5,5 mld zł

Dostawy węgla na korzystnych

warunkach

•Rozwiązanie umowy przyczyni się do długoterminowej poprawy konkurencyjności całej Grupy •Będziemy szukać nowych sposobów na zapewnienie sobie dostaw węgla w optymalnej cenie

• 21 sierpnia 2015 r. - oświadczenie o wypowiedzeniu umowy z zachowaniem 2-letniego okresu wypowiedzenia • Przedmiotem umowy były dostawy węgla z LWB do Enea Wytwarzanie od 4 marca 2010 r. do 31 grudnia 2025 r. • Podstawą wypowiedzenia był brak osiągnięcia porozumienia między stronami co do cen węgla na rok 2016 • Spełniono wszystkie, kilkustopniowe, zapisane w kontrakcie wymogi, pozwalające obu stronom na wypowiedzenie • Po wielomiesięcznych negocjacjach upłynął termin umożliwiający obu stronom wypowiedzenie • Zarządom obu firm są doskonale znane warunki, które musiały być spełnione, aby wypowiedzieć umowę

• Bieg wypowiedzenia rozpoczyna się 1 stycznia 2016 r. • Umowa zostanie rozwiązana 1 stycznia 2018 r. • W tym czasie dostawy będą realizowane na podstawie umowy • Wartość niezrealizowanych z tytułu wypowiedzenia dostaw to ok. 5,5 mld zł

• Rozwiązanie umowy przyczyni się do długoterminowej poprawy konkurencyjności całej Grupy • Będziemy szukać nowych sposobów na zapewnienie sobie dostaw węgla w optymalnej cenie

25

Przyczyną decyzji Enei jest nieprzystająca do realiów rynkowych umowa

Nie wykluczamy restrukturyzacji umowy, ale musi ona uwzględniać sytuację rynkową: obecną i przyszłą

Oczekujemy, że LWB weźmie pod uwagę, że problemy górnictwa w Polsce dotyczą jej bardziej, niż elektroenergetyki

Jesteśmy świadomi roli i korzyści płynących z obopólnej, długoletniej współpracy

26

Agenda






Inwestycje

27

W roku 2015 ponosimy największe wydatki inwestycyjne

Nakłady inwestycyjne w IH 2015

Nakłady inwestycyjne [mln zł] IH 2014 IH 2015 Zmiana 2014 Plan 2015

Wytwarzanie 736,0 821,3 11,6% 1 832 2 509 Blok 11 585,1 633,6 8,3% 1 096 1 587 OZE 3,3 10,1 206,1% 13 418

Dystrybucja 240,4 257,6 7,2% 826 899

Wsparcie i inne 27,5 43,8 59,3% 91 150

RAZEM 1 003,9 1 122,7 11,8% 2 749 3 558

4%

Wytwarzanie

28

Nasze inwestycje, to dbanie o środowisko naturalne

Redukcja emisji SO2 w spalinach do poziomu poniżej 200 mg/Nm3, jeszcze przed wejściem w życie dyrektywy IED

Uruchomienie w 2015 r. IV IOS pozwoli na odsiarczanie 100% spalin powstających na wszystkich blokach 200 MW w Elektrowni Kozienice

IOS I

IOS II

Zmniejszenie zużycia węgla to redukcja emisji CO2 do atmosfery - ok. 20 tys. ton rocznie

Ukończenie zabudowy instalacji odzysku ciepła ze spalin kotła K6 w Elektrociepłowni Białystok - pozwoli, bez dodatkowego paliwa wyprodukować dodatkowe ciepło i wykorzystać je do celów użytkowych

IOS III

IOS IV

SCR B-7

Odpad powstający w wyniku funkcjonowania instalacji to gips o parametrach handlowych, stosowany w przemyśle budowlanym

Instalacja odzysku ciepła

Wytwarzanie

29

Wywieramy pozytywny wpływ na nasze otoczenie

Nowa elektrociepłownia jest odpowiedzią na zwiększające się zapotrzebowanie na ciepło w mieście

Kogeneracyjny blok w MEC Piła – najnowocześniejsze źródło ciepła w kraju

Zimą nowy obiekt będzie wspomagał pracę całego systemu ciepłowniczego, a latem zapewni mieszkańcom dostawy ciepłej wody użytkowej

Nowa elektrociepłownia gwarantuje redukcję ilości spalanego węgla i emisji szkodliwych substancji (pyłów, tlenków siarki i CO2) do atmosfery – uniknięta emisja CO2 60 tys. ton/rok, zmniejszenie zużytego węgla o łącznie 13 tys. ton/rok

Zrealizowane przedsięwzięcia mają pozytywny wpływ na zdrowie ludzi i komfort życia mieszkańców

MEC Piła

MEC Piła

Wytwarzanie

30

Zawarcie warunkowej umowy zakupu spółki celowej realizującej inwestycję budowy farmy wiatrowej o mocy 36 MW:

Budowa farmy wiatrowej Baczyna o mocy 14,1 MW

FW Bardy I

Podpisanie listu intencyjnego z Tauron Polska Energia dot. wspólnego rozwoju odnawialnych źródeł energii, w szczególności farm wiatrowych

Dzięki planowanym inwestycjom i akwizycjom do 2020 r. chcemy m.in. zwiększyć swoje moce

wytwórcze w zakresie OZE do poziomu ok. 500 MW

Planowana rozbudowa farmy wiatrowej Bardy o mocy 50 MW o dodatkowe 10 MW

FW Darżyno

planowane uruchomienie do końca 2015 r. planowane przejęcie po formalnym oddaniu inwestycji do eksploatacji

Rozwój odnawialnych źródeł energii

Więcej ekologicznej energii w Enea Wytwarzanie

Wytwarzanie

31

Terminowo realizujemy inwestycję, która zapewni dostawy taniej i ekologicznej energii z węgla kamiennego

Parametr Średnia rynkowa Blok 11

Sprawność netto 34,1% 45,6%

Dyspozycyjność 86,7% > 92%

Roczny czas eksploatacji ~5 948 h 8 000 h

Emisja NOx 1) 500 mg/Nm3 ≤ 100 mg/Nm3

Emisja SO2 1) 400 - 800 mg/Nm3 ≤ 100 mg/Nm3

Emisja CO2 900 kg/MWh <730 kg/MWh

Aktualnie trwa montaż generatora, skraplacza, pomp wody zasilającej oraz montaż obudowy budynku głównego (maszynownia i kotłownia)

1) Zgodnie z wymaganiami Dyrektywy IED emisja NOx i SO2 ≤ 200mg/Nm3

Generator bloku 11 – waga: 490 t, długość: 14,5 m, średnica: ponad 4m

Zaawansowanie projektu wynosi obecnie 64%

Dystrybucja

32

Sprawna sieć dystrybucyjna zwiększa komfort naszych Klientów

W 2015 r. modernizujemy i rozbudowujemy 2,1 tys. km linii napowietrznych i kablowych na wszystkich poziomach napięć Realizując inwestycje o kluczowym znaczeniu dla naszego działania:

Usprawniamy procesy przyłączeniowe, dążąc do skrócenia czasu realizacji przyłączania zarówno Klientów indywidualnych, jak i podmiotów gospodarczych

• Zwiększamy bezpieczeństwo dostaw energii i jakość zasilania naszych Klientów • Umożliwiamy rozwój gospodarczy w północno-zachodniej Polsce

W 2015 r. planujemy przyłączyć ok. 15 tys. Klientów

przebudujemy 105 km linii wysokiego napięcia o kluczowym znaczeniu wybudujemy 1 nową linię wysokiego napięcia i 3 nowe stacje GPZ oraz kompleksowo zmodernizujemy 3 stacje GPZ

Obrót

33

Inwestujemy w budowę i rozwój nowoczesnych kanałów komunikacji oraz w Obsługę Klientów

Przeniesienie kontaktów z Klientami do zdalnych kanałów komunikacji jest odpowiedzią na ich potrzeby, a Spółce pozwala zoptymalizować koszty

eBOK jest czynny przez 24 godziny, 7 dni w tygodniu, 365 dni w roku

Od 1 lipca eBOK jest dostępny dla obszaru szczecińskiego. Obecnie trwają prace nad wdrożeniem funkcjonalności eBOK w Bydgoszczy i Gorzowie Wielkopolskim. Na jesieni eBOK będzie dostępny dla obszaru Poznania i Zielonej Góry.

eBOK umożliwia m.in.: bieżący podgląd faktur, salda i terminów płatności dostęp do e-faktury opłacanie faktur zakup kodów do liczników przedpłatowych zamówienie powiadomień sms złożenie reklamacji oraz zapytania w każdej innej sprawie

ENERGIA+ Zdrowie

Obrót

34

Zmieniamy się, by jak najlepiej dbać o świat naszych Klientów

Zapewniamy Klientom atrakcyjne produkty z pakietami dodatkowych korzyści

ENERGIA+ Oszczędności

ENERGIA+ Spokój

ENERGIA+ Pewna cena

ENERGIA+ Oszczędny dom

ENERGIA+ Stała cena

ENERGIA+ Zawsze taniej

ENERGIA+ Professional

ENEA INDEX OPCJA MALEJĄCA Dual Fuel

Klienci indywidualni

Klienci biznesowi

Dedykowana platforma promocji nowych produktów i usług energiaplus.pl

ENERGIA+ Moc wrażeń

ENERGIA+ Aktywne życie

ENERGIA+ Moc nagród

Podjęte decyzje biznesowe zwiększają konkurencyjność GK Enea IIQ, IH 2015

Kontakt IR: [email protected]

Informacje dodatkowe


Załącznik nr 1 – Wyraźny wzrost marży I pokrycia wpłynął na poprawę wyniku segmentu obrotu w IIQ 2015

37

28,8

-0,3

-19,1 21,8

31,2

0

10

20

30

40

50

60

EBITDA IIQ 2014 Marża I pokrycia Koszty obrotu Pozostałe czynniki EBITDA IIQ 2015

[mln zł] Obrót – EBITDA IIQ 2015 bridge

Wzrost

Spadek


Załącznik nr 2 – Wyższe koszty zakupu usług przesyłowych i niższe przychody z tyt. opłat za przyłączenie do sieci przyczyniły się do spadku marży z działalności koncesjonowanej w segmencie dystrybucji w IIQ 2015

38

4,7

-13,5 -2,6 -31,5

313,7

270,8

0

50

100

150

200

250

300

350

EBITDA IIQ 2014 Marża z działalnościkoncesjonowanej

Przychodyz działalności

niekoncesjonowana

Koszty operacyjne Pozostaładziałalnosć operacyjna

EBITDA IIQ 2015

[mln zł] Dystrybucja – EBITDA IIQ 2015 bridge

Wzrost

Spadek

Przychody z działalności

niekoncesjonowanej


Załącznik nr 3 – Po oczyszczeniu wyniku segmentu wytwarzania IIQ 2014 o wpływ przychodów z tyt. KDT odnotowano wzrost EBITDA o blisko 58% r/r

39

6,4

-199,4 -11,5

317,2

112,7

0

50

100

150

200

250

300

350

EBITDA IIQ 2014 SegmentElektrownie Systemowe

Segment Ciepło Segment OZE EBITDA IIQ 2015

[mln zł] Wytwarzanie – EBITDA IIQ 2015 bridge

Wzrost

Spadek


40

Załącznik nr 4 – W wynikach IH 2015 segmentu obrotu widoczny jest efekt słabszego r/r IQ 2015

1,5 4,0

-7,3

82,9 81,1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

EBITDA IH 2014 Marża I pokrycia Koszty obrotu Pozostałe czynniki EBITDA IH 2015

[mln zł] Obrót– EBITDA IH 2015 bridge

Wzrost

Spadek


41

Załącznik nr 5 – Rozpoznanie ostatecznego rozliczenia zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej za 2013 r. (one-off) oraz rozpoznanie dyskonta rezerwy na korytarze przesyłowe przyczyniły się do podwyższenia bazy IH 2014 o 59 mln zł

25,0

-26,8 -8,4 -52,4

606,2

543,6

0

100

200

300

400

500

600

700

EBITDA IH 2014 Marża z działalnościkoncesjonowanej

Przychodyz działalności

niekoncesjonowanej

Koszty operacyjne Pozostała działalnośćoperacyjna

EBITDA IH 2015

[mln zł] Dystrybucja – EBITDA IH 2015 bridge

Wzrost

Spadek


Załącznik nr 6 – Na poprawę wyniku EBITDA skorygowanego o przychody z tyt. KDT istotny wpływ miał wzrost marży na wytwarzaniu, obrocie i rynku bilansującym

42

25,1

-155,4 -21,5

440,9

289,1

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

EBITDA IH 2014 SegmentElektrownie Systemowe

Ciepło Segment OZE EBITDA IH 2015

[mln zł] Wytwarzanie – EBITDA IH 2015 bridge

Wzrost

Spadek

Investor Relations

Enea 2015 1H - wyniki finansowe