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 IIIII 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/MWh

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/MWh
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 VIIVIIIIX X XI XII I II III IV V VI VIIVIIIIX X XI XII I II III IV V VI VIIVIIIIX X XI XII I II III IV VI VI
2012 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
mlnzł
GWh
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
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
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
• 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
• 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
Gotówka
1 stycznia 2015
Zysk netto Amortyzacja Kapitał obrotowy Finansowanie
zewnętrzne
CAPEX¹ Pozostała
działalność
inwestycyjna
Pozostałe Gotówka
30 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
258mln 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
EnergetykaGórnictwo
• 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
LWBEnea

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: gielda@enea.pl

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 działalności
koncesjonowanej
Przychody
z działalności
niekoncesjonowana
Koszty operacyjne Pozostała
działalnosć 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 Segment
Elektrownie 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 działalności
koncesjonowanej
Przychody
z działalności
niekoncesjonowanej
Koszty operacyjne Pozostała działalność
operacyjna
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 Segment
Elektrownie Systemowe
Ciepło Segment OZE EBITDA IH 2015
[mln zł]
Wytwarzanie – EBITDA IH 2015 bridge
Wzrost
Spadek

Enea 2015 1H - wyniki finansowe

Recommended

Recommended

More Related Content

Viewers also liked

Viewers also liked (6)

Similar to Enea 2015 1H - wyniki finansowe

Similar to Enea 2015 1H - wyniki finansowe (20)

More from Enea

More from Enea (19)

Enea 2015 1H - wyniki finansowe