Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał listopada 2021 roku

24 listopada 2021 roku

Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał 2021

Wojciech Dąbrowski Prezes Zarządu

PGE Polskiej Grupy Energetycznej

• Pozytywny odbiór nowej kampanii wizerunkowej - PGE firmą, która się zmienia i potrafi prowadzić i wspierać swoich klientów w zmieniającym się otoczeniu;

• Intensywne prace nad zwiększeniem zakresu dostępnych informacji z obszaru ESG;

• PGE w procesie budowy siły Grupy opartej na źródłach odnawialnych i niskoemisyjnych.

Strategia marki i ESG

• Podpisanie porozumienia z Eneą i Tauronem na warunkowe umowy sprzedaży udziałów w czterech spółkach projektowych.

• Rozpoczęcie wspólnie z Ørsted procesu indywidualnych negocjacji z Komisją Europejską, dotyczącego ustalenia indywidualnej ceny w kontrakcie różnicowym dla Morskiej Farmy Wiatrowej Baltica.

• Prace nad pozyskaniem kolejnych niezbędnych decyzji i pozwoleń związanych z rozwojem projektu Baltica -1.

• Podpisanie listu intencyjnego z Ustką w sprawie możliwości lokalizacji portu serwisowego w Ustce.

• Współpraca z Instytutem Maszyn Naukowych PAN w Gdańsku - realizacja projektu z zakresu przepływu powietrza przez instalacje offshore.

4

Największa farma wiatrowa na Morzu Bałtyckim

• Przygotowania do realizacji farmy fotowoltaicznej PV Augustynka o mocy 25 MW w województwie podlaskim - planowane uruchomienie w 2023 r.

• Podpisanie umowy z Grupą Raben - budowa farm PV w pełni pokrywających zapotrzebowanie Grupy w Polsce.

• Uruchomienie centrum serwisowe do obsługi farm wiatrowych i fotowoltaicznych Grupy PGE - utworzenie na przełomie 2021 i 2022 r. w okolicach Bełchatowa.

• Podpisanie listu intencyjnego z Ministerstwem Klimatu i Środowiska oraz Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w sprawie inwestycji w elektrownie szczytowo – pompowe.

Inwestycje w OZE i magazynowanie energii

• Rozwój ciepłownictwa w kręgu priorytetów Grupy PGE. Konsekwentna realizacja inwestycji w kierunku dekarbonizacji ciepłownictwa w Grupie PGE.

• Wmurowanie kamienia węgielnego pod Elektrociepłownię Nowa Czechnica w podwrocławskich Siechnicach.

• Budowa nowych mocy szczytowych w Elektrociepłowni w Gdańsku. W grudniu oddanie do użytku pierwszych w Polsce nowych zeroemisyjnych kotłów elektrodowych.

• Przygotowania do realizacji gazowej kotłowni rezerwowo-szczytowej o mocy 62 MWt w Elektrociepłowni w Gorzowie. Planowane oddanie inwestycji do użytku w 2023 r.

• W latach 2023-24 w większości lokalizacji zostaną oddane do eksploatacji instalacje, które spowodują całkowite lub znaczące odejście od paliwa węglowego.

Transformacja ciepłownictwa

• Inwestycje w instalacje gazowe nie tylko w ciepłownictwie, ale także w moce produkujące energię elektryczną.

• Realizacja, zgodnie ze Strategią Grupy PGE, projektu budowy dwóch bloków gazowo-parowych w Elektrowni Dolna Odra. Przekazanie inwestycji do eksploatacji w grudniu 2023 roku.

• Wmurowanie kamienia węgielnego pod inwestycję gazową przy Elektrowni Dolna Odra.

• Zaawansowanie realizacji projektu w ponad 40 proc.

• Przekazanie do eksploatacji w grudniu 2023 r.

Moce gazowe

• Koniczność wydzielenia aktywów węglowych w celu realizacji Strategii Grupy PGE i szerokiego zakresu inwestycji dekarbonizujących polską energetykę.

• Kontynuacja prac w PGE nad porządkowaniem struktur.

• Wybór wspólnie z partnerami doradcy w procesie wydzielenia aktywów węglowych - firmy KPMG Advisory.

• Głównym zadaniem KPMG doradztwo w obszarze strategii i modelu finansowego NABE, strukturyzacja transakcji sprzedaży aktywów, opracowanie modelu operacyjnego NABE oraz doradztwo koncentracyjne i notyfikacyjne.

8

Utworzenie NABE

• Oparcie dekarbonizacji gospodarki UE na elektryfikacji opartej na źródłach OZE.

• Konieczność realizacji reform w ramach pakietu Fit for 55 nie przeciążając możliwości redukcyjnych sektora energetycznego względem pozostałych sektorów - różne punkty startowe państw członkowskich.

• Duże zmiany dla ciepłownictwa w ramach pakietu Fit for 55 - niedostateczny stopień zrozumienia przez Komisję specyfiki poszczególnych państw członkowskich.

Transformacja - pakiet Fit for 55

Lechosław Rojewski

Wiceprezes Zarządu ds. finansowych

Gospodarka odrabia pandemiczne straty. Wzrost krajowej konsumpcji i produkcji.

Krajowe zużycie i produkcja energii elektrycznej

Rynek energii elektrycznej – bilans energii

12 000 13 000 14 000 15 000 16 000 17 000

Produkcja ogółem

III kw.

GWh III kw.: Zużycie

+4,9% (+2,0 TWh)

III kw.: Produkcja +18,5% (+6,7 TWh)

Zmiana salda wymiany

międzynarodowej +4,7 TWh III kw.

Gwałtowny wzrost cen CO2 napędza ceny energii. Wzrost uproszczonego CDS w efekcie dynamicznej sytuacji rynkowej

Kontrakt pasmowy 1Y Forward i ceny CO₂

Rynek energii elektrycznej – ceny

12

60 110 160 210 260 310 360 410

sty 19 mar 19 maj 19 lip 19 wrz 19 lis 19 sty 20 mar 20 maj 20 lip 20 wrz 20 lis 20 sty 21 mar 21 maj 21 lip 21 wrz 21 lis 21

266

Źródło: TGE

232

• BASE na 2021 niższy o 34 PLN r/r (2021: 232 PLN/MWh)

III kw.

PLN/t C0₂

354

• Aktualny wzrost cen CO2 pociąga za sobą istotnie wyższą cenę BASE na rok 2022 o122 PLN ~354 PLN/MWh

Podsumowanie III kw. 2021 r. – wyniki operacyjne

Produkcja en.

elektrycznej netto Wyższa produkcja na węglu brunatnym i

kamiennym. Produkcja z OZE na podobnym poziomie.

Kontynuacja wzrostu zapotrzebowania na energię w efekcie silnego wzrostu PKB i produkcji

przemysłowej w III kw. 2021 r.

Niższa sprzedaż do odbiorców końcowych (-11%), głównie ze względu na spadek wolumenu do

TWh

+3,3

9,3 9,0

III kw. 2021 +0,3

-1,1 TWh

2,3 4,0 1,7 2,4

Sprzedaż do odbiorców

10,3 Dystrybucja en.

elektrycznej

14,3

17,6 III kw. 2020

III kw. 2020 III kw. 2021

Główne czynniki budowy EBITDA

28

890

38 28 853

208

728 139

121

35 18

291

1 941 169 III kw. 2020 EBITDA RAPORTOWANA

Zdarzenia jednorazowe III kw. 2020 EBITDA POWTARZALNA Wynik ze sprzedaży en. elektrycznej u

wytwórców

Przychody ze sprzedaży ciepła Prawa majątkowe Uprawnienia do emisji CO2 Koszty paliw Rynek Mocy Regulacyjne usługi systemowe Wynik na sprzedaży en. elektrycznej do

odbiorców finalnych

Wynik na dystrybucji*

Koszty osobowe Pozostałe III kw. 2021 EBITDA POWTARZALNA Zdarzenia jednorazowe III kw. 2021 EBITDA RAPORTOWANA

Wyższe wolumeny produkcji na węglu

- -

Wyższa marża na sprzedaży energii elektrycznej

-

+

-

+

Wyższy wolumen usług dystrybucyjnych Cena CO2 (-527) (+30 PLN/t)

Niedobór uprawnień (-339) (+3,3 mln t) Wyższa cena ciepła (+19) (+5,0 PLN/GJ);

Wyższy wolumen produkcji (+19) (+0,3 PJ)

+

4 395

+

1 546

Cena sprzedaży (-53) (-3 PLN/MWh) Wolumen (+943) (+3,3 TWh)

Niższe koszty aktywowane -105

+589

ProdukcjaUsługi

2 110 1 574

* Uwzględnia różnicę bilansową 14

Podsumowanie III kwartału 2021 r. – wyniki finansowe

• Wzrost EBITDA powtarzalnej o 367 mln PLN

• EBITDA raportowana wyższa o 564 mln PLN.

Pozytywny wpływ zdarzeń jednorazowych i przejściowych:

• rezerwa rekultywacyjna -508 mln PLN

• rolowanie kontraktów na CO2 +641 mln PLN.

1 546

469 2 110

972

545 1 941

1 574

+285 +503

+367 EBITDA powtarzalna

I pół. 2021

Wydatki inwestycyjne III kw. 2021 r/r

III kw. 2020 1 129 435 95 156 59 341 2 40

III kw. 2021 307 31 272 53 317 1 21 1 001

1 129

1 001 128

64 116

6 24 1 19

III kw. 2020 Energetyka Konwencjonalna

Źródła niskoemisyjne

Ciepłownictwo Energetyka Odnawialna

Dystrybucja Obrót GOZ, Pozostała Działalność oraz

Korekty

III kw. 2021

Zaliczka Nowa EC Czechnica Nakłady na

CCGT Dolna 16 Odra

Zadłużenie netto w III kwartale 2021

• Dalszy spadek zadłużenia netto w III kw. 2021 r.

• Wysoka EBITDA (2,1 mld PLN) wspierana kontraktacją CO₂ w transakcjach forward (koszt CO₂ w ujęciu zarządczym wyniósł 2,3 mld PLN).

• Wydatki inwestycyjne na poziomie 1,0 mld PLN.

• Realne zadłużenie netto (skorygowane o przyszłe płatności za CO2): 10,7 mld PLN (dług netto/EBITDA = 1,19x)

8,18

7,27

5,95

2,58 III kw.

III kw. 2021 2020

I kw.

2021 -3,37

2020

mld

PLN ^{1,51x 1,22x 0,71x 0,29x}

Dług netto/ EBITDA I pół.

2021

Perspektywa

2022 vs 2021 Główne czynniki

Energetyka Konwencjonalna

• Średnioroczna cena hurtowa energii na poziomie ~400 PLN/MWh

• Średnioroczny koszt CO2 na poziomie 265-275 PLN/t

• Presja spadających marż i wolumenów w efekcie zjawisk rynkowych - wysoka cena CO2, nowe moce o niskim koszcie zmiennym, przewidywany przyrost importu

• Stabilny poziom zakontraktowanej średniej ceny węgla kamiennego

Ciepłownictwo

• Dwukrotny wzrost kosztów uprawnień do emisji CO2

• Średnia cena kontraktowanego gazu ziemnego ok. 50-procent wyższa

• Wzrost taryf ciepłowniczych w znacznym stopniu nie pokrywa wzrostu cen CO2 oraz kosztów paliw

Energetyka Odnawialna

• Spodziewane wyższe ceny energii elektrycznej na rynku SPOT

• Spodziewane wyższe ceny zielonych certyfikatów

• Nowe moce fotowoltaiczne

Obrót

• Presja na marże w efekcie znacznego wzrostu kosztów energii elektrycznej i zielonych certyfikatów

• Rosnąca strata na pokryciu usług dystrybucyjnych prosumentów

Dystrybucja

• Wartość regulacyjna aktywów (WRA) wyższa o ~0,7 mld PLN: ~19,5 mld PLN

• Niższy średnioważony koszt kapitału (WACC) 4,7% (przed opodatkowaniem) w wyniku znacznego spadku stopy wolnej od ryzyka. Możliwe uzyskanie premii za reinwestowanie

EBITDA powtarzalna: perspektywa na 2022 rok

18

18

Nakłady inwestycyjne: perspektywa na 2022 rok

Perspektywa

2022 vs 2021 Główne czynniki

Energetyka

Konwencjonalna • Wraz z końcem programu dostosowań do BAT ograniczenie poziomu do nakładów utrzymaniowych

Źródła

niskoemisyjne • Rosnące nakłady na budowę mocy gazowych w El. Dolna Odra wraz z postępami inwestycji Ciepłownictwo

• Wzrost nakładów związany z budową nowych niskoemisyjnych bloków gazowych, w tym m.in. Nowa EC Czechnica, EC Bydgoszcz, EC Zgierz, EC Kielce

Energetyka Odnawialna

• Przyrost nakładów na realizację budowy morskich farm wiatrowych

• Rosnące nakłady w ramach programu rozwoju mocy fotowoltaicznych

• Niezależnie od rosnących nakładów na rozwój organiczny możliwe akwizycje 19

Sesja pytań i odpowiedzi

20