Wyniki finansowe Grupy TAURON za 2013 r. 18 marca 2014 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe Grupy TAURON za 213 r. 18 marca 214 r.

2 Kluczowe parametry finansowe za 213 r. Wyniki Grupy TAURON [mln zł] 213 Przychody ze sprzedaży (-22,7% r/r) EBITDA (-4,9% r/r) Zysk netto (-13,2% r/r) CAPEX 3 78 (8,9% r/r) Dług netto/ebitda 1,43 (wzrost o,25) Wyniki kluczowych segmentów 213 [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Ciepło Wydobycie Wytwarzanie Przychody segmentu EBITDA EBIT (475) CAPEX

3 Kluczowe parametry finansowe za IV kw. 213 r. Wyniki Grupy TAURON IV kw. 213 [mln zł] IV kw. 213 Przychody ze sprzedaży (-24,7% r/r) EBITDA 665 (-13,7% r/r) Zysk netto 86 (-6,6% r/r) CAPEX (-4,1% r/r) Dług netto/ebitda 1,43 (wzrost o,25) Wyniki kluczowych segmentów IV kw. 213 [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Ciepło Wydobycie Wytwarzanie Przychody segmentu EBITDA (2) (88) EBIT (23) (214) CAPEX

4 Podsumowanie wydarzeń 213/214 TAURON (1) Data Wydarzenie 15 stycznia 213 Przyjęcie programu poprawy efektywności w Grupie TAURON na lata Szacowane oszczędności: ok. 86 mln zł 24 stycznia 213 Wybór konsorcjum RAFAKO-Mostostal Warszawa dla projektu Jaworzno III 91 MW. Szacowany całkowity budżet projektu: 6,2 mld zł 1 marca 213 Zawarcie umowy z Kompanią Węglową na dostawy węgla w latach czerwca 213 Wypłata 35,5 mln zł dywidendy z zysku za 212 r. (dywidenda na akcję:,2 zł) 6 czerwca 213 Decyzja Prezesa URE w sprawie obniżenia taryfy G na drugie półrocze 213 r. o 4,55 proc. dla TAURON Sprzedaż. Wpływ na przychody segmentu Sprzedaż: - 45,5 mln zł 5 lipca 213 Decyzja w sprawie utworzenia odpisu aktualizującego wartość aktywów wytwórczych w wysokości 236,5 mln zł 31 lipca 213 Zawarcie umów na emisję obligacji z konsorcjum banków: ING BSK, Pekao, BRE Bank (wartość emisji: do 5 mld zł) oraz z Bankiem Gospodarstwa Krajowego (wartość emisji: do 1 mld zł) 2 września 213 Decyzja Prezesa URE w sprawie korekty końcowej kosztów osieroconych dla TAURON Wytwarzanie. Wpływ na wynik finansowy Grupy TAURON: -19 mln zł. 1 grudnia 213 Rezygnacja z realizacji projektu budowy bloku parowo-gazowego o mocy 135 MW (TAURON Ciepło) 4

5 Podsumowanie wydarzeń 213/214 TAURON (2) Data Wydarzenie 1 grudnia 213 Nabycie od Kompanii Węglowej 47,52 proc. akcji Południowego Koncernu Węglowego (PKW). Kwota transakcji: 31 mln zł. W efekcie TAURON posiada 1 proc. kapitału i głosów w PKW. 24 lutego 214 r. nastąpiła rejestracja w KRS zmiany nazwy PKW na TAURON Wydobycie 17 grudnia 213 Decyzja Prezesa URE w sprawie podwyższenia taryfy dystrybucyjnej na 214 rok o 2,69 proc. dla TAURON Dystrybucja. Szacowany wpływ na przychody segmentu Dystrybucja: +132 mln zł Decyzja Prezesa URE w sprawie obniżenia taryfy G na 214 rok o 6,19 proc. dla TAURON Sprzedaż. Szacowany wpływ na przychody segmentu Sprzedaż: -117 mln zł 3 grudnia 213 Decyzja w sprawie zawieszenia projektu budowy bloku parowo-gazowego w Elektrowni Blachownia (8 MW) 31 grudnia 213 Zakończenie zaangażowania TAURON Polska Energia w projekt poszukiwania i wydobycia gazu łupkowego 213 Oddanie do eksploatacji następujących inwestycji: farm wiatrowych Marszewo (82 MW) i Wicko (4 MW) bloku ciepłowniczego o mocy 5 MW e /16 MW t w Bielsku-Białej bloków biomasowych o mocy 2 MW w Stalowej Woli i 4 MW w Tychach 28 stycznia 214 Decyzja w sprawie utworzenia dodatkowej rezerwy o 27 mln zł na nieotrzymane w 213 r. nieodpłatne uprawnienia do emisji CO 2. Negatywny wpływ na EBITDA za 213 r.: -27 mln zł 4 marca 214 Rozstrzygnięcie przetargu na świadczenie usługi interwencyjnej rezerwy zimnej (IRZ). Usługę będą świadczyć trzy bloki klasy 12 MW każdy należące do TAURON Wytwarzanie (dwa w Elektrowni Siersza i jeden w Elektrowni Stalowa Wola) 5

6 Podsumowanie wydarzeń 213/214 RYNEK Data Wydarzenie styczeń 213 Wygaśnięcie systemu wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji węglowej i gazowej. 24 stycznia 214 r. Sejm przedłużył wsparcie dla kogeneracji do 218 r. 11 września 213 Wejście w życie znowelizowanego Prawa energetycznego. Wprowadzono m.in. obowiązek sprzedaży przez firmy obracające gazem części surowca za pośrednictwem giełdy 17 września 213 Ministerstwo Gospodarki przedstawia projekt ustawy o OZE z nową propozycją systemu wsparcia dla źródeł odnawialnych (system aukcyjny) grudzień 213 Decyzja Prezesa URE w sprawie obniżenia taryfy G na 214 rok w przedziale od -6,5 proc. do - 6,2 proc. Decyzja Prezesa URE w sprawie podwyższenia taryfy dystrybucyjnej na 214 rok w przedziale od,6 proc. do 6,6 proc. styczeń 214 Wejście w życie mechanizmu operacyjnej rezerwy mocy. Szacowany roczny budżet PSE S.A. to ok. 4 mln zł 24 lutego 214 Wejście w życie backloadingu unijnego planu czasowego zmniejszenia liczby uprawnień do emisji na rynku. W latach pula EUA na rynku zostanie zmniejszona o łącznie 9 mln. W konsekwencji tej decyzji kurs EUA w dniu 24 lutego wzrósł do poziomu ok. 7,3 EUR/t 6

7 I kw.'11 II kw.'11 III kw.'11 IV kw.'11 I kw.'12 II kw.'12 III kw.'12 IV kw.'12 I kw.'13 II kw.'13 III kw.'13 IV kw.'13 I kw.'14 I kw.'11 II kw.'11 III kw.'11 IV kw.'11 I kw.'12 II kw.'12 III kw.'12 IV kw.'12 I kw.'13 II kw.'13 III kw.'13 IV kw.'13 I kw. '14 Sytuacja makroekonomiczna i rynkowa PKB Wzrost PKB Polski* oraz indeks PMI dla przemysłu (średnia kwartalna) PMI Wzrost produkcji sprzedanej przemysłu i zużycia energii elektrycznej (zmiana r/r)* 5% 4% 3% 2% 1% % -,1 p.p % 1% 8% 6% 4% 2% % -2% -4% -,7 p.p. wzrost PKB prognoza wzrostu PKB PMI dla przemysłu wzrost produkcji sprzedanej zmiana krajowego zużycia energii prognoza wzrostu produkcji sprzedanej Notowania rocznych kontraktów BASE na TGE Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce [TWh] zł/mwh Y-13 Y-14 Y-15 Y Średnia cena Wolumen 17 [zł/mwh] [GWh] 16 Y , Y , Y , Y , lip 11 lis 11 kwi 12 sie 12 sty 13 maj 13 paź 13 lut 14 TWh ,4% 3,9% 34,8% 52,9 % +1,6% 159,8 162,5-8,6% 13,48 12,32 6,29 +37,6% 8,66 55,59 +2,5% 56,96 84,49 +,1% 84, ,6 % 5,3 % 35,1% 52% pozostałe odnawialne źródła energii el. cieplne na węgiel brunatny el. cieplne na węgiel kamienny * Źródło: GUS, IBnGR (prognozy), PSE 7

8 Kluczowe dane operacyjne za 213 r. mln Mg Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] TWh 25 Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] PJ 18 6, 5, 4, 1,66 1,81 9,% ,11 19,39 1,21 14,% 1, , 2, 1,, 5,57 5,45 3,73 3,67-1,6% -2,2% sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę produkcja węgla handlowego ,36 15,62 17,9 18,1,6% -4,5% energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło TWh Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] 47,85 47, ,1% 32 tys klienci Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] 44,74 41, TWh ,7 % dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 8

9 Kluczowe dane operacyjne za IV kw. 213 r. mln Mg 1,8 1,6 1,4 1,2 1,,8,6,4,2, Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] 6 5,2 5,11 5,29 58,6 %,47,44 4 1,48,41-6,8% 3 5,68 4,72 4,64 1,19 2 5,3,99,79 1-2,2% -19,6% -1,7% -11,4% IV kw.212 IV kw. 213 IV kw.212 IV kw. 213 sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę węgiel handlowy energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło TWh PJ TWh 16 Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] klienci 5 4 Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] TWh ,13 12, ,37 1, ,4% 32 tys. IV kw.212 IV kw IV kw.212 IV kw ,9% 2 dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 9

10 Podstawowe dane finansowe za 213 r. mln zł Przychody ze sprzedaży [mln zł] ,6% ,1% Zysk netto [mln zł] mln zł ,8% ,2% 2 energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody mln zł ,6 EBITDA 212 [mln zł] 3 284,6 +29,9% 4 268,3 +27, EBITDA 213 [mln zł] +18,9 +42,3 +275, , , EBITDA raportowana Przychody z tytułu rekompensaty (KDT) EBITDA porównywalna EBITDA porównywalna Koszt CO2 (brak przydziału uprawnień) Przychody z tytułu rekompensat KDT (korekta rozl. końcowe) Odpis aktualizujący wartość zapasów Odpis aktualizujący wartość aktywów EBITDA raportowana 1

11 Podstawowe dane finansowe za IV kw. 213 r. mln zł Przychody ze sprzedaży [mln zł] Zysk netto [mln zł] mln zł ,3% 3,7% IV kw. 212 IV IV kw. kw ,1% IV kw. 212 IV kw ,6% 5 energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody mln zł 1 EBITDA IV kw. 212 [mln zł] 965,4 EBITDA IV kw. 213 [mln zł] +27, ,4-135,8 634,6 +52,1% +3,4 665, 4 2 EBITDA raportowana Przychody z tytułu rekompensaty (KDT) EBITDA porównywalna EBITDA porównywalna Koszty CO2 (brak przydziału uprawnień) Odpis aktualizujący wartość aktywów EBITDA raportowana 11

12 EBITDA za 213 r. mln zł -5,% EBIT Amortyzacja Wzrost w segmencie ,6% 11,9%,7% 66,3% 19,5% 36,8% 5,% 9,2% 5,6% - 19,1% EBITDA 212 Wydobycie Wytwarzanie OZE Ciepło Dystrybucja Sprzedaż Obsługa klienta Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBITDA 213 Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w 213 r.: Segment Wytwarzanie brak przychodów z rekompensaty KDT, odpis aktualizujący aktywa, utworzenie rezerwy na uprawnienia CO 2 oraz niższe ceny energii na rynku hurtowym Segment Sprzedaż - spadek kosztów obowiązku umorzenia zielonych, czerwonych i żółtych certyfikatów, jako efekt spadku cen rynkowych zielonych praw majątkowych oraz braku obowiązku umarzania praw majątkowych z kogeneracji; wysoki spread między cenami energii na rynku detalicznym i hurtowym Segment Dystrybucja spadek kosztu zakupu usług dystrybucyjnych (w tym: niższe opłaty przesyłowe, niższy koszt zakupu energii na różnicę bilansową z uwagi na niższy wskaźnik strat i niższe koszty zakupu energii) Segment Wydobycie spadek cen węgla na rynku 12

13 EBITDA za IV kw. 213 r. mln zł -13,7% EBIT Amortyzacja Wzrost w segmencie ,8% -,7% -6,9% 68,4% 19,4% 33,% 3,2% -22,3% 4,4% - 13,5% EBITDA IV kw. 212 Wydobycie Wytwarzanie OZE Ciepło Dystrybucja Sprzedaż Obsługa klienta Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBITDA IV kw. 213 Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w IV kwartale 213: Segment Wytwarzanie brak przychodów z rekompensaty KDT, koszty rezerwy CO 2 oraz niższe ceny energii na rynku hurtowym Segment Dystrybucja spadek jednostkowego kosztu zakupu usług dystrybucyjnych (niższe opłaty przesyłowe, niższy koszt zakupu energii na różnicę bilansową) Segment Wydobycie spadek cen węgla na rynku, niższy wolumen sprzedaży węgla Segment Ciepło koszty rezerwy CO 2, sprzedaż nadwyżki CO 2 w IV kwartale 212 r. Segment OZE wyższy wolumen sprzedaży energii i praw majątkowych z farm wiatrowych 13

14 Struktura kosztów rodzajowych w 213 r. Struktura kosztów rodzajowych mln zł % 23% % 1% 25% 1,1% Koszty stałe 6% Koszty zmienne 4% -1,8% Koszty stałe 63% Koszty zmienne 37% % 26% 24% 6% 27% 2,9% % 2% 4% 6% 8% 1% 12% Amortyzacja i odpisy aktualiz. ŚT i WN Zużycie materiałów i energii Usługi obce Podatki i opłaty Koszty świadczeń pracowniczych Pozostałe koszty rodzajowe Spadek kosztów w 213 r. dotyczy głównie: usług obcych w tym usług dystrybucyjnych i przesyłowych (obniżenie r/r opłaty przesyłowej OSP) kosztów świadczeń pracowniczych głównie efekt wdrożonych programów PDO i niższego stanu zatrudnienia zużycia materiałów i energii dzięki niższym kosztom paliw Wzrost kosztów w 213 r. dotyczy głównie: amortyzacji (w tym odpis aktualizujący aktywa wytwórcze o wartość ok. 276 mln zł) podatków i opłat koszty utworzonej rezerwy na uprawnienia do emisji CO 2 Struktura kosztów: w 213 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 4%, koszty stałe ok. 6% w 212 r.: koszty zmienne ok. 37%, koszty stałe ok. 63% Zmiana struktury spowodowana przez: Segmenty Wytwarzanie i Ciepło: zmniejszenie kosztów zmiennych (niższe koszty paliw), ujęcie odpisu aktualizującego aktywa wytwórcze (w kosztach stałych) Segment Dystrybucja: niższe koszty opłaty przesyłowej 14

15 Struktura kosztów rodzajowych w IV kw. 213 r. IV kw. 213 Struktura kosztów rodzajowych % 22% 22% 16% 24%,1% Koszty stałe 59% Koszty zmienne 41% mln zł ,5% Koszty stałe 6% Koszty zmienne 4% IV kw % 26% 22% 5% 27% 6% % 2% 4% 6% 8% 1% 12% Amortyzacja i odpisy aktualiz. ŚT i WN Zużycie materiałów i energii Usługi obce Podatki i opłaty Koszty świadczeń pracowniczych Pozostałe koszty rodzajowe Spadek kosztów w IV kwartale 213 r. dotyczy głównie: zużycia materiałów (niższe koszty paliw) kosztów świadczeń pracowniczych głównie efekt wdrożonych programów PDO i niższego stanu zatrudnienia usług obcych w tym usług dystrybucyjnych i przesyłowych (obniżenie r/r opłaty przesyłowej OSP) Struktura kosztów: W IV kwartale 213 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 41%, koszty stałe ok. 59% W IV kwartale 212 r.: koszty zmienne ok. 4%, koszty stałe ok. 6% W IV kwartale 213 r. struktura kosztów nie odbiegała od struktury w analogicznym okresie 212 r., przy spadku w bieżącym okresie zarówno poziomu kosztów stałych, jak i zmiennych 15

16 Zadłużenie i finansowanie mln zł Zapadalność długu Grupy TAURON [mln zł] obligacje kredyty, pożyczki i leasingi Struktura zadłużenia finansowego Grupy TAURON [mln zł] 66 1% % 17 2% obligacje % kredyty z EBI pożyczki preferencyjne z NFOŚiGW/WFOSiGW pozostałe kredyty, pożyczki i leasingi zadłużenie finansowe na dzień 31 grudnia 213 r.: mln zł średnioważona zapadalność długu wg stanu na 31 grudnia 213 r.: bez uwzględnienia obligacji BGK 39 miesięcy z uwzględnieniem obligacji BGK 53 miesiące dług denominowany w EUR stanowi,4% długu ogółem struktura długu ze względu na stopę oprocentowania: 22% stała stopa procentowa, tj. kwota mln zł 78% zmienna stopa procentowa, tj. kwota mln zł, w tym: - kwota niezabezpieczona 1 31 mln zł - kwota zabezpieczona 3 44 mln zł 1 25% Kwoty dostępnego finansowania Grupy TAURON [mln zł] 211 5% % obligacje obejmowane przez konsorcjum banków obligacje BGK cashpooling 16

17 CAPEX kluczowe projekty (1) Inwestycja Moc (MW e ) Moc (MW t ) Status projektu Zaawansowanie prac (w %) Planowany termin zakończenia Budowa bloku węglowego w Elektrowni Jaworzno III Budowa bloku gazowoparowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola Budowa węglowego bloku kogeneracyjnego w ZW Tychy Budowa turbogeneratora TG 5 ZW Nowa Modernizacja 6 kotłów w Elektrowni Jaworzno III budowa instalacji odazotowania Modernizacja 4 kotłów w Elektrowni Łaziska budowa instalacji odazotowania Budowa bloku parowogazowego w Elektrowni Łagisza Budowa nowych mocy OZE w Elektrowni Stalowa Wola Budowa poziomu 8m w kopalni Janina Budowa szybu Grzegorz w kopalni Sobieski Trwają przygotowania do podpisania kontraktu z konsorcjum RAFAKO S.A. MOSTOSTAL WARSZAWA S.A. Plac budowy jest gotowy do przekazania wykonawcy Trwają prace budowlano montażowe oraz dostawy maszyn i urządzeń poszczególnych węzłów technologicznych i instalacji blokowych Podpisano kontrakt z generalnym wykonawcą Elektrobudowa S.A. Przekazano plac budowy. Trwają prace realizacyjne 5 % % % Podpisano kontrakt z generalnym wykonawcą Control Process S.A. 15 % Trwają prace modernizacyjne. Zakończono prace na trzech blokach 2 MW. Głównym celem projektu jest spełnienie wymagań w zakresie emisji NOx do wartości dopuszczalnych po 218 r. (2 mg/nm 3 ) Trwają prace modernizacyjne. Zakończono prace na dwóch blokach 2 MW. Głównym celem projektu jest spełnienie wymagań w zakresie emisji NOx do wartości dopuszczalnych po 218 r. (2 mg/nm 3 ) Trwają prace związane z przygotowaniem się do wyboru wykonawcy bloku oraz optymalizacją kierunku dostaw paliwa gazowego. Przygotowano dokumentację i zasady wyboru wykonawcy modernizacji urządzeń blokowych dla celu postępowania przetargowego. Rozpoczęto pogłębianie szybu Janina VI oraz modernizację Zakładu Przeróbki Mechanicznej Węgla 5 % % % % Trwają prace projektowe oraz przygotowanie placu budowy 1 %

18 CAPEX podział na segmenty (2) Nakłady inwestycyjne wg segmentów [mln zł] Wykonanie ,9% 3 78 Wykonanie 213 Wydobycie Wytwarzanie Ciepło OZE Dystrybucja Sprzedaż i pozostałe Główne inwestycje zrealizowane w 213 r.: Segment Dystrybucja budowa nowych przyłączy (516 mln zł) oraz modernizacja i odtworzenie majątku sieciowego (1 318 mln zł) Segment OZE budowa farm wiatrowych Marszewo i Wicko (517 mln zł) Segment Wytwarzanie budowa nowych mocy wytwórczych (118 mln zł) oraz budowa instalacji do obniżenia emisji NOx (224 mln zł) Segment Wydobycie inwestycje w udostępnianie złóż węgla (257 mln zł) Segment Ciepło budowa i modernizacja sieci ciepłowniczych (14 mln zł) 18

19 Program oszczędności OPEX Segment Oszczędności zrealizowane za 4 kwartały 213 r. Oszczędności zaplanowane na lata Dystrybucja 13 mln zł 416 mln zł 31% Wytwarzanie (w tym OZE) 145 mln zł 387 mln zł 37% Ciepło 2 mln zł 33 mln zł 6% Wydobycie 15 mln zł 28 mln zł 54% Pozostałe Segmenty 1 mln zł Razem 32 mln zł 864 mln zł 37% % realizacji Główne inicjatywy Wdrożenie docelowego modelu biznesowego, eliminacja dublujących się funkcji Zmiana zasad kwalifikowania wydatków do nakładów lub kosztów Optymalizacja różnicy bilansowej Optymalizacja procesów IT Integracja funkcji biznesowych w obszarze serwisu Optymalizacja usług obcych Restrukturyzacja zatrudnienia i optymalizacja procesów Ograniczenie remontów dla najmniej efektywnych jednostek Optymalizacja kosztów ogólnozakładowych Outsourcing części funkcji, głównie w obszarze remontów Poprawa sprawności urządzeń, optymalizacja wolumenu produkcji oraz kosztów operacyjnych w elektrowniach wodnych Obniżenie kosztów serwisu i utrzymania ruchu farmy wiatrowej Restrukturyzacja zatrudnienia Ograniczenie strat sprężonego powietrza Restrukturyzacja majątku Optymalizacja kosztów usług obcych Optymalizacja polityki zakupowej Budowa instalacji wytwarzania azotu Rozbudowa stacji odwadniania mułów Uzdatnianie wody pitnej Aukcje elektroniczne w zamówieniach publicznych Stosowanie wykładki mechanicznej przy drążeniu wyrobisk Zaniechanie utrzymania EPOK, zaniechanie utrzymania strony www w TS GZE, restrukturyzacja zatrudnienia, ograniczenie kosztów usług obcych W I-IV kw. 213 r. do programu dobrowolnych odejść (PDO) przystąpiły 34 osoby. W tym okresie rozwiązano umowę o pracę z 733 osobami (razem osób od początku uruchomienia PDO w 21 r.). Oszczędności wynikające z ograniczenia zatrudnienia, pomniejszone o koszty poniesione na ich uzyskanie, ujęto w kwotach zaprezentowanych w poszczególnych segmentach Nie przewiduje się zagrożeń w realizacji programu Struktura oszczędności za I-IV kw. 213 r.: 58% przypada na restrukturyzację zatrudnienia, 42% przypada na pozostałe inicjatywy Szacowana struktura oszczędności w perspektywie : 73% przypada na restrukturyzację zatrudnienia, 27% przypada na pozostałe inicjatywy 19

20 Podsumowanie - determinanty rozwoju w 214 r. Spadek WACC negatywny wpływ na Segment Dystrybucja w 214 r. Wprowadzenie mechanizmu operacyjnej rezerwy mocy Spadek cen energii negatywny wpływ na Segment Wytwarzanie w 214 r. Grupa TAURON Niższe koszty uprawnień do emisji CO 2 Wprowadzenie backloadingu Wprowadzenie obowiązku umarzania żółtych i czerwonych certyfikatów 2

21 Zastrzeżenie prawne Niniejsza prezentacja ma charakter wyłącznie informacyjny i nie należy jej traktować jako porady inwestycyjnej. Niniejsza prezentacja została sporządzona przez TAURON Polska Energia S.A. ( Spółka ). Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie ponoszą odpowiedzialności z tytułu jakiejkolwiek szkody wynikającej z wykorzystania niniejszej prezentacji lub jej treści albo powstałej w jakikolwiek inny sposób związany z niniejszą prezentacją. Odbiorcy niniejszej prezentacji ponoszą wyłączną odpowiedzialność za własne analizy i oceny rynku oraz sytuacji rynkowej Spółki i potencjalnych wyników Spółki w przyszłości, dokonane w oparciu o informacje zawarte w niniejszej prezentacji. W zakresie, w jakim niniejsza prezentacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłości, a w szczególności słowa projektowany, planowany, przewidywany i podobne wyrażenia (łącznie z ich zaprzeczeniami), stwierdzenia te wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością oraz innymi czynnikami, których skutkiem może być to, że rzeczywiste wyniki, sytuacja finansowa, działania i osiągnięcia Spółki albo wyniki branży będą istotnie różnić się od jakichkolwiek przyszłych wyników, działań lub osiągnięć wyrażonych w takich stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Ani Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie są zobowiązane zapewnić odbiorcom niniejszej prezentacji jakichkolwiek dodatkowych informacji ani aktualizować niniejszej prezentacji. 21

22 Dziękujemy Q&A Biuro Relacji Inwestorskich Marcin Lauer tel Paweł Gaworzyński pawel.gaworzynski@tauron-pe.pl tel Magdalena Wilczek magdalena.wilczek@tauron-pe.pl tel

23 Podstawowe wskaźniki finansowe Wskaźniki Definicja RENTOWNOŚĆ Marża EBIT Wynik z działalności operacyjnej / Przychody ze sprzedaży 1,11% 8,75% 7,93% Marża EBITDA EBITDA / Przychody ze sprzedaży 19,14% 15,56% 14,73% Rentowność netto Wynik netto / Przychody ze sprzedaży 7,4% 6,27% 6,1% Rentowność kapitałów własnych ROE Wynik netto / Kapitał własny na koniec okresu 7,57% 9,23% 7,85% PŁYNNOŚĆ Wskaźnik płynności bieżącej Aktywa obrotowe / Zobowiązania krótkoterminowe,9 1,7 1,5 ZADŁUŻENIE Wskaźnik ogólnego zadłużenia Zobowiązania ogółem / Pasywa razem,45,46,43 Dług netto / EBITDA (Zobowiązania finansowe - środki pieniężne) / EBITDA 1,43 1,18 1,32 INNE WSKAŹNIKI Zysk na akcję (EPS) Wynik netto / Liczba akcji zwykłych,75,84,72 23

24 Segment Wydobycie Dane finansowe 213 [mln zł] ,1 EBIT bridge 213 [mln zł] -62,4% Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT 212 Wolumen sprzedaży węgla -15,2-2,8 Cena sprzedaży węgla Jedn. koszt własny sprzedanego węgla -3,3 66 Pozostałe czynniki EBIT 213 Dane finansowe IV kw. 213 [mln zł] EBIT bridge IV kw. 213 [mln zł] , IV kw. 212 IV kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT IV kw. 212 Wolumen sprzedaży węgla -24,2 Cena sprzedaży węgla -12,8 Jedn. koszt własny sprzedanego węgla 4,3 Pozostałe czynniki EBIT IV kw

25 Segment Wytwarzanie (źródła konwencjonalne) mln zł Dane finansowe 213 [mln zł] ,2 EBIT bridge 213 [mln zł] 79,2 19,4 229, ,2-41,1-567, 33, Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT -6 EBIT 212 Cena sprzedaży energii Jednostkowy koszt zmienny energii el. Marża na obrocie energią el. Marża na PM, wycena PM Koszty CO2 Koszty stałe Przych. z tyt. rekompensaty KDT -275,6 Odpis aktualizujący aktywa wytwórcze Pozostałe czynniki EBIT 213 Dane finansowe IV kw. 213 [mln zł] EBIT bridge IV kw. 213 [mln zł] ,5 36, , IV kw. 212 IV kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT IV kw ,1 Cena sprzedaży energii Jednostkowy koszt zmienny energii el. Marża na certyfikatach Marża na obrocie energią el. -135,8 Przychody z tyt. rekompensaty KDT -291,1 95, -31,4 Koszty CO2 Koszty stałe Odpis aktualizujący aktywa wytwórcze,4 Pozostałe czynniki EBIT IV kw

26 Segment Odnawialne Źródła Energii (OZE) Dane finansowe 213 [mln zł] mln zł , 23,8 EBIT bridge 213 [mln zł] 1,7-1,5% 32,8-75,1-2,9-8, Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT 212 Wolumen sprzedaży energii - el. wodne Wolumen sprzedaży energii - el.wiatrowe Wolumen sprzedaży certyfikatów - el. wodne Wolumen sprzedaży certyfikatów - el.wiatrowe Cena sprzedaży Cena sprzedaży certyfikatu energii Pozostałe czynniki EBIT Dane finansowe IV kw. 213 [mln zł] ,3 EBIT bridge IV kw. 213 [mln zł] 2, 2,9 +275,1% 37, -2,8-23,4-9,5 36 IV kw. 212 IV kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT IV kw. 212 Wolumen sprzedaży energii - el. wodne Wolumen sprzedaży energii - el.wiatrowe Wolumen sprzedaży certyfikatów - el.wodne Wolumen sprzedaży certyfikatów - el.wiatrowe Cena sprzedaży Cena sprzedaży energii certyfikatu Pozostałe czynniki EBIT IV kw

27 Segment Ciepło Dane finansowe 213 [mln zł] ,4 43,8 EBIT bridge 213 [mln zł] -25,% 11,1 13,9-45,6-32,9-24,7 12, Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT 212 Cena sprzedaży Cena sprzedaży energii ciepła i usługi przesyłowej Wolumen sprzedaży energii el. Jednostkowe Sprzedaż CO2 koszty zmienne (212) wytwarzania Odpis aktualizujący - certyfikaty Koszty rezerwy CO2 Pozostałe czynniki EBIT 213 Dane finansowe IV kw.213 [mln zł] EBIT bridge IV kw. 213 [mln zł] ,7 9,3 3,6-48,3% 9,2-45,6-17,9 7, 44-5 IV kw. 212 IV kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT -15 EBIT IV kw. 212 Cena sprzedaży energii Cena sprzedaży ciepła i usługi przesyłowej Wolumen sprzedaży energii el. Jednostkowe koszty zmienne wytwarzania Sprzedaż CO2 (212) Koszty rezerwy CO2 Pozostałe czynniki EBIT IV kw

28 Segment Dystrybucja mln zł Dane finansowe 213 [mln zł] mln zł ,7-8,2 6,3 7,2 EBIT bridge 213 [mln zł] +2,3% 31,8 15,5-34,2-25, -3, Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 2 EBIT 212 Cena sprzedaży uslugi dystrybucyjnej Opłaty przyłączeniowe Wskaźnik różnicy bilansowej Cena zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej Cena zakupu usługi dystrybucyjnej / przesyłowej Koszty stałe Amortyzacja Wynik na pozostałej działalności operacyjnej Pozostałe czynniki EBIT 213 Dane finansowe IV kw. 213 [mln zł] EBIT bridge IV kw. 213 [mln zł] ,7% 32,1 76,1 19, -32,2 11, ,2 5,3 28,6-15,3 IV kw. 212 IV kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT IV kw. 212 Cena Wolumen sprzedaży sprzedaży uslugi usługi dystrybucyjnej dystrybucyjnej Wskaźnik różnicy bilansowej Cena zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej Cena zakupu usługi dystrybucyjnej / przesyłowej Koszty stałe Wynik na pozostałej działalności podstawowej Wynik na pozostałej działalności operacyjnej Pozostałe czynniki EBIT IV kw

29 Segment Dystrybucja kluczowe elementy Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] w 212 Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] w 213 9,9 13,9 Grupa A 9,9 13,6 Grupa A Grupa B Grupa B 4,2 45,2 Grupa C2 4,1 45,2 Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa C1+R+D 2,6 Grupa G 2,6 Grupa G 14,6 14,9 Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] w IV kw. 212 Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] w IV kw ,5 3,4 Grupa A 2,5 3,4 Grupa A Grupa B Grupa B 1,1 11,3 Grupa C2 1,1 11,4 Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa C1+R+D,7 Grupa G,7 Grupa G 3,7 3,8 Dane dotyczą dystrybucji energii elektrycznej do odbiorców końcowych 29

30 Segment Sprzedaż 2 15 Dane finansowe 213 [mln zł] EBIT bridge 213 [mln zł] 351,6 +91,2% 283,7-31, Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT ,7 Wolumen sprzedaży energii detalicznej 46,1 Cena energii Cena PM zielonych, fioletowych, białych -174,6 Obowiązek PM zielonych, fioletowych, białych Obowiązek PM czerwonych i żółtych Pozostałe EBIT. 213 Dane finansowe IV kw. 213 [mln zł] EBIT bridge IV kw. 213 [mln zł] ,4-35,4 +17,1% 72,2-42,2 7,4-29, IV kw. 212 IV kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 4 2 EBIT IV kw. 212 Wolumen sprzedaży energii detalicznej Cena energii Cena PM zielonych, fioletowych, białych Obowiązek PM zielonych, fioletowych, białych Obowiązek PM czerwonych i żółtych Pozostałe EBIT IV kw

31 Segment Sprzedaż kluczowe elementy Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] w 212 roku Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] w 213 roku 9,9 3,4 11,7 Grupa A 4,7 1,1 Grupa A Grupa B 9,8 Grupa B 44,4 Grupa C2+C1+R+D 41, Grupa C2+C1+R+D Grupa G Grupa G 7, 12,4 Potrzeby własne oraz różnice bilansowe (w tym potrzeby własne TD) 5,8 1,4 Potrzeby własne oraz różnice bilansowe (w tym potrzeby własne TD) Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] w IV kw. 212 roku Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] w IV kw. 213 roku 2,5 1, 2,9 Grupa A 1,4 2,5 Grupa A Grupa B 2,5 Grupa B 11,3 Grupa C2+C1+R+D 1,5 Grupa C2+C1+R+D Grupa G Grupa G 1,8 3,1 Potrzeby własne oraz różnice bilansowe (w tym potrzeby własne TD) 1,4 2,8 Potrzeby własne oraz różnice bilansowe (w tym potrzeby własne TD) W Grupie A ujęto sprzedaż do klientów strategicznych TAURON PE S.A. 31

32 Segment Obsługa Klienta Dane finansowe 213 [mln zł] 493 mln zł EBIT bridge 213 [mln zł] +125,% Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT 212 Przychody CUW Koszty świadczonych usług Pozostałe przychody/koszty EBIT 213 Dane finansowe IV kw. 213 [mln zł] EBIT bridge IV kw. 213 [mln zł] ,6% IV kw. 212 IV kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT -3-5 EBIT IV kw Przychody CUW Koszty świadczonych usług Pozostałe przychody/koszty EBIT IV kw

33 Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej Energia elektryczna Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW-POEE 213 r. 214 r. (do ) 214/213 Cena PLN/MWh Wolumen GWh Cena PLN/MWh Wolumen GWh Cena % Wolumen % Forward BASE (Y+Q+M) 184, , ,7% +14,1% Forward PEAK (Y+Q+M) 24, , ,4% +14,7% Forward (średnia ważona) 186, , ,4% +14,2% SPOT (TGE) 153, , (Prognoza) 2 (Prognoza) +,7% +,4% Średnia ważona razem 183, , ,% +12,6% Uprawnienia do emisji CO 2 (EUA/t) Ankieta analityków rynku CO 2 * Cena (EUR/t) Rodzaj certyfikatu Prawa majątkowe (PLN/MWh) Ceny rynkowe (średnia w 214 r.) (do ) Opłata zastępcza i obowiązek za 214 r. Średnia w 213 r. 4,48 EUR/t OZE (zielony) 23,24 3,3 (13,%) Średnia w 214 r. 6, 8, EUR/t Kogeneracja węglowa (czerwony) Brak transakcji Nie ogł. (projekt: 23,2%) Średnia w 215 r. 8, 1, EUR/t Kogeneracja gazowa (żółty) Brak transakcji Nie ogł. (projekt: 3,9%) Prognozowana przez TAURON średnia cena EUA w 214 r. 6,5 8, EUR/t Metan (fioletowy) 59,64 63,26 (1,1%) * Źródła: Point Carbon, Societe Generale, TAURON 33

34 Notowania kontraktów BASE na 214 r zł/mwh BASE Y-14 Wolumen obrotu Notowania Średnia GWh , w tym Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 16, na TGE 156, poza TGE 169, Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 214 r.: 162,4 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 214 r: GWh 34

35 Notowania kontraktów BASE na 215 r. zł/mwh BASE Y-15 GWh Wolumen obrotu Notowania Średnia , w tym Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 161, na TGE 161, poza TGE 162, Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 215 r.: 163,46 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 215 r: GWh 35

36 Notowania kontraktów BASE na 216 r. 185 zł/mwh BASE Y-16 GWh Wolumen obrotu Notowania Średnia , w tym Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 169, na TGE 169, poza TGE 168, Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 216 r.: 169,34 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 216 r: GWh 36

37 Notowania akcji TAURON Polska Energia w 213 r WIG2 WIG Energia Tauron Wartosc obrotu w tys. zl Tauron

38 Pokrycie analityczne TAURON Instytucja Analityk Instytucja Analityk DB Securities Tomasz Krukowski Ipopema Securities Piotr Zielonka, Tomasz Ściesiek Dom Inwestycyjny mbanku Kamil Kliszcz Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald Dom Maklerski Banku Handlowego Piotr Dzięciołowski Renaissance Capital Vladimir Sklyar Dom Maklerski BZ WBK Paweł Puchalski Societe Generale Leszek Iwaszko Dom Maklerski PKO BP Stanisław Ozga UBS Investment Research Michał Potyra J.P. Morgan Cazenove Michał Kuzawiński Patrick Hummel Erste Group Petr Bartek Tomasz Walkowicz Espirito Santo Investment Poland Maria Mickiewicz UniCredit CAIB Flawiusz Pawluk Goldman Sachs Fred Barasi WOOD & Company Bram Buring HSBC Dmytro Konovalov DM IDMSA Andrzej Bernatowicz ING Securities Milena Olszewska 38