Wyniki finansowe Grupy TAURON. za I półrocze 2015 r. 20 sierpnia 2015 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe Grupy TAURON za I półrocze 2015 r. 20 sierpnia 2015 r.

2 Kluczowe parametry finansowe za I półrocze 2015 r. Wyniki Grupy TAURON za I półrocze 2015 r. [mln zł] Przychody ze sprzedaży (-0,5% r/r) EBITDA (-4,0% r/r) Zysk netto 720 (-1,8% r/r) CAPEX (41,6% r/r) Dług netto/ebitda 1,93x (wzrost o 0,25 r/r) Wyniki kluczowych segmentów za I półrocze 2015 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu EBITDA (158) EBIT (214) CAPEX

3 Kluczowe parametry finansowe za II kwartał 2015 r. Wyniki Grupy TAURON za II kwartał 2015 r. [mln zł] Przychody ze sprzedaży (2,1% r/r) EBITDA 894 (-1,4% r/r) Zysk netto 218 (-35,1% r/r) CAPEX 979 (43,0% r/r) Dług netto/ebitda 1,93x (wzrost o 0,25 r/r) Wyniki kluczowych segmentów za II kwartał 2015 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu EBITDA (114) EBIT (142) CAPEX

4 Podsumowanie kluczowych wydarzeń 16 stycznia Wyrażenie wstępnego zainteresowania nabyciem całości lub części aktywów KWK Brzeszcze 12 marca Wprowadzenie do obrotu na rynku Catalyst obligacji TAURON o łącznej wartości 1,75 mld zł 15 kwietnia 23 kwietnia Zawarcie umowy nabycia 10 proc. udziałów w PGE EJ 1 - spółce celowej powołanej do realizacji projektu budowy elektrowni jądrowej o mocy MW Decyzja ZWZ o podziale zysku za 2014 r. Dywidenda przypadająca na akcję: 0,15 zł. Łączna wartość dywidendy: 262,9 mln zł. Dywidenda została wypłacona 12 sierpnia 2015 r. 10 lipca Zawarcie aneksu do umowy z Bankiem Gospodarstwa Krajowego w sprawie podwyższenia wartości programu emisji obligacji o 700 mln zł. Aktualna łączna wartość programu: 1,7 mld zł 13 lipca 17 lipca Zawarcie umowy z Polskimi Inwestycjami Rozwojowymi w sprawie budowy bloku parowo-gazowego o mocy 413 MWe w Elektrowni Łagisza Podtrzymanie przez agencję ratingową Fitch ratingów TAURON: międzynarodowego długoterminowego ratingu w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie BBB z perspektywą stabilną międzynarodowego krótkoterminowego ratingu w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie F3 krajowego ratingu długoterminowego na poziomie A (pol)" z perspektywą stabilną krajowego ratingu niezabezpieczonego i niepodporządkowanego zadłużenia na poziomie A (pol)" 4 sierpnia Określenie warunków brzegowych ewentualnej transakcji nabycia KWK Brzeszcze 4

5 Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Sytuacja makroekonomiczna i rynkowa Wzrost PKB Polski* oraz indeks PMI dla przemysłu (średnia kwartalna) Wzrost produkcji sprzedanej przemysłu i zużycia energii elektrycznej (zmiana r/r)* 5% 4% 3% 2% 1% 0% 3,8% 2,3% 1,5% 0,5% 0,3% 1,3% 2,2% 2,8% 3,6% 3,4% 3,4% 3,5% 3,5% 3,7% 3,7% 3,9% % 5% 4% 3% 2% 1% 0% -1% -2% -3% -4% 4,7% 2,6% -0,3% -3,0% -2,0% 1,2% 5,0% 4,5% 4,9% 3,7% 1,8% 3,1% 5,3% 3,9% 4,9% 5,2% wzrost PKB PMI dla przemysłu prognoza wzrostu PKB wzrost produkcji sprzedanej prognoza wzrostu produkcji sprzedanej zmiana krajowego zużycia energii Ceny energii w rocznych kontraktach BASE Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Y , Y , Y , Y , Y , Średnie ceny sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym (wg URE): 2011 r.: 198,90 zł/mwh 2012 r.: 201,36 zł/mwh 2013 r.: 181,55 zł/mwh 2014 r.: 163,58 zł/mwh Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce [TWh] 5,8% 6,8% 1,7% 34,0% 51,8% +2,9% 77,2 79,5 +11,2% 4,44 4,94 +15,9% 5,24 6,08 1,33 +67,5% 2,22 26,25 +2,0% 26,78 39,99-1,2% 39,51 H H ,2% 7,6% 2,8% 33,7% 49,7% pozostałe odnawialne źródła energii el. cieplne gazowe el. cieplne na węgiel brunatny el. cieplne na węgiel kamienny * Źródło: GUS, IBnGR, PSE 5 5

6 Kluczowe dane operacyjne za I półrocze 2015 r. mln Mg 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] 2,19 2,29 0,584 0,2% 0,585 2,55 2,01 1,61 1,71 6,2% H H ,2% TWh Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] 7,84 7,29 0,91 4,4% 0,95 7,82 6,38 6,89 6,84 8,0% -12,5% H H PJ sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę produkcja węgla handlowego energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło TWh 25 Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] klienci Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] TWh ,88 24, H H ,0% 33 tys ,20 18,03 H H ,9 % dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 6

7 Kluczowe dane operacyjne za II kwartał 2015 r. mln Mg 1,5 1,0 Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] 1,18 1,15 0,30-6,7% 0,28 TWh 4,5 4,0 3,5 3,0 Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] 3,92 3,59-2,3% 0,43 0,44 PJ 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,5 0,5 0,0 1,30 0,88 0,87-1,1% Q Q ,04-20,0% 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 3,49 3,15 1,90 10,8% Q Q ,67-12,1% 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę produkcja węgla handlowego energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło TWh Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] klienci Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] TWh ,63 12, Q Q ,0% 33 tys ,54 8,58 Q Q ,5% dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 7

8 Podstawowe dane finansowe za I półrocze 2015 r. Przychody ze sprzedaży [mln zł] Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] ,2% ,7% H H ,5% H H ,5% energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody EBITDA H vs H [mln zł] ,2% 3% 3% 20% % 59% % 19% 1% 25% -3% EBITDA H raportowana EBITDA ZW Nowa i El. Blachownia EBITDA H porównywalna EBITDA H porównywalna Koszt umorzenia czerwonych i żółtych PM Korekta stanu zapasów i czynnych RMK EBITDA H raportowana -8% -2% EBITDA Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Poz. nieprzypisane 8

9 Podstawowe dane finansowe za II kwartał 2015 r. mln zł Przychody ze sprzedaży [mln zł] ,2% ,1% Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] mln zł Q Q ,5% Q Q ,3% 0 energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody EBITDA Q vs Q [mln zł] % 3% 2% % 68% % 1% 15% 21% -13% -3% EBITDA Q raportowana EBITDA ZW Nowa i El. Blachownia EBITDA Q porównywalna +15,0% EBITDA Q porównywalna Koszt umorzenia czerwonych i żółtych PM Korekta stanu zapasów i czynnych RMK 894 EBITDA Q raportowana -4,0% EBITDA Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Poz. nieprzypisane 9

10 EBITDA za I półrocze 2015 r. mln zł ,0% ,6% -29,1% 17,7% 38,5% 4,1% 12,1% - 20,8% EBITDA H Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBIT Amortyzacja Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża EBITDA EBITDA H Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w I półroczu 2015 r.: Wydobycie mniejsza produkcja węgla handlowego przy realizacji większego wolumenu sprzedaży, niższe ceny sprzedaży węgla handlowego, korekty z tytułu inwentaryzacji zapasów i rozliczeń międzyokresowych kosztów Wytwarzanie wyższa produkcja i sprzedaż energii elektrycznej, wyższe ceny sprzedaży energii, wyższa marża na obrocie energią, niższe koszty stałe Dystrybucja wyższy wolumen i średnia cena sprzedaży usługi dystrybucyjnej, wyższe koszty zakupu usług dystrybucyjnych / przesyłowych Sprzedaż wyższe koszty obowiązku umarzania praw majątkowych przy niższej cenie zakupu PM, zmiana struktury odbiorców skutkująca obniżeniem średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej 10

11 EBITDA za II kwartał 2015 r. mln zł ,4% ,9% -41,6 % 16,4% 43,9% 3,6% 7,3% - 20,2% EBITDA Q Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Pozycje EBIT Amortyzacja Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża EBITDA nieprzypisane EBITDA Q Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w II kwartale 2015 r.: Wydobycie mniejsza produkcja węgla handlowego, niższe ceny sprzedaży węgla handlowego, korekty z tytułu inwentaryzacji zapasów i rozliczeń międzyokresowych kosztów Wytwarzanie wyższa produkcja i sprzedaż energii elektrycznej, wyższe ceny sprzedaży energii, wyższa marża na obrocie energią, niższe koszty stałe Dystrybucja wyższy wolumen i cena sprzedaży usługi dystrybucyjnej, niższe koszty różnicy bilansowej, wyższe koszty przesyłu energii (wzrost wolumenu i stawki za usługi przesyłowe) Sprzedaż wyższe koszty obowiązku umarzania praw majątkowych, przy niższej cenie zakupu PM, zmiana struktury odbiorców skutkująca obniżeniem średniej ceny sprzedaży 11

12 Koszty stałe 66% Koszty stałe 65% Koszty zmienne 34% Koszty zmienne 35% Struktura kosztów rodzajowych w I półroczu 2015 r. -1,9% 100% % 1% mln zł Spadek kosztów w I półroczu 2015 r. dotyczy głównie: zużycia materiałów 90% 80% % 26% amortyzacji i odpisów aktualizacyjnych (wydzielenie ZW Nowa i El. Blachownia do spółki TAMEH) 70% % 7% kosztów świadczeń pracowniczych głównie efekt niższego stanu zatrudnienia 60% 50% 40% 30% 20% % 28% % 19% Struktura kosztów: w I półroczu 2015 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 35%, koszty stałe ok. 65% w I półroczu 2014 r.: koszty zmienne ok. 34%, koszty stałe ok. 66% 10% Przyczyną niewielkiej zmiany struktury kosztów są 0% 19% 18% H H głównie wyższe koszty zakupu usług przesyłowych oraz niższe koszty stałe Amortyzacja i odpisy aktualizujące RAT Usługi obce Koszty świadczeń pracowniczych Zużycie materiałów i energii Podatki i opłaty Pozostałe koszty rodzajowe 12

13 Koszty stałe 69% Koszty stałe 67% Koszty zmienne 31% Koszty zmienne 33% Struktura kosztów rodzajowych w II kwartale 2015 r. 100% 90% 80% -3,3% % 2% % 26% mln zł Spadek kosztów w II kwartale 2015 r. dotyczy głównie: zużycia materiałów (głównie niższe koszty paliw) amortyzacji i odpisów aktualizacyjnych (wydzielenie ZW Nowa i El. Blachownia do spółki TAMEH) 70% % 7% kosztów świadczeń pracowniczych głównie efekt niższego stanu zatrudnienia 60% 50% 40% 30% 20% % 29% % 18% Struktura kosztów: w II kwartale 2015 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 33%, koszty stałe ok. 67% w II kwartale 2014 r.: koszty zmienne ok. 31%, koszty stałe ok. 69% 10% 0% % 19% Q Q Przyczyną zmiany struktury kosztów są głównie wyższe koszty zakupu usług przesyłowych oraz niższe koszty stałe Amortyzacja i odpisy aktualizujące RAT Usługi obce Koszty świadczeń pracowniczych Zużycie materiałów i energii Podatki i opłaty Pozostałe koszty rodzajowe 13

14 Zadłużenie i finansowanie Zapadalność długu Grupy TAURON Dług netto/ebitda=1,93x III kw IV kw I kw II kw III kw IV kw obligacje kredyty, pożyczki i leasingi obligacje kredyty, pożyczki i leasingi Struktura zadłużenia finansowego Grupy TAURON [mln zł] % 54 1% 48 1% Kwoty dostępnego finansowania Grupy TAURON [mln zł] 300 9% 295 8% 100 3% zadłużenie finansowe (wartość nominalna zadłużenia z tytułu kredytów inwestycyjnych, pożyczek, leasingu oraz obligacji) na 30 czerwca 2015 r. wynosi mln zł średnioważona zapadalność długu wg stanu na 30 czerwca 2015 r. wynosi 55 miesięcy dług denominowany w EUR (emisja obligacji NSV) stanowi 8,95% długu ogółem Struktura długu ze względu na stopę oprocentowania: Instrument Kwota długu [mln zł] obligacje, w tym: Oprocentowanie Zabezpieczenie program bankowy zmienne IRS program bankowy 300 zmienne brak % obligacje kredyty z EBI pożyczki z NFOŚiGW/WFOSiGW leasingi obligacje program bankowy obligacje program BGK kredyt EBI cashpooling % program rynkowy zmienne brak program BGK 900 zmienne brak NSV 704 stałe CIRS kredyty z EBI stałe brak pożyczki 54 zmienne brak leasingi 48 zmienne brak 14

15 CAPEX status prac przy projektach Inwestycja Moc (MW e ) Moc (MW t ) Zaawansowanie prac (proc.) Planowany termin zakończenia Budowa bloku węglowego w Elektrowni Jaworzno III Budowa bloku parowo-gazowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola Budowa węglowego bloku kogeneracyjnego w ZW Tychy Elektrownia Jaworzno III budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 200 MW Elektrownia Łaziska budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 200 MW Budowa bloku parowo-gazowego w Elektrowni Łagisza Budowa poziomu 800 m w Zakładzie Górniczym Janina Budowa szybu Grzegorz w Zakładzie Górniczym Sobieski

16 CAPEX podział na segmenty Nakłady inwestycyjne wg segmentów [mln zł] 41,6% H H Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż i pozostałe Główne inwestycje zrealizowane w I półroczu 2015 r.: Wydobycie: budowa poziomu 800 m w ZG Janina (41 mln zł) zakup dodatkowego kompletu obudowy i wyposażenia dla ZG Janina (71 mln zł) Wytwarzanie: budowa instalacji do obniżenia emisji NOx (131 mln zł), budowa bloku 910 MW w El. Jaworzno (303 mln zł) budowa farmy wiatrowej Marszewo II etap (13 mln zł), modernizacja elektrowni wodnych (26 mln zł) budowa i modernizacja sieci ciepłowniczych (29 mln zł), odbudowa mocy w ZW Tychy (212 mln zł), wykonanie zasilania Magistrali Wschodniej oraz Południowej ze źródła Łagisza (19 mln zł), wykonanie zasilania Magistrali Zachodniej oraz Południowej ze źródła ELCHO (10 mln zł) Dystrybucja: budowa nowych przyłączy (229 mln zł) modernizacja i odtworzenie majątku sieciowego (396 mln zł) 16

17 Program poprawy efektywności Segment Oszczędności zrealizowane w latach H Oszczędności zaplanowane na lata Dystrybucja 388 mln zł 416 mln zł 93% Wytwarzanie (w tym OZE i Ciepło) 497 mln zł 420 mln zł 118% Wydobycie 32 mln zł 28 mln zł 114% % 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 farm wiatrowych Ograniczenie strat sprężonego powietrza Restrukturyzacja majątku 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 Pozostałe Segmenty 50 mln zł Restrukturyzacja zatrudnienia, ograniczenie kosztów usług obcych Razem 967 mln zł 864 mln zł 112% W latach 2013-H do programu dobrowolnych odejść (PDO) przystąpiło osób. W tym okresie rozwiązano umowę o pracę z osobami (razem osoby od początku uruchomienia PDO w 2010 r.). Oszczędności wynikające z ograniczenia zatrudnienia, pomniejszone o koszty poniesione na ich uzyskanie, ujęto w kwotach zaprezentowanych w poszczególnych segmentach Struktura oszczędności za lata i H1 2015: 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 17

18 Dziękujemy Q & A Biuro Relacji Inwestorskich : Marcin Lauer marcin.lauer@tauron.pl tel Paweł Gaworzyński pawel.gaworzynski@tauron.pl tel Magdalena Wilczek magdalena.wilczek@tauron.pl tel

19 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. 19

20 Segment Wydobycie Dane finansowe za I półrocze 2015 r. [mln zł] 24 EBIT bridge za I półrocze 2015 r. [mln zł] H H Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT H Wolumen sprzedaży węgla Cena sprzedaży węgla Koszt własny sprzedanego węgla Korekta stanu zapasów i czynnych RMK Pozostałe czynniki EBIT H Dane finansowe za II kw r. [mln zł] EBIT bridge za II kw r. [mln zł] , Q Q Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q Wolumen sprzedaży węgla Cena sprzedaży węgla Koszt własny sprzedanego węgla -86 Korekta stanu zapasów i czynnych RMK -6 Pozostałe czynniki -142 EBIT Q

21 Segment Wytwarzanie Dane finansowe za I półrocze 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za I półrocze 2015 r. [mln zł] ,5% H H Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT H TAMEH (ZW Nowa i El. Blachownia) Wolumen energii el. - elektrownie i elektrociepłownie Wolumen energii el. - farmy wiatrowe i el. wodne Cena sprzedaży energi Marża na obrocie energią el. Operacyjna rezerwa mocy Koszty stałe Pozostałe EBIT H Dane finansowe za II kw r. [mln zł] EBIT bridge za II kw r. [mln zł] Q Q Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q TAMEH (ZW Nowa i El. Blachownia) Wolumen energii el. - elektrownie i elektrociepłownie Wolumen energii el. - farmy wiatrowe i el. wodne Cena sprzedaży energi Jednostkowy koszt zm. wytw. Marża na obrocie energią el. Operacyjna rezerwa mocy Koszty stałe Pozostałe EBIT Q

22 Segment Dystrybucja Dane finansowe za I półrocze 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za I półrocze 2015 r. [mln zł] ,3% H H Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT H Cena Wolumen Koszt strat sieciowych - wskaźnik Koszt strat sieciowych - cena Zakup usług OSD/OSP Podatek od majątku sieciowego Amortyzacja Pozostałe czynniki EBIT H Dane finansowe za II kw r. [mln zł] EBIT bridge za II kw r. [mln zł] 20,6% Q Q Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q Cena Wolumen Koszt strat sieciowych - wskaźnik Koszt strat sieciowych - cena Zakup usług OSD/OSP Opłaty przyłącz. Podatek od majątku sieciowego Amortyzacja EBIT Q

23 Segment Dystrybucja wolumeny Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w I półroczu 2014 r. Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w I półroczu 2015 r Grupa A Grupa A Grupa B Grupa B Grupa C Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa C1+R+D Grupa G Grupa G Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w II kw r. Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w II kw r Grupa A Grupa A Grupa B Grupa C Grupa B Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa C1+R+D 631 Grupa G 638 Grupa G Dane dotyczą dystrybucji energii elektrycznej do odbiorców końcowych 23

24 Segment Sprzedaż Dane finansowe za I półrocze 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za I półrocze 2015 r. [mln zł] ,7% H H EBIT H Ceny energii elektrycznej Ceny PM Obowiązek PM Opłaty handlowe Pozostałe przychody/koszty EBIT H Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT Dane finansowe za II kw r. [mln zł] EBIT bridge za II kw r. [mln zł] ,0% Q Q Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q Ceny energii elektrycznej Ceny PM Obowiązek PM Opłaty handlowe Pozostałe przychody/koszty EBIT Q

25 Segment Sprzedaż wolumeny Sprzedaż energii elektrycznej detalicznej [GWh] w I półroczu 2014 r.* Sprzedaż energii elektrycznej detalicznej [GWh] w I półroczu 2015 r Grupa A Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Grupa G Sprzedaż pozostała** Sprzedaż pozostała** Sprzedaż energii elektrycznej detalicznej [GWh] w II kw r.* Sprzedaż energii elektrycznej detalicznej [GWh] w II kw r Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Sprzedaż pozostała** Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Sprzedaż pozostała** * Wielkości sprzedaży energii elektrycznej do klientów strategicznych TAURON Polska Energia S.A. ujęto w grupach A i B ** Potrzeby własne i różnice bilansowe spółek Grupy, różnice bilansowe do innych OSD, inne 25

26 Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej Energia elektryczna Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW-POEE 2014 r r. (do 27 lipca 2015 r.) 2015/2014 (do 27 lipca 2015 r.) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena % Wolumen % Forward BASE (Y+Q+M) 161, , ,2% +2,4% Forward PEAK (Y+Q+M) 184, , ,8% -12,3% Forward (średnia ważona) 163, , ,3% +1,1% SPOT (TGE) 179, ,09 (prognoza) ,9% +2,0% Średnia ważona razem 164, , ,3% +1,2% Uprawnienia do emisji CO 2 (EUA/t) Ankieta analityków rynku CO 2 * Cena (EUR/t) Rodzaj certyfikatu Prawa majątkowe (zł/mwh) Ceny rynkowe (średnia w 2015 r.) Opłata zastępcza i obowiązek za: 2014 r r. Średnia w 2014 r. 5,96 EUR/t OZE (PMOZE_A) (do 27 lipca 2015 r.) 132,58 303,03 (13,0%) 303,03 (14,0%) Średnia w 2015 r. 7,40 EUR/t Kogeneracja węglowa (PMEC-2014) 10,78 11,00 (23,2%) 11,00 (23,2%) Średnia w 2016 r. 9,20 EUR/t Kogeneracja gazowa (PMGM-2014) 107,59 110,00 (3,9%) 121,63 (4,9%) Prognozowana przez TAURON średnia cena EUA w 2015 r. 7,3 7,5 EUR/t Metan (PMMET-2014) 61,84 63,26 (1,1%) 63,26 (1,3%) * Źródła: Point Carbon, TAURON 26 26

27 Notowania kontraktów BASE na 2015 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 168, w tym na TGE poza TGE 168, , Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 2015 r.: 172,64 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 2015 r.: GWh 27

28 Notowania kontraktów BASE na 2016 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 169, w tym na TGE poza TGE 169, , Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 2016 r.: 173,67 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 2016 r.: GWh 28

29 Notowania kontraktów BASE na 2017 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 170, w tym na TGE poza TGE 169, , Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 2017 r.: 170,09 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 2017 r.: GWh 29

30 Pokrycie analityczne TAURON Instytucja Analityk Instytucja Analityk DB Securities Tomasz Krukowski BAML Denis Deruskhin Dom Maklerski 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 Bartłomiej Kubicki Dom Maklerski PKO BP J.P. Morgan Cazenove Stanisław Ozga Michał Kuzawiński UBS Investment Research Michał Potyra Patrick Hummel Tomasz Walkowicz Erste Group Tomasz Duda Pekao Investment Banking Łukasz Jakubowski Goldman Sachs Fred Barasi WOOD & Company Bram Buring HSBC Dmytro Konovalov Dom Maklerski BOŚ Michał Stalmach ING Securities Maria Mickiewicz 30

31 Dziękujemy za uwagę 31