Wyniki finansowe Grupy TAURON. za III kwartał 2015 r. 12 listopada 2015 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe Grupy TAURON za III kwartał 215 r. 12 listopada 215 r.

2 Kluczowe parametry finansowe za I-III kwartały 215 r. Wyniki Grupy TAURON za I-III kw. 215 r. [mln zł] Przychody ze sprzedaży (-,6% r/r) EBITDA (-2,9% r/r) Zysk netto 1 79 (2,5% r/r) CAPEX (38,2% r/r) Dług netto/ebitda 1,97x (wzrost o,24 r/r) Wyniki kluczowych segmentów za I-III kw. 215 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu EBITDA (23) EBIT (18) CAPEX

3 Kluczowe parametry finansowe za III kwartał 215 r. Wyniki Grupy TAURON za III kwartał 215 r. [mln zł] Przychody ze sprzedaży (-,8% r/r) EBITDA 933 (1,4% r/r) Zysk netto 359 (12,4% r/r) CAPEX 1 8 (32,6% r/r) Dług netto/ebitda 1,97x (wzrost o,24 r/r) Wyniki kluczowych segmentów za III kwartał 215 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu EBITDA EBIT (51) 17 CAPEX

4 Podsumowanie kluczowych wydarzeń 1 lipca 13 lipca Zawarcie aneksu do umowy z Bankiem Gospodarstwa Krajowego w sprawie podwyższenia wartości programu emisji obligacji o 7 mln zł. Aktualna łączna wartość programu: 1,7 mld zł Zawarcie umowy z Polskimi Inwestycjami Rozwojowymi w sprawie budowy bloku parowo-gazowego o mocy 413 MW e w Elektrowni Łagisza 17 lipca Podtrzymanie przez agencję ratingową Fitch ratingów TAURON na poziomie BBB z perspektywą stabilną 12 sierpnia Wypłata dywidendy w wysokości 262,9 mln zł. Na jedną akcję przypadło,15 zł 1 i 1 października Powołanie do zarządu Jerzego Kurelli, Michała Gramatyki, Henryka Borczyka, Anny Striżyk i Piotra Kołodzieja 13 października Zwołanie NWZ w sprawie emisji 8 mln nowych akcji o wartości 4 mln zł 19 października Zawarcie przedwstępnej warunkowej umowy nabycia części aktywów KWK Brzeszcze 27 października 9 listopada Podtrzymanie przez agencję ratingową Fitch ratingów TAURON na poziomie BBB i zmiana perspektywy ze stabilnej na negatywną NWZ podjęło uchwałę w sprawie zarządzenia przerwy w obradach Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia do 23 listopada 215 r. 4

5 Q1 212 Q2 212 Q3 212 Q4 212 Q1 213 Q2 213 Q3 213 Q4 213 Q1 214 Q2 214 Q3 214 Q4 214 Q1 215 Q2 215 Q3 215 Q4 215 Q1 212 Q2 212 Q3 212 Q4 212 Q1 213 Q2 213 Q3 213 Q4 213 Q1 214 Q2 214 Q3 214 Q4 214 Q1 215 Q2 215 Q3 215 Q4 215 Sytuacja makroekonomiczna i rynkowa 5% 4% 3% 2% 1% % 3,8% 2,3% Wzrost PKB Polski* oraz indeks PMI dla przemysłu (średnia kwartalna) 1,5%,5%,3% 1,3% 2,2% 2,8% 3,6% 3,4% 3,4% 3,5% 3,4% 3,6% 3,3% 3,4% % 5% 4% 3% 2% 1% % -1% -2% -3% -4% 4,7% 2,6% Wzrost produkcji sprzedanej przemysłu i zużycia energii elektrycznej (zmiana r/r)* -,3% -3,% -2,% 1,2% 5,% 4,5% 4,9% 3,7% 1,8% 3,1% 5,3% 3,9% 4,3% 4,9% 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] * Źródło: GUS, IBnGR, PSE Wolumen [GWh] Y , Y-14 16, Y , Y , Y , Y , Średnie ceny sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym (wg URE): 211 r.: 198,9 zł/mwh 212 r.: 21,36 zł/mwh 213 r.: 181,55 zł/mwh 214 r.: 163,58 zł/mwh Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce [TWh] 5,6% 6,2% 1,7% 35,3% 51,2% +3,5% 115,1 119,1 +9,8% 7,5 6,42 7,17 +16,7% 8,37 1,96 +45,6% 2,85 4,57 -,4% 4,42 58,95 +2,4% 6,37 Q1-Q3 214 Q1-Q ,9% 7,% 2,4% 34,% 5,7% el. przemysłowe odnawialne źródła energii el. cieplne gazowe el. cieplne na węgiel brunatny el. cieplne na węgiel kamienny 5

6 Kluczowe dane operacyjne za I-III kwartały 215 r. mln Mg 4,5 4, 3,5 3, Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] 3,53 3,66 1, -3,%,97 TWh Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] 12,38 11,27 1,17-12,% 1,33 PJ , , 1,5 1,,5, 3,99 2,53 2,69 6,3% Q1-Q3 214 Q1-Q ,45-13,5% ,21 9,94 8,78 12,8% Q1-Q3 214 Q1-Q ,59-13,6% 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 ,74 36, Q1-Q3 214 Q1-Q ,7% 35 tys ,78 26,46 Q1-Q3 214 Q1-Q ,2 % dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 6

7 Kluczowe dane operacyjne za III kwartał 215 r. mln Mg 2, Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] 5 TWh Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] 4,54 PJ 5 1,5 1,35 1,37 4 3,98,42-47,6%,22 4 1,,5-9,5%,42,38 1,44 1,44,93, ,56 4, , 6,5%,% Q3 214 Q3 215,95 21,3%,75 Q3 214 Q ,1% sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę produkcja węgla handlowego energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło TWh 14 Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] klienci 5 45 Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] TWh ,86 12, Q3 214 Q ,% 35 tys ,58 8,44 Q3 214 Q ,6% dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 7

8 Podstawowe dane finansowe za I-III kwartały 215 r. Przychody ze sprzedaży [mln zł] Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] ,7% ,4% Q1-Q3 Q Q1-Q3 Q ,4% Q1-Q3 214 Q1-Q ,7% 4 2 energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody EBITDA Q1-Q3 215 vs Q1-Q3 214 [mln zł] % 4% -12 3,5% -14 3% 16% % % 18% 3% 2% -3% -1% -3% EBITDA EBITDA ZW EBITDA EBITDA Koszt umorzenia Korekta stanu Koszty Rozwiązanie EBITDA Q1-Q3 214 Nowa Q1-Q3 214 Q1-Q3 215 czerwonych i zapasów i odstawienia rezerwy Q1-Q3 215 raportowana i El. Blachownia porównywalna porównywalna żółtych PM czynnych RMK ściany aktuarialnej raportowana EBITDA Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Poz. nieprzypisane 8

9 Podstawowe dane finansowe za III kwartał 215 r. mln zł Przychody ze sprzedaży [mln zł] ,4% ,9% Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] mln zł Q3 214 Q ,3% Q3 214 Q ,6% energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody EBITDA Q3 215 vs Q3 214 [mln zł] % 5% 13% -2-4,4% % 64% % 2-2 6% 15% EBITDA Q3 214 raportowana 1% 14% -3% -5% EBITDA ZW Nowa i El. Blachownia EBITDA Q3 214 porównywalna EBITDA Q3 215 porównywalna Koszt odstawienia ściany Rozwiązanie rezerwy aktuarialnej EBITDA Q3 215 raportowana EBITDA Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Poz. nieprzypisane 9

10 EBITDA za I-III kwartały 215 r. mln zł ,9% ,3% -2,7% 14,4% 38,4% 3,8% 14, % - 2,8% EBITDA Q1-Q3 214 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBIT Amortyzacja i odpisy Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża EBITDA EBITDA Q1-Q3 215 Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w okresie I-III kwartałów 215 r.: Wydobycie mniejsza produkcja węgla handlowego przy realizacji większego wolumenu sprzedaży, niższe ceny sprzedaży węgla handlowego, korekty z tytułu inwentaryzacji zapasów, rozliczeń międzyokresowych kosztów, odstawienia ściany, rozwiązanie rezerwy aktuarialnej Wytwarzanie wyższa produkcja i sprzedaż energii elektrycznej, wyższe ceny sprzedaży energii, wyższa marża na obrocie energią, niższe koszty stałe, niższe przychody z Operacyjnej Rezerwy Mocy, wyższe koszty CO 2 Dystrybucja wyższy wolumen i średnia cena sprzedaży usługi dystrybucyjnej, wyższa stawka opłaty przejściowej i jakościowej OSP, wzrost kosztów amortyzacji i podatku od majątku sieciowego, rezerwa na PDO Sprzedaż wyższe koszty obowiązku umarzania praw majątkowych przy niższej cenie zakupu praw majątkowych, zmiana struktury odbiorców skutkująca obniżeniem średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej 1

11 EBITDA za III kwartał 215 r. mln zł ,4% 933 2,9% 4,5 % 8,4% 38,1% 3,1% 18,6% - 21,3% EBITDA Q3 214 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBIT Amortyzacja i odpisy Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża EBITDA EBITDA Q3 215 Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w III kwartale 215 r.: Wydobycie rozwiązanie rezerwy aktuarialnej, niższe koszty stałe, rozliczenie kosztu odstawienia ściany, niższe ceny sprzedaży węgla handlowego Wytwarzanie wyższa produkcja i sprzedaż energii elektrycznej, niższe koszty stałe, wyższa marża na obrocie energią, wyższe koszty CO 2, niższe przychody z Operacyjnej Rezerwy Mocy, Dystrybucja wyższy wolumen i cena sprzedaży usługi dystrybucyjnej, wyższa stawka opłaty przejściowej i jakościowej OSP, wzrost kosztów amortyzacji i podatku od majątku sieciowego, rezerwa na PDO Sprzedaż wyższe koszty obowiązku umarzania praw majątkowych przy niższej cenie zakupu praw majątkowych, zmiana struktury odbiorców skutkująca obniżeniem średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej 11

12 Koszty stałe 66% Koszty stałe 64% Koszty zmienne 34% Koszty zmienne 36% Struktura kosztów rodzajowych w I-III kwartałach 215 r. -1,9% 1% 9% 8% 7% 6% % 2% % 25% % 8% mln zł Spadek kosztów w okresie I-III kwartałów 215 r. dotyczy głównie: zużycia materiałów kosztów świadczeń pracowniczych głównie efekt niższego stanu zatrudnienia amortyzacji i odpisów aktualizacyjnych (zaprzestanie amortyzacji farm wiatrowych przeznaczonych do sprzedaży) 5% 27% 28% Struktura kosztów: 4% w I-III kw. 215 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 36%, koszty stałe ok. 64% 3% 2% 1% % 19% % 18% w I-III kw. 214 r.: koszty zmienne ok. 34%, koszty stałe ok. 66% Przyczyną niewielkiej zmiany struktury kosztów są głównie wyższe koszty zakupu usług przesyłowych oraz niższe koszty stałe % Q1-Q3 214 Q1-Q3 215 Amortyzacja i odpisy aktualizujące RAT Usługi obce Koszty świadczeń pracowniczych Zużycie materiałów i energii Podatki i opłaty Pozostałe koszty rodzajowe 12

13 Koszty stałe 67% Koszty stałe 63% Koszty zmienne 33% Koszty zmienne 37% Struktura kosztów rodzajowych w III kwartale 215 r. 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% -1,9% % 2% % 23% % 9% % 29% % 18% mln zł Spadek kosztów w III kwartale 215 r. dotyczy głównie: zużycia materiałów (głównie niższe koszty paliw) kosztów świadczeń pracowniczych głównie efekt niższego stanu zatrudnienia Struktura kosztów: w III kwartale 215 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 37%, koszty stałe ok. 63% w III kwartale 214 r.: koszty zmienne ok. 33%, koszty stałe ok. 67% Przyczyną zmiany struktury kosztów są głównie wyższe koszty zakupu usług przesyłowych oraz niższe koszty stałe 1% % % 19% Q3 214 Q3 215 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=1,97x Q Q1 216 Q2 216 Q Q4 216 obligacje kredyty, pożyczki i leasingi obligacje kredyty, pożyczki i leasingi Struktura zadłużenia finansowego Grupy TAURON [mln zł] % 52 1% 45 >% Kwoty dostępnego finansowania Grupy TAURON [mln zł] 4 11% 3 9% zadłużenie finansowe (wartość nominalna zadłużenia z tytułu kredytów inwestycyjnych, pożyczek, leasingu oraz obligacji) na 3 września 215 roku wynosi mln zł średnioważona zapadalność długu wg stanu na 3 września 215 roku wynosi 52 miesięcy dług denominowany w EUR (emisja obligacji NSV) stanowi 8,74% długu ogółem Struktura długu ze względu na stopę oprocentowania: Instrument Kwota długu [mln zł] obligacje, w tym: Oprocentowanie Zabezpieczenie program bankowy 3 zmienne IRS program bankowy 3 zmienne brak % % program rynkowy 1 75 zmienne brak program BGK 9 zmienne brak NSV 712 stałe CIRS obligacje kredyty z EBI pożyczki z NFOŚiGW/WFOSiGW leasingi obligacje program bankowy cashpooling obligacje program BGK kredyty EBI stałe brak pożyczki 52 zmienne brak leasingi 45 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 2 MW Elektrownia Łaziska budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 2 MW Budowa bloku parowo-gazowego w Elektrowni Łagisza Budowa poziomu 8 m w Zakładzie Górniczym Janina Budowa szybu Grzegorz w Zakładzie Górniczym Sobieski

16 CAPEX podział na segmenty Nakłady inwestycyjne wg segmentów [mln zł] ,2% Q1-Q3 214 Q1-Q3 215 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż i pozostałe Główne inwestycje zrealizowane w I-III kw. 215 r.: Wydobycie: budowa poziomu 8 m w ZG Janina (52 mln zł) zakup dodatkowego kompletu obudowy i wyposażenia dla ZG Janina (71 mln zł) Wytwarzanie: budowa bloku 91 MW w Elektrowni Jaworzno III (44 mln zł), budowa instalacji do obniżenia emisji NOx (184 mln zł), budowa farmy wiatrowej Marszewo II etap (57 mln zł), modernizacja elektrowni wodnych (35 mln zł) odbudowa mocy w ZW Tychy (31 mln zł), budowa i modernizacja sieci ciepłowniczych (43 mln zł), wykonanie zasilania Magistrali Wschodniej oraz Południowej ze źródła Łagisza (52 mln zł), wykonanie zasilania Magistrali Zachodniej oraz Południowej ze źródła ELCHO (2 mln zł) Dystrybucja: budowa nowych przyłączy (372 mln zł) modernizacja i odtworzenie majątku sieciowego (611 mln zł) 16

17 Program poprawy efektywności Segment Oszczędności zrealizowane w latach 213- I-IIIQ 215 Oszczędności zaplanowane na lata Dystrybucja 433 mln zł 416 mln zł 14% Wytwarzanie (w tym OZE i Ciepło) 567 mln zł 42 mln zł 135% Wydobycie 33 mln zł 28 mln zł 118% % 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 57 mln zł Restrukturyzacja zatrudnienia, ograniczenie kosztów usług obcych Razem 1 9 mln zł 864 mln zł 126% W okresie od początku 213 r. do końca III kwartału 215 r. do programu dobrowolnych odejść (PDO) przystąpiło 1 26 osób. W tym okresie rozwiązano umowę o pracę z 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 Struktura oszczędności za lata i I-III kw. 215 r.: 59% przypada na restrukturyzację zatrudnienia, 41% przypada na pozostałe inicjatywy 17

18 Podstawowe dane KWK Brzeszcze Profil działalności: KWK Brzeszcze jest kopalnią węgla kamiennego zlokalizowaną na obszarze województw śląskiego i małopolskiego w gminach: Brzeszcze, Oświęcim i Miedźna KWK Brzeszcze funkcjonowała jako oddział Kompanii Węglowej S.A. do 5 maja 215 r., kiedy została nieodpłatnie przekazana Spółce Restrukturyzacji Kopalń. Aktualnie kopalnia funkcjonuje jako oddział SRK z siedzibą w Brzeszczach Kopalnia wydobywa głównie miały energetyczne i metan Na dzień 31 maja 215 r. kopalnia zatrudniała 2 69 pracowników Na dzień 31 października 215 r. poziom zatrudnienia w KWK Brzeszcze wyniósł osób, w tym: osób zatrudnionych pod ziemią (73,1% ogółu) Śląskie Małopolskie Oświęcim Miedźna Brzeszcze 18

19 Zasoby KWK Brzeszcze Zasoby operatywne KWK Brzeszcze wynoszą 63,5 mln ton Zasoby węgla KWK Brzeszcze prowadzi wydobycie w ramach obszaru górniczego Brzeszcze II, który został utworzony koncesją nr 12/24 nadaną do 24 r. Powierzchnia obszaru górniczego wynosi 26,9 km 2 Złoże zostało udokumentowane do głębokości zalegania pokładu 51 Stan zasobów operatywnych złoża wynosi 63,5 mln ton (dane na 31 grudnia 214 r.) Wobec przyjętej średniorocznej produkcji na poziomie około 1,8 mln ton, okres życia kopalni wynosi około 34 lata Zasoby metanu Zasoby bilansowe metanu w złożu wynoszą mln m 3 Efektywność odmetanowania pokładów węgla w KWK Brzeszcze kształtuje się na poziomie od 3 do 43% Węgiel w złożu Brzeszcze należy do węgli humusowych. Pod względem jakościowym są to węgle energetyczne o wysokiej jakości Zasoby węgla KWK Brzeszcze [mln ton] na r. mln ton ,8 63% zasobów operatywnych to pokłady o najlepszych parametrach jakościowych 18,2 63,5 Zasoby bilansowe Zasoby przemysłowe Zasoby operatywne* Zasoby metanu KWK Brzeszcze [mln m 3 ] na r. mln m Zasoby przemysłowe Zasoby nieprzemysłowe *przy czym zasoby operatywne powinny zostać pomniejszone o wydobycie w 215 roku 19

20 Założenia operacyjne Plan produkcji dla KWK Brzeszcze zakłada docelowy poziom wydobycia wynoszący ok. 1,8 mln ton węgla rocznie oraz zwiększenie udziału sortymentów grubych i średnich produkowanego węgla Produkcja węgla W oparciu o harmonogram biegu ścian docelowy poziom wydobycia węgla netto dla KWK Brzeszcze wynosi ok. 1,8 mln ton rocznie Plan produkcyjny węgla handlowego opiera się na założeniach dotyczących postępu ścian, czasów przezbrajania oraz wskaźnika zanieczyszczenia wynoszącego średnio ok. 26% W celu poprawy jakości węgla handlowego uzyskiwanego przez kopalnię, prognoza uwzględnia wdrożenie programu zwiększenia uzysku grubych sortymentów węgla o niskiej zawartości siarki Prognozowana struktura produkcji zakłada wysoki udział węgla z pokładu 51, co wpłynie na poprawę kaloryczności produkowanych miałów, które powinny osiągnąć kaloryczność przekraczającą 21 tys. kj/kg Sortymentowa struktura produkcji węgla w 216 r. [%] prognoza 73% 1% 17% Sortymenty grube Sortymenty średnie Miał energetyczny 2

21 Nakłady inwestycyjne Nakłady inwestycyjne kopalni Nowe Brzeszcze (z wyłączeniem nakładów na wyrobiska ruchowe) w latach [mln zł] mln zł , Nakłady obejmują: zakup maszyn i urządzeń rozbudowę wentylacji [mln PLN] rozbudowę infrastruktury 21

22 Optymalizacja infrastruktury podziemnej Nowe Brzeszcze Grupa TAURON nabędzie w ramach zorganizowanej części przedsiębiorstwa część kopalni Brzeszcze. Pozostała część, przeznaczona do likwidacji, pozostanie w strukturach SRK Przebudowa wyrobisk dla poprawy warunków wentylacyjnych wynika z konieczności rozpoczęcia realizacji planów restrukturyzacyjnych polegających na wyłączeniu z ruchu i likwidacji zbędnych technicznie i ekonomicznie rejonów, wyrobisk i szybów Na podstawie przeprowadzonych analiz dla poprawy bezpieczeństwa wyrobisk kopalni Brzeszcze przeznaczonych do dalszego ruchu, konieczne jest wyłączenie z ruchu likwidowanych wyrobisk celem zminimalizowania zagrożenia metanowego i pożarowego w części zakładu górniczego przeznaczonej do dalszego funkcjonowania oraz likwidacja wąskich gardeł na drodze odprowadzenia powietrza Szyb Andrzej III Szyb Andrzej IV Szyb Andrzej VI Realizacja likwidacji wąskich gardeł polegać będzie na przebudowie wyrobisk do gabarytów zapewniających odpowiednie parametry wentylacyjne Zgodnie z umową przedwstępną SRK i RSG ustaliły, że ze względu na konieczność prawidłowego i bezkolizyjnego prowadzenia działalności określą, nie później niż do dnia zawarcia umowy przyrzeczonej, zasady współpracy, w szczególności zasady świadczenia usług wzajemnych w zakresie wentylacji zakładu górniczego w Brzeszczach. Umowa będzie obowiązywała do 31 grudnia 218 r. Uproszczony schemat podziału KWK Brzeszcze wraz ze wskazaniem szybów przeznaczonych do likwidacji 22

23 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

24 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. 24

25 Segment Wydobycie Dane finansowe za I-III kw. 215 r. [mln zł] EBIT bridge za I-III kw. 215 r. [mln zł] Q1-Q3 214 Q1-Q3 215 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q1-Q3 214 Wolumen sprzedaży węgla Cena sprzedaży węgla Koszt własny sprzedanego węgla -117 Korekta stanu zapasów, czynnych RMK, odstawienie ściany Rozwiązanie rezerw aktuarialnych Pozostałe czynniki EBIT Q1-Q3 215 Dane finansowe za III kw. 215 r. [mln zł] EBIT bridge za III kw. 215 r. [mln zł] ,2% Q3 214 Q3 215 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q3 214 Wolumen sprzedaży węgla Cena sprzedaży węgla Koszt własny sprzedanego węgla -32 Koszty odstawienia ściany Rozwiązanie rezerwy aktuarialnej Pozostałe czynniki EBIT Q

26 Segment Wytwarzanie Dane finansowe za I-III kw. 215 r. [mln zł] EBIT bridge za I-III kw. 215 r. [mln zł] Q1-Q3 214 Q1-Q3 215 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q1-Q TAMEH (ZW Nowa i El. Blachownia) Wolumen energii el. - elektrownie i elektrociepłownie Cena sprzedaży energii Marża na obrocie energią el. Operacyjna rezerwa mocy Koszty CO2 Koszty stałe Pozostałe EBIT Q1-Q3 215 Dane finansowe za III kw. 215 r. [mln zł] EBIT bridge za III kw. 215 r. [mln zł] Q3 214 Q Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q3 214 TAMEH (ZW Nowa i El. Blachownia) Wolumen energii el. - elektrownie i elektrociepłownie Wolumen energii el. - farmy wiatrowe i el. wodne Jednostkowy koszt zm. wytw. Marża na obrocie energią el. Operacyjna rezerwa mocy Koszty CO2 Koszty stałe Pozostałe EBIT Q

27 Segment Dystrybucja Dane finansowe za I-III kw. 215 r. [mln zł] EBIT bridge za I-III kw. 215 r. [mln zł] 3,4% Q1-Q3 214 Q1-Q3 215 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q1-Q3 214 Cena Wolumen Koszt strat sieciowych - cena Zakup usług OSD/OSP Rezerwa PDO i wzrost k. usług pomiarowych Podatek od majątku sieciowego Amortyzacja od majątku sieciowego Pozostałe czynniki EBIT Q1-Q3 215 Dane finansowe za III kw. 215 r. [mln zł] EBIT bridge za III kw. 215 r. [mln zł] -6,1% Q3 214 Q3 215 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q3 214 Cena Wolumen Koszt strat sieciowych - cena Zakup usług OSD/OSP Rezerwa PDO Amortyzacja od majątku sieciowego Pozostała dz. operacyjna EBIT Q

28 Segment Dystrybucja wolumeny Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w I-III kw. 214 r. Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w I-III kw.215 r Grupa A Grupa A Grupa B Grupa B Grupa C Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa C1+R+D Grupa G 2 32 Grupa G Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w III kw. 214 r. Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w III kw. 215 r Grupa A Grupa A Grupa B Grupa C Grupa B Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa C1+R+D 654 Grupa G 669 Grupa G Dane dotyczą dystrybucji energii elektrycznej do odbiorców końcowych 28

29 Segment Sprzedaż Dane finansowe za I-III kw. 215 r. [mln zł] mln zł 6 EBIT bridge za I-III kw. 215 r. [mln zł] ,3% Q1-Q3 214 Q1-Q3 215 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q1-Q3 214 Ceny energii elektrycznej Ceny PM Obowiązek PM Opłaty handlowe Pozostałe przychody/koszty EBIT Q1-Q3 215 Dane finansowe za III kw. 215 r. [mln zł] EBIT bridge za III kw. 215 r. [mln zł] 8,3% Q3 214 Q3 215 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q3 214 Ceny energii elektrycznej Ceny PM Obowiązek PM Opłaty handlowe Pozostałe przychody/koszty EBIT Q

30 Segment Sprzedaż wolumeny Sprzedaż energii elektrycznej detalicznej [GWh] w I-III kw. 214 r.* Sprzedaż energii elektrycznej detalicznej [GWh] w I-III kw. 215 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 III kw. 214 r.* Sprzedaż energii elektrycznej detalicznej [GWh] w III kw. 215 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 3

31 Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej Energia elektryczna Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW-POEE 214 r. 215 r. (do 26 października 215 r.) 215/214 (do 26 października 215 r.) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena % Wolumen % Forward BASE (Y+Q+M) 161, , ,% +6,1% Forward PEAK (Y+Q+M) 184, , ,1% -7,6% Forward (średnia ważona) 163, , ,1% +4,9% SPOT (TGE) 179, ,35 (prognoza) ,4% +2,% Średnia ważona razem 164, , ,4% +4,6% 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 215 r.) Opłata zastępcza i obowiązek za: 214 r. 215 r. Średnia w 214 r. 5,96 EUR/t OZE (PMOZE_A) (do r.) 125,33 33,3 (13,%) 33,3 (14,%) Średnia w 215 r. 7,6 EUR/t Kogeneracja węglowa (PMEC-215) 1,65 11, (23,2%) 11, (23,2%) Średnia w 216 r. 1,8 EUR/t Kogeneracja gazowa (PMGM-215) 116,6 11, (3,9%) 121,63 (4,9%) Prognozowana przez TAURON średnia cena EUA w 215 r. 7,7 7,9 EUR/t Metan (PMMET-215) 61,49 63,26 (1,1%) 63,26 (1,3%) * Źródła: Point Carbon, TAURON 31

32 Notowania kontraktów BASE na 215 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 168, w tym na TGE 168, poza TGE 167, Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 215 r.: 172,64 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 215 r.: GWh 32

33 Notowania kontraktów BASE na 216 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 169, w tym na TGE 166, poza TGE 178, Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 216 r.: 17,97 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 216 r.: GWh 33

34 Notowania kontraktów BASE na 217 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 164, w tym na TGE 162, poza TGE 165, Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 217 r.: 165,16 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 217 r.: GWh 34

35 Notowania kontraktów BASE na 218 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 166, w tym na TGE 158,68 15 poza TGE 176,25 88 Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 218 r.: 167,59 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 218 r.: 196 GWh 35

36 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 36

37 Dziękujemy za uwagę 37