Wyniki finansowe Grupy TAURON. za 2016 r. 16 marca 2017 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe Grupy TAURON za 216 r. 16 marca 217 r.

2 2 z 4 2

3 * przynależny akcjonariuszom jednostki dominującej 3 z 4 3

4 29 stycznia 9 marca 22 marca EC Stalowa Wola odstępuje od umowy z Abener Energia generalnym wykonawcą bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli. Przyczyny odstąpienia: naruszenie harmonogramu i istotnych warunków technicznych kontraktu Przyjęcie Programu poprawy efektywności na lata o łącznej, planowanej wartości 1,3 mld zł. Realizacja Programu pozwoli na zwiększenie EBITDA Grupy o około 4 mln zł w 218 r. (trwały, powtarzalny efekt na tym poziomie w kolejnych latach) Podpisanie porozumień z obligatariuszami, na mocy których podwyższono dopuszczalną wysokość wskaźnika (dług netto/ebitda) z 3,x do 3,5x 25 kwietnia Przyjęcie przez Zarząd nowego Modelu Biznesowego Grupy TAURON 26 lipca 14 lutego 217 r. Podjęcie decyzji o utworzeniu odpisów z tytułu utraty wartości aktywów wiatrowych i konwencjonalnych na łączną kwotę netto ponad 735 mln zł 28 lipca Odstąpienie od realizacji projektu budowy bloku gazowo-parowego w Elektrowni Blachownia 2 września Przyjęcie Strategii Grupy TAURON na lata Wstrzymanie realizacji projektu budowy bloku gazowo-parowego w Elektrowni Łagisza 27 października Zawarcie porozumień w sprawie warunków dalszej realizacji projektu Budowa bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli 14 listopada 16 grudnia Potwierdzenie przez agencję ratingową Fitch długoterminowego ratingu spółki w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie BBB" oraz zmiana perspektywy ratingu z negatywnej na stabilną Emisja obligacji hybrydowych o wartości 19 mln euro, objętych przez Europejski Bank Inwestycyjny w ramach tzw. planu Junckera. Dzięki emisji wskaźnik długu netto/ebitda uległ obniżeniu z 2,6x (koniec września 216 r.) do 2,3x (na koniec grudnia 216 r.) 28 lutego 217 r. Wypowiedzenie umów długoterminowych na zakup zielonych certyfikatów przez TAURON Sprzedaż 1 marca 217 r. Podpisanie aneksu z konsorcjum RAFAKO-MOSTOSTAL WARSZAWA do umowy na budowę bloku o mocy 91 MW w Elektrowni Jaworzno III wydłużenie terminu realizacji bloku o 8 miesięcy, wzrost wartości umowy o 71 mln zł 4 z 44

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 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 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 216 Q2 216 Q3 216 Q % 4% 3% 2% 1% % 3,7% 2,2% 1,3% Wzrost PKB Polski* oraz indeks PMI dla przemysłu (średnia kwartalna)**,5%,%,% 1,8% 2,6% 3,3% 3,3%3,3%3,3% 3,6% 3,1% 3,4% 4,3% 3,% 3,1% 2,9% 2,5% 2,7% % 6% 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% 6,% 3,% 5,7% 2,5% 1,5% wzrost produkcji sprzedanej zmiana krajowego zużycia energii wzrost PKB PMI dla przemysłu prognoza wzrostu PKB Ceny energii w rocznych kontraktach BASE Średnia cena [zł/mwh] Średnie ceny sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym (wg URE): 212 r.: 21,36 zł/mwh 213 r.: 181,55 zł/mwh 214 r.: 163,58 zł/mwh 215 r.: 169,99 zł/mwh 216 r.: 169,53 zł/mwh* estymacja Źródło: * GUS ** Bankier.pl ***PSE Wolumen [GWh] Y , Y-14 16, Y , Y , Y-17 16, Y , Y , Y-2 17, Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce*** [TWh] 6,% 7,6% 2,6% 33,1% 5,6% 161,8,5% 162,2 +3,8% 9,76 1,13 12,38 +14,5% 14,17 4,19 +37,8% 5,78 53,56-4,4% 51,2 -,7% 81,88 81, ,2% 8,7% 3,6% 31,5% 5,% el. przemysłowe odnawialne źródła energii el. cieplne gazowe el. cieplne na węgiel brunatny el. cieplne na węgiel kamienny 5 z 4 5

6 EBITDA Wzrost Spadek 6 z 4 6

7 z 4 7

8 ,2% -,3% * wartość przychodów Segmentu Pozostałe bez wyłączeń 8 z 4 8

9 5% 6% * wartość przychodów Segmentu Pozostałe bez wyłączeń 9 z 4 9

10 1 z 1 4

11 11 z 11 4

12 Przychody ze sprzedaży EBITDA NBGT EBIT NBGT EBITDA TWD EBIT TWD CAPEX EBITDA ZG Brzeszcze -21 Wolumen sprzedaży miałów -17 Cena sprzedaży miałów -15 Przych. ze sprzed. pozost. sortymentów 13 Koszt własny sprzedanego węgla 14 Zdarzenia jednorazowe w roku Pozostałe 216 4,91 215,59,29 4,,2 5,9 216,61,28 5,2 3,9 1,17 1,9,18 6,37 6,6, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, Produkcja węgla handlowego TWD Produkcja węgla handlowego NBGT Sprzedaż sortymentów grubych Sprzedaż sortymentów średnich Sprzedaż miałów TWD Sprzedaż miałów NBGT Sprzedaż mułów *bez uwzględnienia ZG Brzeszcze (NBGT) 12 z 12 4

13 Q4 215 Q Przychody ze sprzedaży EBITDA NBGT EBIT NBGT EBITDA TWD EBIT TWD CAPEX Q4 215 EBITDA ZG Brzeszcze Wolumen sprzedaży miałów Cena sprzedaży miałów Pozostałe sortymenty Koszt własny sprzedanego węgla Pozostałe Q ,45 Q4 215,18,7 1,13,5 1,43 Q4 216,19,9 1,72 1,16,44,45,6 1,96 2,16,,5 1, 1,5 2, 2,5 Produkcja węgla handlowego TWD Produkcja węgla handlowego NBGT Sprzedaż sortymentów grubych Sprzedaż sortymentów średnich Sprzedaż miałów TWD Sprzedaż miałów NBGT Sprzedaż mułów *bez uwzględnienia ZG Brzeszcze (NBGT) 13 z 13 4

14 , ,7 16,7 22,2 23,5 19,5 2,2 26,6 1 5 tys. Mg /dzień 6,2 7,1 1,8 3,4 Q1 215 Q2 215 Q3 215 Q4 215 Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Dobowe wydobycie (Obszar) Dobowe wydobycie (NBGT) Q2 216 Przychody ze sprzedaży EBITDA NBGT EBIT NBGT TWD: 23 NBGT: 1 33 Q3 216 TWD: -4 NBGT: EBITDA TWD EBIT TWD CAPEX Q4 216 TWD: 49 NBGT: 6 TWD: 23 NBGT: 1 Q2 216,11,6 Q3 216 Q4 216,19,7,19,9 1,6,86 1,32,98 1,72 1,16 1,27,41,24,4 1,73,2 1,64,44,45,6,,5 1, 1,5 2, Produkcja węgla handlowego TWD Sprzedaż sortymentów grubych Sprzedaż miałów TWD Sprzedaż mułów 2,16 1,96 Produkcja węgla handlowego NBGT Sprzedaż sortymentów średnich Sprzedaż miałów NBGT 14 z 14 4

15 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX Masa marży na EE RUS/ORM Koszty CO2 Prawa Majątkowe Marża na cieple Pozostałe ,56 1,63 16,8 1,32 16,93 15,48 11,51 11, , 1,8 1,6 1,4 1,2 1,,8,6,4,2, 1,63,5 1,32,32,44,14 1,22,38 1,28,68, energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło biomasa - dedykowane woda kogeneracja biomasa - współspalanie wiatr 15 z 15 4

16 Q4 215 Q4 216 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX Q4 215 Masa marży na EE RUS/ORM Koszty CO2 Prawa Majątkowe Marża na cieple Pozostałe Q ,76 4,36,43,32 4,33 3,92 4,4 Q4 215 Q ,53,6,5,4,3,2,1,,43,16,6,1,2,4,32,15,12,5 Q4 215 Q4 216,54 Wzrost wolumenu ORM oraz przychody z IRZ Spadek cen węgla o 1% Wyższe koszty zakupu praw do emisji CO 2 Spadek cen i wolumenu PM OZE energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło biomasa - dedykowane woda kogeneracja biomasa - współspalanie wiatr 16 z 16 4

17 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX 2 15 Cena sprzed. usług dystr. Wolumen sprzedaży Zakup usług OSP Koszt strat sieciowych Pozostałe usługi dystrybucyjne Rozwiązanie rezerwy aktuarialnej Pozostałe 2 16 EBIT amortyzacja i odpisy aktualizujące ,4 16,3 6,94 9,99 49,2 2, ,71 16,74 7,1 9,92 49,68 2, Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Pozostała* *sąsiedni OSD i eksport 17 z 17 4

18 Q4 215 Q4 216 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX Q4 215 Cena Wolumen sprzedaży Zakup usług OSP Koszt strat sieciowych Pozostałe usługi dystrybucyjne 167 Rozwiązanie rezerwy aktuarialnej Pozostałe Q4 216 EBIT amortyzacja i odpisy aktualizujące Q ,56 4,7 1,81 2,52 12,51,55 Q ,44 4,28 1,88 2,55 12,86, Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Pozostała* *sąsiedni OSD i eksport 18 z 18 4

19 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT Energia - wolumen i cena 161 Prawa Majątkowe - cena - 68 Prawa Majątkowe - obowiązek EBIT 2 Opłaty handlowe 179 Rezerwa na ECSW amortyzacja i odpisy aktualizujące Pozostałe ,93 9,28 4,83 9,74 5,13 35, ,2 8,41 4,71 9,65 3,24 32, Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Pozostała* *ujmuje sprzedaż na pokrycie różnicy bilansującej i do odbiorców końcowych w ramach Grupy 19 z 19 4

20 Q4 215 Q4 216 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT Q Wolumen sprzedaży i cena EE 56 Ceny PM -24 Obowiązek umorzenia PM 8 Opłaty handlowe 179 Rezerwa na ECSW Pozostałe Q4 216 EBIT amortyzacja i odpisy aktualizujące Q ,63 2,49 1,15 2,45 1,74 9,47 Q ,62 2,24 1,31 2,48 1,2 8, Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Pozostała* *ujmuje sprzedaż na pokrycie różnicy bilansującej i do odbiorców końcowych w ramach Grupy 2 z 2 4

21 obligacje kredyty, pożyczki i leasingi Q Q 217 obligacje 39 3Q Q Q 218 2Q 218 kredyty, pożyczki i leasingi 37 3Q Q % 3 8% % kwota długu oprocentowanie zabezpieczenie obligacje kredyty z EBI pożyczki z NFOŚiGW/WFOSiGW leasingi 3 % 43 1% % cashpooling obligacje program bankowy zmienne stałe IRS 2 1 brak z 21 4

22 Obligacje podporządkowane (w przypadku likwidacji lub upadłości - pierwszeństwo tylko przed spłatą kapitału) Długoterminowy (18-letni) charakter finansowania Mechanizm wzrostu marży (pierwszy step-up po 8 latach) jako zachęta do wcześniejszego wykupu Opcja call po stronie emitenta (po 8 latach) Specyfika finansowania hybrydowego TAURON Polska Energia S.A. Stała stopa procentowa w pierwszych 8 latach Nieuwzględnianie jako długu w kalkulacji wskaźnika net debt/ebitda (zgodnie z definicjami w umowach finansowania TAURON) Zaliczenie 5% kwoty instrumentu jako kapitału w modelu Fitch (pozytywny wpływ na ocenę ratingową) Możliwość wstrzymania płatności odsetek na wniosek TAURON (nawet do daty wykupu - opcja równoznaczna ze wstrzymaniem dywidendy) Brak klauzul typowych dla finansowania dłużnego (z uwagi na podporządkowanie), przede wszystkim tych, które dają prawo postawienia zadłużenia w stan natychmiastowej wymagalności Zwrot części oprocentowania w przypadku zrealizowania zadań inwestycyjnych stanowiących cel finansowania 22 z 22 4

23 Inwestycja Moc (MW e ) Moc (MW t ) Zaawansowanie prac (%) Planowany termin zakończenia Budowa bloku węglowego w Elektrowni Jaworzno III Budowa bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola* Budowa węglowego bloku kogeneracyjnego w ZW Tychy Elektrownia Jaworzno III budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 2 MW Budowa poziomu 8 m w Zakładzie Górniczym Janina Budowa szybu Grzegorz w Zakładzie Górniczym Sobieski Program inwestycyjny w Zakładzie Górniczym Brzeszcze * Termin zakończenia zostanie oszacowany po przeprowadzeniu inwentaryzacji i zaakceptowaniu kompleksowej koncepcji zakończenia projektu 23 z 23 4

24 24 z 24 4

25 25 z 25 4

26 Segment Perspektywa EBITDA 217 w stosunku do 216 Podstawowe czynniki z 26 4 z 37

27 27 z 27 4

28 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. 28 z 28 4

29 Energia elektryczna Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW-POEE 215 r. 216 r. 216/215 Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena % Wolumen % Forward BASE (Y+Q+M) 167, , ,% -5,2% Forward PEAK (Y+Q+M) 215, , ,6% +31,% Forward (średnia ważona) 171, , ,4% -2,3% SPOT (TGE) 156, , ,7% +9,9% Średnia ważona razem 169, , ,2% -1,% Rodzaj certyfikatu Prawa majątkowe (zł/mwh) Ceny rynkowe (średnia w 216) Opłata zastępcza i obowiązek za: 215 r. 216 r. OZE (PMOZE_A) 73,63 33,3 (14,%) 3,3 (14,35%) OZE z biogazowni (PMOZE_BIO) 295,52 brak 3,3 (,65%) Kogeneracja węglowa (PMEC-216) Kogeneracja gazowa (PMGM-216) Kogeneracja z metanu (PMMET-216) 1,68 11, (23,2%) 11, (23,2%) 121,13 121,63 (4,9%) 125, (6,%) 61,73 63,26 (1,3%) 63, (1,5%) Uprawnienia do emisji CO 2 (EUA/t) Ankieta analityków rynku CO 2 * (aktualizacja luty 217 r.) Średnia w 216 r. Średnia w 217 r. Średnia w 218 r. Prognozowana przez TAURON średnia cena w 217 r. (**aktualizacja luty 217 r.) Cena (EUR/t) 5,35 EUR/t 5,8 EUR/t 7, EUR/t 5, 6, EUR/t * Źródła: Point Carbon, BNEF, Consus, GDF SUEZ Trading, HSE, Mkonline, Societe Generale, TAURON ** Średnia cena notowań w okresie styczeń - luty 217 r. + korekta analityków TPE 29 z 29 4

30 Notowania kontraktów BASE na 217 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 16, w tym na TGE 159, poza TGE 161, Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 217 r.: 164,83 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 217 r.: GWh 3 z 3 4

31 Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 159, w tym na TGE 159, poza TGE 159, Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 218 r.: 163,75 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 218 r.: GWh 31 z 31 4

32 Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 164, w tym na TGE 164, poza TGE 163,9 149 Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 219 r.: 165,44 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 219 r.: GWh 32 z 32 4

33 Instytucja Analityk Instytucja Analityk J.P. Morgan Cazenove Michał Kuzawiński IPOPEMA Sandra Piczak DB Securities Tomasz Krukowski Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald Dom Maklerski mbanku Kamil Kliszcz Trigon Krzysztof Kubiszewski Societe Generale Dom Maklerski BZ WBK Dom Maklerski PKO BP Dom Maklerski Banku Handlowego Bartłomiej Kubicki Paweł Puchalski Stanisław Ozga Piotr Dzięciołowski UBS Investment Research WOOD & Company Dom Maklerski BOŚ Michał Potyra Patrick Hummel Tomasz Walkowicz Bram Buring Jakub Viscardi Haitong Bank Robert Maj Erste Group Tomasz Duda Pekao Investment Banking Łukasz Jakubowski 33 z 33 4

34 Dziękujemy za uwagę 34 z 34 4