Wyniki finansowe Grupy TAURON za 214 r. 12 marca 215
Kluczowe parametry finansowe za 214 r. Wyniki Grupy TAURON za 214 r. [mln zł] 214 r. Przychody ze sprzedaży 18 441 (-3,6% r/r) EBITDA 3 627 (-,9% r/r) Zysk netto* 1 181 (-9,7% r/r) CAPEX 3 9 (-18,3% r/r) Dług netto/ebitda 1,85x (wzrost o,42 r/r) Wyniki kluczowych segmentów za 214 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Ciepło Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu 6 75 15 277 1 355 3 218 1 194 EBITDA 2 157 68 38 252 98 EBIT 1 29 582 159 (189) (7) CAPEX 1 935 6 336 44 189 * Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 2
Kluczowe parametry finansowe za IV kw. 214 r. Wyniki Grupy TAURON za IV kw. 214 r. [mln zł] IV kw. 214 r. Przychody ze sprzedaży 4 838 (-1,6% r/r) EBITDA 712 (7,7% r/r) Zysk netto* 132 (43,6% r/r) CAPEX 1 79 (-23,5% r/r) Dług netto/ebitda 1,85x (wzrost o,42 r/r) Wyniki kluczowych segmentów za IV kw. 214 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Ciepło Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu 1 546 4 1 388 913 323 EBITDA 379 17 127 52 15 EBIT 139 14 88 (35) (12) CAPEX 649 4 11 169 64 * Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 3
Podsumowanie kluczowych wydarzeń - TAURON Data 2 marca 26 marca Podpisanie porozumienia z Polskimi Inwestycjami Rozwojowymi (PIR) w sprawie finansowania budowy bloku gazowoparowego w Elektrowni Łagisza. Maksymalny udział PIR w projekcie wyniesie 75 mln zł Podpisanie umowy z PSE na świadczenie usługi interwencyjnej rezerwy zimnej obejmującej lata 216-217 z możliwością przedłużenia do 219 r. Mechanizmem tym będą objęte trzy bloki TAURON Wytwarzanie o łącznej mocy 376 MW 17 kwietnia Podpisanie umowy z konsorcjum Rafako-Mostostal Warszawa na budowę bloku o mocy 91 MW w Elektrowni Jaworzno III 15 maja Decyzja ZWZ w sprawie przeznaczenia 333 mln zł (,19 zł/akcję) na wypłatę dywidendy dla akcjonariuszy z zysku netto za 213 r. 2 czerwca Aktualizacja Strategii Korporacyjnej Grupy TAURON na lata 214-217 z perspektywą do 223 r. 22 lipca 11 sierpnia Podpisanie umowy kredytowej z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym o wartości 295 mln zł na realizację inwestycji w obszarach Dystrybucja oraz OZE Podpisanie z ArcelorMittal umowy wspólników spółki joint venture TAMEH Holding, która będzie realizowała zadania operacyjne i inwestycyjne w obszarze energetyki przemysłowej 24 października Podtrzymanie przez Fitch ratingu dla TAURON na poziomie BBB. Nadanie ratingu dla obligacji spółki na poziomie A 4 listopada Emisja obligacji korporacyjnych o wartości 1,75 mld zł 5 listopada Podpisanie przez TAURON Ekoenergia z konsorcjum spółek z grupy Iberdrola umowy na budowę drugiego etapu farmy wiatrowej Marszewo (18 MW). Wartość netto kontraktu: 11,3 mln zł 3 grudnia Emisja piętnastoletnich obligacji na rynku niemieckim (NSV) o wartości 168 mln euro 16 stycznia 215 r. Wyrażenie wstępnego zainteresowania nabyciem całości lub części aktywów KWK Brzeszcze. Transakcja będzie możliwa jedynie pod warunkiem wykazania przez prowadzone analizy możliwości efektywnego ekonomicznie wydobycia węgla 4
Podsumowanie kluczowych wydarzeń - rynek Data 1 stycznia 24 lutego 1 maja 4 sierpnia 24 października 6 listopada 2 lutego 215 r. Wprowadzenie przez PSE mechanizmu operacyjnej rezerwy mocy na lata 214-215. Budżet PSE na tę usługę na 214 r. określono na poziomie ok. 4 mln zł Wejście w życie backloadingu unijnego planu czasowego zmniejszenia na rynku liczby bezpłatnych uprawnień do emisji CO 2 (EUA). W latach 214-216 pula EUA przeznaczona na aukcje zostanie zredukowana o 9 mln uprawnień Przywrócenie systemu wsparcia dla kogeneracji w postaci czerwonych i żółtych certyfikatów. Wsparcie zostało przedłużone do 218 r. Podpisanie przez Prezydenta RP nowelizacji ustawy Prawo ochrony środowiska, której celem jest ograniczenie emisji zanieczyszczeń z zakładów przemysłowych. Nowelizacja wdraża do polskich przepisów unijną dyrektywę (IED) w sprawie ograniczania emisji przemysłowych Uzgodnienie przez Radę Europejską ram polityki klimatycznej do 23 r. Główny cel: ograniczenie emisji CO 2 o co najmniej 4 proc. do 23 r. w stosunku do 199 r. Po 22 r. polski sektor energetyczny będzie mógł korzystać z puli bezpłatnych uprawnień do emisji CO 2 - szczegóły dotyczące zasad ich przyznawania nie są jeszcze ustalone Zatwierdzenie przez URE zaktualizowanej karty Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Wprowadzono zmodyfikowany mechanizm rozliczania Operacyjnej Rezerwy Mocy (ORM), który obowiązuje od 1 stycznia 215 r. Budżet PSE przeznaczony na tę usługę w 215 r. to 44 mln zł Przyjęcie przez Sejm ustawy o Odnawialnych Źródłach Energii. Najważniejszą zmianą w stosunku do obecnie obowiązujących przepisów z zakresu wspierania OZE jest wprowadzenie systemu aukcyjnego oraz gwarantowanych taryf dla prosumentów, ograniczenie wsparcia dla współspalania oraz elektrowni wodnych o mocy powyżej 5 MW 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 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% % 56 55 54 53 52 51 5 49 48 47 46 8% 6% 4% 2% % -2% -4% 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-13 182,75 184 615 Y-14 164,74 229 58 Y-15 172,23 191 672 Y-16 177,87 44 675 Y-17 179,39 2 24 Średnie ceny sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym (wg URE): 211 r.: 198,3 zł/mwh 212 r.: 21,36 zł/mwh 213 r.: 181,55 zł/mwh Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce [TWh] TWh 16 14 12 1 8 6 4 2 7,6% 5,3% 35,1% 52,% -3,7% 162,5 156,6 12,32 -,2% 12,29 8,66 +12,9% 9,78 56,96-4,8% 54,21 84,57-5,1% 8,28 213 214 7,9% 6,2% 34,6% 51,3% pozostałe odnawialne źródła energii el. cieplne na węgiel brunatny el. cieplne na węgiel kamienny * Źródło: GUS, IBnGR, PSE 6
Kluczowe dane operacyjne za 214 r. Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] mln Mg 5,48 5, 4,88 1,81 4, -24,9% 1,36 3, 5,45 5,4 2, 3,67 3,52 1, -4,1% -,9% Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] TWh 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 19,39 1,38 18,1 15,62 29,7% -24,6% 15,37 1,79 13,58 13,41-14,1% PJ 16 14 12 1 8 6 4 2, 213 214 213 214 sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę produkcja węgla handlowego energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] TWh Klienci 5 5 4 45 4 35 5 35 3 25 47,9 47,9 5 3 5 378 2 15 5 334 1 5 25 5,% 44 tys. 5 2 213 214 dystrybucja energii elektr. liczba klientów Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] 41,3 38,59 213 214 sprzedaż detaliczna energii elektrycznej TWh 42 35 28 21 14 7-6,6 % 7
Kluczowe dane operacyjne za IV kw. 214 r. Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] mln Mg 1,5 1,2 1,35,36 Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] TWh 6 5 5,11,47,% 4,11 PJ 6 5 1,,41-12,2% 4,47 4,5,79 1,19,99 1,41 3 2 4,64 5,3 3,64 4,64 3 2 25,3% 18,5%, IV kw. 213 IV kw. 214 sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę produkcja węgla handlowego 1-21,6% IV kw. 213 IV kw. 214 energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło -7,8% 1 Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] TWh 14 Klienci 5 4 Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] TWh 12 12 1 8 6 4 12,18 12,16 5 334 5 378 5 35 5 3 5 25 1,59 1,21 8 4 2 -,2% 44 tys. IV kw. 213 IV kw. 214 5 2 IV kw. 213 IV kw. 214-3,6% dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 8
Podstawowe dane finansowe za 214 r. Przychody ze sprzedaży [mln zł] Zysk netto [mln zł] 2 15 1 19 131 18 441 2 281-7,% 2 121 5 72 2,% 5 817 1 346 1 186 1 6 1 4 1 2 1 8 6 5 11 148 1 53 I-III 213 kw. 213 I-III kw. 214 214-5,8% 213 214-11,9% 4 2 energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody EBITDA 213 r. vs 214r. [mln zł] 281 4 5 471 19 42 3 661-14,5% 73 3 627 -,9%,5% 52 27 115 1% 3 5 1% -39 25% 17% 2% 2 5 1 5 6% Koszt rezerwy w związku z nieotrzymaniem w 213 r. nieodpłatnych uprawnień CO 2 4 475 3 828 59% 9% 5 6% 4% 5% 7% 5% 1% 3% -2% -2% -5 EBITDA 213 raportowana Koszty rezerwy CO2 Przychody z tytułu rekompenstaty KDT Odpis aktual. wartość PM Odpis aktual. wartość RAT EBITDA 213 porównywalna EBITDA 214 porównywalna Koszty rezerwy CO2 Odpis aktual. wartość RAT Wydobycie Wytwarzanie OZE Ciepło Dystrybucja Sprzedaż Obsługa Klienta Pozostałe Nieprzypisane Koszty rezerw aktuarialnych TAMEH (nadwyżka wartości objętych udziałów) EBITDA 214 raportowana 9
Podstawowe dane finansowe za IV kw. 214 r. Przychody ze sprzedaży [mln zł] Zysk netto [mln zł] 6 5 4 3 2 1 4 917 4 838 583 4,6% 61 1 536 1 49-3,% 2 799 2 738-2,2% 82 133 62,2% 14 12 1 8 6 4 2 IV kw. 213 IV IV kw. kw. 214 214 energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody IV kw. 213 IV kw. 214 15 EBITDA IV kw. 213 vs IV kw. 214 [mln zł] 125 1 1% 75 5 25 -,3% -25 316 36 661 712-14,9% 7,7% 27 26 47 115 23% Koszt rezerwy w związku z 1 12 nieotrzymaniem w 213 r. 77% nieodpłatnych uprawnień CO 2 861 11% -13% EBITDA IV kw. 213 raportowana 8% -4% -,1% -,3% -1% -,3% Koszty rezerwy CO2 Odpis aktual. wartość aktywów EBITDA IV kw. 213 porównywalna EBITDA IV kw. 214 porównywalna Koszty rezerwy CO2 Odpis aktual. wartość aktywów Koszty rezerw aktuarialnych Wydobycie Wytwarzanie OZE Ciepło Dystrybucja Sprzedaż Obsługa Klienta Pozostałe Nieprzypisane -39 TAMEH (nadwyżka wartości objętych udziałów) 2% 15% 53% 18% 7% EBITDA IV kw. 214 raportowana 5% 1
EBITDA za 214 r. mln zł 4 5 4 3 5 3 -,9% EBIT Amortyzacja Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża EBITDA 19,1% 8,2% 7,8% 64,1% 22,8% 35,5% 4,% 13,8% 8,5% - 19,7% 3 661 223 45 73-51 39 5 3 627 1 727-67 -291-9 1 797 2 5 2 1 5 1 934 1 83 1 5 EBITDA 213 Wydobycie Wytwarzanie OZE Ciepło Dystrybucja Sprzedaż Obsługa klienta Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBITDA 214 Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w 214 r.: Wydobycie niższy wolumen i cena sprzedaży węgla energetycznego przy jednoczesnym spadku kosztu własnego sprzedanego węgla Wytwarzanie brak kosztów rezerwy CO 2 w 214 r. w wyniku uwzględnienia nieodpłatnych uprawnień (dotyczących 213 r.) otrzymanych w 214 r., uzyskanie przychodów z operacyjnej rezerwy mocy, niższa cena sprzedaży energii elektrycznej, odpisy aktualizujące wartość aktywów wytwórczych OZE wyższy wolumen sprzedaży energii i praw majątkowych z farm wiatrowych (całoroczna produkcja FW Wicko i Marszewo), wyższa cena sprzedaży praw majątkowych, niższe ceny sprzedaży energii Ciepło wyższa cena sprzedaży ciepła, niższa cena sprzedaży energii elektrycznej, niższy wolumen sprzedaży i dystrybucji ciepła, wyższa marża na sprzedaży praw majątkowych, w 213 r. odpis aktualizujący PM czerwone i żółte, w 214 r. TAMEH (nadwyżka wartości objętych udziałów we wspólnym przedsięwzięciu, nad wartością wniesionego majątku) Dystrybucja wzrost ceny sprzedaży usługi dystrybucyjnej, wyższe koszty stałe (z tytułu zmiany stopy dyskonta rezerwy aktuarialnej, rozszerzenia zakresu usług obsługi klienta), niższe koszty zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej niższy wskaźnik i niższa cena zakupu energii Sprzedaż wzrost obowiązku umorzenia i cen PM zielonych, fioletowych i białych, przywrócenie obowiązku umarzania czerwonych i żółtych PM, niższy wolumen i niższa cena sprzedaży detalicznej energii, korzystny wpływ niższej ceny zakupu energii 11
EBITDA za IV kw. 214 r. mln zł +7,7% 1 2 EBIT Amortyzacja Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża EBITDA 1 8 6 13,4% 4,6% 5,7% 58,1% 32,6% 24,5% 2,7% -1,6% -1,5% - 14,7% 56 14 712 661 24 17-14 6-128 -45-4 429 44 4 2 221 283 EBITDA IV kw. 213 Wydobycie Wytwarzanie OZE Ciepło Dystrybucja Sprzedaż Obsługa klienta Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBITDA IV kw. 214 Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w IV kw. 214 r. Wydobycie wzrost wolumenu sprzedaży węgla (o ok. 12,4%), niższa cena sprzedaży węgla (o ok. 4,7%) Wytwarzanie brak kosztów rezerwy CO 2, uzyskanie przychodów z operacyjnej rezerwy mocy, niższy wolumen sprzedaży energii el. i ciepła, wzrost kosztów stałych głównie w wyniku zmiany stopy dyskonta rezerw aktuarialnych oraz rezerwy na PDO OZE niższy wolumen sprzedaży energii elektrycznej i PM z farm wiatrowych (niska wietrzność, szczególnie w październiku i listopadzie 214 r.) Ciepło niższe koszty rezerwy CO 2, wyższa cena sprzedaży ciepła, niższa cena sprzedaży energii, zmiana rezerwy na uregulowanie stanu prawnego nieruchomości, TAMEH (nadwyżka wartości objętych udziałów we wspólnym przedsięwzięciu nad wartością wniesionego majątku) Dystrybucja niższy koszt zakupu energii na różnicę bilansową, wzrost średniej stawki za usługi dystrybucyjne, wzrost kosztów stałych w wyniku zmiany stopy dyskonta rezerw aktuarialnych, niższe przychody z tytułu nowych przyłączy Sprzedaż wzrost obowiązku umorzenia i ceny PM zielonych i fioletowych, przywrócenie obowiązku umarzania czerwonych i żółtych certyfikatów, niższy wolumen oraz wyższa marża na sprzedaży detalicznej energii 12
Koszty stałe 6% Koszty stałe 66% Koszty zmienne 4% Koszty zmienne 34% Struktura kosztów rodzajowych w 214 r. -3,9% 1% 1 827 1 47 1% 2% mln zł Spadek kosztów w 214 r. dotyczy głównie: 9% 2 668 2 795 zużycia materiałów (niższe koszty paliw) odpisów aktualizujących rzeczowe aktywa trwałe (RAT) 8% 25% 27% podatków i opłat w zakresie kosztów rezerwy CO 2 7% 6% 1 76 692 1% 7% 2 514 2 694 Wzrost kosztów świadczeń pracowniczych z uwagi na wzrost kosztów rezerw aktuarialnych (zmiana stopy dyskonta), wzrost rezerw na PDO, korzystny wpływ: niższy stan zatrudnienia jako efekt wdrożonych programów PDO 5% 23% 26% Wzrost kosztów usług obcych dotyczy usług dystrybucyjnych 4% 3% 2% 2 444 23% 2 2 21% Struktura kosztów: W 214 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 34%, koszty stałe ok. 66% W 213 r.: koszty zmienne ok. 4%, koszty stałe ok. 6% 1% 2 8 1 849 19% 18% % 213 214 Amortyzacja i odpisy aktualizujące RAT Zużycie materiałów i energii Usługi obce Podatki i opłaty Koszty świadczeń pracowniczych Pozostałe koszty rodzajowe Najistotniejsze czynniki zmiany struktury: niższe koszty paliw niższe koszty uprawnień do emisji CO 2 wyższe koszty świadectw pochodzenia energii 13
Koszty stałe 56% Koszty zmienne 44% Koszty stałe 64% Koszty zmienne 36% Struktura kosztów rodzajowych w IV kw. 214 r. 2,% 1% 9% 3 54 3 114 1% 2% 743 91 mln zł Koszty IV kw. 214 r. są wyższe o ok. 2% od kosztów IV kw. 213 r. w wyniku: spadku podatków i opłat w zakresie kosztów rezerwy CO 2 8% 7% 6% 24% 495 16% 29% 226 7% wzrostu kosztów: usług obcych dotyczy usług dystrybucyjnych kosztów świadczeń pracowniczych z uwagi na wzrost kosztów rezerw aktuarialnych (zmiana stopy dyskonta) oraz wzrost rezerw na PDO 5% 4% 3% 677 751 22% 24% 658 699 Struktura kosztów: W IV kwartale 214 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) 36%, koszty stałe ok. 64% W IV kwartale 213 r.: koszty zmienne ok. 44%, koszty stałe ok. 56% 2% 22% 22% Najistotniejsze czynniki zmiany struktury: wyższe koszty świadectw pochodzenia energii 1% 476 475 niższe koszty rezerwy uprawnień CO 2 % 16% 15% IV kw. 213 IV kw. 214 niższe koszty paliw Amortyzacja i odpisy aktualizujące RAT Usługi obce Koszty świadczeń pracowniczych Zużycie materiałów i energii Podatki i opłaty Pozostałe koszty rodzajowe 14
Zadłużenie i finansowanie mln zł 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5-3 153 1 99 65 15 158 Dług netto/ebitda=1,85x 716 24 24 189 182 161 1 1 1-215 216 217 218 219 22 221 222 223 224 225 226 227 228 229 obligacje kredyty, pożyczki i leasingi 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5-177 25 25 I kw. 215 II kw. 215 obligacje III kw. 215 378 IV kw. 215 27 25 25 I kw. 216 II kw. 216 kredyty, pożyczki i leasingi III kw. 216 3 76 IV kw. 216 Struktura zadłużenia finansowego Grupy 1 155 14% TAURON [mln zł] 58 55 1% 1% Kwoty dostępnego finansowania Grupy TAURON [mln zł] 1 3% 295 8% 3 9% zadłużenie finansowe (wartość nominalna zadłużenia z tytułu kredytów inwestycyjnych, pożyczek, leasingu oraz obligacji) na dzień 31 grudnia 214 r. wynosi 8 84 mln zł średnioważona zapadalność długu wg stanu na 31 grudnia 214 r. wynosi 58 miesięcy dług denominowany w EUR (emisja obligacji NSV) stanowi 8,86% długu ogółem Struktura długu ze względu na stopę oprocentowania: instrument kwota długu [mln zł] oprocentowanie zabezpieczenie obligacje, w tym: 6 816 program bankowy 3 zmienne IRS program bankowy 45 zmienne brak obligacje kredyty z EBI pożyczki z NFOŚiGW/WFOSiGW leasingi 6 816 84% obligacje program bankowy obligacje program BGK kredyt EBI cashpooling 2 75 8% program rynkowy 1 75 zmienne brak program BGK 9 zmienne brak NSV 716 stałe CIRS kredyty EBI 1 155 stałe brak pożyczki 58 zmienne brak leasingi 55 zmienne brak 15
CAPEX status prac przy kluczowych projektach Inwestycja Moc (MW e ) Moc (MW t ) Zaawansowanie prac Planowany termin zakończenia Budowa bloku węglowego w Elektrowni Jaworzno III 91-9% 219 Budowa bloku parowo-gazowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola 45 24 68% 215 Budowa węglowego bloku kogeneracyjnego w ZW Tychy 5 86 42% 216 Budowa turbogeneratora TG 5 ZW Nowa 5-67% 215 Elektrownia Jaworzno III budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 2 MW Elektrownia Łaziska budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 2 MW - - 74% 216 - - 91% 215 Budowa bloku parowo-gazowego w Elektrowni Łagisza 413 266 1% 218 Budowa poziomu 8 m w Zakładzie Górniczym Janina Budowa szybu Grzegorz w Zakładzie Górniczym Sobieski - - 17% 219 - - 15% 222 16
CAPEX podział na segmenty Nakłady inwestycyjne wg segmentów [mln zł] 3 78 112-18,3% 3 9 Główne inwestycje zrealizowane w 214 r.: Wydobycie budowa poziomu 8 m i uruchomienie czwartej ściany w Zakładzie Górniczym Janina (82 mln zł), budowa szybu Grzegorz wraz z infrastrukturą i wyrobiskami towarzyszącymi w Zakładzie Górniczym Sobieski (23 mln zł) 2 81 22 67 521 111 1 935 336 116 44 Wytwarzanie budowa instalacji do obniżenia emisji NO x (191 mln zł), budowa bloku 91 MW w El. Jaworzno (58 mln zł) OZE budowa farmy wiatrowej Marszewo II etap (21 mln zł), modernizacja elektrowni wodnych (84 mln zł) Dystrybucja budowa nowych przyłączy (512 mln zł), modernizacja i odtworzenie majątku sieciowego (1 151 mln zł) 257 189 213 214 Wydobycie Wytwarzanie OZE Ciepło Dystrybucja Sprzedaż i pozostałe Ciepło budowa i modernizacja sieci ciepłowniczych (84 mln zł), odbudowa mocy w ZW Tychy (128 mln zł), budowa kotłów szczytowych w ZW Katowice wraz z zasilaniem magistrali z ELCHO (22 mln zł) * Nakłady inwestycyjne nie obejmują nakładów kapitałowych 331 mln zł, w tym na nabycie akcji TAURON Wydobycie za kwotę 31 mln zł 17
Program poprawy efektywności Segment Oszczędności zrealizowane w latach 213-214 Oszczędności zaplanowane na lata 213-215 % realizacji Główne inicjatywy Dystrybucja 292 mln zł 416 mln zł 7% 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 Wytwarzanie (w tym OZE) 322 mln zł 387 mln zł 83% 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 Ciepło 42 mln zł 33 mln zł 127% Wydobycie 27 mln zł 28 mln zł 97% 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 Pozostałe Segmenty 36 mln zł Restrukturyzacja zatrudnienia, ograniczenie kosztów usług obcych Razem 719 mln zł 864 mln zł 83% W latach 213-214 do programu dobrowolnych odejść (PDO) przystąpiło 647 osób. W tym okresie rozwiązano umowy o pracę z 1 252 osobami (łącznie 3 746 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 zagrożenia realizacji programu Struktura oszczędności za lata 213-214: 56% przypada na restrukturyzację zatrudnienia, 44% przypada na pozostałe inicjatywy Szacowana struktura oszczędności w perspektywie 213-215: 73% przypada na restrukturyzację zatrudnienia, 27% przypada na pozostałe inicjatywy 18
Perspektywy na 215 r. Obszar PLUS MINUS Dystrybucja wzrost WRA o ok. 7 mln zł wzrost średniej stawki usługi dystrybucyjnej o 3,73% stabilny wolumen dostarczanej energii kontynuacja programów poprawy efektywności dalsza poprawa wskaźników jakościowych obniżenie o 5% zwrotu z kapitału spadek WACC o,1 pp Sprzedaż wyhamowanie tempa spadku wolumenów zmniejszenie marż na sprzedaży energii Wytwarzanie Wydobycie Ciepło wyższe wolumeny produkcji kontynuacja programów poprawy efektywności wyższy wolumen wydobycia modernizacja i zwiększenie wydajności ZG Janina wzrost wolumenów sprzedaży (po wyłączeniu ZW Nowa) wyższe koszty CO 2 znacznie niższe przychody z ORM wysokie stany zapasów węgla w sektorze utrata części EBITDA na skutek transakcji z ArcelorMittal OZE - niższe ceny zielonych certyfikatów CAPEX i zadłużenie Znaczący wzrost na skutek budowy bloku o mocy 91 MW w Elektrowni Jaworzno III planowany CAPEX Grupy ok. 4,5 mld zł Wzrost poziomu zadłużenia przy atrakcyjnych warunkach finansowania 19
Dziękujemy Q&A Biuro Relacji Inwestorskich Marcin Lauer marcin.lauer@tauron-pe.pl tel. + 48 32 774 27 6 Paweł Gaworzyński pawel.gaworzynski@tauron-pe.pl tel. + 48 32 774 25 34 Magdalena Wilczek magdalena.wilczek@tauron-pe.pl tel. + 48 32 774 25 38 2
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
Segment Wydobycie Dane finansowe 214 [mln zł] EBIT bridge 214 [mln zł] 1 5 1 2 9 6 1 398 1 194 1 5 66 11 14-7 3 166 66 98-5 -3-7 213 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT -1-15 -146 213 Wolumen sprzedaży węgla -51 Cena sprzedaży węgla Koszt własny sprzedanego węgla Pozostałe czynniki 214 Dane finansowe IV kw. 214 [mln zł] 4 323 35 3 2 1 15-2 -23-12 -1 IV kw. 213 IV kw. 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT bridge IV kw. 214 [mln zł] 15 1 5-5 -1-15 -2-25 -3-35 -23 IV kw. 213 36-23 Wolumen sprzedaży węgla -15 Cena sprzedaży węgla +47,8% -27 Koszt własny sprzedanego węgla 17-12 Pozostałe czynniki IV kw. 214 22
Segment Wytwarzanie (źródła konwencjonalne) Dane finansowe 214 [mln zł] 5 4 574 EBIT bridge 214 [mln zł] +58,8% 4 3 3 218-1 -2 239 397-21 -189 2 1-1 252 29-459 213 214-189 -3-4 -5-6 -459 213 Odpisy aktualizujące aktywa trwałe -18 Cena sprzedaży energii el. 7 Wolumen sprzedaży energii el. 29 Jednostkowy koszt zm. energii el. -21 Marża na obrocie energią el. Koszty CO2 Pozostałe czynniki 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT Dane finansowe IV kw. 214 [mln zł] EBIT bridge IV kw. 214 [mln zł] +82,9% 1 4 1 2 1 1 235 913-5 272-26,4-35 8 6 4-1 -15 2-2 -4-88 -25 52-35 IV kw. 213 IV kw. 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT -2-25 -3-25 IV kw. 213-4 -2 Cena sprzedaży energii el. Wolumen sprzedaży energii el. -6 Jednostkowy koszt zm. energii el. -65 Marża na obrocie energią el. Koszty CO2 Koszty rezerwy na PDO Pozostałe czynniki IV kw. 214 23
Segment Odnawialne Źródła Energii (OZE) Dane finansowe 214 [mln zł] EBIT bridge 214 [mln zł] 3 281 +1,8% 25 2 15 1 24 136 93 18 13 2 16 12 8 93 1 25 1 21 35-8 - 35-31 13 5 4 213 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 213 Wolumen sprzedaży energii el. wodne Wolumen sprzedaży energii el.wiatrowe Wolumen Wolumen Cena sprzedaży PMsprzedaży PMsprzedaży PM el. wodne el.wiatrowe Cena sprzedaży energii Amortyzacja Pozostałe 214 Dane finansowe IV kw. 214 [mln zł] EBIT bridge IV kw. 214 [mln zł] 8 76-44,4% 7 65 5 6 5 4 3 2 52 36 38 2 4 3 2 1 36 3-6 3 1-11 - 1-2 - 3 2 1 IV kw. 213 IV kw. 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT IV kw. 213 Wolumen sprzedaży energii el. wodne Wolumen sprzedaży energii el.wiatrowe Wolumen Wolumen Cena sprzedaży PMsprzedaży PMsprzedaży PM el. wodne el.wiatrowe Cena sprzedaży energii Amortyzacja Pozostałe czynniki IV kw. 214 24
Segment Ciepło Dane finansowe 214 [mln zł] 1 6 EBIT bridge 214 [mln zł] +43,4% 1 4 1 2 1 8 1 338 1 355 2 16 12 111 33 39 11-13 - 37 11 21-25 8 159 6 4 2 235 111 38 159 8 4 213 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 213 Odpis akt. PM czerwone i żółte (I pół 213) TAMEH (nadwyżka wartości objętych udziałów) Wolumen sprzedaży i dystrybucji ciepła Wolumen sprzedaży energii elektrycznej Cena sprzedaży Cena sprzedaży energii el. ciepła Marża na certyfikatach Amortyzacja Pozostałe 214 Dane finansowe IV kw. 214 [mln zł] EBIT bridge IV kw. 214 [mln zł] +151,4% 45 4 35 3 25 2 15 412 388 127 1 8 6 4 35 39-6 - 1-17 18 3-1 88 1 5 71 88 35 IV kw. 213 IV kw. 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 2 IV kw. 213 TAMEH (nadwyżka wartości objętych udziałów) Wolumen sprzedaży i dystrybucji ciepła Cena sprzedaży energii el. Jednostkowe koszty zmienne wytwarzania Koszty CO2 Rezerwa na uregul. stanu prawnego nieruchomości Pozostałe czynniki IV kw. 214 25
Segment Dystrybucja Dane finansowe 214 [mln zł] EBIT bridge 214 [mln zł] 7 6 5 4 3 2 1 5 997 6 75 2 28 2 157 1 296 1 29 213 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 1 8 1 6 1 4 1 2 1 8 6 4 2 1 296 87 189 213 Cena usł. dystr. Różnica bilansowa -227 Zakup usług OSD/OSP -39-6,7% Opłaty przyłączeniowe -117-36 6 OPEX Amortyzacja Pozostała działalność operacyjna -3 1 29 Pozostałe 214 Dane finansowe IV kw. 214 [mln zł] EBIT bridge IV kw. 214 [mln zł] 1 6 1 546 1 546 4-48,7% 1 2 8 3 2 271 23 42-57 -29 4 58 271 379 139 1-126 -5 2 139 IV kw. 213 IV kw. 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT IV kw. 213 Cena usługi dystrybucyjnej Różnica bilansowa Zakup usług OSD/OSP Opłaty przyłączeniowe OPEX Amortyzacja Pozostałe czynniki IV kw. 214 26
Segment Dystrybucja wolumeny Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w 213 Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w 214 9 931 13 626 Grupa A 9 664 13 82 Grupa A Grupa B Grupa B 4 15 45 195 Grupa C2 4 111 45 63 Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa C1+R+D 2 638 Grupa G 2 7 Grupa G 14 85 15 335 Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w IV kw. 213 Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w IV kw. 214 2 52 3 391 Grupa A 2 44 3 428 Grupa A Grupa B Grupa B 1 72 11 417 Grupa C2 Grupa C1+R+D 1 98 11 553 Grupa C2 Grupa C1+R+D 692 Grupa G 716 Grupa G 3 761 3 97 Dane dotyczą dystrybucji energii elektrycznej do odbiorców końcowych 27
Segment Sprzedaż Dane finansowe 214 [mln zł] EBIT bridge 214 [mln zł] 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 18 18 15 277 899 865 68 582 213 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 865-55 213 Wolumen sprzedaży detalicznej energii 78 Cena energii -128 Cena PM zielonych, fioletowych i białych -32,7% -57 Obowiązek PM zielonych i fioletowych -126 Obowiązek PM czerwonych i żółtych 7 Pozostałe przychody / koszty 582 214 Dane finansowe IV kw. 214 [mln zł] EBIT bridge IV kw. 214 [mln zł] 5 4 4 716 4 1 2 16 144 19 23-27,8% -13 3 2 12 8-6 -46-17 14 1 4 152 144 17 14 IV kw. 213 IV kw. 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT IV kw. 213 Wolumen sprzedaży detalicznej energii Cena energii Cena PM zielonych, fioletowych i białych Wzrost obowiązku PM zielonych i fioletowych Obowiązek PM czerwonych i żółtych Pozostałe przychody / koszty IV kw. 214 28
Segment Sprzedaż wolumeny Sprzedaż energii elektrycznej* [GWh] w 213 roku Sprzedaż energii elektrycznej* [GWh] w 214 roku 5 12 9 82 Grupa A 4 223 8 912 Grupa A Grupa B Grupa B 9 89 4 999 Grupa C2+C1+R+D 9 484 38 266 Grupa C2+C1+R+D Grupa G Grupa G 1 44 Sprzedaż pozostała** 1 255 Sprzedaż pozostała** 5 846 5 392 Sprzedaż energii elektrycznej* [GWh] w IV kw. 213 Sprzedaż energii elektrycznej* [GWh] w IV kw. 214 1 462 2 378 1 56 2 332 Grupa A Grupa A Grupa B Grupa B 2 454 1 8 99 516 Grupa C2+C1+R+D Grupa G 2 351 1 15 Grupa C2+C1+R+D Grupa G 1 437 2 785 Sprzedaż pozostała** 1 298 2 662 Sprzedaż pozostała** * Wielkości sprzedaży energii elektrycznej do klientów strategicznych TAURON Polska Energia S.A. ujęto w grupie A ** Potrzeby własne i różnice bilansowe Spółek Grupy, różnice bilansowe do innych OSD, inne 29
Segment Obsługa Klienta Dane finansowe 214 [mln zł] EBIT bridge 214 [mln zł] 6 5 4 493 61 16 14 12 1 53 +51,9% 49 3 8 2 1 45 84 27 41 213 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 6 4 2 27 16 213 Przychody CUW Obsługa Klienta Przychody CUW Rachunkowość i CUW HR Przychody CUW IT -114 Koszty świadczonych usług 1 41 Pozostałe czynniki 214 15 1 Dane finansowe IV kw. 214 [mln zł] 118 154 EBIT bridge IV kw. 214 [mln zł] 1 +54,5% 16 5-5 -26-33 -2-15 IV kw. 213 IV kw. 214 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT -1-2 -3-4 -33 IV kw. 213 5 Przychody CUW Obsługa Klienta 15 Przychody CUW Rachunkowość i CUW HR Przychody CUW IT -23 Koszty świadczonych usług 4-15 Pozostałe czynniki IV kw. 214 3
Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej Energia elektryczna Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW- POEE 214 r. 215 r. (do 26.2.215) 215/214 (do 26.2.215) Cena PLN/MWh Wolumen GWh Cena PLN/MWh Wolumen GWh Cena % Wolumen % Forward BASE (Y+Q+M) 161,1 189 112 168,6 173 174 +4,7% -8,4% Forward PEAK (Y+Q+M) 184,6 19 126 219,8 15 46 +19,1% -21,3% Forward (średnia ważona) 163,26 28 238 172,7 188 22 +5,8% -9,6% SPOT (TGE) 179,86 21 78 162,85 (Prognoza) 21-9,5% -,4% Średnia ważona razem 164,78 229 316 171,71 29 22 +4,2% -8,8% Uprawnienia do emisji CO 2 (EUA/t) Prawa majątkowe (PLN/MWh) Ankieta analityków rynku CO 2 * Cena (EUR/t) Rodzaj certyfikatu Ceny rynkowe (średnia w 214 r.) Opłata zastępcza i obowiązek za: 214 215 Średnia w 214 r. 5,96 EUR/t OZE (zielony) 186,53 3,3 (13,%) 33,3 (14,%) Średnia w 215 r. 7,7 EUR/t Kogeneracja węglowa (czerwony) 1,48 11, (23,2%) 11, (23,2%) Średnia w 216 r. 11,8 EUR/t Kogeneracja gazowa (żółty) 15,62 11, (3,9%) 121,63 (4,9%) Prognozowana przez TAURON średnia cena EUA w 215 r. 7,5 8, EUR/t Metan (fioletowy) 59,66 63,26 (1,1%) 63,26 (1,3%) * Źródła: Point Carbon, TAURON 31
Notowania kontraktów BASE na 215 r. w tym Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 168,11 146 932 na TGE 168,16 19 877 poza TGE 167,96 37 55 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.: 161 11 GWh 32
Notowania kontraktów BASE na 216 r. w tym Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 175,54 42 743 na TGE 175,73 29 75 poza TGE 175,15 13 668 Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 216 r.: 177,87 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 216 r.: 44 675 GWh 33
Notowania kontraktów BASE na 217 r. w tym Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 179,39 2 24 na TGE 177,97 578 poza TGE 179,96 1 445 Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 217 r.: 179,39 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 217 r.: 2 24 GWh 34
Pokrycie analityczne TAURON Instytucja Analityk Instytucja Analityk DB Securities Tomasz Krukowski Ipopema Securities Piotr Zielonka 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 Stanisław Ozga UBS Investment Research Michał Potyra J.P. Morgan Cazenove Michał Kuzawiński Patrick Hummel Erste Group Tomasz Duda Tomasz Walkowicz Espirito Santo Investment Poland Maria Mickiewicz Pekao Investment Banking Flawiusz Pawluk Goldman Sachs Fred Barasi WOOD & Company Bram Buring HSBC Dmytro Konovalov Dom Maklerski BOŚ Michał Stalmach 35
DZIĘKUJEMY ZA UWAGĘ 36