Wyniki finansowe Grupy TAURON za 2015 r. 10 marca 2016 r.
Kluczowe parametry finansowe za 2015 r. Wyniki Grupy TAURON za 2015 r. [mln zł] Przychody ze sprzedaży 18 375-1,1% r/r EBITDA 3 523-4,6% r/r Wynik netto (1 804) - CAPEX 4 175 35,1% r/r Dług netto/ebitda 2,20x wzrost o 0,40 r/r Wyniki kluczowych segmentów za 2015 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu 6 450 15 984 5 376 1 206 EBITDA 2 372 380 755 9 EBIT 1 372 370 (3 477) (104) CAPEX 1 925 5 1 934 211 2
Kluczowe parametry finansowe za IV kwartał 2015 r. Wyniki Grupy TAURON za IV kwartał 2015 r. [mln zł] Przychody ze sprzedaży 4 741-2,4% r/r EBITDA 682-11,3% r/r Wynik netto (2 883) - CAPEX 1 397 29,4% r/r Dług netto/ebitda 2,20x wzrost o 0,40 r/r Wyniki kluczowych segmentów za IV kwartał 2015 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu 1 657 4 171 1 465 331 EBITDA 533 (71) 191 32 EBIT 265 (74) (3 608) 3 CAPEX 791 1 526 34 3
Podsumowanie kluczowych wydarzeń 16 stycznia Wyrażenie wstępnego zainteresowania nabyciem całości lub części aktywów KWK Brzeszcze 10 lipca 13 lipca Zawarcie aneksu do umowy z Bankiem Gospodarstwa Krajowego w sprawie podwyższenia wartości programu emisji obligacji o 700 mln zł. 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 12 sierpnia Wypłata dywidendy w wysokości 263 mln zł (0,15 zł na akcję) 27 października Podtrzymanie przez agencję ratingową Fitch ratingów TAURON na poziomie BBB i zmiana perspektywy ze stabilnej na negatywną 24 listopada Podpisanie z bankami umów ustanawiających program emisji obligacji o łącznej wartości 6,27 mld zł 8 grudnia, 29 stycznia 2016 r. Powołanie w skład zarządu: Remigiusza Nowakowskiego, Jarosława Brody, Kamila Kamińskiego, Piotra Zawistowskiego i Marka Wadowskiego 31 grudnia Zawarcie przyrzeczonej umowy nabycia części aktywów KWK Brzeszcze 29 stycznia 2016 r. 15 lutego 2016 r. 3 marca 2016 r. EC Stalowa Wola odstępuje od umowy z Abener Energia generalnym wykonawcą bloku parowo-gazowego w Stalowej Woli. Przyczyny odstąpienia: naruszenie harmonogramu i istotnych warunków technicznych kontraktu Informacja o zamiarze ujęcia w sprawozdaniach finansowych za rok 2015 odpisu aktualizującego wartość jednostek wytwórczych segmentu Wytwarzanie i odpisu z tytułu utraty wartości bilansowej akcji/udziałów w TAURON Wytwarzanie oraz TAURON Ciepło (ok. 3,6 mld zł odpisu w sprawozdaniu skonsolidowanym i 4,9 mld zł w jednostkowym) Na Zgromadzeniu Obligatariuszy stawili się obligatariusze reprezentujący 91,44 proc. głosów, w konsekwencji czego zgromadzenie obligatariuszy było niezdolne do podjęcia uchwały dotyczącej zmiany warunków emisji obligacji (kwestia podwyższenia kowenantu dług netto/ebitda z 3x do 3,5x). Spółka zaproponuje obligatariuszom zawarcie odrębnych porozumień dotyczących uczestnictwa i głosowania na zgromadzeniach obligatariuszy 4
Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 Q1 2014 Q2 2014 Q3 2014 Q4 2014 Q1 2015 Q2 2015 Q3 2015 Q4 2015 Q1 2016 Q2 2016 Q3 2016 Q4 2016 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 Q1 2014 Q2 2014 Q3 2014 Q4 2014 Q1 2015 Q2 2015 Q3 2015 Q4 2015 Q1 2016 Q2 2016 Q3 2016 Q4 2016 Sytuacja makroekonomiczna i rynkowa 5% 4% 3% 2% 1% 0% 0,0% 1,1% 1,6% Wzrost PKB Polski* oraz indeks PMI dla przemysłu (średnia kwartalna) 2,3% 3,2% 3,2% 3,3% 3,7% 3,6% 3,5% 3,7% 3,8% 3,9% 3,6% 3,5% 3,3% 56 55 54 53 52 51 50 49 48 47 46 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% -1% -2% -3% -2,0% 1,2% Wzrost produkcji sprzedanej przemysłu i zużycia energii elektrycznej (zmiana r/r)* 5,0% 4,5% 4,9% 3,7% 1,8% 3,1% 5,3% 3,9% 4,3% 6,0% 6,0% 5,6% 5,0% 4,2% 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-13 191,60 108 861 Y-14 160,40 142 841 Y-15 168,11 146 932 Y-16 166,47 147 923 Y-17 162,24 23 389 Y-18 159,34 1 121 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 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce [TWh] 5,8% 6,2% 2,1% 34,6% 51,3% +3,32% 161 772 156 567 +8,2% 9,02 +26,6% 9,76 9,78 12,38 +28,1% 3,27 4,19-1,2% 54,21 53,56 80,28 +2,0% 81,88 Q1-Q4 2014 Q1-Q4 2015 6,0% 7,6% 2,6% 33,1% 50,6% el. przemysłowe odnawialne źródła energii el. cieplne gazowe el. cieplne na węgiel brunatny el. cieplne na węgiel kamienny * Źródło: GUS, IBnGR, PSE 5
Kluczowe dane operacyjne za 2015 r. mln Mg 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] 4,88 5,09 1,36-2,2% 1,33 5,40 4,91 3,52 3,76 6,8% 2014 2015-9,1% TWh 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] 16,64 15,37 1,59 1,79-10,9% 13,41 15,04 11,51 13,58 10,8% -14,2% 2014 2015 PJ 14 12 10 8 6 4 2 0 sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę produkcja węgla handlowego energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło TWh 60 50 40 30 20 10 0 Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] 47,90 49,20 5 378 2014 2015 5 418 2,7% 40 tys. klienci 5 450 5 400 5 350 5 300 5 250 5 200 Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [TWh] 36,43 35,94 2014 2015-1,3% TWh 40 35 30 25 20 15 10 5 0 dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 6
Kluczowe dane operacyjne za IV kwartał 2015 r. mln Mg Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] TWh Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] PJ -8,7% 0,0% 8,1% 2,8% 5,2% -15,5% TWh Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] klienci Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [TWh] TWh 2,9% 40 tys. 7
Podstawowe dane finansowe za 2015 r. Przychody ze sprzedaży [mln zł] Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] 20 000 18 000 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 18 577 18 375 2 258-7,4% 2 091 5 817 6 185 6,3% 1 181 1 268* 1 500 1 000 500 0-500 6 000 4 000 2 000 0 10 503 10 099 2014 2015-3,8% -1 807 2014 2015-1 000-1 500-2 000 energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody EBITDA 2015 vs 2014 [mln zł] * Bez uwzględnienia odpisów aktualizujących oraz rezerwy na umowy z ECSW 4 500 4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0-500 3 695 69 86 32 183 3 523 3% 16% 6,3% -104 11% -130 59% 3 565 3 789 67% 21% 21% 3% EBITDA 2014 raportowana -2% EBITDA ZW Nowa i El. Blachownia EBITDA 2014 porównywalna EBITDA 2015 porównywalna Koszt umorzenia czerwonych i żółtych PM Korekta stanu zapasów i czynnych RMK Koszty odstawienia ściany Rozwiązanie rezerwy aktuarialnej Utworzenie rezerwy na ECSW EBITDA Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Poz. nieprzypisane EBITDA 2015 raportowana 3% 0,3% -3% 8
Podstawowe dane finansowe za IV kwartał 2015 r. mln zł Przychody ze sprzedaży [mln zł] 1,1% Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] 132 192* mln zł 500 0 6,2% -500-1 000-2 884-1 500-2 000-8,0% -2 500 Q4 2014 Q4 2015 Q4 2014 Q4 2015-3 000 EBITDA Q4 2015 vs Q4 2014 [mln zł] * Bez uwzględnienia odpisów aktualizujących oraz rezerwy na umowy z ECSW 9
EBITDA za 2015 r. mln zł -4,6% Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w 2015 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, wyższa marża na obrocie energią, niższe jednostkowe koszty zmienne wytwarzania, niższe koszty stałe, niższe przychody z Operacyjnej Rezerwy Mocy, wyższe koszty CO 2 Dystrybucja wyższy wolumen sprzedaży usługi dystrybucyjnej, wzrost WRA, spadek WACC, spadek kosztów Sprzedaż wyższe koszty obowiązku umarzania praw majątkowych przy niższej cenie zakupu praw majątkowych, zmiana struktury odbiorców oraz utworzenie rezerwy na umowy rodzące obciążenia ze wspólnym przedsięwzięciem Elektrociepłownią Stalowa Wola S.A. łącznie na wartość 182,8 mln zł 10
EBITDA za IV kwartał 2015 r. mln zł -11,3% Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w IV kwartale 2015 r.: Wydobycie niższe koszty stałe, rozliczenie kosztu odstawienia ściany, niższe ceny sprzedaży węgla handlowego, sprzedaż wyższego wolumenu węgla, w tym z zapasów Wytwarzanie wyższa produkcja i sprzedaż energii elektrycznej, niższe jednostkowe koszty zmienne wytwarzania, niższa cena sprzedaży energii, wyższa marża na obrocie energią, wyższe koszty CO 2, niższe przychody z Operacyjnej Rezerwy Mocy Dystrybucja wyższy wolumen sprzedaży usługi dystrybucyjnej, wzrost WRA, spadek WACC, spadek kosztów Sprzedaż wyższe koszty obowiązku umarzania praw majątkowych przy niższej cenie zakupu praw majątkowych, zmiana struktury odbiorców oraz utworzenie rezerwy na umowy rodzące obciążenia ze wspólnym przedsięwzięciem Elektrociepłownią Stalowa Wola S.A. łącznie na wartość 182,8 mln zł 11
Zadłużenie i finansowanie Zapadalność długu Grupy TAURON zaciągniętego na 31.12.2015 r. 4 000 3 000 2 000 3 153 2 020 Dług netto/ebitda=2,20x 1 000-716 339 165 187 339 288 211 191 130 130 115 100 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 obligacje kredyty, pożyczki i leasingi 1 317 16% Struktura zadłużenia finansowego Grupy TAURON [mln zł] 50 1% 8 084 41 0% Kwoty dostępnego finansowania Grupy TAURON [mln zł] 490 7% 300 4% 7 060 zadłużenie finansowe (wartość nominalna zadłużenia z tytułu kredytów inwestycyjnych, pożyczek, leasingu oraz obligacji) na 31 grudnia 2015 roku wynosi 8 084 mln zł średnioważona zapadalność długu wg stanu na 31 grudnia 2015 roku wynosi 51 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] obligacje, w tym: 6 676 Oprocentowanie Zabezpieczenie program bankowy 3 000 zmienne IRS obligacje kredyty z EBI pożyczki z NFOŚiGW/WFOSiGW leasingi 6 676 83% obligacje program rynkowy * cashpooling 6 270 89% obligacje program BGK * umowy finansowania do kwoty 6.270 mln zostały zawarte w XI.2015 z zastrzeżeniem spełnienia przez TAURON warunków zawieszających do dnia 29.02.2016 r. program rynkowy 1 750 zmienne brak program BGK 1 210 zmienne brak NSV 716 stałe CIRS kredyty EBI 1 317 stałe brak pożyczki 50 zmienne brak leasingi 41 zmienne brak 12
Zadłużenie i finansowanie Zapadalność długu Grupy TAURON zaciągniętego na dzień 29.02.2016 r. 3 000 2 500 2 000 2 020 2 589 1 000 800 600 826 1 500 400 1 000 500-898 735 165 187 339 288 281 261 200 130 115 100 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 obligacje kredyty, pożyczki i leasingi 200-23 25 24 marzec 2016 2Q 2016 obligacje 3Q 2016 4Q 2016 27 25 39 74 1Q 2017 2Q 2017 kredyty, pożyczki i leasingi 3Q 2017 4Q 2017 Struktura zadłużenia finansowego Grupy TAURON na dzień 29.02.2016 r. [mln zł] 6 905 83% 1 317 16% zadłużenie finansowe (wartość nominalna zadłużenia z tytułu kredytów inwestycyjnych, pożyczek, leasingu oraz obligacji) na 29 lutego 2016 roku wynosi 8 308 mln zł średnioważona zapadalność długu wg stanu na 29 lutego 2016 roku wynosi 63 miesięcy dług denominowany w EUR (emisja obligacji NSV) stanowi 8,85% długu ogółem Struktura długu ze względu na stopę oprocentowania: 8 308 4 600 Instrument Kwota długu [mln zł] obligacje, w tym: 6 905 Oprocentowanie Zabezpieczenie 48 1% programy bankowe 3 000 zmienne IRS program rynkowy 1 750 zmienne brak 38 0% program BGK 1 420 zmienne brak NSV 735 stałe brak obligacje kredyty z EBI pożyczki z NFOŚiGW/WFOSiGW kredyty EBI 1 317 stałe brak pożyczki 48 zmienne brak leasingi 38 zmienne brak leasingi 13
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 910-14 2019 Budowa bloku parowo-gazowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola 450 240 85 2018/2019* Budowa węglowego bloku kogeneracyjnego w ZW Tychy 50 86 93 2016 Elektrownia Jaworzno III budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 200 MW - - 91 2016 Elektrownia Łaziska budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 200 MW - - 100 2015 Budowa bloku parowo-gazowego w Elektrowni Łagisza 413 250 5 2019 Budowa poziomu 800 m w Zakładzie Górniczym Janina - - 36 2020 Budowa szybu Grzegorz w Zakładzie Górniczym Sobieski - - 20 2023 * Termin dokończenia zostanie oszacowany po przeprowadzeniu inwentaryzacji i zaakceptowaniu kompleksowej koncepcji zakończenia projektu 14
CAPEX podział na segmenty Główne inwestycje realizowane w 2015 roku: Nakłady inwestycyjne wg segmentów [mln zł] 3 090 4 175 Wydobycie: budowa poziomu 800 m w ZG Janina (67 mln zł) zakup dodatkowego kompletu obudowy i wyposażenia dla ZG Janina (71 mln zł) Wytwarzanie: budowa bloku 910 MW w Elektrowni Jaworzno III (643 mln zł), budowa instalacji do obniżenia emisji NOx (248 mln zł) budowa farmy wiatrowej Marszewo II etap (94 mln zł), modernizacja elektrowni wodnych (40 mln zł) odbudowa mocy w ZW Tychy (352 mln zł), budowa i modernizacja sieci ciepłowniczych (62 mln zł), wykonanie zasilania Magistrali Wschodniej oraz Południowej ze źródła Łagisza (59 mln zł), wykonanie zasilania Magistrali Zachodniej oraz Południowej ze źródła ELCHO (28 mln zł), dostosowanie źródła ZW Katowice do potrzeb rynku ciepła po roku 2015 (37 mln zł) Dystrybucja: budowa nowych przyłączy (591 mln zł) modernizacja i odtworzenie majątku sieciowego (1 033 mln zł) 15
Program poprawy efektywności Segment Oszczędności zrealizowane w latach 2013-2015 Oszczędności zaplanowane na lata 2013-2015 Dystrybucja 474 mln zł 416 mln zł 114% Wytwarzanie (w tym OZE i Ciepło) 640 mln zł 420 mln zł 152% Wydobycie 28 mln zł 28 mln zł 100% % 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 56 mln zł Restrukturyzacja zatrudnienia, ograniczenie kosztów usług obcych Razem 1 198 mln zł 864 mln zł 139% W latach 2013-2015 do programu dobrowolnych odejść (PDO) przystąpiły 1 392 osoby. W tym okresie rozwiązano umowę o pracę z 1 905 osobami (razem 4 399 osób 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 2013-2015 r.: 58 proc. przypada na restrukturyzację zatrudnienia, 42 proc. przypada na pozostałe inicjatywy Na lata 2016-2018 przyjęty został nowy Program poprawy efektywności, zakładający oszczędności na poziomie o ok. 100 mln zł wyższym niż zrealizowany Program. Około 75 proc. oszczędności przełoży się na wynik operacyjny Grupy 16
Perspektywy na 2016 rok Obszar Czynniki pozytywne Czynniki negatywne Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie wzrost WRA o ok. 720 mln zł (w tym AMI) stabilny wolumen dostarczanej energii kontynuacja programów poprawy efektywności nieznaczny spadek wolumenów sprzedaży detalicznej, przy wzroście wolumenu sprzedaży hurtowej niższe ceny zakupu węgla znacznie wyższe przychody z ORM w związku z niższymi planowanymi wolumenami produkcji przychody z interwencyjnej rezerwy zimnej kontynuacja programów poprawy efektywności spadek WACC z 7,197 proc. do 5,675 proc. spadek średniej stawki usługi dystrybucyjnej o 2,5 proc. zmniejszenie marż na sprzedaży energii spadek cen w taryfie G o ok. 0,9 proc. spadek ceny sprzedaży energii wyższe koszty CO 2 brak wsparcia dla elektrowni wodnych (>5 MW), obniżenie współczynnika wsparcia dla współspalania biomasy (z 1,0 do 0,5) Wydobycie wyższy wolumen wydobycia wzrost wolumenu wydobycia wysokomarżowych sortymentów grubych i średnich (efekt KWK Brzeszcze) optymalizacja capexu w ramach segmentu wysokie stany zapasów węgla w sektorze niskie ceny węgla planowana strata na działalności spółki Nowe Brzeszcze Grupa TAURON negatywny wpływ na wynik segmentu 17
Kluczowe wyzwania Grupa TAURON kluczowe wyzwania Strategia i model biznesowy Stabilność finansowa Aktualizacja strategii korporacyjnej Grupy TAURON Emisja obligacji na rynku krajowym, głównie do instytucji finansowych Weryfikacja projektów inwestycyjnych / dostosowanie capexu do warunków rynkowych i możliwości finansowych Grupy Ujednolicenie kowenantu długu netto/ebitda w umowach finansowania z 3,0x do 3,5x Uproszczenie modelu zarządzania (niższe koszty, krótsza ścieżka decyzyjna) Wdrożenie kolejnego programu poprawy efektywności kosztowej 18
Program Poprawy Efektywności w Grupie TAURON na lata 2016-2018
Dotychczasowe programy poprawy efektywności w Grupie TAURON Oszczędności o ok. 300 mln zł przewyższyły kwotę ogłoszoną przy publikacji Programu 20
Uwarunkowania nowego Programu W ciągu ostatnich kilku lat zauważalne jest pogorszenie się ogólnej sytuacji zarówno całego sektora energetycznego, jak i poszczególnych spółek, które go tworzą TRENDY RYNKOWE I REGULACYJNE zaostrzająca się polityka klimatyczna Unii Europejskiej zwiększanie obowiązków zakupu uprawnień do emisji CO 2, odwrót od węgla na rzecz źródeł odnawialnych spadek cen węgla kamiennego, skutkujący co prawda zmniejszeniem kosztów wytwarzania energii, ale również spadkiem marż na sprzedaży węgla poza Grupę spadek cen energii elektrycznej brak pokrycia wszystkich kosztów u wytwórców oraz zwiększona konkurencja wśród sprzedawców zmiana zasad wynagradzania w obszarze dystrybucji model jakościowy (istotna poprawa wskaźników SAIDI, SAIFI i czasu przyłączenia będzie wymagała ponoszenia dużych nakładów inwestycyjnych) zmiana strategii europejskich grup energetycznych wycofywanie się z działalności w części aktywów wytwórczych Uwzględniając czynniki rynkowe i regulacyjne, a także wewnętrzne uwarunkowania Grupy TAURON, jednym z istotnych działań jest wprowadzenie kolejnego programu poprawy efektywności 21
Program poprawy efektywności perspektywa 2016-2018 Około 80% Prawie 60% Rozkład planowanych oszczędności w nowym programie poprawy efektywności Obszary Dystrybucji, Wytwarzania i Wydobycia Obszar Dystrybucji i Wytwarzania Oszczędności rozłożą się równomiernie w latach 2016-2018 Docelowy wpływ na EBIT zostanie osiągnięty w roku 2018 2015 2016 2017 2018 Prace nad programem poprawy efektywności były zbieżne z pracami nad planem finansowym na rok 2016 dla Grupy TAURON Planowane oszczędności będą utrzymywać się w każdym kolejnym roku realizacji programu [4,3] Planowany poziom oszczędności [2,5] [2,3] w latach 2016-2018 wyniesie 1 303 mln zł [6,6] 22
Program poprawy efektywności perspektywa 2016-2018 ZAKRES OSZCZĘDNOŚCI mln zł 1 400 1 200 401 116 1 303 1 000 800 786 600 400 200 0 Reorganizacja procesów podstawowych Podniesienie efektywności wykorzystania majątku Poprawa efektywności polityki zakupowej Razem oszczędności [6,6] [4,3] Około 75% oszczędności przełoży się wprost na wynik operacyjny Grupy. Pozostałe oszczędności związane są z obniżeniem wydatków inwestycyjnych w zakresie wykorzystania posiadanego majątku oraz poprawy efektywności polityki zakupowej [2,5] [2,3] 23
Program poprawy efektywności perspektywa 2016-2018 GRUPA TAURON PLANUJE REALIZOWAĆ KOLEJNY PLAN POPRAWY EFEKTYWNOŚCI, GŁÓWNIE POPRZEZ OPTYMALIZACJĘ KOSZTÓW OPERACYJNYCH ORAZ WYDATKÓW CAPEX Wydobycie (255 mln zł) Restrukturyzacja zatrudnienia, obniżenie i zwiększenie elastyczności kosztów pracy, działania reorganizacyjne Wykorzystanie aukcji elektronicznych w procesie zakupów Optymalizacja planu inwestycyjnego Dystrybucja (390 mln zł) Reorganizacja, restrukturyzacja zatrudnienia Ograniczenie kosztów utrzymania majątku Poprawa efektywności zakupów Outsourcing usług magazynowych Sprzedaż zbędnych nieruchomości Wytwarzanie (367 mln zł) Optymalizacja remontów i innych kosztów utrzymania majątku Restrukturyzacja zatrudnienia Poprawa efektywności zakupów Optymalizacja usług eksploatacyjnych układu nawęglania i odpopielania Ograniczenie kosztów usług serwisowych Optymalizacja planu inwestycyjnego Pozostałe (291 mln zł) Restrukturyzacja zatrudnienia Ograniczenie zakresu usług IT Zmiana procesu obsługi wydruków i monitów windykacyjnych Ograniczenie kosztów obsługi klienta Optymalizacja kosztów działań promocyjnych, sponsoringowych Ograniczenie kosztów administracyjnych Oczekuje się, że dzięki wyżej wymienionym działaniom Grupa TAURON osiągnie dodatkową poprawę efektywności działalności, co przełoży się na polepszenie wskaźników będących kowenantami w umowach z instytucjami [4,3] finansującymi [6,6] [2,5] [2,3] Pozwoli to na zwiększenie EBITDA Grupy o około 400 mln zł w 2018 roku (trwały, powtarzalny efekt począwszy od 2018 r.). Łączny skumulowany wzrost EBITDA z tytułu Programu Poprawy Efektywności w latach 2016-2018 szacowany jest na ok. 1 mld zł 24
Program poprawy efektywności perspektywa 2016-2018 OSZCZĘDNOŚCI W OBSZARACH BIZNESOWYCH mln zł 1 400 291 1 303 1 200 1 000 390 800 600 367 400 255 200 0 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Pozostałe Grupa TAURON 25
Program poprawy efektywności perspektywa 2016-2018 OSZCZĘDNOŚCI W LATACH mln zł 1 400 465 1 303 1 200 1 000 432 800 600 400 406 200 0 2016 2017 2018 2016-2018 [6,6] [4,3] [2,5] [2,3] 26
Program poprawy efektywności perspektywa 2016-2018 PROGRAM POPRAWY EFEKTYWNOŚCI ZOSTAŁ ZAPLANOWANY, FORMALNIE PRZYJĘTY I BĘDZIE PODLEGAŁ BIEŻĄCEMU MONITOROWANIU Program poprawy efektywności na lata 2016-2018 w Grupie TAURON został przyjęty uchwałą Zarządu TAURON Polska Energia Oszczędności zostały uwzględnione w planach rzeczowo-finansowych Spółek oraz Grupy. Plany te są na bieżąco monitorowane Co kwartał Grupa TAURON podaje do publicznej wiadomości zaawansowanie realizacji tego programu [6,6] [4,3] [2,5] [2,3] 27
Dziękujemy Q & A Departament Komunikacji Rynkowej i PR Biuro Relacji Inwestorskich : Marcin Lauer marcin.lauer@tauron.pl tel. + 48 32 774 27 06 Paweł Gaworzyński pawel.gaworzynski@tauron.pl tel. + 48 32 774 25 34 Magdalena Wilczek magdalena.wilczek@tauron.pl tel. + 48 32 774 25 38 28
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. 29
Segment Wydobycie Dane finansowe za 2015 r. [mln zł] 100 50 49 EBIT bridge za 2015 r. [mln zł] 0-50 -100-150 -200-7 EBIT I-XII 2014 EBIT (wyk.) 2014 Wolumen sprzedaży węgla -29 Cena sprzedaży węgla -79 Koszt własny sprzedanego węgla -47 Różnice inwentar. RMC -39 Różnice inwentar. zapasy -31 Koszt odstawienia ściany 104 Rozwiązanie rezerw pracowniczych -24 Pozostałe przychody /koszty -104 EBIT 2015 EBIT I-XII 2015 (wyk.) Dane finansowe za IV kw. 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za IV kw. 2015 r. [mln zł] Q4 2014 Q4 2015 30
Segment Wytwarzanie Dane finansowe za 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za 2015 r. [mln zł] Dane finansowe za IV kw. 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za IV kw. 2015 r. [mln zł] 31
Segment Dystrybucja Dane finansowe za 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za 2015 r. [mln zł] 13,4% Dane finansowe za IV kw. 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za IV kw. 2015 r. [mln zł] 91,2 % 32
Segment Dystrybucja wolumeny 45 630 47 004 Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w IV kw. 2014 r. Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w IV kw. 2015 r. 11 553 11 958 Dane dotyczą dystrybucji energii elektrycznej do odbiorców końcowych 33
Segment Sprzedaż Dane finansowe za 2015 r. [mln zł] 582 112 EBIT bridge za 2015 r. [mln zł] -36,5% -43 23 5-60 -85-183 19 370 EBIT 2014 Ceny energii detalicznej Ceny praw majątkowych Obowiązek PM zielonych i fioletowych Obowiązek PM czerwonych i żółtych Opłaty handlowe Koszty stałe Rezerwa na ECSW Pozostałe przychody/koszty EBIT 2015 Dane finansowe za IV kw. 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za IV kw. 2015 r. [mln zł] 4 010 4 171 104 16 6-11 -6 2 107 104-71 -74 Q4 2014 Q4 2015 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q4 2014 Ceny energii detalicznej Ceny praw majątkowych Obowiązek PM zielonych i fioletowych Obowiązek PM czerwonych i żółtych -183-2 Opłaty handlowe Rezerwa na ECSW Pozostałe przychody/koszty -74 EBIT Q4 2015 34
Segment Sprzedaż wolumeny Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [GWh] w 2014* Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [GWh] w 2015 4 135 6 840 3 691 8 620 9 484 36 105 10 255 Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Sprzedaż pozostała** 9 738 35 914 Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Sprzedaż pozostała** 9 039 5 392 Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [GWh] w IV kw.2014* 4 826 Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [GWh] w IV kw. 2015 1 484 1 802 1 345 2 092 2 351 9 597 2 662 Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Sprzedaż pozostała** 2 451 9 465 2 430 Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Sprzedaż pozostała** 1 298 1 147 * 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 35
Koszty stałe 68% Koszty stałe 74% Koszty zmienne 32% Koszty zmienne 26% Struktura kosztów rodzajowych w 2015 r. 31,5% 10 291 13 534 mln zł Wzrost kosztów w 2015 r. dotyczy głównie: 2 795 692 2 561 770 2 763 odpisów aktualizacyjnych (ujętych łącznie z amortyzacją) w związku z przeprowadzonym testem na trwałą utratę wartości aktywów, podatków i opłat (wyższe koszty rezerwy CO 2 ). Niższe koszty dotyczyły: 2 694 1 849 zużycia materiałów i energii, kosztów świadczeń pracowniczych (głównie efekt niższego stanu zatrudnienia w roku 2015 oraz wzrostu kosztów rezerw aktuarialnych w roku 2014 (zmiana stopy dyskonta). 2 085 Struktura kosztów: 5 432 w 2015 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 26%, koszty stałe ok. 74% 1 849 w 2014 r.: koszty zmienne ok. 32%, koszty stałe ok. 68% Przyczyną zmiany struktury kosztów jest dokonanie odpisów aktualizujących wartość aktywów. 36
Koszty stałe 72% Koszty stałe 86% Koszty zmienne 28% Koszty zmienne 14% Struktura kosztów rodzajowych w IV kwartale 2015 r. 112,7% 2 999 6 380 767 mln zł Wzrost kosztów w IV kwartale 2015 r. wynika z przeprowadzonych testów na trwałą utratę wartości i ujęcia odpisów aktualizujących wartość aktywów Segmentu Wytwarzanie. 901 Spadek kosztów w IV kwartale 2015 r. dotyczy głównie: 226 729 502 kosztów świadczeń pracowniczych z uwagi na niższe przeciętne zatrudnienie w 2015 r. oraz wzrost kosztów rezerwy aktuarialnej w roku 2014 (zmiana stopy dyskonta), a także wzrost rezerwy na PDO, 751 kosztów zużycia materiałów i energii z uwagi na niższe koszty zakupu en. el. na różnicę bilansową, niższe koszty zbrojenia ścian. 584 475 4 116 Struktura kosztów: w IV kwartale 2015 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 14%, koszty stałe ok. 86% w IV kwartale 2014 r.: koszty zmienne ok. 28%, koszty stałe ok. 72% Przyczyną zmiany struktury kosztów jest dokonanie odpisu aktualizującego wartość aktywów Segmentu Wytwarzanie. 37
Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej Energia elektryczna Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW-POEE 2015 r. 2016 r. (do 18 lutego 2016 r.) 2016/2015 (do 18 lutego 2016 r.) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena % Wolumen % Forward BASE (Y+Q+M) 167,51 201 870 165,98 163 068-0,9% -19,2% Forward PEAK (Y+Q+M) 215,96 17 866 211,13 18 160-2,2% +1,6% Forward (średnia ważona) 171,45 219 737 170,51 181 228-0,5% -17,5% SPOT (TGE) 156,40 25 102 169,20 (prognoza) 25 000 +8,2% -0,4% Średnia ważona razem 169,90 244 839 170,35 206 228 +0,3% -15,8% Prawa majątkowe (zł/mwh) Uprawnienia do emisji CO 2 (EUA/t) Rodzaj certyfikatu Ceny rynkowe (średnia w 2015 r.) Opłata zastępcza i obowiązek za: 2015 r. 2016 r. OZE (PMOZE_A) 123,61 303,03 (14,0%) 300,03 (15,0%) Kogeneracja węglowa (PMEC-2015) Kogeneracja gazowa (PMGM-2015) 10,68 11,00 (23,2%) 11,00 (23,2%) 117,35 121,63 (4,9%) 125,00 (6,0%) Metan (PMMET-2015) 61,76 63,26 (1,3%) 63,00 (1,5%) Ankieta analityków rynku CO 2 * (aktualizacja luty 2016 r.) Średnia w 2016 r. Średnia w 2017 r. Średnia w 2018 r. Prognozowana przez TAURON średnia cena w 2016 r. (założenia wrzesień 2015 r.) Prognozowana przez TAURON średnia cena w 2016 r. (**aktualizacja luty 2016 r.) Cena (EUR/t) 7,15 EUR/t 8,00 EUR/t 9,20 EUR/t 9,49 EUR/t 6,00 6,30 EUR/t * Źródła: Point Carbon, BNEF, Consus, GDF SUEZ Trading, HSE, Mkonline, Societe Generale, TAURON ** Średnia cena notowań w okresie styczeń - luty 2016 r. + korekta analityków TPE 38
Notowania kontraktów BASE na 2016 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 166,47 147 923 w tym na TGE 166,12 115 729 poza TGE 167,70 32 193 Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 2016 r.: 171,06 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 2016 r.: 164 728 GWh 39
Notowania kontraktów BASE na 2017 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 162,24 23 389 w tym na TGE 160,81 14 550 poza TGE 164,59 8 839 Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 2017 r.: 164,51 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 2017 r.: 24 519 GWh 40
Notowania kontraktów BASE na 2018 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 159,34 1 121 w tym na TGE 158,49 464 poza TGE 159,93 657 Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 2018 r.: 160,17 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 2018 r.: 1 136 GWh 41
Pokrycie analityczne TAURON Instytucja Analityk Instytucja Analityk BAML Denis Deruskhin ING Securities Maria Mickiewicz DB Securities Tomasz Krukowski J.P. Morgan Cazenove Michał Kuzawiński Dom Maklerski BOŚ Michał Stalmach Pekao Investment Banking Łukasz Jakubowski 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 Trigon Krzysztof Kubiszewski Erste Group Haitong Bank Tomasz Duda Robert Maj UBS Investment Research Michał Potyra Patrick Hummel Tomasz Walkowicz HSBC Dmytro Konovalov WOOD & Company Bram Buring 42
Dziękujemy za uwagę 43