Wyniki finansowe Grupy TAURON za I-III kwartał 213 r. 14 listopada 213 r.
Kluczowe parametry finansowe Wyniki Grupy TAURON [] I-III kw. 213 III kw. 213 Przychody ze sprzedaży 14 29 (-22% r/r) 4 537 (-23% r/r) EBITDA 2 996 (-3% r/r) 944 (-6% r/r) Zysk netto 1 261 (-5% r/r) 37 (-16% r/r) CAPEX 2 368 (+18% r/r) 1 18 (+32% r/r) Dług netto/ebitda 1,19-1,19 - Wyniki wybranych segmentów I-III kw. 213 [] Dystrybucja Sprzedaż Wydobycie Wytwarzanie Przychody segmentu 4 447 13 31 1 93 3 44 EBITDA 1 696 747 168 121 Zysk netto 1 2 721 89 (262) CAPEX 1 192 15 173 43 2
Podsumowanie III kwartału 213 r. Przedłużenie do 31 grudnia 213 r. terminu związania ofertą złożoną przez konsorcjum RAFAKO S.A. MOSTOSTAL WARSZAWA S.A. w ramach postępowania przetargowego na wybór wykonawcy bloku o mocy 91 MW w Elektrowni Jaworzno III Wzrost zużycia energii elektrycznej r/r w Polsce w III kwartale 213 r. o 2,1% Uruchomienie farmy wiatrowej Marszewo o mocy 82 MW Uruchomienie farmy wiatrowej Wicko o mocy 4 MW Unieważnienie przetargu na budowę bloku gazowo-parowego o mocy 135 MW e / 9 MW t w Katowicach (TAURON Ciepło) Podpisanie umowy z ING Bankiem Śląskim, Bankiem Polska Kasa Opieki i BRE Bankiem dotyczącej programu emisji obligacji do kwoty 5 mld zł Podpisanie umów z Bankiem Gospodarstwa Krajowego dotyczących programu emisji obligacji długoterminowych TAURON Polska Energia S.A. do kwoty 1 mld zł Negatywne Ostateczne rozliczenie programu rekompensat KDT. Łączny wpływ gotówki do TAURON w związku z rozliczeniem KDT to ok. 477 Historyczne minima cenowe kontraktów terminowych z dostawą w 214 r. (Base Y-14) ok. 145 zł/mwh. Do końca III kwartału 213 r. ceny powróciły do poziomu ok. 155 zł/mwh Spadek o 4,55% cen sprzedaży energii na II półrocze 213 r. dla odbiorców w taryfie G 3
Wicko Farmy wiatrowe Wicko i Marszewo Marszewo Wicko (woj. pomorskie) Marszewo (woj. pomorskie) Moc 4 MW Moc 82 MW Liczba turbin 2 Liczba turbin 41 Model turbin Vestas V9, średnica 9 m Model turbin Vestas V8, średnica 8 m Vestas V9, średnica 9 m Moc turbiny 2 MW Moc turbiny 2 MW Planowany poziom produkcji: ok. 87 GWh/rok Planowany poziom produkcji: ok. 18 GWh/rok 4
Blok 5 Mw e /16 MW t w Bielsku-Białej Bielsko-Biała (woj. śląskie) Paliwo podstawowe Moc bloku brutto węgiel kamienny 5,82 MW e Sprawność wytwarzania Zwiększona o ok. 26% Emisja CO 2 Zmniejszona o ok. 25% Moc członu ciepłowniczego Sprawność przemiany w energię i ciepło 16 MW t 89,6% (brutto) Emisja pyłu Emisja SO 2 Zmniejszona ponad 17-krotnie Zmniejszona 1-krotnie Realizacja projektu 28 213 Emisja NO x Zmniejszona 3-krotnie 5
I kw.'11 II kw.'11 III kw.'11 IV kw.'11 I kw.'12 II kw.'12 III kw.'12 IV kw.'12 I kw.'13 II kw.'13 III kw.'13 IV kw.'13 I kw.'11 II kw.'11 III kw.'11 IV kw.'11 I kw.'12 II kw.'12 III kw.'12 IV kw.'12 I kw.'13 II kw.'13 III kw.'13 IV kw.'13 Sytuacja makroekonomiczna i rynkowa PKB Wzrost PKB Polski* oraz indeksu PMI dla przemysłu PMI Wzrost produkcji sprzedanej przemysłu i zużycia energii elektrycznej (zmiana r/r)* 5% 4% 3% 2% 1% % +1,2 p.p. 56 54 52 5 48 46 44 12% 1% 8% 6% 4% 2% % -2% -4% +2,9 p.p. wzrost PKB prognoza wzrostu PKB PMI dla przemysłu wzrost produkcji sprzedanej zmiana krajowego zużycia energii prognoza wzrostu produkcji sprzedanej zł Notowania rocznych kontraktów BASE na TGE 28 235 BASE_Y-13 BASE_Y-14 BASE_Y-15 19 Średnia cena ważona wolumenem obrotu (TGE): 145 BASE_Y_13: 185,8 zł/mwh; Wolumen (TWh): 66,4 TWh BASE_Y_14: 157, zł/mwh Wolumen (TWh): 87,5 TWh BASE_Y_15: 161,4 zł/mwh Wolumen (TWh): 12,2 TWh 1 211 212 213 TWh 14 12 1 8 6 4 2 Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce [TWh] +1,4% 118, 119,8 9,61-5,4% +24,5% 9,9 4,61 5,73 42,2 +,6% 42,29 +1,3% 61,8 62,63 I-III kw. 212 I-III kw. 213 pozostałe odnawialne źródła energii el. cieplne na węgiel brunatny el. cieplne na węgiel kamienny * Źródło: GUS, IBnGR (prognozy), PSE 6
Kluczowe dane operacyjne za III kw. 213 mln Mg 2, Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] TWh 6 Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] PJ 3 1,5,49 5 4,28,32 2,5 2 1,,5-17,1% 3 +22,1% 1,5,5 1, 1,52,83 1,26 +2,% -17,% 2 1 4,57,95 4,21 1,16 +14,3% -7,9% 1,5, III kw. 212 III kw. 213 III kw. 212 III kw. 213 sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę węgiel handlowy energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło TWh 14 Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] klienci 5 4 Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] TWh 12 12 1 1 5 35 8 8 6 4 2 11,54 11,74 5 324 5 294 III kw. 212 III kw. 213 +3 tys. +1,7% 5 3 5 25 5 2 1,66 9,86 III kw. 212 III kw. 213-7,5% 6 4 2 dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 7
Kluczowe dane operacyjne w I-III kw. 213 mln Mg 5, Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] TWh 16 Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] PJ 12 4, 3, 2, 1,, 1,22 1,41 4,9 4,26 2,74 2,88 I-III kw. 212 I-III kw. 213 +4,2% +15,6% +5,1% 14 12 1 8 6 4 2,92,92 13,17 1,68 13,36 1,59 I-III kw. 212 I-III kw. 213 -,8%,% +1,4% 1 8 6 4 2 sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę węgiel handlowy energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło TWh Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] klienci 5 4 Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] TWh 42 25 35 2 15 1 5 35,72 35,72 5 324 5 294 I-III kw. 212 I-III kw. 213 5 35 5 3 +3 tys. 5 25,% 5 2 33,37 3,71 I-III kw. 212 I-III kw. 213-8,% 28 21 14 7 dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 8
Podstawowe dane finansowe za III kw. 213 Przychody ze sprzedaży [] Zysk netto [] 7 6 5 4 3 2 1 5 9 678,1 1 372,1 3 85, 4 537 498,5 1 347, 2 691,9-26,5% -1,8% -3,1% 442,8 37,2-16,4% 525 45 375 3 225 15 75 III 3Q kw. 212 III kw. 3Q 213 III kw. 212 III kw. 213 energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody 1 5 1 3 EBITDA III kw. 212 [] EBITDA III kw. 213 [] 1 1 9 1, 845,4 +15,% 972, +18,9 +8,7 944,4 7-154,6 5 3 1-1 EBITDA raportowana Przychody z tytułu rekompensaty (KDT) EBITDA porównywalna EBITDA porównywalna Przychody z tytułu rekompensat KDT (korekta rozl. końcowe) Odpis aktualizujący wartość aktywów EBITDA raportowana 9
Podstawowe dane finansowe w I-III kw. 213 Przychody ze sprzedaży [] Zysk netto [] 2 18 214 1 4 18 16 14 12 1 8 6 4 2 2 172,5 4 281,8 11 759,9 14 29 1 694,3 4 165,8 8 349,4-22,% -2,7% -29,% 1 333,1 1 26,7-5,4% 1 2 1 8 6 4 2 I-III 1H kw. 212 212 I-III kw. 1H 213 I-III kw. 212 I-III kw. 213 energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody 3 5 3 3 81,3 EBITDA I-III kw. 212 [] 2 65, +24,6% 3 32,8 EBITDA I-III kw. 213 [] +18,9 +42,3 +245,2 2 996,4 2 5-431,3 2 1 5 1 5 EBITDA raportowana Przychody z tytułu rekompensaty (KDT) EBITDA porównywalna EBITDA porównywalna Przychody z tytułu rekompensat KDT (korekta rozl. końcowe) Odpis aktualizujący wartość zapasów Odpis aktualizujący wartość aktywów EBITDA raportowana 1
EBITDA za III kw. 213-5,6% EBIT Amortyzacja 1 4 16,9% 1 2 8,9% 7,5% 17,5% 59,8% 41,3% 3,5% 27,1% 11,8% - 2,8% 1 8 6 4 421 579-9 24-138 -1 57 55 27 15-4 423 521 2 EBITDA III kw. 212 Wydobycie Wytwarzanie Ciepło OZE Dystrybucja Sprzedaż Obsługa klienta Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBITDA III kw. 213 Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA: Segment Wydobycie spadek cen węgla na rynku Segment Wytwarzanie brak przychodów z rekompensaty KDT, odpis aktualizujący aktywa oraz niższe ceny energii na rynku hurtowym Segment Dystrybucja spadek jednostkowego kosztu zakupu usług dystrybucyjnych (niższe opłaty przesyłowe, niższy koszt zakupu energii na różnicę bilansową) Segment Sprzedaż: spadek kosztów obowiązku umorzenia zielonych certyfikatów (znaczny spadek cen rynkowych zielonych certyfikatów) brak obowiązku umarzania praw majątkowych z kogeneracji utrzymujący się wysoki spread między cenami energii na rynku detalicznym i hurtowym 11
Struktura kosztów rodzajowych w III kw. 213 Struktura kosztów rodzajowych 1% III kw. 212 16% 26% 26% 5% 25% 1% 2 69,1-6,4% III kw. 213 18% 23% 26% 7% 24% 1% 2 441,4 % 2% 4% 6% 8% 1% 12% 1% Amortyzacja i odpisy aktualiz. ŚT i WN Zużycie materiałów i energii Usługi obce Podatki i opłaty Koszty świadczeń pracowniczych Odpis aktualizujący wartość zapasów i należności Pozostałe koszty rodzajowe Spadek kosztów w III kwartale 213 r. dotyczy głównie: zużycia materiałów (niższe koszty paliw) usług obcych w tym usług dystrybucyjnych i przesyłowych (obniżenie r/r opłaty przesyłowej OSP) kosztów świadczeń pracowniczych głównie efekt wdrożonych programów PDO i niższego stanu zatrudnienia Struktura kosztów: W III kwartale 213 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 41%, koszty stałe ok. 59% W III kwartale 212 r.: koszty zmienne ok. 4%, koszty stałe ok. 6% W III kwartale 213 r. struktura kosztów nie odbiegała od struktury w analogicznym okresie 212 r., przy spadku w bieżącym okresie zarówno poziomu kosztów stałych, jak i zmiennych 12
Struktura kosztów rodzajowych w I-III kw. 213 Struktura kosztów rodzajowych 1,1% I-III kw. 213 2% 23% 24% 7% 25%,3% 7 773,3 +1,1% I-III kw. 212 15% 26% 25% 6% 26%,5% 7 685,3,9% % 2% 4% 6% 8% 1% 12% Amortyzacja i odpisy aktualiz. ŚT i WN Zużycie materiałów i energii Usługi obce Podatki i opłaty Koszty świadczeń pracowniczych Odpis aktualizujący wartość zapasów i należności Pozostałe koszty rodzajowe Wzrost kosztów w okresie I-III kwartałów 213 r. dotyczy głównie: amortyzacji (w tym odpis aktualizujący aktywa wytwórcze o wartość ok. 237 ) podatków i opłat koszty utworzonej rezerwy na uprawnienia do emisji CO 2 Spadek kosztów w okresie I-III kwartałów 213 r. dotyczy głównie: usług obcych w tym usług dystrybucyjnych i przesyłowych (obniżenie r/r opłaty przesyłowej OSP) zużycia materiałów i energii dzięki niższym kosztom paliw kosztów świadczeń pracowniczych głównie efekt wdrożonych programów PDO i niższego stanu zatrudnienia Struktura kosztów: w okresie I-III kwartałów 213 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 37%, koszty stałe ok. 63% w okresie I-III kwartałów 212 r.: koszty zmienne ok. 42%, koszty stałe ok. 58% Zmiana struktury spowodowana przez: Segmenty Wytwarzanie i Ciepło: zmniejszenie kosztów zmiennych (niższe koszty paliw), ujęcie odpisu aktualizującego aktywa wytwórcze (w kosztach stałych) Segment Dystrybucja: niższe koszty opłaty przesyłowej 13
Segment Dystrybucja kluczowe elementy Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w I-III kw. 212 Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w I-III kw. 213 7 37 1 522 Grupa A 7 43 1 236 Grupa A Grupa B Grupa B 3 71 33 851 Grupa C2 3 78 33 778 Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa C1+R+D 1 911 Grupa G 1 946 Grupa G 1 977 11 9 Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w III kw. 212 Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w III kw. 213 2 34 2 333 3 552 Grupa A 3 529 Grupa A Grupa B Grupa B 912 1 973 Grupa C2 934 11 127 Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa C1+R+D 61 Grupa G 626 Grupa G 3 596 3 75 Dane dotyczą dystrybucji energii elektrycznej do odbiorców końcowych 14
Zadłużenie i finansowanie 3 5 3 2 5 Zapadalność długu Grupy TAURON [] 3 142 Struktura zadłużenia długoterminowego Grupy TAURON [] obligacje 2 1 5 1 1 44 4 298 74% 5 772 1 359 24% kredyty z EBI pożyczki preferencyjne z NFOŚiGW/WFOSiGW 5 17 14 139 14 14 14 89 82 61 214 215 216 217 218 219 22 221 222 223 224 47 1% 68 1% pozostałe kredyty i pożyczki obligacje kredyty i pożyczki zadłużenie długoterminowe na dzień 3 września 213 r.: 5 772 wskaźnik dług netto / EBITDA: 1,19 (w stosunku do 1,18 na koniec 212 r.) średnioważona zapadalność długu wg stanu na 3 września 213 r.: bez uwzględnienia obligacji BGK 42 miesiące z uwzględnieniem obligacji BGK 55 miesięcy dług denominowany w EUR stanowi,6% długu ogółem struktura długu ze względu na stopę oprocentowania: 24% stała stopa procentowa, tj. kwota 1 359 76% zmienna stopa procentowa, tj. kwota 4 413, w tym: - kwota niezabezpieczona 973 - kwota zabezpieczona 3 44 Kwoty dostępnego finansowania Grupy TAURON [] 2 75 68% 4 5 3 7% 1 25% obligacje obejmowane przez konsorcjum banków obligacje BGK cashpooling 15
CAPEX Inwestycja Typ Udział TAURON Moc (MW t ) Moc (MW e ) Zaawansowanie Elektrownia Jaworzno III blok węglowy 1% 91 Główne inwestycje realizowane w okresie I-III kw. 213 r.: Segment Dystrybucja budowa nowych przyłączy (347 ) oraz modernizacja i odtworzenie majątku sieciowego (747 ) Segment OZE budowa farm wiatrowych Marszewo i Wicko (37 ) Segment Wytwarzanie budowa nowych mocy wytwórczych (11 ) oraz budowa instalacji do obniżenia emisji NOx (156 ) Segment Wydobycie budowa podziemnych wyrobisk oraz zakup urządzeń (171 ) Trwają przygotowania do podpisania kontraktu z konsorcjum RAFAKO S.A. MOSTOSTAL WARSZAWA S.A. Planowany termin zakończenia: 218 r. Elektrownia Stalowa Wola blok parowo-gazowy 5% 24 45 Trwają prace budowlane. Planowany termin zakończenia: 215 r. ZW Tychy blok kogeneracyjny 1% 86 5 ZW Nowa turbogenerator TG 5 1% 5 Elektrownia Jaworzno III Modernizacja 6 kotłów 1% Elektrownia Łaziska modernizacja 4 kotłów 1% Wicko farma wiatrowa 1% 4 Inwestycja zakończona Marszewo farma wiatrowa 1% 82 Inwestycja zakończona Podpisano kontrakt z generalnym wykonawcą Elektrobudowa S.A. Planowany termin zakończenia: 216 r. Podpisano kontrakt z generalnym wykonawcą Control Process S.A. Planowany termin zakończenia: 215 r. Trwają prace modernizacyjne. Zakończono prace na trzech blokach. Planowany termin zakończenia: 216 r. Trwają prace modernizacyjne. Zakończono prace na dwóch blokach. Planowany termin zakończenia: 215 r. Elektrownia Blachownia blok parowo-gazowy 5% 85 Trwają prace w zakresie optymalizacji projektu ZW Katowice blok parowo-gazowy 1% 9 135 Przetarg unieważniono. Podjęto działania mające na celu rezygnację z projektu Razem 416 2 567 Nakłady inwestycyjne wg segmentów [] 2 54 1 8 +18,4% 2 368 1 192 83 439 153 116 615 43 87 173 I-III kw. 212 I-III kw. 213 46 Sprzedaż i pozostałe Dystrybucja OZE Ciepło Wytwarzanie Wydobycie 16
Program oszczędności OPEX Segment Oszczędności zrealizowane za 3 kwartały 213 r. Oszczędności zaplanowane na lata 213-215 Dystrybucja 93 416 22% % 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 Wytwarzanie (w tym OZE) 96 387 25% 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 farmy wiatrowej Ciepło 15 33 46% Wydobycie 1 28 35% Razem 214 864 25% 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 W I-III kw. 213 r. do programu dobrowolnych odejść (PDO) przystąpiły 262 osoby. W tym okresie rozwiązano umowę o pracę z 557 osobami (razem 3 51 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 planu na 213 r. Struktura oszczędności za I-III kw. 213 r.: 59% przypada na restrukturyzację zatrudnienia, 41% przypada na pozostałe inicjatywy Szacowana struktura oszczędności w perspektywie 213-215: 73% przypada na restrukturyzację zatrudnienia, 27% przypada na pozostałe inicjatywy 17
Podsumowanie kluczowe czynniki Szacowany spadek WACC na 214 r. do poziomu 7,2-7,3% Wprowadzenie mechanizmów rynku mocy: - od 214 r. rezerwa operacyjna - od 216 r. interwencyjna rezerwa zimna Znaczący spadek rynkowych cen energii Szansa na obniżenie cen węgla kamiennego w dostawach na rok 214 Pozostałe Zamiar pozyskania finansowania dłużnego z rynku w 214 r. (pod warunkiem podpisania kontraktu na budowę bloku w Elektrowni Jaworzno III) Podpisanie kontraktu na budowę bloku o mocy 91 MW w Elektrowni Jaworzno III 18
Zastrzeżenie prawne Niniejsza prezentacja ma charakter wyłącznie informacyjny i nie należy jej traktować jako porady inwestycyjnej. Niniejsza prezentacja została sporządzona przez TAURON Polska Energia S.A. ( Spółka ). Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie ponoszą odpowiedzialności z tytułu jakiejkolwiek szkody wynikającej z wykorzystania niniejszej prezentacji lub jej treści albo powstałej w jakikolwiek inny sposób związany z niniejszą prezentacją. Odbiorcy niniejszej prezentacji ponoszą wyłączną odpowiedzialność za własne analizy i oceny rynku oraz sytuacji rynkowej Spółki i potencjalnych wyników Spółki w przyszłości, dokonane w oparciu o informacje zawarte w niniejszej prezentacji. W zakresie, w jakim niniejsza prezentacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłości, a w szczególności słowa projektowany, planowany, przewidywany i podobne wyrażenia (łącznie z ich zaprzeczeniami), stwierdzenia te wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością oraz innymi czynnikami, których skutkiem może być to, że rzeczywiste wyniki, sytuacja finansowa, działania i osiągnięcia Spółki albo wyniki branży będą istotnie różnić się od jakichkolwiek przyszłych wyników, działań lub osiągnięć wyrażonych w takich stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Ani Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie są zobowiązane zapewnić odbiorcom niniejszej prezentacji jakichkolwiek dodatkowych informacji ani aktualizować niniejszej prezentacji. 19
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
Segment Wydobycie 5 427,9 Dane finansowe [] 1 9 86,7 EBIT bridge [] -95,% 4 344,2 8 7-4,7 3 6 5 2 4-36, 1 12,6 86,7 3,6 4,3 III kw. 212 III kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 3 2 1 EBIT III kw. 212 Wolumen sprzedaży węgla Cena sprzedaży węgla -38,3 Jedn. koszt własny sprzedanego węgla -3,4 4,3 Pozostałe przychody/koszty EBIT III kw. 213 niższa średnia cena sprzedaży węgla, głównie spadek ceny miałów sprzedawanych wewnątrz Grupy spadek wolumenu sprzedaży węgla (-11,3% Q/Q) jako konsekwencja spadku produkcji (-17,1% Q/Q) koszty wytworzenia węgla na poziomie analogicznego okresu ubiegłego roku w odniesieniu do niższej sprzedaży wzrost kosztów w przeliczeniu na tonę sprzedanego węgla mln t 2, 1,5 1,,5, Produkcja węgla handlowego [mln ton] 1,52 1,48 1,52 1,48 1,36 1,21 1,26 I kw. 212 II kw. 212 III kw. 212 IV kw. 212 I kw. 213 II kw. 213 III kw. 213 21
Segment Wytwarzanie (źródła konwencjonalne) 1 4 1 2 1 32,1 Dane finansowe [] 1 89,3 15 96,2 EBIT bridge [] 1 5 8 6 4 2-2 22,6 96,2 82,2-35,1 III kw. 212 III kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT -5-15 -25-35 -45 EBIT 3Q 212-173,5 Przychody z tyt. rekompensaty KDT -23,3 Wolumen sprzedaży energii z wł. prod. -45,7 Cena sprzedaży energii 7,6 Jednostkowy koszt zmienny energii el. 24, 46,9 Marża na obrocie energią el. -29,5 -,8-35,1 Koszty CO2 Koszty stałe Pozostałe EBIT 3Q 213 brak przychodów z KDT (w III kw. 212: 154,6 mln zł. Jednocześnie w III kw. 213, w związku z decyzją Prezesa URE odnośnie wysokości korekty końcowej kosztów osieroconych, rozpoznano korektę przychodów na kwotę 18,9 ) spadek wolumenu i ceny sprzedaży energii elektrycznej TWh 5 4 3 4,52 3,88 Produkcja energii elektrycznej [TWh] 4,56 4,64 4,69 4,16 4,15 ujęcie kosztów rezerwy na niedobór uprawnień CO 2 pozytywny wpływ pozostałych czynników operacyjnych (marża na obrocie energią elektryczną, jednostkowy koszt zmienny wytwarzania i koszty stałe) 2 1 I kw. 212 II kw. 212 III kw. 212 IV kw. 212 I kw. 213 II kw. 213 III kw. 213 22
Segment Odnawialne Źródła Energii (OZE) 4 35 3 Dane finansowe [] 37,4 36,4 3 25 EBIT bridge [] +5,7% 7,8 25 2 15 1 22,5 21,8 12,2 12,9 2 15 1 5,2,9 12,2 12,9-12,6 -,7 5 5 III kw. 212 III kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT III kw. 212 Wolumen - elektrownie wodne Wolumen - farmy wiatrowe Cena sprzedaży certyfikatów Koszty stałe Pozostałe EBIT III kw. 213 TWh,2 Produkcja energii elektrycznej [TWh] wyższa produkcja el. wodnych (korzystne warunki hydrologiczne) wyższa produkcja farm wiatrowych (rozruch FW Wicko i Marszewo) niższa cena sprzedaży zielonych certyfikatów,16,12,8,4,15,14,8,9,12,16,14, I kw. 212 II kw. 212 III kw. 212 IV kw. 212 I kw. 213 II kw. 213 III kw. 213 23
Segment Ciepło Dane finansowe [] EBIT bridge [] 25 2 189,6 222,3 15 1 11,1 -,9 12,7 15 5 3,3 5,3 1 6, 5-5 15,4-7,8 39, 12,7 III kw. 212 III kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT -5-1 -15-7,8 EBIT III kw. 212 Wolumen dystrybucjiwolumen sprzedaży ciepła energii -4,3 Cena sprzedaży energii Jednostkowe koszty zmienne wytwarzania Saldo pozostałej działalności operacyjnej Pozostałe EBIT III kw. 213 wyższy wolumen dystrybucji ciepła i sprzedaży energii niższe ceny sprzedaży energii niższe jednostkowe koszty zmienne wytwarzania (spadek cen paliw) wyższe saldo pozostałej działalności operacyjnej (głównie ze względu na istotnie wyższe koszty rezerw na uregulowanie stanu prawnego nieruchomości w III kw. 212) PJ 5 4 3 2 1 Produkcja ciepła w segmencie [PJ] 3,88 4, 3,5,94 1,5,5,58 I kw. 212 II kw. 212 III kw. 212 IV kw. 212 I kw. 213 II kw. 213 III kw. 213 24
Segment Dystrybucja 1 6 1 2 Dane finansowe [] 1 463,5 1 437,7 4 3 319,6-22,3 13,5 EBIT bridge [] +14,4% -1,4-2,7-14,3 77,6-1,7-2,8 365,5 8 4 537,4 319,6 593,9 365,5 2 1 III kw. 212 III kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT III kw. 212 Cena sprzedaży usługi dystrybucyjnej Wolumen sprzedaży usługi dystrybucyjnej Opłaty przyłączeniowe Pozostałe przychody związane z działalnością dystrybucyjną Cena zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej Cena zakupu usługi dystrybucyjnej / przesyłowej Koszty stałe Pozostałe czynniki EBIT III kw. 213 obniżenie ceny sprzedaży usług dystrybucyjnych oraz przychodów z tytułu opłat przyłączeniowych obniżenie opłaty przejściowej na rzecz Operatora Systemu Przesyłowego wzrost ceny zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej oraz kosztów stałych w zakresie kupowanej usługi dotyczącej obsługi klienta klienci 5 33 5 32 5 31 5 3 5 29 5 28 5 27 5 284 5 289 Liczba klientów [tys.] 5 37 5 32 5 294 5 313 5 324 5 26 I kw. 212 II kw. 212 III kw. 212 IV kw. 212 I kw. 213 II kw. 213 III kw. 213 25
Segment Sprzedaż 5 4 524,8 Dane finansowe [] 4 37,9 16 14 EBIT bridge [] +58,7% 68,2 8,4 142,5 4 12 3 2 1 96,1 89,8 151,4 142,5 III kw. 212 III kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 1 8 6 4 2 89,8 EBIT III kw. 212-31,4 Wolumen sprzedaży energii -5,1 Cena energii (z akcyzą) -46,7 Wzrost obowiązku PM zielonych, fioletowych, białych 59,4 Cena PM zielonych, fioletowych, białych Brak obowiązku PM czerwonych i żółtych Pozostałe czynniki EBIT III kw. 213 niższy wolumen sprzedaży energii, w szczególności do klientów w grupach A i B (w spółkach TS i TS GZE), częściowo skompensowany wzrostem sprzedaży do klientów strategicznych TAURON wzrost poziomu obowiązku umarzania zielonych i fioletowych certyfikatów, obowiązek umarzania białych certyfikatów spadek cen zielonych certyfikatów brak regulacji prawnych w zakresie obowiązku umarzania czerwonych i żółtych certyfikatów TWh 14 12 1 8 6 4 2 Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [TWh] 11,89 11,38 1,81 1,66 1,93 9,92 9,86 I kw. 212 II kw. 212 III kw. 212 IV kw. 212 I kw. 213 II kw. 213 III kw. 213 26
Segment Obsługa Klienta 15 12 Dane finansowe [] 139,8 7 6 EBIT bridge [] +3% 37,7 5 9 6 3 83,9 11,2 8,2 37,9 32,8 III kw. 212 III kw. 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 4 3 2 1 8,2-2,2 19, EBIT 3Q 212 Przychody CUW OK Przychody CUW R i CUW HR Przychody CUW IT -3,3 Koszty świadczonych usług,4 Pozostałe przychody/koszty 32,8 EBIT 3Q 213 Struktura sprzedaży III kw. 213 [] wzrost przychodów w ramach Grupy wynikający z rozszerzenia zakresu świadczonych usług, w wyniku centralizacji funkcji wsparcia i migracji zasobów z pozostałych spółek Grupy TAURON wzrost kosztów spowodowany powyższymi czynnikami (wzrost stanu zatrudnienia o 794 osób) 64,6 49,5 usługi obsługi klienta usługi informatyczne usługi finansowe, księgowe i kadrowe pozostałe produkty i usługi 1,3 24,4 27
Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej Energia elektryczna Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW-POEE 212 r. 213 r. (do lipca 213 r.) 213/212 Cena PLN/MWh Wolumen GWh Cena PLN/MWh Wolumen GWh Cena % Wolumen % Forward BASE (Y+Q+M) 2,8 139 358 185,15 139 623-7,5% +,2% Forward PEAK (Y+Q+M) 225,56 17 161 24,53 14 742-9,3% - 14,1% Forward (średnia ważona) 22,88 156 519 187,1 154 365-7,8% - 1,4% SPOT (TGE+GPW-POEE) 173,58 2 388 158, (Prognoza) 2 5 (Prognoza) - 9,% +,5% Średnia ważona razem 199,5 176 97 183,61 174 865-8,% - 1,2% Uprawnienia do emisji CO 2 (EUE/t) Ankieta analityków rynku CO 2 * Cena (EUR/t) Rodzaj certyfikatu Prawa majątkowe (PLN/MWh) Ceny rynkowe (średnia w lipcu 213 r.) Opłata zastępcza i obowiązek za 213 r.) Średnia w 213 r. 4,5 5,5 EUR/t OZE (zielony) 192,59 297,35 (12,%) Średnia w 214 r. 6, 8, EUR/t Kogeneracja węglowa (czerwony) Brak transakcji 29,84 (nie ogł.) Średnia w 215 r. 8, 1, EUR/t Kogeneracja gazowa (żółty) Kogeneracja gazowa (żółta) Brak transakcji Prognozowana przez TAURON średnia cena EUA w 213 r. 4,5 5, EUR/t Metan (fioletowy) Metan (fioletowa) 57,99 * Źródła: Deutsche Bank, Barclays Capital, Point Carbon 28
Cena [PLN/MWh] Notowania kontraktów BASE na 213 r. 22 Y-13 Q1-13 Q2-13 Q3-13 Q4-13 21 2 19 18 17 16 15 14 212-1-1 212-3-12 212-5-22 212-8-1 212-1-11 212-12-21 213-3-2 213-5-12 213-7-22 213-1-1 Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]: Wolumen [GWh] Roczne 191,6 18 861 Kwartalne 165,23 21 948 Miesięczne 155,3 8 815 RAZEM 185,16 139 623 29
Cena [PLN/MWh] Notowania kontraktów PEAK na 213 r. 255 Y-13 Q1-13 Q2-13 Q3-13 Q4-13 245 235 225 215 25 195 185 175 165 212-1-1 212-3-5 212-5-8 212-7-11 212-9-13 212-11-16 213-1-19 213-3-24 213-5-27 213-7-3 213-1-2 Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]: Wolumen [GWh] Roczne 29,9 12 37 Kwartalne 183,92 1 688 Miesięczne 184,77 1 17 RAZEM 24,53 14 742 3
Cena [PLN/MWh] Notowania kontraktów BASE na 214 r. 18 Y-14 Q1-14 Q2-14 Q3-14 Q4-14 175 17 165 16 155 15 145 14 213-1-1 213-1-31 213-3-2 213-4-1 213-5-1 213-5-31 213-6-3 213-7-3 213-8-29 213-9-28 213-1-28 Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]: Wolumen [GWh] Roczne 161,9 121 352 Kwartalne 153,17 5 41 Miesięczne 156, 22 RAZEM 161,52 126 776 31
Cena [PLN/MWh] Notowania kontraktów PEAK na 214 r. 215 21 Y-14 Q1-14 Q2-14 Q3-14 Q4-14 25 2 195 19 185 18 175 17 165 213-1-6 213-2-4 213-3-5 213-4-3 213-5-2 213-5-31 213-6-29 213-7-28 213-8-26 213-9-24 213-1-23 Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]: Wolumen [GWh] Roczne 178,78 1 92 Kwartalne 185,3 16 Miesięczne RAZEM 178,84 11 8 32
Cena [PLN/MWh] Notowania kontraktów BASE na 215 r. 25 Y-15 Q1-15 Q2-15 Q3-15 Q4-15 195 185 175 165 155 145 212-1-3 212-12-6 213-2-8 213-4-13 213-6-16 213-8-19 213-1-22 Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]: Wolumen [GWh] Roczne 162,15 18 746 Kwartalne Miesięczne RAZEM 162,15 18 746 33
Cena [PLN/MWh] Notowania kontraktów PEAK na 215 r. 195 193 Y-15 Q1-15 Q2-15 Q3-15 Q4-15 191 189 187 185 183 181 179 177 175 213-4-25 213-5-17 213-6-8 213-6-3 213-7-22 213-8-13 213-9-4 213-9-26 213-1-18 Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]: Wolumen [GWh] Roczne 184,68 179 Kwartalne Miesięczne RAZEM 184,68 179 34
Pokrycie analityczne TAURON Instytucja Analityk Instytucja Analityk DB Securities Tomasz Krukowski Ipopema Securities Piotr Zielonka Dom Inwestycyjny BRE Banku Kamil Kliszcz Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald Dom Maklerski Banku Handlowego Piotr Dzięciołowski Renaissance Capital Vladimir Sklyar Dom Maklerski BZ WBK Paweł Puchalski Societe Generale Leszek Iwaszko Dom Maklerski PKO BP Stanisław Ozga UBS Investment Research Michał Potyra Erste Group Petr Bartek Patrick Hummel Espirito Santo Investment Poland Maciej Hebda Tomasz Walkowicz Goldman Sachs Fred Barasi UniCredit CAIB Flawiusz Pawluk HSBC Dmytro Konovalov WOOD & Company Bram Buring ING Securities Milena Olszewska 35