Wyniki finansowe Grupy TAURON za I półrocze 213 r. 22 sierpnia 213 r.
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. 2
Kluczowe parametry finansowe 1H 213 2Q 213 przychody ze sprzedaży 9 75 (-21% r/r) 4 542 (-22% r/r) EBITDA 2 52 (-1% r/r) 831 (-25% r/r) zysk netto 891 (b/z r/r) 311 (-37% r/r) CAPEX 1 35 (+1% r/r) 89 (+12% r/r) Dług netto/ebitda 1,31 1,31 3
Podsumowanie głównych wydarzeń TAURON wydarzenia do 3 czerwca 213 r. podtrzymanie ratingu Fitch dla TAURON na poziomie BBB z perspektywą stabilną ostateczne zakończenie sporu z konsorcjum CNEE i COEG w sprawie wyboru oferty na budowę bloku energetycznego w Elektrowni Jaworzno III oddanie do eksploatacji trzech bloków biomasowych o łącznej mocy 11 MW (Jaworzno, Tychy, Stalowa Wola) oraz kogeneracyjnego bloku ciepłowniczego o mocy 5 MWe/11 MWt (Bielsko-Biała) TAURON wydarzenia po 3 czerwca 213 r. przedłużenie do 3 września 213 r. ważności oferty konsorcjum Rafako i Mostostal Warszawa na budowę bloku o mocy 91 MW w Elektrowni Jaworzno III podpisanie z bankami umów na emisję obligacji na kwotę 5 mld zł podpisanie z Bankiem Gospodarstwa Krajowego umów na emisję obligacji o wartości 1 mld zł korzystna dla TAURON decyzja Prezesa URE dotycząca ustalenia wysokości korekty KDT za 212 r. wpływ 423,1 do końca września 213 r. Główne wydarzenia rynkowe zatwierdzenie przez Prezesa URE taryfy G na drugie półrocze 213 r. (średnia obniżka cen o 4,25%) poparcie przez Parlament Europejski planu wycofania z rynku do max 9 mln pozwoleń na emisję CO 2 wznowienie przez PGE decyzji o budowie nowych bloków opalanych węglem kamiennym w Elektrowni Opole podpisanie przez Prezydenta RP w sierpniu 213 r. tzw. małego trójpaku; trwające prace nad tzw. dużym trójpakiem 4
1Q'11 2Q'11 3Q'11 4Q'11 1Q'12 2Q'12 3Q'12 4Q'12 1Q'13 2Q'13 3Q'13 4Q'13 1Q'11 2Q'11 3Q'11 4Q'11 1Q'12 2Q'12 3Q'12 4Q'12 1Q'13 2Q'13 3Q'13 4Q'13 Sytuacja makroekonomiczna i rynkowa 5% 4% 3% 2% 1% % PKB Polski*,8% 12% 1% 8% 6% 4% 2% % -2% -4% Produkcja sprzedana przemysłu i zużycie energii elektrycznej (zmiana r/r)* 1,2% PKB PKB - prognoza produkcja sprzedana przemysłu - prognoza produkcja sprzedana przemysłu krajowe zużycie energii elektrycznej Notowania rocznych kontraktów BASE na TGE TWh 1 8 6 Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce 8,9 -,4% 8,6 6,85 6,49 3,35 3,65 28,2 27,8 pozostałe odnawialne źródła energii 4 2 +,3% 42,51 42,63 el. cieplne na węgiel brunatny el. cieplne na węgiel kamienny Średnia cena ważona wolumenem obrotu (TGE): BASE_Y_13: 185,8 zł/mwh BASE Y_14: 158,5 zł/mwh BASE_Y_15: 159,9 zł/mwh Wolumen (TWh) 66,4 TWh 58,7 TWh 6,5 TWh 1H 212 1H 213 * Źródło: GUS, IBnGR (prognozy), PSE 5
Kluczowe dane operacyjne 2Q 213 mln ton Produkcja i sprzedaż węgla TWh Wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła PJ 2, 1,6 5 4,34-8,8%,31 3 1,2,8,4 1,36 1,48,51,41,9,94 8,8% 24,4% 4,4% 3 2 1 3,91 1,93 1,94 4,29 9,7%,5% 2 1, 2Q 212 2Q 213 2Q 212 2Q 212 2Q 213 2Q 213 węgiel handlowy sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę wytw.energii elektr. wytw. energii elektr. - OZE wytwarzanie ciepła TWh Dystrybucja energii elektrycznej tys. TWh Sprzedaż energii elektrycznej 12 1 8 11,48 11,56 5 4 5 35 12 1 8 1,81 9,92 6 4 2 5 289,7% 5 313 24 5 3 5 25 6 4 2-8,2% 2Q 212 2Q 213 5 2 2Q 212 2Q 213 dystrybucja energii elektrycznej liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 6
Kluczowe dane operacyjne 1H 213 mln ton Produkcja i sprzedaż węgla TWh Wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła PJ 4 12 12 3 2 1 2,57,73 1,73 1,6,65 9,72 3, 8-7,7%,91 24,7% 9,43 6 16,7% 2,5 4 8,59 18,5% 6,5% 9,15 2-3,% 1 8 6 4 2 1H 212 1H 213 1H 212 1H 212 1H 213 1H 213 węgiel handlowy sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę wytw.energii elektr. wytw. energii elektr. - OZE wytwarzanie ciepła TWh Dystrybucja energii elektrycznej tys. TWh Sprzedaż energii elektrycznej 25 5 4 25 2 24,18 23,98 5 35 2 22,7 2,85 15 1 5 5 289 -,8% 5 313 24 5 3 5 25 15 1 5-8,1% 1H 212 1H 213 5 2 1H 212 1H 213 dystrybucja energii elektrycznej liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 7
Podstawowe dane finansowe 2Q 213 Przychody ze sprzedaży Zysk netto 7 6 5 4 3 2 1 5 859,1 677,4 1 382,2 3 799,5 4 541,9 573,5 1 347,8 2 62,7-15,3% -2,5% -31,% 6 5 4 3 2 1 495,5-37,3% 31,6 2Q 212 2Q 213 2Q 212 2Q 213 Energia elektryczna Usługi dystrybucyjne i handlowe Pozostałe przychody EBITDA 2Q 212 EBITDA 2Q 213 1 2 1 8 1 16,2-155,5 95,7 +16,7% 1 19,8 +42,3 +236,5 831, 1 2 1 8 6 6 4 4 2 2 EBITDA raportowana Przychody z tytułu rekompensaty (KDT) EBITDA porównywalna EBITDA porównywalna Odpis aktualizujący wartość zapasów Odpis aktualizujący wartość aktywów EBITDA raportowana 8
Podstawowe dane finansowe 1H 213 14 12 1 8 6 4 2 Przychody ze sprzedaży 12 314, 1 494,5 2 99,7 7 99,8 9 74,9 1 228,7 2 818,7 5 657,5-17,8% -3,1% -28,5% 1 2 1 8 6 4 2 Zysk netto 89,2 89,6,4% 1H 212 1H 213 Energia elektryczna Usługi dystrybucyjne i handlowe 1H 212 1H 213 Pozostałe przychody EBITDA 1H 212 EBITDA 1H 213 3 3 2 5 2 2 81,1-276,6 1 84,5 +29,1% 2 33,6 +42,3 +236,5 2 51,8 2 5 2 1 5 1 5 1 1 5 5 EBITDA raportowana Przychody z tytułu rekompensaty (KDT) EBITDA porównywalna EBITDA porównywalna Odpis aktualizujący wartość zapasów Odpis aktualizujący wartość aktywów EBITDA raportowana 9
EBITDA 2Q 213 1 4 1 2 18,9% 17,2% -11,9 % 11,4% 68,5% 39,3% 5,9% 16,4% 6,2% 18,3% - 1 8 6 411,4 694,9-16,1-348,5-1,8-14,5 6,3 96,8 8,5-1, 12,9 431,1 4 2 399,9 EBITDA 2Q 212 Wydobycie Wytwarzanie Ciepło OZE Dystrybucja Sprzedaż Obsługa klienta Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBITDA 2Q 213 EBIT Amortyzacja Zmiana w segmencie Marża EBITDA Najważniejsze czynniki: Segment Wydobycie - spadek cen węgla na rynku Segment Wytwarzanie - odpis aktualizujący aktywa (237 ), brak przychodów z rekompensaty KDT oraz niższe ceny energii na rynku hurtowym 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 1
Struktura kosztów rodzajowych 6 5 76 5 332 5 1% 5,% 1% 4 27% 25% 6% 8% 3 25% 22% 2 26% 23% 1 14% 21% 1H 212 1H 213 Amortyzacja i odpisy aktualiz. ŚT i WN Zużycie materiałów i energii Usługi obce Podatki i opłaty Koszty świadczeń pracowniczych Pozostałe koszty rodzajowe Wzrost kosztów w I półroczu 213 r. dotyczy głównie: amortyzacji (w tym odpis aktualizujący aktywa wytwórcze o wartości ok. 237 ) podatków i opłat koszty utworzonej rezerwy na uprawnienia do emisji CO 2 Spadek kosztów w I półroczu 213 r. dotyczy głównie: usług obcych w tym usług dystrybucyjnych i przesyłowych (obniżenie r/r opłaty przesyłowej OSP) zużycia materiałów i energii głównie dzięki niższym kosztom paliw kosztów świadczeń pracowniczych głównie efekt wdrożonych programów PDO i niższego stanu zatrudnienia Struktura kosztów: w I półroczu 213 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 36%, koszty stałe 64% w I półroczu 212 r.: koszty zmienne ok. 43%, koszty stałe 57% Zmiana struktury spowodowana przez: - Segmenty Wytwarzanie i Ciepło: zmniejszenie kosztów zmiennych (niższe koszty paliw) - Segment Dystrybucja: niższe koszty opłaty przesyłowej 11
Segment Wytwarzanie odpis aktualizujący Aktywa, których wartość została odpisana w I półroczu 213 r.: Blok Moc Wartość bilansowa na dzień 3 czerwca 213 (przed odpisem) () Wartość odpisu () Wartość bilansowa na dzień 3 czerwca 213 (z uwzgl. odpisu) ()* Elektrownia Łaziska - bloki 1,2 2x125 MW 29,3 29,3, Elektrownia Łagisza - blok 5 12 MW 23,5 22,6,9 Elektrownia Siersza - blok 5 12 MW 6,6 6,6, Elektrownia Siersza - bloki 3, 6 2x12 MW 34,4 34,1,3 Elektrownia Blachownia - układ kolektorowy 165 MW 19,7 19,7, Elektrownia Stalowa Wola - bloki 7, 8 2x12 MW 73,7 71,4 2,3 Elektrownia Stalowa Wola - układ kolektorowy 6 MW 63, 53, 1, Razem: 1 195 MW 25,2 236,7 13,5 * Wartość bilansowa > występuje na tych środkach trwałych, które objęte były dotacjami Kolejne testy na utratę wartości aktywów podlegające badaniu przez audytora zostaną przeprowadzone w związku z procesem badania sprawozdania finansowego za 213 r. 12
Segment Wytwarzanie perspektywy na 213 Czynniki, które mogą wpłynąć pozytywnie na wynik w II półroczu 213 r.: spadek cen energii elektrycznej na rynku realizacja wyższej marży na obrocie energią elektryczną wyższy wskaźnik wykorzystania mocy bloku 46 MW w Elektrowni Łagisza wzrost cen praw majątkowych do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE niższe koszty jednostkowe zużycia węgla i biopaliw (zł/gj) Czynniki, które mogą wpłynąć negatywnie na wynik w II półroczu 213 r.: wyższe koszty stałe (remonty, usługi obce, koszty pracy) wyższe koszty rezerwy na CO 2 niższa sprzedaż ciepła niższa marża na transakcjach wymiany EUA/CER/ERU 13
Segment Dystrybucja kluczowe elementy 14 12 1 8 6 4 Wartość regulacyjna aktywów WRA TAURON Dystrybucja 9 836 9 594 51,6% 7,% 12 715 82,% 13 225 1,% Negatywny wpływ planowanych zmian WACC (o ok. 1,15 pp.) na EBITDA segmentu Dystrybucja w 214 r. szacowany jest na około 17, przy założeniu uwzględnienia bieżącej wartości stopy wolnej od ryzyka (bez wpływu zmiany innych parametrów WACC) 2 21 211 212 213 Wartość regulacyjna aktywów (WRA) Udział WRA podlegający wynagradzaniu Dystrybucja energii elektrycznej w 1H 212 Dystrybucja energii elektrycznej w 1H 213 TWh 5 66 6 97 TWh 5 96 6 76 2 159 2 144 1 31 1 32 7 381 Grupa A Grupa B Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa G 7 384 Grupa A Grupa B Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa G 14
Zadłużenie i finansowanie 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5-171 Zapadalność długu Grupy TAURON 1 44 3 142 141 141 141 14 14 89 82 61 214 215 216 217 218 219 22 221 222 223 224 obligacje kredyty i pożyczki Kwoty dostępnego finansowania Grupy TAURON na dzień 31 lipca 213 r. (w ) Struktura zadłużenia długoterminowego Grupy TAURON na dzień 3 czerwca 213 r. (w ) obligacje kredyty z EBI pożyczki preferencyjne z NFOŚiGW/WFOŚiGW 66 1% 78 1% 1 359 24% 4 298 74% obligacje obejmowane przez konsorcjum banków obligacje BGK cashpool 2 75 68% 3 7% 1 25% Zadłużenie długoterminowe na dzień 3 czerwca 213 r.: 5 82 Wskaźnik dług netto / EBITDA: 1,31 (w stosunku do 1,18 na koniec 212 r.) Średnioważona zapadalność długu wg stanu na 3 czerwca 213 r.: bez uwzględnienia obligacji BGK 46 miesięcy z uwzględnieniem obligacji BGK 59 miesięcy Dług denominowany w EUR stanowi,7% długu ogółem Struktura długu ze względu na stopę oprocentowania: 24% - stała stopa procentowa, tj. kwota 1 368 76% - zmienna stopa procentowa, tj. kwota 4 434, w tym: - kwota niezabezpieczona 994 - kwota zabezpieczona 3 44 15
CAPEX Inwestycja Typ Udział TAURON Moc (MWt) Moc (MWe) Zaawansowanie 213 214 215 216 217+ Elektrownia Jaworzno III blok węglowy 1% 91 1,7% Elektrownia Stalowa Wola blok parowo-gazowy 5% 24 45 33,9% ZW Tychy blok kogeneracyjny 1% 86 5,8% ZW Nowa turbogenerator TG 5 1% 5,8% Elektrownia Jaworzno III modernizacja kotłów 1% 47,3% Elektrownia Łaziska modernizacja kotłów 1% 44,8% Wicko farma wiatrowa 1% 4 6,% Marszewo farma wiatrowa 1% 82 63,% Elektrownia Blachownia* blok parowo-gazowy 5% 85,8% ZW Katowice** blok parowo-gazowy 1% 9 135 1,6% Razem 416 2 567 1 6 1 4 1 2 1 8 6 4 2 *- trwają prace w zakresie optymalizacji projektu **- trwa ocena złożonych ofert (termin: do 3 września 213 r.) 2 Nakłady inwestycyjne wg segmentów 1 231 94 28 587 4 9,7% 1 35 5 11 634 38 248 425 275 53 116 1H 212 1H 213 Wydobycie Wytwarzanie OZE Dystrybucja Sprzedaż Obsługa Klienta Ciepło Pozostałe 13 4 Główne inwestycje realizowane w pierwszym półroczu 213 r.: Segment Dystrybucja - budowa nowych przyłączy (21 ) oraz modernizacja i odtworzenie majątku sieciowego (377 ) Segment OZE - budowa farm wiatrowych Marszewo i Wicko (28 ) Segment Wytwarzanie - budowa nowych mocy wytwórczych (77 ) oraz budowa instalacji do obniżenia emisji NOx (16 ) Segment Wydobycie - budowa podziemnych wyrobisk oraz zakup urządzeń (114 ) 16
Program oszczędności OPEX Segment Oszczędności zrealizowane w 1H 213 Oszczędności zaplanowane na lata 213-215 Dystrybucja 71 416 17% Wytwarzanie (w tym OZE) 76 387 2% % 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 farmy wiatrowej Ciepło 9 33 27% Wydobycie 6 28 21% 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 Razem 162 864 19% W pierwszym półroczu 213 r. do programu przystąpiło 258 osób. W tym okresie rozwiązano umowę o pracę z 446 osobami (razem 2 94 osób od początku uruchomienia programów 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. 17
Podsumowanie kluczowe czynniki Spadek WACC negatywny wpływ na EBIT Segmentu Dystrybucja w 214 r. Wprowadzenie mechanizmów rynku mocy (rezerwa zimna oraz interwencyjna rezerwa zimna) Spadek rynkowych cen energii negatywny wpływ na EBIT Segmentu Wytwarzanie w 214 r. Grupa TAURON Negocjacje cen węgla dotyczące dostaw na rok 214 Ryzyko związane z zatwierdzeniem/ wprowadzeniem backloadingu oraz wprowadzeniem zmiany strukturalnej w systemie ETS 2H 213 r. Zamiar pozyskania finansowania dłużnego z rynku w II półroczu 213 r. (pod warunkiem podpisania kontraktu na budowę bloku w Elektrowni Jaworzno) Podpisanie kontraktu na budowę bloku o mocy 91 MW w Elektrowni Jaworzno 18
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 19
Segment Wydobycie 4 35 3 25 2 15 1 5 357,2 8,6 Dane finansowe 54,6 375,6 64,5 38,5 7 6 5 4 3 2 54,6 4,5-19,1 EBIT bridge,2-1,8 38,5 2Q 212 2Q 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 1 EBIT 2Q 212 Wolumen sprzedaży węgla Cena sprzedaży węgla Jedn. koszt własny sprzedanego węgla Pozostałe przychody/koszty EBIT 2Q 213 mln ton Produkcja węgla handlowego Niższa średnia cena sprzedaży węgla, głównie spadek ceny miałów sprzedawanych wewnątrz Grupy Spadek przychodów częściowo zrekompensowany przez wzrost wolumenu sprzedaży, przy jednoczesnej wyższej dynamice sprzedaży poza Grupę TAURON w porównaniu ze sprzedażą wewnątrz Grupy 1,6 1,2,8,4 1,21 1,36 1,52 1,48 1,52 1,48, 1Q 212 2Q 212 3Q 212 4Q 212 1Q 213 2Q 213 2
Segment Wytwarzanie (źródła konwencjonalne) 1 4 1 2 1 8 6 4 2-2 -4 Dane finansowe 1 188,3 1 89, 219,3 97,7-129,2-261,4 2Q 212 2Q 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 15 5-5 -15-25 -35-45 97,7-155,5 EBIT 2Q 212 Przychody z tyt. rekompensaty KDT -236,7-54,6 Odpis Cena sprzedaży aktualizujący energii aktywa trwałe EBIT bridge 66,7 16,4 31,9 9,7 Jednostkowy koszt zmienny energii el. Wolumen sprzed. energii z własnej prod. -37, 261,4 Koszty CO2 Koszty stałe Pozostałe EBIT 2Q 213 Odpisy aktualizujące aktywa trwałe (ok. 237 ) Brak przychodów z KDT Spadek ceny sprzedaży energii elektrycznej Ujęcie kosztów rezerwy na niedobór uprawnień CO 2 Pozytywny wpływ pozostałych czynników operacyjnych (wolumen sprzedaży energii, jednostkowy koszt zmienny wytwarzania i koszty stałe) TWh 5 4 3 2 1 Produkcja energii elektrycznej 4,52 4,56 4,64 4,69 3,88 4,16 1Q 212 2Q 212 3Q 212 4Q 212 1Q 213 2Q 213 21
Segment Odnawialne Źródła Energii (OZE) Dane finansowe EBIT bridge 7 6 5 4 63,7 49,3 38,9 5,9 34,9 6 5 4 38,9 11,6-1,2 3 26, 3 1,1,2 26, 2 2-23,1-1,5 1 2Q 212 2Q 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 1 EBIT 2Q 212 Wolumen sprzedaży - el. wodne Wolumen sprzedaży - el.wiatrowe Cena sprzedaży certyfikatu Koszty stałe Pozostała działalność operacyjna Pozostałe EBIT 2Q 213 Niższa cena sprzedaży zielonych certyfikatów Wzrost produkcji z elektrowni wodnych TWh,18,16,14,12,1,8,6,4,2, Produkcja energii elektrycznej,16,15,14,12,8,9 1Q 212 2Q 212 3Q 212 4Q 212 1Q 213 2Q 213 22
Segment Dystrybucja 1 6 1 4 1 2 1 8 6 4 Dane finansowe 1 485,1 1 468,6 571,1 577,4 351,8 353,7 5 4 3 2 351,8-21,6 6, EBIT bridge -14,1 16,5 8,3-74,3 9,1 353,7 2 2Q 212 2Q 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 1 EBIT 2Q 212 Cena sprzedaży uslugi dystrybucyjnej Wolumen sprzedaży usługi dystrybucyjnej Opłaty przyłączeniowe Cena zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej Cena zakupu usługi dystrybucyjnej / przesyłowej Koszty stałe Wynik na pozost. działalności EBIT 2Q 213 tys. Liczba klientów Obniżenie opłaty przejściowej na rzecz Operatora Systemu Przesyłowego Wzrost kosztów stałych w zakresie kupowanej usługi dotyczącej obsługi klienta oraz spadek ceny sprzedaży usług dystrybucyjnych 5 32 5 31 5 3 5 29 5 284 5 289 5 294 5 32 5 37 5 313 Obniżenie ceny sprzedaży usług dystrybucyjnych oraz przychodów z tytułu opłat przyłączeniowych 5 28 5 27 5 26 1Q 212 2Q 212 3Q 212 4Q 212 1Q 213 2Q 213 23
Segment Sprzedaż Dane finansowe EBIT bridge 4 5 4 3 5 3 2 5 2 4 215,1 4 22,7 3 25 2 15 145,7 23, 43,7 59,7 12,7-13,4 1,7 239,4 1 5 1 5 151, 247,9 145,7 239,4 2Q 212 2Q 213 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT 1 5 EBIT 2Q 212-33,6 Wolumen sprzedaży energii Cena energii (z akcyzą) Cena PM zielonych, fioletowych, białych Brak PM czerwonych i żółtych Pozostałe towary, usługi handlowe Koszty stałe Wynik na pozost. działalności EBIT 2Q 213 TWh Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej Spadek cen zielonych certyfikatów 13, Brak regulacji prawnych w zakresie obowiązku umarzania czerwonych i żółtych certyfikatów Niższy wolumen sprzedaży energii, w szczególności do klientów w grupach A i B 12, 11, 1, 9, 11,9 1,8 1,4 11,6 1,9 9,9 8, 7, 1Q 212 2Q 212 3Q 212 4Q 212 1Q 213 2Q 213 24
Segment Ciepło 25 2 15 1 5 Dane finansowe 221,8 235,8 37,8 14,6 27, 2Q 212 2Q 213 1, 2 14,6 15 1 5-5 -1-15 -2-32,9 3,6 4, EBIT bridge 3, 3,2 4,5,7 1, Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT -25 EBIT 2Q 212 Odpis aktualizujący certyfikaty Wolumen sprzedaży energii Cena sprzedaży ciepła Cena sprzedaży dmuchu wielkopiecowego i sprężonego powietrza Jednostkowe koszty wytwarzania Koszty stałe Pozostałe EBIT 2Q 213 Odpisy aktualizujące do wartości zerowej zapasy certyfikatów czerwonych i żółtych Korzystny wpływ czynników operacyjnych (produkcja ciepła, produkcja energii elektrycznej, cena ciepła, jednostkowe koszty zmienne wytwarzania, koszty stałe) PJ 5 4 3 3,9 Produkcja ciepła w segmencie 4, 3,1 2 1,9,5 1,1 1Q 212 2Q 212 3Q 212 4Q 212 1Q 213 2Q 213 25
Segment Obsługa Klienta 14 12 Dane finansowe 131,1 6 EBIT bridge 34,6-37,9 1 8 6 4 2 84,5 13, 9,5 21,6 17,9 5 4 3 2 18,3,2 17,9 2Q 212 2Q 213 1 9,5-6,8 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT 2Q 212 Przychody CUW OK Przychody CUW R i CUW HR Przychody CUW IT Koszty świadczonych usług Pozostałe przychody/koszty EBIT 2Q 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 74 osób) Struktura sprzedaży 2Q 213 (),4 23,7 6,3 46,7 usługi obsługi klienta usługi finansowe księgowe i kadrowe usługi informatyczne pozostałe produkty i usługi 26
Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej Energia elektryczna Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW-POEE Forward BASE (Y+Q+M) Forward PEAK (Y+Q+M) Forward (średnia ważona) SPOT (TGE + GPW-POEE) Średnia ważona razem Cena PLN/MWh 212 213 (do 3 lipca 213) 213/212 Wolumen GWh Cena PLN/MWh Wolumen GWh Cena % Wolumen % 2,8 139 358 186,47 134 3-6,8% - 3,8% 225,56 17 161 25,38 14 165-8,9% - 17,5% 22,88 156 519 188,28 148 168-7,2% - 5,3% 173,58 2 388 155, (Prognoza) 2 5 (Prognoza) - 1,7% +,5% 199,5 176 97 184,24 168 668-7,7% - 4,7% Uprawnienia do emisji CO 2 (EUR/t): Prawa majątkowe (PLN/MWh) Ankieta analityków rynku CO 2 * Cena (EUR/t) Rodzaj certyfikatu Ceny rynkowe (średnia w lipcu 213 r.) Opłata zastępcza i obowiązek za 213 r. Średnia w 213 Średnia w 214 Średnia w 215 Prognozowana przez TAURON średnia cena EUA w 213 r. 4 5 EUR/t 6 8 EUR/t 8 1 EUR/t 4 5 EUR/t OZE (zielona) 144,97 297,35 (12,%) Kogeneracja węglowa (czerwona) Kogeneracja gazowa (żółta),47 29,84 (nie ogł.) brak transakcji 149,3 (nie ogł.) Metan (fioletowa) 57,57 6, (,9%) *Źródła: Deutsche Bank, Barclays Capital, Point Carbon 27
Cena [PLN/MWh] Kontraktacja BASE na 213 r. 22 Notowania kontraktów BASE zawartych na rok 213 21 2 19 18 17 16 15 14 212-1-1 212-3-5 212-5-8 212-7-11 212-9-13 212-11-16 213-1-19 213-3-24 213-5-27 213-7-3 Y-13 Q1-13 Q2-13 Q3-13 Q4-13 Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]: Wolumen [GWh] Rocznych 191,6 18 861 Kwartalnych 167,27 18 986 Miesięcznych 155,13 6 157 RAZEM 186,47 134 3 28
Cena [PLN/MWh] Kontraktacja PEAK na 213 r. 255 Notowania kontraktów PEAK zawartych na rok 213 245 235 225 215 25 195 185 175 165 212-1-1 212-2-28 212-4-26 212-6-23 212-8-2 212-1-17 212-12-14 213-2-1 213-4-9 213-6-6 213-8-3 Y-13 Q1-13 Q2-13 Q3-13 Q4-13 Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]: Wolumen [GWh] Rocznych 29,9 12 37 Kwartalnych 184,35 1 344 Miesięcznych 184,45 784 RAZEM 25,38 14 165 29
Cena [PLN/MWh] Kontraktacja BASE na 214 r. 18 Notowania kontraktów BASE zawartych na rok 214 175 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 Y-14 Q1-14 Q2-14 Q3-14 Q4-14 Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]: Wolumen [GWh] Rocznych 164,74 88 29 Kwartalnych 15,3 1 399 Miesięcznych RAZEM 164,52 89 428 3
Cena [PLN/MWh] Kontraktacja PEAK na 214 r. 215 Notowania kontraktów PEAK zawartych na rok 214 21 25 2 195 19 185 18 175 17 165 213-1-6 213-2-5 213-3-7 213-4-6 213-5-6 213-6-5 213-7-5 213-8-4 Y-14 Q1-14 Q2-14 Q3-14 Q4-14 Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]: Wolumen [GWh] Rocznych 176,52 5 186 Kwartalnych Miesięcznych RAZEM 176,52 5 186 31
Cena [PLN/MWh] Kontraktacja BASE na 215 r. 25 Notowania kontraktów BASE zawartych na rok 215 195 185 175 165 155 145 212-1-3 212-12-2 213-1-31 213-4-1 213-5-31 213-7-3 Y-15 Q1-15 Q2-15 Q3-15 Q4-15 Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]: Wolumen [GWh] Rocznych 162,52 1 67 Kwartalnych Miesięcznych RAZEM 162,52 1 67 32