-
Wyniki finansowe Grupy TAURON
za III kwartał 2016 r.
10 listopada 2016 r.
-
2 z 40
Kluczowe parametry za I-III kwartał 2016 r.
*przynależny akcjonariuszom jednostki dominującej
Wyniki Grupy TAURON za I-III kwartał 2016 r.
[mln zł] Q1-Q3 2016 vs Q1-Q3 2015
Przychody ze sprzedaży 13 124 (4)%
EBITDA 2 458 (14)%
Wynik netto* 274 (75)%
CAPEX 2 450 (12)%
Dług netto/EBITDA 2,64x wzrost o 0,67x(vs 30.09.2015)
Dane operacyjne za I-III kwartał 2016 r.Q1-Q3 2016 vs
Q1-Q3 2015
Produkcja węgla handlowego [mln ton] 4,21 22%bez NBGT 1%
Produkcja energii elektrycznej [TWh] 12,45 (10)%
Wytwarzanie ciepła [PJ] 7,00 (8)%
Dystrybucja energii el. [TWh] 36,82 0,4%
Sprzedaż detaliczna energii el. [TWh] 23,19 (12)%
-
3 z 40
Kluczowe parametry za III kwartał 2016 r.
*przynależny akcjonariuszom jednostki dominującej
Wyniki Grupy TAURON za III kwartał 2016 r.
[mln zł] Q3 2016 vs Q3 2015 Q3 2016 vs Q2 2016
Przychody ze sprzedaży 4 181 (4)% (3)%
EBITDA 804 (14)% 3%
Wynik netto* 271 (24)% wzrost o 591 mln zł (vs Q2 2016)CAPEX 998
(1)% 25%
Dług netto/EBITDA 2,64x wzrost o 0,67x(vs 30.09.2015) wzrost o
0,06x(vs 30.06.2016)
Dane operacyjne za III kwartał 2016 r.Q3 2016 vs Q3 2015 Q3 2016
vs Q2 2016
Produkcja węgla handlowego [mln ton] 1,73 20%bez NBGT (8)%
36%bez NBGT 25%
Produkcja energii elektrycznej [TWh] 4,00 (21)% (3)%
Wytwarzanie ciepła [PJ] 0,57 (24)% (64)%
Dystrybucja energii el. [TWh] 12,05 (0,4)% 0,1%
Sprzedaż detaliczna energii el. [TWh] 7,61 (10)% 6%
-
4 z 40
Podsumowanie kluczowych wydarzeń I-III kwartały 2016 r.
29 stycznia EC Stalowa Wola odstępuje od umowy z Abener Energia
– generalnym wykonawcą bloku gazowo-parowego w Stalowej
Woli.Przyczyny odstąpienia: naruszenie harmonogramu i istotnych
warunków technicznych kontraktu
9 marca Przyjęcie Programu poprawy efektywności na lata
2016-2018 o łącznej oczekiwanej wartości 1,3 mld zł. Realizacja
Programu pozwolina zwiększenie EBITDA Grupy o około 400 mln zł w
2018 r. (trwały, powtarzalny efekt na tym poziomie w kolejnych
latach)
22 marca
Podpisano porozumienia z obligatariuszami posiadającymi 6 937
sztuk obligacji serii TPEA1119 (39,64 proc. łącznej wartości
nominalnej obligacji tej serii). Obligatariusze zobowiązali się, że
w okresie obowiązywania porozumień będą uczestniczyli w każdym
zgromadzeniu obligatariuszy i głosowali przeciwko podjęciu uchwały
zezwalającej posiadaczom obligacji na żądanie wcześniejszego wykupu
(w związku z ewentualnym wystąpieniem przypadku przekroczenia przez
wskaźnik zadłużenia poziomu 3,0x, o ile wskaźnik ten nie przekroczy
poziomu 3,5x)
25 kwietnia Przyjęcie przez Zarząd nowego Modelu Biznesowego
Grupy TAURON
kwiecień
czerwiec
Uruchomienie dwóch ścian w Zakładzie Górniczym Brzeszcze o
łącznych zasobach węgla wynoszących ok. 1 mln ton
26 lipca Podjęcie decyzji o utworzeniu odpisów z tytułu utraty
wartości aktywów wiatrowych i konwencjonalnych na łączna kwotę
netto ok. 0,7 mld zł
28 lipca Odstąpienie od realizacji projektu budowy bloku
gazowo-parowego w Elektrowni Blachownia
2 września Przyjęcie Strategii Grupy TAURON na lata
2016-2025Wstrzymanie realizacji projektu budowy bloku
gazowo-parowego w Elektrowni Łagisza
27 października Zawarcie porozumień w sprawie warunków dalszej
realizacji projektu „Budowa bloku gazowo-parowego w Stalowej
Woli”
-
5 z 40
Sytuacja makroekonomiczna i rynkowa
Źródło: * GUS ** Bankier.pl ***PSE
60,37 59,43
40,42 38,16
2,85 4,218,37 9,307,05 7,23
0102030405060708090
100110120
Q1-Q3 2015 Q1-Q3 2016
el. przemysłowe
odnawialne źródłaenergii
el. cieplne gazowe
el. cieplne na węgielbrunatny
el. cieplne na węgielkamienny
118,3119,1
50,7%
34,0%
2,4%7,0%5,9%
50,2%
32,3%
3,6%7,9%6,1%
-1,6%
-5,6%
+47,5%
+2,5%+11,2%
-0,6%
Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce*** [TWh]
3,7%
2,2%
1,3%
0,0% 0,0%0,5%
1,8%
2,6%
3,3% 3,3%3,3%3,3% 3,6%
3,1%3,4%
4,3%
3,0%3,1% 3,0%
4647484950515253545556
0%
1%
2%
3%
4%
5%
Q1
2012
Q2
2012
Q3
2012
Q4
2012
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
Wzrost PKB Polski* oraz indeks PMI dla przemysłu (średnia
kwartalna)**
wzrost PKB PMI dla przemysłu
4,7%
2,6%
-0,3%
-3,0%-2,0%
1,2%
5,0%4,5% 4,9%
3,7%
1,8%3,1%
5,3%3,9% 4,3%
6,0%
3,0%
5,2%4,7%
-4%-3%-2%-1%0%1%2%3%4%5%6%7%
Q1
2012
Q2
2012
Q3
2012
Q4
2012
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
Wzrost produkcji sprzedanej przemysłu*i zużycia energii
elektrycznej (zmiana r/r)***
wzrost produkcji sprzedanej zmiana krajowego zużycia energii
Dane narastające styczeń-wrzesień 2016
prognoza wzrostu PKB
Ceny energii w rocznych kontraktach BASE
Średnie ceny sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym (wg URE):
2012 r.: 201,36 zł/MWh 2013 r.: 181,55 zł/MWh 2014 r.: 163,58
zł/MWh 2015 r.: 169,99 zł/MWh Q1 2016: 167,45 zł/MWh Q2 2016:
171,14 zł/MWh
Średnia cena [zł/MWh] Wolumen [GWh]Y-13 191,60 108 861Y-14
160,40 142 841Y-15 168,11 146 932Y-16 166,47 147 923Y-17 160,24 63
790Y-18 158,91 7 718Y-19 162,76 596
-
6 z 40
Podstawowe dane finansowe za I-III kwartał 2016 r.
1 077
274
Q1-Q3 2015 Q1-Q3 20160
200
400
600
800
1 000
1 200
Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej
[mln zł]
EBITDA Q1-Q3 2016 vs Q1-Q3 2015 [mln zł]
7 579 7 082
417 429
4 603 4 504
1 035 1 109
13 634 13 124
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
Q1-Q3 2015 Q1-Q3 2016
pozostałe przychody
usługi dystrybucyjnei handlowe
ciepło
energia elektr.
Przychody ze sprzedaży [mln zł]
2 8412 680
2 512 2 458-161
54
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
EBITDAQ1-Q3 2015raportowana
Różnica w kosztach CO2(większa liczba darmowychuprawnień w 2015
r. w zw.
z nadwyżką z 2014 r.)
EBITDAQ1-Q3 2015
porównywalna
EBITDAQ1-Q3 2016
porównywalna
EBITDANowe Brzeszcze GT
EBITDAQ1-Q3 2016raportowana
EBITDA Wzrost Spadek
-6,3%
-
7 z 40
933 907794 804
-26 10
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1 000
EBITDAQ3 2015
raportowana
Różnica w kosztach CO2(większa liczba darmowych
uprawnień w 2015 r.)
EBITDAQ3 2015
porównywalna
EBITDAQ3 2016
porównywalna
EBITDANowe Brzeszcze GT
EBITDAQ3 2016
raportowana
EBITDA Wzrost Spadek
-12,5%
Podstawowe dane finansowe za III kwartał 2016 r.
358271
Q3 2015 Q3 20160
100
200
300
400
Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej
[mln zł]
EBITDA Q3 2016 vs Q3 2015 [mln zł]
2 472 2 295
78 79
1 482 1 460
346 347
4 378 4 181
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
Q3 2015 Q3 2016
pozostałe przychody
usługi dystrybucyjnei handlowe
ciepło
energia elektr.
Przychody ze sprzedaży [mln zł]
-
8 z 40
Wyniki kluczowych segmentów za I-III kwartał 2016 r.
[mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie
Przychody segmentu 4 676 10 287 3 244 888
EBITDA 1 710 397 447 (137)
EBIT 947 389 (570) (229)
CAPEX 1 171 1 1 110 132
-1%-6%
20% 18%
65%70%
16%16%
3%4%
-3% -3%
2 8412 458
-500
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
Q1-Q3 2015 Q1-Q3 2016
Nieprzypisane
Pozostałe
Sprzedaż
Dystrybucja
Wytwarzanie
Wydobycie
Udział segmentów w EBITDA [%]mln zł
-
9 z 40
Wyniki kluczowych segmentów za III kwartał 2016 r.
[mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie
Przychody segmentu 1 532 3 300 901 375
EBITDA 562 117 93 33
EBIT 303 115 (12) 2
CAPEX 427 0,4 510 42
mln zł
14% 4%
10%12%
64%
70%
13%
15%
4%
5%
-5% -5%
933
804
-1000
100200300400500600700800900
1 0001 100
Q3 2015 Q3 2016
Nieprzypisane
Pozostałe
Sprzedaż
Dystrybucja
Wytwarzanie
Wydobycie
Udział segmentów w EBITDA [%]
-
10 z 40
EBITDA za I-III kwartał 2016 r.
1 532
523
1 309
1 935
4 27-113
-117-130 -55
2 841
2 458
20,8% -15,4% 13,8% 36,6% 3,9% 16,6% - 18,7%
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
EBITDAQ1-Q3 2015
Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe
Pozycjenieprzypisane
EBITDAQ1-Q3 2016
EBIT Amortyzacja i odpisy Wzrost w segmencie Spadek w segmencie
Marża EBITDA
mln zł -14%
-
11 z 40
488
389
445
415
1 12-102 -4 -35-1
933
804
21,3% 8,7% 10,3% 36,7% 3,6% 19,3% - 19,2%
0
200
400
600
800
1 000
1 200
EBITDAQ3 2015
Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe
Pozycjenieprzypisane
EBITDAQ3 2016
EBIT Amortyzacja i odpisy Wzrost w segmencie Spadek w segmencie
Marża EBITDA
EBITDA za III kwartał 2016 r.
mln zł -14%
-
12 z 40
Segment Wydobycie – I-III kwartał 2016 r.
875 888
-23-83
-54-108 -161-68
178 132
-400
-200
0
200
400
600
800
1 000
Q1-Q32015
Q1-Q32016
Przychody ze sprzedaży EBITDA TWDEBITDA NBGT EBIT TWDEBIT NBGT
CAPEX
-137
Dane finansowe [mln zł]
-229
Zmiana EBITDA [mln zł]
1 Spadek cen miałów o 14,8%
2 Spadek wolumenu sprzedaży miałów o 4,8%
3 Niższe zatrudnienie* (przeciętnie o 552 etatów)
-23
-13762
14 1
-54
-29
-87-21
-250
-200
-150
-100
-50
0
Q1-Q3 2015 Wynik NBGT Wolumensprzedaży
miałów
Cenasprzedaży
miałów
Pozostałesortymenty
Koszt własnysprzedanego
węgla
Zdarzeniajednorazowew roku 2015
Pozostałe Q1-Q3 2016
3,48
3,45
0,730,41
0,42
0,19
0,22
2,74
2,88
0,64 0,12
0,15
4,10
4,21
3,66
0,0 0,3 0,6 0,9 1,2 1,5 1,8 2,1 2,4 2,7 3,0 3,3 3,6 3,9 4,2 4,5
4,8
Q1-Q3 2016
Q1-Q3 2015
Wolumen produkcji węgla handlowego vs sprzedaż wg sortymentów
[mln Mg]
Produkcja węgla handlowego TWD Produkcja węgla handlowego
NBGTSprzedaż sortymentów grubych Sprzedaż sortymentów
średnichSprzedaż miałów TWD Sprzedaż miałów NBGTSprzedaż mułów
*bez uwzględnienia NBGT
-
13 z 40
Segment Wydobycie – III kwartał 2016 r.
333375
13533107
242 31
0
100
200
300
400
Q3 2015 Q3 2016
Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX
TWD: 23NBGT: 10
TWD: -4NBGT: 6
Dane finansowe [mln zł] Zmiana EBITDA [mln zł]
135
33
10
15- 9
- 28- 13
- 72 - 5
-20
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Q3 2015 Wynik NBGT Wolumensprzedaży
miałów
Cenasprzedaży
miałów
Pozostałesortymenty
Koszt własnysprzedanego
węgla
Zdarzeniajednorazowew Q3 2015
Pozostałe Q3 2016
1,32
1,44
0,400,19
0,19
0,07
0,09
0,98
1,03
0,38 0,02
0,06
1,64
1,73
1,37
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0
Q3 2016
Q3 2015
Wolumen produkcji węgla handlowego vs sprzedaż wg sortymentów
[mln Mg]
Produkcja węgla handlowego TWD Produkcja węgla handlowego
NBGTSprzedaż sortymentów grubych Sprzedaż sortymentów
średnichSprzedaż miałów TWD Sprzedaż miałów NBGTSprzedaż mułów
1 Spadek cen miałów o 13,7%
2 Spadek wolumenu sprzedaży miałów o 4,4%
3 Niższe zatrudnienie* (przeciętnie o 527 etatów)
*bez uwzględnienia NBGT
-
14 z 40
Segment Wydobycie – III kwartał 2016 r.
15,7 16,7
22,2 23,5
19,5 20,2
26,6
34,3
1,8 3,46,2 7,1
Q1 2015 Q2 2015 Q3 2015 Q4 2015 Q1 2016 Q2 2016 Q3 2016 X
20160
5
10
15
20
25
30
35
40
Dobowa produkcja węgla handlowego w latach 2015-2016
Dobowe wydobycie (Obszar) Dobowe wydobycie (NBGT)tys. Mg
/dzień
258
375
-63-42
33
-85-42
2
27 31
-200
-100
0
100
200
300
400
Q22016
Q32016
Przychody ze sprzedaży EBITDA TWDEBITDA NBGT EBIT TWDEBIT NBGT
CAPEX
TWD: 23NBGT: 10
TWD: -4NBGT: 6
1,32
1,06
0,40
0,21
0,19
0,11
0,07
0,06
0,98
0,86
0,38 0,02
0,04
1,64
1,73
1,24
1,27
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0
Q3 2016
Q2 2016
Wolumen produkcji węgla handlowego vs sprzedaż wg sortymentów
[mln Mg]
Produkcja węgla handlowego TWD Produkcja węgla handlowego
NBGTSprzedaż sortymentów grubych Sprzedaż sortymentów
średnichSprzedaż miałów TWD Sprzedaż miałów NBGTSprzedaż mułów
Dane finansowe [mln zł]
-
15 z 40
564
447
134
42 - 9 - 161
- 123
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Q1-Q3 2015 Masa marży na EE
RUS/ORM Koszty CO2 PM Pozostałe Q1-Q3 2016
Segment Wytwarzanie – I-III kwartał 2016 r.
Dane finansowe [mln zł]
3 9113 244
564 447130
-570
1 4091 110
-1 000
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
Q1-Q3 2015 Q1-Q3 2016
Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX
0,48 0,44
0,12
0,260,26
0,330,29
0,82 0,73
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
Q1-Q32015
Q1-Q32016
biomasa - dedykowane biomasa - współspalaniewoda
wiatrkogeneracja
1,20
Produkcja z OZE i kogeneracji [TWh]
1,00
Zmiana EBITDA [mln zł]
12,60 11,45
1,201,00
7,59 7,00
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Q1-Q32015
Q1-Q32016
energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło
13,8012,45
Produkcja brutto energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ]
1 Wzrost wolumenu ORM oraz przychody z IRZ
2 Spadek ceny węgla o 11%
3 Wyższe koszty zakupu praw do emisji CO2
4 Spadek cen i wolumenu PM OZE
-
16 z 40
98 93
39 37
- 31- 26
- 23
0
20
40
60
80
100
120
Q3 2015 Masa marży na EE RUS/ORM Koszty CO2 PM Pozostałe Q3
2016
Segment Wytwarzanie – III kwartał 2016 r.
Dane finansowe [mln zł]
1 164
901
98 93
-51 -12
523 510
-500
0
500
1 000
1 500
Q3 2015 Q3 2016
Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX
0,09 0,08
0,010,04 0,08
0,09 0,08
0,07 0,040,0
0,1
0,2
0,3
Q3 2015 Q3 2016
biomasa - dedykowane biomasa - współspalaniewoda
wiatrkogeneracja
0,23
Produkcja z OZE i kogeneracji [TWh]
0,23
Zmiana EBITDA [mln zł]
4,813,77
0,23
0,23
0,75 0,570
1
2
3
4
5
6
Q3 2015 Q3 2016
energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło
5,04
4,00
Produkcja brutto energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ]
1 Wzrost wolumenu ORM oraz przychody z IRZ
2 Spadek ceny węgla o 13%
3 Wyższe koszty zakupu praw do emisji CO2
4 Spadek cen i wolumenu PM OZE
-
17 z 40
Segment Dystrybucja – I-III kwartał 2016 r.
Dane finansowe [mln zł]
4 793 4 676
1 839 1 7101 107 947
1 134 1 1710
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
Q1-Q3 2015 Q1-Q3 2016
Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX
Zmiana EBITDA [mln zł]
Dystrybucja energii elektrycznej do odbiorców końcowych
[TWh]
10,3
10,5
12,5
12,0
2,1
2,0
3,1
3,1
7,4
7,5
Q1-Q3 2016
Q1-Q3 2015
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Grupa A Grupa B Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa G
35,31
35,051 Spadek zatwierdzonej taryfy o 3,6 zł/MWh (2,9%)
2 Wyższy wolumen sprzedaży usług dystrybucji ee o 264 GWh(0,8%),
głównie w przemyśle w korelacji do wzrostu PKB
3 Wzrost o 13% stawki opłaty jakościowej ujętej w koszcie zakupu
usług przesyłowych
4 Optymalizacja różnicy bilansowej - spadek ceny bilansowania (o
12%) oraz spadek wskaźnika strat sieciowych (o 0,18 p.p.)
EBIT amortyzacja i odpisy aktualizujące
1 107 947
733763
19 27 29
15-118 -62 -25 -15
1 839 1 710
0
500
1 000
1 500
2 000
Q1-Q3 2015 Cena usługdystrybuc.
Wolumen istuktura
sprzedaży
Zakup usługOSP
Koszt stratsieciowych
Opł.przyłącz.
Koszty oper.(bez amort.)
Podatek odmajątku
sieciowego
Pozostałe Q1-Q3 2016
-
18 z 40
Segment Dystrybucja – III kwartał 2016 r.
Zmiana EBITDA [mln zł]
1 Spadek zatwierdzonej taryfy średnio o 3,6 zł/MWh (2,9%)
2 Wzrost o 13% stawki opłaty jakościowej ujętej w koszcie zakupu
usług przesyłowych
3Niższe koszty wynagrodzeń i świadczeń z uwagi na niższy poziom
zatrudnienia i niższy poziom rezerw aktuarialnych (+10 mln
zł);Niższe koszty funkcji serwisowej (+5 mln zł)
EBIT amortyzacja i odpisy aktualizujące
Dane finansowe [mln zł]
1 565 1 532
597 562348 303
437 4270
400
800
1 200
1 600
2 000
Q3 2015 Q3 2016
Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT CAPEX
Dystrybucja energii elektrycznej do odbiorców końcowych
[TWh]
11,48
11,55
3,41
3,60
4,13
4,02
0,67
0,67
0,96
0,94
2,31
2,32
Q3 2016
Q3 2015
0 2 4 6 8 10 12 14
Grupa A Grupa B Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa G
348 303
248 259
9 16-10 -4 -34 -10 -1
597562
0
100
200
300
400
500
600
700
Q3 2015 Cena Wolumensprzedaży
Zakup usługOSP
Koszt stratsieciowych
Opł.przyłącz.
Koszty oper.(bez amort.)
Pozostałe Q3 2016
-
19 z 40
Segment Sprzedaż – I-III kwartał 2016 r.
11 81310 287
452 397444 3890
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
Q1-Q3 2015 Q1-Q3 2016
Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT
Dane finansowe [mln zł]
444389
88
10512
- 120
- 44 - 7
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Q1-Q3 2015 Wolumensprzedażyi cena EE
Ceny PM Obowiązekumorzenia PM
Opłaty handlowe Pozostałe Q1-Q3 2016
397452
Zmiana EBITDA [mln zł]
1Wzrost łącznej średniej ceny sprzedaży EE (1,7%) przy
jednoczesnym niższym tempie wzrostu cen zakupu EE (1,0%). Wzrost
średniej ceny sprzedaży osiągnięty został dzięki wyższym cenom
sprzedaży hurtowej (6,3%) przy spadku cen detalicznych (1,2%)
2 Spadek wolumenu sprzedaży detalicznej EE, głównie do dużych
klientów biznesowych oraz do MSP
3Wzrost obowiązku umorzenia praw majątkowych: dla PM OZE z 14%
do 15% oraz od VII zmiana do 14,35% oraz wprowadzenie PMOZE-BIO
0,65%, dla PM GM z 4,9% do 6,0%, dla PM MET z 1,3% do 1,5%
4 Niższe ceny zakupu praw majątkowych „zielonych” pod umorzenie
(o ok. 26%)
*ujmuje sprzedaż na pokrycie różnicy bilansującej i do odbiorców
końcowych w ramach Grupy
EBIT amortyzacja i odpisy aktualizujące
4,10
5,30
6,03
6,61
3,38
3,68
7,18
7,29
2,48
3,57
Q1-Q3 2016
Q1-Q3 2015
0 5 10 15 20 25 30
Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Pozostała*
26,45
23,18
Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [TWh]
-
20 z 40
Segment Sprzedaż – III kwartał 2016 r.
3 7193 300
117 117114 1150
1 000
2 000
3 000
4 000
Q3 2015 Q3 2016
Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT
Dane finansowe [mln zł]
117 117
346 0,4
- 17- 23
0
50
100
150
Q3 2015 Wolumensprzedażyi cena EE
Ceny PM Obowiązekumorzenia PM
Opłaty handlowe Pozostałe Q3 2016
Zmiana EBITDA [mln zł]
1Wzrost łącznej średniej ceny sprzedaży EE (0,6%) przy
jednoczesnym spadku cen zakupu EE (1,0%). Wzrost średniej ceny
sprzedaży osiągnięty został dzięki wyższym cenom sprzedaży hurtowej
(2,2%) przy spadku cen detalicznych (0,8%)
2 Spadek wolumenu sprzedaży detalicznej EE, głównie do dużych
klientów biznesowych
3Wzrost obowiązku umorzenia praw majątkowych: dla PMOZE z 14% do
15% oraz od VII zmiana do 14,35% oraz wprowadzenie PMOZE-BIO 0,65%,
dla PMGM z 4,9% do 6,0%, dla PMMET z 1,3% do 1,5%
4 Niższe ceny zakupu praw majątkowych „zielonych” pod umorzenie
(o ok. 24%)
*ujmuje sprzedaż na pokrycie różnicy bilansującej i do odbiorców
końcowych w ramach Grupy
1,45
1,74
2,07
2,27
1,19
1,18
2,26
2,26
0,64
0,98
Q3 2016
Q3 2015
0 2 4 6 8 10
Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Pozostała*
7,61
8,43
Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [TWh]
-
21 z 40
Zadłużenie i finansowanie
zadłużenie finansowe (wartość nominalna zadłużenia z tytułu
kredytów inwestycyjnych, pożyczek, leasingu oraz obligacji) na
30.09.2016 r. wynosi 8 327 mln zł
średnioważona zapadalność długu wg stanu na 30.09.2016 r. wynosi
60 miesięcy
dług denominowany w EUR (emisja obligacji NSV) stanowi 8,7%
długu ogółem
Struktura długu ze względu na stopę oprocentowania [mln zł]:
Zapadalność długu Grupy TAURON zaciągniętego na 30.09.2016 r.
[mln zł]
4 500zabezpieczenieoprocentowaniekwota długu
8 327
zmienne 6 347
IRS3 400
brak2 947
stałe1 980
828
28 25 3974
-
200
400
600
800
1 000
4Q2016
1Q2017
2Q2017
3Q2017
4Q2017
obligacje kredyty, pożyczki i leasingi
828
166 187
2 019
2 689
339 288 281 261 200 130 115 100
724
- 500
1 000 1 500 2 000 2 500 3 000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
2029
obligacje kredyty, pożyczki i leasingi
6 994 84%
1 256 15%
43 1%
34 0%
Struktura zadłużenia finansowego Grupy TAURON na dzień
30.09.2016 r.
[mln zł]
obligacjekredyty z EBIpożyczki z NFOŚiGW/WFOSiGWleasingi
8 327
280 6% 300
7%
3 920 87%
Kwoty dostępnego finansowania Grupy TAURON na dzień 30.09.2016
r.
[mln zł]
obligacje program BGKcashpoolingobligacje program bankowy
Dług netto / EBITDA = 2,64x
-
22 z 40
CAPEX – status prac przy kluczowych projektach
* Termin zakończenia zostanie oszacowany po przeprowadzeniu
inwentaryzacji i zaakceptowaniu kompleksowej koncepcji zakończenia
projektu* Termin zakończenia zostanie oszacowany po przeprowadzeniu
inwentaryzacji i zaakceptowaniu kompleksowej koncepcji zakończenia
projektu
Inwestycja Moc (MWe)Moc
(MWt)Zaawansowanie prac
(%)
Planowany termin
zakończenia
Budowa bloku węglowego w Elektrowni Jaworzno III 910 - 27
2019
Budowa bloku gazowo-parowegow Elektrociepłowni Stalowa Wola 450
240 85 2019*
Budowa węglowego bloku kogeneracyjnego w ZW Tychy 50 86 100
2016
Elektrownia Jaworzno III – budowa instalacji odazotowania spalin
i modernizacja bloków 200 MW - - 96 2016
Budowa poziomu 800 m w Zakładzie Górniczym Janina - - 45
2020
Budowa szybu Grzegorz w Zakładzie Górniczym Sobieski - - 20
2023
Program inwestycyjny w Zakładzie Górniczym Brzeszcze - - 2
2026
-
23 z 40
178 132
1 409
1 110
1 134
1 171
58
37
Q1-Q3 2015 Q1-Q3 2016
Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż i pozostałe
(12)%
CAPEX – podział na segmenty
Nakłady inwestycyjne wg segmentów [mln zł]
2 4502 779
Główne inwestycje realizowane w okresie I-IIIkwartałów 2016
r.:
Wydobycie: budowa poziomu 800 m w ZG Janina (44 mln zł) budowa
szybu Grzegorz w ZG Sobieski (21 mln zł) Nowe Brzeszcze Grupa
TAURON (9 mln zł)
Wytwarzanie: budowa nowych mocy Jaworzno 910 MW (787 mln
zł), budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków
200 MW w El. Jaworzno III (10 mln zł)
budowa nowych mocy w kogeneracji EC Tychy 50 MW (107 mln zł)
budowa i modernizacja sieci ciepłowniczych (42 mln zł)
modernizacja elektrowni wodnych (10 mln zł)Dystrybucja: budowa
nowych przyłączy (411 mln zł) modernizacja i odtworzenie majątku
sieciowego
(619 mln zł)
-
24 z 40
Budowa nowych mocy w Elektrowni Jaworzno III (910 MW)
Projekt, będący największą inwestycją Grupy TAURON, wkracza w
kolejny –technologiczny – etap realizacji prac
Na ostatnim etapie realizacji są prace w obrębie konstrukcji
nośnej kotła,których zakończenie umożliwi rozpoczęcie montażu
częścitechnologicznej. Równolegle trwa proces prefabrykacjii
przygotowywania elementów powierzchni ogrzewalnych kotłaProwadzony
jest proces wznoszenia powłoki chłodni kominowej –wykonano 75%.
Realizowane są dostawy urządzeń (generator, turbina),dla których
wykonano górną płytę fundamentową turbozespołu. Wzakresie układów
pomocniczych i towarzyszących trwa realizacjakluczowych projektów
nawęglania i odpopielania bloku
Dla zapewnienia najwyższej jakości i standardów wykonywanych
prac zmieniono i rozszerzono strukturęzarządzania projektem (m.in.
poprzez zapewnienie dedykowanej obsługi formalno-prawnej),
wzmocnionocałościowy nadzór nad projektem i wprowadzono stały,
bieżący monitoring ryzyk projektowych
Zgodnie ze Strategią Grupy TAURON rozpoczęto proces wydzielenia
projektu budowy bloku 910 MWz TAURON Wytwarzanie. W tym celu
realizowane są prawne due diligence procesu wydzielenia oraz
przeglądmodelu finansowego inwestycji. Jednocześnie trwają prace
nad uzgodnieniem treści umowy finansowaniaprojektu w nowej formule
(termsheet)
Stan zaawansowania projektu: 27%
-
25 z 40
Budowa bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola
27 października 2016 r. TAURON Polska Energia i PGNiG ustaliły
warunkidokończenia Projektu
Podpisane przez spółki dokumenty, w tym: porozumienie
restrukturyzacyjne aneksy do umów na dostawy paliwa gazowego i
odbiór energii
elektrycznej umowa standstill z bankami finansującymidostosowują
obecne umowy handlowe do oczekiwanego terminu oddaniabloku do
eksploatacji oraz do istniejącego otoczenia rynkowego, a
takżegwarantują sponsorom (TAURON i PGNiG) swobodę w
kształtowaniutrybu dokończenia i dalszego finansowania projektu.
Stanowią one jedenz kluczowych elementów umożliwiających
dokończenie inwestycji iosiągnięcie przez nią rentowności
Obecne plany dokończenia projektu zakładają, że inwestycja
będzie kontynuowana z wykorzystaniemwyspecjalizowanej firmy
wspierającej koordynację przedsięwzięcia w formule tzw. EPCM
(Engineering,Procurement and Construction Management). Cały
pozostały zakres prac zostanie podzielony na wyspytechnologiczne,
dla których wybrany będzie osobny podwykonawca. Aktualnie trwają
przygotowania doogłoszenia postępowania na wybór EPCM
Według obecnych szacunków dokończenie budowy bloku
gazowo-parowego w Stalowej Woli będzie kosztowałook. 400 mln zł, a
oddanie bloku do eksploatacji powinno nastąpić w 2019 r.
Stan zaawansowania projektu: 85%
-
26 z 40
Budowa bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola
Porozumienie restrukturyzacyjne m.in.: stanowi odzwierciedlenie
woli sponsorów Projektu (TAURON, PGNiG) do kontynuacji budowy bloku
gazowo-parowego, wprowadzenia
zmian w Umowie Gazowej i Umowie Sprzedaży Energii oraz zmiany
formuły finansowania Projektu przy utrzymaniu
zaangażowaniainstytucji finansujących
reguluje warunki rozliczania kar umownych możliwych do
naliczenia przez PGNiG na podstawie dotychczasowego brzmienia
UmowyGazowej oraz kwestie restrukturyzacji finansowej Projektu
precyzuje kierunek zmian w podstawowych transakcjach handlowych
ECSW, tj. w sposobie zakupu paliwa gazowego oraz
sprzedażywyprodukowanej energii elektrycznej
Zmiany w umowach sprzedaży energii i dostaw paliwa gazowego
m.in.:
przewidują w szczególności urynkowienie stosowanych formuł
cenowych
określają zmiany w zakresie wysokości, terminów i metodologii
naliczania kar umownych z tytułu nieodebranego paliwa gazowego,
wzwiązku z opóźnieniem realizacji Projektu
Umowa standstill z bankami finansującymi (Europejski Bank
Inwestycyjny, Europejski BankOdbudowy i Rozwoju, Bank Polska Kasa
Opieki) m.in.: gwarantuje, że instytucje finansujące obecnie ECSW
powstrzymają się od postawienia kredytów udzielonych ECSW w
stan
natychmiastowej wymagalności oraz zaspokojenia swoich
wierzytelności z ustanowionych zabezpieczeń
daje Sponsorom i ECSW czas do 31 marca 2017 r. na wynegocjowanie
i podpisanie nowej dokumentacji umożliwiającejrestrukturyzację
finansowania Projektu
reguluje sytuację ewentualnej wcześniejszej spłaty
poszczególnych banków
-
27 z 40
Inicjatywa Założenia Efekty
1.
Modernizacja istniejących bloków klasy 200 MW w celu
przygotowania ich do systemu aukcyjnego (Program 200+)
Warunkiem przystąpienia do programu jest zwrot kosztów stałych
orazponiesionych nakładów modernizacyjnych np. poprzez mechanizmy
rynkumocy
Przewidywane wdrożenie programu w perspektywie lat 2020-2021
Dostosowanie do wymogów rynkowych poprzez podniesienie
elastycznościpracy bloków klasy 200 MW
Optymalizacja planów remontowych i modernizacyjnych; podział
bloków na 3grupy: bloki modernizowane (dostosowane do konkluzji
BAT), blokipodszczytowe (nie wymagające dostosowania do konkluzji
BAT), blokiszczytowe (nie wymagające dostosowania do konkluzji
BAT)
1. Optymalizacja nakładów inwestycyjnych i utrzymaniowych
2. Dostosowanie do wymogów rynku energii elektrycznej oraz
Operatora
2.
Spalanie mułów powstających przy płukaniu i oczyszczaniu węgla
kamiennego w jednostkach wytwórczych Grupy TAURON
Możliwe do energetycznego wykorzystania ilości mułów
powstających przypłukaniu i oczyszczaniu węgla kamiennego (dane w
tys. ton)
1. Obniżenie kosztu zmiennego wytwarzania energii w
elektrowniach: Jaworzno II, Siersza i ZW Katowice
2. Ograniczenie bezpośredniego deponowania w środowisku mułów
powstających przy płukaniu i oczyszczaniu węgla kamiennego
Blok/ tys. ton rocznie 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jaworzno II
- Blok 2
201 135 435 435 435 435 Jaworzno II - Blok 3 Siersza - Blok 1
Siersza - Blok 2 ZW Katowice - BCF-135
Wybrane inicjatywy w ramach zarządzania majątkiemZgodnie z nowym
modelem biznesowym oraz przyjętą Strategią Grupy TAURON wdrażane
jest nowe podejście do zarządzania majątkiem oraz projektami
inwestycyjnymi, efektem czego m.in. rozpoczęto następujące
inicjatywy:
* Zużycie do 24.10.2016
Blok/ tys. ton rocznie
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Jaworzno II - Blok 2
201
135
435
435
435
435
Jaworzno II - Blok 3
Siersza - Blok 1
Siersza - Blok 2
ZW Katowice - BCF-135
-
28 z 40
Wybrane inicjatywy w ramach zarządzania majątkiem
Inicjatywa Założenia Efekty
3. Program Likwidacji Niskiej Emisji
Program zakłada zwiększenie sprzedaży poprzez przyłączenie
nowychklientów w wysokości 183 MWt
Zakres rzeczowy obejmuje m.in. budowę nowych odcinków
sieciciepłowniczej, wykonanie przyłączy w 8 miastach konurbacji
śląsko-dąbrowskiej (Będzin, Chorzów, Czeladź, Dąbrowa Górnicza,
Katowice,Siemianowice Śląskie, Sosnowiec, Świętochłowice)
Finansowanie ze środków własnych oraz planowane
pozyskaniedofinansowania z funduszu zewnętrznego w ramach
ProgramuOperacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020
Obecnie prowadzony jest etap przygotowania inwestycji (m.in.
analizybiznesowe, ekonomiczne, techniczne, harmonogram, biznes
planprogramu)
Do 31.12.2016 r. planowane jest złożenie wniosków do WFOŚiGW
odofinasowanie Programu
1. Wzrost przychodów spółki TC
2. Wzmocnienie pozycji TC na rynku lokalnym poprzez zwiększenie
obsługiwanego rynku ciepła
3. Uzyskanie znaczącego efektu środowiskowego
Planowane zakończenie 8 września 2023
Budżet planowany 248 mln zł
-
29 z 40
Program poprawy efektywności
SegmentOszczędnościzrealizowane w Q1-Q3 2016
Oszczędności zaplanowane na lata 2016-2018
% realizacji Główne inicjatywy
Wydobycie 77 mln zł 255 mln zł 30% Restrukturyzacja
zatrudnienia, obniżenie i zwiększenie elastyczności kosztów pracy,
działania
organizacyjne Wykorzystanie aukcji elektronicznych w procesie
zakupów Optymalizacja planu inwestycyjnego
Wytwarzanie (w tym OZE i Ciepło) 129 mln zł 367 mln zł 35%
Optymalizacja remontów i innych kosztów utrzymania majątku
Restrukturyzacja zatrudnienia Poprawa efektywności zakupów
Optymalizacja usług eksploatacyjnych układów nawęglania i
odpopielania Ograniczenie kosztów usług serwisowych Optymalizacja
planu inwestycyjnego
Dystrybucja 65 mln zł 390 mln zł 17%
Reorganizacja i restrukturyzacja zatrudnienia Ograniczenie
kosztów utrzymania majątku Poprawa efektywności zakupów Outsourcing
usług magazynowych Sprzedaż zbędnych nieruchomości
Pozostałe 39 mln zł 291 mln zł 14%
Restrukturyzacja zatrudnienia Ograniczenie zakresu usług IT
Ograniczenie kosztów obsługi klienta, kosztów administracyjnych
Optymalizacja kosztów działań promocyjnych, sponsoringowych
Razem 310 mln zł 1 303 mln zł 24%
W okresie I-III kwartałów 2016 r. z tytułu programów
dobrowolnych odejść zatrudnienie w Grupie TAURON zostało
zmniejszone o 379 etaty. Oszczędnościwynikające z ograniczenia
zatrudnienia, pomniejszone o koszty poniesione na ich uzyskanie,
ujęto w kwotach zaprezentowanych w poszczególnych segmentach.
-
30 z 40
Podsumowanie działań/inicjatyw Q1-Q3 2016 vs negatywne czynniki
rynkowe
Negatywne czynniki
Spadek cen węgla, walka konkurencyjna
Ograniczenie wsparcia PM OZE dla współspalania (współczynnik
korekcyjny 0,5)
Wzrost kosztów CO2
Spadek WACC dla Dystrybucji
Likwidacja wsparcia PM OZE dla elektrowni wodnych o mocy powyżej
5 MWe
Agresywna konkurencja na rynku sprzedaży energii
elektrycznej
Działania i inicjatywy
Przygotowanie Strategii Grupy TAURON na lata 2016-2025
Orientacja na Klienta –kompleksowa oferta produktów i usług
Wartości PRO – zmiana kultury organizacyjnej
Wdrożenie nowego modelu biznesowego – ujęcie procesowe
Wdrożenie kolejnego Programu Poprawy Efektywności o wartości 1,3
mld zł
Zawarcie porozumień dotyczących Elektrociepłowni Stalowa
Wola
Inicjatywy strategiczne o wartości 1,9 mld zł
Redukcja capexu planowanego na lata 2016-2025 o 2,2 mld zł
Silny wzrost wolumenu wydobycia w ZG Brzeszcze – osiągnięcie
pozytywnej EBITDA przez segment Wydobycie w Q3 2016 r.
310 mln zł oszczędności zrealizowanych w 2016 r. w ramach
Programu Poprawy Efektywności
-
31 z 40
Główne wyzwania stojące przed Grupą TAURON
Finansowanie/poziom zadłużenia Elektrociepłownia Stalowa Wola
Segment Wydobycie
Cel: Pozyskanie finansowania na realizowane
projekty Wydłużenie okresu zapadalności
zadłużenia Dług netto/EBITDA
-
32 z 40
Zespół Relacji Inwestorskich Marcin Lauer
[email protected]. + 48 32 774 27 06
Paweł Gaworzyń[email protected]. + 48 32 774 25
34
Magdalena [email protected]. + 48 32 774 25
38
Dziękujemy – Q & A
mailto:[email protected]:[email protected]:[email protected]
-
33 z 40
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.
-
34 z 40
Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej
* Źródła: Point Carbon, BNEF, Consus, GDF SUEZ Trading, HSE,
Mkonline, Societe Generale, TAURON** Średnia cena notowań w okresie
styczeń - październik 2016 r. + korekta analityków TPE
Energia elektryczna
Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW-POEE
2015 r. 2016 r. (do 20 października 2016 r.) 2016/2015 (do 20
października 2016 r.)
Cena (zł/MWh) Wolumen (GWh) Cena (zł/MWh) Wolumen (GWh) Cena %
Wolumen %
Forward BASE (Y+Q+M) 167,51 201 870 165,91 189 852 -1,0%
-6,0%
Forward PEAK (Y+Q+M) 215,96 17 866 210,25 23 231 -2,6%
+30,0%
Forward (średnia ważona) 171,45 219 737 170,75 213 083 -0,4%
-3,0%
SPOT (TGE) 156,40 25 102 161,15(prognoza) 26 000 +3,0% +3,6%
Średnia ważona razem 169,90 244 839 169,70 239 083 -0,1%
-2,4%
Prawa majątkowe (zł/MWh)
Rodzaj certyfikatu Ceny rynkowe (średnia w Q3-2016)Opłata
zastępcza i obowiązek za:
2015 r. 2016 r.
OZE (PMOZE_A) 48,73 303,03 (14,0%) 300,03 (14,35%)
OZE z biogazowni (PMOZE_BIO) 277,67 brak 300,03
(0,65%)Kogeneracja węglowa
(PMEC-2015) 10,63 11,00 (23,2%) 11,00 (23,2%)
Kogeneracja gazowa(PMGM-2015) 120,54 121,63 (4,9%) 125,00
(6,0%)
Kogeneracja z metanu(PMMET-2015) 61,60 63,26 (1,3%) 63,00
(1,5%)
Uprawnienia do emisji CO2 (EUA/t)
Ankieta analityków rynku CO2*(aktualizacja październik 2016 r.)
Cena (EUR/t)
Średnia w 2016 r. 6,02 EUR/tŚrednia w 2017 r. 6,78 EUR/tŚrednia
w 2018 r. 7,10 EUR/t
Prognozowana przez TAURON średnia cena w 2016 r.
(**aktualizacja październik 2016 r.)5,70 – 6,00 EUR/t
-
35 z 40
Notowania kontraktów BASE na 2016 r.
Średnia cena [zł/MWh] Wolumen [GWh]Razem 166,47 147 923
w tymna 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
-
36 z 40
Notowania kontraktów BASE na 2017 r.
Średnia cena [zł/MWh] Wolumen [GWh]Razem 160,24 63 790
w tymna TGE 159,66 43 800
poza TGE 161,52 19 990
Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne
BASE i PEAK na 2017 r.: 164,07 zł/MWh, łączny wolumen BASE i PEAK
na 2017 r.: 69 103 GWh
-
37 z 40
Notowania kontraktów BASE na 2018 r.
Średnia cena [zł/MWh] Wolumen [GWh]Razem 158,91 7 718
w tymna TGE 158,82 4 625
poza TGE 159,05 3 092
Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne
BASE i PEAK na 2018 r.: 161,45 zł/MWh, łączny wolumen BASE i PEAK
na 2018 r.: 8 092 GWh
-
38 z 40
Notowania kontraktów BASE na 2019 r.
Średnia cena [zł/MWh] Wolumen [GWh]Razem 162,76 596
w tymna TGE 162,93 508
poza TGE 161,75 88
Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne
BASE i PEAK na 2019 r.: 162,76 zł/MWh, łączny wolumen BASE i PEAK
na 2018 r.: 596 GWh
-
39 z 40
Pokrycie analityczne TAURON
Instytucja Analityk
J.P. Morgan Cazenove Michał Kuzawiński
DB Securities Tomasz Krukowski
Dom Maklerski mBanku Kamil Kliszcz
Societe Generale Bartłomiej Kubicki
Dom Maklerski BZ WBK Paweł Puchalski
Dom Maklerski PKO BP Stanisław Ozga
Dom Maklerski Banku Handlowego Piotr Dzięciołowski
Haitong Bank Robert Maj
Erste Group Tomasz Duda
Pekao Investment Banking Łukasz Jakubowski
HSBC Dmytro Konovalov
Instytucja Analityk
IPOPEMA Sandra Piczak
Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald
Renaissance Capital Vladimir Sklyar
Trigon Krzysztof Kubiszewski
UBS Investment ResearchMichał PotyraPatrick HummelTomasz
Walkowicz
WOOD & Company Bram Buring
Dom Maklerski BOŚ Jakub Viscardi
-
40 z 40
Dziękujemy za uwagę
Slajd numer 1Kluczowe parametry za I-III kwartał 2016 r.Kluczowe
parametry za III kwartał 2016 r.Podsumowanie kluczowych wydarzeń
I-III kwartały 2016 r.Sytuacja makroekonomiczna i rynkowaPodstawowe
dane finansowe za I-III kwartał 2016 r.Podstawowe dane finansowe za
III kwartał 2016 r.Wyniki kluczowych segmentów za I-III kwartał
2016 r.Wyniki kluczowych segmentów za III kwartał 2016 r.EBITDA za
I-III kwartał 2016 r.EBITDA za III kwartał 2016 r.Segment Wydobycie
– I-III kwartał 2016 r.Segment Wydobycie – III kwartał 2016
r.Segment Wydobycie – III kwartał 2016 r.Segment Wytwarzanie –
I-III kwartał 2016 r.Segment Wytwarzanie – III kwartał 2016
r.Segment Dystrybucja – I-III kwartał 2016 r.Segment Dystrybucja –
III kwartał 2016 r.Segment Sprzedaż – I-III kwartał 2016 r.Segment
Sprzedaż – III kwartał 2016 r. Zadłużenie i finansowanieCAPEX –
status prac przy kluczowych projektachCAPEX – podział na segmenty
Budowa nowych mocy w Elektrowni Jaworzno III �(910 MW)Budowa bloku
gazowo-parowego w �Elektrociepłowni Stalowa WolaBudowa bloku
gazowo-parowego �w Elektrociepłowni Stalowa WolaWybrane inicjatywy
w ramach zarządzania majątkiemWybrane inicjatywy w ramach
zarządzania majątkiemProgram poprawy efektywnościPodsumowanie
działań/inicjatyw Q1-Q3 2016 vs negatywne czynniki rynkoweGłówne
wyzwania stojące przed Grupą TAURONDziękujemy – Q &
AZastrzeżenie prawneTrendy cenowe na rynku energii
elektrycznejNotowania kontraktów BASE na 2016 r.Notowania
kontraktów BASE na 2017 r.Notowania kontraktów BASE na 2018
r.Notowania kontraktów BASE na 2019 r.Pokrycie analityczne
TAURONSlajd numer 40
