Wyniki Grupy TAURON za 2011 r.
19 marca 2012 r.
1
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 zobowiązani zapewnić odbiorcom niniejszej prezentacji
jakichkolwiek dodatkowych informacji ani
aktualizować niniejszej prezentacji.
Najważniejsze wydarzenia 2011 roku
2
11 marca
Podpisanie pakietu umów dotyczących bloku gazowo-parowego w Elektrowni Stalowa Wola: umowy o
funkcjonowaniu Elektrociepłowni Stalowa Wola, na dostarczanie paliwa gazowego oraz sprzedaż energii
23 marca
Sprzedaż przez Skarb Państwa 11,9% akcji Spółki – obniżenie udziału Skarbu Państwa do poziomu 30%;
zwiększenie udziału polskich i międzynarodowych inwestorów finansowych
28 kwietnia
Zarząd oraz Rada Nadzorcza Spółki przyjęły „Strategię Korporacyjną Grupy TAURON na lata 2011-2015
z
perspektywą do roku 2020”, która jest aktualizacją strategii z 2008 roku
1 lipca
Agencja ratingowa Fitch poinformowała o podtrzymaniu ratingu dla Spółki w walucie krajowej i zagranicznej
na poziomie BBB z perspektywą stabilną, 23 sierpnia – w związku z akwizycją GZE – Fitch podtrzymał rating
na niezmienionym poziomie
20 lipca
Wypłata dywidendy w łącznej kwocie 262,9 mln zł, tj. 0,15 zł na jedną akcję
23 sierpnia
Zawarcie z Vattenfall AB przedwstępnej umowy nabycia akcji GZE
29 września
Nabycie 100 proc. udziałów spółki Lipniki wraz z farmą wiatrową Lipniki o mocy 30,75 MW
24 października
Podpisanie umowy z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym dotyczącej preferencyjnych pożyczek o łącznej
wartości ok. 510 mln zł. Pozyskane środki zostaną przeznaczone na realizację dwóch projektów
inwestycyjnych w obszarze Wytwarzania
12 grudnia
Emisja obligacji o łącznej wartości 3,3 mld zł z przeznaczeniem na nabycie GZE
13 grudnia
Nabycie akcji GZE
Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej
3
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
Wolumen
GWh
Cena
PLN/MWh
Wolumen
GWh
Cena
%
Wolumen
%
195,36
106 812
202,31
115 868
3,6%
8,5%
219,01
14 744
228,25
13 436
4,2%
-8,9%
198,23
121 556
205,00
129 304
3,4%
6,4%
199,08
18 905
190,22
3 568
-4,4%
-81,1%
198,34
140 461
204,61
132 872
3,2%
-5,4%
Energia elektryczna
Uprawnienia do emisji CO
2
(EUR/t):
Prawa majątkowe (PLN/MWh)
Rodzaj
certyfikatu
Szacunki
cen rynkowych
na grudzień
2012 r.
Opłata zastępcza
za 2012 r.
OZE
(zielona)
283,72
286,74
Kogeneracja
węglowa
(czerwona)
7,92
29,30
Kogeneracja
gazowa
(żółta)
126,12
128,80
Metan (fioletowa)
58,40
60,00
2011
2012
2012/2011
Ankieta analityków
rynku CO
2
*
Cena (Eur/t)
Średnia w 2012
7
– 9 Eur/t
Średnia w 2013
10
– 11 Eur/t
Średnia w 2014
11
–12 Eur/t
prognozowana przez
TAURON
średnia cena
EUA w 2012 r.
9
– 10 Eur/t
*Źródło: Deutsche Bank, Barclays Capital, Point Carbon
Restrukturyzacja Grupy
W zakresie uporządkowania struktury właścicielskiej
Proces
sprzedaży aktywów niezwiązanych z działalnością podstawową:
15
obiektów socjalnych; planowane zakończenie – 2012 r.
akcje/udziały 10 spółek spoza łańcucha wartości oraz 7 w zarządzie
powierniczym; planowane
zakończenie – 2012 r.
Zakończenie II etapu konsolidacji działalności medycznej, uporządkowanie
struktury Grupy oraz przygotowania do
sprzedaży PŚZiPZ ELVITA;
planowana
sprzedaż udziałów – 2012 r.
Analizy
możliwości łączenia spółek o tym samym profilu działalności (w
obszarach remontowym i transportowym) lub zbycia
udziałów/akcji spółek z
tych
obszarów
W zakresie wdrożenia modelu biznesowego
Zak
ończono
W
tra
k
c
ie
re
a
li
za
c
ji
Procesy
połączenia aktywów w obszarach biznesowych Grupy
i rejestracja w KRS
spółek:
TAURON
Sprzedaż sp. z o.o. – 3.01.2011 r.
TAURON
Obsługa Klienta sp. z o.o. – 3.01.2011 r.
TAURON Dystrybucja S.A.
– 1.09.2011 r.
TAURON Wytwarzanie S.A.
– 31.08.2011 r.
TAURON
Ciepło S.A. (I etap) – 1.09.2011 r.
Nabycie akcji GZE S.A.
– umowa z 13.12.2011 r.
Sprzedaż
aktywów
niezwiązanych
z
działalnością
podstawową
na
łączną kwotę 20,4 mln zł, w tym:
obiekty socjalne
– na kwotę 14,8 mln zł
akcje/udziały – na kwotę 5,6 mln zł
Połączenia:
2
spółki z obszaru remontów sieci energetycznych
2
spółki z obszaru Dystrybucji (wpis połączenia do KRS styczeń
2012 r.)
I etap konsolidacji
działalności medycznej w PŚZiPZ ELVITA
Przesunięcie udziałów PEPKH sp. z o.o. z poziomu TAURON Wytwarzanie
S.A. na poziom TAURON Polska Energia S.A.
Analizy
zasadności wydzielenia, integracji i nadzoru działalności
niezwiązanych z działalnością podstawową Grupy
Kontynuacja procesu integracji
aktywów w obszarze Ciepło.
Przejęcie przez TAURON Ciepło S.A. spółek: EC Tychy S.A., EC
Nowa sp. z o.o., EC Kamienna
Góra sp. z o.o.; planowane
zakończenie – I półrocze 2012 r.
Proces
połączenia spółek: ZEW Rożnów sp. z o.o. i TAURON
Ekoenergia sp. z o.o.; planowane
zakończenie – I półrocze 2012 r.
Integracja
aktywów GZE S.A.:
Inkorporacja GZE S.A. przez TAURON Polska Energia
S.A.; planowane
zakończenie – III kwartał 2012 r.
Integracja w obszarach: Dystrybucji,
Sprzedaży, Obsługi
Klienta, OZE; planowane
zakończenie – III kwartał 2013 r.
Realizacja programu inwestycyjnego
5
Moc
– 50 MW
e
/ 182 MW
t
Planowany termin oddania do eksploatacji
– połowa 2013 r.
ZEC Bielsko-
Biała – nowy blok ciepłowniczy
Moc
– 50 MW
e
/ 86 MW
t
Planowany termin oddania do eksploatacji
– koniec 2015 r.
(nowy blok) i koniec 2012 r. (przebudowa kotła)
Elektrociepłownia Tychy – nowy blok kogeneracyjny oraz
przebudowa kotła fluidalnego (spalanie biomasy)
Moc
– 50 MW
e
/ 45 MW
t
Planowany termin oddania do eksploatacji
– 2012 r.
Elektrownia Jaworzno III
– nowy kocioł fluidalny (spalanie
biomasy)
Stan na 31 grudnia 2011 r.:
Trwają prace budowlane. Generalny wykonawca: Polimex-
Mostostal
Stan na 31 grudnia 2011 r.:
Trwają prace budowlane. Generalny wykonawca:
konsorcjum Rafako i Omis
Aktualne: 19 stycznia br. podpisano z Ministerstwem Gospodarki (jako instytucją
pośredniczącą dla Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2007-
2013) umowę na dofinansowanie budowy nowego bloku w wysokości 40 mln zł
Stan na 31 grudnia 2011 r.:
Trwają prace projektowe oraz produkcja elementów
ciśnieniowych na potrzeby przebudowy kotła
Trwają prace spawalnicze, projektowe i prace budowlano-
montażowe oraz montaż ciężki kotła WR 40
Trwa proces wyboru wykonawcy nowego bloku
Farma wiatrowa
– Marszewo
Moc
– 100 MW
e
Planowany termin oddania do eksploatacji
– 2014 r.
Stan na 31 grudnia 2011 r.:
Trwa proces wyboru wykonawcy dla „Budowy farmy
wiatrowej Marszewo o mocy 82 MW wraz z dostawą i
instalacją elektrowni wiatrowych”
Aktualne: 19 stycznia br. podpisano z Umowę z Generalnym Wykonawcą Konsorcjum
firm: Iberdrola Engineering and Construction Poland (lider) oraz Iberdrola
Ingenieria Y Construction
Zakończono przetarg publiczny na inżyniera kontraktu –
najkorzystniejszą ofertę złożyła firma Tractebel Engineering
Elektrownia Stalowa Wola
– modernizacja kotła K-10
(spalanie biomasy)
Moc
– 20 MW
e
Planowany termin oddania do eksploatacji
– 2012 r.
Stan na 31 grudnia 2011 r.:
Trwają prace budowlane. Generalny wykonawca: Rafako
29 listopada 2011 podpisano z Ministerstwem Gospodarki
(jako instytucją pośredniczącą dla Programu Operacyjnego
Infrastruktura i Środowisko 2007-2013) umowę na
dofinansowanie projektu w wysokości około 40 mln zł
Realizacja programu inwestycyjnego (2)
6
Moc
– 400 MW
e
/ 240 MW
t
Rozpoczęcie projektu – 2010 r.; planowany termin oddania
do eksploatacji
– I połowa 2015 r.
Elektrownia Stalowa Wola
– nowy blok parowo-gazowy
Stan na 31 grudnia 2011 r.:
Trwa proces wyboru generalnego wykonawcy
Aktualne:
•
13 marca br.
wybrano najkorzystniejszą ofertę, która została złożona przez
Abener Energia
Moc
– 135 MW
e
/ 90 MW
t
Planowany termin oddania do eksploatacji
– II połowa
2015 r.
Elektrociepłownia Katowice – nowy blok parowo-gazowy
3 stycznia 2012 r.
ogłoszono przetarg na wybór
wykonawcy w zakresie budowy nowego bloku
– 14
podmiotów złożyło wniosek o dopuszczenie do udziału w
postępowaniu
Moc
– 40 MW
e
Planowany termin oddania do eksploatacji
– 2013 r.
Farma wiatrowa
– Wicko
Stan na 31 grudnia 2011 r.:
Trwa proces wyboru wykonawcy
Moc
– rzędu 850 MW
e
Planowany termin oddania do eksploatacji
– 2016 r.
Elektrownia Blachownia
– nowy blok gazowy
Stan na 31 grudnia 2011 r.:
Trwają prace nad powołaniem spółki celowej oraz prace
związane z uzyskaniem zgody na koncentrację (zgoda
Komisji Europejskiej w sprawie utworzenia wspólnego
przedsiębiorcy)
Realizacja programu inwestycyjnego (3)
7
Zakres
– przystosowanie sześciu kotłów typu OP-650k do
norm niższej emisji tlenków azotu, które zaczną
obowiązywać w Polsce od 2018 r.
Rozpoczęcie prac – lipiec 2010 r., planowany termin
zakończenia – styczeń 2016 r.
Elektrownia Jaworzno III
– modernizacja kotłów
Stan na 31 grudnia 2011 r.:
Zakończono prace modernizacyjne oraz prace związane z
budową instalacji odazotowania spalin na bloku nr 2 – trwa
ruch regulacyjny
Generalny wykonawca: konsorcjum Fortum Power and
Heat
(lider konsorcjum) i Zakłady Remontowe Energetyki
Katowice (członek konsorcjum)
Zakres
– przystosowanie czterech kotłów typu OP-650k do
norm niższej emisji tlenków azotu, które zaczną
obowiązywać w Polsce od 2018 r.
Rozpoczęcie prac – lipiec 2010 r., planowany termin
zakończenia – styczeń 2015 r.
Elektrownia Łaziska – modernizacja kotłów
Stan na 31 grudnia 2011 r.:
Trwają prace modernizacyjne oraz prace związane z
budową instalacji odazotowania spalin na bloku nr 12
Generalny wykonawca: STRABAG
Moc
– 910 MW
e
Planowany termin oddania do eksploatacji
– II połowa 2016 r.
Elektrownia Jaworzno III
– nowy blok węglowy
Stan na 31 grudnia 2011 r.:
Trwa proces wyboru wykonawcy i inżyniera kontraktu.
Zakończono negocjacje z oferentami, trwają prace nad
ostateczną wersją SIWZ
Aktualne:
28 lutego br. zostały wysłane zaproszenia do złożenia ofert wraz z ostateczną
Specyfikacją Istotnych Warunków Zamówienia w postępowaniu przetargowym na
wybór Wykonawcy. Zaproszenia zostały wysłane do 5 oferentów uczestniczących w
postępowaniu
Termin składania ofert: do 29 czerwca br.
Nakłady inwestycyjne
8
W 2011 r. Grupa TAURON
przeznaczyła na inwestycje ponad 2,5 mld zł, z czego ponad 88% to nakłady w obszarach Wytwarzania i
Dystrybucji. W
porównaniu z rokiem 2010 wzrost nakładów wyniósł ok. 0,9 mld zł i dotyczy obszarów Wytwarzania i Dystrybucji
Dynamiczny przyrost
nakładów w obszarze Wytwarzania (o ok. 0,5 mld zł) wynika przede wszystkim z wejścia w fazę zaawansowanej
realizacji inwestycji
związanych z odbudową mocy (50 MW w EC Bielsko oraz OZE 50 w El. Jaworzno - wzrost z tego tytułu o ok. 0,3
mld
zł) oraz pozostałych nakładów (w tym głównie na instalacje NOx w El. Jaworzno i Łaziska oraz instalację biomasową na kotle K-10
w ESW - wzrost z tego
tytułu to ok. 0,2 mld zł)
Wzrost
nakładów w obszarze Dystrybucji (o ok. 0,4 mld zł) wynika przede wszystkim ze wzrostu nakładów na modernizację istniejącego
majątku sieciowego (o ok. 0,2 mld zł). Wzrost nakładów na budowę nowych przyłączy wynosi ok. 0,1 mld zł. Wzrost pozostałych
nakładów to ok. 0,1 mld zł
144
178
384
921
147
44
867
1 285
22
30
38
46
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
Wykonanie 2010
Wykonanie 2011
Wydobycie
Wytwarzanie
OZE
Dystrybucja
Sprzedaż
Pozostałe
mln zł
1 603
2 504
56,2%
Kluczowe dane operacyjne
9
IV kwartał
2010 r.
IV kwartał
2011 r.
Zmiana
(dynamika)
2010 r.
2011 r.
Zmiana
(dynamika)
Produkcja węgla handlowego (mln ton)
1,12
0,8
-28,5%
4,5
4,58
1,7%
Wytwarzanie energii elektrycznej
(produkcja netto) (TWh)
5,78
5,08
-12,2%
21,32
21,38
0,3%
w tym: ze źródeł odnawialnych (TWh)
0,25
0,22
-11,9%
1,1
0,99
-9,9%
Wytwarzanie ciepła (PJ)
6,49
5,57
-14,2%
18,29
15,96
-12,7%
Dystrybucja (TWh)
9,45
9,41
-0,3%
37,52
38,24
1,9%
Sprzedaż detaliczna energii
elektrycznej (TWh)
8,95
8,41
-6,1%
34,34
35,52
3,4%
Liczba klientów – Dystrybucja (tys.)
4 115
4 143
0,7%
4 115
4 143
0,7%
Wyniki finansowe za IV kw. 2011 r.
W celu prezentacji dane doprowadzone do porównywalności:
W związku ze zmianą modelu sprzedaży energii elektrycznej, wartość przychodów z obowiązkowej sprzedaży wytworzonej energii poprzez obrót
publiczny, w 2010 r.
prawie w całości stanowiła sprzedaż wewnętrzną w Grupie i podlegała wyłączeniu konsolidacyjnemu
10
Udział w zysku akcjonariuszy mniejszościowych
4 478
4 536
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
IV kwartał 2010
IV kwartał 2011
24,8%
Przychody Grupy TAURON [mln zł]
5 588
1 052
1,3%
271
291
0
100
200
300
400
IV kwartał 2010
IV kwartał 2011
EBIT Grupy TAURON [mln zł]
7,1%
4%
-3%
44%
43%
5%
2%
49%
41%
-3%
11%
6%
10%
-4%
-3%
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
IV kwartał 2010
IV kwartał 2011
Wydobycie
Wytwarzanie
OZE
Dystrybucja
Sprzedaż
Pozostałe
Nieprzypisane / wyłączenia
EBITDA Grupy TAURON w podziale na Obszary [mln zł];
struktura EBITDA [%]
599
652
8,9%
5,6%
-3,0%
-50
0
50
100
150
200
250
IV kwartał 2010
IV kwartał 2011
31,7%
Zysk netto Grupy TAURON [mln zł]
166
219
13,4%
1,6%
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
2010
2011
Zysk netto Grupy TAURON
[mln zł]
25,0%
991
1 239
3%
43%
39%
4%
41%
42%
7%
10%
3%
4%
-3%
-3%
-500
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
2010
2011
Wydobycie
Wytwarzanie
OZE
Dystrybucja
Sprzedaż
Pozostałe
Nieprzypisane / wyłączenia
EBITDA Grupy TAURON w podziale na Obszary [mln zł];
struktura EBITDA [%]
4%
2 758
3 023
9,6%
4%
W celu prezentacji dane doprowadzone do porównywalności:
W związku ze zmianą modelu sprzedaży energii elektrycznej, wartość przychodów z obowiązkowej sprzedaży wytworzonej energii poprzez obrót
publiczny
w 2010 r. prawie w całości stanowiła sprzedaż wewnętrzną w Grupie i podlegała wyłączeniu konsolidacyjnemu
11
Udział w zysku akcjonariuszy mniejszościowych
Wyniki finansowe Grupy TAURON za 2011 r.
w tym
Grupa GZE:
13,4
mln zł
15 429
20 755
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
2010
2011
34,5%
Przychody Grupy TAURON [
mln zł]
16 406
4 349
6,3%
1 399
1 611
0
500
1 000
1 500
2 000
2010
2011
EBIT Grupy TAURON
[mln zł]
15,2%
w tym
Grupa GZE:
181,5
mln zł
w tym
Grupa
GZE:
3,6
mln zł
w tym
Grupa
GZE:
1,0
mln zł
12
Wyniki finansowe Grupy GZE za 2011 r.
273
342
0
100
200
300
400
2010
2011
EBIT GZE [
mln zł]
25,3%
0
100
200
300
400
500
600
2010
2011
BUS
BUD
VBSP
BURSE
EBITDA GZE w podziale na obszary
[mln zł];
struktura EBITDA [%]
72%
432
508
17,7%
3%
3%
22%
3%
3%
80%
14%
291
340
0
100
200
300
400
2010
2011
Zysk netto GZE [mln zł]
16,6%
2 758
3 023
(6,0)
(10,9)
11,0
142,0
96,6
30,6
1,2
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
EBITDA 2010
Wydobycie
Wytwarzanie
OZE
Dystrybucja
Sprzedaż
Pozostałe
Pozycje
nieprzypisane /
wyłączenia
EBITDA 2011
mln zł
1 399
1 611
Wyniki finansowe za 2011 r. - EBITDA
EBIT
Amortyzacja
Wzrost w segmencie
Spadek w segmencie
Zmiana w segmencie w %
Marża EBITDA
Zmiana EBITDA w podziale na segmenty (mln zł i %), marża EBITDA w segmencie (w %)
13
-5%
19,6%
18,4%
8,9%
2,1%
27,4%
69,7%
-
17,9%
14,6%
18,4%
-1%
W celu prezentacji dane doprowadzone do porównywalności:
W związku ze zmianą modelu sprzedaży energii elektrycznej, wartość przychodów z obowiązkowej sprzedaży wytworzonej energii poprzez obrót
publiczny, w 2010
r. stanowiła sprzedaż wewnętrzną w Grupie i podlegała wyłączeniu konsolidacyjnemu
10%
12%
50%
36%
1 399
1 611
14
146
-93
-23
18
91
25
34
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
EBIT 2010
Wolumen
sprzedaży energii
Cena sprzedaży
energii
Ceny zakupu
energii
Przychody z KDT
Przychody ze
sprzedaży RUS i
rezerw mocy
Wolumen i cena
usług dystr. oraz
poz. przych. z
dział. dystryb.
opłaty
przyłączeniowe
Pozostałe
EBIT 2011
Zmiana EBIT a czynniki operacyjne (mln zł); marża EBIT (%)
Wzrost
Spadek
EBIT
Wyniki finansowe za 2011 r. - EBIT
marża
EBIT
14
W celu prezentacji dane doprowadzone do porównywalności:
W związku ze zmianą modelu sprzedaży energii elektrycznej, wartość przychodów z obowiązkowej sprzedaży wytworzonej energii poprzez obrót
publiczny w 2010 r. prawie
w całości stanowiła sprzedaż wewnętrzną w Grupie i podlegała wyłączeniu konsolidacyjnemu
9,1%
7,8%
9,8%
mln zł
15
Zmiany poziomu cash flow
Wzrost
Spadek
Środki pieniężne – zmiany w 2011 r.
1 472
506
1 566
1 411
(224)
(539)
(2 302)
(3 380)
87
(467)
3 300
(147)
(8)
(263)
2 214
(5 689)
2 510
-3 000
-2 000
-1 000
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
mln zł
Poziom zadłużenia Grupy
1 899
1 492
1 320
1 321
4 537
1 032
1 474
1 376
885
506
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
31.12.2009
31.12.2010
30.06.2011
30.09.2011
31.12.2011
zadłużenie finansowe
środki pieniężne
Zadłużenie finansowe netto (mln zł), zadłużenie finansowe netto / EBITDA (x)
0,3x
0,01x
-0,02x*
zadłużenie finansowe netto / EBITDA
Wzrost poziomu zadłużenia finansowego na dzień 31 grudnia 2011 r., w związku emisją obligacji, m.in. na nabycie
GZE
* W odniesieniu do wartości EBITDA za 2010 r.
0,16x*
16
1,33x
Rekompensaty z tytułu rozwiązania Kontraktów
Długoterminowych
17
30
145
164
145
74
147
129
88
73
95
108
138
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
I kwartał
2009
II kwartał
2009
III kwartał
2009
IV kwartał
2009
I kwartał
2010
II kwartał
2010
III kwartał
2010
IV kwartał
2010
I kwartał
2011
II kwartał
2011
III kwartał
2011
IV kwartał
2011
Zindeksowane zaliczki wynikające z ustawy o rozwiązaniu KDT
Korekty roczne tych zaliczek
Część korekty końcowej
-9,5%
Na przychody z tytułu
rekompensaty składają się:
0,8%
4,5%
5,0%
4,0%
1,9%
4,2%
3,5%
1,4%
1,9%
XX%
Udział KDT w przychodach kwartalnych
484
438
2,0%
2,2%
415
-5,3%
Przychody z tytułu rekompensat
2,5%
18
Struktura kosztów rodzajowych
Wzrost kosztów w 2011 r. dotyczy głównie:
zużycia materiałów i energii, w tym w szczególności zużycia węgla spowodowanego wzrostem produkcji energii elektrycznej
wzrostu
podatków i opłat, w tym kosztów korzystania ze środowiska skorelowanych ze zwiększeniem produkcji energii
elektrycznej
Podobnie jak w 2010 r., w 2011 r. koszty zmienne
stanowiły 46%, a koszty stałe 54% w łącznej kwocie kosztów
14%
15%
28%
29%
23%
23%
6%
6%
27%
26%
1%
2%
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
2010
2011
Amortyzacja i odpisy aktualiz.
Zużycie materiałów i energii
Usługi obce
Podatki i opłaty
Koszty świadczeń pracowniczych
Pozostałe koszty rodzajowe
mln zł
Struktura kosztów rodzajowych
9 467
9 894
4,5%
48
399
10
194
10
339
0
200
400
600
800
1 000
Wydobycie
Wytwarzanie
OZE + Ciepło
Dystrybucja
Sprzedaż
oszczędności
pozostałe do
realizacji
planowane
oszczędności
2010-2012
mln zł
Program poprawy
efektywności 2010-2012
skumulowane oszczędności OPEX
194 mln zł (skum.);
w tym 130 mln zł
w 2011
31.12.2011 r.
Realizacja programu poprawy efektywności
19
1 mld zł
48 mln zł (skum.);
w tym 25 mln zł
w 2011
399 mln zł (skum.);
w tym 201 mln zł
w 2011
10 mln zł (skum.);
w tym 5 mln zł
w 2011
10 mln zł (skum.);
w tym 5 mln zł
w 2011
Program Dobrowolnych
Odejść: Na koniec IV kwartału 2011 r. do programu przystąpiło 1697 osób (od wprowadzenia programu), z
których w 2011 roku rozwiązano umowy o pracę z 1119 osobami (w sumie od wprowadzenia programu: 1677 osób).
Oszczędności wynikające z ograniczenia zatrudnienia, pomniejszone o koszty poniesione na ich uzyskanie, ujęto w kwotach
zaprezentowanych w
poszczególnych obszarach
20
Kluczowe kierunki rozwoju i wzrostu
Pozyskanie
finansowania
Wzrost wartości
Grupy
Rozpoczęcie procesu integracji z grupą GZE
Uzyskanie synergii z integracji obszarów
Kontynuacja programu poprawy efektywności kosztowej
Pozyskanie finansowania preferencyjnego z EBI/EBOiR
na projekty w obszarze Dystrybucji i Wytwarzania
Pozyskanie finansowania preferencyjnego/dotacji z funduszy
unijnych oraz funduszy środowiskowych (NFOŚiGW i WFOŚiGW)
Dziękujemy – Q&A
21
22
TAURON Polska Energia S.A.,
ul.
ks. Piotra Ściegiennego 3, 40-114 Katowice
tel. +48 32 774 27 06, fax +48 32 774 25 24
Biuro Relacji Inwestorskich
Marcin Lauer
tel. + 48 32 774 27 06
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
Informacje dodatkowe
23
Kontraktacja BASE na 2012 r.
24
Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]:
Wolumen [GWh]
Rocznych
202,61
100 796
Kwartalnych
201,29
11 082
Miesięcznych
197,45
3 990
RAZEM
202,31
115 868
190
192
194
196
198
200
202
204
206
208
210
2011-01-01
2011-05-01
2011-08-29
2011-12-27
C
en
a
[P
LN
/M
Wh]
Notowania kontraktów Base zawartych na rok 2012
Y-12
Q1-12
Q2-12
Q3-12
Q4-12
Kontraktacja PEAK na 2012 r.
25
Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]:
Wolumen [GWh]
Rocznych
228,52
11 616
Kwartalnych
226,67
1 025
Miesięcznych
226,30
795
RAZEM
228,25
13 436
216
218
220
222
224
226
228
230
232
234
236
2011-01-01
2011-05-01
2011-08-29
2011-12-27
C
en
a
[P
LN
/M
Wh]
Notowania kontraktów Peak zawartych na rok 2012
Y-12
Q1-12
Q2-12
Q3-12
Q4-12
Kontraktacja BASE na 2013 r.
26
Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]:
Wolumen [GWh]
Rocznych
215,37
10 205
Kwartalnych
Miesięcznych
RAZEM
215,37
10 205
208
210
212
214
216
218
220
222
224
2011-01-01
2011-05-01
2011-08-29
2011-12-27
C
en
a
[P
LN
/M
Wh]
Notowania kontraktów Base zawartych na rok 2013
Y-13
Q1-13
Q2-13
Q3-13
Q4-13
Kontraktacja BASE na 2014 r.
27
Średnia cena zawartych kontraktów [PLN/MWh]:
Wolumen [GWh]
Rocznych
222,68
1 472
Kwartalnych
Miesięcznych
RAZEM
222,68
1 472
218
220
222
224
226
228
230
232
2011-01-01
2011-05-01
2011-08-29
2011-12-27
C
en
a
[P
L
N
/M
Wh
]
Notowania kontraktów Base zawartych na rok 2014
Y-14
Q1-12
Q2-13
Q3-13
Q4-13
Wydobycie
– kluczowe dane finansowe
Zmiana:
Przychody EBITDA EBIT
w segmencie (w mln zł)
28
1 081
1 171
111
105
6
5
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
2010
2011
273
210
22
-20
-2
-44
-100
-50
0
50
100
150
200
250
300
IV kwartał 2010
IV kwartał 2011
Wytwarzanie ze źródeł konwencjonalnych –
kluczowe dane finansowe
5 863
6 436
1 198
1 187
656
621
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
2010
2011
29
Zmiana:
Przychody EBITDA EBIT
w segmencie (w mln zł)
1 789
1 786
261
278
129
137
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
2 000
IV kwartał 2010
IV kwartał 2011
Wytwarzanie ze źródeł odnawialnych –
kluczowe dane finansowe
167
181
115
126
89
101
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
2010
2011
30
Zmiana:
Przychody EBITDA EBIT
w segmencie (w mln zł)
47
30
32
14
24
7
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
IV kwartał 2010
IV kwartał 2011
Dystrybucja
– kluczowe dane finansowe
4 509
4 668
1 138
1 280
509
614
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
2010
2011
31
Zmiana:
Przychody EBITDA EBIT
w segmencie (w mln zł)
1 184
1 256
291
269
144
93
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
IV kwartał 2010
IV kwartał 2011
Sprzedaż – kluczowe dane finansowe
32
Zmiana:
Przychody EBITDA EBIT
w segmencie (w mln zł)
12 094
13 842
192
289
184
279
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
2010
2011
3 401
3 859
-19
71
-22
68
-500
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
IV kwartał 2010
IV kwartał 2011
Pozostałe – kluczowe dane finansowe
598
594
86
117
35
72
0
100
200
300
400
500
600
2010
2011
33
Zmiana:
Przychody EBITDA EBIT
w segmencie (w mln zł)
193
190
34
63
21
52
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
IV kwartał 2010
IV kwartał 2011