Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. 17 lutego 2016 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. 17 lutego 2016 r.

2 Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. Kluczowe wydarzenia Marek Woszczyk - Prezes Zarządu 2

3 Najważniejsze informacje Wyniki finansowe 8,2 mld zł EBITDA 6,8 mld zł środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 4,3 mld zł skorygowany zysk netto 2,29 zł skorygowany zysk na akcję Wyniki operacyjne 55,6 TWh produkcja netto (+1 proc. r/r) 33,4 TWh wolumen dystrybucji (+3 proc. r/r) 39,0 TWh sprzedaż do odbiorców końcowych (-2 proc. r/r) Nakłady inwestycyjne Opole II zrealizowano ponad 1/3 inwestycji Turów 11 dostosowanie do wymogów BAT Elektrownie wiatrowe osiągnięto cel 218 MW nowych mocy Inwestycje w aktywa dystrybucyjn e 1,84 mld zł Finansowanie Kredyt konsorcjalny 5,5 mld zł Kredyt pozyskany od EBI 2 mld zł Kredyt w BGK zwiększony o 0,5 mld zł 3

4 Dane makro nie przekładają się na poprawę warunków rynkowych Otoczenie makroekonomiczne IV kw r. IV kw r. Rok 2015 Rok 2014 Realny wzrost PKB (r/r) 3,9%* 3,3% 3,6%* 3,3% Wzrost krajowego zużycia energii elektrycznej (r/r) 1,0% 0,9% 1,7% 0,5% Krajowe zużycie energii elektrycznej [TWh] 42,25 41,84 161,44 158,73 * Szacunek Cena energii elektrycznej Saldo wymiany międzynarodowej Udział farm wiatrowych w wytwarzaniu Import netto 2014: 2,17 TWh 12% 11% % 2015 PLN Średnia: 168 Średnia: % 8% 7% GRUDZIEŃ: +0,6 TWh % 5% Export netto 2015: 0,33 TWh 4% 3% 150 Jan-14 Mar-14 Źródło: TGE May-14 Jul-14 Sep-14 Nov-14 Jan-15 Mar-15 May-15 Jul-15 Sep-15 Nov-15 Jan Jan-14 Mar-14 May-14 Jul-14 Sep-14 Nov-14 Jan-15 Mar-15 May-15 Jul-15 Sep-15 Nov-15 Miesięczne dane PSE S.A., przepływy fizyczne Jan-16 2% Jan Feb Mar Apr May Jun Miesięczne dane PSE S.A. Jul Aug Sep Oct Nov Dec 4

5 Otoczenie regulacyjne OZE DYSTRYBUCJA MECHANIZMY MOCY Nowelizacja ustawy o OZE (29 grudnia 2015 r.) Wprowadzenie taryf gwarantowanych i aukcji odroczone o pół roku Zmniejszone wsparcie dla współspalania biomasy i brak wsparcia dla dużych elektrowni wodnych już od stycznia 2016 r. Oczekiwanie na przegląd ustawy i ewentualne dalsze poprawki Wprowadzenie modelu na lata Taryfy zatwierdzone według zrewidowanego modelu wyliczenia WACC (zweryfikowane parametry) Ostateczny koszt kapitału WACC ustalony na poziomie 5,675 proc. w stosunku do zakładanych wcześniej 5,279 proc. Współczynnik regulacyjny w 2016 r. na poziomie 1,0 Regulacja jakościowa wprowadza kary w przypadku nieosiągania wskaźników jakościowych w latach Operacyjna Rezerwa Mocy budżet na 2016 r. zwiększony o ponad 20 proc. Cena maksymalna wyższa o ok. 10 proc. Wdrożenie mechanizmu pełnego wykorzystania budżetu Interwencyjna rezerwa zimna z uruchomioną łączną mocą rzędu 830 MW 454 MW w dwóch blokach w Elektrowni Dolna Odra 5

6 Projekt Opole II (1/2) Ogólne informacje Rozbudowa istniejącej elektrowni konwencjonalnej Moc Budżet projektu CAPEX 2015 r. / wydatki YTD Przekazanie do eksploatacji 2 bloki o mocy 900 MW (łączna moc 1800 MW) ok. 11 mld zł ok. 2,7 mld zł/ ok. PLN 3,3 mld zł Blok 5 II półrocze 2018 r. Blok 6 I półrocze 2019 r. Kamienie milowe osiągnięte w 2015 r. Między innymi: Wykonanie fundamentów turbin bloków nr 5 i 6 Zakończenie montażu konstrukcji nośnej kotła bloku nr 5 Wykonanie konstrukcji nośnej płaszcza chłodni kominowej bloku nr 6 Wykonanie fundamentów pod wentylatory spalin oraz elektrofiltry spalin bloków nr 5 i 6 Wykonanie konstrukcji żelbetowej pylonów w budynku kotła bloków nr 5 i 6 6

7 Projekt Opole II (2/2) Status trwających prac Projekt realizowany zgodnie z harmonogramem i budżetem Aktualne zaawansowanie projektu na poziomie ok. 35 proc. Trwają prace inżynieryjne i budowlane w obrębie głównych elementów obu bloków oraz systemów instalacji towarzyszących: zakończenie budowy płaszcza chłodni kominowej bloku nr 5; kontynuacja montażu konstrukcji obu kotłów i maszynowni; kontynuacja prac w ramach instalacji nawęglania, składowania odpadów paleniskowych oraz uzdatniania wody. Następne etapy budowy Między innymi: Wykonanie konstrukcji stalowej budynku maszynowni bloków nr 5 i 6 Dostawa i montaż suwnicy głównej budynku maszynowni Dostawa i montaż pomp wody chłodzącej bloków nr 5 i 6 Zakończenie montażu absorbera instalacji odsiarczania spalin bloku nr 5 Zakończenie montażu konstrukcji nośnej kotła bloku nr 6 7

8 Prace modernizacyjne Dłuższa żywotność i wyższa sprawność bloków Kompleksowa modernizacja bloków 7-12 w Bełchatowie - Budżet 4,7 mld zł - Oczekiwany termin zakończenia 2016 r. - Zaawansowanie prac: bloki 7, 8, 11 i 12 przekazane do eksploatacji, blok 10 w modernizacji, blok 9 zsynchronizowany z siecią (przed terminem) Kompleksowa modernizacja bloków 1-3 w Turowie - Budżet 826 mln zł - Oczekiwany termin zakończenia 2020 r. - Zaawansowanie prac: podpisane umowy na dostawę turbiny, generatora, turbozespołu oraz aparaturę kontrolno-pomiarową i automatykę Instalacje redukujące emisje NOx i SOx Modernizacja instalacji odsiarczania spalin bloków 3-12 w Bełchatowie - Oczekiwany termin zakończenia 2016 r. Budowa instalacji odsiarczania spalin bloków nr 4-6 w Turowie - Oczekiwany termin zakończenia 2016 r. Modernizacja instalacji odazotowania spalin bloków 1,2 i 4 w Opolu - Oczekiwany termin zakończenia 2016 r. Budowa instalacji odazotowania spalin oraz instalacji odsiarczania spalin kotłów nr 3 i 4 w Zespole Elektrociepłowni Bydgoszcz - Oczekiwany termin zakończenia 2018 r. 8

9 Przyspieszenie inwestycji w OZE MW nowych mocy Podstawowe informacje o projektach 4 lądowe farmy wiatrowe Moce uruchomione w 2015 r. Moce na koniec 2015 r. CAPEX w 2015 r. / dotychczasowe wydatki 218 MW 529 MW ok. 865 mln zł/ ok mln zł Wydarzenia w 2015 r. W 2015 roku PGE ukończyła budowę czterech farm wiatrowych (Karwice 40 MW, Lotnisko 90 MW, Resko II 76 MW i Kisielice II 12 MW) i zwiększyła moc zainstalowaną w OZE o 218 MW w ciągu roku Wszystkie farmy wiatrowe w portfelu PGE objęte są programem wsparcia W chwili obecnej wciąż istnieją niewiadome związane z kształtem wsparcia dla OZE w 2016 r. w szczególności nie są określone ostateczne ceny w aukcjach i wolumeny zakupu PGE zainstalowane moce wiatrowe (w MW) % % % %

10 Dystrybucja przede wszystkim jakość Podstawowe informacje o projektach Modernizacje i nowe inwestycje Łączna długość sieci na koniec 2015 r. CAPEX w 2015 r. ok. 283,8 tys. km* ok mln zł Rozwój sieci w 2015 r km nowych linii dystrybucyjnych * w tym linie przyłączeniowe Wydarzenia w 2015 r. Przyłączenia nowych odbiorców i rozwój sieci największe nakłady inwestycyjne PGE Dystrybucja w 2015 r. Ponad km nowych linii dystrybucyjnych oraz niemal km po kompleksowej modernizacji Zrealizowanych ponad 60 tys. umów o przyłączenie Największe projekty inwestycyjne realizowane na Mazowszu CAPEX na nową infrastrukturę na poziomie prawie 400 mln zł (głównie sieć, transformatory i przyłączenia) New transformers and energy counters 110/ MV and MV/MV power stations 12% 10% 16% CAPEX in FY2015 PLN 1,8 bn (+22% yoy) 30% Other developments 32% Connection of new off-takers MV and LV grid lines 10

11 Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne Magdalena Bartoś - Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno - Finansowych 11

12 Kluczowe wyniki finansowe PLN mln IV kw IV kw r/r r/r Przychody % % EBITDA % % Powtarzalna* EBITDA % % Zysk netto dla akcjonariuszy (raportowany) % n.a. Powtarzalny zysk netto dla akcjonariuszy % % Zysk netto dla akcjonariuszy skor. o odpisy** % % Zysk na akcję (raportowany) 0,53 0,23 130% -1,62 1,95 n.a. Powtarzalny zysk na akcję* 0,57 0,33 73% 1,98 1,41 40% Zysk na akcję bez odpisów (do dywidendy) 0,58 0,27 115% 2,29 2,01 14% Przepływy pieniężne z dział. operacyjnej % % Nakłady inwestycyjne % % Dług (gotówka) netto na koniec okresu n.a n.a. Aktualne ratingi kredytowe Rating Perspektywa Kluczowe Key measures wyniki last ostatnie 8 quarters 8 kwartałów Fitch BBB+ Stable Moody s Baa1 Stable EBITDA EBIT Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 * Powtarzalna z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych ** Podstawa do obliczenia dywidendy zgodnie z nową polityką dywidendową 12

13 Produkcja energii elektrycznej 0,30 (-3%) 0,05 (-3%) (-10%) (-38%) (+14%) (15%) (54%) 0,20 0,28 (65%) 0.04 (-7%) (-70%) (-60%) (-11%) (36%) 0,75 (-1%) (11%) (+313%) Produkcja w IV kw r. (zmiana r/r w proc.) Węgiel kamienny 3,01 (-17%) (0%) (25%) Inne RAZEM 13,84 TWh (-4%) (-3%) Węgiel brunatny (+3%) 9,25 (-7%) (-2%) (+2%) (-2%) (+15%) (28%) 0,36 (+13%) 0.30 (-14%) (-12%) (-12%) (-21%) (10%) (-5%) 0,57 1,23 0,82 2,05 (+400%) (77%) Produkcja w 2015 (zmiana r/r w proc.) Inne Węgiel kamienny 11,91 (-1%) (-1%) RAZEM 55,58 TWh (1%) Węgiel brunatny 38,64 (0%) Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz Szczytowopompowe Wodne Wiatr Biomasa Produkcja w 2015 r. wzrosła, głównie za sprawą większej produkcji w elektrociepłowniach na gaz (po wznowieniu wsparcia dla kogeneracji) Roczna produkcja w elektrowniach zasilanych węglem brunatnym utrzymała się na poziomie sprzed roku. Produkcja w IV kw r. spadła w ujęciu r/r ze względu na większe obciążenia remontowe w Bełchatowie (bloki nr 9 i 10) Produkcja w elektrowniach zasilanych węglem kamiennym pod wpływem następujących czynników: wpływ prac remontowych bloku nr 3 w Opolu zrekompensowany większą produkcją w elektrociepłowniach (uruchomienie turbozespołu w Zgierzu w grudniu 2014 r., wznowienie produkcji w Elektrowni Pomorzany, większe wykorzystanie mocy przez Operatora Systemu Przesyłowego w Elektrociepłowni Bydgoszcz) Produkcja energii z aktywów wiatrowych wzrosła w wyniku lepszych warunków pogodowych oraz dzięki oddaniu do eksploatacji w 2015 r. farmy wiatrowej w Karwicach o mocy 40 MW (lipiec) i farmy wiatrowej Resko II o mocy 76 MW (grudzień) Wzrost produkcji w elektrowniach szczytowo-pompowych ze względu na większe wykorzystanie przez Operatora Systemu Przesyłowego 13

14 Koncentracja na wydajności Aktywa wytwórcze Węgiel brunatny Węgiel kamienny Elektrociepłownie Aktywa wiatrowe Dyspozycyjność 2015 Dyspozycyjność 2014 Współczynnik obciążenia* 2015 Współczynnik obciążenia* ,9% 88,1% 89,6% 98,1% 83,4% 81,8% 88,9% 98,3% 84,4% 66,6% 78,5% 28,9% 86,5% 69,7% 68,2% 24,1% * Współczynnik obciążenia dla aktywów konwencjonalnych w formule GOF, dla aktywów wiatrowych w formule GCF Aktywa dystrybucyjne Straty sieciowe [%] (ostatnie 12 miesięcy) SAIDI SAIFI (planowane + nieplanowane) (planowane + nieplanowane) Czas przyłączenia %* ** -1%* ** -5% Jan-14 Apr-14 Aug-14 Nov-14 Feb-15 May-15 Sep-15 FY 2014 FY 2015 Minuty na obsługiwanego odbiorcę FY 2014 FY 2015 Przerwy na obsługiwanego odbiorcę FY 2014 FY 2015 Dni * Burze w lipcu 2015 r. ograniczyły redukcję wskaźników ** Wartość przybliżona, przekształcona zgodnie z nową metodologią 14

15 Kształtowanie się EBITDA według głównych czynników budowy wartości 2014 EBITDA RAPORTOWANA mln zł Zdarzenia jednorazowe 1, EBITDA POWTARZALNA* Hurtowa cena energii elektrycznej Wolumen energii elektrycznej** Węgiel kamienny z transportem** Biomasa Koszt uprawnien do emisji CO Regulacyjne usługi systemowe 73 Odsprzedaż energii elektrycznej 122 Marża na rynku detalicznym Wsparcie dla OZE Wsparcie dla kogeneracji Zwrot z dystrybucji 172 Kapitalizowane koszty wydobycia węgla 200 Inne 2015 EBITDA POWTARZALNA* Zdarzenia jednorazowe 2015 EBITDA RAPORTOWANA * Powtarzalna = z wyłączeniem znaczących jednorazowych zdarzeń ** Nie uwzględnia kogeneracji zasilanej gazem (wolumen uwzględniony w efekcie wsparcia dla kogeneracji) 15

16 Powtarzalny* zysk EBITDA w 2015 roku składniki i dynamika Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna*** Obrót** Dystrybucja Inne EBITDA Udział w EBITDA w 2015 (%) 53% 5% 8% 33% 1% Zmiana (mln zł) Zmiana (%) 29% -1% 129% 2% -61% 18% Wzrost głównie w wyniku: Wyższej ceny energii sprzedanej dzięki korzystnej kontraktacji w poprzednich okresach średnia cena wyższa o 9 zł za MWh oraz wyższych wolumenów (łączny wpływ w wysokości 570 mln zł). Wyższy koszt paliwa (o 95 mln zł) z tytułu zwiększonej produkcji z gazu (230 mln zł) spowodowanej przywracanym wsparciem dla kogeneracji. Koszt innych paliw niższy o 135 mln zł. Wyższe wolumeny w energetyce wiatrowej (nowe farmy i lepszy współczynnik obciążenia) negatywnie obciążone niższymi cenami zielonych certyfikatów i niższą ceną energii sprzedanej. Dodatkowy negatywny wpływ niekorzystnych warunków atmosferycznych. Pozytywny wpływ podwyższonych marż i niższych kosztów z tytułu wsparcia OZE, głównie dzięki niższej cenie zielonych certyfikatów. Wyższe wolumeny (+0,8 TWh) i ceny w dystrybucji. * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (strona 23) ** Od I kw r. Obrót i Sprzedaż Hurtowa prezentowane są jako jeden segment Obrót *** Segment Energetyki Odnawialnej obejmuje wyniki 3 małych elektrowni wodnych, wcześniej prezentowanych w segmencie Obrót 16

17 Nakłady inwestycyjne w 2015 roku mln zł 247 mln zł mln zł 931 mln zł 10% 19% 3% CAPEX 9,4 mld zł (+49% r/r) 36% Wytwarzanie konwencjonalne Dystrybucja Kluczowe projekty Budowa nowych bloków Opole II Remonty i modernizacje w Bełchatowie Modernizacja aktywów dystrybucyjnych Nowe projekty w segmencie dystrybucji CAPEX w 2015 r mln zł mln zł mln zł 782 mln zł mln zł Nowe projekty 32% Modernizacja i prace remontowe 57% 43% OZE Farma wiatrowa Lotnisko Farma wiatrowa Resko II Farma wiatrowa Karwice 381 mln zł 349 mln zł 72 mln zł Inwestycje w moce produkcyjne wł. energetykę konwencjonalną, odnawialną i dystrybucję Energetyka konwencjonalna modernizacja, utrzymanie i inne Energetyka konwencjonalna - nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne Podpisany aneks do umowy w Elektrowni Turów, potwierdzający dostosowanie podstawowych parametrów inwestycji do konkluzji BAT Ok. 30 proc. nakładów inwestycyjnych w segmencie energetyki konwencjonalnej przeznaczone na modernizacje w Elektrowni Bełchatów. Planowane zakończenie prac przy ostatnim bloku (nr 10) w II kw r. Dalszy rozwój mocy OZE uzależniony od wyników aukcji i oceny ryzyka poszczególnych projektów 17

18 EBITDA: perspektywa na 2016 rok Perspektywa 2016 vs 2015 Główne czynniki Energetyka Konwencjonalna Znaczący spadek Średnioroczna cena hurtowa energii elektrycznej w przedziale zł/mwh Niższe wolumeny produkcji z węgla brunatnego po przejściu bloku nr 1 w Bełchatowie do rezerwy szczytowej Niższe wolumeny produkcji z węgla kamiennego po przesunięciu dwóch bloków w Elektrowni Dolna Odra do zimnej rezerwy Stabilne wolumeny produkcji z kogeneracji gazowej Zintensyfikowanie programów optymalizacyjnych Spadek cen węgla kamiennego o kilka procent Przychody ze zwykłych KDT w skali całego roku wyniosą ok. 500 mln zł Wyższy niedobór uprawnień do emisji CO2 o ok. 3,5 mln ton Energetyka Odnawialna Wzrost Brak zmian r/r w zainstalowanych mocach Znacznie większa produkcja z wiatru po uruchomieniu 218 MW w ostatnich miesiącach 2015 roku Obrót Znaczący spadek Negatywny wpływ rosnącej konkurencji rynkowej Zmienność cen certyfikatów zielonych zwiększa ryzyko i negatywnie wpływa na marże Dystrybucja Spadek Baza aktywów regulacyjnych (WRA) wyceniana na 15,1 mld zł w taryfie na 2016 r. Średnioważony koszt kapitału (WACC) na 2016 rok ustalony na poziomie 5,7 proc. (przed opodatkowaniem) Kontynuacja programów optymalizacyjnych Zmiany w otoczeniu regulacyjnym i biznesowym mogą mieć negatywny wpływ na EBITDA segmentu dystrybucji na poziomie ok. 250 mln zł 18

19 Nakłady inwestycyjne: perspektywa na 2016 rok Główne czynniki Nieznaczny spadek w stosunku do 2015 r. Projekt Opole II wejdzie w okres najwyższych nakładów, Nakłady inwestycyjne sięgną ok. 3,5 mld zł Kontynuacja projektu w Turowie, spodziewany znaczny wzrost nakładów Końcowe wydatki w Gorzowie, potwierdzone zakończenie projektu w I połowie 2016 r. Inwestycje w segmencie OZE w zależności od wyników aukcji i oceny ryzyka poszczególnych projektów; Nakłady ograniczone głównie do modernizacji Nakłady sieciowe nieznacznie niższe niż w 2015 r. 19

20 Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. Informacja dodatkowa 20

21 Kontynuacja negatywnych trendów na rynku towarowym (Dobra zrealizowana cena na bazie historycznego hedgingu) Uprawnienia do emisji CO2 (EUA_DEC15) EUR/t +25% 6,2 5,5 6,3 6,7 7,1 7,4 8,0 8,4 Węgiel kamienny USD/t 1 78,4 74,8 75,0 72,4-29% 60,9 58,6 56,5 51,3 Średnia hurtowa cena energii zrealizowana przez PGE PLN/MWh 2014 r. średnia r. średnia % +5% 172 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Źródło: Bloomberg Źródło: Bloomberg Średnie kwartalne ceny energii elektrycznej na TGE w latach PLN/MWh Cena Pasmo (Rynek Dnia Następnego) 166,4 183,0 196,5 193,9 146,4-21% 155,3 171,7 153,5 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Cena w szczycie (Rynek Dnia Następnego) 185,3 205,8 229,5 236,4-27% 163,5 167,2 193,6 173,1 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Źródło: PGE Base_Y_15/16 (kontrakt Forward na następny rok) Base_Y_15 Base_Y_16 173,3 172,9 172,7 166,3-6% 163,6 163,6 163,0 157,7 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Źródło: TGE 1 CIF ARA bieżący miesiąc Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 21

22 Kluczowe dane finansowe Dane skonsolidowane, MSR (w mln złotych) IV kw mln zł IV kw mln zł Przekształcone IV kw vs. IV kw mln zł 2014 mln zł Przekształcone 2015 vs Przychody % % w tym rekompensaty KDT % % Powtarzalne*przychody % % EBITDA % % Powtarzalna* EBITDA % % EBIT % n.a. Powtarzalny* EBIT % % Zysk netto (dla akcjonariuszy) % n.a. Skorygowany zysk netto (dla akcjonariuszy) % % CAPEX (po korektach) % % Przypływy pieniężne netto z dział. operacyjnej Przypływy pieniężne netto z dział. Inwestycyjnej % % % % Marża EBITDA 27% 20% 7 pp. 29% 29% 0 pp. Powtarzalna marża EBITDA 27% 22% 5 pp. 27% 24% 3 pp. Majątek obrotowy netto Dług netto/12 mies. EBITDA Przychody 0,32x -0,13x *Zestawienie zdarzeń jednorazowych na następnej stronie 22

23 Wyliczenie powtarzalnej EBITDA i powtarzalnego zysku netto Zestawienie zdarzeń jednorazowych Wyliczenie powtarzalnej EBITDA Kluczowe zdarzenia jednorazowe IV kw IV kw Rekompensaty KDT Spory sądowe KDT Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskontowa) Rozwiązanie rezerwy (darmowe CO2 na rok 2013) Program Dobrowolnych Odejść Rezerwa Aktuarialna Suma korekt na poziomie EBITDA Odpis aktywów trwałych Suma korekt na poziomie EBIT Wyliczenie powtarzalnej EBITDA Kluczowe zdarzenia jednorazowe IV kw IV kw Rekompensaty KDT Spory sądowe KDT Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskontowa) Rozwiązanie rezerwy (darmowe CO2 na rok 2013) Program Dobrowolnych Odejść Rezerwa Aktuarialna Odpis aktywów trwałych* Odpis obligacji (Autostrada Wielkopolska) Suma korekt na poziomie zysku netto dla akcjonariuszy * Proszę zauważyć, że zgodnie z nową polityką dywidendy odpisy aktywów trwałych są jedynym zdarzeniem jednorazowym dodawanym do zysku netto na potrzeby wyliczenia dywidendy. Pozostałe zdarzenia jednorazowe są prezentowane powyżej wyłączenie na potrzeby międzyokresowego porównania wyników operacyjnych. 23

24 Kluczowe dane operacyjne Produkcja energii netto według źródeł (TWh) IV kw IV kw IV kw vs. IV kw vs Elektrownie opalane węglem brunatnym 9,34 10,07-7% 38,98 39,22-1% Elektrownie opalane węglem kamiennym 2,72 2,81-3% 11,04 11,35-3% Elektrociepłownie opalane węglem 0,38 0,32 19% 1,30 1,10 18% Elektrociepłownie opalane gazem 0,75 0,76-1% 2,05 1,16 77% Elektrociepłownie opalane biomasą 0,12 0,08 50% 0,46 0,43 7% El. szczytowo-pompowe 0,20 0,13 54% 0,57 0,52 10% Elektrownie wodne 0,05 0,08-38% 0,36 0,42-14% Elektrownie wiatrowe 0,28 0,17 65% 0,82 0,64 28% SUMA 13,84 14,42-4% 55,58 54,84 1% Produkcja z OZE 0,63 0,56 13% 2,41 2,32 4% W tym współspalanie biomasy 0,18 0,23-22% 0,77 0,83-7% 24

25 Nakłady inwestycyjne w IV kwartale mln zł 84 mln zł 703 mln zł 366 mln zł mln zł 10% 19% 2% CAPEX 3,6 mld zł (+45% rdr) 33% 36% Wytwarzanie konwencjonalne OZE Dystrybucja Kluczowe projekty Budowa nowych bloków Opole II Remonty i modernizacje w Bełchatowie Modernizacja aktywów dystrybucyjnych Nowe projekty w segmencie dystrybucji Farma wiatrowa Lotnisko Farma wiatrowa Resko II CAPEX w IV kw mln zł 465 mln zł 443 mln zł 259 mln zł 157 mln zł 157 mln zł Nowe projekty Modernizacja i utrzymanie 54% 46% Nakłady inwestycyjne w energetyce konwencjonalnej, energetyce odnawialnej i dystrybucji Farma wiatrowa Kisielice II 10 mln zł Energetyka konwencjonalna modernizacja, utrzymanie i inne Energetyka konwencjonalna nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne Podpisany aneks do umowy w Elektrowni Turów, potwierdzający dostosowanie podstawowych parametrów inwestycji do konkluzji BAT Ok. 30 proc. nakładów inwestycyjnych w segmencie energetyki konwencjonalnej przeznaczone na modernizacje w Elektrowni Bełchatów. Planowane zakończenie prac przy ostatnim bloku (nr 10) w II kw r. Dalszy rozwój mocy OZE uzależniony od wyników aukcji i oceny ryzyka poszczególnych projektów 25

26 Nakłady inwestycyjne CAPEX za IV kw. i 2015 r. (mln zł) IV kw IV kw IV kw vs. IV kw vs Segment Energetyka konwencjonalna % % Dystrybucja % % Przyłączanie nowych odbiorców % % Sieci dystrybucyjne % % Energetyka odnawialna % % Modernizacje i odtworzenie % % Obrót, Pozostałe % % ŁĄCZNIE % % ŁĄCZNIE (wraz z włączeniami) % % 26

27 Powtarzalny* zysk EBITDA w IV kw roku składniki i dynamika Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna*** Obrót** Dystrybucja Inne EBITDA Udział w EBITDA w 2015 (%) 55% 6% 9% 30% Zmiana (mln zł) Zmiana (%) 40% 66% 188% 0% - 26% -8 Niższe wolumeny produkcji osłabiają efekt wyższej ceny (8 zł za MWh). Wyższe przychody z tytułu usług regulowanych oraz wyższe koszty kapitalizowane. Korzystne warunki wietrzne i więcej mocy zainstalowanych w wietrze przeważają nad negtywnym wpływem ceny zielonych certyfikatów oraz ceny energii. Pozytywny wpływ podwyższonych marż i niższych kosztów z tytułu wsparcia OZE, głównie dzięki niższej cenie zielonych certyfikatów. Efekt wyższego wolumenu (+0.1 TWh) i ceny w dystrybucji zrównoważona przez wyższe kwartalnie wydatki na usługi obce dotyczące utrzymania i remontów. * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (strona 23) ** Od I kw r. Obrót i Sprzedaż Hurtowa prezentowane są jako jeden segment Obrót *** Segment Energetyki Odnawialnej obejmuje wyniki 3 małych elektrowni wodnych, wcześniej prezentowanych w segmencie Obrót 27

28 Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka konwencjonalna (mln zł) IV kw IV kw Przychody, w tym: % % Sprzedaż energii elektrycznej % % Rekompensaty KDT % % Sprzedaż ciepła % % Sprzedaż świadectw pochodzenia energii Koszty w układzie rodzajowym, w tym: % % % % Amortyzacja* % % Zużycie materiałów % % Zużycie energii % % Usługi obce % % Podatki i opłaty % % Świadczenia pracownicze % % Pozostałe koszty % % Koszt wytworzenia sprzedanych produktów % % Koszt własny sprzedaży % % EBIT % % EBITDA % % * Dane za 2014 zawierają 68 mln zł z tytułu odsprzedaży certyfikatów pochodzenia ** * Amortyzacja prezentowana w kosztach rodzajowych wymaga skorygowania zanim zostanie użyta do wyliczenia EBITDA. Część kosztów rodzajowych (włączając amortyzację) została poniesiona na rzecz korzyści ekonomicznej w przyszłych okresach i z tego tytułu jest kapitalizowana. Szczegóły w nocie of Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego. 28

29 Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka odnawialna (mln zł) IV kw IV kw Przychody, w tym: % % Sprzedaż energii elektrycznej % % Sprzedaż świadectw pochodzenia energii Koszty w układzie rodzajowym, w tym: % % % % Amortyzacja % % Zużycie materiałów 1 1 0% 6 6 0% Zużycie energii % % Usługi obce % % Podatki i opłaty % % Świadczenia pracownicze % % Pozostałe koszty % % Koszt wytworzenia sprzedanych produktów % % Koszt własny sprzedaży % % EBIT % % EBITDA % % 29

30 Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Dystrybucja (mln zł) IV kw IV kw Przychody, w tym: % % Sprzedaż z usług dystrybucyjnych % % Pozostałe przychody operacyjne % % Koszty w układzie rodzajowym, w tym: % % Amortyzacja % % Zużycie materiałów % % Zużycie energii % % Usługi obce % % Podatki i opłaty % % Świadczenia pracownicze % % Pozostałe koszty % % Koszt wytworzenia sprzedanych produktów % % Koszt własny sprzedaży % % EBIT % % EBITDA % % 30

31 Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Obrót* (mln zł) IV kw IV kw Przychody, w tym: % % Sprzedaż energii elektrycznej % % Sprzedaż usług dystrybucyjnych % % Sprzedaż świadectw pochodzenia energii % % Koszty w układzie rodzajowym, w tym: % % Amortyzacja % % Zużycie materiałów 2 2 0% % Zużycie energii 1 1 0% % Usługi zewnętrzne % % Podatki i opłaty % % Świadczenia pracownicze % % Pozostałe koszty % % Koszt wytworzenia sprzedanych produktów % % Koszt własny sprzedaży % % EBIT % % EBITDA % % *Od I kwartału 2015 r. segment Sprzedaży Detalicznej i segment Obrotu Hurtowego są prezentowane jako jedna linia biznesowa segment Obrotu. Poprzednio, segment Sprzedaży Detalicznej i Obrotu Hurtowego były prezentowane odrębnie 31

32 Energetyka konwencjonalna EBITDA w IV kw r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA 2014 Produkcja ee ilość Produkcja ee cena Wynik na Przychody Przychody obrocie ee KDT RUS Sprzedaż PM Paliwa i transport Koszty CO2 Koszty osobowe Zmiana Koszty rezerwy Pozostałe aktywowane rekultywacyjnej EBITDA 2015 Odchylenie EBITDA IV kw EBITDA IV kw

33 Energetyka konwencjonalna EBITDA w 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA 2014 Produkcja ee ilość Produkcja ee cena Wynik na Przychody Przychody obrocie ee KDT RUS Sprzedaż PM Paliwa i transport Koszty CO2 Koszty osobowe Zmiana rezerwy Pozostałe rekultywacyjnej Koszty aktywowane EBITDA 2015 Odchylenie EBITDA EBITDA

34 Energetyka odnawialna EBITDA w IV kw r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA 2014 Sprzedaż ee - Sprzedaż PM wiatr - wiatr Sprzedaż ee - wiatr nowe moce** Sprzedaż PM wiatr nowe moce** Sprzedaż ee woda Sprzedaż PM - woda Sprzedaż RUS* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie EBITDA IV kw EBITDA IV kw * Z wyłączeniem przychodów i kosztów z Rynku Bilansujacego nie mających wpływu na wynik EBITDA ** FW Wojciechowo od marca 2014 roku, FW Karwice od lipca 2015 roku, Resko II od grudnia 2015 roku 34

35 Energetyka odnawialna EBITDA w 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA 2014 Sprzedaż ee - Sprzedaż PM wiatr - wiatr Sprzedaż ee - wiatr nowe moce** Sprzedaż PM wiatr nowe moce** Sprzedaż ee woda Sprzedaż PM - woda Sprzedaż RUS* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie EBITDA EBITDA * Z wyłączeniem przychodów i kosztów z Rynku Bilansujacego nie mających wpływu na wynik EBITDA ** FW Wojciechowo od marca 2014 roku, FW Karwice od lipca 2015 roku, Resko II od grudnia 2015 roku 35

36 Dystrybucja EBITDA w IV kw r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA 2014 Wolumen Zmiana taryfy* dystrybuowanej dystrybucyjnej ee Inne przychody** Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.* Koszty stałe*** Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie EBITDA IV kw EBITDA IV kw * Wzrost kosztów usług przesyłowych bez wpływu na wynik, zrónoważony wzrostem przychodów z usługi dystrybucyjnej ** Inne przychody (energia bierna, przekroczenie mocy, usługi dodatkowe), przychody z opłaty przyłączeniowej, sprzedaż usług tranzytowych *** Koszty stałe (pomniejszone o koszt własny zużycia ee, koszty stałe przesyłu PSE S.A. oraz koszty osobowe) 36

37 Dystrybucja EBITDA w 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA 2014 Wolumen Zmiana taryfy* dystrybuowanej ee dystrybucyjnej Inne przychody** Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.* Koszty osobowe Koszty stałe*** Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie EBITDA EBITDA * Wzrost kosztów usług przesyłowych bez wpływu na wynik, zrónoważony wzrostem przychodów z usługi dystrybucyjnej ** Inne przychody (energia bierna, przekroczenie mocy, usługi dodatkowe), przychody z opłaty przyłączeniowej, sprzedaż usług tranzytowych *** Koszty stałe (pomniejszone o koszt własny zużycia ee, koszty stałe przesyłu PSE S.A. oraz koszty osobowe) 37

38 Obrót EBITDA w IV kw r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA 2014 Wynik na ee Koszty umorzenia PM Przychody z tyt. umowy ZWZH Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie EBITDA IV kw EBITDA IV kw Od I kwartału 2015 r. segment Sprzedaży Detalicznej i segment Obrotu Hurtowego są prezentowane jako jedna linia biznesowa segment Obrotu. Poprzednio, segment Sprzedaży Detalicznej i Obrotu Hurtowego były prezentowane odrębnie 38

39 Obrót EBITDA w 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) EBITDA 2014 Wynik na ee Koszty umorzenia PM Przychody z tyt. umowy ZWZH Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie EBITDA EBITDA Od I kwartału 2015 r. segment Sprzedaży Detalicznej i segment Obrotu Hurtowego są prezentowane jako jedna linia biznesowa segment Obrotu. Poprzednio, segment Sprzedaży Detalicznej i Obrotu Hurtowego były prezentowane odrębnie 39

40 Struktura długu oraz płynność (stan na 31 grudnia 2015 r.) Zadłużenie ze stałą i zmienna stopą (rzeczywiste zadłużenie) Harmonogram spłaty kredytów bankowych (mln zł)* Profil walutowy rzeczywistego zadłużenia Stopa zmienna 26% PLN 35,8% USD 2,6% Stopa stała 74% CHF 0,5% EUR 61,2% Wyłącznie ilustracyjnie, przy założeniu pełnego wykorzystania dostępnych kredytów bankowych (kredyt konsorcjalny, BGK oraz EBI) Emisje w ramach Programu Emisji Euroobligacji Średnioterminowych Kwota EUR EUR Okres 5 lat 15 lat Zapadalność 9 czerwca 2019 r. 1 sierpnia 2029 r. Kupon 1,625% rocznie 3% rocznie Rating BBB+ (Fitch); Baa1 (Moody s) BBB+ (Fitch) Kod ISIN XS XS

41 Zadłużenie w kolejnych kwartałach Zadłużenie brutto i netto (mln zł)* mar 13 cze 13 wrz 13 gru 13 mar 14 cze 14 wrz 14 gru 14 mar 15 cze 15 wrz 15 gru 15 Gross Dług brutto debt Net Dług debt netto Długoterminowe zadłużenie jest zaciągane głównie przez spółkę PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. (jednostkę dominującą) oraz PGE Sweden AB (szwedzką spółkę specjalnego przeznaczenia emitującą euroobligacje). PGE GiEK (spółka z segmentu energetyka konwencjonalna) posiada również pewne zadłużenie w postaci historycznie zaciągniętych pożyczek inwestycyjnych. * Dane na grudzień 2013 i grudzień 2014 przekształcone 41

42 Profil zapadalności zadłużenia Profil zapadalności zadłużenia (w mln zł) stan na 31 grudnia 2015 r

43 Pozycja gotówkowa PGE zapewnia 2015 III kw komfortową pozycję w zakresie płynności Zadłużenie brutto (mln zł) Zadłużenie netto (mln zł) Dług netto/12m EBITDA 0,32x 0,01x Dług netto/kapitał własny 0,07x 0,003x Moody s Fitch Długoterminowy rating spółki (IDR) Baa1 BBB+ Perspektywa ratingu stabilna stabilna silną pozycję finansową potwierdzoną przez agencje ratingowe Data nadania ratingu 2 września 2009 r. 2 września 2009 r. Data ostatniego potwierdzenia ratingu 12 lutego 2016 r. 21 maja 2015 r. Rating niezabezpieczonego zadłużenia BBB+ Data ostatniej zmiany ratingu 26 maja 2014 r. 4 sierpnia 2011 r. Data ostatniego potwierdzenia ratingu 21 maja 2015 r. Długoterminowy rating krajowy spółki AA- (pol) Data nadania ratingu 10 sierpnia 2012 r. Data ostatniego potwierdzenia ratingu 21 maja 2015 r. 43

44 Fundamenty dystrybucji Nadbudowa WRA* (mln zł) Struktura przychodu regulowanego* (mln zł) Zwrot z WRA Usługi przesyłowe Amortyzacja Pozostałe koszty WACC: ,283% 7,197% 5,675%** Zwrot z WRA: % 95% 100% * Na podstawie taryfy ** WACC na podstawowej działalności, dodatkowa premia za inwestycji Systemu AMI 44 44

45 Program Dobrowolnych Odejść (PDO) Rezerwy na PDO [mln zł] Bilans rezerw na PDO (początek okresu) Utworzenie rezerwy (rozwiązanie) Wykorzystanie Bilans rezerw na PDO (koniec okresu) Uczestnicy PDO (liczba zatrudnionych) Energetyka Konwencjonalna Dystrybucja Energetyka Odnawialna 49 0 Obrót GK PGE W latach ponad osób uczestniczyło w programach PDO w ramach Grupy Kapitałowej Około 1/5 pierwotnej rezerwy (404 mln zł), utworzonej w 2014 r. nadal pozostaje do wykorzystania Precyzyjne skwantyfikowanie oszczędności na kosztach osobowych jest złożone z uwagi na nieporównywalność okresów (opóźniony efekt) 45

46 Główne przepływy biznesowe w IV kwartale 2015 r. Główne przepływy biznesowe (ilustracyjnie) Wytwarzanie 13,84 TWh 14,42 TWh (IV kw. 2014) Hurt 15,31 TWh 18,65 TWh (IV kw. 2014) Rynek regulowany Gospodarstwa domowe 2,32 TWh Energia elektryczna z elektrowni ( obligo giełdowe ) Towarowa Giełda Energii Obrót 23% 2,34 TWh (IV kw. 2014) Energia elektryczna z elektrowni kogeneracyjnych i źródeł odnawialnych PGE (jednostka dominująca) 9,97 TWh 10,27TWh (IV kw. 2014) Pozostałe (m. in. usługi regulacyjne) 77% Rynek nieregulowany Klienci biznesowi 7,65 TWh 7,93 TWh (IV kw. 2014) SOURCE: PGE; Some business flows incl. balancing market, international trade and own consumption are not shown; Volumes shown before intra-group eliminations 46

47 Główne przepływy biznesowe w 2015 r. Główne przepływy biznesowe (ilustracyjnie) Generation 55,58 TWh 54,84 TWh (2014) Wholesale 60,89 TWh 62,44 TWh (2014) Rynek regulowany Gospodarstwa domowe 9,04 TWh Energia elektryczna z elektrowni ( obligo giełdowe ) Towarowa Giełda Energii Obrót 23% 9,04 TWh (2014) Energia elektryczna z elektrowni kogeneracyjnych i źródeł odnawialnych PGE (jednostka dominująca) 39,00 TWh 39,64 TWh (2014) Pozostałe (m. in. usługi regulacyjne) 77% Rynek nieregulowany Klienci biznesowi 29,96 TWh 30,60 TWh (2014) Źródło: PGE; Niektóre przepływy włączając rynek bilansujący, handel zagraniczny oraz zużycie własne nie są uwzględnione; prezentowane wolumeny przed korektami wewnątrzgrupowymi. 47

48 Uprawnienia do emisji CO 2 regulacje i rozliczenia Regulacje w III Okresie Rozliczeniowym Począwszy od 2013 jedynie uprawnienia emisyjne na produkcje ciepła są przyznawane nieodpłatnie. Uprawnienia do emisji CO2 z produkcji energii elektrycznej są przyznawane nieodpłatnie pod warunkiem realizacji zadań inwestycyjnych ujętych w Krajowym Planie Inwestycyjnym. Standardy księgowe Wszystkie otrzymane darmowe uprawnienia są rozpoznawane w ich wartości nominalnej zero. Rezerwa na uprawnienia do emisji CO2 jest zawiązywana w odniesieniu do ich aktualnego niedoboru w danym okresie. Poniesione koszty widoczne w rachunku zysków i strat w pozycji podatki i opłaty. Rozliczenia uprawnień do emisji w 2015 r. W 2015 r. instalacje wyemitowały 58,29 mln ton CO2. Całkowite koszty związane z emisją CO2 w 2015 r. wyniosły ok. 765 mln zł. W kwietniu 2015 r., jednostki z GK PGE otrzymały nieodpłatne uprawnienia do emisji CO2 w ilości 29 mln ton na produkcję energii elektrycznej w 2014 r. oraz 1 mln ton na produkcję ciepła w 2015 r. Również w kwietniu 2015 r., PGE zakończyła proces rozliczenia roku 2014 (tzn. PGE umorzyła uprawnienia opowiadające emisji z 2014 r.). Bezpłatne EUA ujmowane w wartości zerowej nota 16, Skonsolidowane SF za 2015 r. Razem EUA CER/ERU wartość Stan na dzień 1 stycznia 2014 r. Ilość (mln) Wartość (mln zł) Ilość (mln) Wartość (mln zł) (mln zł) Zakup Przyznane nieodpłatnie Umorzenie Pozostałe zmiany Stan na dzień 1 stycznia 2015 r Zakup Przyznane nieodpłatnie Umorzenie Stan na dzień 31 grudnia 2015 r Rezerwy na zakup uprawnień do emisji CO 2 nota 23, Skonsolidowane SF za 2015 rok (mln zł) Stan na dzień 1 stycznia 2015 r. 676 Umorzenie -680 Rozwiązanie rezerwy -1 Utworzenie rezerwy w 2015 r. 765 Stan na 31 grudnia 2015 r. 760 Wpływ na rachunek zysków i strat (mln zł) - ilustracyjnie 2015 Koszty według rodzaju Podatki i opłaty

49 Rekompensaty KDT aktualny status sporów sądowych Jednostki wytwórcze z GK PGE są w sporze z prezesem URE w sprawie rekompensat kosztów osieroconych za lata Rekompensaty z tytułu kosztów osieroconych za lata nie podlegają sporom sądowym. Status spraw sądowych Year Elektrownia Opole Elektrownia Turów Elektrociepłownia Gorzów Elektrociepłownia Rzeszów Elektrociepłownia Lublin-Wrotków Elektrownia ZEDO 2008 Sprawa w Sądzie Najwyższym* Sprawa zamknięta Sprawa zamknięta Sprawa zamknięta Sprawa w Sądzie Najwyższym* Sprawa w Sądzie Najwyższym* 2009 Sprawa zamknięta Sprawa zamknięta Sprawa w Sądzie Najwyższym* Sprawa w Sądzie Najwyższym* Werdykt SOKiK* Sprawa w Sądzie Najwyższym* 2010 Werdykt SOKiK** Sprawa zamknięta *** Nie dotyczy Sprawa zamknięta *** Sprawa zamknięta *** Sprawa zamknięta *** * Przypadki zależne od werdyktu Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej ** Apelacja PGE GiEK S.A. częściowo dozwolona, zarówno PGE GiEK jak i Prezesowi URE przysługuje prawo do wniesienia odwołania do Sądu Apelacyjnego *** Jeden wyrok łącznie dla PGE GiEK S.A. jako prawnego następcy połączonych spółek z segmentu energetyki konwencjonalnej Sprawa zamknięta korzystny prawomocny wyrok Przypadek nie podlegający rekompensatom KDT Wyrok sądu apelacyjnego korzystny dla PGE, kasacja złożona przez URE do Sądu Najwyższego Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów korzystny prawomocny wyrok PLN m Rezerwa na spory sądowe w sprawie rekompensat KDT za lata (1.038) Rozwiązanie rezerwy na podstawie prawnie wiążących wyroków Nierozliczone spory dot. KDT łączna wartość

50 Analitycy sell-side pokrywający PGE Rynek krajowy Rynek zagraniczny Institution Analyst Institution Analyst BOŚ Michał Stalmach BZ WBK Paweł Puchalski Citigroup Piotr Dzięciołowski Deutsche Bank Tomasz Krukowski Erste Group Tomasz Duda HSBC Dmytro Konovalov Merrill Lynch Denis Derushkin Morgan Stanley Bobby Chada Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald Wood & Company Bram Buring Haitong Bank Robert Maj ING Maria Mickiewicz IPOPEMA Sandra Piczak JP Morgan Michał Kuzawiński mbank Kamil Kliszcz Pekao IB Łukasz Jakubowski PKO BP Stanisław Ozga Societe Generale Bartłomiej Kubicki Trigon UBS Krzysztof Kubiszewski Michał Potyra 50

51 Bądź na bieżąco z Relacjami Inwestorskimi PGE KOMPENDIUM WIEDZY O PGE KONFERENCJE WYNIKOWE PIĘCIOLETNI PAKIET ANALITYCZNY RAPORT ODPOWIEDZIALNOŚCI SPOŁECZNEJ 51

52 Biuro Relacji Inwestorskich Dyrektor Biura Relacji Inwestorskich Zespół Relacji Inwestorskich Jakub Frejlich Tel: (+48 22) Kom: Krzysztof Dragan Tel: (+48 22) Kom: Filip Osadczuk Tel: (+48 22) Kom: Małgorzata Babska Tel: (+48 22) Kom: Bernard Gaworczyk Tel: (+48 22) Kom:

53 Zastrzeżenie Niniejsza prezentacja została przygotowana przez Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. (dalej Spółkę lub PGE ) oraz inne jednostki. Niniejsza prezentacja nie stanowi rekomendacji, oferty czy zachęty do sprzedaży lub zakupu papierów wartościowych Spółki, ani spółek zależnych, w żadnej jurysdykcji. Żadna część niniejszej prezentacji, ani fakt jej dystrybuowania nie powinien tworzyć podstawy, ani wiązany z jakąkolwiek decyzją inwestycyjną, kontraktem czy zobowiązaniem. Działamy w sektorze dla którego trudno jest uzyskać precyzyjne informacje branżowe i rynkowe. Dane rynkowe i branżowe oraz prognozy i stwierdzenia użyte w niniejszej prezentacji dotyczące rynkowej pozycji PGE oparte są na założeniach, które uważamy za rozsądne i pochodzą z naszych wewnętrznych badań i analiz, wykonanych na nasze zamówienie przez podmioty zewnętrzne lub z publicznych źródeł i powszechnie dostępnych publikacji takich jak prasa. Niniejsza prezentacja ani żadne materiały dystrybuowane wraz z tą prezentacją nie są adresowane, ani przeznaczone do użytku przez obywateli lub rezydentów żadnego stanu, kraju czy jurysdykcji, gdzie taka dystrybucja, publikacja, udostępnienie lub użycie byłyby sprzeczne z prawem, regulacją lub podlegało rejestracji bądź licencjonowaniu. Prezentacja zwiera zwroty dotyczące przyszłości. Te zwroty zawierają słowa antycypować, wierzyć, zamierzać, szacować, oczekiwać oraz wyrazy bliskoznaczne. Wszystkie określenia inne niż informacje historyczne zawarte w niniejszej prezentacji, dotyczące m.in. finansów Spółki, strategii biznesowej, planów i celów Zarządu (także planów rozwoju i celów odnośnie produktów i usług) są zwrotami dotyczącymi przyszłości. Zwroty dotyczące przyszłości wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością i innymi czynnikami, które mogą spowodować, że faktyczne wyniki Spółki będą istotnie różne od tych o których była mowa w zwrotach dotyczących przyszłości. Zwroty dotyczące przyszłości oparte są na wielu założeniach dotyczących bieżącej i przyszłej strategii biznesowej oraz otoczenia, w którym Spółka będzie działała w przyszłości. Oświadczenia dotyczące przyszłości mają zastosowanie wyłącznie w dacie ich publikacji. Spółka nie bierze na siebie odpowiedzialności za aktualizację i rewizję zawartych tutaj zwrotów dotyczących przyszłości, tak aby odzwierciedlić zmiany w oczekiwaniach Spółki, zmiany w otoczeniu i w warunkach w oparciu o które zwroty dotyczące przyszłości zostały sformułowane. Spółka uprzedza, że zwroty dotyczące przyszłości nie są gwarancjami przyszłych wyników, zaś faktyczna pozycja finansowa czy strategia biznesowa, plany i cele operacyjne zarządu mogą być istotnie różne niż te sugerowane, w zwrotach dotyczących przyszłości z niniejszej prezentacji. Ponadto nawet jeśli pozycja finansowa czy strategia biznesowa, plany i cele operacyjne zarządu są zgodne z tymi ze zwrotów dotyczących przyszłości z niniejszej prezentacji, nie są one wskazówkami co do przyszłych wyników i rozwoju. Spółka nie bierze na siebie żadnej odpowiedzialności za weryfikowanie, potwierdzanie czy rewidowanie publicznie jakichkolwiek zwrotów dotyczących przyszłości w celu uwzględnienia wydarzeń czy okoliczności, które nastąpią po dacie publikacji. 53