Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA. Prezentacja Spółki

Transkrypt

1 Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Prezentacja Spółki Czerwiec 217

2 Spis treści 1. Grupa PGNiG i rynek gazu w Polsce 2. Segmenty Grupy PGNiG Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie 3. Strategia, nakłady 4. Zmiany w prezentacji segmentów działalności 5. Załączniki wyniki finansowe i dane operacyjne

3 Agenda Grupa PGNiG i rynek gazu w Polsce

4 Wiodąca zintegrowana grupa w polskim sektorze gazowo - naftowym 4

5 Czwarta największa polska spółka notowana na GPW** Kurs akcji PGNiG od stycznia 216 r. PLN PGNiG WIG2 7 Q1 216 Q ,5 6 5,5 5 4,5 Notowana na GPW od września 25 r. Kapitalizacja rynkowa około 37,3 mld zł* Znaczący udział w indeksie WIG2: 5% 4 3, Struktura akcjonariatu (stan na r.) Kurs akcji PGNiG od stycznia 212 r. PLN PGNiG WIG2 8 Pozostali 28,12% 7 6 Sty-Maj 214 Sty-Maj 217 Średnia dzienna wartość obrotu w Q1 217: 26,5 mln zł Skarb Państwa 71,88% 5 Sty-Maj * PGNiG = 6,45 zł ( r.) / ** Pod względem kapitalizacji ( r.) 5

6 Rynek gazu w Polsce: Niska konsumpcja gazu z potencjałem wzrostowym Zużycie gazu ziemnego wg krajów w 215 r. Zużycie gazu na świecie według sektorów w 215 r. mld m ,6 Sektor budowlany 5% Przemysł lekki 21% 215 Sektor transportowy 1% Producenci energii 38% 3 27, ,1 16,3 7,2 1,3 Czechy Rumunia Polska Belgia Hiszpania Niemcy Przemysł ciężki 34% Sprzedaż gazu przez PGNiG według sektorów w 215 i 216 r. Zużycie energii pierwotnej Pozostali odbiorcy 1% 216 1% 8% 6% 12% 13% 22% 5% 16% 26% Energia jądrowa Źródła odnawialne Producenci energii 8% 45% 2% Odbiorcy 8% indywidualni i 215 przemysłowi 43% 45% Gaz ziemny 4% 2% 37% 53% Ropa naftowa Przemysł 4% % 16% UE Polska Węgiel Źródło: BP Statistical Review 217; BP Energy Outlook 216 / Zużycie zawiera sprzedaż, jak i zużycie własne oraz zmianę stanu magazynów 6

7 Rynek gazu na świecie Zużycie energii pierwotnej na świecie 4% Ropa naftowa 3% Węgiel Gaz ziemny 2% Ropa naftowa 3% Gaz ziemny 26% Węgiel 25% Popyt na gaz ziemny mln t ekw. ropy Azja i Pacyfik Afryka Bliski Wschód Europa i Eurazja 1% % Odnawialne 8% Woda Woda 7% Atom Atom 5% Odnawialne Ameryka Łacińska Ameryka Północna Roczna podaż LNG według regionów mln t Ameryka Północna Australia Pozostałe mln t 4 Roczny popyt na LNG według regionów Bliski Wschód Ameryka Łacińska Azja (bez JKT) 2 Bliski Wschód Ameryka Północna Azja Południowo - Wschodnia Afryka Europa Japonia/Korea/Taj wan Źródło: IHS, BP Energy Outlook 216 7

8 Poszukiwanie i Wydobycie Agenda Segmenty Grupy PGNiG Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie

9 Wyniki finansowe Grupy PGNiG w latach EBITDA Grupy PGNiG** mld PLN 6,5 6,4 5,6 6,1 6, 5,5 4, , ,5 3,5 1, ,5 2.,6 1.,8 2,5 1.9,5,2 2,6 2,3 1,5 2, ,6,5,5,5,5,7, , Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Piąta największa spółka w Europie Środkowo- Wschodniej* Trzecia największa spółka paliwowa w regionie* Stabilny poziom EBITDA dzięki zdywersyfikowanym źródłom przychodów Udział segmentów w EBITDA Przychody i zysk netto Grupy PGNiG mld PLN , ,28 23, ,12 34,3 36,46 Przychody 33,2 Dystrybucja 43% 39% 11% % 4% Wytwarzanie 13% Poszukiwanie i Wydobycie 21% Obrót i Magazynowanie 23% 5 2,46 1,63 2,23 1,92 2,82 2,14 Zysk netto 2, * Źródło: Rzeczpospolita: Europa 5 / ** EBITDA przed uwzględnieniem segmentu pozostałe oraz eliminacji 9

10 Zakres działań poszukiwawczych i wydobywczych Wydobycie gazu i ropy naftowej* mln boe ,9 31,3 31,4 3,7 3,4 3,6 37,6 37,9 4,3 38,4 38,7 4,1 2,1 3,1 4,9 4,1 4,2 4,2 6, 5,8 5,6 5,6 5,5 6,2 2,4 3,1 4, 3,7 4,5 5,2 27,2 27,9 27,8 27,2 26, 25,8 25, 24,5 24, F 218F Gaz ziemny Polska Gaz ziemny Zagranica Ropa naftowa i kondensat Polska Ropa naftowa i kondensat Zagranica Zasoby gazu ziemnego i ropy naftowej PGNiG to lider działalności poszukiwawczo-wydobywczej ropy i gazu w Polsce Średnia dzienna produkcja ponad 15 boe Złoża PGNiG w Polsce: udokumentowane złoża gazu 498 mln boe (79,7 mld m3)** udokumentowane złoża ropy 131 mln boe (17,6 mln ton) Koncesje na ropę i gaz: 48 na poszukiwanie i rozpoznawanie 225 na wydobycie mln boe Ropa naftowa/ngl/kondensat Gaz ziemny Działalność poszukiwawcza i wydobywcza: 54 kopalń gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce Ponad 2 tys. odwiertów eksploatacyjnych * Gaz ziemny sprzedawany po koszcie w ramach grupy PGNiG / ** W przeliczeniu na gaz wysokometanowy 1

11 Wyniki finansowe segmentu Poszukiwanie i Wydobycie EBITDA segmentu Poszukiwanie i Wydobycie mld PLN 4, Spadek średniej rynkowej ceny ropy Brent o 15% w 216 vs 215 3, Spadek przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 339 mln PLN) przy spadającej o 12% cenie ropy oraz 3% spadku wolumenu sprzedaży do tys. ton 2, 1, 1,2 1,9 2, 3,4 3,1 2,4 1,3 Wyniki segmentu za 216 rok -12% mln PLN +8% -47% -8%, 21* 211* Revenue Operating expenses EBITDA EBIT Średnia cena ropy naftowej USD/bbl Wyniki segmentu za Q1 217 W Q1 217 wprowadzono zmiany w raportowaniu segmentów, co wpłynęło na zmianę wyników finansowych w segmentach GK PGNiG. Więcej informacji na stronie % +1% +57% +83% mln PLN Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q

12 Działalność zagraniczna Norwegia Liczba licencji 18 Koszt zakupionych licencji 36 mln USD (Skarv) 1,95 mld NOK (Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog) CAPEX Skarv (wyłącznie PGNiG) ok. 8 mln USD Wydobywalne zasoby licencji (2P) dla PGNiG 51 mln boe (Skarv, Snadd) 27 mln boe (Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog) Skarv Morvin Produkcja w Norwegii mln boe 9 Ropa naftowa , ,1 Gaz ziemny 5,8 3,1 8,6 4,9 7,4 7,4 7,5 4,1 4,2 4,2 Vale Vilje Gina Krog 2 1 2,2 2,7 3,7 3,3 3,2 3, F 218F 12

13 Działalność zagraniczna Afryka i Azja Aktywa w Afryce: Libia Aktywa w Azji: Pakistan Licencja Ghadames/Murzuq Licencja Kirthar data umowy 25 lutego 28 udziały PGNiG - 1% obszar km 2 blok Awbari, położenie basen Murzuq 3 km 2D; zobowiązania 1 5 km 2 3D, 8 odwiertów 146 mld m szacowane zasoby 3 gazu, 15 mln ton NGL Q4 213: odpis 42 mln zł na całej wartości aktywów w Libii oraz rezerwa 137 mln zł na zobowiązania koncesyjne Zgłoszenie Siły Wyższej data umowy 18 maja 25 udziały PGNiG 7% Pakistan Petroleum 3% obszar 956 km 2 położenie zobowiązania szacowane zasoby prowincja Sindh, blok Kirthar 2 odwierty, 1 km sejsmiki 2D (wypełnione) 15,1 mld m 3 gazu (11,3 mld m 3 Rehman / 3,8 mld m 3 Rizq) Q4 216: zakończono odwiert Rehman-2, rozpoczęto wiercenie otworu Rehman-3, udostępnienie do produkcji odwiert Rizq-1 Instalacja napowierzchniowa (koszt: 13 mln $) umożliwi wzrost wydobycia do 8 m 3 /min 13

14 Pozyskanie i sprzedaż gazu Działalność segmentu Obrót i Magazynowanie: sprzedaż gazu ziemnego, importowanego i wydobytego ze złóż krajowych; magazynowanie gazu, sprzedaż i obrót energią elektr. magazynowanie gazu Rosnący rynek w Polsce: CAGR +1,6% Kontrakt Jamalski z firmą Gazprom na dostawy gazu do 222 roku: Do 1,2 mld m 3 rocznie, 85% Take-or-Pay Kontrakt z Qatargas na dostawy LNG (do 234): 1,3 mld m 3 gazu, 1% Take-or-Pay. Dostawy od czerwca 216 r. umowa dodatkowa (całkowity wolumen wzrośnie do 2,8 mld m 3 gazu rocznie, a w latach do ok. 2,9 mld m 3 gazu rocznie) 2,5 mld m 3 gazu sprzedanych w 216 roku przez PST do odbiorców poza Polską Taryfy: Obrót gazem: Koszty pozyskania gazu + koszty operacyjne + marża Obrót detaliczny: Baza kosztowa PGNiG Obrót Detaliczny m.in. koszt pozyskania gazu na TGE Obrót hurtowy: Baza kosztowa PGNiG SA m.in. Koszt importu + koszt wydobycia (z uwzględnieniem zwrotu z kapitału w działalność wydobywczą) Magazynowanie: Koszt + zwrot z kapitału (6,% WACC x 3,7 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) (do marca 218 r.) mld m mld m 3 3,5 3 2,5 2 1,5 1,5 Źródła zaopatrzenia PGNiG SA w gaz ziemny 14,3 1, 15,2 15,3 15, 1,6 2, 2,1 9, 9,3 9, 8,7 13,7 13,3 1,6 1,2 8,1 8,2 1,,3 1,2 4,2 4,3 4,3 4,2 4, 4, 3, ,6 LNG Kierunek zachodni i południowy Kierunek wschodni Produkcja krajowa Pojemność magazynów 1,8 1,8 2,1 2,8 3, 15,4 3,2 3,

15 Wyniki finansowe segmentu Obrót i Magazynowanie EBITDA segmentu Obrót i Magazynowanie mld PLN 1,6 1,4 Niższe jednostkowe koszty zakupu gazu oraz niższe ceny rynkowe i taryfowe sprzedaży 1,2 1,,8,6,4,2, -,2 1,4 1,,8,5,6 -,1, Wyniki segmentu za 216 r. -11% mln PLN -14% +126% +24% Przychody za sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Sprzedaż gazu ziemnego przez PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny oraz PST mld PLN 3 24, , 2,5 18,7 2,3 2 16,2 1,76 8,3 9,1 15 1,38 3,7,1 1 8,6 7,7 7,3 7,1 5 6,2 5,5 5,1 5, PST Towarowa Giełda Energii Detal Hurt 15 Wyniki segmentu za Q1 217 W Q1 217 wprowadzono zmiany w raportowaniu segmentów, co wpłynęło na zmianę wyników finansowych w segmentach GK PGNiG. Więcej informacji na stronie mln PLN +3% +4% -15% mln PLN -18% Przychody za sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 15

16 Dystrybucja Stabilny rozwój sieci i wzrost wolumenu dystrybucji gazu (+2,4% CAGR ) tys. km mld m Długość sieci dystrybucyjnej (lewa oś) Wolumen dystrybuowanego gazu (prawa oś) 8 '5 '6 '7 '8 '9 '1 '11 '12 '13 '14 '15 '16 4 Polska Spółka Gazownictwa ma dominujący udział na rynku, należy do niej 96% krajowej sieci dystrybucyjnej oraz niemal 99% przyłączy Dostarcza gaz od sprzedawców do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej (gosp. domowych i przedsiębiorstw) Segment odpowiedzialny za eksploatację, remonty i rozbudowę tej sieci Pokrycie siecią dystrybucyjną Taryfa: Obowiązuje do 214 r. Koszt + zwrot z kapitału (7,2% WACC x x 11,9 mld zł WRA luka 15 mln zł) 16

17 Wyniki finansowe segmentu Dystrybucja EBITDA segmentu Dystrybucja mld 3, PLN 2,5 2, Wzrost wolumenu o 11% R/R Cel strategiczny PSG to wygenerowanie łącznego wyniku EBITDA na poziomie 16 mld zł w latach ,5 1,,5, 2,6 2,3 2,3 2, 1,6 1,7 1,6 21* 211* Wyniki segmentu za 216 rok mln PLN 7% 5% 9% 13% CAPEX segmentu mld PLN 1,4 1,35 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA Wyniki segmentu za Q1 217 EBIT mln PLN +5% +17% -9% -14% 1,3 1,25 1,2 1,15 1,1 1,5 1,24 1,14 1,34 1,12 1,19 1,11 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT

18 Wytwarzanie Największy producent ciepła w Polsce - ponad 11% mocy cieplnych Pokrywa ok. 7% całkowitego zapotrzebowania na ciepło w Warszawie, jak również 98% ciepła dostarczanego do sieci miasta Wydarzenia: Styczeń 212: przejęcie 99,8% akcji Vattenfall Heat Poland za 3 mld zł (3,5 mld zł EV) Kwiecień 216: Objęcie do 17,1% w kapitale zakładowym Polskiej Grupy Górniczej w wyniku inwestycji 5 mln zł Rozwój wytwarzania i dystrybucji ciepła: Kwiecień 216: zakup od JSW SA Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej ( PEC ) za 19 mln zł 14 lokalnych ciepłowni 26 MW mocy cieplnej 288 km sieci ciepłowniczej Sierpień 216: zakup od JSW SA Spółki Energetycznej Jastrzębie ( SEJ ) 5 Ciepłowni 13 MW mocy wytwórczej energii elektrycznej 54 MW mocy cieplnej Koszt całkowity: 372 mln zł Taryfa: System taryf benchmarkingowych na rynku ciepłowniczym z istotnym potencjał wzrostu wartości ze względu na niski koszt produkcji ciepła. Kluczowe dane operacyjne PGNiG Termika Moc zainstalowana cieplna Moc osiągalna elektryczna Sprzedaż ciepła (regulowana) w 216 r. Sprzedaż energii elektrycznej (z produkcji) w 216 r. Produkcja ciepła i energii elektrycznej PJ Produkcja E.c. netto (lewa oś) Produkcja Energii elektrycznej (prawa oś) ,48 MWt 1,147 Mwe 4 PJ 3,6 TWh GWh

19 Wyniki finansowe segmentu Wytwarzanie EBITDA segmentu Wytwarzanie mld PLN,9,8,7,6,5,4,8,68,3,49,44,47,5,46,2,1 21* 211* Wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła R/R o 12% do poziomu mln PLN przy wolumenie wyższym o 1% i przy wyższej taryfie na ciepło w okresie i niezmienionej taryfie na ciepło po 15.8 Wzrost przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania R/R o 21 mln PLN do poziomu 66 mln PLN w związku z 3% wzrostem wolumenu sprzedaży Wyniki segmentu za 216 rok 16% mln PLN 18% 12% 9% Inwestycje Budowa bloku gazowego 49 MWe, w Warszawie na Żeraniu (22) Budowa kotła biomasowego 146 MWt na Siekierkach (216) Elektrociepłownia Stalowa Wola 5/5 JV PGNiG i Tauron Polska Energia: Nakłady inwestycyjne 1,6 mld zł, finansowane w formule project finance Umowa na sprzedaż energii elektrycznej. PGNiG dostarczy,5 mld m 3 gazu przez 14 lat Moc bloku gazowego: 45 MWe oraz 24 MWt W styczniu 216 r. odstąpiono od umowy oraz nałożono kary umowne na generalnego wykonawcę w związku z nienależytym wykonywaniem kontraktu W październiku 216 r. zostało podpisane porozumienie w sprawie ustalenia podstawowych warunków brzegowych restrukturyzacji projektu budowy bloku, które dostosowuje obecne umowy handlowe ECSW do oczekiwanego terminu oddania bloku do eksploatacji Zakończyła się inwentaryzacja obiektu. Inwestycja będzie kontynuowana z wykorzystaniem wyspecjalizowanej firmy wspierającej koordynację przedsięwzięcia w formule EPCM * Według polskich standardów rachunkowości, dane przed wewnętrznymi eliminacjami Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA Wyniki segmentu za Q1 216 EBIT mln PLN +16% +17% +13% +13% Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 19

20 Strategia, nakłady

21 Strategia GK PGNiG na lata Nowa strategia Grupy PGNiG na lata (z perspektywą do 226 r.) #1 #2 #3 Misja Wizja Cel nadrzędny Jesteśmy zaufanym dostawcą energii dla domu i biznesu Odpowiedzialnie i efektywnie dostarczamy innowacyjne rozwiązania energetyczne Wzrost wartości GK PGNiG oraz zapewnienie stabilności finansowej Zaufany Odpowiedzialnie Wzrost wartości Nasi klienci polegają na wysokiej jakości i wiarygodności świadczonych usług Działamy przejrzyście w oparciu o zasady odpowiedzialności społecznej Naszą nadrzędną aspiracją jest kreowanie wartości dodanej dla naszych akcjonariuszy i klientów Dostawca energii Kompleksowo zaspakajamy potrzeby energetyczne klientów (gaz + prąd + ciepło + inne/usługi) Dom i biznes Dbamy i cenimy wszystkich naszych klientów - gospodarstwa domowe, firmy i instytucje Efektywnie Jesteśmy zoptymalizowani procesowo i kosztowo Innowacyjne rozwiązania Jesteśmy liderem innowacyjności w branży energetycznej Stabilność finansowa Dążymy do zapewnienia długoterminowej stabilności finansowej i wiarygodności kredytowej 21

22 Podstawowe cele strategiczne Grupy Cel nadrzędny wzmocnienie pozycji konkurencyjnej Grupy przy jednoczesnym wsparciu rozwoju i zapewnieniu bezpieczeństwa rynku gazu w Polsce Silna pozycja konkurencyjna PGNiG Rozwój rynku gazu w Polsce Nowe kierunki dostaw gazu w celu wzmocnienia pozycji konkurencyjnej w po wygaśnięciu jamału w roku 222 Przyspieszenie rozwoju sieci dystrybucyjnej w celu zwiększenia dynamiki przyłączeń nowych odbiorców oraz wzrostu rynku gazu Inwestycje produkcyjne w Norwegii ukierunkowane na zwiększenie wydobycia gazu do ok. 2,5 mld m 3 rocznie po 222 roku Udział w projekcie Korytarza Norweskiego w celu zapewnienia możliwości bezpośredniego importu gazu z Norwegii Wzrost wartości GK PGNiG oraz zapewnienie stabilności finansowej Intensyfikacja działalności upstream w Polsce w kierunku odbudowy zasobów oraz utrzymania wysokiego poziomu wydobycia Istotna poprawa standardów obsługi klientów poprzez digitalizację kanałów obsługowych oraz poszerzenie oferty Rozwój handlu ( tradingu ) gazem i LNG dla poprawy konkurencyjności PGNiG na europejskim i krajowym rynku gazu 22

23 Aspiracje w kluczowych obszarach działalności 1. Poszukiwanie i Wydobycie 2. Obrót hurtowy 3. Obrót detaliczny Zwiększenie bazy udokumentowanych zasobów węglowodorów o 35% (do 1 28 mln boe w 222 ) Zwiększenie łącznego poziomu wydobycia węglowodorów o 41% (do 55 mln boe w 222) Zdywersyfikowany portfel dostaw gazu ziemnego po roku 222 Zwiększenie wolumenu sprzedaży gazu ziemnego o 7% (do 178 TWh w 222) Skumulowany wolumen sprzedaży gazu ziemnego na rynku hurtowym w kraju i zagranicą na poziomie 1 TWh Maksymalizacja marży w obrocie detalicznym Utrzymanie łącznego wolumenu sprzedaży gazu ziemnego na poziomie TWh/rok 4. Magazynowanie 5. Dystrybucja 6. Energetyka i ciepłownictwo Zabezpieczenie pojemności magazynowych dostosowanych do popytu Wzrost efektywności obszaru magazynowania Ponad 3 tys. nowych przyłączy w latach Zwiększenie dynamiki rocznego przyrostu liczby przyłączy o 17% Zwiększenie wolumenu dystrybucji gazu ziemnego o 16% Zwiększenie wolumenu sprzedaży ciepła i energii o 2% (do 18 TWh w 222) 7. Centrum Korporacyjne Efektywna realizacja projektów R&D&I oraz wzmocnienie wizerunku Grupy Poprawa efektywności operacyjnej Grupy PGNiG 23

24 CAPEX oraz EBITDA w latach CAPEX w latach mld PLN EBITDA w latach PLNbn Poszukiwanie i Wydobycie 15 45% 9,2 Skumulowany wynik EBITDA około 33,7 mld PLN Dystrybucja Energetyka i ciepłownictwo Obrót i Magazynowanie 1 5,3 29% 13% 1% 5,6 Ambitny program inwestycyjny umożliwi długoterminowy wzrost wyniku EBITDA Grupy, szczególnie w latach (ok. 9,2 mld PLN średniorocznie) Inne projekty rozwojowe Razem % ponad 34 mld PLN średniorocznie średniorocznie Utrzymanie bezpiecznego poziomu zadłużenia (stosunek dług netto/ebitda nie wyższy niż 2,) Średniorocznie ,7 CAPEX w latach mld PLN Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i Magazynowanie Poszukiwanie i Wydobycie 8, 7, 6,8 6, 5, 3,2* 3,9 4, 3,6 3,3 1,1,3,4 3, 3, 1,1,5,4 2,,6 1,3,3,5 1,2 1,1,2,2 1, 1,9 2,1 1,5 1,4 1,3, 31 grudnia grudnia grudnia grudnia grudnia 216 Blisko połowa nakładów inwestycyjnych (45%) dotyczyć będzie obszaru poszukiwania i wydobycia Średnioroczne nakłady inwestycyjne w latach na poziomie około 5,7 mld PLN * Includes PLN 3bn for acquisition of PGNiG Termika 24

25 Zmiany w prezentacji segmentów działalności

26 Zmiana segmentów sprawozdawczych (1/4) Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty Nowa cena rozliczeniowa dla gazu z wydobycia krajowego Centrum korporacyjne bez zmian bez zmian Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty 26

27 Zmiana segmentów sprawozdawczych (2/4) 1 Metoda ustalenia 2 Wydzielenie 3 ceny rozliczeniowej centrum korporacyjnego Koszty operacyjne pozostałe pozycje Przekazanie gazu pomiędzy segmentem Poszukiwanie i Wydobycie a Obrót i Magazynowanie następuje po cenie kalkulowanej jako średnia miesięczna notowań TGE RDN (Rynek Dnia Następnego) pomniejszona o dyskonto gwarantujące segmentowi Obrót i Magazynowanie pokrycie uzasadnionej części kosztów magazynowania gazu wysokometanowego oraz marżę. Zarząd PGNiG zdecydował o skorygowaniu wyników finansowych segmentu Obrót i Magazynowanie o przychody i koszty generowane przez Centralę PGNiG S.A. oraz PGNiG Finance AB, które pełnią funkcje wsparcia dla innych segmentów GK PGNiG. Centrum korporacyjne zostało zaprezentowane w Pozostałych segmentach W ramach prowadzonych prac uporządkowano inne pozycje kosztów operacyjnych, kierując się rodzajem prowadzonej działalności. 27

28 Skutki zmian [EBITDA 216 w mln PLN] (3/4) Dotychczasowy sposób raportowania Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Poszukiwanie i Wydobycie 619 (123) Obrót i Magazynowanie (8) Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty (1) (5) (6) (4) - Eliminacje Reklasyfikacja Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie (237) (12) (133) (324) - Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty (23) (38) (26) (38) - Eliminacje Nowy sposób raportowania Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie (141) Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty (33) (43) (32) (78) (66) Eliminacje

29 Skutki zmian [EBITDA 216 w mln PLN] (4/4)* Q Q PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe 1 Q3 1 Q PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe * Lewy słupek stare ujęcie / Prawy słupek nowe ujęcie. Wykresy nie uwzględniają uzgodnień do danych skonsolidowanych. 29

30 Załączniki

31 Podstawowe wyniki finansowe w 216 [mln PLN] % Przychody ze sprzedaży (9%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (3 384) (27 222) (1%) Znaczący wpływ spadku ceny surowców na roczne wyniki operacyjne EBITDA (2%) skor. EBITDA* % Amortyzacja (2 79) (2 614) (6%) EBIT % Wynik na działalności finansowej (225) (76) (66%) Zysk netto % Przychody ze sprzedaży gazu wysokometanowego (E) niższe R/R o 3,7 mld PLN (24,8 mld PLN w 216 r.), przy 6% wzroście R/R wolumenu sprzedaży sięgającym blisko 23 mld m 3. Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu niższe o 338 mln PLN w 216 r. przy spadku o 3% R/R wolumenu sprzedaży, sięgającym tys. ton. Koszt sprzedanego gazu niższy o 17%, czyli 3,7 mld PLN R/R. Spadek amortyzacji R/R o 166 mln PLN w Norwegii ze względu na zmniejszone wolumeny sprzedaży (metoda naturalna amortyzacji) oraz przeszacowanie zasobów. Znaczący wpływ odpisów aktualizujących na majątek trwały zawiązanych w 216 i 215 r.: odpowiednio -836 mln PLN i -59 mln PLN. Skorygowana EBITDA wzrosła o 2% R/R. 55 mln PLN zysku w 216 r. vs -8 mln PLN straty w 215 r. z tytułu różnic kursowych na denominowanym w USD kredycie RBL (reserve based loan). Wpływ wyceny udziałów w PGG metodą praw własności na wynik netto wyniósł -53 mln PLN. Wzrost kosztów z tytułu opłaty regazyfikacyjnej o 176 mln PLN R/R i opłat eksploatacyjnych od wydobycia ropy i gazu o 84 mln PLN R/R. Udział segmentów w wyniku skorygowanej EBITDA* Grupy w 216 roku Dystrybucja 38% Wytwarzanie 11% 35% 11% % 45% Poszukiwanie i Wydobycie 3% Obrót i Magazynowanie 21% * EBITDA skorygowana o odpisy z tytułu trwałej utraty wartości na rzeczowym majątku trwałym 31

32 Podstawowe wyniki finansowe - Q1 217 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q1 217 vs Q1 216 [mln PLN] Q1 216 Q1 217 % mln PLN Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (8 587) (8 883) 3% 879 Poszukiwanie I Wydobycie Obrót i Magazynowanie Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży: Dystrybucja ropy i kondensatu R/R o 242 mln PLN (+66%), gazu R/R o 219 mln PLN (+26%), Wytwarzanie usług geofizycznych i wiertniczych R/R o 25 mln PLN (+26%). Obrót i Magazynowanie Pozostałe segmenty Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 5% pomimo niższych cen sprzedaży, głównie za sprawą wzrostu wolumenu o 11%. Zwiększenie odpisu na zapasie gazu w Q1 217 o 35 mln PLN wobec odwrócenia odpisu na +165 mln PLN w Q1 216 (stan odpisu na koniec 1Q17 wyniosło 66 mln PLN). Dystrybucja Wzrost wolumenu o 13% R/R w Q W Q1 217 wpływ bilansowania systemu na -218 mln PLN (-15 mln PLN rok wcześniej) EBITDA % Amortyzacja (672) (695) (3%) EBIT % Wynik na działalności finansowej (6%) Zysk netto % Wzrost EBITDA Grupy PGNiG w Q1 216 vs Q1 217* mln PLN Q1 216 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Q1 217 *Zmiany nie uwzględniają uzgodnień do danych skonsolidowanych Wytwarzanie Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji). 32

33 Wzrost kosztów operacyjnych w Q1 217 [mln PLN] Q1 216 Q1 217 % Paliwa do produkcji ciepła i energii (282) (293) 4% Zużycie pozostałych surowców i materiałów (361) (351) (3%) Świadczenia pracownicze (545) (642) 18% Usługa przesyłowa (239) (294) 23% Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki (46) (17) (63%) Pozostałe usługi obce (236) (361) 52% Usługi gazownicze (w tym regazyfikacja LNG) (1) (95) 8x Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto (48) (338) 6x Zmiana stanu odpisów 25 7 (97%) -Odpis na zapasy 17 (19) (111%) -Odpis aktualizujący wartość składników majątku trwałego 49 2 (59%) Podatki i opłaty (448) (524) 17% Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby (2%) Amortyzacja (672) (695) 3% Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu (2 266) (2 829) 4% Koszt sprzedanego gazu (6 993) (6 749) (3%) Wzrost kosztów regazyfikacji, opłat eksploatacyjnych zrekompensowane przez spadek kosztów pozyskania gazu. Komentarz: Wzrost kosztów świadczeń pracowniczych z tytułu premii pracowniczych (+5 mln PLN R/R), wzrostu wynagrodzeń +19 mln PLN R/R i innych świadczeń pracowniczych. Niższy koszt spisania odwiertów negatywnych: -17 mln PLN w Q1 217 vs -46 mln PLN w Q W obu okresach spisano 3 odwierty negatywne, nie wystąpiły koszty sejsmiki. Wzrost kosztów pozostałych usług obcych o 123 mln PLN R/R głównie w związku ze wzrostem kosztu regazyfikacji (+87 mln PLN R/R) Wzrost kosztów z tytułu różnic kursowych z działalności operacyjnej o 94 mln PLN R/R. Wzrost podatków i opłat (75 mln PLN) głównie w wyniku niedoszacowania podatku od gazociągów (wzrost o 56 mln PLN) w Q Zmiana stanu produktów +17 mln PLN R/R Koszty operacyjne ogółem (9 259) (9 578) 3% 33

34 Czynniki wpływające na wynik finansowy Wzmocnienie USD wobec PLN R/R, stabilne EUR wobec PLN R/R PLN 4,5 4,3 4,36-1% 4,32 3-miesięczna średnia cen ropy wzrosła w Q1 217 o 57% R/R USD/bbl 12 1 Wzrost przychodów ze sprzedaży wskutek rosnących cen ropy naftowej i wolumenów sprzedaży gazu 4,6 4, +2,5% 3,96 3,8 3,5 1'15 4'15 7'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN ,8 54, -9% 47,3 34,5 +57% 2 1'15 4'15 7'15 1'15 1'16 4'16 7'16 1'16 1'17 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD Ceny gazu TGE RDN oraz średnia cena kontraktów ważonych wolumenem PLN/MWh 11 TGE (RDN, rynek dnia następnego) Ważona wolumenem średnia cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) 1 9,23-1% 9 81,5 8 76,39 81,26 81,48 7 Uwagi: Cena sprzedaży na TGE: dominujące pod względem wolumenu terminy kontraktów gazowych na TGE i innych giełdach gazu to kontrakty kwartalne, sezonowe (lato/zima) i roczne. Rynek kontraktów terminowych miesięcznych i tygodniowych oraz rynek spot pełnią funkcję uzupełniającą. Ważoną wolumenem średnią kwartalną cen kontraktów na TGE obliczono na podstawie kwotowań kontraktów z datą realizacji przypadającą na dany kwartał. 6 5 średnia cena RDNg w Q1 216: 64,69 +32% 4 1'16 4'16 7'16 1'16 1'17 średnia cena RDNg w Q1 217: 85,71 34

35 Sprzedaż i struktura importu gazu Struktura importu gazu do Polski w Q1 217 vs Q1 216 Kierunek zachodni i południowy 4% LNG 12% Q % Q % Kierunek wschodni 84% Istotny udział LNG w strukturze importu w Q Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w Q1 217 wyższa R/R o,9 mld m 3, przede wszystkim do odbiorców przemysłowych zarówno w obrocie detalicznym jak i hurtowym. Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu mld m 3 1, 8 7,7 7,5 6,5 7,3 8,9 5, 2,5, 1,3 4,8 1,8 3,9 2,6 2,5 2,4 2,8 1,9 1,7,9 4,7 1,6 4,3 2,7 2,8 3, 3, 3,2 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski 2,8 2,2,9 Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 99 mln m 3 (na ). 35

36 Kierunki dostaw gazu Interkonektory Projekt Bramy Północnej POLSKA NORWEGIA (do 1 mld m 3, 222) POLSKA LITWA (1,7/2,4 mld m 3, 221) TERMINAL LNG (I etap 5 mld m 3, planowany II etap: 7,5 mld m 3 ) TIETIEROWKA (,2 mld m 3 *) GAZOCIĄG JAMAŁ MALLNOW (rewers : techniczna zdolność do 5,4 mld m 3 ) Lwówek Wlkp Włocławek GAZOCIĄG JAMAŁ KONDRATKI (3,7 mld m 3 *) WYSOKOJE (5,5 mld m 3 *) GCP (1,5 mld m 3 *) POLSKA UKRAINA (5 mld m 3, 22) * POLSKA CZECHY. (6,5/5 mld m 3, 219) Przepustowość techniczna CIESZYN, (,5 mld m 3 ) POLSKA SŁOWACJA (5,7/4,7 mld m 3, 22) DROZDOWICZE/ HERMANOWICE (4,4 mld m 3 *) Połączenia istniejące Połączenia planowane, w trakcie budowy (przepustowość do/z polskiego systemu TERMINAL LNG 36

37 Obrót i sprzedaż detaliczna gazu Wydobycie Zakup gazu PGNiG SA Sprzedaż do największych klientów: pow. 25 mln m3 rocznie 4,2 mld m 3 sprzedanego gazu w 215 r. 4,3 mld m 3 sprzedanego gazu w 216 r. Sprzedaż bezpośrednia,7 mld m 3 gazu w 215 r.,7 mld m 3 gazu w 216 r. Towarowa Giełda Energii 8,1 mld m 3 w 215 r. 9, mld m 3 w 216 r. Towarowa Giełda Energii (TGE) PGNiG Obrót Detaliczny 6,9 mln klientów zużycie 7,5 mld m 3 gazu w 215 r., zużycie 7,2 mld m 3 gazu w 216 r. Sprzedaż na TGE realizowana przez PGNiG SA oraz zakupy na TGE przez PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o., która rozpoczęła działalność operacyjną 1 sierpnia 214 roku, nie podlegają eliminacji w sprawozdaniu skonsolidowanym i są wykazywane w segmencie Obrót i Magazynowanie. Dane w przeliczeniu na gaz wysokometanowy (bez eliminacji w ramach Grupy). 37

38 3.216: 8% 3.217: 88% Zmiany na polskim rynku gazu Wolumen sprzedaży gazu (mln m 3 ) Grupa PGNiG ogółem 18,6 23, 24,3 PGNiG SA (bez Pakistanu) 13,8 13,2 14,5 w tym PGNiG SA poprzez TGE 3,7 8,1 9, PGNiG Obrót Detaliczny 3, 7,5 7,3 Liberalizacja rynku gazu wpływa na udział PGNiG w imporcie oraz strukturę sprzedaży Komentarz: Od r. wolumen sprzedaży gazu przez Grupę PGNiG zawiera zarówno sprzedaż giełdową PGNiG SA, jak i sprzedaż PGNiG OD do klientów końcowych i na giełdzie. Gaz zaazotowany został ujęty w tabeli w ekwiwalencie gazu E. Udział PGNiG w imporcie gazu do Polski* 1% 8% 6% 4% 2% * Uwagi: Wykres przedstawia udział PGNiG SA w przepływach gazu do Polski na punktach OGP Gaz-System (bez uwzględnienia tranzytu gazociągiem jamalskim oraz bez eliminacji eksportu), dane miesięczne. Wzrost udziału PGNiG w imporcie zauważalny w 1Q16 spowodowany przede wszystkim przez spadek eksportu na Ukrainę. Dane na wykresie nie wskazują na udział w polskim rynku gazu. Pochodzą one z publikowanych przez OGP Gaz-System wolumenów gazu przesyłanych przez interkonektory. % 1'13 4'13 6'13 9'13 12'13 3'14 6'14 9'14 12'14 3'15 6'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 38

39 Model taryfowy w Polsce Typ działalności Sprzedaż bezpośrednia Brak Obrót gazem Obrót detaliczny Obrót hurtowy Magazynowanie (do marca 218) Dystrybucja (od 214) Mechanizm regulacji Koszty pozyskania gazu + koszty operacyjne + marża Baza kosztowa PGNiG Obrót Detaliczny m.in. koszt pozyskania gazu na TGE Baza kosztowa PGNiG SA m.in. Koszt importu + koszt wydobycia (z uwzględnieniem zwrotu z kapitału w działalność wydobywczą) Koszt + zwrot z kapitału (6,% WACC x 3,7 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) Koszt + zwrot z kapitału (7,2% WACC x 11,9 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) Haromonogram deregulacji rynku gazu w Polsce Średnia importowa cena gazu do Niemiec wg BAFA, cena gazu rosyjskiego na granicy niemieckiej oraz taryfa PGNiG PLN/tys. m 3 Cena BAFA Taryfa PGNiG (duży przemysł) Jan-11 Jul-11 Jan-12 Jul-12 Jan-13 Jul-13 Jan-14 Jul-14 Jan-15 Jul-15 Jan-16 Jul-16 Jan-17 Poziomy obliga giełdowego Gaz rosyjski na granicy niemieckiej Od 1 stycznia 217 r. Od 1 października 217 r. Do końca 223 r. 3% 4% 55% max Zwolnienie z obowiązku zatwierdzania taryf dla przedsiębiorstw obrotu w zakresie sprzedaży na rynku hurtowym w: i) punkcie wirtualnym, (ii) w formie LNG lub CNG, oraz (iii) w trybie przetargów, aukcji i zamówień publicznych zgodnie z przepisami Ustawy Zamówień Publicznych. Zwolnienie z obowiązku taryfikacji dla przedsiębiorstw obrotu dostarczających gaz dla innych klientów biznesowych (w tym większych przedsiębiorstw przemysłowych i małych i średnich przedsiębiorstw). Utrzymanie obowiązku taryfowego dla podmiotów oferujących gaz gospodarstwom domowym. W 213 r. Od 1 stycznia 214 r. Od 1 stycznia 214 r. Urząd Regulacji Energetyki zaproponował liberalizowanie polskiego rynku gazu poprzez obligo giełdowe, czyli wolumen gazu ziemnego, który powinien zostać sprzedany przez spółkę obrotu na Towarowej Giełdzie Energii. URE zamierza stopniowo znosić taryfy dla poszczególnych segmentów wśród odbiorców przemysłowych. 39

40 Zadłużenie i źródła finansowania Źródła finansowania (stan na ) mln PLN dostępne wykorzystane Komentarz: W dniu 13 lutego 217 r. PGNiG dokonała terminowej spłaty pożyczki udzielonej przez PGNiG Finance AB w wysokości 5 mln EUR wraz z należnymi odsetkami. W dniu 14 lutego 217r. PGNiG Finance AB wykupiła euroobligacje o wartości nominalnej 5 mln EUR wraz z należnymi odsetkami. 2 Obligacje gwarantowane (programy ważne do ) 5,4 5,2,7 -,2 2 5 Zadłużenie na koniec kwartału mld PLN Obligacje krajowe (217) Program BGK (224) Reserve Based Loan (222) Program dla PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa (program ważny do 217) 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 1,6,4-1,9-1,7 Zadłużenie,8,5 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Dług netto 3,8-1,5,3,2,1, Dywidenda na akcje PLN,19,17,15,15,12,13,9,8,2, Założenie Strategii: wypłata do 5% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych). 4

41 Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Zatrudnienie (stan na dzień) tys. 4 Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie 32, 31, 29, 3 2,3 1,1 2, 1,1 1,6 25,5 25,2 25 1,1 1,3 1,3 13,3 1,1 1,9 1,9 1,8 2 13,1 12,2 1,7 1,8 11, 4,4 4,1 3,9 1 3,5 3,5 2,9 11, 1,8 1,2 8,9 7,7 7,4 31 grudnia grudnia grudnia grudnia grudnia marca 217 Skonsolidowane przepływy pieniężne ( r r.) mln PLN mln PLN 1,% 8,% 6,% 4,% 2,%,% 3, Bilans Grupy (stan na r.) Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny Aktywa 2, Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 9,4% 8,2% 6,7% 6,9% 5,8% 4,7% 4,1% 4,3% 2,4 7,3% 4,7% ROE ROA , 1,, 1,6 1,2 2, 1,3 1,6 1,1 1,, Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności Gotówka ( ) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy Gotówka ( ) 41

42 Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO GK PGNiG [mln m 3 ] Q1 217 FY 216 Q4 216 Q3 216 Q2 216 Q1 216 FY 215 Q4 215 Q3 215 Q2 215 Q1 215 GAZ WYSOKOMETANOWY (E) w tym w Polsce w tym w Norwegii GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) w tym w Polsce w tym w Pakistanie RAZEM (przeliczony na E) Wydobycie razem przeliczone na kboe/d SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO w GK PGNiG [mln m 3 ] GAZ WYSOKOMETANOWY (E) w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) RAZEM (przeliczony na E) w tym sprzedaż bezpośrednio ze złóż IMPORT GAZU ZIEMNEGO przez PGNiG SA [mln m 3 ] Razem w tym: kierunek wschodni w tym: LNG ROPA NAFTOWA w GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu w tym w Polsce w tym w Norwegii Wydobycie razem przeliczone na kbbl/d Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu w tym w Polsce w tym w Norwegii WYTWARZANIE Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh]

43 Słownik terminów i pojęć 2P bbl BGK Boe CAGR Capex CNG EBITDA Ee GK PGNiG GPW JV KPMG LNG Opex PGNiG PGNiG OD PSG PST TGE URE Upstream Szacunkowe rezerwy paliw kopalnianych (udokumentowane oraz prawdopodobne) Baryłka ropy naftowej Bank Gospodarstw Krajowego (Barrel of oil equivalent) ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok.,136 tony) Compound Annual Growth Rate Nakłady inwestycyjne Compressed Natural Gas; gaz ziemny w postaci sprężonej Wynik operacyjny bez amortyzacji Energia elektryczna Grupa Kapitałowa PGNiG SA Giełda Papierów Wartościowych SA Joint Venture (wspólne przedsięwzięcie) Kawernowy Podziemny Magazyn Gazu Liquefied Natural Gas; gaz ziemny w postaci ciekłej Wydatki operacyjne Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. Polska Spółka Gazownictwa PGNiG Supply and Trading Towarowa Giełda Energii Urząd Regulacji Energetyki Poszukiwanie i wydobycie kopalin 43

44 Informacje kontaktowe Aleksandra Dobosiewicz Zastępca Dyrektora Departamentu Ekonomicznego Kierownik Działu Relacji Inwestorskich tel.: kom: faks: aleksandra.dobosiewicz@pgnig.pl Więcej informacji Marcin Piechota Starszy Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: kom.: faks: marcin.piechota@pgnig.pl Strona Relacji Inwestorskich Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ul. M. Kasprzaka Warszawa Zastrzeżenie Wszystkie opinie, oceny i prognozy zawarte w niniejszej prezentacji (Prezentacja) są przygotowywane przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) S.A. na podstawie publicznie dostępnych informacji. Informacje zawarte w Prezentacji mogą ulec zmianie bez wcześniejszego powiadomienia, mogą być niepełne lub skrócone, oraz mogą nie zawierać wszystkich istotnych informacji. Informacje zawarte w niniejszej Prezentacji nie stanowią oferty inwestycyjnej, rekomendacji inwestycyjnej ani oferty świadczenia jakiejkolwiek usługi. Prezentacja zawiera także informacje i oświadczenia, które są związane z przyszłymi, ale nie przeszłymi zdarzeniami. Wszelkie takie wypowiedzi prognozujące oparte są na założeniach i oczekiwaniach PGNiG, ale ze względu na ich przyszły i niepewny charakter noszą ze sobą ryzyko, że w rzeczywistości przyszłe fakty lub wydarzenia mogą się znacznie różnić od tych stwierdzeń dotyczących przyszłości, zawartych w Prezentacji. Prezentacja nie powinna być wykorzystywana przy podejmowaniu jakichkolwiek decyzji lub jakichkolwiek działań inwestycyjnych. Aby uzyskać więcej informacji dotyczących PGNiG zajrzyj do jego raportów bieżących i okresowych. PGNiG nie ponosi odpowiedzialności za dokładność, kompletność lub wykorzystywanie informacji zawartych w Prezentacji, i nie zobowiązują się do jej aktualizacji. Informacje zawarte w niniejszej Prezentacji nie stanowią porady prawnej lub innej profesjonalnej porady.