Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2013 i IV kwartał marca 2014 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2013 i IV kwartał marca 2014 r.

2 Kluczowe osiągnięcia i zdarzenia Marek Woszczyk Prezes Zarządu 1

3 Jednorazowe pozycje niepieniężne Inwestycje i kontrakty Środowisko regulacyjne Finanse Solidne wyniki pomimo niepewnego otoczenia regulacyjnego Zysk EBITDA ponad 8 mld zł Marża EBITDA osiąga 27% Zysk netto sięga poziomu 4,1 mld zł Propozycja wypłaty dywidendy 50%; dywidenda na akcję 1,10 zł Najwyższa wśród spółek giełdowych, które dotychczas ogłosiły wyniki Jedna z najwyższych w całym sektorze O 14% większy niż rok wcześniej Najwyższa dywidenda z wyników operacyjnych w historii PGE III Krajowy Plan Przydziału Uprawnień i backloading Niepewność legislacyjna w zakresie energii odnawialnej Brak wsparcia dla kogeneracji Wprowadzenie mechanizmów mocowych Polski przemysł ma otrzymać znacząco mniej bezpłatnych uprawnień emisyjnych Wpływa na opłacalność produkcji prądu w oparciu o współspalanie i plany inwestycyjne Wyłączenie 2 bloków gazowych; wpływ na plany inwestycyjne Poprawa opłacalności projektów energetyki konwencjonalnej Rozpoczęcie projektu Opole II; bloki węglowe 2x900 MW Przejęcia farm wiatrowych Elektrociepłownia Gorzów - zgoda na budowę bloku gazowo-parowego Dostawy węgla kamiennego na lata Nakłady inwest. 11,6 mld zł; planowane uruchomienie i 2019 Wzrost mocy zainstalowanej do 283 MW Opłacalność projektu zabezpieczona dzięki lokalnym zasobom gazu Ceny węgla powiązane z cenami energii i surowców Niepewność regulacyjna dotycząca CO2 w związku z alokacją bezpłatnych uprawnień do emisji Odpisana utrata wartości aktywów Zawiązana rezerwa w wysokości 0,8 mld zł Odpis najmniej efektywnych aktywów na kwotę 0,3 mld zł 2

4 Stabilne wyniki operacyjne PGE wiarygodna i bezpieczna firma energetyczna Pomimo pogarszającego się stanu otoczenia rynkowego PGE stanowi wyjątkowy przykład stabilnej finansowo firmy energetycznej CAGR:6% Utrzymany został trend poprawy wyników i wzrostu wydajności operacyjnej Wzrost zysku EBITDA o 10% w roku 2013 zabezpiecza wysoki poziom przepływów gotówkowych z działalności operacyjnej i zapewnia atrakcyjne podstawy dla przyszłego wzrostu CAGR:11% Wyższy o 14% zysk netto oznacza 2,20 zł zysku przypadającego na jedną akcję FY 2010 FY 2011 FY 2012 FY 2013 EBITDA Net profit PGE wyprzedza konkurencję pod względem wzrostu wolumenu produkcji energii elektrycznej i sprzedaży detalicznej (TWh) Rok 2013 Rok 2012 % wzrost Produkcja energii netto utrzymuje się na stabilnym poziomie dzięki optymalnemu wykorzystaniu najbardziej wydajnych aktywów węglowych Najniższe koszty produkcji energii pozwoliły zaproponować konkurencyjną ofertę na rynku detalicznym i w efekcie dały 15% wzrost wolumenu energii sprzedanej klientom końcowym Przejęcie farm wiatrowych wzmacnia pozycję PGE na polskim rynku energii odnawialnej Produkcja energii netto 57,04 57,05 0% Sprzedaż do klientów końcowych 36,95 32,10 15% Wolumen dystrybucji energii 31,78 31,32 1% * Bez istotnych pozycji jednorazowych 3

5 Ożywienie gospodarcze i nowe regulacje są korzystne dla PGE Sytuacja ekonomiczna i surowcowa Poprawa sytuacji gospodarczej sprzyja wzrostowi popytu ze strony gospodarstw domowych Ceny uprawnień emisyjnych i węgla kamiennego spadły, pociągając za sobą ceny elektryczności Ponieważ większa część energii jest sprzedawana w transakcjach terminowych, w krótkim okresie czasu europejskie firmy energetyczne będą nadal odczuwać negatywny wpływ takich transakcji na ceny elektryczności Wzrost wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych zwiększa presji wywieranej na ceny Perspektywy Poprawia się perspektywa makroekonomiczna - przewiduje się dalszy wzrost gospodarczy, który będzie pobudzać popyt, a przez to wzrost cen energii Pojawiają się korzystniejsze regulacje backloading wywiera wpływ na ceny uprawnień emisyjnych, co będzie korzystne dla najbardziej wydajnych producentów energii Wdrożone zostały mechanizmy mocowe, które zabezpiecząją śreniookresową opłacalność energetyki konwencjonalnej PGE ma dobrą pozycję do wykorzystania poprawy sytuacji przy utrzymaniu stabilnych przepływów gotówkowych Produkcja i konsumpcja energii elektrycznej Cena energii FY 2010 (TWh) FY 2011 (TWh) FY 2012 (TWh) FY 2013 (TWh) Produkcja krajowa Konsumpcja krajowa Q3'12 Q4'12 Q1'13 Q2'13 Q3'13 Q4'13 mid term long term * średnia kwartalna cena ee wytworzonej z aktywów konwencjonalnych (PLN/MWh) 4

6 Rozpoczęcie realizacji ważnych inwestycji Projekt inwestycyjny Opole Polecenie rozpoczęcia prac (NTP) wydano 31 stycznia 2014 Przewidywane terminy przekazania do eksploatacji: Blok 5: lipiec miesiące od wydania NTP Blok 6: marzec miesiące od wydania NTP Wartość kontraktu: 9,4 mld zł (netto), 11,6 mld zł (brutto) Projekt realizowany na zasadzie EPC (projektowanie, dostawa, konstrukcja) Podpisano długoterminową umowę na dostawę węgla kamiennego, wiążąc koszt tego paliwa z cenami na giełdzie towarowej Przewidywane nakłady inwestycyjne 3,8 (mld zł) 3,3 Inne kluczowe projekty realizowane są zgodnie z planem Elektrociepłownia Gorzów 138MWe/90MWt - kontrakt podpisany w III kw Turów 460 MW - trwa procedura przetargowa - rozstrzygnięcie oczekiwane w II kw Elektrociepłownia Bydgoszcz MW i Elektrociepłownia Pomorzany 240 MW - trwają procedury przetargowe Energetyka konwencjonalna - proces unowocześniania i modernizacji przebiega zgodnie z planem Ciągły proces podłączania nowych klientów do sieci w obszarze dystrybucji i modernizacja linii wysokiego, średniego i niskiego napięcia Farmy wiatrowe: farma wiatrowa Resko o mocy 14 MW rozpoczęła pracę w III kw Moc naszych aktywów wiatrowych wzrosła do 283 MW.Farmy wiatrowe Lotnisko 90MW, Resko II 76MW iwojciechowo 28MW planowane uruchomienie - w latach Lotnisko 90 MW Mapa realizowanych inwestycji wraz z projektem jądrowym Potencjalna lokalizacja elektrowni jądrowej Wojciechowo 28MW 1,9 Resko II 76 MW 0,1 0,7 1,1 0,1 Bydgoszcz MW Gorzów 138 MW Pomorzany 240 MW Turów 460 MW Opole MW 5

7 Wyniki finansowe i operacyjne za IV kwartał 2013 i rok obrotowy 2013 Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne Magdalena Bartoś Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno-Finansowych 6

8 Kluczowe wyniki finansowe Cały rok (mln PLN) 2013 zmiana r/r % Q zmiana q/q % Rok finansowy 2013 Przychody ze sprzedaży 30,145 30,481 Przychody ze sprzedaży 30,145-1% 7,563-12% EBITDA 8,025 10% 1, % EBITDA skorygowany 8,315-4% 2,172 8% Zysk netto 4,118 14% % Zysk na akcję (PLN) % EBIT EBITDA Zysk netto 5,060 4,378 8,025 7,310 4,118 3,616 FY 2013 FY 2012 Środki pieniężne z działalności operacyjnej 7,941 7% 2,146 51% CAPEX brutto 4,357-10% 1,529-6% Środki pieniężne netto (koniec okresu) 3,131 25% IV kwartał Sprzedaż Skorygowana Recurring* sprzedaż sales EBITDA 400 1,097 7, ,794 7,450 Wypłata dywidendy* 2,057 28% Dywidenda na akcję* (PLN) % Skorygowany EBITDA Zysk netto 341 2,172 2, Rating finansowy Fitch BBB+ Skorygowany zysk netto 1, Moody s A3 Q Q

9 Produkcja energii maksymalizacja wykorzystania najbardziej wydajnych aktywów produkcja IV kw (zmiana % rok do roku) produkcja rok obrot (zmiana % rok do roku) 0.30 (-63%) 0.20 (+233%) 0.09 (+13%) 0.19 (+36%) 0.16 (-79%) Inne 2.97 (-6%) RAZEM 14,26 TWh (+2%) (+9%) 1.03 (-30%) 0.43 (+231%) 0.49 (+9%) 0.53 (+33%) 1.11 (-53%) Inne (-2%) RAZEM 57,04 TWh (0%) (+3%) Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz Szczytowo-pompowe Woda Wiatr Biomasa Większa produkcja z węgla brunatnego dzięki wyższemu wykorzystaniu najbardziej wydajnych aktywów Niższa produkcja z węgla kamiennego z powodu aktywnego zarządzania portfelem aktywów energetycznych Obniżenie produkcji energii w oparciu o gaz (wstrzymane wytwarzanie w elektrociepłowniach Lublin i Rzeszów) spowodowane wygaśnięciem wsparcia dla kongeneracji Produkcja energii odnawialnej wyniosła 1,95 TWh po obniżeniu poziomu współspalania biomasy z powodu pogarszającej się opłacalności. Jednakże znaczący wkład ze strony nowych farm wiatrowych 8

10 Kształtowanie się EBITDA pod wpływem głównych czynników tworzenia wartości mln PLN EBITDA reported EBITDA 7,310 Rekompensaty KDT Utrata wartości aktywów LTC compensations Impairment 1,527 1,642 Rezerwy (głównie Provisions rekultywacyjne) (mostly i inne recultivation) and other Skorygowany EBITDA recurring EBITDA 1,221 8,646 Cena hurtowa energii Wholesale price of electricity 1,504 Koszt gotówkowy emisji CO2 Cash cost of CO2 emmissions 549 Koszt paliw (węgiel kamienny, Cost gaz, of fuel biomasa) (hardcoal, gas, biomass) 727 Nowe aktywa energii odnawialnej New renewable assets 142 Higher Zwrot z return aktywów on dystrybucyjnych distribution assets + niższe + straty lower sieciowe network losses 242 Marża na rynku detalicznym Margin on retail market 450 Programy poprawy efektywności Efficiency programs 494 Inne czynniki Other factors 333 Skorygowany EBITDA recurring EBITDA 8,315 Rekompensaty KDT LTC compensations 638 Niepieniężna rezerwa na Non-cash emisje CO2 CO2 emmissions provision 751 Utrata wartości Impairment 343 Rezerwy Wykazany EBITDA 2013 Provisions 2013 reported EBITDA 166 8,025 9

11 EBITDA skorygowany 1 w rozbiciu na segmenty FY , ,6 341,1 8, , ,0 982,6 Zmiana r-d-r(%) Energetyka konwencjonalna Energetyka odnawialna Sprzedaż hurtowa Dystrybucja Sprzedaż detaliczna Inne i korekty -29% 52% 140% 11% 22% -4% EBITDA FY , , ,315.3 FY , , ,646.6 Q , ,5 262,2 559,8 252,0 2,171.5 Energetyka konwencjonalna Energetyka odnawialna Sprzedaż hurtowa Dystrybucja -83,4 Sprzedaż detaliczna Inne i korekty EBITDA Change y-o-y(%) -12% 83% 108% 15% -161% 7% Q , ,171.5 Q , ,020.0 Cena hurtowa Koszt uprawnień CO2 Koszt paliwa Wyższy wolumen Wyższa marża Wyższe wynagrodzenie Efektywność FY: Świadectwa pochodzenia Q4: Wpływ przepływów wewnątrzgrupowych 1 Skorygowany = z wyłączeniem istotnych pozycji jednorazowych 10

12 Nakłady kapitałowe w roku 2013 Dystrybucja (1,3 mld zł) Sprzedaż detaliczna, hurtowa Inne (0,2 mld zł) 24% 4% RAZEM CAPEX + przejęcia 5,5 mld zł (po korektach) 49% Energetyka konwencjonalna (2,7 mld zł) Energetyka Modernizacja bloków 3-12 w Elektrowni Bełchatów (542,3 mln zł) Zmiana technologii składowania odpadów paleniskowych (Bełchatów) (110,4 mln zł) Modernizacja IOS bloków 3-12 (Bełchatów) (96,5 mln zł) Budowa instalacji wychwytywania NO x na blokach 1-3 (Opole) (39,3 mln zł) Energetyka odnawialna (1,3 mld zł) 23% Dystrybucja Podłączenia nowych odbiorców (542,1 mln zł) Modernizacja i rozbudowa energetycznej sieci, stacji i linii (472,0 mln zł) Energetyka odnawialna Przejęcie farm wiatrowych o mocy 131 MW (wartość przedsięwzięcia 1,1 mld zł) Farma wiatrowa Resko I o mocy 14 MW (70,1 mln zł) Farma wiatrowa Wojciechowo o mocy 28 MW (25,2 mln zł) Nowe nakłady inwest. 49% 51% Modernizacja i remonty 11

13 Stabilny i solidny podział zysku - dywidenda za 2013 Polityka dywidendowa 2013 propozycja Dywidenda na akcję Terminy Zgodnie z polityką dywidendową PGE, spółka przeznacza na dywidendę 40-50% skonsolidowanego zysku netto za dany rok. Polityka jest uwzględniana w ramach programu inwestycyjnego. Z zysku za rok 2013 Zarząd proponuje wypłatę dywidendy w maksymalnym zakresie przewidzianym w polityce. Ostateczna decyzja zapadnie na dorocznym Walnym Zgromadzeniu. Zgodnie z propozycją, dywidenda z zysku za rok 2013 wyniesie 2,06 mld zł, co oznacza dywidendę na akcję na poziomie 1,10 zł. Proponowany dzień ustalenia prawa do dywidendy: 5 września 2014 Proponowany dzień wypłaty dywidendy: 26 września ,23 1,68 Ok zł przypisane do transakcji zbycia akcji Polkomtel Dywidenda gotówkowa 1,83 2,64 1,72 DPS CAGR : 10% ,76 0,65 0, proposed propozycja Dividend Dywidenda per na share akcję (PLN) (zł) Earning Zysk na per akcję share (zł) (PLN) 12

14 Optymalna struktura kapitałowa przy wykorzystaniu dźwigni finansowej Środki pieniężne netto (mld zł) Zadłużenie netto/ebitda Od środków pieniężnych netto do lepszej struktury kapitałowej -0,06 4,1 2,5 3, , , , ,39 maks. 2, * 2011* Mid-term** CAPEX (mld zł) Dividends Dywidendy paid wypłacone or proposed lub zaproponowane (PLN bn) (mld zł) Cash Przepływy flows gotówkowe from operating z działalności activities operacyjnej (PLN bn) (mld zł) * bez uaktualnienia **przykładowe 13

15 Podział EBITDA i CAPEX; perspektywa na rok 2014 Perspektywa 2014 do 2013 Główne czynniki Energetyka konwencjonalna Spadek Cena hurtowa niższa o ok zł/mwh Dalszy wzrost kosztów emisji Programy wydajnościowe, lepsze wykorzystanie aktywów związanych z węglem brunatnym i niższa cena węgla kamiennego częściowo zrównoważą negatywne czynniki Energetyka odnawialna Wzrost Całoroczna eksploatacja nowych aktywów przy zakontraktowanym odbiorze energii i świadectw Sprzedaż hurtowa + sprzedaż detaliczna Dystrybucja Spadek Bez zmian Presja ze strony konkurencyjnego rynku Potencjanie negatywny wpływ po ponownym wprowadzeniu obowiązku umarzania świadectw pochodzenia energii z kogeneracji. Zakończenie aktualizacji wyceny RAB (baza aktywów regulowanych) Jednakże, niższy wolny od ryzyka wskaźnik obniża średni ważony koszt kapitału, co znacząco obniża wpływ aktualizacji wyceny CAPEX Wzrost PGE uruchomiła ważne projekty inwestycyjne w energetyce konwencjonalnej w Opolu i Gorzowie Wyższy poziom nakładów inwestycyjnych wpłynie na przyszłą rentowność aktywów. 14

16 Wyniki finansowe za IV kw r. Informacje dodatkowe 15

17 Produkcja energii z węgla brunatnego nadal opłacalna Uprawnienia do emisji CO 2 (EUA_DEC13) Węgiel kamienny EUR/t USD/t 1 8,01-38% 7,59-5% 91,29 88,63 87,15 80,76 4,65 4,76 4,73 3,87 75,86 83,9 Średnia hurtowa cena energii w PGE zł/mwh % Q3'12 Q4'12 Q1'13 Q2'13 Q3'13 Q4'13 Źródło: Bloomberg Średnie kwartalne ceny energii na TGE w 2013 r. i 2012 r. zł/mwh Q3'12 Q4'12 Q1'13 Q2'13 Q3'13 Q4'13 Źródło: Q3'12 Q4'12 Q1'13 Q2'13 Q3'13 Q4'13 Podstawa (Spot) Szczyt (Spot) Pdst_Y_13/14 (kontr. termin, rok przyszły) - 13% - 12% Pdst_Y_13 Pdst_Y_14 177,1 168,05 159,21 150,45 160,65 146,45 197,32 196,08 183,27 170,21 183,57 172,27 194,13 172,68 163,64-12% 154,34 151,78 152,47 Q3'12 Q4'12 Q1'13 Q2'13 Q3'13 Q4'13 Q3'12 Q4'12 Q1'13 Q2'13 Q3'13 Q4'13 Q3'12 Q4'12 Q1'13 Q2'13 Q3'13 Q4'13 1 Średnia cena na światowym indeksie COAL DES ARA 16

18 Efekty Programu Poprawy Efektywności Efekt netto Programu po roku obrotowym 2013 wyniósł +494 mln zł Liczba pracowników po roku 2013 pozostaje na stałym poziomie Oszczędności kosztowe wynikające z redukcji zatrudnienia wynikają z restrukturyzacji przeprowadzonej w roku 2012 Lepsza efektywność kosztowa i procedury optymalizacyjne pozwoliły na zaoszczędzenie 134 mln zł Zatrudnienie [pełny wymiar] Energetyka konwencjonalna -15% Dystrybucja Sprzedaż detaliczna -13% -16% Grupa PGE -9%

19 Program Poprawy Efektywności Zatrudnienie Koszty osobowe (mln zł) % -3% Proces restrukturyzacji zatrudnienia doprowadził do: % -8% % W GK PGE suma oszczędności z tytułu ograniczania kosztów osobowych w ramach programu PPE wyniosła 318 mln zł w 2013 roku % Conventional Energetyka konwencjonalna generetion Distribution Dystrybucja Retail Sprzedaż detal Conventional Energetyka konwencjonalna generetion Distribution Dystrybucja Sprzedaż Retail detal. Łączny efekt programu PPE w 2013 roku wyniósł +494 mln zł 18

20 Zastrzeżenia prawne Niniejsza prezentacja została przygotowana przez zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ( Spółka lub PGE ) i inne podmioty i jest dostarczana jedynie na zasadach poufności dla wyłącznego użycia docelowego odbiorcy oraz tylko do celów dyskusji. Niniejszy dokument został zaprezentowany wyłącznie dla Twojej informacji i nie może być kopiowany, reprodukowany, dystrybuowany lub przekazywany (w części lub w całości) do prasy lub jakiejkolwiek innej osobie w jakimkolwiek czasie. Uczestnicząc w zebraniu podczas, którego przedstawiana jest niniejsza prezentacja, lub czytając slajdy niniejszej prezentacji, wyrażasz zgodę na związanie się następującymi ograniczeniami. Niniejsza Prezentacja nie stanowi lub nie tworzy części i nie powinna być interpretowana jako oferta sprzedaży, lub nakłanianie lub zaproszenie d zakupu lub subskrypcji jakiejkolwiek oferty, papierów wartościowych Spółki, jakikolwiek spółki z grupy lub jakiejkolwiek ze spółek zależnych w jakiejkolwiek jurysdykcji lub zachęty do działalności inwestycyjnej. Żadna część niniejszej Prezentacji ani fakt jej dystrybucji nie powinny stanowić podstawy do, lub nie można polegać na niej, w związku z jakąkolwiek decyzją o umowie, zobowiązaniu lub inwestycji. Działamy w branży, w której trudno jest uzyskać precyzyjne informacje dotyczące branży i rynku. Dane rynkowe i pewne dane ekonomiczne i branżowe oraz wykorzystywane prognozy, oraz stwierdzenia dokonywane na ich podstawie dotyczące naszej pozycji w branży zostały oszacowane lub uzyskane w oparciu o założenia, które uważamy za uzasadnione, jak również z naszych własnych badań, ocen lub studiów prowadzonych dla nas na zlecenie przez strony trzecie lub z publicznie dostępnych źródeł, publikacji branżowych lub ogólnych takich jak prasowe. Niniejsza Prezentacja i jej zawartość są poufne i nie mogą być dystrybuowane, publikowane lub reprodukowane (w całości lub w części) przez jakiekolwiek media lub w żadnej formie, ani ujawniane lub udostępniane przez odbiorców jakimkolwiek innym osobom, bez względu na to czy taka osoba jest Osobą Odpowiednią. Jeśli otrzymałeś niniejszą prezentację, a nie jesteś Osobą Odpowiednią, zwróć ją natychmiast do Spółki. Niniejsza Prezentacja nie stanowi rekomendacji w odniesieniu do papierów wartościowych Spółki. Niniejsza Prezentacja i wszelkie materiały dystrybuowane w związku z tą Prezentacją nie są skierowane do dystrybucji, ani ich intencją nie jest ich dystrybucja lub wykorzystanie przez jakąkolwiek osobę lub jednostkę tj. obywatela lub rezydenta w jakiejkolwiek lokalizacji, stanie, państwie lub innej jurysdykcji, gdzie taka dystrybucja, publikacja, dostępność lub użycie byłoby niezgodne z prawem lub regulacjami lub które wymagałoby jakiejkolwiek rejestracji lub pozwolenia w obrębie takiej jurysdykcji. Niniejsza Prezentacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłości. Stwierdzenia takie zawierają słowa przewidywać, uważać, zamierzać, szacować, oczekiwać oraz inne słowa o podobnym znaczeniu. Wszelkie zawarte w niniejszej Prezentacji stwierdzenia inne niż stwierdzenia faktów, jakie wystąpiły w przeszłości, w tym stwierdzenia dotyczące m.in. sytuacji finansowej Spółki, przyszłych wyników finansowych, jej strategii biznesowej oraz planów i celów kierownictwa w zakresie działalności Spółki w przyszłości (w tym celów i planów w zakresie rozwoju usług i produktów Spółki) są stwierdzeniami dotyczącymi przyszłości. Stwierdzenia dotyczące przyszłości odnoszą się do znanych i nieznanych kwestii obarczonych ryzykiem i niepewnością i innych istotnych czynników, które mogą spowodować, że faktyczne wyniki i osiągnięcia Spółki będą istotnie odbiegać od wyników i osiągnięć przewidywanych w takich stwierdzeniach lub z nich wynikających. Podstawą stwierdzeń dotyczących przyszłości jest szereg założeń dotyczących obecnej i przyszłej strategii działalności Spółki oraz otoczenia, w którym Spółka będzie prowadzić działalność w przyszłości. Takie stwierdzenia są aktualne jedynie na dzień sporządzenia niniejszej Prezentacji. Spółka wyraźnie zastrzega, że nie ma obowiązku ani zamiaru przekazywać do publicznej wiadomości aktualizacji lub weryfikacji jakichkolwiek stwierdzeń dotyczących przyszłości zamieszczonych w niniejszej Prezentacji, w przypadku zmiany oczekiwań Spółki w powyższym zakresie lub w związku ze zmianą sytuacji, okoliczności lub warunków stanowiących podstawę takich stwierdzeń. Spółka zwraca uwagę, że stwierdzenia dotyczące przyszłości nie stanowią gwarancji osiągnięcia określonych wyników w przyszłości oraz że jej faktyczna sytuacja finansowa, strategia biznesowa oraz plany i cele kierownictwa w zakresie działalności Spółki w przyszłości mogą się istotnie różnić od sytuacji finansowej, strategii biznesowej oraz planów i celów kierownictwa określonych w lub wynikających z zawartych w niniejszej Prezentacji stwierdzeń dotyczących przyszłość. Ponadto, nawet jeżeli sytuacja finansowa Spółki, jej strategia biznesowa oraz plany i cele kierownictwa w zakresie działalności Spółki w przyszłości będą zgodne ze stwierdzeniami dotyczącymi przyszłości zawartymi w niniejszej Prezentacji, takie wyniki lub zdarzenia nie stanowią prognozy wyników lub zdarzeń w przyszłych okresach. Spółka nie zobowiązuje się do weryfikowania ani potwierdzania stwierdzeń dotyczących przyszłości, ani publikowania jakichkolwiek zmian dotyczących stwierdzeń dotyczących przyszłości, w celu odzwierciedlenia zdarzeń lub okoliczności, jakie wystąpią po dacie sporządzenia niniejszej Prezentacji. 19

21 Dziękujemy! Kontakt: Maciej Szczepaniuk Rzecznik prasowy Kom: