Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy r. 9 listopada r.
Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy r. Główne wydarzenia Henryk Baranowski Prezes Zarządu 2
Podsumowanie III kwartału Wyniki finansowe 1,6 mld PLN EBITDA 1,9 mld PLN Operacyjny cash flow 0,7 mld PLN Skorygowany zysk netto 0,36 PLN Skorygowany zysk na akcję Wyniki operacyjne 13,6 TWh Produkcja netto (-3% r/r) 8,5 TWh Wolumen dystrybucji (+2 r/r) 10,5 TWh Sprzedaż do odbiorców końcowych (+7% r/r) Główne wydarzenia Koniec modernizacji El. Bełchatów Projekt rynku mocy Aktualizacja strategii Projekt rynku mocy Strategia Elastyczność i Efektywność Nowoczesna energetyka konwencjonalna Nowe technologie i modele biznesowe 3
Zaktualizowana strategia w skrócie EFEKTYWNOŚĆ OPERACYJNA Redukcja kosztów kontrolowalnych Optymalizacja działań odtworzeniowych Elastyczność jednostek wytwórczych Efektywne gospodarowanie odpadami Efektywność procesowa i organizacyjna 0,5 mld PLN redukcji w stosunku do roku 3,5 mld PLN całkowitej redukcji względem prognoz 0,5 mld PLN całkowitej redukcji INWESTYCJE Nowoczesne El. Opole i El. Turów Modernizacje BAT Obniżenie wskaźników w dystrybucji Opcje strategiczne Rozwój Odnawialnych Źródeł Energii NOWE TECHNOLOGIE I MODELE BIZNESOWE Efektywność energetyczna Rozwój i komercjalizacja innowacyjnych rozwiązań i technologii Kompleksowa oferta dla klienta SAIDI 56% SAIFI 56% Czas przyłączenia 40% Offshore Nowoczesna energetyka węglowa Elektrownia jądrowa 25% udziału w produkcji z OZE w Polsce w 2030 r. 4
W poszukiwaniu stabilności Otoczenie makroekonomiczne III kw. III kw. 9M 9M Realny wzrost PKB (r/r) 2,9%* 3,4% 3,0%* 3,4% Wzrost krajowego zużycia en. elektrycznej (r/r) 0,7% 2,3% 1,7% 2,0% Krajowe zużycie en. elektrycznej (TWh) 39,55 39,28 121,18 119,19 * Dane szacunkowe Kontrakt pasmowy 1Y forward 600 Napięcie na rynku spot 180 175 500 IRDN 542 531 PLN 170 165 160 Śr.: 168 Śr. : 164 PLN 400 300 offirdn sirdn 155 Śr.: 159 200 150 145 100 140 0 paź 14 gru 14 lut 15 kwi 15 cze 15 sie 15 paź 15 gru 15 lut 16 kwi 16 cze 16 sie 16 paź 16 sty 16 lut 16 mar 16 kwi 16 maj 16 cze 16 lip 16 sie 16 wrz 16 paź 16 lis 16 Źródło: TGE Źródło: TGE 5
Najważniejsze zagadnienia regulacyjne Rynek Mocy ORM OZE Raport z procesu konsultacji i nowy projekt rozwiązań Dopuszczona możliwość zastosowania koszyków stymulacja nowych inwestycji i modernizacji Aukcje główne 5 lat przed dostawą mocy Planowana pierwsza aukcja w 2017 roku, z dostawą na 2022 Unormowanie kwestii jednostek uzyskujących inne wsparcie (m.in. współspalających biomasę) Propozycja zmian funkcjonowania mechanizmu od 2018 Wymagana rezerwa mocy: 9% zapotrzebowania do pokrycia przez elektrownie krajowe Wynagrodzenie za ORM w oparciu o oferty i koszty na Rynku Bilansującym ceną ostatnia zaakceptowana oferta ORM Dopuszczalny udział DSR w mechanizmie Udział DSR możliwy już od 2017 Karta aktualizacji przesłana do zatwierdzenia przez Prezesa URE Od III kwartału pojawił się obowiązek umorzeń błękitnych certyfikatów (0,65%) Przewidywane pierwsze aukcje w grudniu (biogaz rolniczy oraz instalacje do 1 MW) Ustalone obowiązki umorzeń certyfikatów na rok 2017: Zielone 15,4% Błękitne 0,6% 6
Kontynuujemy nasz szeroki program inwestycyjny Projekty rozwojowe Zaawansowanie projektu Opole II przekroczyło poziom 60 proc. Najważniejsze obiekty już wybudowane Projekt w Turowie: kontynuacja prac fundamentowych Projekt w Gorzowie: rozpoczęto ruch regulacyjny, na dniach rozpoczęcie ruchu próbnego Planowane przekazanie do eksploatacji grudzień r. Modernizacje Kompleksowa modernizacja bloków 7-12 w Bełchatowie: wszystkie bloki w eksploatacji, w III kw. najwyższe wolumeny produkcji od początku roku Modernizacja bloków 1-3 w Turowie: trwają odbiory projektów poszczególnych wysp Modernizacja Elektrowni Pomorzany: w październiku podpisano umowę na budowę instalacji odazotowania spalin Inwestycje w dystrybucji Linia WN Łomianki - Czosnów - podpisano umowę z wykonawcą Przetarg Główny Punkt Zasilania (GPZ) Czosnów rozstrzygnięty Wartość inwestycji zw. z tzw. węzłem Czosnów ok. 200 mln zł Połącz się z nami - do końca br. ponad 50 tys. pilotażowych liczników AMI w Augustowie i Łodzi Łączna moc OZE przyłączona do sieci 173 MW, w tym 65 MW z mikroinstalacji 7
Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy r. Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne Emil Wojtowicz Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych 8
Kluczowe wyniki finansowe mln zł III kw. III kw. r/r 9M 9M Przychody ze sprzedaży 6 897 6 915 0% 20 563 21 160-3% r/r 9M Przychody Powtarzalne*przychody 20 563 21 160 20 179 20 717 EBITDA 1 643 2 002-18% 4 786 6 230-23% EBITDA 4 786 6 230 Powtarzalna* EBITDA 1 520 1 859-18% 4 401 5 540-21% Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy Zysk na akcję skorygowany o odpis** (zł) 656 1029-36% 1202-4026 n.a. 0,36 0,57-37% 1,04 1,72-39% Powtarzalna* EBITDA Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy Powtarzalny* zysk (strata) netto dla akcjonariuszy -4 026 1 202 1 637 2 650 4 401 5 540 9M'16 9M'15 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej 1 934 2 148-10% 4791 5217-8% III kw. Przychody 6 897 6 915 Nakłady inwestycyjne 1 907 2 505-24% 5 597 5 837-4% Powtarzalne*przychody 6 766 6 773 Dług netto na koniec okresu 4 191 2 637*** Rating kredytowy Rating Perspektywa Fitch BBB+ Stabilna Moody s Baa1 Stabilna EBITDA Powtarzalna* EBITDA Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy Powtarzalny* zysk (strata) netto dla akcjonariuszy 3Q'16 1 643 2 002 1 520 1 859 656 1 029 583 948 3Q'15 * Powtarzalna = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (szczegóły strona 22) ** Podstawa do obliczenia dywidendy zgodnie z Polityką Dywidendy *** Na dzień 31 grudnia 9
Główne czynniki budowy wartości EBITDA III kw. EBITDA RAPORTOWANA mln PLN 2 002 Zdarzenia jednorazowe 143 III kw. EBITDA POWTARZALNA* 1 859 Hurtowa cena energii elektrycznej 29 Wolumen energii elektrycznej** Węgiel kamienny z transportem 71 103 Biomasa 8 Koszt uprawnień do emisji CO2 113 Regulacyjne usługi systemowe Marża na rynku detalicznym 6 29 Wsparcie dla OZE*** 23 Zwrot z dystrybucji**** 48 Kapitalizowane koszty wydobycia węgla brun. 77 Inne 66 III kw. EBITDA POWTARZALNA* 1 520 Zdarzenia jednorazowe 123 III kw. EBITDA RAPORTOWANA 1 643 * Z wyłączeniem znaczących jednorazowych zdarzeń ** Z uwzględnieniem kosztów środowiskowych związanych z generacją *** Od III kwartłu uwzględnia koszt błękitnych certyfikatów **** Zawiera koszt różnicy bilansowej 10
Podsumowanie wyników wytwarzania struktura wg paliw* Produkcja w III kw. (zmiana % r/r) Produkcja 9M (zmiana % r/r) (-36%) 0.23 (-15%) (38%) (-15%) 0.18 (20%) (0%) 0.07 (75%) 0.06 (-60%) Pozostałe Węgiel kamienny 2,59 (-22%) SUMA 13,62 TWh (-3%) Węgiel brunatny 10,30 (3%) 0.65 (-30%) (-36%) 0.70 (30%) (-11%) 0.31 (3%) 0.32(-14%) Węgiel kamienny 8,41 (-6%) Pozostałe SUMA 39,04 TWh (-6%) Węgiel brunatny 27,15 (-8%) (55%) 0.19 (-5%) 1.50 (19%) (15%) W. brunatny W. kamienny Gaz Szczytowo-pompowe Woda Wiatr Biomasa Produkcja energii z węgla brunatnego wzrosła w III kw. na skutek mniejszego obciążenia remontowego w porównaniu z poprzednim rokiem (powrót jednostek 9 i 10 w Bełchatowie). Narastająco, od początku roku, niższe wolumeny spowodowane były przeniesieniem bloku 1 do rezerwy szczytowej oraz remontami. Produkcja energii z węgla kamiennego obniżyła się w III kwartale roku o jedną piątą z powodu mniejszego zapotrzebowania ze strony operatora systemu przesyłowego. Ciepły wrzesień wpłynął na mniejszą (r/r) produkcję w elektrociepłowniach na węgiel kamienny. Produkcja energii z wiatru wzrosła dzięki trzem farmom uruchomionym na przełomie roku: Resko II, Lotnisko oraz Kisielice II powiększyły nasz portfel o 178 MW (czyli o 51%), jednocześnie warunki pogodowe negatywnie wpłynęły na wolumen produkcji z istniejących już farm. Produkcja z biomasy obniżyła się w związku z ustawą o OZE, która obniżyła wsparcie dla współspalania. Produkcja z gazu obniżyła się łagodnie w III kw., z powodu cieplejszego niż przed rokiem września i mniejszego popytu na ciepło. *Wolumeny przedstawione na wykresie kołowym prezentują produkcję w elektrowniach + elektrociepłowniach skorygowaną o współspalanie biomasy. (Struktura produkcji wg jednostek wytwórczych prezentowana jest na slajdzie 19) 11
Efektywność operacyjna Aktywa wytwórcze Węgiel brunatny Węgiel kamienny Elektrociepłownie Aktywa wiatrowe Dyspozycyjność III kw. r. Dyspozycyjność III kw. r. Współczynnik wyk. mocy III kw. r. Współczynnik wyk. mocy III kw. r. 93,6% 92,9% 85,1% 97,2% 84,3% 85,3% 82,9% 97,5% 79,5% 50,2% 21,5% 17,2% 73,3% 60,8% 28,7% 20,9% * Współczynnik wyk. mocy nie uwzględnia bloków nr 1-2 w Elektrowni Dolna Odra(interwencyjna rezerwa zimna) oraz bloku nr 1 w Bełchatowie (pracującego w rezerwie szczytowej) Sieć dystrybucyjna 6.50 6.40 6.30 6.20 6.10 6.00 5.90 5.80 6.40 6.40 6.38 6.36 6.37 6.32 6.23 6.24 6.26 6.13 6.06 6.04 Straty sieciowe [%] (ostatnie 12 miesięcy) 5.93 5.98 5.90 5.95 5.96 5.91 6.05 6.01 6.02 5.95 5.88 5.88 5.92 5.80 5,75 SAIDI SAIFI (planowanie i nieplanowane) (planowanie i nieplanowane) -16% -3% 358 3,66 3,54 302 Czas przyłączenia -13% 293 254 5.70 lip 14 paź 14 sty 15 maj 15 sie 15 lis 15 mar 16 cze 16 9M 9M 9M 9M 9M 9M Minuty na odbiorcę Przerwy na odbiorcę Dni 12
Nakłady inwestycyjne 1 470 mln zł 116 mln zł 1 135 mln zł 113 mln zł 20% 2% 2% RAZEM CAPEX 5,7 mld zł (-4% r/r) 26% Wytwarzanie Dystrybucja konwencjonalne Kluczowe projekty Opole II Remonty i modernizacje w Elektrowni Bełchatów Modernizacja aktywów dystrybucyjnych Nowe projekty w segmencie dystrybucji CAPEX w 9M r. 2 603 mln zł 507 mln zł 497 mln zł 638 mln zł 2 839 mln zł 48% OZE Farma wiatrowa Lotnisko (końcowe rozliczenie projektu w I kw. r.) 69 mln zł Nowe projekty Modernizacja i remonty 67% 33% CAPEX w Energetyce Konwencjonalnej, Energetyce Odnawialnej i Dystrybucji (moce produkcyjne) Energetyka Konwencjonalna modernizacje, remonty i inne Energetyka Konwencjonalna nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne CAPEX w Energetyce Konwencjonalnej na podobnym poziomie r/r, zmiana proporcji na korzyść nowych projektów Nakłady inwestycyjne w obszarze dystrybucji na porównywalnym poziomie głównie przyłączenia nowych odbiorców oraz sieci SN i nn Projekty w Energetyce Odnawialnej ograniczone do utrzymania majątku vs ubiegłoroczny intensywny program budowy farm 13
EBITDA: perspektywa na 2017 rok Energetyka Konwencjonalna Perspektywa 2017 vs Spadek Główne czynniki Zrealizowana średnioroczna cena hurtowa energii nieznacznie niższa. Zmiana modelu handlu. Zakończenie rozliczeń rekompensat KDT. W 2017 roku brak przychodów z tego tytułu. Wyższe wolumeny produkcji z węgla brunatnego po zakończeniu remontów w Bełchatowie Wyższe wolumeny produkcji z elektrociepłowni gazowych po oddaniu bloku w EC Gorzów Program poprawy efektywności Ceny węgla zależne od zapisów w umowach oraz sytuacji rynkowej Negatywny wpływ spadku cen PM OZE Alokacja darmowych uprawnień CO2 na poziomie ok. 15 mln ton w porównaniu do 19,9 mln w r. OZE Spadek Brak zmian r/r w zainstalowanych mocach implikuje porównywalny wolumen produkcji Negatywny wpływ niskich cen zielonych certyfikatów Obrót Dystrybucja Stabilnie Stabilnie Negatywny wpływ rosnącej konkurencji rynkowej Zmienność cen zielonych certyfikatów zwiększa ryzyko, ale tymczasowo podnosi marże Baza aktywów regulacyjnych (WRA) wyceniana na ok. 15,6 mld zł w taryfie na 2017 r. Taryfa na 2017 nie została jeszcze zatwierdzona. Średnioważony koszt kapitału (WACC) w roku ustalony był na poziomie 5,7% (przed opodatkowaniem). Kontynuacja programów optymalizacyjnych 14
Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy r. Informacja dodatkowa 15
Rynki towarowe. Trend horyzontalny na rynku terminowym i spadki na rynku spot. Pozwolenia do emisji CO 2 (EUA_Grudzień16) EUR/t 8.5 8.1 6.9 7.2 7.5 5.7 5.8 4.6-44% Węgiel kamienny (indeks PSCMI1) zł/gj 1 10.5 10.0 9.5 9.8 9.9-10% 8.8 8.9 8.8 Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez PGE zł/mwh 174 174 174 172 164 166 167 171-2% 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 16'Q3 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 16'Q3 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Źródło: Bloomberg Średnie kwartalne ceny energii na TGE 2014- PLN/MWh Rynek dnia następnego podstawa 193.9 146.4 155.3 171.7 153.5 153.8 178.6 149.7 Źródło: ARP Rynek dnia następnego szczyt 236.4 163.5 167.2 204.5 193.6 173.1 175.3 168.9-13% -13% Źródło: PGE Kontrakty na kolejny rok Podstawa_15/16/17 174 173 164 158 163 157 161 159 1% 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 16'Q3 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 16'Q3 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 16'Q3 Źródło: TGE 1 średnia arytmetyczna z danych miesięcznych 16
Powtarzalny* zysk EBITDA w III kw. r. składniki i dynamika 568 34 1520 755 51 112 Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna Obrót Dystrybucja Inne EBITDA III kw. r. 755 51 112 568 34 1 520 Udział w EBITDA w III kw. r. (%) 50% 3% 7% 37% 2% III kw. r. 985 75 144 630 25 1 859 Zmiana ( mln zł) -230-24 -32-62 9-339 Zmiana (%) -23% -32% -22% -10% 36% -18% Spadek wynika głównie z: Niższych wolumenów produkcji w węglu kamiennym Niższej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej Wyższych kosztów CO2 Negatywny wynik częściowo łagodzony poprzez niższą cenę węgla kamiennego oraz jego zmniejszone zużycie. Efekt wyższych wolumenów produkcji z wiatru w związku z oddaniem nowych farm wiatrowych ograniczony przez słabe warunki wietrzne. Jednocześnie zdecydowanie niższe ceny sprzedaży zielonych certyfikatów, niższe ceny sprzedanej energii elektrycznej i brak wsparcia dla dużych elektrowni wodnych. Znaczący wzrost wolumenów sprzedaży idzie w parze ze spadkiem marży. Wyższe raportowane wolumeny (+0,17 TWh). Jednak segment pod silnym negatywnym wpływem nowego modelu wynagradzania. * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (strona 22) 17
Powtarzalny* zysk EBITDA za 9M r. składniki i dynamika 1685 79 4401 2061 256 320 Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna Obrót Dystrybucja Inne EBITDA 9 miesięcy r. 2 061 256 320 1 685 79 4 401 Udział w EBITDA w 9 miesiącach r. (%) 47% 6% 7% 38% 2% 9 miesięcy r. 2 917 277 421 1 847 78 5 540 Zmiana ( mln zł) -856-21 -101-162 1-1 139 Zmiana (%) -29% -8% -24% -9% 1% -21% Spadek wynika głównie z: Niższych wolumenów produkcji związanych z remontami w elektrowni Bełchatów oraz przesunięciem bloku 1 do rezerwy szczytowej Niższej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej Wyższych kosztów CO2 Niższe koszty zakupu paliw ograniczają negatywny wpływ czynników wolumenowych. Efekt wyższych wolumenów produkcji z wiatru w związku z oddaniem nowych farm wiatrowych ograniczony przez niekorzystne warunki pogodowe. Dodatkowy negatywny wpływ niższych cen sprzedaży zielonych certyfikatów oraz niższych cen sprzedanej energii elektrycznej. Dodatkowy negatywny wpływ zakończenia wsparcia dla dużych elektrowni wodnych Znaczący wzrost wielkości wolumenów sprzedaży idzie w parze ze spadkiem marży. Wyższe raportowane wolumeny (+0,63 TWh), ale segment pod silnym negatywnym wpływem nowego modelu wynagradzania. * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (strona 22) 18
Kluczowe dane operacyjne Produkcja energii netto według źródeł (TWh) III kw. III kw. r/r 9M 9M r/r Elektrownie opalane węglem brunatnym 10.30 10.03 3% 27.15 29.64-8% Elektrownie opalane węglem kamiennym 2.60 3.18-18% 8.07 8.32-3% Elektrociepłownie opalane węglem 0.09 0.25-64% 0.62 0.92-33% Elektrociepłownie opalane gazem 0.19 0.20-5% 1.50 1.30 15% Elektrociepłownie opalane biomasą 0.13 0.11 18% 0.37 0.34 9% El. szczytowo-pompowe 0.06 0.15-60% 0.32 0.37-14% Elektrownie wodne 0.07 0.04 75% 0.31 0.30 3% Elektrownie wiatrowe 0.18 0.15 20% 0.70 0.54 30% SUMA 13.62 14.11-3% 39.04 41.73-6% Produkcja z OZE 0.48 0.46 4% 1.66 1.77-6% W tym współspalanie biomasy 0.10 0.16-38% 0.28 0.59-53% 19
Nakłady inwestycyjne Nakłady inwestycyjne w III kw. i za 9 miesięcy r. (mln zł) III kw. III kw. r/r 9M 9M r/r Segment Energetyka Konwencjonalna 1 454 1 656-12% 4 309 4 014 7% Dystrybucja, w tym: 422 450-6% 1135 1138 0% Przyłączanie nowych odbiorców 141 144-2% 409 398 3% Linie dystrybucyjne 189 183 3% 495 467 6% Energetyka Odnawialna, w tym: 18 346-95% 113 565-80% Modernizacje i odtworzenie 18 5 260% 39 20 95% Obrót i pozostałe 41 70-41% 116 163-29% SUMA 1 935 2 522-23% 5 673 5 880-4% SUMA (w tym korekty konsolidacyjne) 1 907 2 505-24% 5 597 5 837-4% 20
Kluczowe dane finansowe Dane skonsolidowane, MSR (w mln zł) III kw. III kw. Przekształcone r/r 9M 9M Przekształcone Przychody 6 897 6 915 0% 20 563 21 160-3% w tym rekompensaty KDT 131 142-8% 384 443-13% Powtarzalne*przychody 6 766 6 773 0% 20 179 20 717-3% EBITDA 1 643 2 002-18% 4 786 6 230-23% Powtarzalna* EBITDA 1 520 1 859-18% 4 401 5 540-21% EBIT 895 1 312-32% 1 847-4 862 n.a. Powtarzalny* EBIT 805 1 210-33% 2 302 3 380-32% Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy 656 1029-36% 1 202-4 026 n.a. Powtarzalny* zysk (strata) netto dla akcjonariuszy 583 948-39% 1 637 2 650-38% CAPEX (po korektach) 1 907 2 505-24% 5 597 5 837-4% Przypływy pieniężne netto z dział. operacyjnej 1 934 2 148-10% 4 791 5 217-8% Przypływy pieniężne netto z dział. inwestycyjnej -1 835-1 953-6% -6 436-6 019 7% Marża EBITDA 24% 29% -5 pp. 23% 29% -6 pp. Powtarzalna marża EBITDA 22% 27% -5 pp. 22% 27% -5 pp. r/r Majątek obrotowy netto Dług netto/12 mies. EBITDA 6 118 4 126* 0,62 0,32** * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (szczegóły na następnej stronie) ** Stan na dzień 31 grudnia roku. 21
Wyliczenie powtarzalnej EBITDA i powtarzalnego zysku netto Zestawienie zdarzeń jednorazowych (mln zł) Wyliczenie powtarzalnej EBITDA i EBIT Kluczowe wydarzenia jednorazowe III kw. III kw. 9M Rekompensaty KDT -131-142 -384-443 Korekta KDT (wyroki sądowe) 0 0-148 0 Przeszacowanie praw majątkowych w ZEDO 0 0 118 0 Program Dobrowolnych Odejść 8 0 29 0 Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskontowa) 0 0 0-193 Rezerwa aktuarialna 0-1 0-54 Wszystkie korekty na poziomie EBITDA -123-143 -385-690 Odpis wartości aktywów 33 41 840 8 932 Wszystkie korekty na poziomie EBIT -90-102 455 8 242 Wyliczenie powtarzalnego zysku netto dla akcjonariuszy Kluczowe wydarzenia jednorazowe III kw. III kw. 9M Rekompensaty KDT -106-115 -311-359 Korekta KDT (wyroki sądowe) 0 0-120 0 Przeszacowanie praw majątkowych w ZEDO 0 0 96 0 Program Dobrowolnych Odejść 6 0 23 0 Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskontowa) 0 0 0-156 Rezerwa aktuarialna 0-2 0-44 Odpis wartości aktywów 27 36 747 7 235 Zgodnie z 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. 9M 9M Wszystkie korekty na poziomie zysku netto dla akcjonariuszy -73-81 435 6 676 22
Główne przepływy biznesowe w III kwartale r. Główne przepływy biznesowe (ilustracyjnie) Wytwarzanie 13,62 TWh Hurt 15,27 TWh Rynek regulowany Gospodarstwa domowe 14,11 TWh (III kw. ) Energia elektryczna z elektrowni ( obligo giełdowe ) 15,43 TWh (III kw. ) Towarowa Giełda Energii Obrót 21% 2,18 TWh 2,17 TWh (III kw. ) Energia elektryczna z elektrowni kogeneracyjnych i źródeł odnawialnych PGE (jednostka dominująca) 10,47 TWh 9,77 TWh (III kw. ) Pozostałe (m. in. usługi regulacyjne) 79% Klienci biznesowi Rynek nieregulowany 8,29 TWh 7,60 TWh (III kw. ) Źródło: PGE; Niektóre przepływy włączając rynek bilansujący, handel zagraniczny oraz zużycie własne nie są uwzględnione; prezentowane wolumeny przed korektami wewnątrzgrupowymi. 23
Główne przepływy biznesowe po 9 miesiącach r. Główne przepływy biznesowe (ilustracyjnie) Wytwarzanie 39,04 TWh Hurt 43,39 TWh Rynek regulowany Gospodarstwa domowe 41,73 TWh (9M ) Energia elektryczna z elektrowni ( obligo giełdowe ) 45,58 TWh (9M ) Towarowa Giełda Energii Obrót 21% 6,76 TWh 6,72 TWh (9M ) Energia elektryczna z elektrowni kogeneracyjnych i źródeł odnawialnych PGE (jednostka dominująca) 31,90 TWh 29,03 TWh (9M ) Pozostałe (m. in. usługi regulacyjne) 79% Klienci biznesowi Rynek nieregulowany 25,15 TWh 22,31 TWh (9M ) Źródło: PGE; Niektóre przepływy włączając rynek bilansujący, handel zagraniczny oraz zużycie własne nie są uwzględnione; prezentowane wolumeny przed korektami wewnątrzgrupowymi. 24
Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka Konwencjonalna (mln zł) III kw. III kw. r/r 9M 9M Przychody ze sprzedaży, w tym: 2 879 3 052-6% 8 531 9 478-10% Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej 2 511 2 667-6% 7 218 7 943-9% Rekompensaty z tytułu rozwiązania KDT 131 142-8% 384 443-13% Przychody ze sprzedaży ciepła 81 88-8% 476 482-1% Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii 37 49-24% 113 271-58% Razem koszty rodzajowe, w tym: 2 395 2 393 0% 7 274 16 404-56% Amortyzacja 411 382 8% 1 124 10 208-89% Zużycie materiałów 527 650-19% 1 906 2 181-13% Zużycie energii 4 7-43% 19 23-17% Usługi obce 267 280-5% 777 798-3% Podatki i opłaty 514 402 28% 1 360 1 119 22% Koszty osobowe 637 631 1% 1 994 1 959 2% Pozostałe koszty 36 41-12% 94 115-18% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 1 955 1 805 8% 5 887 14 683-60% Koszt własny sprzedaży 2 171 2 058 5% 6 664 15 482-57% Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) 500 789-37% 1 415-6 471 n.m. EBITDA 878 1 127-22% 2 446 3 585-32% r/r Prezentowane dane są zaokrąglone do pełnych milionów. Prezentowana dynamika r-d-r obliczona jest na wartościach dokładnych i może różnić się od dynamiki wynikającej z liczb zaokrąglonych. Suma kosztów rodzajowych zaokrąglona do pełnych milionów nie jest tożsama z sumą zaokrąglonych składowych. 25
Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka Odnawialna (mln zł) III kw. III kw. r/r 9M 9M r/r Przychody ze sprzedaży, w tym: 126 168-25% 496 546-9% Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej 59 69-14% 240 239 0% Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii 9 31-71% 70 122-43% Razem koszty rodzajowe, w tym: 142 152-7% 1 256 450 179% Amortyzacja 64 59 8% 989 173 472% Zużycie materiałów 1 1 0% 4 4 0% Zużycie energii 17 37-54% 80 95-16% Usługi obce 24 23 4% 75 64 17% Podatki i opłaty 14 9 56% 43 39 10% Koszty osobowe 18 19-5% 55 62-11% Pozostałe koszty 3 4-25% 10 12-17% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 126 136-7% 1 169 391 199% Koszt własny sprzedaży 127 136-7% 1 171 391 199% Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) -12 17 n.a. -733 105 n.m. EBITDA 51 76-33% 256 278-8% Prezentowane dane są zaokrąglone do pełnych milionów. Prezentowana dynamika r-d-r obliczona jest na wartościach dokładnych i może różnić się od dynamiki wynikającej z liczb zaokrąglonych. Suma kosztów rodzajowych zaokrąglona do pełnych milionów nie jest tożsama z sumą zaokrąglonych składowych. 26
Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Dystrybucja (mln zł) III kw. III kw. r/r 9M 9M Przychody ze sprzedaży, w tym: 1 445 1 478-2% 4 366 4 481-3% Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych 1 370 1 403-2% 4 145 4 234-2% Pozostałe przychody z podstawowej działalności 49 49 0% 143 168-15% Razem koszty rodzajowe, w tym: 1 176 1 136 4% 3 577 3 447 4% Amortyzacja 279 270 3% 839 796 5% Zużycie materiałów 17 19-11% 50 54-7% Zużycie energii 88 90-2% 324 309 5% Usługi obce 450 419 7% 1 300 1 230 6% Podatki i opłaty 93 86 8% 284 265 7% Koszty osobowe 245 248-1% 764 783-2% Pozostałe koszty 4 4 0% 14 10 40% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 1 102 1 063 4% 3 335 3 204 4% Koszt własny sprzedaży 1 102 1 063 4% 3 335 3 204 4% Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) 289 360-20% 846 1 069-21% EBITDA 568 630-10% 1 685 1 865-10% r/r Prezentowane dane są zaokrąglone do pełnych milionów. Prezentowana dynamika r-d-r obliczona jest na wartościach dokładnych i może różnić się od dynamiki wynikającej z liczb zaokrąglonych. Suma kosztów rodzajowych zaokrąglona do pełnych milionów nie jest tożsama z sumą zaokrąglonych składowych. 27
Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Obrót (mln zł) III kw. III kw. r/r 9M 9M Przychody ze sprzedaży, w tym: 3 785 3 802 0% 11 832 11 070 7% Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej 2 419 2 299 5% 7 361 6 948 6% Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych 948 1 002-5% 2 873 3 034-5% Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii 0 0 n.a. 0 9 n.a. Razem koszty rodzajowe, w tym: 385 371 4% 1 188 1 194-1% Amortyzacja 6 6 0% 20 18 11% Zużycie materiałów 1 2-50% 4 5-20% Zużycie energii 1 1 0% 2 3-33% Usługi obce 50 48 4% 155 152 2% Podatki i opłaty 243 219 11% 746 744 0% Koszty osobowe 63 62 2% 195 190 3% Pozostałe koszty 20 34-41% 66 82-20% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 29 39-26% 94 102-8% Koszt własny sprzedaży 3 327 3 333 0% 10 433 9 566 9% Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) 105 138-24% 300 405-26% EBITDA 112 144-22% 320 423-24% r/r Prezentowane dane są zaokrąglone do pełnych milionów. Prezentowana dynamika r-d-r obliczona jest na wartościach dokładnych i może różnić się od dynamiki wynikającej z liczb zaokrąglonych. Suma kosztów rodzajowych zaokrąglona do pełnych milionów nie jest tożsama z sumą zaokrąglonych składowych. 28
Energetyka Konwencjonalna EBITDA w III kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 1 200 1 000 800 600 400 200 0 EBITDA Marża ee ilość Marża ee cena Rekompensaty KDT Sprzedaż PM RUS Sprzedaż ciepła Paliwa Koszty CO2 Koszty środowiskowe Koszty osobowe Pozostałe Koszty aktywowane EBITDA Odchylenie -90-28 -11-12 16-7 120-113 7-6 4-129 EBITDA III kw. 15 1 127 2 423 142 49 51 88 505 217 86 631 356 EBITDA III kw. 16 2 305 131 37 67 81 385 330 79 637 227 878 29
Energetyka Konwencjonalna EBITDA w 9 miesiącach r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 EBITDA Marża ee ilość Marża ee cena Rekompensaty KDT Sprzedaż PM RUS Paliwa Koszty CO2 Koszty środowis kowe Koszty osobowe Zmiany rezerwy rekultywacyjnej Pozostałe Koszty aktywowane EBITDA Odchylenie -479-223 89-158 12 282-273 43-34 -193 70-275 EBITDA 9M 15 3585 7 171 443 270 180 1 741 556 259 1 960 193 994 EBITDA 9M 16 6 469 532 112 192 1 459 829 216 1 994 0 719 2 446 30
Energetyka Odnawialna EBITDA w III kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 EBITDA Sprzedaż ee -wiatr Sprzedaż PM - wiatr Sprzedaż ee - woda Sprzedaż PM - woda Przychody RUS* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie 5-17 5-5 -10 1-4 EBITDA III kw. 15 76 26 26 7 5 66 19 EBITDA III kw. 16 31 9 12 0 56 18 51 * z wyłączeniem przychodów i kosztów z RB, które nie mają wpływu na wyniki EBITDA 31
Energetyka Odnawialna EBITDA w 9 miesiącach r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 350 300 250 200 150 100 50 0 EBITDA Sprzedaż ee -wiatr Sprzedaż PM - wiatr Sprzedaż ee - woda Sprzedaż PM - woda Przychody RUS* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie 21-21 -3-30 0 7 4 EBITDA 9M 15 278 90 85 57 37 181 62 EBITDA 9M 16 111 64 54 7 181 55 256 * z wyłączeniem przychodów i kosztów z RB, które nie mają wpływu na wyniki EBITDA 32
Dystrybucja EBITDA w III kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 650 600 550 500 450 400 EBITDA Wolumen dystrybuowanej ee Zmiana taryfy* dystrybucyjnej Inne przychody** Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie 26-51 -9 2-25 3-8 EBITDA III kw. 15 630 1 351 101 88 339 248 EBITDA III kw. 16 1 326 92 86 364 245 568 * Wzrost kosztów usług przesyłowych bez wpływu na wynik, zrównoważony wzrostem przychodów z usługi dystrybucyjnej ** Inne przychody (energia bierna, przekroczenia mocy, usługi dodatkowe), przychody z opłaty przyłączeniowej, sprzedaż usług tranzytowych 33
Dystrybucja EBITDA w 9 miesiącach r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 2 200 2 000 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 EBITDA Wolumen dystrybuowanej ee Zmiana taryfy* dystrybucyjnej Inne przychody** Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie 104-181 -38-16 -43 19-25 EBITDA 9M 15 1 865 4 092 307 295 1 007 783 EBITDA 9M 16 4 015 269 311 1 050 764 1 685 * Wzrost kosztów usług przesyłowych bez wpływu na wynik, zrównoważony wzrostem przychodów z usługi dystrybucyjnej ** Inne przychody (energia bierna, przekroczenia mocy, usługi dodatkowe), przychody z opłaty przyłączeniowej, sprzedaż usług tranzytowych 34
Obrót EBITDA w III kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 140 120 100 80 60 40 20 0 EBITDA Wynik na ee cena Wynik na ee ilość Koszty umorzenia PM Przychody z umowy ZHZW Pozostałe EBITDA Odchylenie -61 32-28 -8 33 EBITDA III kw. 15 144 353 213 126 122 EBITDA III kw. 16 324 241 118 89 112 35
Obrót EBITDA w 9 miesiącach r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 300 250 200 150 100 50 0 EBITDA Wynik na ee cena Wynik na ee ilość Koszty umorzenia PM Przychody z umowy ZHZW Pozostałe EBITDA Odchylenie -217 89-10 -30 65 EBITDA 9M 15 423 1 134 730 376 357 EBITDA 9M 16 1 006 740 346 292 320 36
Struktura długu oraz płynność (stan na 30 września r.) Zadłużenie ze stałą i zmienna stopą (rzeczywiste zadłużenie) Zmienna 10% Stała 90% Harmonogram spłaty kredytów bankowych (mln zł)* 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Profil walutowy rzeczywistego zadłużenia PLN 64.1% USD 1.2% CHF 0.1% EUR 34.6% Emisje w ramach Programu Emisji Euroobligacji Średnioterminowych * Wyłącznie ilustracyjnie, założenie pełnego wykorzystania dostępnych kredytów bankowych (kredyt konsorcjalny, BGK, kredyty EBI) Kwota EUR 500.000.000 EUR 138.000.000 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 XS1075312626 XS1091799061 37
Zadłużenie w kolejnych kwartałach Zadłużenie brutto i netto* (mln zł) 12 000 10 000 9 467 8 000 6 000 4 000 2 706 2 405 2 522 2 718 4 660 4 802 5 045 4 811 4 822 4 838 5 409 5 414 2 637 4 171 5 945 4 447 4 191 2 0001 586 0 266 462 101-1 020-1 018-2 000-1 921-2 530-2 313-2 386-2 922-3 031-4 000 mar 13 cze 13 wrz 13 gru 13 mar 14 cze 14 wrz 14 gru 14 mar 15 cze 15 wrz 15 gru 15 mar 16 cze 16 wrz 16 Dług brutto Dług 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 oraz grudzień 2014 zostały przekształcone 38
Profil zapadalności zadłużenia Profil zapadalności zadłużenia (mln zł) stan na 30 września r. 2 400 2 000 1 600 1 200 800 400 0 39
Pozycja gotówkowa PGE zapewnia III kw. I półrocze komfortową pozycję w zakresie płynności Zadłużenie brutto (mln PLN) 9 467 5 945 Zadłużenie netto (mln PLN) 4 191 4 447 Dług netto/12m EBITDA 0,62x 0,62x Dług netto/kapitał własny 0,10x 0,11x Moody s Fitch Długoterminowy rating spółki (IDR) Baa1 BBB+ Perspektywa ratingu stabilna stabilna Silna pozycja finansowa potwierdzona przez agencje ratingowe Data nadania ratingu 2 września 2009 r. 2 września 2009 r. Data ostatniego potwierdzenia ratingu 2 listopada 5 sierpnia Rating niezabezpieczonego zadłużenia BBB+ Data ostatniej zmiany ratingu 4 sierpnia 2011 Data ostatniego potwierdzenia ratingu 5 sierpnia Długoterminowy rating krajowy spółki AA (pol) Data nadania ratingu 10 sierpnia 2012 Data ostatniej zmiany ratingu 3 sierpnia 40
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 r. W III kw. r. (oraz w 9m r.) instalacje PGE wyemitowały 14,57 mln (oraz 40,80 mln) ton CO2. Całkowite koszty związane z emisją CO2 w III kw. r. (oraz w 9m r.) wyniosły ok. 331 mln zł (830 mln zł). W kwietniu r. jednostki z GK PGE otrzymały nieodpłatne uprawnienia do emisji CO2 w ilości ok. 25 mln ton na produkcję energii elektrycznej w r. oraz ok. 1 mln ton na produkcję ciepła w r. Również w kwietniu r. PGE zakończyła proces rozliczenia roku (tzn. PGE umorzyła uprawnienia opowiadające emisji z r.). Bezpłatne EUA ujmowane w wartości zerowej nota 14, Skonsolidowane SF za 9m. r. Ilość (mln) Rezerwy na zakup uprawnień do emisji CO 2 nota 19, Skonsolidowane SF za 9m. r. (mln zł) EUA Wartość (mln zł) Stan na dzień 1 stycznia r. 68 1 552 Zakup 38 1 301 Przyznane nieodpłatnie 30 - Umorzenie -59-681 Stan na dzień 1 stycznia r. 77 2 172 Zakup 30 688 Przyznane nieodpłatnie 26 - Umorzenie -58-760 Stan na dzień 30 września r. 75 2 100 Stan na dzień 1 stycznia r. 760 Umorzenie -760 Rozwiązanie rezerwy - Utworzenie rezerwy w 9m. r. 830 Stan na 30 września r. 830 Wpływ na rachunek zysków i strat (mln zł) - ilustracyjnie 9m. r. Koszty według rodzaju 12 815 Podatki i opłaty 2 457 41
Rekompensaty KDT aktualny status sporów sądowych Jednostki wytwórcze z GK PGE są w sporze z prezesem URE w sprawie rekompensat kosztów osieroconych za lata 2008-2010. Rekompensaty z tytułu kosztów osieroconych za lata 2011- nie podlegają sporom sądowym. Status spraw sądowych Rok 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 Sądu Apelacyjnego** Sprawa zamknięta *** Nie dotyczy Sprawa zamknięta *** Sprawa zamknięta *** Sprawa zamknięta *** * Sprawy zależne od werdyktu Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej ** Apelacja PGE GiEK S.A. uznana w całości, apelacja Prezesa URE odrzucona 14 kwietnia r. Prezes URE uprawniony do złożenia wniosku o kasację do Sądu Najwyższego. *** Jeden wyrok łącznie dla PGE GiEK S.A. jako prawnego następcy połączonych spółek z segmentu energetyki konwencjonalnej Sprawa zamknięta korzystny prawomocny wyrok Wyrok sądu apelacyjnego korzystny dla PGE. Prezes URE uprawniony do złożenia wniosku o kasację. 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 mln PLN 2011 2012 2013 2014 Rezerwa na spory sądowe w sprawie rekompensat KDT za lata 2008-2010 Rozwiązanie rezerwy na podstawie prawnie wiążących wyroków (1 038) - 200 337 246-173 Nierozliczone spory dot. KDT łączna wartość 82 42
Analitycy sell-side pokrywający PGE Instytucja Analityk Instytucja Analityk Bank of America Merrill Lynch Anton Fedotov BOŚ Jakub Viscardi BZ WBK Paweł Puchalski Citigroup Piotr Dzięciołowski Deutsche Bank Tomasz Krukowski Societe Generale Bartłomiej Kubicki Trigon Krzysztof Kubiszewski UBS Michał Potyra Wood & Company Bram Buring Erste Group Tomasz Duda Haitong Bank Robert Maj IPOPEMA Sandra Piczak JP Morgan Michał Kuzawiński mbank Kamil Kliszcz Morgan Stanley Dominik Olszewski Pekao IB Łukasz Jakubowski PKO BP Stanisław Ozga Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald 43
Biuro Relacji Inwestorskich Dyrektor Biura Relacji Inwestorskich Zespół Relacji Inwestorskich Jakub Frejlich Tel: (+48 22) 340 10 32 Kom: +48 695 883 902 Krzysztof Dragan Tel: (+48 22) 340 15 13 Kom: +48 601 334 290 Filip Osadczuk Tel: (+48 22) 340 12 24 Kom: +48 695 501 370 Małgorzata Babska Tel: (+48 22) 340 13 36 Kom: 661 778 955 Bernard Gaworczyk Tel: (+48 22) 340 12 69 Kom: 661 778 760 44
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. 45