Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze r. 10 sierpnia r.
Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze r. Główne wydarzenia Emil Wojtowicz Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych 2
Podsumowanie I półrocza Wyniki finansowe 3,1 mld PLN EBITDA 2,9 mld PLN Operacyjny cash flow 1,3 mld PLN Skorygowany zysk netto 0,68 PLN Skorygowany zysk na akcję Wyniki operacyjne 25,4 TWh Produkcja netto (-8% rdr) 16,9 TWh Wolumen dystrybucji (+3% rdr) 21,4 TWh Sprzedaż do odbiorców końcowych (+11% rdr) Główne wydarzenia Decyzja ZWZ w sprawie dywidendy Odpis w Energetyce Odnawialnej Projekt rynku mocy CAPEX Półmetek inwestycji w Elektrowni Opole Finalizacja modernizacji bloków 7-12 w Bełchatowie Nakłady inwestycyjne w Dystrybucji: 0,7 mld PLN 3
W poszukiwaniu stabilności Otoczenie makroekonomiczne II kw. II kw. 2015 I pół. I pół. 2015 Realny wzrost PKB (r/r) 3,3%* 3,1% 3,0%* 3,2% Wzrost krajowego zużycia en. elektrycznej (r/r) 2,2% 2,4% 2,1% 1,8% Krajowe zużycie en. elektrycznej (TWh) 39,00 38,15 81,63 79,91 * Dane szacunkowe Kontrakt pasmowy 1Y Forward 180 175 Cena węgla ARA i CO 2 65 60 Węgiel ARA = +32% YTD CO2 = -43% YTD 9 8 Załamanie na rynku zielonych certyfikatów 170 150 PMOZE_A = -41% YTD 170 165 Śr.: 168 Śr.: 164 55 50 7 130 PLN 160 155 150 Śr.: 159 USD/t 45 40 6 EUR/t 5 110 PLN 90 145 35 Węgiel ARA forward 1rok (lewa oś) 4 70 140 30 CO2 Grudzień 16 (prawa oś) 3 50 paź 14 gru 14 lut 15 kwi 15 cze 15 sie 15 paź 15 gru 15 lut 16 kwi 16 cze 16 sie 16 sty 16 lut 16 mar 16 kwi 16 maj 16 cze 16 lip 16 sie 16 sty 15 mar 15 maj 15 lip 15 wrz 15 lis 15 sty 16 mar 16 maj 16 lip 16 Źródło: TGE Źródło: Bloomberg Źródło: TGE 4
Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze r. Regulacje, Inwestycje i Działalność operacyjna Ryszard Wasiłek Wiceprezes Zarządu ds. Rozwoju
Najważniejsze zagadnienia regulacyjne OZE Nowelizacja Ustawy o OZE Projekty rozporządzeń do Ustawy o OZE Ustawa o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych KE uznaje zasadność systemu zielonych certyfikatów Przewidziane aukcje w r.: Istniejący biogaz rolniczy 1 MW Istniejący Biogaz rolniczy > 1 MW Nowe instalacje inne 1 MW Obowiązki umorzeń certyfikatów Rynek mocy Opublikowany projekt rozwiązań Scentralizowana aukcja dla nowych i istniejących mocy Zakończenie prac legislacyjnych planowane do końca Pierwsza aukcja koniec 2017 roku, z dostawą na 2021 Aukcje główne (rok n-4) i aukcje dodatkowe (rok n-1) Zaangażowanie sektora w proces konsultacji rozwiązań Efektywność energetyczna Nowa ustawa wchodzi w życie 1 października Wyższa opłata zastępcza 2017: 1.500 zł/toe i z każdym rokiem rośnie o 5% Obowiązek umorzeń: 1,5% wolumenu rocznej sprzedaży odbiorcom końcowym Ograniczenie możliwości korzystania z opłaty zastępczej Zniesienie ograniczeń w wydawaniu białych certyfikatów szansą dla PGE II pół. 2017 (projekt) Zielone 14,35% 15,5% Biogaz rolniczy 0,65% 0,5% Analiza potencjału rozwoju OZE w grupie PGE, m.in.: Kontynuacja projektów onshore Offshore Współspalanie biomasy
Kontynuujemy nasz szeroki program inwestycyjny Projekty rozwojowe Zaawansowanie projektu Opole II na koniec czerwca przekroczyło poziom 50 proc. Projekt w Turowie: prowadzone są prace fundamentowe oraz prace ziemne Projekt w Gorzowie: projekt na ukończeniu, trwają odbiory urządzeń i systemów technologicznych oraz prace rozruchowe Budowa instalacji termicznego przetwarzania z odzyskiem energii w Elektrociepłowni Rzeszów: etap prac projektowych i prace ziemne Modernizacje Kompleksowa modernizacja bloków 7-12 w Bełchatowie: zakończono ruch próbny bloku nr 9, zsynchronizowano blok nr 10 z KSE oraz rozpoczęto ruch regulacyjny Przekazanie do ekspoloatacji instalacji IOS dla bloków nr 4-6 w Elektrowni Turów Modernizacja bloków 1-3 w Turowie: opracowywanie dokumentacji projektowej Modernizacja Elektrowni Pomorzany: wyłoniony wykonawca instalacji Pozostałe projekty inwestycyjne Kontynuacja projektów inwestycyjnych w segmencie Dystrybucji: największe nakłady na przyłączanie nowych odbiorców oraz sieci SN i nn Końcowe rozliczenie projektów wiatrowych 7
Nakłady inwestycyjne 1 057 mln zł 75 mln zł 713 mln zł 95 mln zł 19% 3% 2% RAZEM CAPEX 3,7 mld zł (+11% r/r) 28% Wytwarzanie Dystrybucja konwencjonalne Kluczowe projekty Opole II Remonty i modernizacje w Elektrowni Bełchatów Modernizacja aktywów dystrybucyjnych Nowe projekty w segmencie dystrybucji CAPEX w I półroczu r. 1 716 mln zł 439 mln zł 400 mln zł 313 mln zł 1 798 mln zł 48% OZE Farma wiatrowa Lotnisko (końcowe rozliczenie projektu w I kw. r.) 69 mln zł Nowe projekty Modernizacja i remonty 65% 35% 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 Nakłady inwestycyjne w I półroczu zdominowane przez projekty rozwojowe w energetyce konwencjonalnej Niemal 1/5 budżetu przeznaczona na projekty zmierzające do poprawy jakości i niezawodności dostaw w dystrybucji Kontynuacja naszego rozwoju w energetyce wiatrowej uzależniona od wyników pierwszych aukcji OZE. 8
Podsumowanie wyników wytwarzania Produkcja w II kw. (zmiana % r/r) Produkcja w I poł. (zmiana % r/r) 0.21 (-36%) 0.22 (38%) 0.11 (-15%) 0.08 (0%) węgiel kamienny 2.78 pozostałe (3%) 0.24 (-11%) SUMA węgiel (4%) węgiel 12.26 brunatny 0.26 (18%) brunatny 8.35 16.85 TWh (-6%) (-11%) 0.42 (-36%) 0.52 (33%) węgiel kamienny 5.82 pozostałe SUMA 25.42 TWh (-8%) (-13%) 0.51 (55%) 1.31 (19%) W. brunatny W. kamienny Gaz Szczytowo-pompowe Woda Wiatr Biomasa Wolumen produkcji z węgla brunatnego obniżył się w związku z przesunięciem bloku 1 Elektrowni Bełchatów do rezerwy szczytowej (ograniczenie czasu pracy do 1500 godzin rocznie). Ponadto w porównaniu do zeszłego roku miało miejsce większe obciążenie remontowe. Wolumen produkcji z węgla kamiennego wzrósł dzięki większemu wykorzystaniu naszych elektrowni przez Operatora Systemu Przesyłowego. Ponadto obciążenie remontowe w tej technologii było mniejsze niż w ubiegłym roku. Wolumen produkcji w elektrowniach wiatrowych wzrósł dzięki dodatkowym mocom wytwórczym (w II półroczu 2015 PGE dodało 218 MW nowych mocy w farmach wiatrowych). Jednocześnie, w związku z czynnikiem pogodowym, spadła produkcja w istniejących już farmach. Produkcja z biomasy obniżyła się w związku z ustawą o OZE, która obniżyła wsparcie dla współspalania. Produkcja z gazu ziemnego zwiększyła się w II kwartale o połowę r/r, ponieważ spadek cen paliwa wpłynął na opłacalność wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowniach po sezonie grzewczym. 9
Piętno pogody i zdarzeń losowych Aktywa wytwórcze Węgiel brunatny Węgiel kamienny Elektrociepłownie Aktywa wiatrowe Dyspozycyjność I pół. r. Dyspozycyjność I pół. 2015 r. Współczynnik wyk. mocy I pół. r. Współczynnik wyk. mocy I pół. 2015 r. 78,2% 90,7% 92,0% 97,9% 85,9% 90,5% 92,5% 98,7% 65,3% 53,4% 53,4% 24,2% 72,8% 45,6% 52,2% 29,1% * 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 6.55 6.40 6.25 6.10 5.95 6.23 6.34 6.33 6.40 6.40 6.38 6.36 6.37 6.32 6.23 6.24 6.26 Straty sieciowe [%] (ostatnie 12 miesięcy) 6.13 6.06 6.04 5.93 5.98 5.90 5.95 5.96 5.91 6.05 6.01 6.02 5.95 5.88 5,88 SAIDI SAIFI (planowanie i nieplanowane) (planowanie i nieplanowane) +1% +9% 2,20 201 203 2,01 Czas przyłączenia -7% 293 264 5.80 kwi 14 paź 14 maj 15 gru 15 cze 16 I pół. 2015 I pół. I pół. 2015 I pół. I pół. 2015 I pół. Minuty na odbiorcę Przerwy na odbiorcę Dni 10
Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze r. Kluczowe wyniki finansowe Emil Wojtowicz Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych 11
Kluczowe wyniki finansowe mln zł II kw. II kw. 2015 r/r I pół. I pół. 2015 Przychody ze sprzedaży 6 533 6 692-2% 13 666 14 245-4% r/r I pół. Przychody Powtarzalne*przychody 13 666 14 245 13 413 13 944 EBITDA 1 321 2 026-35% 3 143 4 228-26% EBITDA 3 143 4 228 Powtarzalna* EBITDA 1 318 1 642-20% 2 881 3 682-22% Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy Zysk na akcję skorygowany o odpis** (zł) -324-6 150 n.a. 546-5 055 n.a. 0,21 0,55-62% 0,68 1,15-41% Powtarzalna* EBITDA Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy Powtarzalny* zysk (strata) netto dla akcjonariuszy -5 055 2 881 3 682 546 1 055 1 702 I pół. I pół. 2015 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej 1 789 1 708 5% 2 857 3 069-7% II kw. Przychody 6 533 6 692 Nakłady inwestycyjne 1 849 1 939-5% 3 690 3 332 11% Dług netto na koniec okresu 4 447 2 637*** Powtarzalne*przychody EBITDA 1 321 2 026 6 410 6 553 Powtarzalna* EBITDA 1 318 1 642 Rating kredytowy Rating Perspektywa Fitch BBB+ Stabilna Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy Powtarzalny* zysk (strata) netto dla akcjonariuszy -6 150-324 387 718 Moody s Baa1 Stabilna II kw. II kw. 2015 * Powtarzalna = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (szczegóły strona 21) ** Podstawa do obliczenia dywidendy zgodnie z Polityką Dywidendy ***Na dzień 31 grudnia 2015 12
Główne czynniki budowy wartości EBITDA I pół. 2015 EBITDA RAPORTOWANA mln PLN 4 228 Zdarzenia jednorazowe 546 I pół. 2015 EBITDA POWTARZALNA* 3 682 Hurtowa cena energii elektrycznej 205 Wolumen energii elektrycznej** 347 Węgiel kamienny z transportem 54 Biomasa Koszt uprawnień do emisji CO2 83 160 Regulacyjne usługi systemowe Marża na rynku detalicznym 99 6 Wsparcie dla OZE Zwrot z dystrybucji*** 88 42 Kapitalizowane koszty wydobycia węgla brun. Inne 124 121 I pół. EBITDA POWTARZALNA* 2 881 Zdarzenia jednorazowe 262 I pół. EBITDA RAPORTOWANA 3 143 * Z wyłączeniem znaczących jednorazowych zdarzeń ** Z uwzględnieniem kosztów środowiskowych związanych z wytwarzaniem *** Zawiera koszt różnicy bilansowej 13
EBITDA: perspektywa na rok Energetyka Konwencjonalna OZE Obrót Dystrybucja Perspektywa vs 2015 Znaczący spadek Bez większych zmian Spadek Spadek Główne czynniki Zrealizowana średnioroczna cena hurtowa energii w przedziale 168-170 zł/mwh Niższe wolumeny produkcji z węgla brunatnego po przejściu bloku nr 1 w Bełchatowie do rezerwy szczytowej oraz ze względu na niższą dyspozycyjność w wyniku remontów w I pół. r. Niższe wolumeny produkcji z węgla kamiennego po przesunięciu dwóch bloków w Elektrowni Dolna Odra do zimnej rezerwy Wyższe wolumeny produkcji z elektrociepłowni gazowych Zintensyfikowanie programów optymalizacyjnych Spadek cen węgla kamiennego o kilka procent Przychody ze zwykłych KDT w skali całego roku wyniosą ok. 500 mln zł Pozytywny wpływ wyroków sądowych dotyczących rekompensat KDT na poziomie 148 mln zł Niedobór uprawnień do emisji CO2 wyższy o ok. 2,5 mln ton (mniejszy deficyt ze względu na niższe wolumeny produkcji) Brak zmian r/r w zainstalowanych mocach Znacznie większa produkcja z wiatru po uruchomieniu 218 MW w ostatnich miesiącach 2015 roku Negatywny wpływ niskich cen zielonych certyfikatów Negatywny wpływ rosnącej konkurencji rynkowej Zmienność cen zielonych certyfikatów zwiększa ryzyko, ale tymczasowo podnosi marże Baza aktywów regulacyjnych (WRA) wyceniania na 15,1 mld zł w taryfie na r. Średnioważony koszt kapitału (WACC) na rok ustalony na poziomie 5,7% (przed opodatkowaniem) Kontynuacja programów optymalizacyjnych Zmiany w otoczeniu regulacyjnym i biznesowym mogą mieć negatywny wpływ na EBITDA segmentu na poziomie ok. 250 mln zł 14
Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze r. Informacje dodatkowe 15
Rynki towarowe. Realizacja mniej korzystnych kontraktów (hedge rollout). Trend horyzontalny na rynku terminowym i odbicie na rynku spot. Pozwolenia do emisji CO 2 (EUA_Grudzień16) Węgiel kamienny (indeks PSCMI1) Średnia cena hurtowa energii zrealizowana EUR/t 8.1 8.5 zł/gj 1 przez PGE 7.2 7.5 10.5 10.5 zł/mwh 6.9 6.4 10.0 9.9 174 174 174 172 5.7 5.8 9.8 166 9.5 164 166 166-23% -5% -7% 8.8 8.9 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Źródło: Bloomberg Średnie kwartalne ceny energii na TGE (2014-) PLN/MWh Rynek dnia następnego podstawa 196.5 193.9 146.4 155.3 171.7 229.5 236.4 15% 193.6 22% 153.5 153.8 178.6 Źródło: ARP Rynek dnia następnego szczyt 163.5 167.2 173.1 175.3 204.5 Źródło: PGE Kontrakty na kolejny rok Podstawa_15/16/17 173.3 172.9 172.7 163.6 157.7 163.0 157.0 160.6-2% 14'Q3 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 Źródło: : TGE 14'Q3 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 14'Q3 14'Q4 15'Q1 15'Q2 15'Q3 15'Q4 16'Q1 16'Q2 1 średniaarytmetycznazdanychmiesięcznych 16
Nakłady inwestycyjne Nakłady inwestycyjnew II kw.i Ipół.(mln zł) II kw. II kw. 2015 II kw. 16 vs II kw. 15 I pół. I pół. 2015 I pół. 16 vs I pół. 15 Segment Energetyka Konwencjonalna 1 384 1 316 5% 2 855 2 358 21% Dystrybucja 426 425 0% 713 688 4% Przyłączanie nowych odbiorców 152 154-1% 268 254 6% Linie dystrybucyjne 188 170 11% 306 284 8% Energetyka Odnawialna 19 151-87% 95 219-57% Modernizacje i odtworzenie 17 13 31% 21 15 40% Obrót i pozostałe 47 56-16% 75 93-19% SUMA 1 876 1 948-4% 3 738 3 358 11% SUMA(wł. korekty konsolidacyjne) 1 849 1 939-5% 3 690 3 332 11%
Powtarzalny* zysk EBITDA w I pół. r. składniki i dynamika 1117 45 2881 1306 205 208 Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna Obrót Dystrybucja Inne EBITDA I pół. r. 1 306 205 208 1 117 45 2 881 Udział w EBITDA w I pół. r. (%) 45% 7% 7% 39% 2% I pół. 2015 r. 1 933 202 277 1 217 53 3 682 Zmiana ( mln zł) -627 3-69 -100-8 -800 Zmiana (%) -32% 1% -25% -8% -15% -22% 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 Ograniczony efekt niższych cen węgla kamiennego w związku ze zwiększona konsumpcją wyższe obciążenie jednostek opalanych węglem kamiennym oraz niższe użycie biomasy (zredukowane wsparcie). Efekt wyższych wolumenów produkcji z wiatru w związku z oddaniem nowych farm wiatrowych ograniczony przez niekorzystne warunki wietrzności. 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 (+0,46 TWh), ale segment pod silnym negatywnym wpływem nowego modelu wynagradzania. * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (strona 21) 18
Powtarzalny* zysk EBITDA w II kw. r. składniki i dynamika 562 31 1 318 565 91 69 Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna Obrót Dystrybucja Inne EBITDA II kw. r. 565 91 69 562 31 1 318 Udział w EBITDA w II kw. r. (%) 43% 7% 5% 43% 2% II kw. 2015 r. 838 77 118 585 23 1 642 Zmiana ( mln zł) -273 14-49 -23 8-324 Zmiana (%) -33% 18% -42% -4% 35% -20% 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 Ograniczony efekt niższych cen węgla kamiennego w związku ze zwiększona konsumpcją wyższe obciążenie jednostek opalanych węglem kamiennym oraz niższe użycie biomasy (zredukowane wsparcie). Efekt wyższych wolumenów produkcji z wiatru w związku z oddaniem nowych farm wiatrowych przeważył nad negatywnymi efektami gorszej wietrzności, niższych cen sprzedaży zielonych certyfikatów, niższych cen sprzedanej energii elektrycznej i zakończenia wsparcia dla dużych elektrowni wodnych. Znaczący wzrost wielkości wolumenów sprzedaży idzie w parze ze spadkiem marży. Wyższe raportowane wolumeny (+0,23 TWh), ale segment pod silnym negatywnym wpływem nowego modelu wynagradzania. * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (strona 21) 19
Kluczowe dane finansowe Dane skonsolidowane, MSR (w mln zł) II kw. II kw. 2015 Przekształcone r/r I pół. I pół. 2015 Przekształcone Przychody 6 533 6 692-2% 13 666 14 245-4% w tym rekompensaty KDT 123 139-12% 253 301-16% Powtarzalne*przychody 6 410 6 553-2% 13 413 13 944-4% EBITDA 1 321 2 026-35% 3 143 4 228-26% Powtarzalna* EBITDA 1 318 1 642-20% 2 881 3 682-22% EBIT -171-7 590 n.a. 952-6 174 n.a. Powtarzalny* EBIT 624 893-30% 1 497 2 171-31% Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy -324-6 150 n.a. 546-5 055 n.a. Powtarzalny* zysk (strata) netto dla akcjonariuszy 387 718-46% 1 055 1 702-38% CAPEX (po korektach) 1 849 1 939-5% 3 690 3 332 11% Przypływy pieniężne netto z dział. operacyjnej 1 789 1 708 5% 2 857 3 069-7% Przypływy pieniężne netto z dział. inwestycyjnej -2 079-1 633 27% -4 601-4 066 13% Marża EBITDA 20% 30% -10 pp 23% 30% -7 pp Powtarzalna marża EBITDA 21% 25% -4 pp 21% 26% -5 pp r/r Majątek obrotowy netto Dług netto/12 mies. EBITDA 3 036 4 126** -26% 0,62 0,32** * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (szczegóły na następnej stronie) ** Stan na dzień 31 grudnia 2015 roku. 20
Wyliczenie powtarzalnej EBITDA i powtarzalnego zysku netto Zestawienie zdarzeń jednorazowych (mln zł) Wyliczenie powtarzalnej EBITDA i EBIT Kluczowe wydarzenia jednorazowe II kw. II kw. 2015 I pół. I pół. 2015 Rekompensaty KDT -123-139 -253-301 Korekta KDT (wyroki sądowe) 0 0-148 0 Przeszacowanie praw majątkowych w ZEDO 118 0 118 0 Program Dobrowolnych Odejść 2 0 21 0 Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskontowa) 0-193 0-193 Rezerwa aktuarialna 0-52 0-52 Wszystkie korekty na poziomie EBITDA -3-384 -262-546 Odpis wartości aktywów 798 8 867 807 8 891 Wszystkie korekty na poziomie EBIT 795 8 483 545 8 345 Wyliczenie powtarzalnego zysku netto dla akcjonariuszy Kluczowe wydarzenia jednorazowe II kw. II kw. 2015 I pół. Rekompensaty KDT -99-113 -205-244 Korekta KDT (wyroki sądowe) 0 0-120 0 Przeszacowanie praw majątkowych w ZEDO 96 0 96 0 Program Dobrowolnych Odejść 1 0 17 0 Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskontowa) 0-156 0-156 Rezerwa aktuarialna 0-42 0-42 Odpis wartości aktywów 713 7 179 721 7 199 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. I pół. 2015 Wszystkie korekty na poziomie zysku netto dla akcjonariuszy 711 6 868 509 6 757 21
Kluczowe dane operacyjne Produkcja energii netto według źródeł (TWh) II kw. II kw. 2015 r/r I pół. I pół. 2015 r/r Elektrownie opalane węglem brunatnym 8,35 9,48-12% 16,85 19,61-14% Elektrownie opalane węglem kamiennym 2,73 2,54 7% 5,47 5,14 6% Elektrociepłownie opalane węglem 0,14 0,26-46% 0,53 0,67-21% Elektrociepłownie opalane gazem 0,51 0,33 55% 1,31 1,10 19% Elektrociepłownie opalane biomasą 0,12 0,12 0% 0,24 0,23 4% El. szczytowo-pompowe 0,08 0,08 0% 0,26 0,22 18% Elektrownie wodne 0,11 0,13-15% 0,24 0,27-11% Elektrownie wiatrowe 0,22 0,16 38% 0,52 0,39 33% SUMA 12,26 13,10-6% 25,42 27,63-8% Produkcja z OZE 0,54 0,62-13% 1,18 1,32-11% W tym współspalanie biomasy 0,09 0,21-57% 0,18 0,43-58% 22
Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka Konwencjonalna(mln zł) II kw. Przychody ze sprzedaży, w tym: 2 579 2 909-11% 5 652 6 426-12% Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej 2 306 2 452-6% 4 707 5 276-11% Rekompensaty z tytułu rozwiązania KDT 123 140-12% 253 301-16% Przychody ze sprzedaży ciepła 117 129-9% 395 394 0% Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii -69 77 n.m. 76 222-66% Razem koszty rodzajowe, w tym: 2 333 11 293-79% 4 878 14 011-65% Amortyzacja 363 9 330-96% 713 9 827-93% Zużycie materiałów 599 670-11% 1 379 1 531-10% Zużycie energii 7 7 0% 15 16-6% Usługi obce 264 252 5% 510 518-2% Podatki i opłaty 417 349 19% 846 717 18% Koszty osobowe 653 637 3% 1 356 1 329 2% Pozostałe koszty 30 48-38% 59 73-20% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 1 887 10 723-82% 3 932 12 878-69% Koszt własny sprzedaży 2 178 10 952-80% 4 493 13 424-67% Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) 235-8 070 n.m. 915-7 260 n.m. EBITDA 568 1 203-53% 1 568 2 459-36% II kw. 2015 r/r I pół. I pół. 2015 r/r 23
Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka Odnawialna(mln zł) II kw. II kw. 2015 r/r I pół. I pół. 2015 r/r Przychody ze sprzedaży, w tym: 157 163-4% 370 378-2% Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej 81 72 13% 182 170 7% Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii 17 35-51% 61 90-32% Razem koszty rodzajowe, w tym: 948 149 536% 1 114 298 274% Amortyzacja 859 60 1332% 925 114 711% Zużycie materiałów 1 2-50% 3 3 0% Zużycie energii 26 25 4% 63 57 11% Usługi obce 26 21 24% 51 41 24% Podatki i opłaty 15 17-12% 29 30-3% Koszty osobowe 17 22-23% 37 43-14% Pozostałe koszty 3 3 0% 7 9-22% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 899 127 608% 1 043 254 311% Koszt własny sprzedaży 900 127 609% 1 045 254 311% Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) -770 18 n.m. -720 88 n.m. EBITDA 91 77 18% 205 202 1% 24
Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Dystrybucja (mln zł) II kw. II kw. 2015 r/r I pół. I pół. 2015 r/r Przychody ze sprzedaży, w tym: 1 412 1 462-3% 2 922 3 002-3% Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych 1 336 1 365-2% 2 775 2 831-2% Pozostałe przychody z podstawowej działalności 49 71-31% 94 119-21% Razem koszty rodzajowe, w tym: 1 147 1 114 3% 2 401 2 311 4% Amortyzacja 278 262 6% 560 526 6% Zużycie materiałów 18 17 6% 33 35-6% Zużycie energii 69 80-14% 236 218 8% Usługi obce 426 410 4% 851 811 5% Podatki i opłaty 93 86 8% 192 178 8% Koszty osobowe 258 255 1% 520 535-3% Pozostałe koszty 5 3 67% 9 7 29% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 1 064 1 041 2% 2 233 2 141 4% Koszt własny sprzedaży 1 064 1 041 2% 2 233 2 141 4% Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) 284 342-17% 557 709-21% EBITDA 562 603-7% 1 117 1 235-10% 25
Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Obrót (mln zł) II kw. II kw. 2015 r/r I pół. I pół. 2015 r/r Przychody ze sprzedaży, w tym: 3 905 3 471 13% 8 047 7 268 11% Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej 2 396 2 210 8% 4 942 4 649 6% Przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych 928 981-5% 1 925 2 032-5% Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii 0 3-100% 0 9-100% Razem koszty rodzajowe, w tym: 388 386 1% 803 823-2% Amortyzacja 6 6 0% 13 12 8% Zużycie materiałów 2 2 0% 3 3 0% Zużycie energii 1 1 0% 2 2 0% Usługi obce 52 50 4% 104 104 0% Podatki i opłaty 241 239 1% 503 525-4% Koszty osobowe 65 60 8% 132 129 2% Pozostałe koszty 21 28-25% 46 48-4% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 31 43-28% 65 63 3% Koszt własny sprzedaży 3 482 3 003 16% 7 106 6 233 14% Zysk z działalności operacyjnej (EBIT) 63 114-45% 195 267-27% EBITDA 69 120-43% 208 279-25% 26
Energetyka Konwencjonalna EBITDA w II kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA(mln zł) 1 400 1 200 1 000 800 600 400 200 0 EBITDA 2015 Marża ee - ilość Marża ee Rekompensaty Sprzedaż PM Paliwa Koszty cena KDT CO2 Koszty środowiskowe Koszty osobowe Zmiany rezerwy rekult. Pozostałe Koszty aktywowane EBITDA Odchylenie -121-89 -17-146 73-82 15-16 -193 44-103 EBITDA II kw. 15 1 203 2 233 140 77 519 167 81 637 193 352 EBITDA II kw. 16 2 023 123-69 446 249 66 653 0 249 568 27
Energetyka Konwencjonalna EBITDA w I pół. r. Kluczowe zmiany w EBITDA(mln zł) 2 600 2 400 2 200 2 000 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 EBITDA 2015 Marża ee - ilość Marża ee Rekompensaty - cena KDT Sprzedaż PM Paliwa Koszty CO2 Koszty środowiskowe Koszty osobowe Zmiany rezerwy rekult. Pozostałe Koszty aktywowane EBITDA Odchylenie -388-196 100-147 162-160 37-27 -193 66-145 EBITDA I pół. 15 2 459 4 748 301 222 1 236 339 173 1 329 193 638 EBITDA I pół. 16 4 164 401 75 1 074 499 136 1 356 0 493 1 568 28
Energetyka Odnawialna EBITDA w II kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA(mln zł) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 EBITDA 2015 Sprzedaż ee wiatr Sprzedaż PM wiatr Sprzedaż ee woda Sprzedaż PM woda Przychody RUS* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie 11-7 -4-11 2 5 18 EBITDA II kw. 15 77 25 22 23 13 55 22 EBITDA II kw. 16 36 15 19 2 57 17 91 *zwyłączeniem przychodówikosztówzrb,któreniemająwpływunawynikiebitda 29
Energetyka Odnawialna EBITDA w I pół. r. Kluczowe zmiany w EBITDA(mln zł) 240 220 200 180 160 140 120 100 EBITDA 2015 Sprzedaż ee wiatr Sprzedaż PM wiatr Sprzedaż ee woda Sprzedaż PM woda Przychody RUS* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie 16-4 -7-25 9 6 8 EBITDA I pół. 15 202 65 59 49 31 115 43 EBITDA I pół 16 81 55 42 6 124 37 205 *zwyłączeniem przychodówikosztówzrb,któreniemająwpływunawynikiebitda 30
Dystrybucja EBITDA w II kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA(mln zł) 650 600 550 500 450 400 EBITDA 2015 Wolumen dystrybuowanej ee Zmiana taryfy* dystrybucyjnej Inne przychody** Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie 38-67 -22 11-8 -3 10 EBITDA II kw. 15 603 1 321 114 77 333 255 EBITDA II kw. 16 1 292 92 66 341 258 562 * 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 31
Dystrybucja EBITDA w I pół. r. Kluczowe zmiany w EBITDA(mln zł) 1 400 1 300 1 200 1 100 1 000 900 800 700 600 EBITDA 2015 Wolumen dystrybuowanej ee Zmiana taryfy* dystrybucyjnej Inne przychody** Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA Odchylenie 78-130 -30-18 -18 16-16 EBITDA I pół. 15 1 235 2 742 207 207 668 536 EBITDA I pół. 16 2 690 177 225 686 520 1 117 * 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 32
Obrót EBITDA w II kw. r. Kluczowe zmiany w EBITDA(mln zł) 140 120 100 80 60 40 20 0 EBITDA 2015 Wynik na ee cena Wynik na ee ilość Koszty umorzenia PM Przychody z umowy ZHZW Pozostałe EBITDA Odchylenie -111 46-4 -5 23 EBITDA II kw. 15 120 363 235 116 124 EBITDA II kw. 16 298 239 111 101 69 33
Obrót EBITDA w I pół. r. Kluczowe zmiany w EBITDA(mln zł) 300 250 200 150 100 50 0 EBITDA 2015 Wynik na ee cena Wynik na ee ilość Koszty umorzenia PM Przychody z umowy ZHZW Pozostałe EBITDA Odchylenie -188 89 18-22 32 EBITDA I pół. 15 279 781 517 249 234 EBITDA I pół. 16 682 499 227 202 208 34
Struktura długu oraz płynność (stan na 30 czerwca r.) Zadłużenie ze stałą i zmienną stopą (rzeczywiste zadłużenie) Harmonogram spłaty kredytów bankowych (mln zł)* Profil walutowy rzeczywistego zadłużenia St. zmienna 32% St. stała 68% 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 PLN 41.3% CHF 0.2% USD 2.0% EUR 56.5% 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 35
Zadłużenie w kolejnych kwartałach Zadłużenie brutto i netto* (mln zł) 7 000 6 000 5 000 4 000 4 660 4 802 5 045 4 811 4 822 4 838 5 409 5 413 4 171 5 946 4 447 3 000 2 706 2 405 2 522 2 718 2 637 2 000 1 586 1 000 0 266 462 101-1 000-1 020-1 018-2 000-1 921-3 000-2 530-2 313-2 386-2 922-3 031-4 000 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 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 36
Profil zapadalności zadłużenia Profil zapadalności zadłużenia (mln zł) stan na 30 czerwca r. 2 400 2 000 1 600 1 200 800 400 0 37
Pozycja gotówkowa PGE zapewnia I półrocze I kwartał komfortową pozycję w zakresie płynności Zadłużenie brutto (mln PLN) 5.946 5.413 Zadłużenie netto (mln PLN) 4.447 4.171 Dług netto/12m EBITDA 0,62x 0,53x Dług netto/kapitał własny 0,11x 0,10x 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 25 maja 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
Główne przepływy biznesowe w II kwartale r. Główne przepływy biznesowe (ilustracyjnie) Wytwarzanie 12,26 TWh 13,10 TWh(II kw.2015 r.) Hurt 13,85 TWh 14,25 TWh(II kw.2015 r.) Rynek regulowany Gospodarstwa domowe 2,19 TWh Energia elektryczna z elektrowni ( obligo giełdowe ) Towarowa Giełda Energii Obrót 20% 2,20 TWh(II kw.2015 r.) Energia elektryczna z elektrowni kogeneracyjnych i źródeł odnawialnych PGE (jednostka dominująca) 10,73 TWh 9,42 TWh(II kw.2015 r.) Pozostałe (m. in. usługi regulacyjne) 80% Rynek nieregulowany Klienci biznesowi 8,54 TWh 7,22 TWh(II kw.2015) Źródło: PGE; Niektóre przepływy włączając rynek bilansujący, handel zagraniczny oraz zużycie własne nie są uwzględnione; prezentowane wolumeny przed korektami wewnątrzgrupowymi. 39
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 II kw. r. (oraz w I pół. r.) instalacje PGE wyemitowały 12,73 mln (oraz 26,22 mln) ton CO2. Całkowite koszty związane z emisją CO2 w II kw. r. (oraz w I pół. r.) wyniosły ok. 248 mln zł (499 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 2015 r. oraz ok. 1 mln ton na produkcję ciepła w r. Również w kwietniu r. PGE zakończyła proces rozliczenia roku 2015 (tzn. PGE umorzyła uprawnienia opowiadające emisji z 2015 r.). Bezpłatne EUA ujmowane w wartości zerowej nota14, Skonsolidowane SF za I pół. r. Ilość (mln) Rezerwy na zakup uprawnień do emisji CO 2 nota19, Skonsolidowane SF za I pół. r. (mln zł) EUA Wartość (mln zł) Stan na dzień1 stycznia 2015 r. 68 1 552 Zakup 38 1 301 Przyznane nieodpłatnie 30 - Umorzenie -59-681 Stan na dzień 1 stycznia r. 77 2 172 Zakup 19 476 Przyznane nieodpłatnie 26 - Umorzenie -58-760 Stan na dzień 30 czerwca r. 64 1 888 Stan na dzień 1 stycznia r. 760 Umorzenie -760 Rozwiązanie rezerwy - Utworzenie rezerwy w I kw. r. 499 Stan na 30 czerwca r. 499 Wpływ na rachunek zysków i strat (mln zł) - ilustracyjnie I pół. r. Koszty według rodzaju 8 846 Podatki i opłaty 1 584 40
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 2011-2015 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 2015 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 41
Analitycy sell-side pokrywający PGE Analitycy krajowi Analitycy zagraniczni Instytucja Analityk Instytucja Analityk BOŚ Michał Stalmach BZ WBK Paweł Puchalski Citigroup Piotr Dzięciołowski Deutsche Bank Tomasz Krukowski Erste Group Tomasz Duda HSBC Dmytro Konovalov Merrill Lynch Anton Fedotov Morgan Stanley Bobby Chada Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald Wood & Company Bram Buring Haitong Bank Robert Maj IPOPEMA Sandra Piczak JP Morgan Michał Kuzawiński mbank Kamil Kliszcz Pekao IB Łukasz Jakubowski PKO BP Stanisław Ozga Societe Generale Bartłomiej Kubicki Trigon UBS Krzysztof Kubiszewski Michał Potyra 42
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 43
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. 44