Wyniki finansowe Grupy ENERGA za I kwartał 2017 roku 10 maja 2017 roku
Kluczowy udział Segmentu Dystrybucja w wynikach Grupy ENERGA 1. Stabilne wyniki Segmentu Dystrybucja przy trudniejszej sytuacji w Segmencie Sprzedaż i Wytwarzanie 2. Wyniki Segmentu Sprzedaż pod presją rosnących obciążeń regulacyjno-umownych 3. Wyniki Segmentu Wytwarzanie pod wpływem spadających cen praw majątkowych Przychody (mln zł) 2 621 2 710 WIZJA EBITDA (mln zł) EFEKTYWNA I INNOWACYJNA GRUPA KAPITAŁOWA, ELASTYCZNIE DOSTOSOWUJĄCA SIĘ DO WARUNKÓW RYNKOWYCH Wynik netto (mln zł) - Wynik netto przed odpisami 645 601 279 11 313 2
Stabilne wyniki finansowe w Segmencie Dystrybucja EBITDA (mln zł) Zysk netto (mln zł) Dystrybucja ee (TWh) Marża EBITDA 45% 45% 499 530 5,6 5,6 226 247 3
Stabilne wyniki Segmentu Dystrybucja EBITDA Bridge Segmentu Dystrybucja (mln zł) 50 2 18 2 1 Δ 31 499 530 EBITDA Marża na dystrybucji (ze stratami sieciowymi) Przychody z przyłączy OPEX Podatek od nieruchomości Wynik na pozostałej działalności operacyjnej EBITDA 2017 4
Wskaźniki niezawodności SAIDI (liczba min./odb.) SAIFI (liczba zakłóceń/odb.) SAIDI (planowane, nieplanowane i katastrofalne) SAIFI (planowane, nieplanowane i katastrofalne) 21 28 36 0,4 0,5 0,6 25 0,4 25 35 0,4 0,5 awarie masowe SAIFI (liczba zakłóceń na odb.) - SAIDI/SAIFI bez awarii masowych - WN i SN 5
Wzrost wolumenu sprzedaży do odbiorców końcowych w Segmencie Sprzedaż EBITDA (mln zł) Wynik netto (mln zł) Sprzedaż detaliczna ee (TWh) - Marża EBITDA 2% 28 4,9 5,1 16-10 -1% -17 6
Wyniki pod presją rosnących obciążeń regulacyjno-umownych EBITDA Bridge Segmentu Sprzedaż (mln zł) 28 25 Δ -38 5 8-10 EBITDA Marża na energii elektrycznej Marża na sprzedaży gazu Pozostałe EBITDA 2017 7
Wynik Segmentu Wytwarzanie pod wpływem spadających cen praw majątkowych i zmian legislacyjnych EBITDA (mln zł) Wynik netto (mln zł) Produkcja ee brutto (TWh) - Marża EBITDA - Wynik netto przed odpisami OZE bez wsparcia OZE ze wsparciem Pozostałe 42% 133 37% 104 1,0 1,0 0,2 0,2 0,1 0,2 55 34 0,6 0,6-213 8
Niższe ceny zielonych certyfikatów EBITDA Bridge Segmentu Wytwarzanie (mln zł) 4 17 9 2 1 Δ -29 133 104 EBITDA Przychody ze sprzedaży energii* Przychody ze sprzedaży praw majątkowych Koszty stałe Koszt zużycia Pozostałe kluczowych paliw przychody/koszty do produkcji EBITDA 2017 *uwzględnia trading energii elektrycznej netto (przychód minus koszt) 9
Porównywalne wolumeny produkcji EBITDA w podziale na linie biznesowe (mln zł) Produkcja brutto ee według paliw (GWh) Woda Wiatr Elektrownia w Ostrołęce CHP Węgiel Woda Biomasa Wiatr PV - w tym produkcja z OZE (bez elektrowni szczytowopompowej w Żydowie) Pozostałe i korekty* 362 397 133 12 104 26 29 39 44 18 39 30 7-6 1 005 1 023 1 1 103 115 10 9 261 279 631 619 * w kategorii pozostałe i korekty ujęto spółki świadczące usługi na rzecz Segmentu Wytwarzanie, spółki celowe budujące nowe źródła wytwórcze w Grupie ENERGA, farmy PV, a także eliminacje transakcji wzajemnych pomiędzy liniami biznesowymi. 10
Realizacja 217 mln zł nakładów inwestycyjnych Łączne nakłady inwestycyjne Grupy ENERGA w 1 kwartale 2017 roku wyniosły 217 mln zł. mln zł Kluczowe inwestycje w Segmencie Dystrybucja: 1. 77 mln zł rozbudowa sieci w związku z przyłączaniem nowych odbiorców 2. 63 mln zł modernizacja sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw 381 43 3. 4 mln zł pozostałe nakłady na innowacyjne technologie i rozwiązania sieciowe (Smart Grid, SID) w wyniku których: a. przyłączono 8 tys. nowych klientów 63 6 217 23 18 8 b. wybudowano i zmodernizowano 989 km linii i przyłączy wysokiego, średniego i niskiego napięcia c. przyłączono do sieci 5 MW nowych źródeł OZE 269 168 Kluczowe inwestycje w Segmencie Wytwarzanie: 13 mln zł Linia biznesowa Elektrownia w Ostrołęce, w tym remont kapitalny oraz nakłady środowiskowe Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Pozostałe i korekty 11
Czynniki wpływu na wyniki Grupy ENERGA w perspektywie kolejnego kwartału Zmiana struktury dystrybuowanej energii wobec struktury uzgodnionej w taryfie Ponoszenie wydatków na sieć w związku z wymogami regulacji jakościowej w Segmencie Dystrybucja Długoterminowe kontrakty na zakup zielonych certyfikatów oparte o opłatę zastępczą, w sytuacji niskich cen rynkowych tych praw Rosnąca konkurencja na rynku sprzedawców energii elektrycznej Wpływ funkcji Sprzedawcy Zobowiązanego i bilansowania źródeł OZE Kształtowanie się cen energii na rynku SPOT i bilansującym Poziom pracy w wymuszeniu w ENERGA Elektrownie Ostrołęka Spodziewany wzrost cen węgla Ceny praw do emisji CO2 przy malejącej liczbie darmowych uprawnień Faktycznie zrealizowana stawka i wolumen operacyjnej rezerwy Udział w wyniku netto PGG i Polimex-Mostostal oraz wycena opcji na zakup akcji Polimex- Mostostal S.A. Warunki pogodowe i hydrometeorologiczne 12
Informacje dodatkowe
Kluczowe aktywa Grupy ENERGA Dystrybucja 1. 184 tys. km linii energetycznych 2. 5,6 TWh - dostarczona energia elektryczna w 2017 roku 3. Zasięg 75 tys. km 2 Wytwarzanie* 1. Elektrownie wodne a) Włocławek (162 MW) b) Mniejsze jednostki wytwórcze (46 MW) c) Elektrownia szczytowo-pompowa w Żydowie (157 MW) 2. 5 farm wiatrowych (łączna moc 211 MW, w tym Karścino 90 MW) 3. Farma fotowoltaiczna pod Gdańskiem (1,6 MWe) oraz w gminie Czernikowo koło Torunia (3,8 MWe) 4. Elektrownia systemowa w Ostrołęce B (681 MW, dodatkowo w wyniku uciepłownienia EEO B - 220 MWt) 5. Pozostałe elektrociepłownie i ciepłownie (82 MWe, 444 MWt) Sprzedaż 1. 2,9 mln liczba klientów 2. 5,9 TWh sprzedana energia elektryczna w 2017 roku (5,1 TWh sprzedaż detaliczna) * moc zainstalowana 14
Działalność regulowana (GWh) Zmiana Dystrybucja energii elektrycznej 5 644 5 623 - Produkcja ee brutto: 1 005 1 023 2% OZE regulowane* 147 164 12% produkcja elektrownii szczytowo-pompowej w Żydowie 12 7-45% produkcja w wymuszeniu ENERGA Elektrownie Ostrołęka 417 445 7% Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej, w tym: 4 905 5 094 4% taryfa G 1 461 1 428-2% Udział działalności regulowanej w segmentach Grupy** 100% 100% 57% 60% 2017 30% 28% Dystrybucja Wytwarzanie Sprzedaż * bez Elektrowni Wodnej we Włocławku, która utraciła wsparcie z dniem 1 stycznia roku ** na podstawie wolumenów dotyczących energii elektrycznej 15
Struktura EBITDA Grupy ENERGA EBITDA (mln zł) 645 133 28 601 104 499 530-15 -23-10 Dystrybucja Wytwarzanie Sprzedaż Pozostałe i korekty 16
Podsumowanie I kwartału 2017 roku mln zł Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie 2017 Zmiana 2017 Zmiana 2017 Zmiana Przychody ze sprzedaży 1 107 1 172 6% 1 401 1 350-4% 317 278-12% EBITDA 499 530 6% 28-10 <-100% 133 104-22% Marża EBITDA 45,1% 45,2% 0,1 p.p. 2,0% -0,7% -2,7 p.p. 42,0% 37,4% -4,5 p.p. EBIT 319 339 6% 19-21 <-100% -217 63 >100% Wynik netto 226 247 9% 16-17 <-100% -213 34 >100% Marża zysku netto 20,4% 21,1% 0,7 p.p. 1,1% -1,3% -2,4 p.p. -67,2% 12,2% 79,4 p.p. CAPEX 269 168-38% 6 8 33% 63 18-71% mln zł Przychody ze sprzedaży Woda 2017 Zmiana Wiatr 2017 Wytwarzanie, w tym: Zmiana Elektrownia w Ostrołęce 2017 Zmiana CHP 2017 Zmiana 60 53-11% 28 20-29% 167 147-12% 71 69-3% EBITDA 39 30-22% 18 7-60% 39 44 14% 26 29 11% Marża EBITDA 65,2% 56,6% -8,6 p.p. 63,3% 36,0% -27,2 p.p. 23,2% 30,2% 6,9 p.p. 36,0% 41,2% 5,2 p.p. EBIT 31 22-29% -112-1 99% 22 28 25% 17 20 15% CAPEX 3 2-22% 0 0-51 13-75% 2 2-24% 17
Struktura kosztów rodzajowych Grupy ENERGA Koszty rodzajowe (mln zł) Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych 234 246 Zużycie materiałów i energii 168 177 Usługi obce 327 367 Podatki i opłaty 99 103 Koszty świadczeń pracowniczych 222 249 Odpisy aktualizujące 200* 10 Pozostałe (w tym zmiana stanu produktów oraz koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby) -6-22 Wartość sprzedanych towarów i materiałów 1 153 1 223 Koszty operacyjne, razem 2 397 2 352 W tym: Koszt własny sprzedaży 2 233 2 177 Koszty sprzedaży 84 90 Koszty ogólnego zarządu 80 85 * Pozycja zawiera odpisy aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych na łączną kwotę 188 mln zł. W pozostałych kosztach operacyjnych ujęto dodatkowe odpisy w wysokości 117 mln zł. Łączny wpływ w/w odpisów na wynik EBITDA wyniósł 305 mln zł. 18
Struktura kosztów rodzajowych Segmentu Dystrybucja Koszty rodzajowe (mln zł) Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych 180 191 Zużycie materiałów i energii 82 83 w tym energia elektryczna dotycząca różnicy bilansowej 70 53 Usługi obce 297 318 w tym opłaty przesyłowe i tranzytowe 238 254 Podatki i opłaty 71 74 Koszty świadczeń pracowniczych 139 152 Odpisy aktualizujące 5 3 Pozostałe (w tym zmiana stanu produktów oraz koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby) -14-22 Wartość sprzedanych towarów i materiałów 27 31 Koszty operacyjne, razem 786 829 W tym: Koszt własny sprzedaży 732 774 Koszty sprzedaży 18 15 Koszty ogólnego zarządu 36 41 19
Aktualna struktura nakładów inwestycyjnych Segmentu Dystrybucja mln zł 269 109 Nakłady na rozbudowę sieci w związku z przyłączeniem nowych odbiorców Nakłady na rozbudowę i modernizację sieci w związku z przyłączaniem OZE 6 127 168 77 2 63 Modernizacja sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw Nakłady na inteligentne opomiarowanie i inne elementy wdrażania sieci inteligentnych Pozostałe nakłady (w tym korekty i wyłączenia konsolidacyjne) 9 4 18 22 20
Przychód regulowany Zwrot z WRA WRA Wartość Regulacyjna Aktywów 315 1 257 989 1 156 1 019 WRA efektywnie wynagradzane 10 958 11 541 11 678 WRA 2015 Wydatki inwestycyjne uznaneprzez URE Zmniejszenia WRA Wydatki inwestycyjne uznaneprzez URE Zmniejszenia WRA 2017 Standard WACC 7,20% 5,68% 5,63% Stopa wolna od ryzyka 3,96% 2,95% 2,91% Q (Wskaźnik jakościowy) - - - WR (Wskaźnik regulacyjny) - 1,00 0,99 Zwrot z kapitału na bazie WRA 830 679 673 ujęte w taryfie" Efektywny zwrot z WRA Zwrot z zaangażowanego kapitału 789* 679 666 7,00% 5,88% 5,71% 3 892 3 876 4 002 789 679 666 732 773 803 2 371 2 424 2 532 2015 2017 Pozostałe koszty Amortyzacja Zwrot z WRA * zmniejszenie zwrotu z kapitału o 5% w wyniku decyzji Prezesa URE 21
Struktura kosztów rodzajowych Segmentu Sprzedaż Koszty rodzajowe (mln zł) Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych 9 11 Zużycie materiałów i energii 6 9 Usługi obce 38 45 Podatki i opłaty 4 3 Koszty świadczeń pracowniczych 36 35 Odpisy aktualizujące 9 8 Pozostałe (w tym zmiana stanu produktów oraz koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby) 7 6 Wartość sprzedanych towarów i materiałów 1 275 1 253 Koszty operacyjne, razem 1 383 1 369 W tym: Koszt własny sprzedaży 1 321 1 301 Koszty sprzedaży 53 62 Koszty ogólnego zarządu 9 7 22
Kluczowe dane operacyjne Segmentu Sprzedaż Zmiana Sprzedaż energii elektrycznej przez Segment Sprzedaż (GWh) 5 962 5 943-0,3% w tym sprzedaż detaliczna 4 905 5 094 4% Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej z akcyzą (zł/mwh) 227,7 222,0-2% Koszt zakupu energii elektrycznej (mln zł) 1 027 1 033 1% Koszt zakupu energii elektrycznej z PM (mln zł) 1 217 1 218 - Średnia cena zakupu energii elektrycznej bez PM (zł/mwh) 172,2 173,9 1% Średnia cena zakupu energii elektrycznej z PM (zł/mwh) 204,1 204,9 - Marża zmienna I stopnia energii elektrycznej* 4,7% 3,0% -1,8 p.p. * Marża zmienna I stopnia liczona jako iloraz wyniku na sprzedaży energii elektrycznej i przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej Zakup energii elektrycznej przez Segment Sprzedaż (GWh) Zmiana Zakupy energii od wytwórców z GK ENERGA 549 402-27% Zakupy energii na rynku hurtowym - giełda 2 364 2 317-2% Zakupy energii na rynku hurtowym - pozostałe 2 740 3 095 13% Zakupy energii na rynku bilansującym 311 128-59% Zakup energii razem 5 963 5 942-23
Sprzedaż energii elektrycznej przez Segment Sprzedaż Wolumen sprzedaży ee za * Wolumen sprzedaży ee za 2017 * 2017 0,4 TWh 7% 0,2 TWh 4% 4,9 TWh 82% 1,1 TWh 18% 0,1 TWh 2% 0,5 TWh 9% 5,1 TWh 86% 0,8 TWh 14% 0,6 TWh 10% Sprzedaż detaliczna Sprzedaż hurtowa Sprzedaż na pokrycie strat sieciowych do ENERGA-OPERATOR SA Sprzedaż na rynek bilansujący Pozostała sprzedaż hurtowa * Sprzedaż przez Segment Sprzedaż 24
Koszt umorzenia praw majątkowych na 1 MWh i jego struktura w Segmencie Sprzedaż* 40,84 zł/mwh 37,55 zł/mwh 2,58 3,36 7,66 0,99 2,32 1,72 1,63 1,06 8,11 26,25 22,72 zielone żółte czerwone fioletowe białe niebieskie W II półroczu roku wprowadzono obowiązek umarzania niebieskich certyfikatów, a także zmieniono zasady naliczania obowiązku w przypadku białych certyfikatów. * w odniesieniu do wolumenu sprzedaży ee do odbiorców końcowych podlegającemu kolorowaniu. 25
Struktura kosztów rodzajowych Segmentu Wytwarzanie Koszty rodzajowe (mln zł) Amortyzacja rzeczowych aktywów trwałych, aktywów niematerialnych i nieruchomości inwestycyjnych 45 42 Zużycie materiałów i energii 86 90 w tym zużycie paliw (z transportem) 79 77 Usługi obce 18 28 Podatki i opłaty 23 24 Koszty świadczeń pracowniczych 28 39 Odpisy aktualizujące 186 0 Pozostałe (w tym zmiana stanu produktów oraz koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby) 2-2 Wartość sprzedanych towarów i materiałów 29 6 Koszty operacyjne, razem 417 224 W tym: Koszt własny sprzedaży 399 208 Koszty sprzedaży 0 0 Koszty ogólnego zarządu 17 16 26
Kluczowe dane operacyjne Węgiel kamienny Zużycie paliw Zmiana Zmiana (%) Ilość (tys. ton) 313,9 313,2-0,7 0% Koszt* (mln zł) 74,3 72,2-2,1-3% Koszt jednostkowy (zł/tonę) 236,7 230,6-6,1-3% Koszt jednostkowy (zł/mwh)** 69,8 68,4-1,4-2% Biomasa Ilość (tys. ton) 8,4 9,5 1,1 13% Koszt* (mln zł) 3,2 3,2 0,0-1% Koszt jednostkowy (zł/tonę) 382,6 334,1-48,5-13% Koszt jednostkowy (zł/mwh)** 126,8 147,9 21,0 17% * łącznie z kosztem transportu ** w odniesieniu do łącznej produkcji energii elektrycznej i ciepła Uprawnienia do emisji CO 2 w Segmencie Wytwarzania Emisja CO 2 wszystkich instalacji (tys. ton), w tym: 648 642 Liczba przyznanych darmowych uprawnień do emisji 298 231 Liczba odpłatnych uprawnień do emisji 350 412 Koszt obowiązku umorzenia uprawnień do emisji CO 2 (mln zł) 11,2 8,9 27
Kluczowe dane operacyjne ENERGA Elektrownie Ostrołęka Struktura sprzedaży (GWh) Wolumeny i koszty zużycia węgla w 2017 roku - Produkcja własna netto Jedn. Węgiel Sprzedaż pozostała Sprzedaż do PSE pozostała Zużycie ogółem (tys. ton) 251,6 Koszt jedn. zużycia (zł/tona) 226,8 Koszt zużycia paliwa ogółem (mln zł) 57,1 Sprzedaż do PSE w wymuszeniu 542 Produkcja ciepła brutto (TJ) 694 522 199 78 552 99 8 542 552 417 445 28
Wskaźniki rentowności i płynności ROE* ROA* 24,5% 21,7% 5,6% 4,9% 2,7% 2,2% zysk netto/kapitał własny na koniec okresu zysk netto/aktywa ogółem EBITDA*/kapitał własny na koniec okresu Wskaźnik płynności Dług netto/ebitda* 2,3 2,3 2,4 1,7 aktywa obrotowe / zobowiązania krótkoterminowe dług netto / EBITDA 31 grudnia 31 marca 2017 * zysk netto i EBITDA za ostatnie 12 miesięcy 29
Średni koszt długu Grupy ENERGA Średni koszt długu GK ENERGA Główne przyczyny zmian: 3,80% 3,43% Obniżenie kosztu długu poprzez zawarcie 2-letnich oraz 4- letnich transakcji zabezpieczających o łącznej kwocie 850 mln PLN. Transakcje obniżają koszt długu związany z finansowaniem inwestycji ENERGA-OPERATOR poprzez zamianę zmiennej stopy procentowej WIBOR 3M na niższą średnioważoną stalą stopę procentową dla zawartych instrumentów. Średni WIBOR 3M Struktura finansowania na 31.03.2017 roku 1,69% 1,73% Stała stopa procentowa 59% Zmienna stopa procentowa 41% Źródło: Bloomberg 30
Bezpieczeństwo finansowe Dług netto / EBITDA Grupa ENERGA mln zł 20 000 2,3 2,4 3,0 15 000 2,0 10 000 5 000 0 6 137 7 143 4 666 4 790 31 grudnia 31 marca 2017 Środki pieniężne i ekwiwalenty Dług netto Oprocentowane kredyty i pozyczki powiększone o dłużne papiery wartościowe 1,0 0,0 Począwszy od I kwartału roku zmianie uległa stosowana przez Spółkę definicja wyniku EBITDA, która brzmi następująco: zysk/strata z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację oraz odpisy aktualizujące wartość niefinansowych aktywów trwałych. Zmiana ta ma na celu przede wszystkim zwiększenie przejrzystości i uproszczenie analiz przez zapewnienie porównywalności kluczowego parametru dla branży, w której funkcjonuje Emitent i jego Grupa Kapitałowa. Wiekowanie długu mln zł 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 31
Zatrudnienie w Grupie ENERGA Zatrudnienie na koniec okresu w osobach 8 741 0,7% 8 799 643 660 1 136 1 143 1 510 1 534 5 452 5 462 Pozostałe Sprzedaż Wytwarzanie Dystrybucja 31 grudnia 31 marca 2017 12 506 12 618 12 181 11 426 11 009 9 784 8 543 8 500 8 741 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 32
Kluczowe dane rynkowe Węgiel kamienny [zł/gj] EUA - Uprawnienia do emisji CO2 [EUR/t] 9,9 9,5 9,8 9,9 8,8 8,9 8,8 8,6 8,9 7,0 7,3 7,9 8,4 5,7 5,6 4,5 5,2 5,3 2015 I 2015 II 2015 IV kw. 2015 I II IV kw. 2017 2015 I 2015 II 2015 IV kw. 2015 I II IV kw. 2017 Źródło: Polski rynek węgla Źródło: Bloomberg Przeciętne ceny energii elektrycznej i zielonych certyfikatów na TGE (zł/mwh) Zielone certyfikaty - PMOZE_A (spot) Energia elektryczna (spot) 147,6 120,3 109,8 117,7 114,5 146,6 155,7 171,2 152,7 155,4 181,1 149,1 160,3 155,9 92,7 48,7 39,7 34,6 2015 I 2015 II 2015 IV kw. 2015 I II IV kw. 2017 2014 I 2014 II 2014 IV kw. 2014 2015 I 2015 II 2015 IV kw. 2015 Źródło: TGE 33
Departament Relacji Inwestorskich Tel.: (+48) 58 771 85 58 Tel.: (+48) 58 771 85 49 investor.relations@energa.pl Adam Kucza, Dyrektor Departamentu Relacji Inwestorskich Tel.: (+48) 58 778 84 74 (+48) 887 770 330 adam.kucza@energa.pl 34
Sporządzona przez ENERGA SA ( Spółka ) prezentacja ma charakter wyłącznie informacyjny i nie należy jej traktować jako porady inwestycyjnej. Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie ponoszą odpowiedzialności z tytułu jakiejkolwiek szkody wynikającej z wykorzystania niniejszej prezentacji lub jej treści albo powstałej w jakikolwiek inny sposób związany z niniejszą prezentacją. Odbiorcy niniejszej prezentacji ponoszą wyłączną odpowiedzialność za własne analizy i oceny rynku oraz sytuacji rynkowej Spółki i potencjalnych wyników Spółki w przyszłości, dokonane w oparciu o informacje zawarte w niniejszej prezentacji. W zakresie, w jakim niniejsza prezentacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłości, a w szczególności słowa projektowany, planowany, przewidywany i podobne wyrażenia (łącznie z ich zaprzeczeniami), stwierdzenia te wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością oraz innymi czynnikami, których skutkiem może być to, że rzeczywiste wyniki, sytuacja finansowa, działania i osiągnięcia Spółki albo wyniki branży będą istotnie różnić się od jakichkolwiek przyszłych wyników, działań lub osiągnięć wyrażonych w takich stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Ani Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie są zobowiązane zapewnić odbiorcom niniejszej prezentacji jakichkolwiek dodatkowych informacji ani aktualizować niniejszej prezentacji. 35