Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA. Prezentacja Spółki

Transkrypt

1 Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Prezentacja Spółki Marzec 2019

2 1. Grupa PGNiG i rynek gazu w Polsce 2. Segmenty Grupy PGNiG Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie 3. Strategia, nakłady 4. Załączniki Spis treści

3 Agenda Grupa PGNiG i rynek gazu w Polsce

4 Wiodąca zintegrowana grupa w polskim sektorze gazowo - naftowym 4

5 Trzecia największa polska spółka notowana na GPW** Kurs akcji PGNiG oraz WIG20 od stycznia 2012 roku wraz ze stopą zwrotu. 8,0 PLN PGNiG WIG20 (relative rate) *** 7,0 6,0 5,0 stopa zwrotu 80% 60% 40% 20% Notowana na GPW od września 2005 r. Kapitalizacja rynkowa około 40 mld PLN (EUR 9,3 mld, USD 10,6 mld)* Udział w WIG20: 5,36% 4,0 0% 3,0-20% 2,0 Q1'12 Q3'12 Q1'13 Q4'13 Q3'14 Q1'15 Q3'15 Q2'16 Q4'16 Q3'17 Q1'18 Q4'18-40% Kapitalizacja PGNiG od stycznia 2017 r. wraz z czołowymi spółkami GPW. Struktura akcjonariatu (stan na r.) PGNIG PKN Orlen PZU PKO BP PGE SAN PL PEKAO mld PLN 55 Pozostali 28,12% PKO BP 49.3 PKN Orlen 46.3 PGNiG 39.9 PZU 37.9 SAN PL 35.5 Średnia dzienna wartość obrotu w 2018: 24,2 mln zł Skarb Państwa 71,88% PEKAO PGE Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 * Pod względem kapitalizacji na dzień , z pominięciem dywidend ** wykres notowań WIG20 uwzględniający relatywne zmiany procentowe względem kursu PGNiG 5

6 Rynek gazu w Polsce: Niska konsumpcja gazu z potencjałem wzrostowym Zużycie gazu ziemnego wg krajów w 2017 r. Zużycie gazu na świecie według sektorów w 2016 r mld m 3 90,2 Przemysł lekki 5% 2016 Sektor transportowy 1% ,1 Budynki 21% Producenci energii 39% ,4 9,0 9,9 11,9 19,1 29,8 32,0 Przemysł ciężki 33% 0 Czechy Austra Węgry Rumunia Polska Ukraina Hiszpania Włochy Niemcy Sprzedaż gazu przez PGNiG według sektorów w 2017 i 2018 r. Zużycie energii pierwotnej w 2016 r. 100% 5% 9% 80% 27% 60% 4% 16% 29% Energia jądrowa Źródła odnawialne Gaz ziemny Producenci energii 15% 49% 2018 Pozostali odbiorcy 3% 12% 2% Odbiorcy indywidualni 37% oraz handlowi 35% % 20% 43% 51% Ropa naftowa Węgiel Przemysł 48% 17% 0% UE Polska Źródło: BP Statistical Review 2017; BP Energy Outlook 2018 / Zużycie zawiera sprzedaż, jak i zużycie własne oraz zmianę stanu magazynów 6

7 Rynek gazu na świecie 40% Ropa naftowa 30% 20% 10% Zużycie energii pierwotnej na świecie Węgiel Gaz ziemny Ropa naftowa 27% Gaz ziemny 26% Węgiel 21% Odnawialne 14% Woda Woda 7% Atom Atom 5% Popyt na gaz ziemny mln t ekw. ropy Azja i Pacyfik Afryka Bliski Wschód Europa i Eurazja Ameryka Łacińska Ameryka Północna Odnawialne 0% Roczna podaż LNG według regionów 500 mln t Ameryka Północna Australia Roczny popyt na LNG według regionów mln t Bliski Wschód Ameryka Łacińska Pozostałe 200 Azja (bez JKT) 200 Bliski Wschód Ameryka Północna 100 Azja Południowo - Wschodnia 100 Europa Afryka Japonia/Korea /Tajwan Źródło: IHS, BP Energy Outlook

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

9 Wyniki finansowe Grupy PGNiG w latach EBITDA Grupy PGNiG** 7,5 6,0 4,5 3,0 1,5 0,0-1,5 mld PLN Przychody i zysk netto Grupy PGNiG mld PLN 6,6 6,4 6,0 5,6 6,1 5 4,4 4,6 3,1 2,4 2,2 3,9 3,5 1,2 3,4 2,0 0,6 0,6 1,0 0,8 1,9 0,5 0,2 2,3 2,6 2,5 2,4 2,3 1,7 1,6 2,0 1,6-0,1 0,5 0,5 0,5 0,7 0,8 0,8 0,8-0,4-0, *** 2017*** 2018*** 21,28 Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i Magazynowanie Poszukiwanie i Wydobycie 23,00 28,73 32,12 34,30 2,46 1,63 2,23 1,92 2,82 36,46 33,20 * Źródło: TOP 500 CEE 2018 / ** EBITDA przed wewnętrznymi eliminacjami z wyłączeniem segmentu Pozostałe segmenty *** przekształcone, Pozostałe segmenty nie zostało zaprezentowane na wykresie 35,86 2,14 2,35 2,92 Przychody 41,23 Zysk netto 3, ,1 Piąta największa spółka w Europie Środkowo- Wschodniej* Trzecia największa spółka paliwowa w regionie* Stabilny poziom EBITDA dzięki zdywersyfikowanym źródłom przychodów Udział segmentów w EBITDA Poszukiwanie i Wydobycie 71% 59% % Wytwarzanie 11% -7% 38% Obrót i Magazynowanie -12% Dystrybucja 34% Udział pozostałych segmentów w EBITDA w 2018: -4%; in 2017: -3% 9

10 Zakres działań poszukiwawczych i wydobywczych Wydobycie gazu i ropy naftowej* 50 mln boe PGNiG to lider działalności poszukiwawczo-wydobywczej ropy i gazu w Polsce ,3 37,6 37,9 38,8 38,9 39,6 39,1 4,9 2,1 3,1 4,2 3,5 3,9 3,4 30,9 31,3 31,4 6,0 5,8 5,6 5,9 6,1 6,3 6,1 3,7 3,4 3,6 2,4 3,1 4,0 3,7 4,5 4,8 4,5 27,2 27,9 27,8 27,2 26,0 25,8 25,0 24,8 24,6 25,1 Złoża PGNiG w Polsce**: udokumentowane zasoby gazu 548 mln boe (87,7 mld m 3 ) udokumentowane zasoby ropy 119 mln boe (15,2 mln ton) 0 Zasoby gazu ziemnego i ropy naftowej P Gaz ziemny Polska Gaz ziemny Zagranica Ropa naftowa i kondensat Polska Ropa naftowa i kondensat Zagranica mln boe Ropa naftowa/ngl/kondensat Gaz ziemny Koncesje na ropę i gaz w Polsce**: 20 na poszukiwanie i rozpoznawanie 27 koncesji łącznych 203 na wydobycie Działalność poszukiwawcza i wydobywcza: 54 kopalń gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce Ponad 2 tys. odwiertów eksploatacyjnych * W przeliczeniu na gaz wysokometanowy / ** Na dzień r. 10

11 Wyniki finansowe segmentu Poszukiwanie i Wydobycie EBITDA segmentu Poszukiwanie i Wydobycie 5,0 mld PLN Wzrost przychodów na skutek wyższych cen ropy i gazu oraz wyższych wolumenów sprzedaży ropy. 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 5,0 3,9 3,4 3,1 2,4 1,9 2,0 2,2 1, * * przekształcone Wzrost przychodów ze sprzedaży ropy (R/R o 692 mln PLN). Wyższe przychody ze sprzedaży gazu w segmencie (R/R, o 932 mln PLN). Wyniki segmentu za 2017 vs 2018 mln PLN +25% -12% +30% +41% Średnia cena ropy naftowej USD/bbl Przychody ze sprzedaży Wyniki segmentu za Q vs Q mln PLN Koszty operacyjne EBITDA EBIT +27% -24% +30% +37% v Przychody Koszty operacyjne EBITDA EBIT 20 0 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q

12 Działalność zagraniczna Norwegia Rezerwy w Norwegii (stan na 31 grudzień 2018) Gaz ziemny Ropa & NGL Suma (mm boe) Skarv 12,4 8,5 20,9 Gina Krog 6,6 8,2 14,8 Vilje 3,7 3,7 Vale 0,7 0,6 1,3 Morvin 0,4 0,8 1,2 Tommeliten Alpha 36, ,1 Aerfugl 21,4 9,1 30,5 Skogul 0,3 2,9 3,2 Fogelberg 8,8 3,4 12,2 Suma 86,7 55,2 141,9 Produkcja w Norwegii 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 mln boe 4,3 2,1 5,8 3,1 8,6 4,9 7,4 7,0 4,1 3,4 Ropa naftowa 7,9 4,4 Gaz ziemny 5,9 3,3 W 2019 r. na Norweskim Szelfie Kontynentalnym PGNiG UN kontynuować będzie, jako partner, wydobycie węglowodorów ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog oraz zagospodarowanie złóż Skogul oraz Ærfugl. 18 października 2018 r. PGNiG Upstream Norway AS zawarł umowę zakupu 30% udziałów w koncesji PL044 od Equinor Energy AS, co jest równoznaczne z przejęciem 42,38% udziałów w złożu Tommeliten Alpha. Łączne zasoby odpowiadające udziałom zakupionym przez PUN od Equinor Energy AS wynoszą ok. 52 mln boe. Cena zakupu udziałów w koncesji wynosi 220 milionów USD. 2,0 1,0 2,2 2,7 3,7 3,3 3,5 3,5 2,6 PGNiG przygotowuje także plan zagospodarowania złoża Fogelberg. 0, P 12

13 Działalność zagraniczna Pakistan i pozostałe Aktywa: Pakistan Pozostała aktywność zagraniczna w 2018 r. Prace sejsmiczne: Akwizycje danych sejsmicznych: Bułgaria, Chorwacja, Egipt, Kolumbia, Tunezja, Ukraina, Myanmar. Przetwarzanie i interpretacja danych sejsmicznych: Francja, Indie, Pakistan, Kolumbia. Licencja Kirthar data umowy 18 maja 2005 udziały PGNiG 70% Pakistan Petroleum 30% obszar 956 km 2 położenie zobowiązania szacowane zasoby prowincja Sindh, blok Kirthar 2 odwierty, 100 km sejsmiki 2D (wypełnione) 9,4 mld m 3 gazu (7 mld m 3 Rehman / 2,4 mld m 3 Rizq) W 2018 r. podłączony został do eksploatacji odwiert Rizq-2 oraz Rehman-4. W lutym 2018 r. PGNiG zakończyło także wiercenie odwiertu Roshan-1. Obecnie kontynuowane jest wiercenie otworu Rehman- 5 (rozpoczęte we wrześniu 2018 r.), a także prowadzone są prace przygotowawcze do wiercenia otworów Rehman-6 i Rizq-3. W 2019 r. przewidziano do podłączenia odwierty Rizq-3, Rehman-5 oraz Rehman-6. W ramach kontynuacji prac poszukiwawczych, Oddział w Pakistanie planuje także ukończenie rozpoczętych w 2018 r. zdjęć sejsmicznych 3D na obszarze potencjalnego złoża W1 oraz 2D na obszarze potencjalnego złoża W2. Prace wiertnicze: Libia ZEA Główne obszary odwiertów: Pakistan, Kazachstan, Ukraina. Od 2008 roku jedna licencja LC113 na wydobycie. W połowie 2014 zgłoszenie siły wyższej. W 2017 i 2018 działania ograniczające wpływ siły wyższej oraz weryfikacja perspektywiczności licencji. W grudniu 2018 r. PGNiG wygrało przetarg na nabycie praw w zakresie poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów w emiracie Ras Al Khaimah. 13

14 Pozyskanie i sprzedaż gazu Działalność segmentu Obrót i Magazynowanie: sprzedaż gazu ziemnego, importowanego i wydobytego ze złóż krajowych; magazynowanie gazu, sprzedaż i obrót energią elektr. magazynowanie gazu Rosnący rynek w Polsce: CAGR +2,7% Kontrakt Jamalski z firmą Gazprom na dostawy gazu (do 2022): Do 10,2 mld m 3 rocznie, 85% Take-or-Pay Kontrakt z Qatargas na dostawy LNG (do 2034): 1,3 mld m 3 gazu, 100% Take-or-Pay. Dostawy od czerwca 2016 r. umowa dodatkowa (całkowity wolumen wzrośnie do 2,7 mld m 3 gazu rocznie, a w latach do ok. 2,9 mld m 3 gazu rocznie) Kontrakt z Cheniere na dostawy LNG (do 2042): 0,73 mld m 3 gazu po regazyfikacji łącznie w całym okresie ,95 mld m 3 gazu rocznie po regazyfikacji w okresie Kontrakty z Venture Global i Port Arthur na dostawy LNG: 2,7 mld m 3 gazu rocznie po regazyfikacji. Dostawy od 2022 r. (najwcześniej), do 2043 r. 3,9 mld m 3 gazu sprzedanego w 2018 roku przez PST do odbiorców poza Polską Taryfy: Obrót gazem: Koszty pozyskania gazu + koszty operacyjne + marża Obrót detaliczny: Baza kosztowa PGNiG Obrót Detaliczny m.in. koszt pozyskania gazu na TGE Magazynowanie: Koszt + zwrot z kapitału (6,1% WACC x 3,5 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) (od kwietnia 2019 r.) Źródła zaopatrzenia PGNiG SA w gaz ziemny mld m ,5 17,3 15,2 15,3 15,4 15, ,3 1,7 2,7 13,7 1,0 1,6 2,0 13,3 1,0 2,1 2,3 0,3 1,8 1,6 1, ,0 9,3 9,0 8,7 8,1 8,2 10,2 9,7 9,0 4 4,2 4,3 4,3 4,2 4,0 4,0 3,9 3,8 3, LNG Kierunek zachodni i południowy Kierunek wschodni Produkcja krajowa Portfolio LNG Grupy PGNiG mld m FOB 6 4 DES Qatargas Centrica Cheniere Transakcje spot Venture Global LNG Port Arthur LNG (HOA) 14

15 Wyniki finansowe segmentu Obrót i Magazynowanie EBITDA segmentu Obrót i Magazynowanie mld PLN 1,5 1,0 1,0 0,5 0,5 0,2 0,8 0,6 0,6 Wyniki segmentu pod wpływem wzrostu rynkowych cen gazu oraz ropy naftowej w 2018 r. Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 4,9 mld PLN. Wzrost kosztów pozyskania gazu na skutek wyższych notowań cen ropy i gazu. 0,0-0,5-0,1-0,4-0,8 Wyniki segmentu za 2017 vs 2018 mln PLN +19% +20% -95% -62% -1, * * przekształcone Sprzedaż gazu ziemnego przez PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny oraz PST mld PLN 18,7 16,2 1,8 1,4 3,7 0,1 24,7 23,0 2,5 2,3 9,1 8,3 8,6 7,7 7,3 6,9 29,1 26,8 3,9 2,2 8,5 8,8 7,5 7,6 8,6 8,8 6,2 5,5 5,1 6, PST Towarowa Giełda Energii Detal Hurt Przychody za sprzedaży Przychody za sprzedaży Koszty operacyjne Koszty operacyjne EBITDA EBIT Wyniki segmentu za Q vs Q mln PLN +22% +22% -42% -34% EBITDA EBIT 15

16 Dystrybucja Stabilny rozwój sieci i wzrost wolumenu dystrybucji gazu (+3,5% CAGR ) tys. km mld m ,6 11, , ,9 10, ,5 9,6 9, '11 '12 '13 '14 '15 '16 ' Długość sieci dystrybucyjnej z przyłączami (lewa oś) Wolumen dystrybuowanego gazu (prawa oś) Polska Spółka Gazownictwa ma dominujący udział na rynku, należy do niej 97% krajowej sieci dystrybucyjnej oraz niemal 99% przyłączy.* Dostarcza gaz od sprzedawców do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej (gosp. domowych i przedsiębiorstw). Segment odpowiedzialny za eksploatację, remonty i rozbudowę tej sieci. Pokrycie siecią dystrybucyjną Taryfa: Nowa taryfa nr 7 zatwierdzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w styczniu 2019 r., obowiązująca od lutego 2019 r. Koszt + zwrot z kapitału (6,2% WACC x 12,2 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) * Na dzień r. 16

17 Wyniki finansowe segmentu Dystrybucja EBITDA segmentu Dystrybucja mld PLN 3,0 2,5 2,0 Wyniki segmentu pod wpływem niższej taryfy oraz dodatniego salda przychodów i kosztów z tytułu bilansowania Cel strategiczny PSG łączny wynik EBITDA na poziomie 16 mld zł w latach ,5 1,0 2,3 1,6 1,7 1,6 2,0 2,3 2,6 2,5 2,4 Wyniki segmentu za 2017 vs 2018 mln PLN +3% -4% -7% 0,5 0, Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT CAPEX segmentu mld PLN 1,90 1,80 Wyniki segmentu za Q vs Q mln PLN -7% +3% -20% -37% 1,70 1,60 1,50 1,40 1,81 1,30 1,20 1,10 1,00 1,34 1,24 1,27 1,19 1,14 1,12 1, Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 17

18 Wytwarzanie Udział na rynku krajowym*: moc cieplna 10% wolumen sprzedaży ciepła 11% Udział na rynku warszawskim: największy producent ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji szacunkowe pokrycie całkowitego zapotrzebowania na ciepło ok 70% szacunkowe pokrycie całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną ok. 65% ciepło dostarczane do sieci miasta ok. 98%. Wydarzenia: Styczeń 2012: przejęcie 99,8% akcji Vattenfall Heat Poland za 3 mld zł (3,5 mld zł EV) Objęcie do 20,4% w kapitale zakładowym Polskiej Grupy Górniczej w wyniku inwestycji 800 mln zł Rozwój wytwarzania i dystrybucji ciepła: Kwiecień 2016: zakup od JSW SA Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej ( PEC ) za 190 mln zł, m.in. 14 lokalnych ciepłowni, 260 MW mocy cieplnej Sierpień 2016: zakup od JSW SA Spółki Energetycznej Jastrzębie ( SEJ ) za 372 mln zł, m.in. 5 Ciepłowni, 130 MW mocy wytwórczej energii elektrycznej, 540 MW mocy cieplnej. Wrzesień 2017: Połączenie PGNiG TERMIKA EP (Wcześniej SEJ) i PEC Taryfa: System taryf benchmarkingowych na rynku ciepłowniczym z istotnym potencjałem wzrostu wartości ze względu na niski koszt produkcji ciepła. Kluczowe dane operacyjne PGNiG Termika Moc zainstalowana cieplna Moc osiągalna elektryczna Sprzedaż ciepła (regulowana) w 2018 r. Sprzedaż energii elektrycznej (z produkcji) w 2018 r. Produkcja ciepła i energii elektrycznej PJ ,7 3,7 38,7 38,2 39,0 3,6 43,0 3,8 3,7 38,7 40,2 3, ,8 40,2 3,6 36,6 36,2 3,5 39,5 3,6 Produkcja energii cieplnej netto - sprzedaż (lewa oś) Produkcja energii elektrycznej (prawa oś) 42,6 3,9 5,3 GWt 1,0 GWe 40,7 PJ 4,0 TWh 4,0 40,7 TWh 4,1 4,0 3,9 3,8 3,7 3,6 3,5 3,4 3,3 3,2 * Źródło: Energetyka cieplna w liczbach

19 Wyniki finansowe segmentu Wytwarzanie EBITDA segmentu Wytwarzanie mld PLN 0,9 0,8 0,7 Wynik segmentu pod wpływem wyższych wolumenów i cen sprzedaży energii elektrycznej oraz wyższych kosztów surowców. 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,44 0,49 0,47 0,50 0,46 0,70 0,76 0,84 0,79 Wyniki segmentu za 2017 vs 2018 mln PLN +6% +13% -7% -26% 0,1 0,0 2010* 2011* Inwestycje Budowa bloku gazowego 497 Mwe EC Żerań w Warszawie (2020) Elektrociepłownia kogeneracyjna Stalowa Wola (IV kwartał 2019 r.) 50/50 JV PGNiG i Tauron Polska Energia: Nakłady inwestycyjne 1,6 mld zł, finansowane w formule project finance Umowa na sprzedaż energii elektrycznej. PGNiG dostarczy 0,5 mld m 3 gazu przez 14 lat Moc bloku gazowego: 450 MWe oraz 240 MWt W styczniu 2016 r. odstąpiono od umowy oraz nałożono kary umowne na generalnego wykonawcę w związku z nienależytym wykonywaniem kontraktu Porozumienie w sprawie kluczowych warunków wstępnych restrukturyzacji projektu zostało podpisane w październiku 2016 r., dostosowując istniejące umowy handlowe ECSW do oczekiwanej daty rozpoczęcia działalności komercyjnej i aktualnych warunków rynkowych. Badanie statusu projektu zakończyło się w 2016 r. Projekt zostanie wznowiony przez wyspecjalizowaną firmę, odpowiedzialną za wspieranie jej koordynacji na podstawie EPCM. Umowa kredytowa o wartości 900 mln ECSW z BGK i PGNiG (450 mln PLN od każdego kredytodawcy) na refinansowanie zadłużenia ECSW na rzecz PGNiG i Tauron w kwocie 600 mln PLN oraz 300 mln PLN na sfinansowanie dalszych wydatków kapitałowych ECSW. Przychody ze sprzedaży mln PLN Koszty operacyjne EBITDA EBIT Wyniki segmentu za Q vs Q % +11% +20% -2% Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT * Według polskich standardów rachunkowości, dane przed wewnętrznymi eliminacjami 19

20 Strategia, nakłady

21 Strategia GK PGNiG na lata Nowa strategia Grupy PGNiG na lata (z perspektywą do 2026 r.) #1 #2 #3 Misja Wizja Cel nadrzędny Jesteśmy zaufanym dostawcą energii dla domu i biznesu Odpowiedzialnie i efektywnie dostarczamy innowacyjne rozwiązania energetyczne Wzrost wartości GK PGNiG oraz zapewnienie stabilności finansowej Zaufany Odpowiedzialnie Wzrost wartości Nasi klienci polegają na wysokiej jakości i wiarygodności świadczonych usług Działamy przejrzyście w oparciu o zasady odpowiedzialności społecznej Naszą nadrzędną aspiracją jest kreowanie wartości dodanej dla naszych akcjonariuszy i klientów Dostawca energii Kompleksowo zaspakajamy potrzeby energetyczne klientów (gaz + prąd + ciepło + inne/usługi) Dom i biznes Dbamy i cenimy wszystkich naszych klientów - gospodarstwa domowe, firmy i instytucje Efektywnie Jesteśmy zoptymalizowani procesowo i kosztowo Innowacyjne rozwiązania Jesteśmy liderem innowacyjności w branży energetycznej Stabilność finansowa Dążymy do zapewnienia długoterminowej stabilności finansowej i wiarygodności kredytowej 21

22 Podstawowe cele strategiczne Grupy Cel nadrzędny wzmocnienie pozycji konkurencyjnej Grupy przy jednoczesnym wsparciu rozwoju i zapewnieniu bezpieczeństwa rynku gazu w Polsce Silna pozycja konkurencyjna PGNiG Rozwój rynku gazu w Polsce Nowe kierunki dostaw gazu w celu wzmocnienia pozycji konkurencyjnej w po wygaśnięciu jamału w roku 2022 Przyspieszenie rozwoju sieci dystrybucyjnej w celu zwiększenia dynamiki przyłączeń nowych odbiorców oraz wzrostu rynku gazu Inwestycje produkcyjne w Norwegii ukierunkowane na zwiększenie wydobycia gazu do ok. 2,5 mld m 3 rocznie po 2022 roku Udział w projekcie Korytarza Norweskiego w celu zapewnienia możliwości bezpośredniego importu gazu z Norwegii Wzrost wartości GK PGNiG oraz zapewnienie stabilności finansowej Intensyfikacja działalności upstream w Polsce w kierunku odbudowy zasobów oraz utrzymania wysokiego poziomu wydobycia Istotna poprawa standardów obsługi klientów poprzez digitalizację kanałów obsługowych oraz poszerzenie oferty Rozwój handlu ( tradingu ) gazem i LNG dla poprawy konkurencyjności PGNiG na europejskim i krajowym rynku gazu 22

23 Aspiracje w kluczowych obszarach działalności 1. Poszukiwanie i Wydobycie 2. Obrót hurtowy 3. Obrót detaliczny Zwiększenie bazy udokumentowanych zasobów węglowodorów o 35% (do mln boe w 2022 ) Zwiększenie łącznego poziomu wydobycia węglowodorów o 41% (do 55 mln boe w 2022) Zdywersyfikowany portfel dostaw gazu ziemnego po roku 2022 Zwiększenie wolumenu sprzedaży gazu ziemnego o 7% (do 178 TWh w 2022) Skumulowany wolumen sprzedaży gazu ziemnego na rynku hurtowym w kraju i zagranicą na poziomie 1000 TWh Maksymalizacja marży w obrocie detalicznym Utrzymanie łącznego wolumenu sprzedaży gazu ziemnego na poziomie TWh/rok 4. Magazynowanie 5. Dystrybucja 6. Energetyka i ciepłownictwo Zabezpieczenie pojemności magazynowych dostosowanych do popytu Wzrost efektywności obszaru magazynowania Ponad 300 tys. nowych przyłączy w latach Zwiększenie dynamiki rocznego przyrostu liczby przyłączy o 17% Zwiększenie wolumenu dystrybucji gazu ziemnego o 16% Zwiększenie wolumenu sprzedaży ciepła i energii o 20% (do 18 TWh w 2022) 7. Centrum Korporacyjne Efektywna realizacja projektów R&D&I oraz wzmocnienie wizerunku Grupy Poprawa efektywności operacyjnej Grupy PGNiG 23

24 CAPEX oraz EBITDA w latach CAPEX w latach EBITDA w latach mld PLN Poszukiwanie i Wydobycie 3,5 11,5 SUMA: mld PLN 9,2 Skumulowany wynik EBITDA około 33,7 mld PLN Dystrybucja Energetyka i Ciepłownictwo Obrót i Magazynowanie Inne projekty rozwojowe Razem Średniorocznie ,7 8,1 3,1 6,9 26,2 1,1 3,9 0,2 0,1 0,3 3,7 Wykonanie Plan , średniorocznie średniorocznie Ambitny program inwestycyjny umożliwi długoterminowy wzrost wyniku EBITDA Grupy, szczególnie w latach (ok. 9,2 mld PLN średniorocznie) Utrzymanie bezpiecznego poziomu zadłużenia (stosunek dług netto/ebitda nie wyższy niż 2,0) CAPEX w latach ,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 mld PLN 6,8 3,2* 1,1 0,6 3,6 0,3 1,3 0,5 1,9 1,5 31 grudnia 2012 Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i Magazynowanie Poszukiwanie i Wydobycie 31 grudnia ,9 0,4 1,1 0,3 2,1 31 grudnia ,3 2,9 3,1 0,5 0,4 0,5 1,2 1,1 1,3 0,2 0,1 0,1 1,4 1,3 1,2 31 grudnia grudnia grudnia ,7 0,6 1,8 0,1 2,2 31 grudnia 2018 Blisko połowa nakładów inwestycyjnych (45%) dotyczyć będzie obszaru poszukiwania i wydobycia Średnioroczne nakłady inwestycyjne w latach na poziomie około 5,7 mld PLN * Zawiera zakup za 3 mld zł obecnej spółki PGNiG Termika 24

25 Załączniki

26 Podstawowe wyniki finansowe w Q EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q vs Q mln PLN PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży R/R: gazu o 294 mln PLN (+28% R/R), a ropy naftowej i kondensatu o 169 mln PLN (+34% R/R). Koszt odwiertów negatywnych i spisanej sejsmiki: -146 mln PLN wobec -249 mln PLN w Q r. Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o +24% R/R i kosztów paliwa gazowego o 31% R/R, głównie w wyniku wyższych cen ropy i gazu. Wynik na realizacji instrumentów zabezpieczających objętych rachunkowością zabezpieczeń odniesiony w wynik finansowy +45 mln PLN. Wpływ zwiększenia odpisu na zapasie gazu o -15 mln PLN. W Q r. zwiększenie odpisu na zapasie gazu na poziomie -26 mln PLN. Dystrybucja Wyższy wolumen dystrybucji (o +4% R/R) oraz niższe o -4% R/R przychody z tytułu świadczenia usługi dystrybucyjnej w związku z niższą taryfą od r. Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu niższe o -79 mln PLN R/R. Wytwarzanie Q4'17 Q4'18 Q4'17 Q4'18 Q4'17 Q4'18 Q4'17 Q4'18 Q4'17 Q4'18 Wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej o +31% R/R będące wynikiem wyższego wolumenu produkcji oraz wyższych notowań cen energii elektrycznej [mln PLN] Q Q D% Przychody ze sprzedaży * % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) *Dane przekształcone do porównywalności w związku z zastosowaniem nowego standardu sprawozdawczości finansowej MSSF 15 mln PLN EBITDA Grupy PGNiG w Q vs Q4 2018** * % EBITDA % EBITDA (bez odpisów rzecz. aktywów trwałych) % Amortyzacja % EBIT % Wynik na działalności finansowej % Zysk netto % Q PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje **Eliminacje w Q4 2018: -7 mln PLN vs -31 mln PLN w Q Q

27 Koszty operacyjne w Q vs Q [mln PLN] Q Q D% Koszt sprzedanego gazu % Paliwa do produkcji ciepła i energii % Zużycie pozostałych surowców i materiałów % Świadczenia pracownicze % Usługa przesyłowa -256* % Pozostałe usługi obce -542* % Usługi regazyfikacji LNG % Podatki i opłaty % Pozostałe przychody i koszty operacyjne** x Zmiana stanu odpisów na zapasy % Zmiana stanu rezerw x Odpisy z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie % Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki % Odpisy aktualizujące wartość składników majątku trwałego % Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby % Amortyzacja % Koszty operacyjne ogółem % Komentarz: Wzrost kosztów sprzedanego gazu R/R o mln PLN (+31%) w związku ze wzrostem cen ropy i gazu. Niższe R/R koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki (-146 mln PLN). W Q spisano 11 odwiertów negatywnych. W Q spisano 7 odwiertów negatywnych (-152 mln PLN). Zawiązanie odpisu z tytułu utraty wartości majątku trwałego na poziomie -227 mln PLN w Q vs -548 mln PLN w Q Wyższa R/R amortyzacja: Q4 2018: -751 mln PLN vs Q4 2017: -673 mln PLN. Niższe R/R pozostałe przychody i koszty operacyjne w Q m.in. za sprawą zwiększenia odpisu na zapasie gazu w Q o -15 mln PLN vs. zwiększenie odpisu w Q na poziomie -26 mln PLN. Zawiązanie odpisu na należnościach -76 mln PLN w Q4 2018, wobec rozwiązania na +19 mln PLN w Q Wzrost kosztów związanych ze sprzedażą pozostałych towarów i materiałów do poziomu -279 mln PLN w Q vs -120 mln PLN w Q Zawiązanie rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności na poziomie -33 mln PLN w Q wobec rozwiązania rezerwy na +16 mln PLN w Q Różnice kursowe netto dotyczące działalności operacyjnej: -51 mln PLN w Q vs -74 mln PLN w Q Wynik na instrumentach pochodnych w pozostałych kosztach operacyjnych netto (nieobjętych rachunkowością zabezpieczeń): +183 mln PLN w Q vs +72 mln PLN w Q Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu % * Dane przekształcone do porównywalności w związku z zastosowaniem nowego standardu sprawozdawczości finansowej MSSF 15. ** Pozostałe koszty operacyjne w powyższym zestawieniu nie uwzględniają kosztów z tytułu podatków i opłat oraz odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych. 27

28 Czynniki wpływające na wynik finansowy Słabszy PLN wobec USD oraz wobec EUR R/R 4,5 PLN 4,0 3,5 4,30 4,23 +2% 3,77 3,60 +5% 9-miesięczna średnia cen ropy wzrosła w Q o 39% R/R USD/bbl ,73 61,43 51,98 +10% +39% 72,31 Wzrost przychodów ze sprzedaży na skutek wysokich cen węglowodorów oraz wzrostu wolumenu sprzedaży gazu. Rosnący koszt jednostkowy pozyskania gazu. 3,0 07'16 10'16 01'17 04'17 06'17 09'17 12'17 03'18 06'18 09'18 12'18 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 20 07'16 10'16 01'17 04'17 06'17 09'17 12'17 03'18 06'18 09'18 12'18 3-mies. średnia cena ropy Brent w USD 9-mies. średnia cena ropy Brent w USD Ceny gazu TGE RDN oraz średnia cena kontraktów ważonych wolumenem PLN/MWh 81,25 TGE (RDN, rynek dnia następnego) Średnioważona wolumenem cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) 81,16 81,48 78,72 76,70 83,79 średnia cena RDNg w Q4 2017: 88,78 89,58 83,96 +27% R/R 91,02 103,36 +23% (R/R) średnia cena RDNg w Q4 2018: 113,14 Uwagi: Cena sprzedaży na TGE: dominujące pod względem wolumenu terminy kontraktów gazowych na TGE i innych giełdach gazu to kontrakty kwartalne, sezonowe (lato/zima) i roczne. Rynek kontraktów terminowych miesięcznych i tygodniowych oraz rynek spot pełnią funkcję uzupełniającą. Ważoną wolumenem średnią kwartalną cen kontraktów na TGE obliczono na podstawie kwotowań kontraktów z datą realizacji przypadającą na dany kwartał '16 09'16 12'16 03'17 06'17 09'17 12'17 03'18 06'18 09'18 12'18 28

29 Sprzedaż i struktura importu gazu Import gazu do Polski LNG 26% Kierunek zachodni i południowy 37% 20% Q % Q % Kierunek wschodni 37% Sprzedaż gazu poza GK PGNiG według spółek [mln m 3 ] Q Q D% Grupa PGNiG: % PGNiG SA % PGNiG OD % PST % Wzrost udziału LNG w strukturze importu w Q r. rozładowano 7 gazowców, w tym 4 z kontraktu z Qatargas oraz 3 ładunki spot. Sprzedaż gazu Grupy PGNiG wyższa o +7% R/R. Wzrost sprzedaży PST (działalność zagraniczna). Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu mld m 3 12,5 10,0 7,5 7,3 8,8 8,0 9,9 8,6 5,0 2,5 5,4 4,6 3,0 3,2 3,3 3,5 3,7 3,8 5,4 5,1 3,4 3,3 2,9 Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 23 mln m 3 regazyfikacji (stan na r.). po 0,0 2,9 3,0 2,2 0,9 1,7 2,3 1,1 2,1 2,3 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski 29

30 Kierunki dostaw gazu Interkonektory Projekt Bramy Północnej POLSKA NORWEGIA (do 10 mld m 3, 2022) POLSKA LITWA (1,7/2,4 mld m 3, 2021) TERMINAL LNG (I etap 5 mld m 3, planowany II etap: 7,5 mld m 3 ) TIETIEROWKA (0,2 mld m 3 *) GAZOCIĄG JAMAŁ MALLNOW (rewers : techniczna zdolność do 5,4 mld m 3 ) Lwówek Wlkp Włocławek GAZOCIĄG JAMAŁ KONDRATKI (30,7 mld m3 *) WYSOKOJE (5,5 mld m 3 *) GCP (1,5 mld m 3 *) POLSKA UKRAINA (5 mld m 3, 2020) * POLSKA CZECHY. (6,5/5 mld m 3, 2019) Przepustowość techniczna CIESZYN, (0,5 mld m 3 ) POLSKA SŁOWACJA (5,7/4,7 mld m 3, 2020) DROZDOWICZE/ HERMANOWICE (4,4 mld m 3 *) Połączenia istniejące Połączenia planowane, w trakcie budowy (przepustowość do/z polskiego systemu TERMINAL LNG 30

31 Obrót i sprzedaż detaliczna gazu Wydobycie Zakup gazu PGNiG SA Sprzedaż PGNiG SA 7,0 mld m 3 sprzedanego gazu w 2017 r. 7,4 mld m 3 sprzedanego gazu w 2018 r. Eksport 0,7 mld m 3 gazu w 2017 r. 0,5 mld m 3 gazu w 2018 r. Sprzedaż bezpośrednia 0,8 mld m 3 gazu w 2017 r. 0,9 mld m 3 gazu w 2018 r. Towarowa Giełda Energii 8,5 mld m 3 w 2017 r. 8,8 mld m 3 w 2018 r. Towarowa Giełda Energii (TGE) PGNiG Obrót Detaliczny Sprzedaż PGNiG OD 7,5 mld m 3 sprzedaż gazu w 2017 r. 7,6 mld m 3 sprzedaż gazu w 2018 r. Sprzedaż na TGE realizowana przez PGNiG SA oraz zakupy na TGE przez PGNiG Obrót Detaliczny, która rozpoczęła działalność operacyjną 1 sierpnia 2014 roku, nie podlegają eliminacji w sprawozdaniu skonsolidowanym i są wykazywane w segmencie Obrót i Magazynowanie. 31

32 Q4 17: 94% Q4 18: 84% Zmiany na polskim rynku gazu Wolumen sprzedaży gazu (mln m 3 ) Grupa PGNiG ogółem 18,6 23,0 24,3 26,8 29,0 PGNiG SA (bez Pakistan) 13,8 13,2 14,5 16,8 17,0 W tym PGNiG SA przez TGE 3,7 8,1 9,0 8,4 8,5 PGNiG Obrót Detaliczny 3,0 7,5 7,3 7,6 7,9 Liberalizacja rynku gazu wpływa na udział PGNiG w imporcie oraz strukturę sprzedaży Komentarz: Od r. wolumen sprzedaży gazu przez Grupę PGNiG zawiera zarówno sprzedaż giełdową PGNiG SA, jak i sprzedaż PGNiG OD do klientów końcowych i na giełdzie. Gaz zaazotowany został ujęty w tabeli w ekwiwalencie gazu E. Udział PGNiG w imporcie gazu do Polski* 100% 80% 60% 40% 20% * Uwagi: Wykres przedstawia udział PGNiG SA w przepływach gazu do Polski na punktach OGP Gaz-System (bez uwzględnienia tranzytu gazociągiem jamalskim oraz bez eliminacji eksportu), dane miesięczne. Wzrost udziału PGNiG w imporcie zauważalny w 1Q16 spowodowany przede wszystkim przez spadek eksportu na Ukrainę. Dane na wykresie nie wskazują na udział w polskim rynku gazu. Pochodzą one z publikowanych przez OGP Gaz-System wolumenów gazu przesyłanych przez interkonektory. 0% 01'14 04'14 06'14 09'14 12'14 03'15 06'15 09'15 12'15 03'16 06'16 09'16 12'16 03'17 06'17 09'17 12'17 03'18 06'18 09'18 12'18 32

33 Model taryfowy w Polsce Typ działalności Sprzedaż bezpośrednia Brak Obrót gazem Obrót detaliczny Obrót hurtowy Magazynowanie (od kwietnia 2019) Dystrybucja (od lutego 2019) Mechanizm regulacji Koszty pozyskania gazu + koszty operacyjne + marża Baza kosztowa PGNiG Obrót Detaliczny m.in. koszt pozyskania gazu na TGE Baza kosztowa PGNiG SA m.in. Koszt importu + koszt wydobycia (z uwzględnieniem zwrotu z kapitału w działalność wydobywczą) Koszt + zwrot z kapitału (6,1% WACC x 3,5 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) Koszt + zwrot z kapitału (6,2% WACC x 12,2 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) Haromonogram deregulacji rynku gazu w Polsce Średnia importowa cena gazu do Niemiec wg BAFA, cena gazu rosyjskiego na granicy niemieckiej oraz taryfa PGNiG PLN/tys. m 3 Cena BAFA Taryfa PGNiG (duży przemysł) Gaz rosyjski na granicy niemieckiej 0 01'11 06'11 11'11 04'12 09'12 02'13 07'13 12'13 05'14 10'14 03'15 08'15 01'16 06'16 11'16 04'17 Poziomy obliga giełdowego Od 1 stycznia 2017 r. Od 1 października 2017 r. Do końca 2023 r. 30% 40% 55% max Zwolnienie z obowiązku zatwierdzania taryf dla przedsiębiorstw obrotu w zakresie sprzedaży na rynku hurtowym w: i) punkcie wirtualnym, (ii) w formie LNG lub CNG, oraz (iii) w trybie przetargów, aukcji i zamówień publicznych zgodnie z przepisami Ustawy Zamówień Publicznych. Zwolnienie z obowiązku taryfikacji dla przedsiębiorstw obrotu dostarczających gaz dla innych klientów biznesowych (w tym większych przedsiębiorstw przemysłowych i małych i średnich przedsiębiorstw). Utrzymanie obowiązku taryfowego dla podmiotów oferujących gaz gospodarstwom domowym. W 2013 r. Od 1 stycznia 2014 r. Od 1 stycznia 2015 r. Urząd Regulacji Energetyki zaproponował liberalizowanie polskiego rynku gazu poprzez obligo giełdowe, czyli wolumen gazu ziemnego, który powinien zostać sprzedany przez spółkę obrotu na Towarowej Giełdzie Energii. URE zamierza stopniowo znosić taryfy dla poszczególnych segmentów wśród odbiorców przemysłowych. 33

34 Zadłużenie i źródła finansowania Źródła finansowania (stan na r.) mln PLN Zadłużenie na koniec kwartału mld PLN Obligacje gwarantowane (program ważny do 2020) dostępne wykorzystane Obligacje krajowe (grudzień 2022) Program BGK (2024) Reserve Based Loan (2022) Komentarz: 0,30 0,20 0,10 W dniu 21 grudnia 2017 r. PGNiG TERMIKA w związku z niedopasowaniem programu inwest. z Programem Emisji Obligacji z dnia 4 lipca 2012 r. do kwoty 1,5 mld PLN (PEO) zawarła porozumienia rozwiązujące PEO, w wyniku czego łączna pula obligacji gwarantowanych wynosi 7 mld PLN. W dniu 21 grudnia 2017 r. PGNiG S.A. podpisał umowę programu emisji obligacji do kwoty 5 mld PLN. Dywidenda za rok obrotowy (na akcje) PLN 0,20 0,20 0,15 0,170,19 0,18 0,15 0,12 0,13 0,09 0,08 0,07* ,4 3,8 3,7 3,0 2,2 1,1 1,3 1,4 0,7 0,5-1,5-1,6 0,7 0,4-2,0 Zadłużenie Dług netto Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18-1,4-2,4-0,2 0, Założenie Strategii: wypłata do 50% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych). * W dniu 29 października 2018 r. podjęto decyzję o wypłaceniu dywidendy z zysku Spółki za rok 2018 r. w wysokości 0,07 PLN/akcja. Dniem dywidendy był r., a dywidendę wypłacono r. 34

35 Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Bilans Grupy (stan na r.) Zatrudnienie (stan na dzień r.)* tys. mln PLN Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny 40 Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie ,0 29,0 2,0 1,1 1,6 1,1 13,1 12,2 4,1 3,9 25,5 25,3 24,7 24,8 1,3 1,9 1,1 1,8 1,5 1,9 1,8 1,8 10,7 11,5 10,8 11,1 3,5 2,9 3,0 3, Aktywa Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 10,8 10,2 8,9 7,7 7,0 6,8 10% 9,4% 8,7% 8,8% 0 31 grudnia grudnia grudnia grudnia grudnia grudnia % 6,9% 7,3% Skonsolidowane przepływy pieniężne ( r r.) mln PLN % 4% 2% 0% 5,8% 6,1% 6,0% 4,3% 4,7% ROE ROA ,2 2, ,6 2,0 1,4 1,2 1,8 1,8 1,4 1, Gotówka ( ) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy Gotówka ( ) Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności *Zmiana prezentacji danych centrum korporacyjnego, w wyniku czego nastąpiły zmiany w segmencie Obrót i Magazynowanie oraz Pozostałe segmenty w 2016 r. 35

36 Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO, GK PGNiG [mln m 3 ] FY 2018 Q Q Q Q FY 2017 Q Q Q Q FY 2016 Q GAZ WYSOKOMETANOWY (E) w tym w Polsce w tym w Norwegii GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) w tym w Polsce w tym w Pakistanie RAZEM (przeliczony na E) SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO, GK PGNiG [mln m 3 ] GAZ WYSOKOMETANOWY (E) w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) RAZEM (przeliczony na E) w tym sprzedaż bezpośrednio ze złóż IMPORT GAZU ZIEMNEGO, PGNiG SA [mln m 3 ] Razem w tym: kierunek wschodni w tym: LNG ROPA NAFTOWA, GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu w tym w Polsce w tym w Norwegii Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu z produkcji w tym w Polsce w tym w Norwegii WYTWARZANIE Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh]

37 Słownik terminów i pojęć 2P bbl Boe CAGR Capex CNG EBIT EBITDA Ee GK PGNiG GPW JV LNG PGNiG PGNiG OD PSG PST TGE URE Upstream WIG20 WRA Szacunkowe rezerwy paliw kopalnianych (udokumentowane oraz prawdopodobne) Baryłka ropy naftowej (Barrel of oil equivalent) ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony) Compound Annual Growth Rate Nakłady inwestycyjne Compressed Natural Gas; gaz ziemny w postaci sprężonej Zysk operacyjny Wynik operacyjny bez amortyzacji Energia elektryczna Grupa Kapitałowa PGNiG SA Giełda Papierów Wartościowych SA Joint Venture (wspólne przedsięwzięcie) Liquefied Natural Gas; gaz ziemny w postaci ciekłej Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. Polska Spółka Gazownictwa PGNiG Supply and Trading Towarowa Giełda Energii Urząd Regulacji Energetyki Poszukiwanie i wydobycie kopalin Indeks giełdowy 20 największych spółek akcyjnych notowanych na warszawskiej Giełdzie Papierów Wartościowych Wartość regulacyjna aktywów 37

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