Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA. Prezentacja Spółki

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Prezentacja Spółki Grudzień 2017

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

Agenda Grupa PGNiG i rynek gazu w Polsce

Wiodąca zintegrowana grupa w polskim sektorze gazowo - naftowym 4

Druga największa polska spółka przemysłowa notowana na GPW** Kurs akcji PGNiG od stycznia 2016 r. PLN 7,5 7 6,5 6 5,5 5 PGNiG WIG20 Notowana na GPW od września 2005 r. Kapitalizacja rynkowa około 35,8 mld zł* Znaczący udział w indeksie WIG20: 5% Druga największa spółka przemysłowa na GPW** 4,5 4 2016-01-04 2016-05-13 2016-09-20 2017-01-30 2017-06-09 2017-10-17 Struktura akcjonariatu (stan na 30.09.2017 r.) Kurs akcji PGNiG od stycznia 2012 r. PLN 8 PGNiG WIG20 7 6 5 Pozostali 28,12% Średnia dzienna wartość obrotu w Q1-3 2017: 22,2 mln zł Skarb Państwa 71,88% 4 3 2 2012-01-02 2012-09-20 2013-06-17 2014-03-07 2014-11-24 2015-08-17 2016-05-06 2017-01-23 2017-10-10 * PGNiG = 6,18 zł oraz EUR/PLN = 4,21; USD/PLN = 3,54 (na dzień 24 listopada 2017 r.) / ** Pod względem kapitalizacji 5

Rynek gazu w Polsce: Niska konsumpcja gazu z potencjałem wzrostowym Zużycie gazu ziemnego wg krajów w 2016 r. Zużycie gazu na świecie według sektorów w 2015 r. mld m 3 90 80 70 60 50 64,5 80,5 Sektor budowlany 5% Przemysł lekki 21% 2015 Sektor transportowy 1% Producenci energii 38% 40 30 20 10 0 28,0 29,0 17,3 7,8 8,7 8,9 10,6 Czechy Austra Węgry Rumunia Polska Hiszpania Ukraina Włochy Niemcy Przemysł ciężki 34% Sprzedaż gazu przez PGNiG według sektorów w 2015 i 2016 r. 100% 80% 60% Zużycie energii pierwotnej w 2016 r. 5% 9% 27% 4% 16% 29% Energia jądrowa Źródła odnawialne Pozostali odbiorcy 10% 2016 Producenci energii 8% 45% 2% Odbiorcy 8% indywidualni i 2015 przemysłowi 43% 45% Gaz ziemny 40% 20% 43% 17% 51% Ropa naftowa Węgiel Przemysł 40% 0% UE Polska Źródło: BP Statistical Review 2017; BP Energy Outlook 2017 / Zużycie zawiera sprzedaż, jak i zużycie własne oraz zmianę stanu magazynów 6

Rynek gazu na świecie 40% 30% Zużycie energii pierwotnej na świecie Ropa naftowa Gaz ziemny 20% 10% 0% Węgiel 4000 Ropa naftowa 29% Gaz ziemny 25% 3000 Węgiel 24% Woda 7% Woda Atom Atom 5% Odnawialne 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Odnawialne 9% 5000 2000 1000 0 Popyt na gaz ziemny mln t ekw. ropy 4319 4095 3798 3544 3135 2887 2505 2185 1924 1766 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Azja i Pacyfik Afryka Bliski Wschód Europa i Eurazja Ameryka Łacińska Ameryka Północna Roczna podaż LNG według regionów mln t 500 400 361 340 311 279 284 300 392 413 Ameryka Północna Australia Pozostałe mln t 400 Roczny popyt na LNG według regionów 318 296 300 265 240 246 200 334 345 Bliski Wschód Ameryka Łacińska Azja (bez JKT) 200 Bliski Wschód Ameryka Północna 100 0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Azja Południowo - Wschodnia Afryka 100 0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Europa Japonia/Korea/Taj wan Źródło: IHS, BP Energy Outlook 2016 7

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

Wyniki finansowe Grupy PGNiG w latach 2010-2016 EBITDA Grupy PGNiG** mld PLN 6,5 5,5 4,5 3,5 2,5 1,5 0,5-0,5 6,4 5,6 6,1 6,0 4,6 4,4 3,1 2,4 2,2 3,5 1,2 3,4 2,0 0,6 0,6 1,0 0,8 1,9 0,5 0,2 2,3 2,5 2,3 1,7 1,6 2,0 1,6-0,1 0,5 0,5 0,5 0,7 0,8 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*** Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Piąta największa spółka w Europie Środkowo- Wschodniej* Trzecia największa spółka paliwowa w regionie* Stabilny poziom EBITDA dzięki zdywersyfikowanym źródłom przychodów Udział segmentów w EBITDA Przychody i zysk netto Grupy PGNiG mld PLN 40 35 28,73 30 25 21,28 23,00 20 15 10 32,12 34,30 36,46 Przychody 33,20 Dystrybucja 43% 39% 11% 2016 2015 10% 40% Wytwarzanie 13% Poszukiwanie i Wydobycie 21% Obrót i Magazynowanie 23% 5 2,46 1,63 2,23 1,92 2,82 2,14 Zysk netto 2,35 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 * Źródło: Rzeczpospolita: Europa 500 / ** EBITDA przed uwzględnieniem segmentu pozostałe oraz eliminacji / ** EBITDA 2010-2015 przed wewnętrznymi eliminacjami z wyłączeniem segmentu Pozostałe segmenty *** przekształcone, -0,2 mld PLN EBITDA w wyniku działalności segmentu Pozostałe segmenty nie zostało zaprezentowane na wykresie 9

Zakres działań poszukiwawczych i wydobywczych Wydobycie gazu i ropy naftowej* 50 40 30 20 10 mln boe 1000 800 600 400 mln boe 0 30,9 31,3 31,4 3,7 3,4 3,6 Zasoby gazu ziemnego i ropy naftowej 854 860 847 680 685 675 37,6 37,9 40,3 38,4 38,3 38,8 38,5 2,1 3,1 4,9 4,1 3,6 3,8 3,3 6,0 5,8 5,6 5,6 5,7 6,0 5,7 2,4 3,1 4,0 3,7 4,5 4,5 4,5 27,2 27,9 27,8 27,2 26,0 25,8 25,0 24,5 24,5 25,0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017P 2018P 2019P Gaz ziemny Polska Gaz ziemny Zagranica Ropa naftowa i kondensat Polska Ropa naftowa i kondensat Zagranica 805 796 Ropa naftowa/ngl/kondensat 768 770 643 622 589 609 Gaz ziemny PGNiG to lider działalności poszukiwawczo-wydobywczej ropy i gazu w Polsce Średnia dzienna produkcja ponad 104 000 boe*** Złoża PGNiG w Polsce**: udokumentowane złoża gazu 491 mln boe (76,2 mld m 3 )** udokumentowane złoża ropy 121 mln boe (17 mln ton) Koncesje na ropę i gaz w Polsce**: 26 na poszukiwanie i rozpoznawanie 23 koncesji łącznych 224 na wydobycie Działalność poszukiwawcza i wydobywcza: 54 kopalń gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce Ponad 2 tys. odwiertów eksploatacyjnych 200 0 174 175 172 162 174 179 161 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 * W przeliczeniu na gaz wysokometanowy / ** Na dzień 30 Sierpnia 2017 / *** Na dzień 30 Listopada 2017 r. 10

736 1 549 3 702 2 966 2 186 3 037 2 230 4 416 4 855 3 760 2 426 1 095 5 289 4 071 2 206 1 138 Wyniki finansowe segmentu Poszukiwanie i Wydobycie EBITDA segmentu Poszukiwanie i Wydobycie mld PLN 4,0 Spadek średniej rynkowej ceny ropy Brent o 16% w 2016 vs 2015 3,0 Spadek przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 339 mln PLN) przy spadającej o 16% cenie ropy oraz 3% spadku wolumenu sprzedaży do 1 347 tys. ton 2,0 1,0 1,2 1,9 2,0 3,4 3,1 2,4 2,2 Wyniki segmentu za 2016 rok vs 2015r.* 9% mln PLN +10% +9% -4% 0,0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* * przekształcone Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Średnia cena ropy naftowej USD/bbl 140 120 105 117 113 109 119 109 110 110 113 103 110 109 108 110 102 Wyniki segmentu za Q1-3 2017 W Q1-3 2017 w GK PGNiG wprowadzono zmiany w raportowaniu segmentów. Więcej informacji na stronie 38. +19% -26% +96% +203% mln PLN 100 80 60 40 20 77 79 76 87 76 54 62 50 43 35 46 46 50 54 50 52 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 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 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 11

Działalność zagraniczna Norwegia Liczba licencji 18 Koszt zakupionych licencji 360 mln USD (Skarv) 1,95 mld NOK (Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog) CAPEX Skarv (wyłącznie PGNiG) ok. 800 mln USD Wydobywalne zasoby licencji (2P) dla PGNiG 51 mln boe (Skarv, Snadd) 31 mln boe (Morvin, Vale, Vilje, Storlakken, Gina Krog) Skarv Morvin Produkcja w Norwegii mln boe 9 Ropa naftowa 8 7 6 5 4,3 4 3 2,1 Gaz ziemny 5,8 3,1 8,6 4,9 7,4 4,1 6,8 7,0 3,6 3,8 5,9 3,3 Vale Vilje Gina Krog 2 1 2,2 2,7 3,7 3,3 3,2 3,2 2,6 0 2013 2014 2015 2016 2017F 2018F 2019F 12

Działalność zagraniczna Afryka i Azja Aktywa w Afryce: Libia Aktywa w Azji: Pakistan Licencja Ghadames/Murzuq Licencja Kirthar data umowy 25 lutego 2008 udziały PGNiG - 100% obszar 5 494 km 2 blok Awbari, położenie basen Murzuq 3 000 km 2D; zobowiązania 1 500 km 2 3D, 8 odwiertów 146 mld m szacowane zasoby 3 gazu, 15 mln ton NGL Q4 2013: odpis 420 mln zł na całej wartości aktywów w Libii oraz rezerwa 137 mln zł na zobowiązania koncesyjne Zgłoszenie Siły Wyższej 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) 15,1 mld m 3 gazu (11,5 mld m 3 Rehman / 3,8 mld m 3 Rizq) H1 2017: podłączony do eksploatacji odwiert Rehman-2, zakończono wiercenie otworu Rehman-3, rozpoczęło wiercenie otworu Rizq-2, trwają prace przygotowawcze do wiercenia otworów Roshan-1 i Rehman-5. Instalacja napowierzchniowa (koszt: 13 mln $) umożliwi wzrost wydobycia do 800 m 3 /min 13

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 +2,2% 2005-2016 Kontrakt Jamalski z firmą Gazprom na dostawy gazu do 2022 roku: 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 2018-2020 do ok. 2,9 mld m 3 gazu rocznie) 2,5 mld m 3 gazu sprzedanych w 2016 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 Obrót hurtowy: Baza kosztowa PGNiG SA m.in. Koszt importu + koszt wydobycia (z uwzględnieniem zwrotu z kapitału w działalność wydobywczą) Magazynowanie: Koszt + zwrot z kapitału (6,0% WACC x 3,6 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) (do marca 2018 r.) Źródła zaopatrzenia PGNiG SA w gaz ziemny mld m 3 18 15,2 15,3 15,0 15,4 14,3 13,7 1,0 1,6 1,0 2,0 13,3 2,1 0,3 1,6 1,2 12 9,0 9,3 9,0 8,7 10,2 8,1 8,2 6 4,2 4,3 4,3 4,2 4,0 4,0 3,9 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 LNG Kierunek zachodni i południowy Kierunek wschodni Produkcja krajowa Pojemność magazynów mld m 3 3,5 3,2 3,2 3,0 3 2,8 2,5 2,1 2 1,6 1,8 1,8 1,5 1 0,5 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Źródło: BP Statistical Review 2017 14

290-190 135-344 19 607 20 870 19 472 21 214 623 614 381 408 31 742 28 180 31 361 27 772 Wyniki finansowe segmentu Obrót i Magazynowanie EBITDA segmentu Obrót i Magazynowanie mld PLN 1,2 1,0 Niższe jednostkowe koszty zakupu gazu oraz niższe ceny rynkowe i taryfowe sprzedaży 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2 1,0 0,8 0,5 0,6 0,6-0,1 0,2 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* Wyniki segmentu za 2016 rok vs 2015 r. -11% -11% -1% +7% mln PLN * restated Przychody za sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Sprzedaż gazu ziemnego przez PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny oraz PST mld PLN 30 24,3 25 23,0 2,5 18,7 2,30 20 16,2 1,76 8,3 9,1 15 1,38 3,7 0,1 10 8,6 7,7 7,3 7,1 5 6,2 5,5 5,1 5,5 0 2013 2014 2015 2016 PST Towarowa Giełda Energii Detal Hurt 15 Wyniki segmentu za Q1-3 2017 W Q1-3 2017 w GK PGNiG wprowadzono zmiany w raportowaniu segmentów. Więcej informacji na stronie 38. mln PLN +6% +9% -166% -355% Przychody za sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 15

Dystrybucja Stabilny rozwój sieci i wzrost wolumenu dystrybucji gazu (+2,4% CAGR 2005-2016) tys. km mld m 3 150 12 10,9 140 10 10,1 11 9,9 9,8 9,5 9,6 9,4 9,1 10 130 8,7 8,7 8,4 128 129 9 120 125 121 123 116 117 119 8 110 114 107 7 100 104 105 6 90 5 Długość sieci dystrybucyjnej (lewa oś) Wolumen dystrybuowanego gazu (prawa oś) 80 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16 4 Polska Spółka Gazownictwa ma dominujący udział na rynku, należy do niej 96% 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: Ustanowiona w 2014 r. i wciąż funkcjonująca Koszt + zwrot z kapitału (7,2% WACC x x 11,9 mld zł WRA) 16

2 221 1 965 1 278 3 499 2 419 1 964 1 276 3 695 4 585 3 135 2 339 1 450 4 915 3 280 2 559 1 635 Wyniki finansowe segmentu Dystrybucja EBITDA segmentu Dystrybucja mld 3,0 PLN 2,5 2,0 Wzrost wolumenu o 11% R/R Cel strategiczny PSG to wygenerowanie łącznego wyniku EBITDA na poziomie 16 mld zł w latach 2016-2022 1,5 1,0 0,5 0,0 2,6 2,3 2,3 2,0 1,6 1,7 1,6 2010* 2011* 2012 2013 2014 2015 2016 Wyniki segmentu za 2016 rok vs 2015r. mln PLN +7% +5% +9% +13% CAPEX segmentu mld PLN 1,4 1,35 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA Wyniki segmentu za Q1-3 2017 +6% +9% EBIT mln PLN 1,3 1,25 1,2 1,15 1,1 1,05 1,24 1,14 1,34 1,12 1,19 1,11 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 1 2011 2012 2013 2014 2015 2016 17

Wytwarzanie Największy producent ciepła w Polsce - ponad 11% mocy cieplnych Pokrywa ok. 70% całkowitego zapotrzebowania na ciepło w Warszawie, jak również 98% ciepła dostarczanego do sieci miasta Wydarzenia: Styczeń 2012: przejęcie 99,8% akcji Vattenfall Heat Poland za 3 mld zł (3,5 mld zł EV) Kwiecień 2016: Objęcie do 19,6% w kapitale zakładowym Polskiej Grupy Górniczej w wyniku inwestycji 710 mln zł Rozwój wytwarzania i dystrybucji ciepła: Kwiecień 2016: zakup od JSW SA Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej ( PEC ) za 190 mln zł 14 lokalnych ciepłowni 260 MW mocy cieplnej 288 km sieci ciepłowniczej Sierpień 2016: zakup od JSW SA Spółki Energetycznej Jastrzębie ( SEJ ) 5 Ciepłowni 130 MW mocy wytwórczej energii elektrycznej 540 MW mocy cieplnej Koszt całkowity: 372 mln zł Taryfa: System taryf benchmarkingowych na rynku ciepłowniczym z istotnym potencjał wzrostu wartości ze względu na niski koszt produkcji ciepła. Kluczowe dane operacyjne PGNiG Termika Moc zainstalowana cieplna Moc osiągalna elektryczna Sprzedaż ciepła (regulowana) w 2016 r. Sprzedaż energii elektrycznej (z produkcji) w 2016 r. Produkcja ciepła i energii elektrycznej PJ 44,0 42,0 40,0 38,0 36,0 34,0 32,0 3,7 38,7 3,7 38,2 3,6 39,0 3,8 43,0 3,7 38,7 3,7 3,8 40,2 40,2 3,6 36,6 3,5 36,2 Produkcja energii cieplnej netto - sprzedaż (lewa oś) Produkcja energii elektrycznej netto II stopnia - sprzedaż (prawa oś) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 5,408 MWt 1,147 Mwe 40 PJ 3,6 TWh 3,6 39,5 GWh 3,8 3,7 3,6 3,5 3,4 3,3 18

301 560 294 602 1 439 1 138 1 529 1 235 679 367 1 887 2 195 1 520 759 399 1 796 Wyniki finansowe segmentu Wytwarzanie EBITDA segmentu Wytwarzanie mld PLN 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,80 0,68 0,3 0,49 0,44 0,47 0,50 0,46 0,2 0,1 0 2010* 2011* 2012 2013 2014 2015 2016 Wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła R/R o 12% do poziomu 1 263 mln PLN przy wolumenie wyższym o 10% i przy wyższej taryfie na ciepło w okresie 01.01-15.08 i niezmienionej taryfie na ciepło po 15.08 Wzrost przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania R/R o 21 mln PLN do poziomu 606 mln PLN w związku ze wzrostem wolumenu sprzedaży Wyniki segmentu za 2016 rok vs 2015r. +16% +18% +12% +9% mln PLN Inwestycje Budowa bloku gazowego 497 MWe, w Warszawie na Żeraniu (2020) Elektrociepłownia Stalowa Wola 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 W październiku 2016 r. zostało podpisane porozumienie w sprawie ustalenia podstawowych warunków brzegowych restrukturyzacji projektu budowy bloku, które dostosowuje obecne umowy handlowe ECSW do oczekiwanego terminu oddania bloku do eksploatacji Zakończyła się inwentaryzacja obiektu. Inwestycja będzie kontynuowana z wykorzystaniem wyspecjalizowanej firmy wspierającej koordynację przedsięwzięcia w formule EPCM Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA Wyniki segmentu za Q1-3 2017 EBIT +6% +9% +8% -2% Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT mln PLN * 2010-2011 Według polskich standardów rachunkowości, 2012-2013 dane przed wewnętrznymi eliminacjami 19

Strategia, nakłady

Strategia GK PGNiG na lata 2017-2022 Nowa strategia Grupy PGNiG na lata 2017 2022 (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

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

Aspiracje w kluczowych obszarach działalności 1. Poszukiwanie i Wydobycie 2. Obrót hurtowy 3. Obrót detaliczny Zwiększenie bazy udokumentowanych zasobów węglowodorów o 35% (do 1 208 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 67-69 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 2017-2022 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

CAPEX oraz EBITDA w latach 2017-2022 CAPEX w latach 2017-2022 mld PLN EBITDA w latach 2017-2022 PLNbn Poszukiwanie i Wydobycie 15 45% 9,2 Skumulowany wynik EBITDA około 33,7 mld PLN Dystrybucja Energetyka i ciepłownictwo Obrót i Magazynowanie 10 5 0,3 29% 13% 1% 5,6 Ambitny program inwestycyjny umożliwi długoterminowy wzrost wyniku EBITDA Grupy, szczególnie w latach 2023-2026 (ok. 9,2 mld PLN średniorocznie) Inne projekty rozwojowe Razem 2017-2022 4 12% ponad 34 mld PLN 2017 2022 średniorocznie 2023 2026 średniorocznie Utrzymanie bezpiecznego poziomu zadłużenia (stosunek dług netto/ebitda nie wyższy niż 2,0) Średniorocznie 2017 2022 5,7 CAPEX w latach 2012-2016 mld PLN Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i Magazynowanie Poszukiwanie i Wydobycie 8,0 7,0 6,8 6,0 5,0 3,2* 3,9 4,0 3,6 3,3 1,1 0,3 0,4 3,0 3,0 1,1 0,5 0,4 2,0 0,6 1,3 0,3 0,5 1,2 1,1 0,2 0,2 1,0 1,9 2,1 1,5 1,4 1,3 0,0 31 grudnia 2012 31 grudnia 2013 31 grudnia 2014 31 grudnia 2015 31 grudnia 2016 Blisko połowa nakładów inwestycyjnych (45%) dotyczyć będzie obszaru poszukiwania i wydobycia Średnioroczne nakłady inwestycyjne w latach 2017-2022 na poziomie około 5,7 mld PLN * Includes PLN 3bn for acquisition of PGNiG Termika 24

Załączniki

Podstawowe wyniki finansowe w 2016 i Q1-3 2017 [mln PLN] 2015 2016 % Q1-3 2016 Q1-3 2017 % Przychody ze sprzedaży 36 464 33 196 (9%) 23 050 24 892 8% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (30 384) (27 222) (10%) (18 781) (19 636) 5% EBITDA 6 080 5 974 (2%) 4 269 5 256 23% Znaczący wpływ spadku ceny surowców na roczne wyniki operacyjne skor. EBITDA* 6 670 6 810 2% 4 983 5 141 3% Amortyzacja (2 790) (2 614) (6%) (1 956) (1 996) 2% EBIT 3 290 3 360 2% 2 313 3 260 41% Wynik na działalności finansowej (225) (76) (66%) (13) 31 3x Zysk netto 2 136 2 349 10% 1 628 2 465 51% FY 2016 Przychody ze sprzedaży gazu wysokometanowego (E) niższe R/R o 3,7 mld PLN (24,8 mld PLN w 2016 r.), przy 6% wzroście R/R wolumenu sprzedaży sięgającym blisko 23 mld m 3. Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu niższe o 338 mln PLN w 2016 r. przy spadku o 3% R/R wolumenu sprzedaży, sięgającym 1 347 tys. ton. Koszt sprzedanego gazu niższy o 17%, czyli 3,7 mld PLN R/R. Znaczący wpływ odpisów aktualizujących na majątek trwały zawiązanych w 2016 i 2015 r.: odpowiednio - 836 mln PLN i -590 mln PLN. Skorygowana EBITDA wzrosła o 2% R/R. Q1-3 2017 Przychody ze sprzedaży gazu wysokometanowego (E) wyższe R/R o 1,3 mld PLN (18,6 mld PLN w Q1-3 2017 r.), głównie za sprawą 11% wzrostu R/R wolumenu sprzedaży sięgającym około 17,7 mld m 3 (poza wolumenami sprzedaży grupowej). Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu wyższe o 216 mln PLN w Q1-3 2017 r. przy stabilnym wolumenie sprzedaży na poziomie 957 tys. ton. Koszt sprzedanego gazu wyższy o 6%, czyli 0,7 mld PLN R/R. Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe w Q1-3 2017 +117 mln PLN vs -692 mln PLN w Q1-3 2016. (Segment PiW) Udział segmentów w wyniku skorygowanej EBITDA* Grupy w 2016 roku** Dystrybucja 38% Wytwarzanie 11% 35% 11% 2016 2015 9% 45% Poszukiwanie i Wydobycie 44% Obrót i Magazynowanie 9% Udział Pozostałe segmenty w EBITDA: w 2015: 0%, w 2016: -2% * EBITDA skorygowana o odpisy z tytułu trwałej utraty wartości na rzeczowym majątku trwałym / ** przekształcone 26

Podstawowe wyniki finansowe Q3 2017 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q3 2017 vs Q3 2016 mln PLN 1000 800 600 400 200 0-200 -400 653 798-141 -279 542 Q3'16 Q3'17 Q3'16 Q3'17 Q3'16 Q3'17 Q3'16 Q3'17 Q3'16 Q3'17 581 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 176 mln PLN (+29%). Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe, sejsmikę oraz odwierty negatywne w Q3 2017-20 mln PLN wobec -35 mln PLN w Q3 2016. Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 9% głównie za sprawą wzrostu wolumenu o 7%. W Q3 2017 wpływ rozwiązania odpisu na zapasie gazu +64 mln PLN, przy jednoczesnym zawiązaniu odpisu na utratę wartości posiadanych świadectw energetycznych, głównie białych certyfikatów, na -48 mln PLN. W Q3 2016 zwiększenie się odpisu na zapasie gazu na -26 mln PLN (głównie z tytułu wyceny rynkowej gazu w terminalu LNG). Dystrybucja Wzrost wolumenu dystrybucji o 5% R/R w Q3 2017 i przychodów z usługi dystrybucyjnej o 6% R/R. Wytwarzanie Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła o 18% R/R i spadek wolumenów sprzedaży energii elektrycznej o 3% R/R (z własnej produkcji). Raportowany wynik zniekształcony przez zdarzenia jednorazowe. 110 22-32 -43 [mln PLN] Q3 2016 Q3 2017 % Przychody ze sprzedaży 5 701 6 075 7% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) mln PLN 1400 1200 1000 800 600 400 200 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q3 2017 vs Q3 2016* 0 1 138 +145-138 +39 (4 563) (4 996) 9% EBITDA 1 138 1 079 (5%) EBITDA (bez odpisów rzecz. aktywów trwałych) 1 176 1 039 (12%) Amortyzacja (619) (661) 7% EBIT 519 418 (19%) Wynik na działalności finansowej 7 22 3x Zysk netto 357 367 3% Q3' 16 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje *Eliminacje w Q3 2017: 0 mln PLN oraz w Q3 2016: 6 mln PLN -88-17 1 079 Q3' 17 27

Koszty operacyjne w Q3 2017 vs Q3 2016 [mln PLN] Q3 2016 Q3 2017 % Koszt sprzedanego gazu (2 754) (3 073) 12% Paliwa do produkcji ciepła i energii (68) (77) 13% Wzrost kosztów operacyjnych w kwartale, głównie kosztu pozyskania gazu Zużycie pozostałych surowców i materiałów (458) (450) (2%) Świadczenia pracownicze (611) (590) (4%) Usługa przesyłowa (264) (283) 7% Pozostałe usługi obce (375) (426) 14% Usługi regazyfikacji LNG (84) (90) 7% Podatki i opłaty (128) (103) (20%) Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto* (69) (200) 3x Zmiana stanu odpisów na zapasy (36) 16 (144%) Odpisy z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie (38) (13) (62%) Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki 0 (54) - Odpisy rzeczowych aktywów trwałych (37) 40 (2x) Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby 202 219 8% Amortyzacja (619) (661) 7% Komentarz: Wyższe R/R pozostałe przychody i koszty operacyjne (Q3 2017: 200 mln PLN vs Q3 2016: 69 mln PLN). W Q3 2016 wykazany zysk z okazyjnego nabycia aktywów SEJ w wysokości 73 mln PLN Wzrost kosztów sprzedanego gazu R/R o 319 mln PLN (+12%). Wzrost kosztów spisania odwiertów negatywnych R/R o 54 mln PLN. W Q3 2017 spisano 3 odwierty negatywne, w Q3 2016 odpisy nie miały miejsca. Brak kosztów spisanej sejsmiki w Q3 2017 i w okresie porównawczym. Wzrost kosztów regazyfikacji (+6 mln PLN R/R) z uwagi na większy udział LNG w wolumenie. Koszty transakcji zabezpieczających ceny gazu: -28 mln PLN w Q3 2017 vs -16 mln PLN w Q2 2017. Koszty operacyjne ogółem (5 384) (5 877) 9% Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu (2 428) (2 584) 6% * 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 28

Czynniki wpływające na wynik finansowy Stabilne EUR wobec PLN R/R, słabnące USD wobec PLN R/R PLN 4,5-1,8% 4,34 4,0-6,7% 3,89 4,26 Wzrost 9-miesięcznej średniej cen ropy w USD o 25% R/R USD/bbl 120 120 100 100 80 80 Wzrost przychodów ze sprzedaży w wyniku wzrostu cen oraz wolumenów sprzedaży gazu 3,5 3,63 60 60 45,82 +13% 51,73 40 40 41,29 +25% 51,43 3,0 01'15 04'15 07'15 09'15 12'15 03'16 06'16 09'16 12'16 03'17 06'17 09'17 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 20 20 01'15 01'1504'15 04'1507'15 06'15 09'15 09'15 12'15 12'15 03'16 03'16 06'16 06'16 09'16 12'16 09'16 03'17 12'16 06'17 03'1709'17 06'17 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 9-mies. średnia cena ropy naftowej w USD 9-mies. średnia cen ropy naftowej USD Ceny gazu TGE RDN oraz średnia cena kontraktów ważonych wolumenem PLN/MWh 110 TGE (RDN, rynek dnia następnego) Średnioważona wolumenem cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) 100 89,70 90 80 80,18 78,72-4% 75,47 80,72 81,48 76,70 70 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 cenę kontraktów na TGE obliczono na podstawie kwotowań kontraktów z datą realizacji przypadającą na dany kwartał. 60 50 średnia cena RDNg +19% średnia cena RDNg w Q3 2016: 61,97 w Q3 2017: 74,03 40 01'16 03'16 06'16 09'16 12'16 03'17 06'17 09'17 29

Sprzedaż i struktura importu gazu Import gazu do Polski Kierunek zachodni 32% LNG 14% Q3 2017 13% 7% Q3 2016 80% Kierunek wschodni 54% Sprzedaż gazu poza GK PGNiG według spółek [mln m 3 ] 3Q 2016 3Q 2017 % Grupa PGNiG: 4 249 4 594 8% PGNiG SA 2 605 3 021 16% PGNiG OD 1 028 1 121 9% PST 614 452 (26%) Istotny wzrost udziału kierunku zachodniego w strukturze importu w Q3 2017 Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w Q3 2017 wyższa R/R o 0,3 mld m 3 : wzrost zarówno do odbiorców przemysłowych, jak i domowych Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu mld m 3 10,0 7,5 6,5 8 7,3 8,8 5,0 2,5 0,0 5,4 4,7 4,6 4,3 3,9 2,7 2,8 3,0 3,0 3,2 3,3 3,5 2,4 1,9 2,8 2,8 2,9 1,7 2,2 0,9 1,6 1,7 0,9 Q315 Q415 Q116 Q216 Q316 Q416 Q117 Q217 Q317 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 75 mln m 3 (stan na 30.09.2017 r.). 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 m 3 *) 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 31

Obrót i sprzedaż detaliczna gazu Wydobycie Zakup gazu PGNiG SA Sprzedaż do największych klientów: pow. 25 mln m3 rocznie 4,2 mld m 3 sprzedanego gazu w 2015 r. 4,3 mld m 3 sprzedanego gazu w 2016 r. Sprzedaż bezpośrednia 0,7 mld m 3 gazu w 2015 r. 0,7 mld m 3 gazu w 2016 r. Towarowa Giełda Energii 8,1 mld m 3 w 2015 r. 9,0 mld m 3 w 2016 r. Towarowa Giełda Energii (TGE) PGNiG Obrót Detaliczny 6,9 mln klientów zużycie 7,5 mld m 3 gazu w 2015 r., zużycie 7,2 mld m 3 gazu w 2016 r. Sprzedaż na TGE realizowana przez PGNiG SA oraz zakupy na TGE przez PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o., która rozpoczęła działalność operacyjną 1 sierpnia 2014 roku, nie podlegają eliminacji w sprawozdaniu skonsolidowanym i są wykazywane w segmencie Obrót i Magazynowanie. Dane w przeliczeniu na gaz wysokometanowy (bez eliminacji w ramach Grupy). 32

Q3 16: 87% Q3 17: 91% Zmiany na polskim rynku gazu Wolumen sprzedaży gazu (mln m 3 ) 2014 2015 2016 Grupa PGNiG ogółem 18,6 23,0 24,3 PGNiG SA (bez Pakistanu) 13,8 13,2 14,5 w tym PGNiG SA poprzez TGE 3,7 8,1 9,0 PGNiG Obrót Detaliczny 3,0 7,5 7,3 Liberalizacja rynku gazu wpływa na udział PGNiG w imporcie oraz strukturę sprzedaży Komentarz: Od 01.08.2014 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% 01'13 04'13 06'13 09'13 12'13 03'14 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 33

Model taryfowy w Polsce Typ działalności Sprzedaż bezpośrednia Brak Obrót gazem Obrót detaliczny Obrót hurtowy Magazynowanie (do marca 2018) Dystrybucja (od 2014) 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 (6,0% WACC x 3,6 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) Koszt + zwrot z kapitału (7,2% WACC x 11,9 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 2000 1600 1200 800 400 Cena BAFA Taryfa PGNiG (duży przemysł) Poziomy obliga giełdowego 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 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 2014 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. 34

Zadłużenie i źródła finansowania Źródła finansowania (stan na 30.09.2017 r.) mln PLN 7 400 dostępne wykorzystane Komentarz: Dnia 31 sierpnia 2017 roku zostało zawarte porozumienie w sprawie rozwiązania Umowy Programu Emisji Obligacji oraz zwolnienia zabezpieczeń pomiędzy Bankiem Gospodarstwa Krajowego, Alior Bankiem S.A. oraz PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa S.A. Dywidenda na akcje 10 670 1 100 1 000 795 Obligacje gwarantowane (programy ważne do 2019-2022) Zadłużenie na koniec kwartału 8 6 4 2 mld PLN 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 1,6 Program BGK (2024) Reserve Based Loan (2022) 0,8 0,5 Zadłużenie 3,8 1,1 Dług netto 2,2 0,7 0,30 0,20 0,10 0,00 PLN 0,19 0,20 0,20 0,17 0,18 0,15 0,15 0,12 0,13 0,09 0,08 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Założenie Strategii: wypłata do 50% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach 2015-2022 (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych). 0-2 -4 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 0,1-1,9-1,7-1,5-1,6 35

Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Zatrudnienie (stan na dzień 30.09.2017 r.)* 40 tys. 30 20 10 Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie 32,0 31,0 29,0 2,3 1,1 2,0 1,1 1,6 1,1 25,5 25,2 24,8 1,3 1,9 1,8 1,1 13,3 1,9 1,8 13,1 12,2 4,4 10,7 11,2 10,8 4,1 3,9 3,5 2,9 3,0 Bilans Grupy (stan na 30.09.2017 r.) mln PLN Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny 9 303 33 197 36 580 5 545 7 141 Aktywa Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 0 11,0 10,8 10,2 8,9 7,7 7,0 31 grudnia 2012 31 grudnia 2013 31 grudnia 2014 31 grudnia 2015 31 grudnia 2016 30 września 2017 10,0% 8,0% 8,2% 6,7% 9,4% 6,9% 7,3% 7,4% Skonsolidowane przepływy pieniężne (01.01.2017 r. - 30.09.2017 r.) 12 000 10 000 mln PLN +1 996-665 +56-924 6,0% 4,0% 2,0% 0,0% 5,8% 5,4% 4,7% 4,1% 4,3% 4,7% 2012 2013 2014 2015 2016 Q1-3 2017 ROE ROA 8 000 +3 209-2 979 3,0 2,2 2,4 2,1 6 000-4 993 2,0 1,2 1,6 2,0 1,5 4 000 2 000 0 5 832 Gotówka (01.01.2017) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy 1 532 Gotówka (30.09.2017) 1,6 1,0 1,4 1,1 1,2 0,9 0,0 2012 2013 2014 2015 2016 Q1-3 2017 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. 36

Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO GK PGNiG [mln m 3 ] Q1-3 2017 Q3 2017 Q2 2017 Q1 2017 FY 2016 Q4 2016 Q3 2016 Q2 2016 Q1 2016 FY 2015 Q4 2015 Q3 2015 Q2 2015 Q1 2015 GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 1 403 459 469 474 1 918 473 450 487 509 2 027 504 515 507 501 w tym w Polsce 981 325 327 328 1 401 347 346 349 359 1 454 366 359 362 367 w tym w Norwegii 422 134 142 146 517 126 104 138 150 573 138 156 145 134 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 1 943 664 567 712 2 540 692 582 596 670 2 564 664 612 602 685 w tym w Polsce 1 840 627 533 680 2 480 670 570 584 657 2 513 651 601 589 672 w tym w Pakistanie 104 38 34 32 59 22 12 13 13 52 13 12 13 13 RAZEM (przeliczony na E) 3 346 1 123 1 036 1 186 4 458 1 165 1 032 1 083 1 179 4 591 1 168 1 128 1 109 1 186 Wydobycie razem przeliczone na kboe/d 79 79 73 83 79 82 72 77 84 81 84 80 79 83 SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO w GK PGNiG [mln m 3 ] GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 17 688 4 298 5 078 8 311 22 900 6 923 4 005 4 411 7 560 21 653 6 184 3 662 4 497 7 311 w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG 1 583 452 481 649 2 511 561 614 571 764 2 311 648 639 502 522 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 1 077 296 312 469 1 373 419 244 298 412 1 295 355 261 285 395 RAZEM (przeliczony na E) 18 765 4 594 5 390 8 780 24 273 7 342 4 249 4 709 7 972 22 949 6 539 3 922 4 782 7 705 w tym sprzedaż bezpośrednio ze złóż 612 195 174 243 756 218 139 181 221 736 192 169 169 206 IMPORT GAZU ZIEMNEGO przez PGNiG SA [mln m 3 ] Razem 10 041 3 488 3 334 3 219 11 527 2 968 3 020 2 837 2 702 9 330 1 863 2 398 2 495 2 574 w tym: kierunek wschodni 7 116 1 889 2 517 2 709 10 248 2 539 2 429 2 623 2 657 8 155 1 774 2 329 2 219 1 833 w tym: LNG 1 332 470 475 387 974 380 384 210 - - - - - - ROPA NAFTOWA w GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu 928 313 270 346 1 318 344 298 328 348 1 428 358 367 317 386 w tym w Polsce 567 203 149 216 764 207 177 176 203 765 207 204 147 207 w tym w Norwegii 361 110 121 130 555 137 121 152 145 664 151 163 170 180 Wydobycie razem przeliczone na kbbl/d 25 25 22 28 26 27 24 26 28 29 29 29 26 31 Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu 957 251 315 390 1 347 326 287 336 398 1 391 315 356 372 348 w tym w Polsce 570 190 161 218 754 198 179 172 205 772 211 196 148 217 w tym w Norwegii 387 61 154 172 593 127 108 164 193 619 104 160 224 131 WYTWARZANIE Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] 27 872 3 471 6 732 17 669 39 527 15 079 2 945 5 351 16 152 36 209 12 643 2 701 5 810 15 055 Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh] 2 601 407 737 1 458 3 604 1 204 418 591 1 390 3 487 1 136 328 674 1 349 37

Skutki zmian [2016 EBITDA w mln zł] Dotychczasowy sposób raportowania Q1 2016 Q2 2016 Q3 2016 Q4 2016 Q1 2017 Q2 2017 Q3 2017 Poszukiwanie i Wydobycie 619 (123) 494 295 - - - Obrót i Magazynowanie 660 110 (8) 648 - - - Dystrybucja 758 665 542 594 - - - Wytwarzanie 362 87 110 199 - - - Pozostałe (10) (5) (6) (40) - - - Eliminacje 4 2 5 11 - - - Reklasyfikacja Q1 2016 Q2 2016 Q3 2016 Q4 2016 Q1 2017 Q2 2017 Q3 2017 Poszukiwanie i Wydobycie 260 140 159 362 - - - Obrót i Magazynowanie (237) (102) (133) (324) - - - Dystrybucja - - - - - - - Wytwarzanie - - - - - - - Pozostałe (23) (38) (26) (38) - - - Eliminacje - - - - - - - Nowy sposób raportowania Q1 2016 Q2 2016 Q3 2016 Q4 2016 Q1 2017 Q2 2017 Q3 2017 Poszukiwanie i Wydobycie 879 17 653 657 1,376 863 798 Obrót i Magazynowanie 423 8 (141) 324 358 (268) (279) Dystrybucja 758 665 542 594 692 692 581 Wytwarzanie 362 87 110 199 409 170 22 Pozostałe (33) (43) (32) (78) (66) (54) (43) Eliminacje 4 2 5 11-5 - 38

Słownik terminów i pojęć 2P bbl BGK Boe CAGR Capex CNG EBITDA Ee GK PGNiG GPW JV KPMG LNG Opex PGNiG PGNiG OD PSG PST TGE URE Upstream Szacunkowe rezerwy paliw kopalnianych (udokumentowane oraz prawdopodobne) Baryłka ropy naftowej Bank Gospodarstw Krajowego (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 Wynik operacyjny bez amortyzacji Energia elektryczna Grupa Kapitałowa PGNiG SA Giełda Papierów Wartościowych SA Joint Venture (wspólne przedsięwzięcie) Kawernowy Podziemny Magazyn Gazu Liquefied Natural Gas; gaz ziemny w postaci ciekłej Wydatki operacyjne 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 39

Informacje kontaktowe Marcin Piechota Kierownik Działu Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 43 22 Kom.:+48 885 889 890 faks: +48 22 691 81 23 e-mail: marcin.piechota@pgnig.pl Więcej informacji Piotr Gałek Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 48 46 Kom.:+48 723 235 652 faks: +48 22 691 81 23 e-mail: piotr.galek@pgnig.pl Aleksander Kutnik Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 47 97 Kom.:+48 723 239 162 faks: +48 22 691 81 23 e-mail: aleksander.kutnik@pgnig.pl Strona Relacji Inwestorskich www.ri.pgnig.pl Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ul. M. Kasprzaka 25 01-224 Warszawa www.pgnig.pl 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.