Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Wyniki finansowe Grupy PGNiG w IV kwartale i całym 2018 roku 14 marca 2019 r.

Spis Treści 1. Podsumowanie roku 2. Czynniki wpływające na wynik finansowy 3. Podstawowe wyniki finansowe Q4 2018 4. Segmenty omówienie: Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie 5. Załączniki 2

Podsumowanie 2018 roku 41,2 mld zł Przychody ze sprzedaży 7,1 mld zł EBITDA 3,2 mld zł Zysk netto 53,3 mld zł Suma bilansowa 29,0 mld m 3 Wolumen sprzedaży gazu w Grupie Kapitałowej 4,5 mld m 3 wydobycie gazu ziemnego 1,3 mln ton wydobycie ropy naftowej, kondensatu i NGL 858 mln boe zasoby gazu i ropy naftowej 28,2 mld m 3 wolumen sprzedaży gazu w segmencie 8,8 mld m 3 wolumen sprzedaży gazu na TGE 13,5 mld m 3 wolumen importu gazu Kluczowe wydarzenia ponad 7,0 mln liczba klientów 11,7 mld m 3 wolumen dystrybucji gazu 1,5 tys. liczba zgazyfikowanych gmin 1,0 GW moc elektryczna 4,0 TWh produkcja energii elektrycznej 5,2 GW moc cieplna Zawarcie z polskim i duńskim operatorem systemu przesyłowego umowy o świadczenie usług przesyłu gazu w ramach projektu Baltic Pipe (styczeń) 40,7 PJ produkcja ciepła Wydanie przez Trybunał Arbitrażowy wyroku częściowego ad hoc w postępowaniu arbitrażowym z powództwa PGNiG przeciwko PAO Gazprom i OOO Gazprom Export w sprawie ceny za gaz w kontrakcie jamalskim (czerwiec) Ogłoszenie zawarcia umów długoterminowych na dostawy LNG z Venture Global Calcasieu Pass, LLC oraz Venture Global Plaquemines LNG, LLC (październik) Zawarcie umowy długoterminowej na dostawy LNG z Cheniere Marketing International, LLP (listopad) Zawarcie umowy długoterminowej na dostawy LNG z Port Arthur LNG, LLC (grudzień) Zawarcie umowy zakupu przez PGNiG Upstream Norway AS udziałów w złożu Tommeliten Alpha od Equinor Energy AS (październik) Zatwierdzenie przez Norweskie Ministerstwo Ropy i Energii dokumentacji geologicznej i planów zagospodarowania złóż Ærfugl i Skogul (maj) Nabycie praw do poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów w emiracie Ras Al Khaimah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich (grudzień) Zaliczka na poczet dywidendy z zysku netto za rok 2018 w kwocie 405 mln zł, czyli 0,07 zł na jedną akcję (październik) PGNiG włączony do indeksu Stoxx Europe 600 publikowanego przez Deutsche Boerse Group (grudzień) 3

Czynniki wpływające na wynik finansowy Słabszy PLN wobec USD oraz wobec EUR R/R 4,5 4,0 PLN 4,23 +2% 4,30 3,77 9-miesięczna średnia cen ropy wzrosła w Q4 2018 o 39% R/R USD/bbl 100 80 61,43 +10% 67,73 Wzrost przychodów ze sprzedaży na skutek wysokich cen węglowodorów. Rosnący koszt jednostkowy pozyskania gazu. 60 3,5 3,60 +5% 40 51,98 +39% 72,31 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 TGE (RDN, rynek dnia następnego) 160 Średnioważona wolumenem cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) 91,02 103,36 81,25 83,96 78,72 80 76,70 81,16 81,48 89,58 83,79 +23% (R/R) 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. średnia cena RDNg w Q4 2017: 88,78 +27% R/R średnia cena RDNg w Q4 2018: 113,14 40 07'16 09'16 12'16 03'17 06'17 09'17 12'17 03'18 06'18 09'18 12'18 4

Zmiany w prezentacji usług wg MSSF 15 Prezentacja wpływu wdrożenia MSSF 15 na skonsolidowany rachunek zysków i strat Skonsolidowany rachunek zysków i strat w 2017 roku (w mln zł) Q4 2017 przed zmianą wpływ Q4 2017 po zmianie Przychody ze sprzedaży, w tym: 10 965-57 10 908 Przychody ze sprzedaży gazu 8 788-1 084 7 704 Przychody ze sprzedaży pozostałe 2 177 1 027 3 204 Koszty operacyjne (bez amortyzacji), w tym: -9 642 57-9 585 Usługi przesyłowe -305 49-256 Pozostałe usługi -550 8-542 Skonsolidowany rachunek zysków i strat w 2018 roku (w mln zł) Q4 2018 przed zmianą wpływ Q4 2018 po zmianie Przychody ze sprzedaży, w tym: 12 803-50 12 753 Przychody ze sprzedaży gazu 10 620-1 050 9 570 Przychody ze sprzedaży pozostałe 2 183 1 000 3 183 Koszty operacyjne (bez amortyzacji), w tym: -11 456 50-11 406 Usługi przesyłowe -301 39-262 Pozostałe usługi -575 11-564 Grupa zastosowała wymogi nowych standardów MSSF 9 i MSSF 15 z wykorzystaniem zmodyfikowanego podejścia retrospektywnego ze skutkiem od 1 stycznia 2018 roku i zgodnie z MSSF w raporcie okresowym nie przekształcono okresu porównawczego. Dla ułatwienia interpretacji wyników finansowych niniejszy slajd przedstawia w uproszczeniu wpływ MSSF 15 na prezentację Q4 2017 oraz Q4 2018. Kolejne slajdy prezentacji porównują Q4 2018 z przekształconym Q4 2017 w zakresie MSSF 15. MSSF 9 Instrumenty finansowe: zmiana w zasadach klasyfikacji i wyceny aktywów finansowych, wprowadzenie nowego modelu wyznaczania oczekiwanych strat kredytowych oraz zmiana wymogów w zakresie rachunkowości zabezpieczeń. MSSF 15 Przychody z tytułu umów z klientami Spółki Grupy które zidentyfikowały dobra lub usługi, dla których pełnią rolę pośrednika (agenta) zmieniły sposób prezentacji przychodów i kosztów. Przychody prezentowane są w kwocie wynagrodzenia netto. Grupa jako podmiot nie mający wpływu na główne cechy świadczonych usług i ich cenę pełni rolę pośrednika (agenta) w zakresie usług przesyłu gazu i dystrybucji energii elektrycznej. Przychody ze sprzedaży usługi dystrybucji gazu prezentowane są w pełnej kwocie świadczonych usług na rzecz klientów spoza Grupy PGNiG. 5

Skutki zmian prezentacji wg MSSF 15 - segmenty Bez uwzględnienia zmiany prezentacji MSSF 15 Q4 2017 Q4 2018 Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży 9 625 11 440 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -9 870-11 790 Dystrybucja Przychody ze sprzedaży 1 242 1 156 Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych 233 166 Sprzedaż między segmentami 1 009 990 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -713-734 Wpływ MSSF 15 Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży -1 087-1 058 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) 1 087 1 058 Dystrybucja Przychody ze sprzedaży 0 0 Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych 1 032 1 008 Sprzedaż między segmentami -1 032-1 008 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) 0 0 Nowy sposób prezentacji Q4 2017 Q4 2018 Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży 8 538 10 382 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -8 783-10 732 Dystrybucja Przychody ze sprzedaży 1 242 1 156 Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych 1 265 1 174 Sprzedaż między segmentami -23-18 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -713-734 Segment Obrót i Magazynowanie pełni rolę pośrednika (agenta) w zakresie usług dystrybucji gazu, przesyłu gazu i dystrybucji energii elektrycznej, dlatego przychody i koszty zostały zaprezentowane w kwocie netto. W segmencie Dystrybucja zmiana prezentacji polega na wykazaniu przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych świadczonych na rzecz klientów spoza GK PGNiG jako sprzedaż zewnętrzną. Kolejne slajdy prezentacji porównują Q4 2018 według nowych standardów z przekształconym Q4 2017 w zakresie MSSF 15. 6

Podstawowe wyniki finansowe w Q4 2018 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q4 2017 vs Q4 2018 mln PLN 1300 1100 900 700 500 300 100-100 -300-500 828 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 Q4 2017 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 Q4 2017 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 01.03.2018 r. Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu niższe o -79 mln PLN R/R. Wytwarzanie 1076-245 -349 529 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. 422 241 288 1-83 [mln PLN] Q4 2017 Q4 2018 D% Przychody ze sprzedaży 10 908* 12 753 +17% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) mln PLN 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 400 200 EBITDA Grupy PGNiG w Q4 2017 vs Q4 2018** 0 1 323 +248-104 -107 +47 Q4 2017 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje **Eliminacje w Q4 2018: -7 mln PLN oraz w Q4 2017: -31 mln PLN -9 585* -11 406 +19% EBITDA 1 323 1 347 +2% EBITDA (bez odpisów rzecz. aktywów trwałych) 1 872 1 574-16% Amortyzacja -673-751 +12% EBIT 651 596-8% Wynik na działalności finansowej -48-14 +71% Zysk netto 457 388-15% *Dane przekształcone do porównywalności w związku z zastosowaniem nowego standardu sprawozdawczości finansowej MSSF 15-60 1 347 Q4 2018 7

Segment Poszukiwanie i Wydobycie [mln PLN] Q4 2017 Q4 2018 D% Przychody ze sprzedaży 1 702 2 156 +27% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -874-1 080 +24% Koszty odwiertów negatywnych i spisanej sejsmiki -249-146 -41% Odpis aktualizujący majątek trwały -196-239 +22% EBITDA 828 1 076 +30% Amortyzacja -253-289 +14% EBIT 575 787 +37% Wolumen wydobycia gazu i ropy naftowej R/R mld m 3 1,4 1,2 1,0 0,8 1,2 1,2 344 346 1,0 269 1,1 313 1,2 1,2 329 348 1,1 1,1 324 320 1,2 353 tys. ton 600 480 360 240 Wzrost przychodów na skutek wyższych R/R cen ropy i gazu oraz wyższych wolumenów sprzedaży ropy. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 169 mln PLN) głównie na skutek wzrostu o +16% średniej kwartalnej ceny ropy wyrażonej w PLN, oraz wzrostu wolumenu sprzedaży o +21% R/R do 378 tys. ton. Wyższe przychody ze sprzedaży gazu w segmencie (+28% R/R, o 294 mln PLN) w wyniku istotnego wzrostu cen gazu i stabilnych wolumenach sprzedaży. Spisane koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki: -146 mln PLN wobec -249 mln PLN w Q4 2017. Zawiązanie odpisów na majątek trwały: -239 mln PLN w Q4 2018 wobec -196 mln PLN w Q4 2017. 0,6 120 Gaz ziemny (lewa oś) Ropa naftowa i kondensat (prawa oś) 0,4 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 0 8

Segment Obrót i Magazynowanie [mln PLN] Q4 2017 Q4 2018 D% Przychody ze sprzedaży 8 538* 10 382 +22% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -8 783* -10 732 +22% Odpis aktualizujący majątek trwały -364 - - EBITDA -245-349 -43% Amortyzacja -52-48 -8% EBIT -296-397 -34% Grupa PGNiG** wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców Eksport TGE Klienci PST Rafinerie i petrochemia Elektrownie i ciepłownie Zakłady azotowe Handel, usługi, hurt Pozostali odbiorcy przemysłowi Odbiorcy domowi 0,30 0,11 0,60 0,64 0,43 0,62 0,63 0,69 0,61 0,51 0,55 0,85 0,83 1,18 1,26 1,36 2,63 2,82 mld m 3 Q4'17 Q4'18 0,0 2,0 4,0 Wyniki segmentu pod wpływem wzrostu rynkowych cen gazu i ropy naftowej. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R (z uwzgl. wyniku na realizacji transakcji zabezpieczających +41 mln PLN w Q4 2018) o 1,8 mld PLN (do 9,5 mld PLN w Q4 2018) na skutek wyższej średniej ceny sprzedaży gazu oraz wyższego wolumenu sprzedaży (+12% R/R). Wyższy wolumen sprzedaży do klientów spółki PST oraz na TGE. Spadek sprzedaży gazu do grupy rafinerii i petrochemii. Wzrost kosztów pozyskania gazu w segmencie na skutek wyższych notowań cen ropy i gazu. Niższy wolumen importu gazu do Polski R/R (Q4 2018: 1,1 mld m 3 vs Q4 2017: 2,5 mld m 3 ) przy wyższym wolumenie importu LNG (+98% R/R). Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej: 592 mln PLN, spadek o 126 mln PLN R/R (-18% R/R) przy jednoczesnym spadku kosztów energii na cele handlowe o 126 mln PLN. Zwiększenie odpisu na zapasie gazu w Q4 2018 o -15 mln PLN vs. zwiększenie odpisu w Q4 2017 na poziomie -26 mln PLN. Stan odpisu na koniec Q4 2018 wyniósł 71 mln PLN. Wpływ zawiązania rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności energetycznej -31 mln PLN w Q4 2018 wobec rozwiązania rezerwy +9 mln PLN R/R w Q4 2017. 9 * Dane przekształcone do porównywalności w związku z zastosowaniem nowego standardu sprawozdawczości finansowej MSSF 15. ** Łączny wolumen sprzedaży gazu poza GK PGNiG obejmujący segmenty PiW i OiM. Wolumeny w grupie: rafinerie i petrochemia, elektrownie i ciepłownie oraz zakłady azotowe zostały przekształcone. 9

Segment Dystrybucja [mln PLN] Q4 2017 Q4 2018 D% Przychody ze sprzedaży 1 242 1 156-7% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -713-734 +3% EBITDA 529 422-20% Amortyzacja -237-239 +1% EBIT 292 183-37% Wolumen dystrybuowanych gazów Przychód z usług dystrybucyjnych mln m 3 mln PLN 5 000 1 600 1 506 4 220 1 434 3 941 1 262 1 400 4 000 1 282 3 444 3 295 3 438 1 216 1 200 3 000 Wyniki segmentu pod wpływem niższej taryfy i wyższych kosztów gazu na bilansowanie. Komentarz: Wyższy wolumen dystrybuowanego gazu (o 4% R/R) sięgający 3,43 mld m 3, przy niższej średniej temperaturze w kwartale o 0,3 C R/R. Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej niższe o 46 mln PLN (-4% R/R), głównie na skutek niższego poziomu taryfy od 01.03.2018 r. Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu: -308 mln PLN w Q4 2018 wobec -229 mln PLN rok wcześniej, przy wyższych kosztach zakupu gazu na bilansowanie. Stabilne koszty działalności operacyjnej. 2 000 2 441 1 968 2 136 1 953 1 000 800 1 017 882 874 818 1 000 600 0 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 400 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 10

Segment Wytwarzanie [mln PLN] Q4 2017 Q4 2018 D% Przychody ze sprzedaży 721 820 +14% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -480-533 +11% EBITDA 241 288 +20% Amortyzacja -110-158 +44% EBIT 131 129-2% Przychody segmentu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji) mln PLN 700 600 500 400 300 Energia Ciepło 571 549 460 440 445 238 Wynik segmentu pod wpływem wyższych wolumenów i cen sprzedaży energii elektrycznej oraz wyższych kosztów surowców. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania o 31% R/R do poziomu 268 mln PLN przy wyższych cenach rynkowych i wyższym wolumenie sprzedaży (+3% R/R). Stabilne przychody ze sprzedaży ciepła R/R na poziomie 445 mln PLN przy stabilnym wolumenie sprzedaży. Wzrost kosztów zakupu węgla o 56 mln PLN (do 284 mln PLN w Q4 2018), na skutek wyższej jednostkowej ceny węgla z transportem. Wolumen sprzedaży w Q4 2018: Sprzedaż ciepła poza GK PGNiG na poziomie 14,26 PJ. Energia elektryczna z produkcji: 1 315 GWh. 200 100 0 146 263 172 133 268 231 205 204 118 112 113 72 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 11

Informacje kontaktowe Więcej informacji Marcin Piechota Kierownik Działu Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 106 43 22 kom.: +48 885 889 890 e-mail: marcin.piechota@pgnig.pl Anna Galińska Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 106 41 09 kom.: +48 723 514 086 e-mail: anna.galinska@pgnig.pl Piotr Gałek Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 106 48 46 kom.: +48 723 235 652 e-mail: piotr.galek@pgnig.pl Aleksander Kutnik Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 106 47 97 kom.: +48 723 239 162 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 faks: +48 22 691 81 23 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. 12

Załączniki 1. Wpływ zmian MSSF na wyniki 2018 2. Podstawowe wyniki finansowe 2018 3. Sprzedaż i struktura importu gazu 4. Koszty operacyjne 5. Zadłużenie i źródła finansowania 6. CAPEX, Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe 7. Wolumeny operacyjne 13

Zmiany w prezentacji usług wg MSSF 15 Prezentacja wpływu wdrożenia MSSF 15 na skonsolidowany rachunek zysków i strat Skonsolidowany rachunek zysków i strat w 2017 roku (w mln zł) 2017 przed zmianą Wpływ 2017 po zmianie Przychody ze sprzedaży, w tym: 35 857-172 35 685 Przychody ze sprzedaży gazu 28 613-3 944 24 669 Przychody ze sprzedaży pozostałe 7 244 3 772 11 016 Koszty operacyjne (bez amortyzacji), w tym: -29 278 172-29 106 Usługi przesyłowe -1 144 153-991 Pozostałe usługi -1 749 19-1 730 Skonsolidowany rachunek zysków i strat w 2018 roku (w mln zł) 2018 przed zmianą wpływ 2018 po zmianie Przychody ze sprzedaży, w tym: 41 422-188 41 234 Przychody ze sprzedaży gazu 33 415-3 787 29 628 Przychody ze sprzedaży pozostałe 8 007 3 599 11 606 Koszty operacyjne (bez amortyzacji), w tym: -34 307 188-34 119 Usługi przesyłowe -1 195 156-1 039 Pozostałe usługi -1 897 32-1 865 Grupa zastosowała wymogi nowych standardów MSSF 9 i MSSF 15 z wykorzystaniem zmodyfikowanego podejścia retrospektywnego ze skutkiem od 1 stycznia 2018 roku i zgodnie z MSSF w raporcie okresowym nie przekształcono okresu porównawczego. Dla ułatwienia interpretacji wyników finansowych niniejszy slajd przedstawia w uproszczeniu wpływ MSSF 15 na prezentację 2017 oraz 2018 roku. Kolejne slajdy prezentacji porównują 2018 rok z przekształconym 2017 rokiem w zakresie MSSF 15. MSSF 9 Instrumenty finansowe: zmiana w zasadach klasyfikacji i wyceny aktywów finansowych, wprowadzenie nowego modelu wyznaczania oczekiwanych strat kredytowych oraz zmiana wymogów w zakresie rachunkowości zabezpieczeń. MSSF 15 Przychody z tytułu umów z klientami Spółki Grupy które zidentyfikowały dobra lub usługi, dla których pełnią rolę pośrednika (agenta) zmieniły sposób prezentacji przychodów i kosztów. Przychody prezentowane są w kwocie wynagrodzenia netto. Grupa jako podmiot nie mający wpływu na główne cechy świadczonych usług i ich cenę pełni rolę pośrednika (agenta) w zakresie usług przesyłu gazu i dystrybucji energii elektrycznej. Przychody ze sprzedaży usługi dystrybucji gazu prezentowane są w pełnej kwocie świadczonych usług na rzecz klientów spoza Grupy PGNiG. 14

Skutki zmian prezentacji wg MSSF 15 - segmenty Bez uwzględnienia zmiany prezentacji MSSF 15 2017 2018 Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży 30 495 35 517 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -30 930-36 365 Dystrybucja Przychody ze sprzedaży 4 937 4 927 Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych 969 979 Sprzedaż między segmentami 3 968 3 948 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -2 444-2 542 Wpływ MSSF 15 Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży -3 955-3 813 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) 3 955 3 813 Dystrybucja Przychody ze sprzedaży 0 0 Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych 3 783 3 625 Sprzedaż między segmentami -3 783-3 625 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) 0 0 Nowy sposób prezentacji 2017 2018 Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży 26 540 31 704 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -26 975-32 552 Dystrybucja Przychody ze sprzedaży 4 937 4 927 Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych 4 753 4 604 Sprzedaż między segmentami 185 323 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -2 444-2 542 Segment Obrót i Magazynowanie pełni rolę pośrednika (agenta) w zakresie usług dystrybucji gazu, przesyłu gazu i dystrybucji energii elektrycznej, dlatego przychody i koszty zostały zaprezentowane w kwocie netto. W segmencie Dystrybucja zmiana prezentacji polega na wykazaniu przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych świadczonych na rzecz klientów spoza GK PGNiG jako sprzedaż zewnętrzną. 15

Podstawowe wyniki finansowe w 2018 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w 2017 vs 2018 [mln PLN] 2017 2018 D% mln PLN 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0-1000 -2000 3865 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 932 mln PLN (+26%). Wzrost przychodów ze sprzedaży ropy R/R o 692 mln PLN (+37%). Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe: +203 mln PLN vs -79 mln PLN w 2017 r. Koszty odwiertów negatywnych i spisanej sejsmiki: -687 mln PLN vs -400 mln PLN w 2017 r. Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o +20% przy wzroście wolumenu sprzedaży gazu w segmencie o +7%. Wynik na realizacji instrumentów zabezpieczających objętych rachunkowością zabezpieczeń odniesiony w wynik finansowy -362 mln PLN. Zwiększenie odpisu na zapasie gazu o -21 mln PLN wobec częściowego odwrócenia odpisu na zapasie gazu w 2017 r. o +3 mln PLN. Dystrybucja Stabilny poziom wolumenu dystrybucji: 11,7 mld m 3 vs 11,6 mld m 3 w 2017 r. Niższe o -4% R/R (do poziomu 4,41 mld PLN) przychody z tytułu świadczenia usługi dystrybucyjnej. Wytwarzanie 5019-435 -848 2493 2385 Spadek wolumenów sprzedaży ciepła o -5% R/R i wzrost sprzedaży wolumenów energii elektrycznej (z produkcji) o +2% R/R w 2018 r. 843-162 -214 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 788 Przychody ze sprzedaży 35 685* 41 234 +16% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) mln PLN 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 EBITDA Grupy PGNiG w 2017 vs 2018** 6 579 +1 154-413 -29 106* -34 119 +17% EBITDA 6 579 7 115 +8% Amortyzacja -2 669-2 720 +2% EBIT 3 910 4 395 +12% Wynik na działalności finansowej -16-4 -75% Zysk netto 2 921 3 209 +10% *Dane przekształcone do porównywalności w związku z zastosowaniem nowego standardu sprawozdawczości finansowej MSSF 15-108 -55-42 7 115 0 2017 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje **Eliminacje w 2018: -15 mln PLN oraz w 2017: -25 mln PLN 2018 16

Sprzedaż i struktura importu gazu Import gazu do Polski LNG 26% Kierunek zachodni i południowy 37% 20% Q4 2018 11% Q4 2017 69% Kierunek wschodni 37% Sprzedaż gazu poza GK PGNiG według spółek [mln m 3 ] Q4 2017 Q4 2018 D% Grupa PGNiG: 8 022 8 583 +7% PGNiG SA 5 212 4 847-7% PGNiG OD 2 207 2 376 +8% PST 603 1 360 +126% Wzrost udziału LNG w strukturze importu w Q4 2018 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 3,0 5,4 4,6 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 31.12.2018 r.). po 0,0 2,9 3,0 2,2 1,7 2,3 2,1 2,3 0,9 1,1 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 17

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 sprzedanego gazu w 2017 r. 7,6 mld m 3 sprzedanego gazu w 2018 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. 18

Koszty operacyjne w Q4 2017 vs Q4 2018 [mln PLN] Q4 2017 Q4 2018 D% Koszt sprzedanego gazu -6 512-8 531 +31% Paliwa do produkcji ciepła i energii -252-314 +25% Zużycie pozostałych surowców i materiałów -630-437 -31% Świadczenia pracownicze -794-852 +7% Usługa przesyłowa -256* -262 +2% Pozostałe usługi obce -542* -564 +4% Usługi regazyfikacji LNG -86-93 +8% Podatki i opłaty -123-112 -9% Pozostałe przychody i koszty operacyjne** -64-393 +6x Zmiana stanu odpisów na zapasy -34-56 +65% Zmiana stanu rezerw 19-79 -5x Odpisy z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie -797-374 -53% Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki -249-146 -41% Odpisy aktualizujące wartość składników majątku trwałego -548-227 -59% Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby 385 433 +12% Amortyzacja -673-751 +12% Koszty operacyjne ogółem -10 258-12 157 +19% Komentarz: Wzrost kosztów sprzedanego gazu R/R o 2 019 mln PLN (+31%) w związku ze wzrostem cen ropy i gazu. Niższe R/R koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki (-146 mln PLN). W Q4 2018 spisano 11 odwiertów negatywnych. W Q4 2017 spisano 7 odwiertów negatywnych (-152 mln PLN). Zawiązanie odpisu z tytułu utraty wartości majątku trwałego na poziomie -227 mln PLN w Q4 2018 vs -548 mln PLN w Q4 2017. Wyższa R/R amortyzacja: Q4 2018: -751 mln PLN vs Q4 2017: -673 mln PLN. Niższe R/R pozostałe przychody i koszty operacyjne w Q4 2018 m.in. za sprawą zwiększenia odpisu na zapasie gazu w Q4 2018 o -15 mln PLN vs. zwiększenie odpisu w Q4 2017 na poziomie -26 mln PLN. Zawiązanie odpisu na należnościach -76 mln PLN w Q4 2018, wobec rozwiązania na +19 mln PLN w Q4 2017. Wzrost kosztów związanych ze sprzedażą pozostałych towarów i materiałów do poziomu -279 mln PLN w Q4 2018 vs -120 mln PLN w Q4 2017. Zawiązanie rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności na poziomie -33 mln PLN w Q4 2018 wobec rozwiązania rezerwy na +16 mln PLN w Q4 2017. Różnice kursowe netto dotyczące działalności operacyjnej: -51 mln PLN w Q4 2018 vs -74 mln PLN w Q4 2017. Wynik na instrumentach pochodnych w pozostałych kosztach operacyjnych netto (nieobjętych rachunkowością zabezpieczeń): +183 mln PLN w Q4 2018 vs +72 mln PLN w Q4 2017. Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu -3 746-3 626-3% * 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. 19

Zadłużenie i źródła finansowania 10 Źródła finansowania (stan na 31.12.2018 r.) Zadłużenie na koniec kwartału 8 6 4 2 0-2 -4 mln PLN mld PLN 4 700 2 300 Obligacje gwarantowane (program ważny do 2020) 6,4 0,5 3,8 5 000 1 000 dostępne wykorzystane 270 1 010 Obligacje krajowe (grudzień 2022) Program BGK (2024) Reserve Based Loan (2022) 1,1-1,5-1,6 2,2 0,7 3,0 0,4 1,3 Zadłużenie 0,7-2,0-2,4 1,4-1,4 Dług netto Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 3,7-0,2 Komentarz: 0,30 0,20 0,10 0,00 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* 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Założenie Strategii: wypłata do 50% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach 2017-2022 (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych). *W dniu 29 października 2018 r. zdecydowano o wypłaceniu zaliczki na poczet przewidywanej dywidendy z zysku Spółki za rok 2018 r. w wysokości 0,07 PLN/akcja. Dniem dywidendy był 26.11.2018 r. Wypłata nastąpiła 03.12.2018 r. 20

CAPEX, Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe Zrealizowany CAPEX w 2018 roku* mld PLN mln PLN Bilans Grupy (stan na 31.12.2018 r.) Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny Poszukiwanie i Wydobycie 2,23 14 373 Obrót i Magazynowanie 0,11 38 898 36 632 9 384 Dystrybucja 1,81 7 255 Aktywa Pasywa Wytwarzanie 0,61 Rentowność i wskaźniki płynności Razem 4,75 10% 8% 9,4% 6,9% 7,3% 8,7% 8,8% Skonsolidowane przepływy pieniężne (01.01.2018 r. - 31.12.2018 r.) mln PLN 10 000 8 000 278 1 060 626 2 720 4 704 6% 4% 2% 0% 5,8% 6,1% 6,0% 4,3% 4,7% 2014 2015 2016 2017 2018 ROE ROA 6 000 3 2,2 2,4 4 000 4 502 237 2 2,0 1,4 1,8 1,8 1 1,6 1,2 1,4 1,3 2 000 3 928 2 581 0 2014 2015 2016 2017 2018 0 Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności Gotówka (01.01.2018) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy Gotówka (31.12.2018) * Nakłady uwzględniające wydatki na akwizycje złóż węglowodorów 21

Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO, GK PGNiG [mln m 3 ] FY 2018 Q4 2018 Q3 2018 Q2 2018 Q1 2018 FY 2017 Q4 2017 Q3 2017 Q2 2017 Q1 2017 FY 2016 Q4 2016 GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 1 834 473 436 461 464 1 863 461 459 469 474 1 919 473 w tym w Polsce 1 296 336 323 314 323 1 315 335 325 327 328 1 401 347 w tym w Norwegii 538 137 113 147 141 548 126 134 142 146 518 126 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 2 712 722 659 612 719 2 674 731 664 567 712 2 540 692 w tym w Polsce 2 512 673 606 559 674 2 524 684 627 533 680 2 481 670 w tym w Pakistanie 200 49 53 53 45 150 47 37 34 32 59 22 RAZEM (przeliczony na E) 4 546 1 195 1 095 1 073 1 183 4 537 1 192 1 123 1 036 1 186 4 458 1 165 SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO, GK PGNiG [mln m 3 ] GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 27 466 8 141 4 777 5 134 9 414 25 291 7 603 4 298 5 079 8 311 22 895 6 921 w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG 3 929 1 360 855 716 998 2 186 603 452 482 649 2 510 561 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 1 578 442 337 308 491 1 496 419 296 312 469 1 371 417 RAZEM (przeliczony na E) 29 044 8 583 5 114 5 442 9 905 26 787 8 022 4 594 5 391 8 780 24 266 7 338 w tym sprzedaż bezpośrednio ze złóż 855 228 211 179 237 796 226 182 161 227 718 209 IMPORT GAZU ZIEMNEGO, PGNiG SA [mln m 3 ] Razem 13 530 2 949 3 324 3 419 3 837 13 714 3 673 3 488 3 334 3 219 11 527 2 968 w tym: kierunek wschodni 9 038 1 097 2 357 2 602 2 982 9 656 2 540 1 889 2 518 2 709 10 248 2 539 w tym: LNG 2 713 759 635 815 505 1 715 383 470 475 387 974 380 ROPA NAFTOWA, GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu 1 345 353 320 324 348 1 257 329 313 269 346 1 318 344 w tym w Polsce 818 219 202 189 208 787 220 203 148 216 763 207 w tym w Norwegii 527 134 118 135 140 470 109 110 121 130 555 137 Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu z produkcji 1 410 378 309 294 429 1 270 313 251 316 390 1 346 325 w tym w Polsce 817 225 194 188 210 791 222 190 161 218 753 198 w tym w Norwegii 593 153 115 106 219 479 91 61 155 172 593 127 WYTWARZANIE Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] 40 659 14 255 2 942 4 425 19 037 42 607 14 195 3 476 6 848 18 088 39 527 15 079 Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh] 3 974 1 315 523 598 1 538 3 882 1 280 407 737 1 458 3 604 1 204 22