Wyniki finansowe i operacyjne za I kwartał 2016 r. 12 maja 2016 r.

Wyniki finansowe i operacyjne za I kwartał 2016 r. 12 maja 2016 r.

Wyniki finansowe i operacyjne za I kwartał 2016 r. Kluczowe wydarzenia Henryk Baranowski Prezes Zarządu 2

Najważniejsze informacje Wyniki finansowe 1,8 mld zł EBITDA 1,1 mld zł środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 0,9 mld zł zysk netto dla akcjonariuszy 0,47 zł zysk na akcję Wyniki operacyjne 13,2 TWh produkcja netto (-9% r/r) 8,6 TWh wolumen dystrybucji (+3% r/r) 10,7 TWh sprzedaż do odbiorców końcowych (+9% r/r) Zmienność cen na rynku CO2 Otoczenie biznesowe Zmienność cen na rynku CO2 Zmienność cen na rynku CO2 Wzrost w handlu międzynarodo wym Oczekiwanie na zmiany w otoczeniu regulacyjnym Cele korporacyjne Oczekiwane zakończenie prac nad przeglądem strategii w okresie wyników półrocznych 1. Efektywność 2. B+R 3. Wiodąca pozycja w sektorze Utrzymanie polityki dywidendowej Dywidenda na akcję 0,92-1,15 zł 3

Rosną wskaźniki poza sektorem Otoczenie makroekonomiczne I kw. 2016 r. I kw. 2015 r. Realny wzrost PKB (r/r) 3,9%* 3,6% Wzrost krajowego zużycia energii elektrycznej (r/r) 2,1% 1,3% Krajowe zużycie energii elektrycznej (TWh) 42,63 41,76 * Szacunek PLN Cena energii elektrycznej 180 175 170 165 160 155 150 Śred. : 168 Śred. : 164 Śred. : 157 Ceny BASE zależne od cen uprawnień do emisji CO2 145 140 Oct-14 Dec-14 Feb-15 Apr-15 Jun-15 Aug-15 Oct-15 Dec-15 Feb-16 Apr-16 175 170 165 160 155 BASE 2017 (lewa oś) EUA Dec-17 (prawa oś) PLN 40 35 30 25 20 15 10 Udział produkcji w popycie krajowym 90% 20% 89% 89% 89% 18% 88% 16% 87% 87% 87% 14% 86% 86% 86% 86% 12% 85% Wind El. wiatrowe farms (RHS) (prawa oś) Thermal El. cieplne power (prawa plants oś) (LHS) 85% 10% 84% 8% 83% 83% 6% 5 82% 4% 150 0 81% 2% Źródło: TGE Źródło: TGE, ICE Źródło: TGE 4

Oczekiwana zmiana architektury rynku w kierunku mechanizmów mocowych Zmiany w otoczeniu biznesowym w I kw. Rosnąca międzynarodowa presja na ceny: Import netto I kw. 2016 vs. I kw. 2015 Litewski rewers na połączeniu NordBalt Import ze Szwecji Przywrócenie importu z Ukrainy Minimalizacja eksportu do Niemiec, Czech i Słowacji (-90% r-d-r) Wzrost produkcji segmentu OZE w wyniku znaczącego zwiększenia mocy wiatrowych w 2015 r. Mniejsze wykorzystanie elektrowni cieplnych obniża ich rentowność Aktualna sytuacja i perspektywy Perspektywa wzrostu importu z Litwy Planowane na maj ukończenie przesuwnika fazowego nr 1 na granicy niemieckiej Niestabilność połączeń transgranicznych Quasi-wsparcie dla importu Obecne inwestycje w odpowiedzi na istniejące przepisy dotyczące ochrony środowiska Praktyczny brak zachęt do budowy nowych lub modernizacji starych jednostek (perspektywa konkluzji BAT) Racjonalna przyszłość Stałe mechanizmy mocowe zapewniają stabilność i niezawodność Utowarowienie mocy Elektrownie cieplne jako gwarant niezawodności Rozsądny rozwój OZE Połączenia transgraniczne jako zabezpieczenie systemu 5

Inwestycja w Polską Grupę Górniczą: korzyści i kluczowe dane Cena energii elektrycznej jest powiązana z ceną krańcowego paliwa, jakim jest węgiel kamienny. Co daje inwestycja w PGG: Obniża ryzyko operacyjne PGE zabezpieczenie dostaw paliwa Obniża ryzyko biznesowe PGE stabilizacja rynku węgla kamiennego w Polsce obniżenie zmienności cen na rynku energii elektrycznej w Polsce Quasi-hedge operacyjny Udział w kapitale zakładowym PGG porównywalny do udziału w strukturze sprzedaży PGG (zaangażowanie kapitałowe nie przekracza skali współpracy handlowej) PGG w liczbach: wydobycie: 27,4 mln ton 11 kopalń 32,5 tys. pracowników Udział PGE: 15,7 proc. (za 361 mln zł w gotówce) docelowo: 17,1 proc. (za 500 mln zł) do lutego 2017 r. 6

Flagowe projekty inwestycyjne Opole II Turów Elektrociepłownia Gorzów Projekt realizowany zgodnie z harmonogramem i budżetem Zaawansowanie projektu przekroczyło poziom 40 proc. Trwają prace inżynieryjne i budowlane w obrębie głównych elementów obu bloków oraz systemów instalacji towarzyszących Projekt realizowany zgodnie z harmonogramem dostosowanym do wymagań konkluzji BAT Projekt na etapie opracowywania dokumentacji Trwają prace ziemne pod główne obiekty nowej jednostki Prace na zaawansowanym poziomie ok. 80 proc. Trwają finalne prace montażowe i rozruchowe Planowane ukończenie projektu - II poł. 2016 r. 7

Modernizacja aktywów. W kierunku czystszej energii... Kompleksowa modernizacja bloków nr 7-12 w Bełchatowie Umowa z Alstom podpisana w I kw. 2011 r. Łączny budżet 4,6 mld zł (netto, bez kosztów finansowania) Cel: wydłużenie cyklu życia jednostek o 160 tys. godzin do 320 tys. godzin, pozwalające na wykorzystanie istniejących zasobów węgla brunatnego zwiększenie efektywności jednostek o ok. 2 p.p. zwiększenie mocy osiągalnej każdej jednostki z 370 MWe do 390 MWe Planowane ukończenie ostatniej jednostki (nr 10) koniec maja 2016 r. Po ukończeniu projektu moc osiągalna Elektrowni Bełchatów zwiększy się o 120 MWe Inne projekty Modernizacja bloków nr 1-3 w Turowie styczeń - umowa na modernizację generatorów marzec - umowy na modernizację elektrofiltrów Pomorzany i Lublin Wrotków projekty na etapie postępowania przetargowego 8

Wyniki finansowe i operacyjne za I kwartał 2016 r. Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne Emil Wojtowicz Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych 9

Kluczowe wyniki finansowe PLN mln I kw. 2016 I kw. 2015 Przychody ze sprzedaży 7 133 7 553-6% r/r I kw. 2016 r. Przychody Sales 7 133 7 553 EBITDA 1 822 2 202-17% Powtarzalna* EBITDA 1 563 2 040-23% Zysk netto dla akcjonariuszy 870 1 095-21% Powtarzalne* Recurring* przychody sales 7 003 7 391 Zysk na akcję (PLN) 0,47 0,59-20% EBITDA EBITDA 1 822 2 202 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej 1 068 1 361-22% Nakłady inwestycyjne 1 841 1 393 32% Powtarzalna* Recurring* EBITDA 1 563 2 040 Dług netto na koniec okresu 4 171 2 637** 58% Aktualne ratingi kredytowe Rating Perspektywa Fitch BBB+ Stabilna Moody s Baa1 Stabilna Zysk Net profit netto (dla akcjonariuszy) (to equity) Powtarzalny* Recurring* zysk net profit netto (dla(to akcjonariuszy) equity) 870 1 095 660 964 Q1 2016 Q1 2015 * Z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych ** Stan na 31 grudnia 2015 r.

Produkcja energii elektrycznej (-3%) (-3%) (-10%) (65%) (+14%) (15%) (-7%) (-70%) (-11%) 0,21 (-36%) 0,30 (25%) (-17%) 0,13 0,18 0,80 (30%) (-7%) (29%) (4%) Produkcja w I kw. 2016 r. (zmiana r/r w proc.) (-3%) (+3%) (-2%) (+2%) (-2%) Węgiel kamienny (+15%) 3,04 (28%) (5%) Inne (+13%) (-14%) 0,30(-12%) (-12%) RAZEM 13,16 TWh (-9%) (-21%) (10%) (-5%) (-1%) Węgiel brunatny 8,50 (-15%) (11%) (+313%) (+400%) (77%) Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz Szczytowopompowe Wodne Wiatr Biomasa Produkcja w elektrowniach zasilanych węglem brunatnym spadła w ujęciu r/r z uwagi na większą liczbę prac remontowych w porównaniu do kwartału bazowego (w I kw. 2015 r. obciążenie remontowe było niewielkie). Ponadto od stycznia 2016 r. blok nr 1 w Bełchatowie pracuje w rezerwie szczytowej. Produkcja w elektrowniach zasilanych węglem kamiennym wzrosła r/r za sprawą ponownego uruchomienia bloku nr 4 w Opolu, który był wyłączony przez cały styczeń 2015 r. Wzrost produkcji r/r w elektrowniach szczytowo-pompowych ze względu na większą różnicę pomiędzy cenami szczytowymi a pozaszczytowymi. Produkcja energii z aktywów wiatrowych wzrosła r/r w wyniku zwiększenia mocy (w II poł. 2015 r. PGE oddała do użytku farmy wiatrowe o łącznej mocy 218 MW). Produkcja z biomasy spadła w wyniku ustawowego obniżenia wsparcia dla niededykowanego współspalania. Produkcja z gazu ziemnego utrzymała się na poziomie sprzed roku, ponieważ system wsparcia nie uległ zmianie

Koncentracja na wydajności Aktywa wytwórcze Węgiel brunatny Węgiel kamienny Elektrociepłownie Aktywa wiatrowe Dyspozycyjność I kw. 2016 r. Dyspozycyjność I kw. 2015 r. Współczynnik wyk. mocy I kw. 2016 r. Współczynnik wyk. mocy I kw. 2015 r. 81,4% 98,5% 98,3% 97,4% 89,4% 92,4% 94,4% 98,8% 66,4%* 54,5%* 67,8% 28,9% 75,6% 46,3% 67,1% 34,4% * Współczynnik wyk. mocy nie uwzględnia bloków nr 1-2 w Elektrowni Dolna Odra(interwencyjna rezerwa zimna) oraz bloku nr 1 w Bełchatowie (pracującego w rezerwie szczytowej) Sieć dystrybucyjna 6,75 6,60 Straty sieciowe [%] (ostatnie 12 miesięcy) SAIDI SAIFI (planowane i nieplanowane) (planowane i nieplanowane) Czas przyłączenia 6,45 6,30 6,15 6,00 6,40 6,45 6,12 6,23 6,34 6,33 6,40 6,40 6,38 6,36 6,37 6,32 6,23 6,24 6,26 6,13 6,06 6,04 5,93 5,98 5,90 5,95 5,96 5,91 6,05 6,01 6,02 108-47% 57 1,00-25% 0,75 286-7% 265 5,85 sty 14 sie 14 lut 15 wrz 15 mar 16 Q1 2015 Q1 2016 Minuty na obsługiwanego odbiorcę Q1 2015 Q1 2016 Przerwy na obsługiwanego odbiorcę Q1 2015 Q1 2016 Dni 12

Kształtowanie się EBITDA według głównych czynników budowy wartości I kw. 2015 EBITDA raportowana mln zł 2 202 Zdarzenia jednorazowe 162 I kw. 2015 EBITDA powtarzalna* 2 040 Hurtowa cena energii elektrycznej 116 Wolumen energii elektrycznej 256 Węgiel kamienny z transportem 27 Biomasa Koszt uprawnień do emisji CO2 79 43 Regulacyjne usługi systemowe Marża na rynku detalicznym Wsparcie dla OZE 11 34 10 Zwrot z dystrybucji** Kapitalizowane koszty wydobycia węgla brunatnego Inne 42 22 62 I kw. 2016 EBITDA powtarzalna* 1 563 Zdarzenia jednorazowe 259 I kw. 2016 EBITDA raportowana 1 822 * Z wyłączeniem znaczących jednorazowych zdarzeń ** Zawiera koszt różnicy bilansowej 13

Nakłady inwestycyjne 551 mln zł 28 mln zł 287 mln zł 76 mln zł 4% 15% 2% RAZEM CAPEX 1,8 mld zł (+32% r/r) 30% Wytwarzanie Dystrybucja konwencjonalne Kluczowe projekty Opole II Remonty i modernizacje w Elektrowni Bełchatów Modernizacja aktywów dystrybucyjnych Nowe projekty w segmencie dystrybucji CAPEX w I kw. 2016 r. 904 mln zł 267 mln zł 160 mln zł 127 mln zł 920 mln zł 50% OZE Farma wiatrowa Lotnisko (końcowe rozliczenie projektu) 69 mln zł Nowe projekty Modernizacja i remonty 67% 33% CAPEX w energetyce konwencjonalnej, energetyce odnawialnej i dystrybucji Energetyka Konwencjonalna modernizacje, remonty i inne Energetyka Konwencjonalna nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne CAPEX na 2016 rok pod znakiem nowych projektów z efektywnością na najwyższym poziomie i najlepszymi technologiami dostępnymi w Europie PGE weszła w najważniejszy okres inwestycji w Opolu. 2016 rok jest kluczowy pod względem nakładów kapitałowych Nakłady w obszarze OZE związane głównie z utrzymaniem istniejących aktywów. Powstanie nowych projektów uzależnione od otoczenia regulacyjnego 14

EBITDA: perspektywa na 2016 rok Energetyka Konwencjonalna OZE Obrót Dystrybucja Perspektywa 2016 vs 2015 Znaczący spadek Bez większych zmian Spadek Spadek Główne czynniki Zrealizowana średnioroczna cena hurtowa energii elektrycznej będzie niższa ze względu na niekorzystne warunki rynkowe (przedział 165-167 zł/mwh) Niższe wolumeny produkcji z węgla brunatnego po przejściu bloku nr 1 w Bełchatowie do rezerwy szczytowej Niższe wolumeny produkcji z węgla kamiennego po przesunięciu dwóch bloków w Elektrowni Dolna Odra do zimnej rezerwy Stabilne wolumeny produkcji z kogeneracji gazowej Zintensyfikowanie programów optymalizacyjnych Spadek cen węgla kamiennego o kilka procent Przychody ze zwykłych KDT w skali całego roku wyniosą ok. 500 mln zł Pozytywny wpływ wyroków sądowych dotyczących rekompensat KDT na poziomie 148 mln zł Niedobór uprawnień do emisji CO2 wyższy o ok. 3,5 mln ton Brak zmian r/r w zainstalowanych mocach Znacznie większa produkcja z wiatru po uruchomieniu 218 MW w ostatnich miesiącach 2015 roku Negatywny wpływ niskich cen zielonych certyfikatów Negatywny wpływ rosnącej konkurencji rynkowej Zmienność cen zielonych certyfikatów zwiększa ryzyko, ale tymczasowo podnosi marże Baza aktywów regulacyjnych (WRA) wyceniania na 15,1 mld zł w taryfie na 2016 r. Średnioważony koszt kapitału (WACC) na 2016 rok ustalony na poziomie 5,7% (przed opodatkowaniem) Kontynuacja programów optymalizacyjnych Zmiany w otoczeniu regulacyjnym i biznesowym mogą mieć negatywny wpływ na EBITDA segmentu na poziomie ok. 250 mln zł 15

Wyniki finansowe i operacyjne za I kwartał 2016 r. Informacja dodatkowa 16

Zróżnicowany wpływ rynków towarowych Uprawnienia CO 2 allowance do emisji (EUA_DEC16) CO2 (EUA_DEC16) EUR/t Węgiel Hard coal kamienny (Polish (Indeks Steam PSCMI1) Coal Index PSCMI1) PLN/GJ 1 1 Średnia PGE average hurtowa wholesale cena energii price zrealizowana of electricity przez PGE PLN/MWh 5,8 6,4 6,9 7,2 7,5 8,1-22% 8,5 5,6 10,5 10,5 10,5 10,0 9,5 9,8 9,9-12% 8,8 163 166 164 174 174 174 172-5% 166 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Źródło: Bloomberg Źródło: ARP Średnie kwartalne ceny energii elektrycznej na TGE w latach 2014-2016 PLN/MWh Źródło: PGE Cena Pasmo (Rynek Dnia Następnego) 196,5 193,9 183,0 171,7 146,4 155,3 153,5 153,8 5% Cena w szczycie (Rynek Dnia Następnego) 229,5 236,4 205,8 193,6 163,5 167,2 173,1 175,3 7% Base_Y_15/16 (kontrakt Forward na następny rok) 173,3 172,9 172,7 166,3 163,6 157,7 163,0 157,0-9% Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Źródło: TGE Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 1 średnia arytmetyczna danych miesięcznych 17

Nakłady inwestycyjne Nakłady inwestycyjne w I kw. 2016 r. (mln zł) Q1 2016 Q1 2015 Q1 2016 vs Q1 2015 Segment Energetyka Konwencjonalna 1.471 1.042 41% Dystrybucja 287 263 9% Przyłączanie nowych odbiorców 116 100 16% Sieci dystrybucyjne 118 114 4% Energetyka Odnawialna 76 68 12% Modernizacyjno-odtworzeniowe 4 2 100% Obrót, Pozostałe 28 37-24% ŁĄCZNIE 1.862 1.410 32% ŁĄCZNIE (wraz z włączeniami międzysegmentowymi) 1.841 1.393 32% 18

Powtarzalny* zysk EBITDA w I kw. 2016 r. składniki i dynamika 555 14 1.563 741 114 139 Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna Obrót Dystrybucja Inne EBITDA I kw. 2016 r. 741 114 139 555 14 1.563 Udział w EBITDA w I kw. 2016 r. (%) 47% 7% 9% 36% 1% I kw. 2015 r. 1.094 125 159 632 30 2.040 Zmiana ( mln zł) -353-11 -20-77 -16-477 Zmiana (%) -32% -9% -13% -12% -53% -23% Spadek wynika głównie z: Niższych wolumenów produkcji związanych z remontami w elektrowni Bełchatów oraz przesunięciem bloku 1 do rezerwy szczytowej Niższa średnia cena sprzedaży energii elektrycznej Wyższe koszty CO2 Ograniczony efekt niższych cen węgla kamiennego w związku ze zwiększona konsumpcją wyższe obciążenie jednostek opalanych węglem kamiennym oraz niższe użycie biomasy (zredukowane wsparcie). Efekt wyższych wolumenów produkcji z wiatru w związku z oddaniem nowych farm wiatrowych zredukowane przez niekorzystne warunki wietrzności. Dodatkowy negatywny wpływ niższych cen sprzedaży zielonych certyfikatów oraz niższych cen sprzedanej energii elektrycznej. Dodatkowy negatywny wpływ zakończenia wsparcia dla dużych elektrowni wodnych. Znaczący wzrost wielkości wolumenów sprzedaży idzie w parze ze spadkiem marży. Wyższe raportowane wolumeny (+0,2 TWh), ale segment pod silnym negatywnym wpływem nowego modelu wynagradzania. * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (strona 20) 19

Kluczowe dane finansowe Dane skonsolidowane, MSR (w mln zł) Wydarzenia jednorazowe: Q1 2016 mln PLN Q1 2015 Przekształcone mln PLN Q1 16 vs. Q1'15 Skorygowana EBITDA Kluczowe wydarzenia jednorazowe Q1 2016 Q1 2015 Przychody 7 133 7 553-6% w tym rekompensaty KDT 130 162-20% Powtarzalne*przychody 7 003 7 391-5% EBITDA 1 822 2 202-17% Powtarzalna* EBITDA 1 563 2 040-23% EBIT 1 123 1 416-21% Powtarzalny* EBIT 864 1 254-31% Zysk netto (dla akcjonariuszy) 870 1 095-21% Skorygowany zysk netto (dla akcjonariuszy) 660 964-32% CAPEX (po korektach) 1 841 1 393 32% Przypływy pieniężne netto z dział. operacyjnej 1 068 1 361-22% Przypływy pieniężne netto z dział. Inwestycyjnej -2 522-2 433 4% Marża EBITDA 26% 29% -3 pp Powtarzalna marża EBITDA 22% 28% -6 pp Rekompensaty KDT -130-162 Korekta KDT (wyroki sądowe) -148 0 Program Dobrowolnych Odejść 19 0 Wszystkie korekty na poziomie EBITDA Skorygowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej -259-162 Kluczowe wydarzenia jednorazowe Q1 2016 Q1 2015 Rekompensaty KDT -105-131 Korekta KDT (wyroki sądowe) -120 0 Program Dobrowolnych Odejść 15 0 Wszystkie korekty na poziomie zysku netto -210-131 Majątek obrotowy netto 4 121 4 126** 0% Dług netto/12 mies. EBITDA 0,53 0,32** +0.21 * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych ** Stan na dzień 31 grudnia 2015 r. 20

Kluczowe dane operacyjne Produkcja energii netto według źródeł (TWh) Elektrownie opalane węglem brunatnym Elektrownie opalane węglem kamiennym Elektrociepłownie opalane węglem Elektrociepłownie opalane gazem Elektrociepłownie opalane biomasą El. szczytowo-pompowe Elektrownie wodne Elektrownie wiatrowe SUMA Q1 2016 Q1 2015 Q1'16 vs. Q1'15 8,50 10,13-16% 2,74 2,60 5% 0,39 0,41-5% 0,80 0,77 4% 0,12 0,11 9% 0,18 0,14 29% 0,13 0,14-7% 0,30 0,23 30% 13,16 14,53-9% Produkcja z OZE 0,64 0,70-9% W tym współspalanie biomasy 0,09 0,22-59% 21

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka Konwencjonalna (mln zł) Q1 2016 Q1 2015 Q1 16 vs. Q1 15 Przychody, w tym: 3.073 3.517-13% Sprzedaż energii elektrycznej 2.401 2.823-15% Rekompensaty KDT 130 162-20% Sprzedaż ciepła 278 265 5% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii* 145 144 1% Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 2.545 2.718-6% Amortyzacja** 351 496-29% Zużycie materiałów 780 861-9% Zużycie energii 8 9-11% Usługi obce 245 266-8% Podatki i opłaty 429 368 17% Świadczenia pracownicze 703 692 2% Pozostałe koszty 28 25 12% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 2.044 2.154-5% Koszt własny sprzedaży 2.315 2.472-6% EBIT 680 810-16% EBITDA 1.000 1.256-20% 22

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka odnawialna (mln zł) Q1 2016 Q1 2015 Q1 16 vs. Q1 15 Przychody, w tym: 213 215-1% Sprzedaż energii elektrycznej 101 98 3% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii 44 56-21% Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 166 148 12% Amortyzacja 65 55 18% Zużycie materiałów 1 1 0% Zużycie energii 37 32 16% Usługi obce 25 20 25% Podatki i opłaty 14 13 8% Świadczenia pracownicze 19 21-10% Pozostałe koszty 4 6-33% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 144 128 13% Koszt własny sprzedaży 144 128 13% EBIT 49 70-30% EBITDA 114 125-9% 23

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Dystrybucja (mln zł) Q1 2016 Q1 2015 Q1 16 vs. Q1 15 Przychody, w tym: 1.510 1.541-2% Sprzedaż z usług dystrybucyjnych 1.439 1.466-2% Pozostałe przychody operacyjne 45 48-6% Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 1.253 1.197 5% Amortyzacja 283 265 7% Zużycie materiałów 15 18-17% Zużycie energii 167 138 21% Usługi obce 424 400 6% Podatki i opłaty 99 92 8% Świadczenia pracownicze 262 281-7% Pozostałe koszty 4 3 33% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 1.170 1.100 6% Koszt własny sprzedaży 1.170 1.100 6% EBIT 273 367-26% EBITDA 555 632-12% 24

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Obrót (mln zł) Q1 2016 Q1 2015 Q1 16 vs. Q1 15 Przychody, w tym: 4.142 3.797 9% Sprzedaż energii elektrycznej 2.546 2.440 4% Sprzedaż usług dystrybucyjnych 997 1.050-5% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii 0 6-100% Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 415 437-5% Amortyzacja 7 6 17% Zużycie materiałów 1 2-50% Zużycie energii 1 1 0% Usługi zewnętrzne 52 54-4% Podatki i opłaty 263 285-8% Świadczenia pracownicze 68 68 0% Pozostałe koszty 23 21 10% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 34 20 70% Koszt własny sprzedaży 3.624 3.230 12% EBIT 132 153-14% EBITDA 139 159-13% 25

Energetyka Konwencjonalna EBITDA w I kw. 2016 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 1 400 1 200 1 000 800 600 400 EBITDA 2015 Marża ee cena Marża ee - ilość Rekompensaty KDT Przychody RUS Sprzedaż ciepła Paliwa Koszty CO2 Koszty środowiskowe Koszty osobowe Pozostałe Koszty aktywowane EBITDA 2016 Odchylenie -104-269 116 2 13 89-79 21-11 8-42 EBITDA Q1 15 1 256 2 514 162 68 265 717 172 92 692 286 EBITDA Q1 16 2 141 278 70 278 628 251 71 703 244 1 000 26

Energetyka Odnawialna EBITDA w I kw. 2016 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 140 120 100 80 60 EBITDA 2015 Sprzedaż ee wiatr Sprzedaż PM wiatr Sprzedaż ee woda Sprzedaż PM woda Przychody RUS* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA 2016 Odchylenie 5 3-4 -15 8 2-10 EBITDA Q1 15 125 40 37 27 19 59 21 EBITDA Q1 16 45 40 23 4 67 19 114 * z wyłączeniem przychodów i kosztów z RB, które nie mają wpływu na wyniki EBITDA 27

Dystrybucja EBITDA w I kw. 2016 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 700 600 500 400 300 EBITDA 2015 Wolumen Zmiana dystrybuowanej taryfy* ee dystrybucyjnej Inne przychody ** Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.* Koszty osobowe Koszty stałe*** Pozostałe EBITDA 2016 Odchylenie 40-63 -8-29 -10 19-19 -7 EBITDA Q1 15 632 1 421 93 138 336 281 134 EBITDA Q1 16 1 398 85 167 346 262 153 555 * Wzrost kosztów usług przesyłowych bez wpływu na wynik, zrównoważony wzrostem przychodów z usługi dystrybucyjnej ** Inne przychody (energia bierna, przekroczenia mocy, usługi dodatkowe), przychody z opłaty przyłączeniowej, sprzedaż usług tranzytowych *** Koszty stałe (pomniejszone o koszt własny zużycia ee i koszty stałe przesyłu PSE S.A. oraz koszty osobowe) 28

Obrót EBITDA w I kw. 2016 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 200 150 100 50 0 EBITDA 2015 Wynik na ee Koszty umorzenia PM Przychody z umowy ZHZW Pozostałe EBITDA 2016 Odchylenie -34 20-16 10 EBITDA Q1 15 159 418 281 133 111 EBITDA Q1 16 384 261 117 101 139 29

Struktura długu oraz płynność (stan na 31 grudnia 2015 r.) Zadłużenie ze stałą i zmienna stopą (rzeczywiste zadłużenie) Harmonogram spłaty kredytów bankowych (mln zł)* Profil walutowy rzeczywistego zadłużenia Stopa zmienna 26% 2 000 1 800 1 600 1 400 1 200 PLN 35,8% USD 2,4% 1 000 800 600 Stopa stała 74% 400 200 0 CHF 0,3% EUR 61,5% Wyłącznie ilustracyjnie, przy założeniu pełnego wykorzystania dostępnych kredytów bankowych (kredyt konsorcjalny, BGK oraz EBI) Emisje w ramach Programu Emisji Euroobligacji Średnioterminowych Kwota EUR 500.000.000 EUR 138.000.000 Okres 5 lat 15 lat Zapadalność 9 czerwca 2019 r. 1 sierpnia 2029 r. Kupon 1,625% rocznie 3% rocznie Rating BBB+ (Fitch); Baa1 (Moody s) BBB+ (Fitch) Kod ISIN XS1075312626 XS1091799061 30

Zadłużenie w kolejnych kwartałach Zadłużenie brutto i netto (mln zł)* 6 000 5 000 4 660 4 802 5 045 4 811 4 822 4 838 5 409 5 414 4 171 4 000 3 000 2 706 2 405 2 522 2 718 2 637 2 000 1 586 1 000 0 266 462 101-1 000-1 020-1 018-2 000-3 000-2 530-2 922-2 313-3 031-2 386-1 921-4 000 mar 13 cze 13 wrz 13 gru 13 mar 14 cze 14 wrz 14 gru 14 mar 15 cze 15 wrz 15 gru 15 mar 16 Gross Dług debt brutto Net Dług debt netto Długoterminowe zadłużenie jest zaciągane głównie przez spółkę PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. (jednostkę dominującą) oraz PGE Sweden AB (szwedzką spółkę specjalnego przeznaczenia emitującą euroobligacje). PGE GiEK (spółka z segmentu Energetyka Konwencjonalna) posiada również pewne zadłużenie w postaci historycznie zaciągniętych pożyczek inwestycyjnych. * Dane na grudzień 2013 i grudzień 2014 przekształcone 31

Profil zapadalności zadłużenia Profil zapadalności zadłużenia (w mln zł) stan na 31 marca 2016 r. 2 400 2 000 1 600 1 200 800 400 0 32

Pozycja gotówkowa PGE zapewnia I kw. 2016 r. 2015 r. komfortową pozycję w zakresie płynności Zadłużenie brutto (mln zł) 5 414 5 409 Zadłużenie netto (mln zł) 4 171 2 637 Dług netto/12m EBITDA 0,53x 0,32x Dług netto/kapitał własny 0,10x 0,07x Moody s Fitch Długoterminowy rating spółki (IDR) Baa1 BBB+ Perspektywa ratingu stabilna stabilna silną pozycję finansową potwierdzoną przez agencje ratingowe Data nadania ratingu 2 września 2009 r. 2 września 2009 r. Data ostatniego potwierdzenia ratingu 12 lutego 2016 r. 21 maja 2015 r. Rating niezabezpieczonego zadłużenia BBB+ Data ostatniej zmiany ratingu 26 maja 2014 r. 4 sierpnia 2011 r. Data ostatniego potwierdzenia ratingu 21 maja 2015 r. Długoterminowy rating krajowy spółki AA- (pol) Data nadania ratingu 10 sierpnia 2012 r. Data ostatniego potwierdzenia ratingu 21 maja 2015 r. 33

Główne przepływy biznesowe w I kwartale 2016 r. Główne przepływy biznesowe (ilustracyjnie) Wytwarzanie 13,16 TWh 14,53 TWh (I kw. 2015 r.) Hurt 14,27 TWh 15,90 TWh (I kw. 2015 r.) Rynek regulowany Gospodarstwa domowe 2,38 TWh Energia elektryczna z elektrowni ( obligo giełdowe ) Towarowa Giełda Energii Obrót 22% 2,35 TWh (I kw. 2015 r.) Energia elektryczna z elektrowni kogeneracyjnych i źródeł odnawialnych PGE (jednostka dominująca) 10,70 TWh 9,84TWh (I kw. 2015 r.) Pozostałe (m. in. usługi regulacyjne) 78% Rynek nieregulowany Klienci biznesowi 8,32 TWh 7,49 TWh (I kw. 2015) Źródło: PGE; Niektóre przepływy włączając rynek bilansujący, handel zagraniczny oraz zużycie własne nie są uwzględnione; prezentowane wolumeny przed korektami wewnątrzgrupowymi. 34

Uprawnienia do emisji CO 2 regulacje i rozliczenia Regulacje w III Okresie Rozliczeniowym Począwszy od 2013 jedynie uprawnienia emisyjne na produkcje ciepła są przyznawane nieodpłatnie. Uprawnienia do emisji CO2 z produkcji energii elektrycznej są przyznawane nieodpłatnie pod warunkiem realizacji zadań inwestycyjnych ujętych w Krajowym Planie Inwestycyjnym. Standardy księgowe Wszystkie otrzymane darmowe uprawnienia są rozpoznawane w ich wartości nominalnej zero. Rezerwa na uprawnienia do emisji CO2 jest zawiązywana w odniesieniu do ich aktualnego niedoboru w danym okresie. Poniesione koszty widoczne w rachunku zysków i strat w pozycji podatki i opłaty. Rozliczenia uprawnień do emisji w 2016 r. W I kw. 2016 r. instalacje PGE wyemitowały 13,50 mln ton CO2. Całkowite koszty związane z emisją CO2 w I kw. 2016 r. wyniosły ok. 251 mln zł. W kwietniu 2016 r., jednostki z GK PGE otrzymały nieodpłatne uprawnienia do emisji CO2 w ilości ok. 25 mln ton na produkcję energii elektrycznej w 2015 r. oraz ok. 1 mln ton na produkcję ciepła w 2016 r. Również w kwietniu 2016 r., PGE zakończyła proces rozliczenia roku 2015 (tzn. PGE umorzyła uprawnienia opowiadające emisji z 2015 r.). Bezpłatne EUA ujmowane w wartości zerowej nota 16, Skonsolidowane SF za I kw. 2016 r. Stan na dzień 1 stycznia 2015 r. Ilość (mln) Rezerwy na zakup uprawnień do emisji CO 2 nota 23, Skonsolidowane SF za I kw. 2016 rok (mln zł) EUA Wartość (mln zł) 68 1 552 Zakup 38 1 301 Przyznane nieodpłatnie 30 - Umorzenie -59-681 Stan na dzień 1 stycznia 2016 r. 77 2 172 Zakup 6 153 Przyznane nieodpłatnie 1 - Umorzenie - - Stan na dzień 31 marca 2016 r. 84 2 325 Stan na dzień 1 stycznia 2016 r. 760 Umorzenie - Rozwiązanie rezerwy - Utworzenie rezerwy w I kw. 2016 r. 251 Stan na 31 marca 2016 r. 1 011 Wpływ na rachunek zysków i strat (mln zł) - ilustracyjnie I kw. 2016 r. Koszty według rodzaju 4 155 Podatki i opłaty 811 35

Rekompensaty KDT aktualny status sporów sądowych Jednostki wytwórcze z GK PGE są w sporze z prezesem URE w sprawie rekompensat kosztów osieroconych za lata 2008-2010. Rekompensaty z tytułu kosztów osieroconych za lata 2011-2014 nie podlegają sporom sądowym. Status spraw sądowych Year Elektrownia Opole Elektrownia Turów Elektrociepłownia Gorzów Elektrociepłownia Rzeszów Elektrociepłownia Lublin-Wrotków Elektrownia ZEDO 2008 Sprawa w Sądzie Najwyższym* Sprawa zamknięta Sprawa zamknięta Sprawa zamknięta Sprawa w Sądzie Najwyższym* Sprawa w Sądzie Najwyższym* 2009 Sprawa zamknięta Sprawa zamknięta Sprawa w Sądzie Najwyższym* Sprawa w Sądzie Najwyższym* Werdykt SOKiK* Sprawa w Sądzie Najwyższym* 2010 Werdykt Sądu Apelacyjnego** Sprawa zamknięta *** Nie dotyczy Sprawa zamknięta *** Sprawa zamknięta *** Sprawa zamknięta *** * Przypadki zależne od werdyktu Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej ** Apelacja PGE GiEK S.A. uznana w całości, apelacja Prezesa URE odrzucona 14 kwietnia 2016 r. Prezes URE uprawniony do złożenia wniosku o kasację do Sądu Najwyższego. *** Jeden wyrok łącznie dla PGE GiEK S.A. jako prawnego następcy połączonych spółek z segmentu energetyki konwencjonalnej Sprawa zamknięta korzystny prawomocny wyrok Wyrok sądu apelacyjnego korzystny dla PGE. Prezes URE uprawniony do złożenia wniosku o kasację. Przypadek nie podlegający rekompensatom KDT Wyrok sądu apelacyjnego korzystny dla PGE, kasacja złożona przez URE do Sądu Najwyższego Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów korzystny prawomocny wyrok PLN m 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Rezerwa na spory sądowe w sprawie rekompensat KDT za lata 2008-2010 Rozwiązanie rezerwy na podstawie prawnie wiążących wyroków (1.038) - 200 337 246-173 Nierozliczone spory dot. KDT łączna wartość 82 36 36

Analitycy sell-side pokrywający PGE Rynek krajowy Rynek zagraniczny Institution Analyst Institution Analyst BOŚ Michał Stalmach BZ WBK Paweł Puchalski Citigroup Piotr Dzięciołowski Deutsche Bank Tomasz Krukowski Erste Group Tomasz Duda HSBC Dmytro Konovalov Merrill Lynch Anton Fedotov Morgan Stanley Bobby Chada Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald Wood & Company Bram Buring Haitong Bank Robert Maj ING Maria Mickiewicz IPOPEMA Sandra Piczak JP Morgan Michał Kuzawiński mbank Kamil Kliszcz Pekao IB Łukasz Jakubowski PKO BP Stanisław Ozga Societe Generale Bartłomiej Kubicki Trigon UBS Krzysztof Kubiszewski Michał Potyra 37

Biuro Relacji Inwestorskich Dyrektor Biura Relacji Inwestorskich Zespół Relacji Inwestorskich Jakub Frejlich Tel: (+48 22) 340 10 32 Kom: +48 695 883 902 Krzysztof Dragan Tel: (+48 22) 340 15 13 Kom: +48 601 334 290 Filip Osadczuk Tel: (+48 22) 340 12 24 Kom: +48 695 501 370 Małgorzata Babska Tel: (+48 22) 340 13 36 Kom: 661 778 955 Bernard Gaworczyk Tel: (+48 22) 340 12 69 Kom: 661 778 760 38

Zastrzeżenie Niniejsza prezentacja została przygotowana przez Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. (dalej Spółkę lub PGE ) oraz inne jednostki. Niniejsza prezentacja nie stanowi rekomendacji, oferty czy zachęty do sprzedaży lub zakupu papierów wartościowych Spółki, ani spółek zależnych, w żadnej jurysdykcji. Żadna część niniejszej prezentacji, ani fakt jej dystrybuowania nie powinien tworzyć podstawy, ani wiązany z jakąkolwiek decyzją inwestycyjną, kontraktem czy zobowiązaniem. Działamy w sektorze dla którego trudno jest uzyskać precyzyjne informacje branżowe i rynkowe. Dane rynkowe i branżowe oraz prognozy i stwierdzenia użyte w niniejszej prezentacji dotyczące rynkowej pozycji PGE oparte są na założeniach, które uważamy za rozsądne i pochodzą z naszych wewnętrznych badań i analiz, wykonanych na nasze zamówienie przez podmioty zewnętrzne lub z publicznych źródeł i powszechnie dostępnych publikacji takich jak prasa. Niniejsza prezentacja ani żadne materiały dystrybuowane wraz z tą prezentacją nie są adresowane, ani przeznaczone do użytku przez obywateli lub rezydentów żadnego stanu, kraju czy jurysdykcji, gdzie taka dystrybucja, publikacja, udostępnienie lub użycie byłyby sprzeczne z prawem, regulacją lub podlegało rejestracji bądź licencjonowaniu. Prezentacja zwiera zwroty dotyczące przyszłości. Te zwroty zawierają słowa antycypować, wierzyć, zamierzać, szacować, oczekiwać oraz wyrazy bliskoznaczne. Wszystkie określenia inne niż informacje historyczne zawarte w niniejszej prezentacji, dotyczące m.in. finansów Spółki, strategii biznesowej, planów i celów Zarządu (także planów rozwoju i celów odnośnie produktów i usług) są zwrotami dotyczącymi przyszłości. Zwroty dotyczące przyszłości wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością i innymi czynnikami, które mogą spowodować, że faktyczne wyniki Spółki będą istotnie różne od tych o których była mowa w zwrotach dotyczących przyszłości. Zwroty dotyczące przyszłości oparte są na wielu założeniach dotyczących bieżącej i przyszłej strategii biznesowej oraz otoczenia, w którym Spółka będzie działała w przyszłości. Oświadczenia dotyczące przyszłości mają zastosowanie wyłącznie w dacie ich publikacji. Spółka nie bierze na siebie odpowiedzialności za aktualizację i rewizję zawartych tutaj zwrotów dotyczących przyszłości, tak aby odzwierciedlić zmiany w oczekiwaniach Spółki, zmiany w otoczeniu i w warunkach w oparciu o które zwroty dotyczące przyszłości zostały sformułowane. Spółka uprzedza, że zwroty dotyczące przyszłości nie są gwarancjami przyszłych wyników, zaś faktyczna pozycja finansowa czy strategia biznesowa, plany i cele operacyjne zarządu mogą być istotnie różne niż te sugerowane, w zwrotach dotyczących przyszłości z niniejszej prezentacji. Ponadto nawet jeśli pozycja finansowa czy strategia biznesowa, plany i cele operacyjne zarządu są zgodne z tymi ze zwrotów dotyczących przyszłości z niniejszej prezentacji, nie są one wskazówkami co do przyszłych wyników i rozwoju. Spółka nie bierze na siebie żadnej odpowiedzialności za weryfikowanie, potwierdzanie czy rewidowanie publicznie jakichkolwiek zwrotów dotyczących przyszłości w celu uwzględnienia wydarzeń czy okoliczności, które nastąpią po dacie publikacji. 39 39