Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i II kwartał 2015 r. 31 sierpnia 2015 r.

Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i II kwartał 2015 r. 31 sierpnia 2015 r.

Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i II kwartał 2015 r. Podstawowe dane liczbowe Marek Woszczyk Prezes Zarządu 2

Kluczowe dane za I półrocze i II kwartał 2015 r. Wyniki finansowe za II kw. 2,1 mld zł EBITDA 1,7 mld zł EBITDA powtarzalna 1,7 mld zł śr. pieniężnych netto z dział. operac. 1,1 mld zł zysk netto przyp. akcjonariuszom bez odpisu Wyniki operacyjne za II kw. 13,1 TWh Produkcja netto (+0% r/r) 8,0 TWh Wolumen dystrybucji (+4% r/r) 9,4 TWh Sprzedaż do odbiorców końcowych (-2% r/r) Trudniejsze otoczenie biznesowe Spadające ceny paliw kopalnych Wypieranie źródeł konwencjonalnych przez OZE Wzrost obciążenia z tytułu emisji CO2 8,8 mld zł utrata wartości aktywów (przed podatkiem) Odpowiedź Zarządu Nowa polityka dywidendowa (skorygowany zysk netto) Przegląd strategii do końca 2015 r. 3

Dywidenda znak firmowy PGE Przyjęta nowa polityka dywidendy : Dywidenda wypłacana ze skonsolidowanego zysku netto skorygowanego o wielkość odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych. Generowanie solidnych przepływów pieniężnych Silny bilans Zdolność do wypłaty znacznych dywidend Niska dźwignia Dywidenda z zysku za 2014 r. WZ zatwierdziło zaproponowaną przez Zarząd dywidendę w wysokości 0,78 zł na akcję (stopa dywidendy: 5%) Dzień dywidendy 24 września 2015 r. Dzień wypłaty dywidendy 15 października 2015 r. 4

Zewnętrzne przesłanki testów na utratę wartości Negatywny wpływ na marże wytwarzania konwencjonalnego Ceny paliw kopalnych Globalny spadek cen paliw kopalnych utrzymujący się w perspektywie średnioterminowej Węgiel kamienny, jako paliwo wyznaczające koszt krańcowy, powoduje spadek cen energii elektrycznej Spłaszczenie merit order skutkujące niższymi marżami w generacji konwencjonalnej Polityka klimatyczna Ostrzejsza polityka środowiskowa na poziomie europejskim penalizująca jednostki konwencjonalne, zwłaszcza elektrownie mniej sprawne i o wysokiej emisji dwutlenku węgla Paradoks OZE im więcej OZE, tym większe zapotrzebowanie na rezerwy mocy, co prowadzi do obniżenia cen hurtowych Nierówne warunki gry rynkowej Przyspieszony wzrost mocy OZE wypiera jednostki konwencjonalne z merit order Ograniczony czas pracy wypieranych jednostek konwencjonalnych obniża ich rentowność Rozwój połączeń transgranicznych i napływ energii z rynków dysponujących nadpodażą mocy wywierają presję na ceny krajowe Regulacje Wsparcie inwestycji zorientowanych na OZE Surowsze normy środowiskowe (BAT/BREF) powodują wzrost nakładów inwestycyjnych na generację konwencjonalną bez gwarancji zwrotu Segment wytwórczy w coraz większym stopniu zależny od decyzji organów regulacyjnych - potrzebne mechanizmy wspierania mocy 5

Mieszany wpływ otoczenia makro (przyzwoity PKB, słaby rynek surowców) Otoczenie makroekonomiczne II kw. 2015 r. II kw. 2014 r. I pół. 2015 r. I pół. 2014 r. Realny wzrost PKB (r-d-r) 3,3% 3,6% 3,4% 3,6% Wzrost krajowego zużycia energii el. (r-d-r) 2,4% 0,9% 1,8% -0,3% Krajowe zużycie energii elektrycznej [TWh] 38,15 37,26 79,91 78,49 Polski indeks cen węgla energetycznego vs. ARA* CO2 (grudzień 2015 r.) Cena energii el. w Polsce (średnia mies.) 300 Polski Indeks Rynku Węgla Energetycznego [lewa oś] ARA+transport [prawa oś] 100 8,0 220 Kontrakty terminowe na nast. rok (baza) Rynek dnia następnego PLN/t 290 280 270 260 250 240 230 220 210 200 190 180 lip 13 sty 14-11% r-d-r lip 14-19% r-d-r sty 15 95 90 85 80 75 70 65 60 USD/t EUR 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 lip 13 sty 14 lip 14 29% r-d-r sty 15 PLN 210 200 190 180 170 160 150 140 130 120-3% r-d-r Baza_R_14 Baza_R_15 Baza_R_16 lip 13 sty 14 lip 14 sty 15 *Kontrakty ARA bieżący miesiąc + stały narzut 10 USD jako szacunkowy koszt transportu do portów bałtyckich 6

Strategia PGE w obliczu nowych wyzwań rynkowych Grupa aktywnie rozwijająca nowe obszary biznesowe Wiodący wytwórca energii elektrycznej w Polsce 4 1 Innowacje 3 2 Najbardziej efektywna grupa energetyczna w Polsce Preferowany i niezawodny dostawca energii Sytuacja rynkowo-regulacyjna wymaga przeglądu głównych aspiracji i działań strategicznych W szczególności, w celu zachowania możliwości realizacji ambitnego programu inwestycyjnego w zakresie energetyki konwencjonalnej konieczne jest wdrożenie głębokich działań restrukturyzacyjnych i daleko idącej poprawy efektywności funkcjonowania całej organizacji Dodatkowo, strategicznym priorytetem jest szybsza dywersyfikacja portfela wytwórczego PGE wnikliwie analizuje swoje plany rozwojowe w kontekście sytuacji rynkowej oraz maksymalizacji efektywności CAPEX i OPEX Podstawowe zagadnienia analiz: Przyszły kształt rynku energii w Polsce CAPEX w całym łańcuchu wartości Działania M&A oraz dezinwestycje Programy poprawy efektywności Dodatkowy cel redukcji wydatków o 1 mld PLN po roku 2016 Analiza i aktualizacja działań strategicznych zaplanowana jest do końca 2015 r. 7

Perspektywy aktualnego portfela wytwórczego PGE Węgiel brunatny Wydobycie i generacja z węgla brunatnego potencjalnie najbardziej dotknięte polityką klimatyczną Bloki opalane węglem brunatnym są bardziej emisyjne Projekt bloku wspierany dzięki swojej sprawności, lecz nadal pod presją regulacyjną (CO2 i BAT/BREF) Węgiel kamienny Strukturalna nadpodaż węgla energetycznego wpływa na ceny energii elektrycznej, lecz utrzymuje marże na wytwarzaniu energii z węgla kamiennego Prognoza rentowności Elektowni Opole II utrzymana, ponieważ rynek będzie faworyzował efektywne i elastyczne wytwarzanie energii OZE Rentowność obecnego portfela wytwórczego niezagrożona Dokończenie budowanych elektrowni wiatrowych Pierwsza aukcja w 2016 r. w ramach nowych przepisów umożliwi prognozę dla przyszłych projektów Analiza szans i możliwości inwestycyjnych 8

Postępy na budowach Turów (~490 MWe) Opole II (2x~900 MWe) Projekt Opole II Roboty w toku zgodnie z harmonogramem Aktualny stan prac: - wyburzenie fundamentów starych chłodni kominowych i powiązanych z nimi instalacji podziemnych; Następne kroki: - Wykopy pod fundamenty głównych budowli. Gorzów CHP Projekt przyspiesza - aktualne zaawansowanie projektu na poziomie 20%; Aktualny stan prac: wznoszenie płaszcza chłodni kominowej nr 5; zakończenie betonowania placu pod fundamenty kotła bloku nr 6; Kolejne kroki: wzniesienie konstrukcji stalowej kotła bloku nr 5; ukończenie fundamentów turbiny i maszynowni do poziomu "0". Wizualizacja projektu Turów Projekt na zaawansowanym etapie prac; Aktualny stan prac: - Zakończenie prac budowlanych, układanie kabli i rur oraz montaż urządzeń w toku. Przygotowania do odbioru. 9

Ekspansja w odnawialnych źródłach energii, dalsze modernizacje Modernizacje Uruchomienie bloków nr 11 i 12 w Bełchatowie, rozpoczęta modernizacja bloków nr 9 i 10; EC Pomorzany i Bydgoszcz - zapewniona modernizacja obiektów strategicznych dla obu regionów; Projekty modernizacyjne w energetyce konwencjonalnej z naciskiem na obniżenie emisji SO 2 i NO x : - instalacja odsiarczania spalin bloków 3-12 w Bełchatowie oraz bloków 4-6 w Turowie; - instalacje redukujące emisję NO x bloków 1, 2 i 4 w Opolu. Energetyka odnawialna Karwice 40 MW: - projekt przekazany do eksploatacji w lipcu 2015 r. Lotnisko 90 MW: - zakończenie budowy dróg wewnętrznych i fundamentów; - montaż wież i turbin wiatrowych w toku. Resko II 76MW: - zakończono budowę dróg wewnętrznych i fundamentów; - montaż wież i turbin wiatrowych w toku. Kisielice II 12 MW: - zakończenie montażu wszystkich turbin wiatrowych. EC Pomorzany Bełchatów Farma wiatrowa Karwice 10

Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i II kwartał 2015 r. Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne Magdalena Bartoś - Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno-Finansowych 11

Wyniki finansowe w skrócie mln PLN II kw. 2015 II kw. 2014 r-d-r % I pół. 2015 I pół. 2014 r-d-r % Przychody 6.692 7.279-8% 14.244 14.208 0% EBITDA 2.079 3.350-38% 4.326 5.073-15% Powtarzalna* EBITDA 1.694 1.461 16% 3.779 3.328 14% Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy Zysk na akcję z wyłączeniem odpisu**(pln) -6.150 2.031 n.a. -5.055 2.821 n.a. 0,55 1,11-50% 1,15 1,53-25% I pół. 2015 Sprzedaż Powtarzalna sprzedaż (dla akcjonariuszy) EBITDA Powtarzalna* EBITDA Wynik netto dla akcj. Powtarzalny* wynik zysk netto -5.055 I poł. 2015 I poł. 2014 4.326 5.073 3.779 3.328 2.821 1.698 1.456 14.244 14.208 13.943 13.046 Przypływy gotówkowe netto z działalności oper. 1.708 695 146% 3.069 1.584 94% II kw. 2015 Sprzedaż 6.692 7.279 CAPEX 1.939 1.231 58% 3.332 2.232 49% Dług netto (koniec okresu) 463 266*** Powtarzalna sprzedaż EBITDA 6.552 6.248 2.079 3.350 Ratingi kredytowe Rating Perspektywa Powtarzalna* EBITDA Wynik netto dla akcj. -6.150 1.694 1.461 2.031 Fitch BBB+ Stabilna Moody s Baa1 Stabilna 715 Powtarzalny* wynik zysk netto (dla akcjonariuszy) 550 II kw. 2015 II kw. 2014 * Z wyłączeniem zdarzeń jednorazowych (więcej o wydarzeniach jednorazowych na slajdzie 26) ** Podstawa do wyliczenia dywidendy wg. nowej polityki dywidendowej ***Stan na 31 Marca 2015 12

Odpisy w energetyce konwencjonalnej Dbałość o wysoką jakość sprawozdań finansowych, Bilans skorygowany tak, aby oddawał najbardziej rzetelne szacunek wartości aktywów, Wartość księgowa aktywów związana z oczekiwaną generacją przepływów pieniężnych w przyszłości, Podsumowanie testów na utratę wartości aktywów w segmencie Energetyka Konwencjonalna (mln zł) Stan na 30 czerwca 2015 r. Wartość księgowa testowana Stwierdzona utrata wartości Wartość księgowa po odpisie Jednostki wytwórcze dotknięte odpisem Kompleks górniczo-energetyczny Turów 5.561 5.116 445 Kompleks górniczo-energetyczny Bełchatów 17.188 3.136 14.052 Elektrociepłownia Bydgoszcz 417 417 0 Elektrociepłownia Kielce 157 157 0 Pozostałe aktywa 16 16 0 Pozostałe jednostki wytwórcze Elektrownia Opole 4.408 0 4.408 Elektrociepłownia Szczecin 516 0 516 Elektrociepłownia Lublin-Wrotków 400 0 400 Elektrociepłownia Rzeszów 300 0 300 Elektrociepłownia Gorzów 296 0 296 Elektrociepłownia Pomorzany 70 0 70 Elektrownia Dolna Odra 0 0 0 Elektrociepłownia Zgierz 0 0 0 SUMA 29.329 8.842 20.487 Więcej informacji na temat testów na utratę wartości na stronie 21 13

Podsumowanie wyników produkcji energii elektrycznej 0,13 0,33 (-3%) 0,16 (+14%) (-7%) 0,08 (-11%) Produkcja w II kw. 2015 r. (zmiana % r-d-r) Inne Węgiel kamienny; 2,69 (-17%) RAZEM 13,10 TWh(0%) Węgiel brunatny; 9,38 (+3%) 0,22 0,66 (+2%) 0,39 (+15%) 0,27 (+13%) (-21%) Produkcja w I połowie 2015 r. (zmiana % r-d-r) Inne Węgiel kamienny; 5,59 (-12%) RAZEM 27,63 TWh (+4%) Węgiel brunatny; 19,40 (+5%) 0,33 (+313%) 1,10 (+400%) Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz Szczytowopompowe Wodne Wiatrowe Biomasa Wzrost produkcji w elektrowniach opalanych węglem brunatnym wskutek powrotu bloku nr 11 w Bełchatowie, zmodernizowanego w I połowie 2014 r. Spadek w produkcji z węgla kamiennego spowodowany wyłączeniem bloku nr 4 w Opolu (październik 2014 luty 2015) i mniejszym zapotrzebowaniem ze strony OSP. Wznowione wsparcie dla kogeneracji przyczyniło się do zwiększenia produkcji w EC opalanych gazem w Lublinie i Rzeszowie. Dodatkowy wpływ miał nowy blok gazowy w Rzeszowie działający od listopada 2014. Wzrost produkcji w elektrowniach wiatrowych w II kw. 2015 r. wskutek lepszych warunków pogodowych. Dane półroczne dodatkowo wsparte przez 28 MW w Farmy Wiatrowej w Wojciechowie od marca 2014 r. Spadek produkcji w elektrowniach szczytowo-pompowych wskutek mniejszego zapotrzebowania ze strony OSP. 14

Wskaźniki wydajności Aktywa wytwórcze Węgiel brunatny Węgiel kamienny Elektociepłownie Aktywa wiatrowe Dyspozycyjność I półrocze 2015 r. Dyspozycyjność I półrocze 2014 r. Wskaźnik obciążenia I półrocze 2015 r. Wskaźnik obciążenia I półrocze 2014 r. 85,9% 90,5% 92,5% 98,8% 80,9% 85,2% 92,1% 98,0% 85,3% 65,6% 78,5% 29,0% 85,7% 69,7% 70,5% 26,6% Aktywa dystrybucyjne 7,05 Straty sieciowe [%] (ostatnie dwanaście miesięcy) SAIDI (planowane + nieplanowane) SAIFI (planowane + nieplanowane) Czas przyłączenia 6,90 6,75 6,60 6,45 6,81 6,76 6,75 6,72 6,72 6,74 6,65 6,63 6,52 6,40 6,45 6,34 6,33 6,40 6,40 6,38 6,36 6,37 6,32 245-18% 201 2,03-1% 2,01 332-12% 291 6,30 6,15 6,12 6,23 6,23 6,24 6,26 6,13 6,06 6,04 6,00 kwi 13 paź 13 maj 14 lis 14 cze 15 H1 2014 H1 2015 Minuty na obsługiwanego odbiorcę H1 2014 H1 2015 Przerwy na obsługiwanego odbiorcę H1 2014 H1 2015 Dni 15

Kształtowanie się EBITDA wg głównych czynników budowy wartości Q2 2014 EBITDA RAPORTOWANA mln zł 3 350 Zdarzenia jednorazowe 1 889 Q2 2014 EBITDA POWTARZALNA* 1 461 Hurtowa cena energii elektrycznej Wolumen energii elektrycznej** 136 41 Węgiel kamienny z transportem Koszt uprawnień do emisji CO2 89 32 Marża na rynku detalicznym Wsparcie dla OZE Wsparcie dla kogeneracji Zwrot z dystrybucji Inne 76 33 59 58 27 Q2 2015 EBITDA POWTARZALNA* 1 694 Zdarzenia jednorazowe 384 Q2 2015 EBITDA RAPORTOWANA 2 078 * Wynik na działalności powtarzalnej, tzn. z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych **Bez kogeneracji gazowej (wolumeny uwzględnione we wsparciu dla kogeneracji) 16

Nakłady inwestycyjne w I półroczu 2015 r. 67 mln zł 688 mln zł 219 mln zł 1.058 mln zł 6% 32% 21% RAZEM CAPEX 3,3 mld zł (+49%) 2% 39% Kluczowe projekty Budowa nowych bloków Opole II Remonty i modernizacje w Bełchatowie Modernizacje aktywów dystrybucyjnych Nowe projekty w segmencie dystrybucji CAPEX w I półroczu 2015 r. 1.036 mln zł 338 mln zł 351 mln zł 337 mln zł 1.300 mln zł Farma wiatrowa Lotnisko 87 mln zł Nowe inwestycje Modernizacja i utrzymanie Farma wiatrowa Karwice 60 mln zł 57% 43% Inwestycje w moce wytwórcze włączając energetykę konwencjonalną, energetykę odnawialną i dystrybucję Farma wiatrowa Resko II 35 mln zł Energetyka konwencjonalna modernizacja, prace remontowe i inne Energetyka konwencjonalna - nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne Drugi kwartał umożliwił nam przyspieszenie prac przy budowie naszych projektów w segmencie energetyki konwencjonalnej Program inwestycji w farmy wiatrowe realizowany zgodnie z harmonogramem, pierwsze megawaty energii elektrycznej z Karwic Kontynuacja projektu kompleksowej modernizacji bloków 7-12 w Bełchatowie, postęp prac zgodny z harmonogramem. 17

EBITDA i CAPEX: perspektywa na 2015 r. Energetyka Konwencjonalna Perspektywa 2015 vs 2014 Główne czynniki Wzrost po korekcie o wydarzenia jednorazowe + Średnia cena hurtowa za cały rok w zakresie 173-175 PLN/MWh + Stabilne wolumeny produkcji z węgla brunatnego, natomiast niski dwucyfrowy (%) spadek produkcji z węgla kamiennego + Wpływ wyższych wolumenów z kogeneracji gazowej będzie ograniczony wyższymi kosztami paliwa + Kontynuacja programów optymalizacyjnych + Spadek ceny węgla kamiennego średni jednocyfrowy (%) + Przychody ze zwykłych KDT za cały rok w przedziale 500-600 mln zł + Jasna prognoza dotycząca uprawnień do emisji CO2 Wzrost niedoboru uprawnień do emisji CO2 o ok. 4 mln ton Energetyka odnawialna Obrót Dystrybucja CAPEX Bez zmian Wzrost Bez zmian Wzrost + Brak istotnych zmian mocy rdr + Większa produkcja wiatrowa ze względu na warunki pogodowe + Projekty wiatrowe zostaną uruchomione do końca 2015 r. i będą wpływać na wyniki począwszy od 2016 r. Negatywny skutek niższych cen zielonych certyfikatów + Koncentrowanie się na podnoszeniu średniej marży + Możliwy pozytywny skutek niższych cen zielonych certyfikatów + Baza aktywów regulowanych (RAB) wyceniona na 14,6 mld zł dla taryfy na 2015 r. + Średnioważony koszt kapitału (WACC) na 2015 r. na poziomie 7,2% (przed podatkiem) + Kontynuacja programów optymalizacyjnych Obniżenie zwrotu z aktywów o 5% może mieć negatywny wpływ na EBITDA dystrybucji na poziomie 2% Projekt Opole II zgodnie z harmonogramem; planowane wejście w okres wyższych wydatków inwestycyjnych Kontynuacja projektu w Gorzowie Kontynuacja projektu w Turowie, jednak termin przekazania do eksploatacji przesunięto o 3 miesiące wskutek wymaganych zmian projektu wynikających z surowszych wymagań środowiskowych (BAT/BREF) Poza zaliczką na blok w Turowie od stycznia 2015 r. CAPEX w wysokości ok. 200 mln zł Wyższy poziom wydatków w segmencie dystrybucji wpłynie na przyszły zwrot za aktywów.. Wyższy poziom nakładów inwestycyjnych w segmencie OZE - 218 MW w budowie 18

Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze i II kwartał 2015 r. Informacja dodatkowa 19

Pogarszające się warunki na rynku towarowym uderzają w ceny Uprawnienia do emisji CO2 (EUA_DEC15) EUR/t 4,9 5,1 6,2 5,5 6,3 +33% 6,7 7,1 7,4 Węgiel kamienny USD/t 1 75,9 83,8-22% 78,9 74,9 75,0 72,3 61,0 58,7 Średnia hurtowa cena energii zrealizowana przez PGE PLN/MWh 176 175 162 163 166 164 174 174 +7% +7% Q3'13 Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Źródło: Bloomberg Źródło: Bloomberg Średnie kwartalne ceny energii elektrycznej na TGE w latach 2013-2015 PLN/MWh Cena spot - bazowa 163,6 148,0 166,4 183,0 196,5 193,9-15% 146,4 155,3 Q3'13 Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Cena spot w szczycie 175,5 163,8 185,3 205,8 229,5 236,4-19% 163,5 167,2 Q3'13 Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Źródło: PGE Base_Y_14/15/16 (Forward, następny rok) Base_Y_14 Base_Y_15 Base_Y_16 173,3 172,9 172,7 166,3 163,6-2% 163,6 151,8 152,5 Q3'13 Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Źródło: TGE 1 DES ARA bieżący miesiąc Q3'13 Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'13 Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 20

Odpisy w energetyce konwencjonalnej Kluczowe założenia* (ceny realne): Cena hurtowa energii elektrycznej: wzrost o 20% do roku 2020 r., łagodniejszy wzrost w kolejnej dekadzie, Ceny pozwoleń CO2: wzrost 2,5x do roku 2020 r., łagodniejszy wzrost w kolejnej dekadzie, Cena węgla kamiennego horyzontalna w latach 2015-2018, wzrost w latach 2019-2020, stabilizacja w kolejnej dekadzie, Średnioważony koszt kapitału (WACC) 7,26% w całym okresie prognozy (obniżka z 7,63% użytych w poprzednich testach), Rynek mocy w zakresie zapewniającym bezpieczeństwo dostaw; po 2023 r. założyliśmy model wynagrodzeń aktywów wytwórczych analogiczny do rynku brytyjskiego, Przydział darmowych C02 (zarówno w okresie 2013-2020 jak też 2021-2030), Wsparcie dla wysokosprawnej kogeneracji Optymalizacja zatrudnienia Analiza wrażliwości (mld zł); ile wyniósł by odpis, gdyby przyjąć inne założenia Czynnik Zmiana Wpływ na odpis Zwiększenie Zmniejszenie Zmiana ceny energii elektrycznej w całym okresie prognozy 1% / -1% 1,1 1,0 Zmiana średnioważonego kosztu kapitału (WACC) + 0,5 p.p. / - 0,5 p.p. 1,4 0,9 Zmiana ceny pozwoleń CO2 w całym okresie prognozy 1% / -1% 0,4 0,4 Założenie dot. istnienia rynku mocy brak po roku 2023 r. 5,2 *Szczegóły - rozdział A 2.3 Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego za I pół. 2015 r. Przesłanki za odpisem także strona 5 niniejszej prezentacji 21

Kluczowe dane operacyjne Produkcja energii netto według źródeł (TWh) II kw. 2015 II kw. 2014 II kw. 2015 vs. II kw. 2014 I pół. 2015 I pół. 2014 I pół. 2015 vs. I pół. 2014 Elektrownie opalane węglem brunatnym 9,48 9,16 3% 19,61 18,71 5% Elektrownie opalane węglem kamiennym 2,54 3,13-19% 5,14 5,95-14% Elektrociepłownie opalane węglem kamiennym 0,26 0,25 4% 0,67 0,64 5% Elektrociepłownie opalane węglem kamiennym 0,33 0,08 313% 1,10 0,22 400% Elektrociepłownie opalane biomasą 0,12 0,13-8% 0,23 0,24-4% El. szczytowo pompowe 0,08 0,09-11% 0,22 0,28-21% Elektrownie Wodne 0,13 0,14-7% 0,27 0,24 13% Elektrownie Wiatrowe 0,16 0,14 14% 0,39 0,34 15% SUMA 13,10 13.12 0% 27,63 26,62 4% OZE 0,62 0,62 0% 1,32 1,23 7% w tym współspalanie biomasy 0,21 0,21 0% 0,43 0,41 5% 22

Nakłady inwestycyjne w II kwartale 2015 r. 47 m zł 425 m zł 151 m zł 587 m zł 729 m zł Nowe projekty 8% 30% 22% CAPEX 1,9 mld zł (+58%) 2% 56% 44% 38% Modernizacja i prace remontowe Inwestycje w moce wytwórcze włączając energetykę konwencjonalną, energetykę odnawialną i dystrybucję Kluczowe projekty Budowa nowych bloków Opole II Remonty i modernizacje w Bełchatowie Modernizacje aktywów dystrybucyjnych Nowe projekty w segmencie dystrybucji Farma wiatrowa Lotnisko Farma wiatrowa Karwice Farma wiatrowa Resko II CAPEX w Q2 2015 r. 574 m zł 174 m zł 210 m zł 215 m zł 77 m zł 21 m zł 21 m zł Energetyka konwencjonalna modernizacja, prace remontowe i inne Energetyka konwencjonalna - nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne Drugi kwartał umożliwił nam przyspieszenie prac przy budowie naszych projektów w segmencie energetyki konwencjonalnej Program inwestycji w farmy wiatrowe realizowany zgodnie z harmonogramem, pierwsze megawaty energii elektrycznej z Karwic Kontynuacja projektu kompleksowej modernizacji bloków 7-12 w Bełchatowie, postęp prac zgodny z harmonogramem 23

Nakłady inwestycyjne CAPEX za Q2 i H1 2015 (mln zł) Q2 2015 Q2 2014 Q2 15 vs Q2 14 H1 2015 H1 2014 H1 15 vs H1 14 Segment Energetyka konwencjonalna 1.316 885 49% 2.358 1.578 49% Dystrybucja 425 276 54% 688 452 52% Przyłączanie nowych odbiorców 154 114 35% 254 202 26% Sieci dystrybucyjne 170 98 73% 284 152 87% Energetyka odnawialna 151 36 319% 219 155 41% Modernizacje i odtworzenie 13 11 18% 15 11 36% Obrót, Hurt, Pozostałe 56 49 14% 93 81 15% ŁĄCZNIE 1.948 1.246 56% 3.358 2.266 48% ŁĄCZNIE (wraz z włączeniami) 1.939 1.231 58% 3.332 2.232 49% 24

Najważniejsze wyniki finansowe Dane skonsolidowane, międzynarodowe standardy rachunkowości II kw. 2015 II kw. 2014 II kw. 2015 I pół. 2015 I pół. 2014 I pół. 2015 Przekształcone vs. Przekształcone vs. mln PLN mln PLN II kw. 2014 mln PLN mln PLN I pół. 2014 Przychody 6.692 7.279-8% 14.244 14.208 0% Rekompensaty z tytułu KDT 140 1.031-86% 301 1.162-74% Przychody bez KDT 6.552 6.248 5% 13.943 13.046 7% EBITDA 2.079 3.350-38% 4.326 5.073-15% Powtarzalna* EBITDA 1.694 1.461 16% 3.779 3.328 14% EBIT -7.589 2.548 n.a. -6.174 3.526 n.a. Powtarzalny* EBIT 892 712 25% 2.171 1.833 18% Net profit (to equity) -6.150 2.031 n.a. -5.055 2.821 n.a. Powtarzalny* zysk netto dla akcjonariuszy 715 550 30% 1.698 1.456 17% CAPEX (po korektach) 1.939 1.231 58% 3.332 2.232 49% Przypływy pieniężne netto z dział. operacyjnej 1.708 695 146% 3.069 1.584 94% Przypływy pieniężne netto z dział. inwestycyjnej -1.633-3.174-49% -4.152-5.050-18% Marża EBITDA 31% 46% -15 pp 30% 36% -6 pp Powtarzalna marża EBITDA 26% 23% 2 pp 27% 26% 1 pp Majątek Obrotowy Netto 5.556 6.753** -18% Dług netto/12 mies. EBITDA 0,06x -0,11x** *Zestawienie wydarzeń jednorazowych na następnej stronie **Na koniec 2014 r. 25

Wyliczenie powtarzalnej EBITDA i powtarzalnego zysku netto Zestawienie zdarzeń jednorazowych Wyliczenie powtarzalnej EBITDA i powtarzalnego EBIT Kluczowe zdarzenia jednorazowe II kw. 2015 II kw. 2014 I pół. 2015 I pół. 2014 Rekompensaty KDT -140-1.031-301 -1.162 Spory sądowe KDT 0-246 0-246 Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskonta) -193 198-193 207 Rozwiązanie rezerwy (darmowe CO2 na rok 2013) 0-751 0-751 Darmowe CO2 na I kw. 2014 0-111 0 0 Program dobrowolnych odejść 0 5 0 160 Rezerwa aktuarialna -52 47-52 47 Suma korekt na poziomie EBITDA -385-1.889-547 -1.745 Odpis aktywów trwałych 8.867 53 8.891 53 Suma korekt na poziomie EBIT 8.482-1.836 8.344-1.693 Wyliczenie powtarzalnego wyniku netto dla akcjonariuszy Kluczowe zdarzenia jednorazowe II kw. 2015 II kw. 2014 I pół. 2015 I pół. 2014 Rekompensaty KDT -113-832 -244-937 Spory sądowe KDT 0-198 0-198 Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskonta) -156 160-156 167 Rozwiązanie rezerwy (darmowe CO2 na rok 2013) 0-606 0-606 Darmowe CO2 na I kw. 2014 0-90 0 0 Program dobrowolnych odejść 0 4 0 129 Rezerwa aktuarialna -42 38-42 38 Odpis aktywów trwałych* 7.179 42 7.199 42 Suma korekt na poziomie wyniku netto dla akcjonariuszy 6.868-1.481 6.756-1.365 Proszę zauważyć, że zgodnie z nową polityką dywidendy odpisy aktywów trwałych są jedynym zdarzeniem jednorazowym dodawanym do zysku netto na potrzeby wyliczenia dywidendy. Pozostałe zdarzenia jednorazowe są prezentowane powyżej wyłączenie na potrzeby międzyokresowego porównania wyników operacyjnych. 26

Skorygowany* zysk EBITDA w II kw. 2015 r. 580 24 1,694 894 78 120 Energetyka konwencjonalna Energetyka odnawialna*** Obrót** Dystrybucja Inne EBITDA II kw. 2015 r. 894 78 120 580 24 1.694 Udział w EBITDA w II kw. 2015 r. (%) 53% 5% 7% 34% 1% II kw. 2014 r. 701 111 10 585 54 1.461 Zmiana (mln zł) 193-33 110-5 -29 233 Zmiana (%) 27% -30% 1.105% -1% -55% 16% Wzrost głównie w wyniku: Wyższej cenie energii sprzedanej średnia cena wyższa o 11 zł za MWh łączny wpływ w wysokości 141 mln zł Wyniki po wpływem niższych cen zielonych certyfikatów oraz niższych cen sprzedanej energii elektrycznej na rynku bilansującym oraz na giełdzie towarowej. Pozytywny wpływ podwyższonych marż i niższych kosztów wsparcia OZE. Wyższe wolumeny i ceny w dystrybucji. Powtarzalny wynik niższy z powodu korekt o rezerwy aktuarialne. Pozytywny efekt niższych cen węgla kamiennego ograniczony przez wzrost pozostałych kosztów zmiennych (gaz i CO 2 ). *Skorygowany = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych **Od I kw. 2015 r. sprzedaż detaliczna i hurtowa prezentowana jest łącznie jako segment Obrotu ***Segment uwzględnia wynik 3 elektrowni wodnych, wcześniej ujętych w segmencie Obrotu 27

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka konwencjonalna (mln zł) II kw. 2015 r.ii kw. 2014 r. II kw. 2015 r. vs. II kw. 2014 r. I poł. 2015 I poł. 2015 r. I poł. 2014 r. vs. I poł. 2014 Przychody, włączając 2.909 3.605-19% 6.426 6.658-3% Sprzedaż energii elektrycznej 2.452 2.310 6% 5.276 4.704 12% Rekompensaty KDT 140 1.031-86% 301 1.162-74% Sprzedaż ciepła 129 111 16% 394 361 9% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii 77 67 16% 222 227-2% Koszty w układzie rodzajowym, włączając: 11.293 2.338 383% 14.011 4.921 185% Amortyzacja 9.330 475 1.864% 9.827 899 994% Zużycie materiałów 670 649 3% 1.531 1.309 17% Zużycie energii 7 8-14% 16 20-21% Usługi obce 252 315-20% 518 621-17% Podatki i opłaty 349 236 48% 717 692 4% Świadczenia pracownicze 637 617 3% 1.329 1.306 2% Pozostałe koszty 49 38 32% 74 74 1% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 10.723 1.973 443% 12.878 4.143 211% Koszt własny sprzedaży 10.952 2.188 401% 13.424 4.667 188% EBIT -8.070 2.118 n.a. -7.260 2.516 n.a. EBITDA 1.260 2.593-51% 2.566 3.414-25% 28

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka odnawialna (mln zł) II kw. 2015 r. II kw. 2014 r. II kw. 2015 r. vs. II kw. 2014 r. I poł. 2015 r. I poł. 2014 r. I poł. 2015 vs. I poł. 2014 Przychody, włączając 163 196-17% 378 415-9% Sprzedaż energii elektrycznej 72 81-11% 170 182-6% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii 35 56-38% 90 117-22% Koszty w układzie rodzajowym, włączając: 149 143 5% 298 293 2% Amortyzacja 60 53 14% 114 104 10% Zużycie materiałów 2 1 38% 3 3-5% Zużycie energii 25 31-20% 57 73-21% Usługi obce 21 18 15% 41 34 20% Podatki i opłaty 17 12 38% 30 25 19% Świadczenia pracownicze 22 23-3% 43 45-3% Pozostałe koszty 3 4-42% 9 9-2% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 127 122 4% 254 252 1% Koszt własny sprzedaży 127 122 4% 254 252 1% EBIT 18 57-69% 88 130-32% EBITDA 78 110-29% 202 234-14% 29

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Dystrybucja (mln zł) II kw. 2015 r. II kw. 2015 r. II kw. 2014 r. vs. II kw. 2014 r. I poł. 2015 r. I poł. 2015 I poł. vs. 2014 r. I poł. 2014 Przychody, włączając 1.461 1.363 7% 3.001 2.848 5% Sprzedaż z usług dystrybucyjnych 1.365 1.283 6% 2.831 2.689 5% Pozostałe przychody operacyjne 70 52 35% 117 102 15% Koszty w układzie rodzajowym, włączając: 1.105 1.075 3% 2.295 2.240 2% Amortyzacja 256 248 3% 516 492 5% Zużycie materiałów 17 18-3% 35 39-12% Zużycie energii 80 88-9% 218 251-13% Usługi obce 407 376 8% 806 752 7% Podatki i opłaty 86 82 5% 178 171 4% Świadczenia pracownicze 255 259-2% 535 526 2% Pozostałe koszty 3 5-30% 6 8-23% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 1.031 995 4% 2.124 2.076 2% Koszt własny sprzedaży 1.031 995 4% 2.124 2.076 2% EBIT 342 337 2% 709 691 3% EBITDA 598 585 2% 1.225 1.183 4% 30

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Obrót* (mln zł) Q2 2015 Q2 2014 Q2 2015 vs. Q2 2014 H1 2015 H1 2015 H1 2014 vs. H1 2014 Przychody, włączając 3.470 3.359 3% 7.269 6.943 5% Sprzedaż energii elektrycznej 2.210 2.100 5% 4.649 4.377 6% Sprzedaż usług dystrybucyjnych 981 951 3% 2.032 2.006 1% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii 3 2 58% 9 75-87% Koszty w układzie rodzajowym, włączając: 386 393-2% 823 779 6% Amortyzacja 6 4 36% 12 9 33% Zużycie materiałów 2 1 18% 3 3 22% Zużycie energii 1 1 24% 2 2 29% Usługi zewnętrzne 50 36 39% 104 79 32% Podatki i opłaty 239 272-12% 525 525 0% Świadczenia pracownicze 60 60 1% 129 121 7% Pozostałe koszty 28 18 51% 48 42 16% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 21 17 23% 41 44-7% Koszt własny sprzedaży 2.982 2.972 0% 6.212 6.051 3% EBIT 113 3 3.692% 267 151 77% EBITDA 119 7 1.512% 279 160 74% *As of Q1 15 Supply and Wholesale will be presented as a one business line Supply. Previously, Supply and Wholesale were presented as two separate segments. 31

Energetyka konwencjonalna EBIT II kwartał 2015 r. Kluczowe zmiany w EBIT (mln PLN) PRZYCHODY KOSZTY ZMIENNE KOSZTY STAŁE EBIT włączając odpisy EBIT* Q2'14 Sprzedaż ee ilość Sprzedaż ee cena Sprzedaż Sprzedaż PM żółte i PM zielone czerwone Sprzedaż ciepła Węgiel kamienny i transport Gaz Biomasa CO2* Koszty stałe Elektrownie i elektrociepło wnie Koszty stałe Kopalnie Pozostałe** Odchylenie 2 141-18 29 18 89-67 -3-118 66 115-1.628 EBIT Q2'14 2.171 2.309 65 2 111 444 10 91 49 708 416 1.401 EBIT Q2'15 2.452 47 31 129 355 77 94 167 642 301-227 796 EBIT Q2'15 *EBIT wyłączając odpisy (odpis dla okresu bazowego wyniósł 53 mln zł) ** Przychody z KDT były niższe w I połowie 2015 r. o 1.106 mln zł. Dodatkowo dane dla okresu bazowego zostały powiększone o rozwiązaną rezerwę na CO2 w wysokości 751 mln zł 32

Energetyka konwencjonalna EBIT I połowa 2015 r. Kluczowe zmiany w EBIT (mln PLN) PRZYCHODY KOSZTY ZMIENNE KOSZTY STAŁE EBIT włączając odpisy EBIT* H1'14 Sprzedaż ee ilość Sprzedaż ee cena Sprzedaż Sprzedaż PM żółte i PM zielone czerwone Sprzedaż ciepła Węgiel kamienny i transport Gaz Biomasa CO2* Koszty stałe Elektrownie i elektrociepłow nie Koszty stałe Kopalnie Pozostałe** Odchylenie 245 326-58 120 33 125-243 -14-18 72 127-1.654 EBIT H1'14 2.569 4.704 158 1 361 899 30 179 321 1 367 797 937 EBIT H1'15 5.276 100 121 394 774 273 193 339 1 295 670-717 1.630 EBIT H1 15 *EBIT wyłączając odpisy (odpis dla okresu bazowego wyniósł 53 mln zł) ** Przychody z KDT były niższe w I połowie 2015 r. o 1.106 mln zł. Dodatkowo dane dla okresu bazowego zostały powiększone o rozwiązaną rezerwę na CO2 w wysokości 751 mln zł 33