Wyniki finansowe Grupy TAURON. za I półrocze 2016 r. 18 sierpnia 2016 r.

Wyniki finansowe Grupy TAURON za I półrocze 216 r. 18 sierpnia 216 r.

Kluczowe parametry za I półrocze 216 r. Wyniki Grupy TAURON za I półrocze 216 r. [mln zł] H1 216 / H1 215 Przychody ze sprzedaży 8 943 (3)% 1 653 (13)% Wynik netto* 3 (99,5)% CAPEX 1 452 (18)% Dług netto/ 2,58x wzrost o,61x (vs 3.6.215) Dane operacyjne za I półrocze 216 r. H1 216 / H1 215 Produkcja węgla handlowego [mln ton] 2,48 23%** Produkcja energii elektrycznej [TWh] 8,45 (4)% Wytwarzanie ciepła [PJ] 6,43 (6)% Dystrybucja energii el. [TWh] 24,77 1% Sprzedaż detaliczna energii el. [TWh] 15,58 (14)% *przynależny akcjonariuszom jednostki dominującej **bez uwzględnienia Nowe Brzeszcze Grupa TAURON byłoby 7% 2 2

Kluczowe parametry za II kwartał 216 r. Wyniki Grupy TAURON za II kwartał 216 r. [mln zł] Q2 216 / Q2 215 Przychody ze sprzedaży 4 296 (4)% 78 (13)% Wynik netto* (32) - CAPEX 798 (18)% Dług netto/ 2,58x wzrost o,61x (vs 3.6.215) Dane operacyjne za II kwartał 216 r. Q2 216 / Q2 215 Produkcja węgla handlowego [mln ton] 1,27 22%** Produkcja energii elektrycznej [TWh] 4,14 (5)% Wytwarzanie ciepła [PJ] 1,59 (5)% Dystrybucja energii el. [TWh] 12,4 (,4)% Sprzedaż detaliczna energii el. [TWh] 7,21 (16)% *przynależny akcjonariuszom jednostki dominującej **bez uwzględnienia Nowe Brzeszcze Grupa TAURON byłoby 2% 3 3

Podsumowanie kluczowych wydarzeń 29 stycznia 9 marca 22 marca EC Stalowa Wola odstępuje od umowy z Abener Energia generalnym wykonawcą bloku parowo-gazowego w Stalowej Woli. Przyczyny odstąpienia: naruszenie harmonogramu i istotnych warunków technicznych kontraktu Przyjęcie Programu poprawy efektywności na lata 216-218 o łącznej oczekiwanej wartości 1,3 mld zł. Realizacja Programu pozwoli na zwiększenie Grupy o około 4 mln zł w 218 r. (trwały, powtarzalny efekt na tym poziomie w kolejnych latach) Podpisano porozumienia z obligatariuszami posiadającymi 6 937 sztuk obligacji serii TPEA1119 (39,64 proc. łącznej wartości nominalnej obligacji tej serii). Obligatariusze zobowiązali się, że w okresie obowiązywania porozumień będą uczestniczyli w każdym zgromadzeniu obligatariuszy i głosowali przeciwko podjęciu uchwały zezwalającej posiadaczom obligacji na żądanie wcześniejszego wykupu (w związku z ewentualnym wystąpieniem przypadku przekroczenia przez wskaźnik zadłużenia poziomu 3,x, o ile wskaźnik ten nie przekroczy poziomu 3,5x) 25 kwietnia Przyjęcie przez Zarząd nowego Modelu Biznesowego Grupy TAURON kwiecień czerwiec Uruchomienie pierwszej ściany w zakładzie Nowe Brzeszcze Grupa TAURON szacowane zasoby węgla wynoszą ok. 643 tys. ton, planowane wydobycie na poziomie 4 tys. ton na dobę Uruchomienie drugiej ściany w zakładzie Nowe Brzeszcze Grupa TAURON szacowane zasoby węgla wynoszą ok. 4 tys. ton, planowane wydobycie na poziomie 5 tys. ton na dobę 26 lipca Podjęcie decyzji o utworzeniu odpisów z tytułu utraty wartości aktywów wiatrowych i konwencjonalnych na łączna kwotę netto ok.,7 mld zł 28 lipca Odstąpienie od realizacji projektu budowy bloku gazowo-parowego w Elektrowni Blachownia 4

Q1 212 Q2 212 Q3 212 Q4 212 Q1 213 Q2 213 Q3 213 Q4 213 Q1 214 Q2 214 Q3 214 Q4 214 Q1 215 Q2 215 Q3 215 Q4 215 Q1 216 Q2 216 Q1 212 Q2 212 Q3 212 Q4 212 Q1 213 Q2 213 Q3 213 Q4 213 Q1 214 Q2 214 Q3 214 Q4 214 Q1 215 Q2 215 Q3 215 Q4 215 Q1 216 Q2 216 Sytuacja makroekonomiczna i rynkowa 5% 4% 3% 2% 1% % 3,7% 2,2% 1,3% Wzrost PKB Polski* oraz indeks PMI dla przemysłu (średnia kwartalna)**,5%,%,% 1,8% 2,6% 3,3% 3,3% 3,3% 3,3% 3,6% 3,1% 3,4% 4,3% 3,% 3,1% 56 55 54 53 52 51 5 49 48 47 46 7% 6% 5% 4% 3% 2% -1% % 1% -2% -3% -4% 4,7% 2,6% Wzrost produkcji sprzedanej przemysłu* i zużycia energii elektrycznej (zmiana r/r)*** -,3% -3,% -2,% 1,2% 5,% 4,5% 4,9%3,7% 1,8% 3,1% 5,3% 3,9% 4,3% 6,% 3,% 5,2% wzrost produkcji sprzedanej zmiana krajowego zużycia energii wzrost PKB PMI dla przemysłu Ceny energii w rocznych kontraktach BASE Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce*** [TWh] Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Y-13 191,6 18 861 Y-14 16,4 142 841 Y-15 168,11 146 932 Y-16 166,47 147 923 Y-17 16,69 46 936 Y-18 158,68 5 484 Y-19 162,62 342 8 7 6 5 4 6,2% 7,6% 2,8% 33,7% 79,53,2% 79,7 4,94 +1,9% 5,3 6,8 +12,9% 6,86 2,22 +3,9% 2,91 26,78-1,% 24,11 6,3% 8,6% 3,7% 3,2% el. przemysłowe odnawialne źródła energii el. cieplne gazowe Średnie ceny sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym (wg URE): 212 r.: 21,36 zł/mwh 213 r.: 181,55 zł/mwh 214 r.: 163,58 zł/mwh 215 r.: 169,99 zł/mwh Q1 216: 167,45 zł/mwh 3 2 1 49,7% 39,51 +3,2% 4,79 H1 215 H1 216 51,2% el. cieplne na węgiel brunatny el. cieplne na węgiel kamienny Dane narastające styczeń-czerwiec 216 * Źródło: * GUS ** Bankier.pl ***PSE 5

Podstawowe dane finansowe za I półrocze 216 r. 1 8 689 Przychody ze sprzedaży [mln zł] 9 257 8 943 762 pozostałe przychody Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] 8 6 4 3 122 3 44 339 35 usługi dystrybucyjne i handlowe ciepło 719 6 4 2 5 17 4 787 energia elektr. 2 H1 215 H1 216 H1 215 H1 216 3 H1 216 vs H1 215 [mln zł] 2 5 2 1 5 1 98-136 -3,1% 1 772 1 717 1 653 64 1 5 H1 215 raportowana Różnica w kosztach CO2 (większa liczba darmowych uprawnień w 215 r. w zw. z nadwyżką z 214 r.) H1 215 porównywalna H1 216 porównywalna Nowe Brzeszcze GT H1 216 raportowana Wzrost Spadek 6

Podstawowe dane finansowe za II kwartał 216 r. Przychody ze sprzedaży [mln zł] Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] 5 4 3 2 1 4 467 4 296 289 361 1 521 18 1 458 112 2 549 2 365 pozostałe przychody usługi dystrybucyjne i handlowe ciepło energia elektr. 216-32 3 2 1-1 -2-3 Q2 215 Q2 216 Q2 215 Q2 216-4 Q2 216 vs Q2 215 [mln zł] 1 9 8 7 6 893-63 -1,% 83 822 42 78 5 4 3 2 1 Q2 215 raportowana Różnica w kosztach CO2 (większa liczba darmowych uprawnień w 215 r. w zw. z nadwyżką z 214 r.) Q2 215 porównywalna Q2 216 porównywalna Nowe Brzeszcze GT Q2 216 raportowana Wzrost Spadek 7

Wyniki kluczowych segmentów za I półrocze 216 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu 3 145 6 987 2 343 512 1 148 28 354 (169) EBIT 644 274 (558) (231) CAPEX 744 1 6 91 mln zł 2 5 2 1 5 1 5-5 Udział segmentów w [%] 1 98 3% 1 653 18% 4% 17% 65% 69% 24% 21% -8% -2% -1% -1% H1 215 H1 216 Nieprzypisane Pozostałe Sprzedaż Dystrybucja Wytwarzanie Wydobycie 8

Wyniki kluczowych segmentów za II kwartał 216 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu 1 528 3 396 1 71 258 64 113 163 (14) EBIT 352 114 (648) (127) CAPEX 416 344 27 mln zł 1 2 Udział segmentów w [%] 893 1 8 16% 2% 78 14% 5% Nieprzypisane Pozostałe 6 4 78% 77% Sprzedaż Dystrybucja 2-2 21% 21% -13% -13% -4% Q2 215 Q2 216-4% Wytwarzanie Wydobycie 9

za I półrocze 216 r. mln zł (13)% 2 5 2,6% (33,)% 15,1% 36,5% 4,% 15,4% - 18,5% 2 1 98 1 5 864-11 -112-95 -55 5 15 1 653 1 52 1 1 44 5 H1 215 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Pozycje nieprzypisane 134 H1 216 EBIT Amortyzacja i odpisy Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża 1

za II kwartał 216 r. mln zł (13)% 1 4 1 2 2,% (4,5)% 15,2% 39,5% 3,3% 16,8% - 18,2% 1 8 893 9-25 -92-28 18 6 78 6 4 2 Q2 215 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Pozycje nieprzypisane Q2 216 Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża 11

Segment Wydobycie I półrocze 216 r. Dane finansowe [mln zł] Zmiana [mln zł] 6 5 4 3 2 1-1 -2-3 542 146-158 -214 512 91-15 -64 H1 215 H1 216 Przychody ze sprzedaży NBGT EBIT NBGT TWD EBIT TWD CAPEX -169-157 -74-231 -5-1 -15-2 -25-3 -35-158 H1 215-64 Wynik NBGT -19 Wolumen sprzedaży miałów -58 Cena sprzedaży miałów 8 Koszty rodzajowe 43 Zmiana stanu zapasów -3 Koszty robót przygot. i RMC 86 Inwent. zapasów i RMC w 215-4 -169 Pozostałe H1 216 Wolumen produkcji węgla handlowego vs sprzedaż wg sortymentów [mln Mg] H1 215,22,13 2,1 1,85,8 2,29 1 Spadek cen miałów o ok.16,3% 2 Spadek wolumenu sprzedaży miałów o 5,1% H1 216,22,12 2,15 1,76,33,25,11 2,48 2,46 3 Niższe zatrudnienie* (przeciętnie o 564 etatów),,3,6,9 1,2 1,5 1,8 2,1 2,4 2,7 Produkcja węgla handlowego TWD Sprzedaż sortymentów grubych Sprzedaż miałów TWD Sprzedaż mułów Produkcja węgla handlowego NBGT Sprzedaż sortymentów średnich Sprzedaż miałów NBGT *bez uwzględnienia NBGT 12

Segment Wydobycie II kwartał 216 r. Dane finansowe [mln zł] Zmiana [mln zł] 3 273 258 2 1-1 -2 86-114 -142 27-63 -42 Q2 215 Q2 216 Przychody ze sprzedaży NBGT EBIT NBGT TWD EBIT TWD CAPEX -14-85 -42-127 -5-1 -15-2 -25-114 Q2 215-42 Wynik NBGT - 14 Wolumen sprzedaży miałów - 3 Cena sprzedaży miałów - 1 Koszty rodzajowe 32 Zmiana stanu zapasów - 6 Koszty robót przygot. i RMC 86 Inwent. zapasów i RMC w 215-7 -14 Pozostałe Q2 216 Wolumen produkcji węgla handlowego vs sprzedaż wg sortymentów [mln Mg] Q2 215,12,6 1,4,93,4 1,15 1 Spadek cen miałów o ok.16,3% 2 Spadek wolumenu sprzedaży miałów o 8,% Q2 216,11,6 1,6,86,21,17,4 1,27 1,24 3 Niższe zatrudnienie* (przeciętnie o 563 etatów),,2,4,6,8 1, 1,2 1,4 Produkcja węgla handlowego TWD Sprzedaż sortymentów grubych Sprzedaż miałów TWD Sprzedaż mułów Produkcja węgla handlowego NBGT Sprzedaż sortymentów średnich Sprzedaż miałów NBGT *bez uwzględnienia NBGT 13

Segment Wytwarzanie I półrocze 216 r. Dane finansowe [mln zł] 8 Zmiana [mln zł] 3 2 5 2 1 5 1 5-5 -1 2 747 2 343 886 6 182 466 354 H1 215 H1 216-558 Przychody ze sprzedaży EBIT CAPEX 7 6 5 4 3 2 1 466 H1 215 112 Jednostkowy koszt zm. EE 95 RUS/ORM - 84 Masa marży na energii el. - 136 Koszty CO2-45 Wolumen PM OZE - 44-12 Cena PM OZE 354 Pozostałe H1 216 Produkcja brutto energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] Produkcja z OZE i kogeneracji [TWh] 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 8,76 8,45,97,77 7,79 6,84 7,68 6,43 H1 215 H1 216 1,2 1,,8,6,4,2,,97,24,77,22,22,11,19,74,69,4,36 H1 215 H1 216 1 Wzrost wolumenu ORM oraz przychody z IRZ 2 Spadek ceny węgla o 11% r/r 3 Wyższe koszty zakupu praw do emisji CO 2-4 Spadek cen energii elektrycznej i PM OZE - energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło biomasa - dedykowane woda kogeneracja biomasa - współspalanie wiatr 14

Segment Wytwarzanie II kwartał 216 r. 1 5 1 1 184 Dane finansowe [mln zł] 1 71 35 3 25 59 5-11 Zmiana [mln zł] - 6 5-5 -1 462 344 44 188 163 Q2 215 Q2 216-648 Przychody ze sprzedaży EBIT CAPEX 2 15 1 5 188 Q2 215 Jednostkowy koszt zm. EE RUS/ORM Masa marży na energii el. Wolumen energii el. - 63 Koszty CO2-18 Wolumen PM OZE - 23 Cena PM OZE - 13 163 Pozostałe Q2 216 Produkcja brutto energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] Produkcja z OZE i kogeneracji [TWh] 6 5 4 3 2 1 4,36 4,14,44,36 3,92 3,78 1,67 1,59,5,4,3,2,1,44,1,36,9,11,4,1,18,18,17,18 1 Wzrost wolumenu ORM oraz przychody z IRZ 2 Spadek ceny węgla o 12% r/r 3 Wyższe koszty zakupu praw do emisji CO 2-4 Spadek cen i wolumenu PM OZE - Q2 215 Q2 216, Q2 215 Q2 216 energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło biomasa - dedykowane woda kogeneracja biomasa - współspalanie wiatr 15

Segment Dystrybucja I półrocze 216 r. Dane finansowe [mln zł] Zmiana [mln zł] 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5 3 228 3 145 1 243 1 148 758 644 696 744 H1 215 H1 216 Przychody ze sprzedaży EBIT CAPEX 1 4 1 2 1 8 6 4 2 1 243 484 758 H1 215 24 19 8 6-18 -28-15 Cena usług dystrybuc. Wolumen i stuktura sprzedaży Zakup usług OSP Koszt strat sieciowych Opł. przyłącz. Koszty oper. (bez amort.) Pozostałe 1 148 54 644 H1 216 EBIT amortyzacja i odpisy aktualizujące Dystrybucja energii elektrycznej do odbiorców końcowych [TWh] 1 Spadek zatwierdzonej taryfy średnio o 3,6 zł/mwh (2,9%) H1 215 6,89 7,94 1,36 2,16 5,15 23,5 2 Wyższy wolumen sprzedaży usług dystrybucji ee o 327 GWh (1,4%), głównie wpływ wzrostu produkcji przemysłowej H1 216 6,86 8,33 1,4 2,18 5,6 23,82 5 1 15 2 25 3 3 4 Wzrost o 13% stawki opłaty jakościowej ujętej w koszcie zakupu usług przesyłowych Optymalizacja różnicy bilansowej - spadek ceny bilansowania (o 16,5%) oraz spadek wskaźnika strat sieciowych (o,47 p.p.) Grupa A Grupa B Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa G 16

Segment Dystrybucja II kwartał 216 r. Dane finansowe [mln zł] Zmiana [mln zł] 2 1 6 1 2 1 585 1 528 8 7 6 5 4 696 243 3 4-55 -16-25 -2 64 253 8 4 696 64 453 352 411 416 Q2 215 Q2 216 Przychody ze sprzedaży EBIT CAPEX 3 2 1 453 Q2 215 Cena usług dystrybuc. Zakup usług OSP Koszt strat sieciowych Pozostałe przychody Koszty oper. (bez amort.) Pozostałe 352 Q2 216 EBIT amortyzacja i odpisy aktualizujące Dystrybucja energii elektrycznej do odbiorców końcowych [TWh] 1 Spadek zatwierdzonej taryfy średnio o 3,6 zł/mwh (2,9%) Q2 215 3,48 3,9,64,99 2,58 11,59 2 Wzrost o 13% stawki opłaty jakościowej ujętej w koszcie zakupu usług przesyłowych Q2 216 3,39 4,12,66,96 2,42 11,55 2 4 6 8 1 12 14 3 Wzrost kosztów strat sieciowych (ujęcie w Q2 215 one-off w postaci rozliczenia wolumenu dystrybucji EE (wzrost) w związku z uruchomieniem kompleksowego systemu billingowego, ok. 6 mln zł), spadek ceny bilansowania (o ok. 11,5%) Grupa A Grupa B Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa G 17

Segment Sprzedaż I półrocze 216 r. Dane finansowe [mln zł] Zmiana [mln zł] 9 7 5 8 94 6 987 35 3 25 2 335 33 5-94 71-3 - 2,2 28 274 6 3 1 335 28 33 274 15 1 5-1 H1 215 H1 216 Przychody ze sprzedaży EBIT H1 215 Wolumen sprzedaży i cena energii elektrycznej Ceny praw majątkowych EBIT Koszty obowiązku umorzenia PM amortyzacja i odpisy aktualizujące Opłaty handlowe Pozostałe H1 216 Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [TWh] 1 Wzrost średnich cen sprzedaży EE (ok. 2,1%) przy jednoczesnym niższym tempie wzrostu cen zakupu EE (ok.,8%) H1 215 3,56 4,34 2,5 5,2 2,59 18,1 2 Spadek wolumenu sprzedaży detalicznej EE, głównie do dużych klientów biznesowych oraz do MSP H1 216 2,82 3,97 2,21 4,92 1,65 15,57 3 Wzrost obowiązku umorzenia praw majątkowych: dla PMOZE z 14% do 15%, dla PMGM z 4,9% do 6,%, dla PMMET z 1,3% do 1,5% 5 1 15 2 4 Niższe ceny zakupu praw majątkowych zielonych pod umorzenie (o ok. 28%) Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Pozostała* *ujmuje sprzedaż na pokrycie różnicy bilansującej i do odbiorców końcowych w ramach Grupy 18

Segment Sprzedaż II kwartał 216 r. Dane finansowe [mln zł] Zmiana [mln zł] 4 3 3 916 3 396 15 1 141-38 37-15 - 2-1 113 2 1 5 141 113 139 114 Q2 215 Q2 216 Przychody ze sprzedaży EBIT Q2 215 Wolumen sprzedaży i cena energii elektrycznej Ceny praw majątkowych Koszty obowiązku umorzenia PM Opłaty handlowe Pozostałe Q2 216 Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej [TWh] 1 Wzrost średnich cen sprzedaży EE (ok. 2,7%) przy jednoczesnym niższym tempie wzrostu cen zakupu EE (ok. 2,1%) Q2 215 1,88 2,17 1,12 2,52,89 8,57 2 Spadek wolumenu sprzedaży detalicznej EE, głównie do dużych klientów biznesowych oraz do MSP Q2 216 1,3 2,3,97 2,36,55 7,21 3 Wzrost obowiązku umorzenia praw majątkowych: dla PMOZE z 14% do 15%, dla PMGM z 4,9% do 6,%, dla PMMET z 1,3% do 1,5% 2 4 6 8 1 4 Niższe ceny zakupu praw majątkowych zielonych pod umorzenie (o ok. 27%) Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Pozostała* *ujmuje sprzedaż na pokrycie różnicy bilansującej i do odbiorców końcowych w ramach Grupy 19

Zadłużenie i finansowanie Zapadalność długu Grupy TAURON zaciągniętego na 3.6.216 r. 4 3 2 1-2 989 2 19 853 166 187 Dług netto/ = 2,58x 743 339 288 281 261 2 13 115 1 216 217 218 219 22 221 222 223 224 225 226 227 228 229 1 8 6 4 2-25 3Q 216 828 4Q 216 28 25 39 1Q 217 2Q 217 3Q 217 74 4Q 217 obligacje kredyty, pożyczki i leasingi obligacje kredyty, pożyczki i leasingi Struktura zadłużenia finansowego Grupy TAURON na dzień 3.6.216 r. [mln zł] 1 276 15% Kwoty dostępnego finansowania Grupy TAURON na dzień 3.6.216 r. [mln zł] 28 7% 3 7% zadłużenie finansowe (wartość nominalna zadłużenia z tytułu kredytów inwestycyjnych, pożyczek, leasingu oraz obligacji) na 3.6.216 r. wynosi 8 671 mln zł średnioważona zapadalność długu wg stanu na 3.6.216 r. wynosi 62 miesiące dług denominowany w EUR (emisja obligacji NSV) stanowi 8,57% długu ogółem Struktura długu ze względu na stopę oprocentowania [mln zł]: 7 313 84% 8 671 4 2 kwota długu oprocentowanie zabezpieczenie obligacje kredyty z EBI pożyczki z NFOŚiGW/WFOSiGW leasingi 37 % 45 1% 3 62 86% obligacje program BGK cashpooling obligacje program bankowy 8 671 zmienne 6 652 stałe 2 19 IRS 3 9 brak 2 752 2

CAPEX status prac przy kluczowych projektach Inwestycja Moc (MW e ) Moc (MW t ) Zaawansowanie prac (%) Planowany termin zakończenia Budowa bloku węglowego w Elektrowni Jaworzno III 91-21 219 Budowa bloku parowo-gazowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola 45 24 85 218/219* Budowa węglowego bloku kogeneracyjnego w ZW Tychy 5 86 1 216 Elektrownia Jaworzno III budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 2 MW - - 93 216 Budowa bloku parowo-gazowego w Elektrowni Łagisza 413 25 5 219 Budowa poziomu 8 m w Zakładzie Górniczym Janina - - 41 22 Budowa szybu Grzegorz w Zakładzie Górniczym Sobieski - - 2 223 * Termin zakończenia zostanie oszacowany po przeprowadzeniu inwentaryzacji i zaakceptowaniu kompleksowej koncepcji zakończenia projektu 21 21

CAPEX podział na segmenty Nakłady inwestycyjne wg segmentów [mln zł] Główne inwestycje realizowane w I półroczu 216 r.: Wydobycie: 1 771 (18)% 43 1 452 17 696 744 886 6 146 91 H1 215 H1 216 budowa poziomu 8 m w ZG Janina (26 mln zł), budowa szybu Grzegorz w ZG Sobieski (17 mln zł) Nowe Brzeszcze Grupa TAURON (4 mln zł) Wytwarzanie: budowa nowych mocy Jaworzno 91 MW (361 mln zł), budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 2 MW w El. Jaworzno III (1 mln zł) budowa nowych mocy w kogeneracji EC Tychy 5 MW (17 mln zł), budowa i modernizacja sieci ciepłowniczych (28 mln zł), dostosowanie źródła ZW Katowice do potrzeb rynku ciepła po roku 215 (9 mln zł) modernizacja elektrowni wodnych (7 mln zł) Dystrybucja: budowa nowych przyłączy (277 mln zł) modernizacja i odtworzenie majątku sieciowego (387 mln zł) Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż i pozostałe 22

Program poprawy efektywności Segment Oszczędności zrealizowane w H1 216 Oszczędności zaplanowane na lata 216-218 % realizacji Główne inicjatywy Wydobycie 77 mln zł 255 mln zł 3% Restrukturyzacja zatrudnienia, obniżenie i zwiększenie elastyczności kosztów pracy, działania organizacyjne Wykorzystanie aukcji elektronicznych w procesie zakupów Optymalizacja planu inwestycyjnego Wytwarzanie (w tym OZE i Ciepło) 64 mln zł 367 mln zł 17% Optymalizacja remontów i innych kosztów utrzymania majątku Restrukturyzacja zatrudnienia Poprawa efektywności zakupów Optymalizacja usług eksploatacyjnych układów nawęglania i odpopielania Ograniczenie kosztów usług serwisowych Optymalizacja planu inwestycyjnego Dystrybucja 39 mln zł 39 mln zł 1% Pozostałe 22 mln zł 291 mln zł 8% Reorganizacja i restrukturyzacja zatrudnienia Ograniczenie kosztów utrzymania majątku Poprawa efektywności zakupów Outsourcing usług magazynowych Sprzedaż zbędnych nieruchomości Restrukturyzacja zatrudnienia Ograniczenie zakresu usług IT Ograniczenie kosztów obsługi klienta, kosztów administracyjnych Optymalizacja kosztów działań promocyjnych, sponsoringowych Razem 22 mln zł 1 33 mln zł 15% W I półroczu 216 roku z tytułu PDO zatrudnienie w Grupie TAURON zostało zmniejszone o 254 etaty. Oszczędności wynikające z ograniczenia zatrudnienia, pomniejszone o koszty poniesione na ich uzyskanie, ujęto w kwotach zaprezentowanych w poszczególnych segmentach. 23

Dziękujemy Q & A Zespół Relacji Inwestorskich Marcin Lauer marcin.lauer@tauron.pl tel. + 48 32 774 27 6 Paweł Gaworzyński pawel.gaworzynski@tauron.pl tel. + 48 32 774 25 34 Magdalena Wilczek magdalena.wilczek@tauron.pl tel. + 48 32 774 25 38 24

Zastrzeżenie prawne Niniejsza prezentacja ma charakter wyłącznie informacyjny i nie należy jej traktować jako porady inwestycyjnej. Niniejsza prezentacja została sporządzona przez TAURON Polska Energia S.A. ( Spółka ). Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie ponoszą odpowiedzialności z tytułu jakiejkolwiek szkody wynikającej z wykorzystania niniejszej prezentacji lub jej treści albo powstałej w jakikolwiek inny sposób związany z niniejszą prezentacją. Odbiorcy niniejszej prezentacji ponoszą wyłączną odpowiedzialność za własne analizy i oceny rynku oraz sytuacji rynkowej Spółki i potencjalnych wyników Spółki w przyszłości, dokonane w oparciu o informacje zawarte w niniejszej prezentacji. W zakresie, w jakim niniejsza prezentacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłości, a w szczególności słowa projektowany, planowany, przewidywany i podobne wyrażenia (łącznie z ich zaprzeczeniami), stwierdzenia te wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością oraz innymi czynnikami, których skutkiem może być to, że rzeczywiste wyniki, sytuacja finansowa, działania i osiągnięcia Spółki albo wyniki branży będą istotnie różnić się od jakichkolwiek przyszłych wyników, działań lub osiągnięć wyrażonych w takich stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Ani Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie są zobowiązane zapewnić odbiorcom niniejszej prezentacji jakichkolwiek dodatkowych informacji ani aktualizować niniejszej prezentacji. 25

Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej Energia elektryczna Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW-POEE 215 r. 216 r. (do 19 lipca 216 r.) 216/215 (do 19 lipca 216 r.) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena % Wolumen % Forward BASE (Y+Q+M) 167,51 21 87 166,1 182 751-1,% -9,5% Forward PEAK (Y+Q+M) 215,96 17 866 21,82 21 66-2,4% +21,2% Forward (średnia ważona) 171,45 219 737 17,83 24 41 -,4% -7,% SPOT (TGE) 156,4 25 12 159,91 (prognoza) 26 +2,2% +3,6% Średnia ważona razem 169,9 244 839 169,6 23 41 -,2% -5,9% Prawa majątkowe (zł/mwh) Uprawnienia do emisji CO 2 (EUA/t) Rodzaj certyfikatu Ceny rynkowe (średnia w H1-216) Opłata zastępcza i obowiązek za: 215 r. 216 r. Ankieta analityków rynku CO 2 * (aktualizacja lipiec 216 r.) Cena (EUR/t) OZE (PMOZE_A) 11,95 33,3 (14,%) 3,3 (15,%) Kogeneracja węglowa (PMEC-215) 1,76 11, (23,2%) 11, (23,2%) Kogeneracja gazowa (PMGM-215) 118,85 121,63 (4,9%) 125, (6,%) Metan (PMMET-215) 62,24 63,26 (1,3%) 63, (1,5%) Średnia w 216 r. Średnia w 217 r. Średnia w 218 r. Prognozowana przez TAURON średnia cena w 216 r. (**aktualizacja lipiec 216 r.) 6,2 EUR/t 6,78 EUR/t 7,1 EUR/t 5,7 6, EUR/t * Źródła: Point Carbon, BNEF, Consus, GDF SUEZ Trading, HSE, Mkonline, Societe Generale, TAURON ** Średnia cena notowań w okresie styczeń - czerwiec 216 r. + korekta analityków TPE 26

Notowania kontraktów BASE na 216 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 166,47 147 923 w tym na TGE 166,12 115 729 poza TGE 167,7 32 193 Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 216 r.: 171,6 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 216 r.: 164 728 GWh 27

Pokrycie analityczne TAURON Instytucja Analityk Instytucja Analityk J.P. Morgan Cazenove Michał Kuzawiński IPOPEMA Sandra Piczak DB Securities Tomasz Krukowski Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald Dom Maklerski mbanku Kamil Kliszcz Renaissance Capital Vladimir Sklyar Societe Generale Bartłomiej Kubicki Trigon Krzysztof Kubiszewski Dom Maklerski BZ WBK Dom Maklerski PKO BP Dom Maklerski Banku Handlowego Haitong Bank Paweł Puchalski Stanisław Ozga Piotr Dzięciołowski Robert Maj UBS Investment Research WOOD & Company Dom Maklerski BOŚ Michał Potyra Patrick Hummel Tomasz Walkowicz Bram Buring Michał Stalmach Erste Group Tomasz Duda Pekao Investment Banking Łukasz Jakubowski HSBC Dmytro Konovalov 3

Dziękujemy za uwagę 31