STRATEGIA GRUPY PKN ORLEN r.

STRATEGIA GRUPY PKN ORLEN 2009 2013 r. Zdobywamy pozycję do dalszego dynamicznego rozwoju Jacek Krawiec, Prezes Zarządu Sławomir Jędrzejczyk, Wiceprezes ds. Finansowych 26 listopada 2008 r. 1

Agenda Kierunki strategiczne PKN ORLEN 2009-2013 Zwiększanie wartości w segmentach Strategiczne cele finansowe Slajdy pomocnicze 2

Koncentracja na wzmocnieniu efektywności oraz dalszym rozwoju motorem wzrostu wartości Koncernu Fundament tworzenia wartości RAFINERIA DETAL PETROCHEMIA WYDOBYCIE ENERGETYKA Nowe segmenty Dezinwestycje TELEKOMUNIKACJA CHEMIA PKN ORLEN W PRZYSZŁOŚCI Koncern zorientowany na efektywność i rozwój celem zwiększania wartości dla akcjonariuszy Posiadający zintegrowane aktywa w branŝy naftowej o międzynarodowej skali wydajności, kompleksowości i efektywności, oferujący produkty o wyŝszej wartości dodanej Rozwijający segment wydobycia oraz budujący segment energetyczny Lider najnowocześniejszych rozwiązań technologicznych i marketingowych na rynkach o wysokim potencjale wzrostu w Europie 3

Skuteczne działania wzmacniające efektywność Sprawność operacyjna Integracja aktywów Zarządzanie segmentowe Koncentracja na najbardziej rentownych projektach inwestycyjnych połączona z optymalizacją nakładów Systematyczna poprawa efektywności bazując na najlepszych benchmarkach światowych Osiąganie synergii kosztowych przez ekonomię skali Koncernu oraz centralizację funkcji wsparcia Wytwarzanie energii w oparciu o własne surowce przewagą konkurencyjną w obliczu rosnących cen energii zewnętrznej Uwalnianie synergii w ramach i pomiędzy segmentami poprzez zintegrowane plany operacyjne Zwiększenie wolumenów sprzedaŝy w sieci własnej SprzedaŜ biznesu nawozowego i PCW z zachowaniem roli strategicznego dostawcy surowców SprzedaŜ biznesu telekomunikacyjnego Pełna implementacja zarządzania segmentowego Międzynarodowy zespół menadŝerów i kierowników projektów Program mobilności i sukcesji kadr 4

pozwalają na zajęcie dobrej pozycji do dalszego rozwoju Koncernu Rozwój podstawowej działalności WydłuŜanie łańcucha wartości Rozwój strategicznych aktywów logistycznych (infrastruktura przesyłowa i magazynowa) jako zwiększenie bezpieczeństwa dostaw oraz wzmocnienie przewagi konkurencyjnej Przerabianie róŝnych gatunków ropy poprawiające ekonomikę Dalszy wzrost udziału w koszyku produktów średnich destylatów charakteryzujących się wyŝszą rentownością Wykorzystywanie okazji do zwiększania zaangaŝowania kapitałowego w ramach posiadanych obecnie aktywów Generowanie wartości dodanej poprzez wprowadzanie nowych produktów z duŝym potencjałem wzrostu Aktywny handel ropą oraz produktami z wykorzystaniem drogi morskiej Rozwój sprzedaŝy na nowych i wzrostowych rynkach Dźwignie dynamicznego wzrostu Wykorzystywanie okazji akwizycyjnych oraz partnerstwo strategiczne w obszarze wydobycia Rozwój segmentu energetycznego we współpracy z partnerami branŝowymi 5

Poszukiwanie i wydobycie Bezpieczeństwo dostaw i przewaga konkurencyjna przy zaopatrzeniu w surowce Infrastruktura dostaw surowca Litwa Rafineria PKN ORLEN MoŜliwość dostaw z morza Czechy Polska Rurociąg naftowy Planowany rurociąg naftowy Rurociąg czasowo nieczynny MoŜliwe kierunki transportu Kluczowe działania Umowy długoterminowe na dostawy ropy, w tym na ropy o znacznym dyskoncie Zakupy krótkoterminowe ukierunkowane na czasowo niedowartościowane gatunki ropy Zwiększenie aktywności handlowej Zapewnienie dwóch kierunków dostaw dla kaŝdej rafinerii Wykorzystywanie okazji akwizycyjnych oraz partnerstwo strategiczne w obszarze poszukiwań i wydobycia Efekty działań Bezpieczeństwo i optymalizacja struktury dostaw Poprawa warunków handlowych Projekty wydobywcze ukierunkowane na aktywa produkcyjne w krajach o akceptowalnym poziomie ryzyka Współpraca z partnerami branŝowymi Rozbudowa rurociągu surowcowego na Litwie 7

Rafineria i marketing (1/3) - rafineria Optymalizacja koszyka produktów, wzrost wolumenów i kontrola kosztów Aktywa rafineryjne 1) Supersite (Plock) Mazeikiu (10.0; 10.3) Gold Silver (MN, Litvinov) Bronze (Kralupy) Kluczowe działania Zwiększenie produkcji oleju napędowego w połączeniu ze zwiększonym przerobem ropy oraz wsadem do części petrochemicznej Poprawa efektywności w obszarze produkcji olejowej oraz biokomponentów W ekonomicznie uzasadnionym przypadku rozwaŝany będzie usługowy przerób ropy Litvinov (5.5, 7.0) Kralupy (3.4; 8.1) Paramo (1.0) Plock (13.8; 9.5) Trzebinia (0.5) Jedlicze (0.1) Rafineria (moce przerobowe mt / r; indeks kompleksowości Nelsona) Efekty działań Niche Trader Speciality (Paramo) Closure-Candidate N/A (Trzebinia, Jedlicze) Stopniowa poprawa efektywności do poziomu 400 mln PLN wpływu na wynik finansowy w roku 2013 poprzez wzrost marŝy, zwiększenie kontroli kosztów oraz większy przerób rop alternatywnych z duŝym dyskontem do Brent Dtd Polepszenie struktury uzysków do poziomu minimum 49% udziału średnich destylatów dla całej Grupy Zwiększenie integracji z energetyką i petrochemią 1) Klasyfikacja rafinerii wg Wood Mackenzie (2007) 8

Rafineria i marketing (2/3) - hurt Utrzymanie pozycji lidera Udział w rynku Dane za rok 2007 Litwa Litwa Polska Czechy 85 % 59 % 30 % Polska Czechy Udział spólek z Grupy PKN ORLEN Kluczowe działania Wejście na nowe rynki (Ukraina), współpraca z nowymi partnerami (Białoruś) Poprawa warunków handlowych sprzedaŝy lądowej Rozwój kompetencji w sprzedaŝy morskiej Budowa handlu wokół transakcji fizycznych Efekty działań Stopniowa poprawa efektywności do poziomu 200 mln PLN wpływu na wynik finansowy w roku 2013 dzięki poprawie warunków handlowych Utrzymanie pozycji lidera w poszczególnych krajach SprzedaŜ ponad 1/3 wolumenu przez własny kanał detaliczny Zabezpieczenie dostaw paliw na rynki macierzyste poprzez aktywne przejmowanie kanałów importowych 9

Rafineria i marketing (3/3) - logistyka Istotny element przewagi konkurencyjnej Koncernu Infrastruktura logistyczna Polska: Bazy PKN ORLEN Baza Silesia/Radzionków Bazy OLPP Rurociąg PKN Rurociąg w budowie Rurociąg PERN6 Litvínov Gdańsk Płock Butinge Mazeikiai Klaipeda Kraje Rurociągi bałtyckie: produktowe Ropociągi produktowe Ropociągi Terminale paliwowe Pompownie ropy Kralupy Pardubice Trzebinia Jedlicze Czechy: Bazy CEPRO Rafinerie PKN ORLEN Rurociągi produktowe Cepro Ropociągi Mero - Pozostałe rafinerie Rozwój aktywów logistycznych Aktywa strategiczne Rurociągi Magazyny, w tym kawerny Terminale paliwowe Inwestycje w rozwój Współpraca z doświadczonymi partnerami z branŝy Pozostałe aktywa Transport samochodowy Transport kolejowy Outsourcing usług Współpraca z doświadczonymi partnerami z branŝy Składowe poprawy efektywności w logistyce Kawerny rozwój własnych zasobów i wykorzystanie duŝych moŝliwości magazynów podziemnych Bazy magazynowe restrukturyzacja portfela własnych baz magazynowych dostosowana do przewidywanej struktury popytu na paliwa w regionie Nowe odcinki rurociągów produktowych: Ostrów Wlkp. Wrocław i Boronów - Trzebinia Wybudowanie rurociągu produktowego na Litwie oraz uzyskanie kontroli nad jednym z terminali morskich 10

Detal Wzrost sprzedaŝy paliw wyŝszy od średniej na rynku Udział w rynku Dane za rok 2007 Litwa Litwa 5% Niemcy Polska Polska Czechy 28% 13% Czechy Niemcy 4% Kluczowe działania Efekty działań Kontynuacja skutecznej polityki zarządzania markami Dostosowanie polityki do specyfiki rynku i oczekiwań klientów Koncentracja na wzroście marŝy i efektywności kosztowej stacji Posiadanie najbardziej rozpoznawalnej marki w regionie Zwiększona sprzedaŝ na stację 5 % średniorocznie Wzrost marŝy w obszarze sprzedaŝy pozapaliwowej do udziału 24% w marŝy detalicznej Potencjalne wejście na perspektywiczne rynki (Ukraina) 11

Petrochemia (1/2) Wzrost wolumenu produkcji oraz wejście na nowe rynki Petrochemia 1) : Obecne moce produkcyjne Etylen 1,16 mt/r Propylen 0,73 mt/r Benzen, Toluen, Fenol 0,66 mt/r Poliolefiny 2) Polietylen 0,55 mt/r Polipropylen 0,43 mt/r Kluczowe działania Wejście na nowe rynki budowa kompleksu PX/PTA Zwiększenie synergii z częścią rafineryjną Polepszenie efektywności operacyjnej produkcji ZrównowaŜony rozwój produkcji petrochemicznej w Czechach i na Litwie Podniesienie efektywności operacyjnej i rentowności posiadanych aktywów Zwiększenie mocy produkcyjnych instalacji wybranych produktów (propylen i polietylen) Obecność w nowych, zyskownych obszarach (PTA sprzedaŝ 600 kt / r) Efekty działań 1) Dane dot. produkcji petrochemicznej PKN Orlen i Unipetrol 2) Dane dot. produkcji poliolefin BOP (50%) i Unipetrol 12

Petrochemia (2/2) Poprawa efektywności o 200 mln PLN, wyjście z segmentu chemicznego Atrakcyjność produktów PKN ORLEN Biznes podstawowy motory wzrostu Atrakcyjność rynku (wielkość, wzrost, zyskowność) Średnia Wysoka Niska NiŜsza niŝ konkurencja PCW Nawozy Podobna do konkurencji PX/PTA PO WyŜsza niŝ konkurencja Potencjał wzrostu wartości dla PKN ORLEN (pozycja rynkowa, synergie z rafinerią, posiadane umiejętności) PX/PTA Poliolefiny (PO) Wzmocnienie pozycji poprzez pełną integrację z rafinerią Inwestycje w aktywa o światowej skali Budowanie pozycji regionalnego lidera Biznes niestrategiczny - wyjście PCW Nawozy Uwolnienie zaangaŝowanego kapitału Rynki PCW i nawozów sztucznych są rynkami ustabilizowanymi. Ograniczone synergie z działalnością rafineryjną Składowe poprawy efektywności petrochemii Poprawa strony przychodowej Poprawa warunków handlowych Optymalizacja palety gatunków kluczowych produktów Optymalizacja kierunków sprzedaŝy Poprawa efektywności operacyjnej na bazie benchmarkingu (Solomon, PTAI 1) ) Dalsze usuwanie wąskich gardeł Poprawa efektywności kosztowej (remonty, zatrudnienie, zuŝycie energii, etc) Poprawa efektywności procesowej (wskaźniki uzysków, poziom strat) 1) PTAI - Phillip Townsend Associates, Inc. 13

Energetyka Osiągnięcie maksymalnych synergii z częścią rafineryjną podstawą wzrostu efektywności oraz potencjałem do współpracy z partnerami branŝowymi Kierunki zmian otoczenia w przyszłości Wzrost cen energii spowodowany wzrostem cen nośników, koniecznością inwestycji oraz niedoborami mocy Rosnące koszty i ryzyka przesyłu energii nieefektywność i niedoinwestowanie obszaru w Polsce Wyzwania środowiskowe ograniczenia w emisji CO2 oraz SO2 wymuszają modernizację sektora przy znaczących nakładach inwestycyjnych Wzrost organiczny (na potrzeby zakładów) Rozwój w Płocku inwestycja w przerób cięŝkich frakcji z rafinerii (alternatywa inwestycja w odsiarczanie spalin) Rozwój w MoŜejkach w przypadku zamknięcia elektrowni atomowej modernizacja i inwestycje dot. emisji SO2 Dalszy rozwój kompetencji wewnątrz Koncernu Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego Koncernu Wzrost nieorganiczny Dostępność pełnej infrastruktury do dalszego rozwoju działalności energetycznej Rozwój w obrębie obecnie dostępnych oraz monitorowanie nowych technologii Zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego na rynkach lokalnych Rozwój segmentu przy współpracy z partnerami branŝowymi 14

ZrównowaŜony rozwój przy bezpiecznych parametrach finansowych Konsekwentne powiększanie zwrotu z zaangaŝowanego kapitału EBITDA 1) wg LIFO (mld PLN) ROACE 2) (%) CAPEX (mld PLN) Struktura CAPEX 3) 10 12% 11% 4 3,3 12,6 mld PLN 7,5 5 2,5 3,7 7,0 7,8 8% 4% 3% 9% 3 2 1 0 2,5 1,3 2009-2011 2012-2013 36% 6% 58% 0 2007 2011 2013 0% 2007 2011 2013 Średniorocznie 2009-2013 średniorocznie Rozwój Regulacje Odtworzenie Dane operacyjne 4) Komentarz SprzedaŜ polimerów i PTA Produkcja oleju napędowego Średnia sprzedaŝ paliw na stację jedn. mln t mln t mln l 2007 0,8 8,7 2,5 2013 1,6 12,5 3,4 Zmiana 5) + 100% + 44 % + 36 % NajwaŜniejsze inwestycje rozwojowe wpływające na poprawę rentowności: petrochemia (PX/PTA nowe produkty) rafineria (HON w Płocku i Mazeikiu Nafta - zwiększenie mocy produkcyjnych oleju napędowego) Znacząca poprawa wyników związana z poprawą efektywności produkcji, logistyki i sprzedaŝy Przedstawiane cele finansowe nie uwzględniają dezinwestycji, potencjalnych okazji akwizycyjnych oraz strategicznych partnerstw, które umoŝliwią dalszy dynamiczny rozwój 1) Zysk operacyjny powiększony o amortyzację 2) Zysk operacyjny po opodatkowaniu / średni kapitał zaangaŝowany w okresie (kapitał własny + dług netto) 3) Wartość skumulowana w latach 2009-2013 na poziomie całej Grupy PKN ORLEN 4) Dane dot. produkcji raf. dla PKN ORLEN, Mazeikiu Nafta, Ceska Rafinerska (51%), Paramo 5) 2013 względem 2007 16

Budowanie wartości w segmentach ZrównowaŜony rozwój we wszystkich segmentach EBITDA 1) wg LIFO (2013 vs 2007; mld PLN) CAPEX średniorocznie (2009-2013; mld PLN) 5 4 4,5 EBITDA 2) 7,8 mld PLN 1,2 1,0 1,0 3 2,7 0,8 2 1 0 0,2 Poszukiw anie i w ydobycie Rafineria i marketing 1,2 Detal Przyrost w 2013 vs 2007 2007 Petrochemia 0,4 0 0,14 Poszukiw anie i w ydobycie Rafineria i marketing 0,3 0,07 Detal Petrochemia Funkcje w sparcia ROACE 3) (2013 vs 2007) EBITDA 1) wg LIFO - 2013 CAPEX -śr.rocz. 25% 20% 15% 10% 5% 23% 11% ROACE 11 % 18% 14% 34% 7,8 mld PLN -11% 2% 58% 39% 2,5 mld PLN 3% 6% 41% 0% Poszukiw anie i w ydobycie Rafineria i marketing Detal 2007 Przyrost w 2013 vs 2007 Petrochemia 16% Poszukiwanie i wydobycie Detal Funkcje wsparcia 11% Rafineria i marketing Petrochemia 1) Zysk operacyjny powiększony o amortyzację 2) Zysk operacyjny powiększony o amortyzację z uwzględnieniem wpływu funkcji wsparcia (-)0,8 mld PLN 3) Zysk operacyjny po opodatkowaniu / średni kapitał zaangaŝowany w okresie (kapitał własny + dług netto) 17

Poprawa efektywności kluczem do wzrostu wartości Koncernu Wzrost EBITDA w 2013 r. w ponad 30% dzięki poprawie efektywności Wpływ efektywności na EBITDA 1) Udział we wzroście EBITDA 800 mln PLN pozostałe 700 600 500 400 200 100 sprzedaŝ logistyka produkcja 32% 300 200 100 0 400 Rafineria i marketing 300 100 100 100 Detal Petrochemia Fukcje wsparcia 68% Polepszenie EBITDA w 2013 r. w ponad 30% dzięki poprawie efektywności Przykłady Rafineria wzrost efektywności energetycznej; wzrost dostępności instalacji; rozwój zaawansowanych systemów sterowania; powiększenie przewagi logistycznej Detal wzrost sprzedaŝy na stację; wzrost udziału marŝy pozapaliwowej Petrochemia poprawa efektywności sprzedaŝy obecnych jak równieŝ przyszłych produktów Pozostałe obniŝenie kosztów funkcji wsparcia Efekty Osiągnięcie poprawy efektywności kosztowej w porównaniu do konkurencji w branŝy Wzrost kompetencji sprzedaŝowych w obszarze hurtu i detalu 1) Zysk operacyjny powiększony o amortyzację 18

Poprawa efektywności Efektywność operacyjna produkcji j.m. 2007 2013 Zmiana Energochłonność 1) indeks 100 92-8 % Pracochłonność 1) indeks 100 81-19 % Wykorzystanie instalacji 1) indeks 100 106 + 6 % Średnie destylaty % 43 49 + 6 p.p. Frakcje cięŝkie % 16 14-2 p.p. Efektywność w obszarze sprzedaŝy detalicznej Efektywność w pozostałych obszarach j.m. 2007 2013 Zmiana j.m. 2007 2013 Zmiana Udział na rynkach macierzystych % 10 14 + 4 p.p. Rynki lokalne w sprzedaŝy polimerów % 44 47 + 3 p.p. Udział w rynku polskim % 28 32 + 4 p.p. Poprawa efektywności kosztowej logistyki indeks 100 92-8 % SprzedaŜ na stację mln ltr 2,5 3,4 + 36 % Rurociąg w przewozach paliw % 30 41 + 11 p.p. Udział marŝy pozapaliwowej Poprawa efektywności kosztowej % Indeks 21 100 24 84 + 3 p.p. - 16 % Koszt f. wsparcia jako % EBITDA 2) Koncernu % 14 9-5 p.p. 1) Wg metodologii Solomon; dla roku bazowego załoŝono indeks = 100 2) Zysk operacyjny powiększony o amortyzację 19

Wskaźniki zadłuŝenia Wysokie wolne przepływy pienięŝne od 2010 roku Polityka nakładów inwestycyjnych Przegląd i rygorystyczna ocena pod względem stopy zwrotu realizowanych i planowanych inwestycji Projekty zaawansowane - kontynuacja przy dokonaniu przeglądu zakresu i nakładów Projekty nowe - kompleksowa ocena projektów, wykorzystanie wpływu spowolnienia gospodarczego na tworzenie kosztorysów Projekty oczekujące - projekty do potencjalnego uruchomienia w zaleŝności od sytuacji rynkowej i finansowej Dług netto / EBITDA 1) Komentarz Akceptowalny przejściowy wzrost dźwigni finansowej w 2009 r. w wyniku kontynuowania zaawansowanych projektów inwestycyjnych Realizacja zaplanowanych dezinwestycji umoŝliwi wcześniejszy powrót do optymalnego poziomu zadłuŝenia Bezpieczeństwo finansowe zapewnione dzięki przyjętej polityce utrzymywania co najmniej 2 mld PLN niewykorzystanych linii kredytowych Wysokie wolne przepływy pienięŝne od 2010 roku zmniejszają w kolejnych latach dźwignię finansową umoŝliwiając wypłaty dywidendy i dalszy rozwój Koncernu Dźwignia (Dług netto / Kapitał własny) 3,5 60% 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0-0,5 Maksymalny bezpieczny poziom wskaźnika 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% Optymalny poziom dźwigni finansowej 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 1) EBITDA wg LIFO (wraz z dywidendą z Polkomtela) 20

Polityka dywidend Strategia PKN ORLEN 2009-2013 Aby utrzymać ciągłość generowania środków finansowych oraz wspomagać zmniejszanie dźwigni finansowej, PKN ORLEN opiera swoją politykę wypłaty dywidendy na współczynniku FCFE (wolne przepływy pienięŝne dla akcjonariuszy) DuŜy nacisk połoŝony na optymalizację wydatków inwestycyjnych oraz kapitału pracującego Naszym priorytetem jest utrzymywanie poziomu zadłuŝenia w przedziale 30-40% wartości kapitałów własnych Komentarz Wolne przepływy pienięŝne dla akcjonariuszy (FCFE) Zysk netto + amortyzacja Capex Zmiana kapitału pracującego netto Dostosowanie zadłuŝenia do optymalnego poziomu FCFE Wypłata dywidend w oparciu o poziom wolnych przepływów pienięŝnych dla akcjonariuszy (FCFE) - minimum 50% FCFE; uwzględnia wydatki kapitałowe, fuzje i przejęcia; pozwala utrzymać optymalną strukturę kapitału SprzedaŜ aktywów niestrategicznych zdecydowanie zwiększy wolne przepływy pienięŝne dla akcjonariuszy (FCFE) 21

PKN ORLEN atrakcyjną inwestycją MOCNE STRONY Atrakcyjny rynek nowych krajów UE z potencjałem wzrostu Pozycja lidera w Europie Środkowo- Wschodniej w produkcji rafineryjnej i petrochemicznej Światowej klasy aktywa rafineryjne zintegrowane z działalnością petrochemiczną Największa sieć detaliczna Strategiczna lokalizacja na głównej sieci rurociągów. Dostęp do terminala ropy naftowej w Gdańsku (Polska) i Butyndze (Litwa) MOśLIWOŚCI ROZWOJU Poprawa efektywności poprzez sprawność operacyjną i integrację aktywów Dalszy rozwój podstawowej działalności i wydłuŝanie łańcucha wartości Stabilna sytuacja finansowa z zabezpieczonym finansowaniem Uwolnienie zaangaŝowanego kapitału dzięki sprzedaŝy aktywów działalności pozapodstawowej Rozwój segmentu wydobywczego oraz budowa segmentu energetycznego poprzez współpracę z partnerami branŝowymi Zdobywamy pozycję do dalszego dynamicznego rozwoju 22

Poszukiwanie i wydobycie NajwaŜniejsze dane finansowe i operacyjne EBITDA 1) wg LIFO (mln PLN) ROACE 2) (%) CAPEX (mln PLN) Struktura CAPEX 3) 200 182 30% 200 0,7 mld PLN 25% 20% 17% 23% 133 150 15% 100 75 15% 10% 100 50% 35% 0 brak 2007 2011 2013 5% 0% brak 2007 2011 2013 0 2009-2011 2012-2013 Średniorocznie 2009-2013 średniorocznie Poszukiwawcze Rozpoznawcze Zagospodarowanie i wydobycie Dane operacyjne Komentarz Zasoby 4) Wydobycie roczne jedn. Mln bbl Mln bbl 2007 0 0 2011 6,6 0,5 2013 14,2 1,2 Zakłada się, iŝ docelowa struktura portfela aktywów w latach 2009-2013 przedstawiać się będzie następująco: 50% - projekty produkcyjne, 35% - projekty rozpoznawcze, 15% - projekty poszukiwawcze Poziom planowanych wydatków inwestycyjnych na rozwój segmentu upstream (wzrost organiczny) w latach 2009-2013 wynosi 140 mln PLN rocznie 1) Zysk operacyjny powiększony o amortyzację 2) Zysk operacyjny po opodatkowaniu / średni kapitał zaangaŝowany w okresie (kapitał własny + dług netto) 3) Wartość skumulowana w latach 2009-2013 na poziomie całej Grupy PKN ORLEN; poziom wydatków inwestycyjnych nie zawiera efektów potencjalnych partnerstw oraz inwestycji kapitałowych 4) Skumulowane zasoby nie pomniejszone o wydobycie 24

Rafineria i marketing (rafineria, hurt, logistyka) NajwaŜniejsze dane finansowe i operacyjne EBITDA 1) wg LIFO (mld PLN) ROACE 2) (%) CAPEX (mld PLN) Struktura CAPEX 3) 5 4,5 15% 4,1 4 12% 11% 9% 3 9% 2 1,5 6% 1 3% 3% 1,5 1,3 5,2 mld PLN 1,0 32% 1,0 0,6 57% 0,5 11% 0 2007 2011 2013 0% 2007 2011 2013 0,0 2009-2011 2012-2013 Średniorocznie 2009-2013 średniorocznie Rozwojowe Regulacje Odtworzenie Wykorzystanie instalacji 7) Dane operacyjne 4) j.m. 2007 2011 2013 Zmiana 5) Przerób ropy 6) mln ton 22,8 31,0 30,2 +32% Produkcja paliw Produkcja ON mln ton mln ton Indeks 15,4 8,7 100 22,1 12,7 21,6 12,5 103,7 105,5 +41% +44% +6% Energochłonność 7) Indeks 100 94,8 92,3-8% Pracochłonność 7) indeks 100 87,2 80,9-19% Komentarz Głównym źródłem poprawy wyników będą działania związane z poprawą efektywności w oparciu o benchmarki Solomona: zmniejszenie zuŝycia energii, poprawa indeksu zatrudnienia oraz zwiększenie dostępności oraz wykorzystania instalacji Największe inwestycje w obszarze produkcji rafineryjnej są związane ze zwiększeniem produkcji oleju napędowego (HON w Płocku i Mazeikiu Nafta) WaŜnym elementem poprawy efektywności będzie optymalizacja obszaru logistyki skutkująca poprawą efektywności kosztowej 1) Zysk operacyjny powiększony o amortyzację 2) Zysk operacyjny po opodatkowaniu / średni kapitał zaangaŝowany w okresie (kapitał własny + dług netto) 3) Wartość skumulowana w latach 2009-2013 na poziomie całej Grupy PKN ORLEN 4) Dane dla PKN ORLEN, Mazeikiu Nafta, Ceska Rafinerska (51%), Paramo 5) Zmiana 2013 r. względem 2007 r. 6) Spadek przerobu i produkcji w roku 2013 spowodowany przestojami remontowymi 7) Baza obliczeń: Solomon Study; załoŝono, Ŝe 2006=2007=100. Wykorzystanie instalacji indeks przychodowy (wzrost oznacza poprawę), energochłonność i pracochłonność indeksy kosztowe (spadek oznacza poprawę) 25

Detal NajwaŜniejsze dane finansowe i operacyjne EBITDA 1) wg LIFO (mld PLN) ROACE 2) (%) CAPEX (mld PLN) Struktura CAPEX 3) 1,5 1,2 0,9 0,8 1,1 1,2 20% 15% 10% 10% 15% 18% 0,4 0,3 0,2 0,3 0,29 0,2 5% 23% 1,4 mld PLN 0,6 0,3 5% 0,1 72% 0 2007 2011 2013 0% 2007 2011 2013 0,0 2009-2011 2012-2013 Średniorocznie 2009-2013 średniorocznie Rozwojowe Odtworzeniowe Regulacyjne SprzedaŜ na stację Udział marŝy pozapaliwowej Dane operacyjne j.m. SprzedaŜ paliw mld ltr 6,9 8,7 9,3 + 35 % Udział w rynku 5) % 10% 13% 14% + 4,0 p.p. mln ltr % 2007 2,5 20,6 2011 3,3 24,0 2013 3,4 24,0 Zmiana 4) + 36 % + 3,4 p.p. Komentarz Kluczowym elementem strategii jest dalszy rebranding, rozwój sieci stacji franszyzowych w nowych kluczowych lokalizacjach We wszystkich krajach planowany jest wzrost efektywności wyraŝony spadkiem marŝy breakeven 6) Jednocześnie oczekuje się dalszej poprawy udziałów w rynku we wszystkich krajach Koncernu 1) Zysk operacyjny powiększony o amortyzację 2) Zysk operacyjny po opodatkowaniu / średni kapitał zaangaŝowany w okresie (kapitał własny + dług netto) 3) Wartość skumulowana w latach 2009-2013 na poziomie całej Grupy PKN ORLEN 4) 2013 względem 2007 5) Udział w sprzedaŝy detalicznej na rynkach macierzystych (Polska, Czechy, Niemcy, kraje bałtyckie) 6) MarŜa pokrywająca wszystkie koszty stałe i zmienne spadek oznacza poprawę efektywności 26

Petrochemia NajwaŜniejsze dane finansowe i operacyjne EBITDA 1) wg LIFO (mld PLN) ROACE 2) (%) CAPEX (mld PLN) Struktura CAPEX 3) 3 2 2,0 2,4 2,7 20% 15% 10% 13% 10% 14% 1,5 1,2 0,9 1,5 0,98 2% 4,9 mld PLN 24% 1 5% 0,6 0,3 0,2 74% 0 2007 2011 2013 0% 2007 2011 2013 0,0 2009-2011 2012-2013 Średniorocznie 2009-2013 średniorocznie Rozwojowe Odtworzeniowe Regulacyjne Dane operacyjne Komentarz Produkcja monomerów 5) SprzedaŜ polimerów 6) SprzedaŜ PTA j.m. tys. t tys. t tys. t 2007 1 575 824 0 2011 1 636 947 510 2013 1 701 998 600 Zmiana 4) 8% 21% - NajwaŜniejsza inwestycja w obszarze produkcji petrochemicznej, PX/PTA, zapewnia średnioroczny wzrost EBITDA o 650 mln PLN Poprawa efektywności w segmencie jest związana równieŝ z poprawą polityki cenowej (od strony przychodowej) oraz poprawą wskaźników i struktury uzysków (przy zastosowaniu benchmarków Solomona i PTAI 7) ) 1) Zysk operacyjny powiększony o amortyzację 2) Zysk operacyjny po opodatkowaniu / średni kapitał zaangaŝowany w okresie (kapitał własny + dług netto) 3) Wartość skumulowana w latach 2009-2013 na poziomie całej Grupy PKN ORLEN 4) 2013 względem 2007 5) Produkcja etylenu i propylenu PKN ORLEN, Unipetrol 6) Polietylen, polipropylen sprzedaŝ BOP (50%) i BU3 7) PTAI - Phillip Townsend Associates, Inc. 27

ZałoŜenia makroekonomiczne na 2013 rok Czynnik makroekonomiczny j.m. 2007 2011E 2013E Modelowa marŝa rafineryjna PKN ORLEN (Grupa) 1) USD / bbl 3,7 3,4 3,6 Modelowa marŝa na poliolefinach PKN ORLEN 2) EUR / t 313 252 267 Modelowa marŝa na olefinach PKN ORLEN 3) EUR / t 405 460 491 Modelowa marŝa chemiczna PKN ORLEN 4) EUR / t 571 583 597 Cena ropy Brent USD / bbl 72 90 88 Dyferencjał Brent/Ural 5) USD / bbl 3,2 2,9 2,9 Kursy walut PLN / USD 6) PLN / USD 2,77 2,34 2,37 Kursy walut PLN / EUR 6) PLN / EUR 3,78 3,28 3,20 1) Modelowa marŝa rafineryjna PKN ORLEN (Grupa) = przychody ze sprzedaŝy produktów (88% Produkty = 22% Benzyna + 11% Nafta + 38% ON + 3% LOO + 4% JET + 10% COO) minus koszty (100% wsadu = 88% Ropa Brent + 12% zuŝycie własne); ceny produktów wg notowań 2) Modelowa marŝa petrochemiczna na poliolefinach = przychody (100% Produkty = 50% HDPE + 50% Polipropylen) minus koszty (100% wsadu = 50% Etylen + 50% propylen); ceny produktów wg notowań. 3) Modelowa marŝa petrochemiczna na olefinach = przychody (100% Produkty = 50% Etylen, 30% Propylen, 15% Benzen, 5% Toluen) minus koszty (100% wsadu = 70% Nafta + 30% LS VGO); ceny produktów wg notowań. 4) Modelowa marŝa chemiczna PKN ORLEN = przychody ze sprzedaŝy PCW (100%) minus koszty (47% Etylen); ceny produktów wg notowań 5) RóŜnica między notowaniami Brent Dtd i Ural Rdam. 6) Źródło: obliczenia własne wg metodologii NBP. (*) Dane za 2008 na bazie średniej za 10 m-cy ; Źródło: szacunki własne na podstawie prognoz eksperckich : CERA, CMAI, PCI, PVM, Nexant oraz banków inwestycyjnych 28

Prognozy konsumpcji paliw 2009-2013 Prognozy konsumpcji paliw i produktów petrochemicznych w regionie Konsumpcja Konsumpcja benzyny; benzyny; CAGR CAGR 1) 1) 0,33% 0,33% Konsumpcja Konsumpcja średnich średnich destylatów; destylatów; CAGR CAGR 1) 1) 1,32% 1,32% Prognoza konsumpcji w mt w 2009 r. 21 -- 6 Litwa; -0,60% Niemcy; -1,15% Polska; 0,24% Czechy; 1,30% Słowacja; 0,17% Łotwa; 0,00% -2 Białoruś; -0,08% -3% -1% 2% 4% 6% 8% 10% CAGR 2009-2013 Ukraina; 8,04% Estonia Łotwa Litwa Słowacja Białoruś Czechy Ukraina Polska Niemcy Prognoza konsumpcji w mt w 2009 r. 58 -- 10-2 Niemcy; 0% Białoruś; 2,87% Litwa; 2,99% Łotwa; 2,36% Polska; 2,90% Ukraina; 5,56% Czechy; 4,72% Słowacja; 3,09% -1% 1% 3% 5% 7% 9% Estonia Łotwa Litwa Słowacja Białoruś Czechy Ukraina Polska Niemcy CAGR 2009-2013 Prognoza konsumpcji w mt w 2008 r. 1,5 1,2 0,9 0,6 0,3 0,0 Konsumpcja Konsumpcja poliolefin; poliolefin; CAGR CAGR 2) 2) 3,15% 3,15% Polska; 2,22% Czechy i Słowacja; 3,20% Kraje Bałtyckie; 3,36% CAGR 2008-2012 Ukraina; 4,88% 2% 3% 4% 5% Ukraina Czechy i Słowacja Kraje Bałtyckie Polska Prognoza konsumpcji w mt w 2008 r. 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Konsumpcja Konsumpcja PX PX i PTA; PTA; CAGR CAGR 3) 3) 48% 48% i 6% 6% PTA (Europa); 5,00% PX (Europa); 4,00% PTA (GK ORLEN); 6,00% CAGR 2008-2013 PX (GK ORLEN); 48,00% 0% 10% 20% 30% 40% 50% PX (GK ORLEN) PX (Europa) PTA (GK ORLEN) PTA (Europa) Źródło: International Energy Agency, CMAI, Nafta Polska, McKinsey, TECNON (2008) 1) Średni CAGR 2009 2013 (średnia roczna stopa wzrostu) 2) Średni CAGR 2008 2012 (średnia roczna stopa wzrostu) 3) Średni CAGR 2008 2013 (średnia roczna stopa wzrostu) dla Polski, Czech, Słowacji, Litwy, Łotwy i Estonii 29

Dywersyfikacja dróg dostaw surowców Morskie terminale paliwowe w Gdańsku i Butyndze gwarantują alternatywne drogi dostaw Terminal morski [zdolność przeładunkowa] Rurociąg naftowy [zdolność przesyłowa] Planowany rurociąg naftowy Rafineria z Grupy PKN ORLEN Rafineria (zdolność przerobowa w mt / r; wskaźnik kompleksowości Nelsona) Holborn (3.8; 6.1) Ingolstadt (5.2; 7.5) Bayernoil (12.8; 8.0) Mazeikiai (10.0; 10.3) Novopolotsk (8.3; 7.7) Schwedt Gdansk (10.7; 10.2) (6; 10.0) Harburg Mozyr DRUZHBA (4.7; 9.6) (15.7; 4.6) Plock [Ca 55] (13.8; 9.5) Litvinov (5.5, 7.0) Kralupy Trzebinia Jedlicze Drogobich (3.4; 8.1) (0,5) (0,1) Brody IKL [Ca 10] (3.8; 3.0) Bratislava Burghausen[Ca 9] [Ca 20] DRUZHBA (6.0; 12.3) (3.5; 7.3) [Ca 3,5] [Ca 9] Tiszaojvaro Schwechat (10.2; 6.2) Duna s Petrotel Rafo ADRIA (8.1, 10.6) (2.6; 7.6) (3.4; 9.8) Rijeka Petrobrazi Triest (4.4; 5.7) ADRIA Novi Sad (3.4; 7.3) Sisak (4.0; 4.6) Arpechim (3.9; 4.1) (3.6; 7.3) Leuna (11.0; 7.1) Rostock (18) Ventspils Butinge (14) Naftoport (30) [Ca 27] [Ca 30] [Ca 22] Pancevo (4.8; 4.9) [Ca 18] DRUZHBA [Ca 34] (70) Primorsk [Ca 34] [Ca 22] [Ca 60] [Ca 25] (ex 12) Petromidia (5.1; 7.5) Neftochim (5.6; 5.8) [Ca 80] Yuzhniy Odessa (ex 4) (3.8; 3.5) Kirishi [Ca 78] [Ca 45] [Ca 120] [ Ca 24] Kremenchug (17.5; 3.5) Kherson (6.7; 3.1) [ Ca 29] Yaroslavi Novorossiys k (ex 45) Lisichansk (8.5; 8.2) Elefsis (4.9; 1.0) Thessaloniki (3.2; 5.9) Aspropyrgos (6.6; 8.9) Corinth (4.9; 12.5) Izmir (10.0; 6.4) Izmit (11.5; 6.2) Kirikkale (5.0; 5.4) Batman (1.1; 1.9) Źródło: Oil & Gas Journal, wyliczenia własne PKN ORLEN, Concawe,Reuters, WMRC, EIA, NEFTE Compass, Transneft.ru 30

ZastrzeŜenia prawne Niniejsza prezentacja strategii Grupy PKN ORLEN na lata 2009-2013 ("Prezentacja") została przygotowana przez PKN ORLEN ( PKN ORLEN lub "Spółka"). Ani niniejsza Prezentacja, ani jakakolwiek kopia niniejszej Prezentacji nie moŝe być powielona, rozpowszechniona ani przekazana, bezpośrednio lub pośrednio, jakiejkolwiek osobie w jakimkolwiek celu bez wiedzy i zgody PKN ORLEN. Powielanie, rozpowszechnianie i przekazywanie niniejszej Prezentacji w innych jurysdykcjach moŝe podlegać ograniczeniom prawnym, a osoby do których moŝe ona dotrzeć, powinny zapoznać się z wszelkimi tego rodzaju ograniczeniami oraz stosować się do nich. Nieprzestrzeganie tych ograniczeń moŝe stanowić naruszenie obowiązującego prawa. Niniejsza Prezentacja nie zawiera kompletnej ani całościowej analizy finansowej lub handlowej PKN ORLEN ani Grupy PKN ORLEN, jak równieŝ nie przedstawia jej pozycji i perspektyw w kompletny ani całościowy sposób. PKN ORLEN przygotował Prezentację z naleŝytą starannością, jednak moŝe ona zawierać pewne nieścisłości lub opuszczenia. Dlatego zaleca się, aby kaŝda osoba zamierzająca podjąć decyzję inwestycyjną odnośnie jakichkolwiek papierów wartościowych wyemitowanych przez PKN ORLEN lub jej spółkę zaleŝną opierała się na informacjach ujawnionych w oficjalnych komunikatach PKN ORLEN zgodnie z przepisami prawa obowiązującymi PKN ORLEN. Niniejsza Prezentacja oraz związane z nią slajdy oraz ich opisy mogą zawierać stwierdzenia dotyczące przyszłości. JednakŜe, takie prognozy nie mogą być odbierane jako zapewnienie czy projekcje co do oczekiwanych przyszłych wyników PKN ORLEN lub spółek grupy PKN ORLEN. Prezentacja nie moŝe być rozumiana jako prognoza przyszłych wyników PKN ORLEN i Grupy PKN ORLEN. NaleŜy zauwaŝyć, Ŝe tego rodzaju stwierdzenia, w tym stwierdzenia dotyczące oczekiwań co do przyszłych wyników finansowych, nie stanowią gwarancji czy zapewnienia, Ŝe takie zostaną osiągnięte w przyszłości. Prognozy Zarządu są oparte na bieŝących oczekiwaniach lub poglądach członków Zarządu Spółki i są zaleŝne od szeregu czynników, które mogą powodować, Ŝe faktyczne wyniki osiągnięte przez PKN ORLEN będą w sposób istotny róŝnić się od wyników opisanych w tym dokumencie. Wiele spośród tych czynników pozostaje poza wiedzą, świadomością i/lub kontrolą Spółki czy moŝliwością ich przewidzenia przez Spółkę. W odniesieniu do wyczerpującego charakteru lub rzetelności informacji przedstawionych w niniejszej Prezentacji nie mogą być udzielone Ŝadne zapewnienia ani oświadczenia. Ani PKN ORLEN, ani jej dyrektorzy, członkowie kierownictwa, doradcy lub przedstawiciele takich osób nie ponosząŝadnej odpowiedzialności z jakiegokolwiek powodu wynikającego z dowolnego wykorzystania niniejszej Prezentacji. Ponadto, Ŝadne informacje zawarte w niniejszej Prezentacji nie stanowią zobowiązania ani oświadczenia ze strony PKN ORLEN, jej kierownictwa czy dyrektorów, Akcjonariuszy, podmiotów zaleŝnych, doradców lub przedstawicieli takich osób. Niniejsza Prezentacja została sporządzona wyłącznie w celach informacyjnych i nie stanowi oferty kupna bądź sprzedaŝy ani oferty mającej na celu pozyskanie oferty kupna lub sprzedaŝy jakichkolwiek papierów wartościowych bądź instrumentów lub uczestnictwa w jakiejkolwiek przedsięwzięciu handlowym. Niniejsza Prezentacja nie stanowi oferty ani zaproszenia do dokonania zakupu bądź zapisu na jakiekolwiek papiery wartościowe w dowolnej jurysdykcji i Ŝadne postanowienia w niej zawarte nie będą stanowić podstawy Ŝadnej umowy, zobowiązania lub decyzji inwestycyjnej, ani teŝ nie naleŝy na niej polegać w związku z jakąkolwiek umową, zobowiązaniem lub decyzją inwestycyjną. 31

Dziękujemy za uwagę W celu uzyskania dalszych informacji o PKN ORLEN prosimy o kontakt z Biurem Relacji Inwestorskich: telefon: + 48 24 365 33 90 faks: + 48 24 365 56 88 e-mail: ir@orlen.pl www.orlen.pl 32