Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. 17 lutego 2016 r.

Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. 17 lutego 2016 r.

Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. Kluczowe wydarzenia Marek Woszczyk - Prezes Zarządu 2

Najważniejsze informacje Wyniki finansowe 8,2 mld zł EBITDA 6,8 mld zł środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 4,3 mld zł skorygowany zysk netto 2,29 zł skorygowany zysk na akcję Wyniki operacyjne 55,6 TWh produkcja netto (+1 proc. r/r) 33,4 TWh wolumen dystrybucji (+3 proc. r/r) 39,0 TWh sprzedaż do odbiorców końcowych (-2 proc. r/r) Nakłady inwestycyjne Opole II zrealizowano ponad 1/3 inwestycji Turów 11 dostosowanie do wymogów BAT Elektrownie wiatrowe osiągnięto cel 218 MW nowych mocy Inwestycje w aktywa dystrybucyjn e 1,84 mld zł Finansowanie Kredyt konsorcjalny 5,5 mld zł Kredyt pozyskany od EBI 2 mld zł Kredyt w BGK zwiększony o 0,5 mld zł 3

Dane makro nie przekładają się na poprawę warunków rynkowych Otoczenie makroekonomiczne IV kw. 2015 r. IV kw. 2014 r. Rok 2015 Rok 2014 Realny wzrost PKB (r/r) 3,9%* 3,3% 3,6%* 3,3% Wzrost krajowego zużycia energii elektrycznej (r/r) 1,0% 0,9% 1,7% 0,5% Krajowe zużycie energii elektrycznej [TWh] 42,25 41,84 161,44 158,73 * Szacunek Cena energii elektrycznej Saldo wymiany międzynarodowej Udział farm wiatrowych w wytwarzaniu 180 400 300 Import netto 2014: 2,17 TWh 12% 11% 2014 175 200 10% 2015 PLN 170 165 Średnia: 168 Średnia: 164 100 0 9% 8% 7% GRUDZIEŃ: +0,6 TWh 160-100 -200 6% 5% 155-300 Export netto 2015: 0,33 TWh 4% 3% 150 Jan-14 Mar-14 Źródło: TGE May-14 Jul-14 Sep-14 Nov-14 Jan-15 Mar-15 May-15 Jul-15 Sep-15 Nov-15 Jan-16-400 Jan-14 Mar-14 May-14 Jul-14 Sep-14 Nov-14 Jan-15 Mar-15 May-15 Jul-15 Sep-15 Nov-15 Miesięczne dane PSE S.A., przepływy fizyczne Jan-16 2% Jan Feb Mar Apr May Jun Miesięczne dane PSE S.A. Jul Aug Sep Oct Nov Dec 4

Otoczenie regulacyjne OZE DYSTRYBUCJA MECHANIZMY MOCY Nowelizacja ustawy o OZE (29 grudnia 2015 r.) Wprowadzenie taryf gwarantowanych i aukcji odroczone o pół roku Zmniejszone wsparcie dla współspalania biomasy i brak wsparcia dla dużych elektrowni wodnych już od stycznia 2016 r. Oczekiwanie na przegląd ustawy i ewentualne dalsze poprawki Wprowadzenie modelu na lata 2016-2020 Taryfy zatwierdzone według zrewidowanego modelu wyliczenia WACC (zweryfikowane parametry) Ostateczny koszt kapitału WACC ustalony na poziomie 5,675 proc. w stosunku do zakładanych wcześniej 5,279 proc. Współczynnik regulacyjny w 2016 r. na poziomie 1,0 Regulacja jakościowa wprowadza kary w przypadku nieosiągania wskaźników jakościowych w latach 2016-2020 Operacyjna Rezerwa Mocy budżet na 2016 r. zwiększony o ponad 20 proc. Cena maksymalna wyższa o ok. 10 proc. Wdrożenie mechanizmu pełnego wykorzystania budżetu Interwencyjna rezerwa zimna z uruchomioną łączną mocą rzędu 830 MW 454 MW w dwóch blokach w Elektrowni Dolna Odra 5

Projekt Opole II (1/2) Ogólne informacje Rozbudowa istniejącej elektrowni konwencjonalnej Moc Budżet projektu CAPEX 2015 r. / wydatki YTD Przekazanie do eksploatacji 2 bloki o mocy 900 MW (łączna moc 1800 MW) ok. 11 mld zł ok. 2,7 mld zł/ ok. PLN 3,3 mld zł Blok 5 II półrocze 2018 r. Blok 6 I półrocze 2019 r. Kamienie milowe osiągnięte w 2015 r. Między innymi: Wykonanie fundamentów turbin bloków nr 5 i 6 Zakończenie montażu konstrukcji nośnej kotła bloku nr 5 Wykonanie konstrukcji nośnej płaszcza chłodni kominowej bloku nr 6 Wykonanie fundamentów pod wentylatory spalin oraz elektrofiltry spalin bloków nr 5 i 6 Wykonanie konstrukcji żelbetowej pylonów w budynku kotła bloków nr 5 i 6 6

Projekt Opole II (2/2) Status trwających prac Projekt realizowany zgodnie z harmonogramem i budżetem Aktualne zaawansowanie projektu na poziomie ok. 35 proc. Trwają prace inżynieryjne i budowlane w obrębie głównych elementów obu bloków oraz systemów instalacji towarzyszących: zakończenie budowy płaszcza chłodni kominowej bloku nr 5; kontynuacja montażu konstrukcji obu kotłów i maszynowni; kontynuacja prac w ramach instalacji nawęglania, składowania odpadów paleniskowych oraz uzdatniania wody. Następne etapy budowy Między innymi: Wykonanie konstrukcji stalowej budynku maszynowni bloków nr 5 i 6 Dostawa i montaż suwnicy głównej budynku maszynowni Dostawa i montaż pomp wody chłodzącej bloków nr 5 i 6 Zakończenie montażu absorbera instalacji odsiarczania spalin bloku nr 5 Zakończenie montażu konstrukcji nośnej kotła bloku nr 6 7

Prace modernizacyjne Dłuższa żywotność i wyższa sprawność bloków Kompleksowa modernizacja bloków 7-12 w Bełchatowie - Budżet 4,7 mld zł - Oczekiwany termin zakończenia 2016 r. - Zaawansowanie prac: bloki 7, 8, 11 i 12 przekazane do eksploatacji, blok 10 w modernizacji, blok 9 zsynchronizowany z siecią (przed terminem) Kompleksowa modernizacja bloków 1-3 w Turowie - Budżet 826 mln zł - Oczekiwany termin zakończenia 2020 r. - Zaawansowanie prac: podpisane umowy na dostawę turbiny, generatora, turbozespołu oraz aparaturę kontrolno-pomiarową i automatykę Instalacje redukujące emisje NOx i SOx Modernizacja instalacji odsiarczania spalin bloków 3-12 w Bełchatowie - Oczekiwany termin zakończenia 2016 r. Budowa instalacji odsiarczania spalin bloków nr 4-6 w Turowie - Oczekiwany termin zakończenia 2016 r. Modernizacja instalacji odazotowania spalin bloków 1,2 i 4 w Opolu - Oczekiwany termin zakończenia 2016 r. Budowa instalacji odazotowania spalin oraz instalacji odsiarczania spalin kotłów nr 3 i 4 w Zespole Elektrociepłowni Bydgoszcz - Oczekiwany termin zakończenia 2018 r. 8

Przyspieszenie inwestycji w OZE - 218 MW nowych mocy Podstawowe informacje o projektach 4 lądowe farmy wiatrowe Moce uruchomione w 2015 r. Moce na koniec 2015 r. CAPEX w 2015 r. / dotychczasowe wydatki 218 MW 529 MW ok. 865 mln zł/ ok. 1.190 mln zł Wydarzenia w 2015 r. W 2015 roku PGE ukończyła budowę czterech farm wiatrowych (Karwice 40 MW, Lotnisko 90 MW, Resko II 76 MW i Kisielice II 12 MW) i zwiększyła moc zainstalowaną w OZE o 218 MW w ciągu roku Wszystkie farmy wiatrowe w portfelu PGE objęte są programem wsparcia W chwili obecnej wciąż istnieją niewiadome związane z kształtem wsparcia dla OZE w 2016 r. w szczególności nie są określone ostateczne ceny w aukcjach i wolumeny zakupu PGE zainstalowane moce wiatrowe (w MW) 600 529 500 +70% 400 311 300 283 +10% 200 138 +105% 100 30 +361% 0 2011 2012 2013 2014 2015 9

Dystrybucja przede wszystkim jakość Podstawowe informacje o projektach Modernizacje i nowe inwestycje Łączna długość sieci na koniec 2015 r. CAPEX w 2015 r. ok. 283,8 tys. km* ok. 1.841 mln zł Rozwój sieci w 2015 r. 1.533 km nowych linii dystrybucyjnych * w tym linie przyłączeniowe Wydarzenia w 2015 r. Przyłączenia nowych odbiorców i rozwój sieci największe nakłady inwestycyjne PGE Dystrybucja w 2015 r. Ponad 1.500 km nowych linii dystrybucyjnych oraz niemal 3.000 km po kompleksowej modernizacji Zrealizowanych ponad 60 tys. umów o przyłączenie Największe projekty inwestycyjne realizowane na Mazowszu CAPEX na nową infrastrukturę na poziomie prawie 400 mln zł (głównie sieć, transformatory i przyłączenia) New transformers and energy counters 110/ MV and MV/MV power stations 12% 10% 16% CAPEX in FY2015 PLN 1,8 bn (+22% yoy) 30% Other developments 32% Connection of new off-takers MV and LV grid lines 10

Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne Magdalena Bartoś - Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno - Finansowych 11

Kluczowe wyniki finansowe PLN mln IV kw. 2015 IV kw. 2014 r/r 2015 2014 r/r Przychody 7.381 7.281 1% 28.542 28.143 1% EBITDA 1.997 1.420 41% 8.228 8.129 1% Powtarzalna* EBITDA 1.970 1.558 26% 7.511 6.340 18% Zysk netto dla akcjonariuszy (raportowany) 995 439 127% -3.032 3.638 n.a. Powtarzalny zysk netto dla akcjonariuszy 1.061 612 73% 3.708 2.634 41% Zysk netto dla akcjonariuszy skor. o odpisy** 1.082 500 116% 4.287 3.761 14% Zysk na akcję (raportowany) 0,53 0,23 130% -1,62 1,95 n.a. Powtarzalny zysk na akcję* 0,57 0,33 73% 1,98 1,41 40% Zysk na akcję bez odpisów (do dywidendy) 0,58 0,27 115% 2,29 2,01 14% Przepływy pieniężne z dział. operacyjnej 1.560 1.900-18% 6.777 6.333 7% Nakłady inwestycyjne 3.613 2.490 45% 9.450 6.349 49% Dług (gotówka) netto na koniec okresu 2.637-1.018 n.a. 2.637-1.018 n.a. Aktualne ratingi kredytowe Rating Perspektywa Kluczowe Key measures wyniki last ostatnie 8 quarters 8 kwartałów 3.320 2.548 1.688 1.701 1.420 978 937 633 2.203 2.026 2.002 1.997 1.416 1.312 1.273 Fitch BBB+ Stable Moody s Baa1 Stable EBITDA EBIT -7.950 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 * Powtarzalna z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych ** Podstawa do obliczenia dywidendy zgodnie z nową polityką dywidendową 12

Produkcja energii elektrycznej 0,30 (-3%) 0,05 (-3%) (-10%) (-38%) (+14%) (15%) (54%) 0,20 0,28 (65%) 0.04 (-7%) (-70%) (-60%) (-11%) (36%) 0,75 (-1%) (11%) (+313%) Produkcja w IV kw. 2015 r. (zmiana r/r w proc.) Węgiel kamienny 3,01 (-17%) (0%) (25%) Inne RAZEM 13,84 TWh (-4%) (-3%) Węgiel brunatny (+3%) 9,25 (-7%) (-2%) (+2%) (-2%) (+15%) (28%) 0,36 (+13%) 0.30 (-14%) (-12%) (-12%) (-21%) (10%) (-5%) 0,57 1,23 0,82 2,05 (+400%) (77%) Produkcja w 2015 (zmiana r/r w proc.) Inne Węgiel kamienny 11,91 (-1%) (-1%) RAZEM 55,58 TWh (1%) Węgiel brunatny 38,64 (0%) Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz Szczytowopompowe Wodne Wiatr Biomasa Produkcja w 2015 r. wzrosła, głównie za sprawą większej produkcji w elektrociepłowniach na gaz (po wznowieniu wsparcia dla kogeneracji) Roczna produkcja w elektrowniach zasilanych węglem brunatnym utrzymała się na poziomie sprzed roku. Produkcja w IV kw. 2015 r. spadła w ujęciu r/r ze względu na większe obciążenia remontowe w Bełchatowie (bloki nr 9 i 10) Produkcja w elektrowniach zasilanych węglem kamiennym pod wpływem następujących czynników: wpływ prac remontowych bloku nr 3 w Opolu zrekompensowany większą produkcją w elektrociepłowniach (uruchomienie turbozespołu w Zgierzu w grudniu 2014 r., wznowienie produkcji w Elektrowni Pomorzany, większe wykorzystanie mocy przez Operatora Systemu Przesyłowego w Elektrociepłowni Bydgoszcz) Produkcja energii z aktywów wiatrowych wzrosła w wyniku lepszych warunków pogodowych oraz dzięki oddaniu do eksploatacji w 2015 r. farmy wiatrowej w Karwicach o mocy 40 MW (lipiec) i farmy wiatrowej Resko II o mocy 76 MW (grudzień) Wzrost produkcji w elektrowniach szczytowo-pompowych ze względu na większe wykorzystanie przez Operatora Systemu Przesyłowego 13

Koncentracja na wydajności Aktywa wytwórcze Węgiel brunatny Węgiel kamienny Elektrociepłownie Aktywa wiatrowe Dyspozycyjność 2015 Dyspozycyjność 2014 Współczynnik obciążenia* 2015 Współczynnik obciążenia* 2014 84,9% 88,1% 89,6% 98,1% 83,4% 81,8% 88,9% 98,3% 84,4% 66,6% 78,5% 28,9% 86,5% 69,7% 68,2% 24,1% * Współczynnik obciążenia dla aktywów konwencjonalnych w formule GOF, dla aktywów wiatrowych w formule GCF Aktywa dystrybucyjne 6.75 6.60 Straty sieciowe [%] (ostatnie 12 miesięcy) SAIDI SAIFI (planowane + nieplanowane) (planowane + 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 5.91 474-7%* 442 4.78 ** -1%* 4.72 307 ** -5% 291 5.85 Jan-14 Apr-14 Aug-14 Nov-14 Feb-15 May-15 Sep-15 FY 2014 FY 2015 Minuty na obsługiwanego odbiorcę FY 2014 FY 2015 Przerwy na obsługiwanego odbiorcę FY 2014 FY 2015 Dni * Burze w lipcu 2015 r. ograniczyły redukcję wskaźników ** Wartość przybliżona, przekształcona zgodnie z nową metodologią 14

Kształtowanie się EBITDA według głównych czynników budowy wartości 2014 EBITDA RAPORTOWANA mln zł 8.129 Zdarzenia jednorazowe 1,789 2014 EBITDA POWTARZALNA* 6.340 Hurtowa cena energii elektrycznej Wolumen energii elektrycznej** Węgiel kamienny z transportem** Biomasa Koszt uprawnien do emisji CO2 484 75 47 21 176 Regulacyjne usługi systemowe 73 Odsprzedaż energii elektrycznej 122 Marża na rynku detalicznym Wsparcie dla OZE Wsparcie dla kogeneracji 240 45 21 Zwrot z dystrybucji 172 Kapitalizowane koszty wydobycia węgla 200 Inne 2015 EBITDA POWTARZALNA* 87 7.511 Zdarzenia jednorazowe 2015 EBITDA RAPORTOWANA 717 8.228 * Powtarzalna = z wyłączeniem znaczących jednorazowych zdarzeń ** Nie uwzględnia kogeneracji zasilanej gazem (wolumen uwzględniony w efekcie wsparcia dla kogeneracji) 15

Powtarzalny* zysk EBITDA w 2015 roku składniki i dynamika 2.446 71 7.511 3.995 390 608 Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna*** Obrót** Dystrybucja Inne EBITDA 2015 3.995 390 608 2.446 71 7.511 Udział w EBITDA w 2015 (%) 53% 5% 8% 33% 1% 2014 3.104 393 266 2.396 181 6.340 Zmiana (mln zł) 891-3 342 51-110 1.171 Zmiana (%) 29% -1% 129% 2% -61% 18% Wzrost głównie w wyniku: Wyższej ceny energii sprzedanej dzięki korzystnej kontraktacji w poprzednich okresach średnia cena wyższa o 9 zł za MWh oraz wyższych wolumenów (łączny wpływ w wysokości 570 mln zł). Wyższy koszt paliwa (o 95 mln zł) z tytułu zwiększonej produkcji z gazu (230 mln zł) spowodowanej przywracanym wsparciem dla kogeneracji. Koszt innych paliw niższy o 135 mln zł. Wyższe wolumeny w energetyce wiatrowej (nowe farmy i lepszy współczynnik obciążenia) negatywnie obciążone niższymi cenami zielonych certyfikatów i niższą ceną energii sprzedanej. Dodatkowy negatywny wpływ niekorzystnych warunków atmosferycznych. Pozytywny wpływ podwyższonych marż i niższych kosztów z tytułu wsparcia OZE, głównie dzięki niższej cenie zielonych certyfikatów. Wyższe wolumeny (+0,8 TWh) i ceny w dystrybucji. * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (strona 23) ** Od I kw. 2015 r. Obrót i Sprzedaż Hurtowa prezentowane są jako jeden segment Obrót *** Segment Energetyki Odnawialnej obejmuje wyniki 3 małych elektrowni wodnych, wcześniej prezentowanych w segmencie Obrót 16

Nakłady inwestycyjne w 2015 roku 3.446 mln zł 247 mln zł 1.841 mln zł 931 mln zł 10% 19% 3% CAPEX 9,4 mld zł (+49% r/r) 36% Wytwarzanie konwencjonalne Dystrybucja Kluczowe projekty Budowa nowych bloków Opole II Remonty i modernizacje w Bełchatowie Modernizacja aktywów dystrybucyjnych Nowe projekty w segmencie dystrybucji CAPEX w 2015 r. 2.663 mln zł 1.043 mln zł 1.059 mln zł 782 mln zł 3.049 mln zł Nowe projekty 32% Modernizacja i prace remontowe 57% 43% OZE Farma wiatrowa Lotnisko Farma wiatrowa Resko II Farma wiatrowa Karwice 381 mln zł 349 mln zł 72 mln zł Inwestycje w moce produkcyjne wł. energetykę konwencjonalną, odnawialną i dystrybucję Energetyka konwencjonalna modernizacja, utrzymanie i inne Energetyka konwencjonalna - nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne Podpisany aneks do umowy w Elektrowni Turów, potwierdzający dostosowanie podstawowych parametrów inwestycji do konkluzji BAT Ok. 30 proc. nakładów inwestycyjnych w segmencie energetyki konwencjonalnej przeznaczone na modernizacje w Elektrowni Bełchatów. Planowane zakończenie prac przy ostatnim bloku (nr 10) w II kw. 2016 r. Dalszy rozwój mocy OZE uzależniony od wyników aukcji i oceny ryzyka poszczególnych projektów 17

EBITDA: perspektywa na 2016 rok Perspektywa 2016 vs 2015 Główne czynniki Energetyka Konwencjonalna Znaczący spadek Średnioroczna cena hurtowa energii elektrycznej w przedziale 168-170 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 Wyższy niedobór uprawnień do emisji CO2 o ok. 3,5 mln ton Energetyka Odnawialna Wzrost Brak zmian r/r w zainstalowanych mocach Znacznie większa produkcja z wiatru po uruchomieniu 218 MW w ostatnich miesiącach 2015 roku Obrót Znaczący spadek Negatywny wpływ rosnącej konkurencji rynkowej Zmienność cen certyfikatów zielonych zwiększa ryzyko i negatywnie wpływa na marże Dystrybucja Spadek Baza aktywów regulacyjnych (WRA) wyceniana na 15,1 mld zł w taryfie na 2016 r. Średnioważony koszt kapitału (WACC) na 2016 rok ustalony na poziomie 5,7 proc. (przed opodatkowaniem) Kontynuacja programów optymalizacyjnych Zmiany w otoczeniu regulacyjnym i biznesowym mogą mieć negatywny wpływ na EBITDA segmentu dystrybucji na poziomie ok. 250 mln zł 18

Nakłady inwestycyjne: perspektywa na 2016 rok Główne czynniki Nieznaczny spadek w stosunku do 2015 r. Projekt Opole II wejdzie w okres najwyższych nakładów, Nakłady inwestycyjne sięgną ok. 3,5 mld zł Kontynuacja projektu w Turowie, spodziewany znaczny wzrost nakładów Końcowe wydatki w Gorzowie, potwierdzone zakończenie projektu w I połowie 2016 r. Inwestycje w segmencie OZE w zależności od wyników aukcji i oceny ryzyka poszczególnych projektów; Nakłady ograniczone głównie do modernizacji Nakłady sieciowe nieznacznie niższe niż w 2015 r. 19

Wyniki finansowe i operacyjne za rok obrotowy 2015 i IV kwartał 2015 r. Informacja dodatkowa 20

Kontynuacja negatywnych trendów na rynku towarowym (Dobra zrealizowana cena na bazie historycznego hedgingu) Uprawnienia do emisji CO2 (EUA_DEC15) EUR/t +25% 6,2 5,5 6,3 6,7 7,1 7,4 8,0 8,4 Węgiel kamienny USD/t 1 78,4 74,8 75,0 72,4-29% 60,9 58,6 56,5 51,3 Średnia hurtowa cena energii zrealizowana przez PGE PLN/MWh 2014 r. średnia 164 162 163 166 164 2015 r. średnia 173 174 174 174 +7% +5% 172 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Źródło: Bloomberg Źródło: Bloomberg Średnie kwartalne ceny energii elektrycznej na TGE w latach 2014-2015 PLN/MWh Cena Pasmo (Rynek Dnia Następnego) 166,4 183,0 196,5 193,9 146,4-21% 155,3 171,7 153,5 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Cena w szczycie (Rynek Dnia Następnego) 185,3 205,8 229,5 236,4-27% 163,5 167,2 193,6 173,1 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Źródło: PGE Base_Y_15/16 (kontrakt Forward na następny rok) Base_Y_15 Base_Y_16 173,3 172,9 172,7 166,3-6% 163,6 163,6 163,0 157,7 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Źródło: TGE 1 CIF ARA bieżący miesiąc Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 21

Kluczowe dane finansowe Dane skonsolidowane, MSR (w mln złotych) IV kw. 2015 mln zł IV kw. 2014 mln zł Przekształcone IV kw. 2015 vs. IV kw. 2014 2015 mln zł 2014 mln zł Przekształcone 2015 vs. 2014 Przychody 7.381 7.281 1% 28.542 28.143 1% w tym rekompensaty KDT 102 185-45% 546 1.539-65% Powtarzalne*przychody 7.279 7.096 3% 27.996 26.604 5% EBITDA 1.997 1.420 41% 8.228 8.129 1% Powtarzalna* EBITDA 1.970 1.558 26% 7.511 6.340 18% EBIT 1.273 633 101% -3.589 5.096 n.a. Powtarzalny* EBIT 1.353 846 60% 4.733 3.463 37% Zysk netto (dla akcjonariuszy) 995 439 127% -3.032 3.638 n.a. Skorygowany zysk netto (dla akcjonariuszy) 1.061 612 73% 3.708 2.634 41% CAPEX (po korektach) 3.613 2.490 45% 9.450 6.349 49% Przypływy pieniężne netto z dział. operacyjnej Przypływy pieniężne netto z dział. Inwestycyjnej 1.560 1.900-18% 6.777 6.333 7% -2.489-1.747 42% -8.594-6.382 35% Marża EBITDA 27% 20% 7 pp. 29% 29% 0 pp. Powtarzalna marża EBITDA 27% 22% 5 pp. 27% 24% 3 pp. Majątek obrotowy netto Dług netto/12 mies. EBITDA 4.126 6.721 Przychody 0,32x -0,13x *Zestawienie zdarzeń jednorazowych na następnej stronie 22

Wyliczenie powtarzalnej EBITDA i powtarzalnego zysku netto Zestawienie zdarzeń jednorazowych Wyliczenie powtarzalnej EBITDA Kluczowe zdarzenia jednorazowe IV kw. 2015 IV kw. 2014 2015 2014 Rekompensaty KDT -103-185 -546-1.539 Spory sądowe KDT 0 0 0-246 Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskontowa) 100 2-93 213 Rozwiązanie rezerwy (darmowe CO2 na rok 2013) 0 0 0-751 Program Dobrowolnych Odejść -20 237-20 404 Rezerwa Aktuarialna -4 84-57 130 Suma korekt na poziomie EBITDA -27 138-717 -1.789 Odpis aktywów trwałych 107 75 9.039 156 Suma korekt na poziomie EBIT 80 213 8.322-1.633 Wyliczenie powtarzalnej EBITDA Kluczowe zdarzenia jednorazowe IV kw. 2015 IV kw. 2014 2015 2014 Rekompensaty KDT -83-150 -442-1.242 Spory sądowe KDT 0 0 0-198 Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskontowa) 81 2-75 172 Rozwiązanie rezerwy (darmowe CO2 na rok 2013) 0 0 0-606 Program Dobrowolnych Odejść -16 192-16 326 Rezerwa Aktuarialna -3 68-46 105 Odpis aktywów trwałych* 87 61 7.319 126 Odpis obligacji (Autostrada Wielkopolska) 0 0 0 313 Suma korekt na poziomie zysku netto dla akcjonariuszy 66 173 6.740-1.004 * 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. 23

Kluczowe dane operacyjne Produkcja energii netto według źródeł (TWh) IV kw. 2015 IV kw. 2014 IV kw. 2015 vs. IV kw. 2014 2015 2014 2015 vs. 2014 Elektrownie opalane węglem brunatnym 9,34 10,07-7% 38,98 39,22-1% Elektrownie opalane węglem kamiennym 2,72 2,81-3% 11,04 11,35-3% Elektrociepłownie opalane węglem 0,38 0,32 19% 1,30 1,10 18% Elektrociepłownie opalane gazem 0,75 0,76-1% 2,05 1,16 77% Elektrociepłownie opalane biomasą 0,12 0,08 50% 0,46 0,43 7% El. szczytowo-pompowe 0,20 0,13 54% 0,57 0,52 10% Elektrownie wodne 0,05 0,08-38% 0,36 0,42-14% Elektrownie wiatrowe 0,28 0,17 65% 0,82 0,64 28% SUMA 13,84 14,42-4% 55,58 54,84 1% Produkcja z OZE 0,63 0,56 13% 2,41 2,32 4% W tym współspalanie biomasy 0,18 0,23-22% 0,77 0,83-7% 24

Nakłady inwestycyjne w IV kwartale 2015 1.298 mln zł 84 mln zł 703 mln zł 366 mln zł 1.183 mln zł 10% 19% 2% CAPEX 3,6 mld zł (+45% rdr) 33% 36% Wytwarzanie konwencjonalne OZE Dystrybucja Kluczowe projekty Budowa nowych bloków Opole II Remonty i modernizacje w Bełchatowie Modernizacja aktywów dystrybucyjnych Nowe projekty w segmencie dystrybucji Farma wiatrowa Lotnisko Farma wiatrowa Resko II CAPEX w IV kw. 2015 889 mln zł 465 mln zł 443 mln zł 259 mln zł 157 mln zł 157 mln zł Nowe projekty Modernizacja i utrzymanie 54% 46% Nakłady inwestycyjne w energetyce konwencjonalnej, energetyce odnawialnej i dystrybucji Farma wiatrowa Kisielice II 10 mln zł Energetyka konwencjonalna modernizacja, utrzymanie i inne Energetyka konwencjonalna nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne Podpisany aneks do umowy w Elektrowni Turów, potwierdzający dostosowanie podstawowych parametrów inwestycji do konkluzji BAT Ok. 30 proc. nakładów inwestycyjnych w segmencie energetyki konwencjonalnej przeznaczone na modernizacje w Elektrowni Bełchatów. Planowane zakończenie prac przy ostatnim bloku (nr 10) w II kw. 2016 r. Dalszy rozwój mocy OZE uzależniony od wyników aukcji i oceny ryzyka poszczególnych projektów 25

Nakłady inwestycyjne CAPEX za IV kw. i 2015 r. (mln zł) IV kw. 2015 IV kw. 2014 IV kw. 2015 vs. IV kw. 2014 2015 2014 2015 vs. 2014 Segment Energetyka konwencjonalna 2.481 1.565 59% 6.495 4.362 49% Dystrybucja 703 738-5% 1.841 1.508 22% Przyłączanie nowych odbiorców 187 171 9% 585 499 17% Sieci dystrybucyjne 361 328 10% 828 595 39% Energetyka odnawialna 366 132 177% 931 374 149% Modernizacje i odtworzenie 31 29 7% 51 52-2% Obrót, Pozostałe 84 59 42% 247 175 41% ŁĄCZNIE 3.634 2.494 46% 9.514 6.419 48% ŁĄCZNIE (wraz z włączeniami) 3.613 2.490 45% 9.450 6.349 49% 26

Powtarzalny* zysk EBITDA w IV kw. 2015 roku składniki i dynamika 599 1.970 1.080 113 187 Energetyka Konwencjonalna Energetyka Odnawialna*** Obrót** Dystrybucja Inne EBITDA 2015 1.080 113 187 599-9 1.970 Udział w EBITDA w 2015 (%) 55% 6% 9% 30% - - 2014 773 68 64 601 52 1.558 Zmiana (mln zł) 307 45 123-2 -59 412 Zmiana (%) 40% 66% 188% 0% - 26% -8 Niższe wolumeny produkcji osłabiają efekt wyższej ceny (8 zł za MWh). Wyższe przychody z tytułu usług regulowanych oraz wyższe koszty kapitalizowane. Korzystne warunki wietrzne i więcej mocy zainstalowanych w wietrze przeważają nad negtywnym wpływem ceny zielonych certyfikatów oraz ceny energii. Pozytywny wpływ podwyższonych marż i niższych kosztów z tytułu wsparcia OZE, głównie dzięki niższej cenie zielonych certyfikatów. Efekt wyższego wolumenu (+0.1 TWh) i ceny w dystrybucji zrównoważona przez wyższe kwartalnie wydatki na usługi obce dotyczące utrzymania i remontów. * Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (strona 23) ** Od I kw. 2015 r. Obrót i Sprzedaż Hurtowa prezentowane są jako jeden segment Obrót *** Segment Energetyki Odnawialnej obejmuje wyniki 3 małych elektrowni wodnych, wcześniej prezentowanych w segmencie Obrót 27

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka konwencjonalna (mln zł) IV kw. 2015 IV kw. 2014 2015 2014 Przychody, w tym: 3.237 3.339-3% 12.715 12.906-1% Sprzedaż energii elektrycznej 2.631 2.688-2% 10.574 9.844 7% Rekompensaty KDT 103 185-44% 546 1.539-65% Sprzedaż ciepła 228 231-1% 710 675 5% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 141 136 4% 411 449-8% 2.571 2.992-14% 18.975 10.279 85% Amortyzacja* 388 489-21% 10.597 1.848 473% Zużycie materiałów 819 856-4% 3.000 2.739 10% Zużycie energii 8 6 33% 31 34-9% Usługi obce 318 379-16% 1.116 1.339-17% Podatki i opłaty 383 360 6% 1.501 1.410 6% Świadczenia pracownicze 615 860-28% 2.574 2.756-7% Pozostałe koszty 41 42-2% 156 154 1% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 1.927 2.501-23% 16.610 8.634 92% Koszt własny sprzedaży 2.224 2.860-22% 17.706 9.733 82% EBIT 739 286 158% -5.732 3.296-274% EBITDA 1.112 722 54% 4.698 4.983-6% * Dane za 2014 zawierają 68 mln zł z tytułu odsprzedaży certyfikatów pochodzenia ** * Amortyzacja prezentowana w kosztach rodzajowych wymaga skorygowania zanim zostanie użyta do wyliczenia EBITDA. Część kosztów rodzajowych (włączając amortyzację) została poniesiona na rzecz korzyści ekonomicznej w przyszłych okresach i z tego tytułu jest kapitalizowana. Szczegóły w nocie 7.2.1 of Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego. 28

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka odnawialna (mln zł) IV kw. 2015 IV kw. 2014 2015 2014 Przychody, w tym: 215 174 24% 761 767-1% Sprzedaż energii elektrycznej 97 86 13% 337 348-3% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 51 43 19% 172 204-16% 217 159 36% 666 597 12% Amortyzacja 111 57 95% 284 217 31% Zużycie materiałów 1 1 0% 6 6 0% Zużycie energii 39 29 34% 133 132 1% Usługi obce 28 23 22% 92 80 15% Podatki i opłaty 13 13 0% 52 51 2% Świadczenia pracownicze 21 29-28% 83 92-10% Pozostałe koszty 3 5-40% 15 19-21% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 195 131 49% 586 510 15% Koszt własny sprzedaży 195 131 49% 586 510 15% EBIT 2 10-80% 107 174-39% EBITDA 113 67 69% 391 391 0% 29

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Dystrybucja (mln zł) IV kw. 2015 IV kw. 2014 2015 2014 Przychody, w tym: 1.602 1.524 5% 6.082 5.781 5% Sprzedaż z usług dystrybucyjnych 1.482 1.423 4% 5.716 5.439 5% Pozostałe przychody operacyjne 92 74 24% 260 233 12% Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 1.287 1.282 0% 4.734 4.611 3% Amortyzacja 279 263 6% 1.075 1.023 5% Zużycie materiałów 24 26-8% 77 87-11% Zużycie energii 160 149 7% 469 489-4% Usługi obce 464 407 14% 1.694 1.544 10% Podatki i opłaty 87 82 6% 351 334 5% Świadczenia pracownicze 269 352-24% 1.052 1.117-6% Pozostałe koszty 4 3 33% 14 16-13% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 1.192 1.156 3% 4.396 4.244 4% Koszt własny sprzedaży 1.193 1.156 3% 4.397 4.245 4% EBIT 318 272 17% 1.387 1.306 6% EBITDA 596 535 11% 2.461 2.329 6% 30

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Obrót* (mln zł) IV kw. 2015 IV kw. 2014 2015 2014 Przychody, w tym: 4.713 3.945 19% 15.783 14.431 9% Sprzedaż energii elektrycznej 2.518 2.355 7% 9.467 8.900 6% Sprzedaż usług dystrybucyjnych 1.044 1.042 0% 4.078 4.028 1% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii 0 4-100% 9 82-89% Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 409 440-7% 1.603 1.631-2% Amortyzacja 7 5 40% 25 19 32% Zużycie materiałów 2 2 0% 7 6 17% Zużycie energii 1 1 0% 4 3 33% Usługi zewnętrzne 58 38 53% 210 157 34% Podatki i opłaty 240 279-14% 984 1.075-8% Świadczenia pracownicze 68 84-19% 258 267-3% Pozostałe koszty 33 31 6% 115 105 10% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 34 25 36% 136 96 42% Koszt własny sprzedaży 4.153 3.500 19% 13.719 12.675 8% EBIT 180 41 339% 585 228 157% EBITDA 187 46 307% 610 246 148% *Od I kwartału 2015 r. segment Sprzedaży Detalicznej i segment Obrotu Hurtowego są prezentowane jako jedna linia biznesowa segment Obrotu. Poprzednio, segment Sprzedaży Detalicznej i Obrotu Hurtowego były prezentowane odrębnie 31

Energetyka konwencjonalna EBITDA w IV kw. 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 1200 1000 800 600 400 EBITDA 2014 Produkcja ee ilość Produkcja ee cena Wynik na Przychody Przychody obrocie ee KDT RUS Sprzedaż PM Paliwa i transport Koszty CO2 Koszty osobowe Zmiana Koszty rezerwy Pozostałe aktywowane rekultywacyjnej EBITDA 2015 Odchylenie -126 115 25-83 30 4 68-34 245-96 102 140 EBITDA IV kw. 2014 722 2.236 94 185 42 136 729 175 860-3 277 EBITDA IV kw. 2015 2.225 119 102 72 140 661 209 615-99 417 1.112 32

Energetyka konwencjonalna EBITDA w 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 EBITDA 2014 Produkcja ee ilość Produkcja ee cena Wynik na Przychody Przychody obrocie ee KDT RUS Sprzedaż PM Paliwa i transport Koszty CO2 Koszty osobowe Zmiana rezerwy Pozostałe rekultywacyjnej Koszty aktywowane EBITDA 2015 Odchylenie 500 70 122-1.239 61 29-95 -838 182 306 71 546 EBITDA 2014 4.983 8.492 331 1.785 191 380 2.367-73 2.756-213 865 EBITDA 2015 9.062 453 546 252 409 2.462 765 2.574 93 1.411 4.698 33

Energetyka odnawialna EBITDA w IV kw. 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 120 100 80 60 40 20 0 EBITDA 2014 Sprzedaż ee - Sprzedaż PM wiatr - wiatr Sprzedaż ee - wiatr nowe moce** Sprzedaż PM wiatr nowe moce** Sprzedaż ee woda Sprzedaż PM - woda Sprzedaż RUS* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie 4 5 9 7-2 -4 6 8 12 EBITDA IV kw. 2014 67 29 29 3 3 16 11 57 29 51 EBITDA IV kw. 2015 33 34 12 10 14 7 63 21 39 113 * Z wyłączeniem przychodów i kosztów z Rynku Bilansujacego nie mających wpływu na wynik EBITDA ** FW Wojciechowo od marca 2014 roku, FW Karwice od lipca 2015 roku, Resko II od grudnia 2015 roku 34

Energetyka odnawialna EBITDA w 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 420 380 340 300 EBITDA 2014 Sprzedaż ee - Sprzedaż PM wiatr - wiatr Sprzedaż ee - wiatr nowe moce** Sprzedaż PM wiatr nowe moce** Sprzedaż ee woda Sprzedaż PM - woda Sprzedaż RUS* Koszty osobowe Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie 3-7 15 10-11 -35 12 9 4 EBITDA 2014 391 109 118 9 8 81 78 226 92 146 EBITDA 2015 112 111 24 18 70 43 238 83 142 391 * Z wyłączeniem przychodów i kosztów z Rynku Bilansujacego nie mających wpływu na wynik EBITDA ** FW Wojciechowo od marca 2014 roku, FW Karwice od lipca 2015 roku, Resko II od grudnia 2015 roku 35

Dystrybucja EBITDA w IV kw. 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 700 600 500 400 300 EBITDA 2014 Wolumen Zmiana taryfy* dystrybuowanej dystrybucyjnej ee Inne przychody** Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.* Koszty stałe*** Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie 16 48 11-11 -26 18 5 EBITDA IV kw. 2014 535 1.371 125 149 314 424 73 EBITDA IV kw. 2015 1.435 136 160 340 406 68 596 * Wzrost kosztów usług przesyłowych bez wpływu na wynik, zrónoważony wzrostem przychodów z usługi dystrybucyjnej ** Inne przychody (energia bierna, przekroczenie mocy, usługi dodatkowe), przychody z opłaty przyłączeniowej, sprzedaż usług tranzytowych *** Koszty stałe (pomniejszone o koszt własny zużycia ee, koszty stałe przesyłu PSE S.A. oraz koszty osobowe) 36

Dystrybucja EBITDA w 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 2 800 2 600 2 400 2 200 2 000 EBITDA 2014 Wolumen Zmiana taryfy* dystrybuowanej ee dystrybucyjnej Inne przychody** Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.* Koszty osobowe Koszty stałe*** Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie 135 158 11 20-107 65-76 -74 EBITDA 2014 2.329 5.234 431 489 1.240 1.117 354 137 EBITDA 2015 5.527 442 469 1.347 1.052 430 211 2.461 * Wzrost kosztów usług przesyłowych bez wpływu na wynik, zrónoważony wzrostem przychodów z usługi dystrybucyjnej ** Inne przychody (energia bierna, przekroczenie mocy, usługi dodatkowe), przychody z opłaty przyłączeniowej, sprzedaż usług tranzytowych *** Koszty stałe (pomniejszone o koszt własny zużycia ee, koszty stałe przesyłu PSE S.A. oraz koszty osobowe) 37

Obrót EBITDA w IV kw. 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 200 150 100 50 0 EBITDA 2014 Wynik na ee Koszty umorzenia PM Przychody z tyt. umowy ZWZH Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie 115 27-1 0 EBITDA IV kw. 2014 46 319 274 128 127 EBITDA IV kw. 2015 434 247 127 127 187 Od I kwartału 2015 r. segment Sprzedaży Detalicznej i segment Obrotu Hurtowego są prezentowane jako jedna linia biznesowa segment Obrotu. Poprzednio, segment Sprzedaży Detalicznej i Obrotu Hurtowego były prezentowane odrębnie 38

Obrót EBITDA w 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 700 500 300 100 EBITDA 2014 Wynik na ee Koszty umorzenia PM Przychody z tyt. umowy ZWZH Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie 240 88 38-2 EBITDA 2014 246 1.328 1.064 465 483 EBITDA 2015 1.568 976 503 485 610 Od I kwartału 2015 r. segment Sprzedaży Detalicznej i segment Obrotu Hurtowego są prezentowane jako jedna linia biznesowa segment Obrotu. Poprzednio, segment Sprzedaży Detalicznej i Obrotu Hurtowego były prezentowane odrębnie 39

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 2,6% 1 000 800 600 Stopa stała 74% 400 200 0 CHF 0,5% EUR 61,2% 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 40

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 4 000 3 000 2 706 2 405 2 522 2 718 2 637 2 0001 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 Gross Dług brutto debt 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 41

Profil zapadalności zadłużenia Profil zapadalności zadłużenia (w mln zł) stan na 31 grudnia 2015 r. 2 400 2 000 1 600 1 200 800 400 0 42

Pozycja gotówkowa PGE zapewnia 2015 III kw. 2015 komfortową pozycję w zakresie płynności Zadłużenie brutto (mln zł) 5.409 4.838 Zadłużenie netto (mln zł) 2.637 101 Dług netto/12m EBITDA 0,32x 0,01x Dług netto/kapitał własny 0,07x 0,003x 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. 43

Fundamenty dystrybucji Nadbudowa WRA* (mln zł) 1.565 1.042 1.655 1.203 5.443 Struktura przychodu regulowanego* (mln zł) 5.655 5.604 14.095 14.618 15.069 2.442 2.597 2.638 972 1.008 1.041 1.003 1.050 1.065 1.027 999 860 2014 2015 2016 Zwrot z WRA Usługi przesyłowe Amortyzacja Pozostałe koszty WACC: 2014 2015 2016 7,283% 7,197% 5,675%** Zwrot z WRA: 2014 2015 2016 100% 95% 100% * Na podstawie taryfy ** WACC na podstawowej działalności, dodatkowa premia za inwestycji Systemu AMI 44 44

Program Dobrowolnych Odejść (PDO) Rezerwy na PDO [mln zł] 2015 2014 Bilans rezerw na PDO (początek okresu) 235 3 Utworzenie rezerwy (rozwiązanie) -20 404 Wykorzystanie -146-171 Bilans rezerw na PDO (koniec okresu) 70 235 Uczestnicy PDO (liczba zatrudnionych) 2015 2014 Energetyka Konwencjonalna 802 1.154 Dystrybucja 200 0 Energetyka Odnawialna 49 0 Obrót 116 0 GK PGE 1.167 1.154 W latach 2014-2015 ponad 2.300 osób uczestniczyło w programach PDO w ramach Grupy Kapitałowej Około 1/5 pierwotnej rezerwy (404 mln zł), utworzonej w 2014 r. nadal pozostaje do wykorzystania Precyzyjne skwantyfikowanie oszczędności na kosztach osobowych jest złożone z uwagi na nieporównywalność okresów (opóźniony efekt) 45

Główne przepływy biznesowe w IV kwartale 2015 r. Główne przepływy biznesowe (ilustracyjnie) Wytwarzanie 13,84 TWh 14,42 TWh (IV kw. 2014) Hurt 15,31 TWh 18,65 TWh (IV kw. 2014) Rynek regulowany Gospodarstwa domowe 2,32 TWh Energia elektryczna z elektrowni ( obligo giełdowe ) Towarowa Giełda Energii Obrót 23% 2,34 TWh (IV kw. 2014) Energia elektryczna z elektrowni kogeneracyjnych i źródeł odnawialnych PGE (jednostka dominująca) 9,97 TWh 10,27TWh (IV kw. 2014) Pozostałe (m. in. usługi regulacyjne) 77% Rynek nieregulowany Klienci biznesowi 7,65 TWh 7,93 TWh (IV kw. 2014) SOURCE: PGE; Some business flows incl. balancing market, international trade and own consumption are not shown; Volumes shown before intra-group eliminations 46

Główne przepływy biznesowe w 2015 r. Główne przepływy biznesowe (ilustracyjnie) Generation 55,58 TWh 54,84 TWh (2014) Wholesale 60,89 TWh 62,44 TWh (2014) Rynek regulowany Gospodarstwa domowe 9,04 TWh Energia elektryczna z elektrowni ( obligo giełdowe ) Towarowa Giełda Energii Obrót 23% 9,04 TWh (2014) Energia elektryczna z elektrowni kogeneracyjnych i źródeł odnawialnych PGE (jednostka dominująca) 39,00 TWh 39,64 TWh (2014) Pozostałe (m. in. usługi regulacyjne) 77% Rynek nieregulowany Klienci biznesowi 29,96 TWh 30,60 TWh (2014) Źródło: PGE; Niektóre przepływy włączając rynek bilansujący, handel zagraniczny oraz zużycie własne nie są uwzględnione; prezentowane wolumeny przed korektami wewnątrzgrupowymi. 47

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 2015 r. W 2015 r. instalacje wyemitowały 58,29 mln ton CO2. Całkowite koszty związane z emisją CO2 w 2015 r. wyniosły ok. 765 mln zł. W kwietniu 2015 r., jednostki z GK PGE otrzymały nieodpłatne uprawnienia do emisji CO2 w ilości 29 mln ton na produkcję energii elektrycznej w 2014 r. oraz 1 mln ton na produkcję ciepła w 2015 r. Również w kwietniu 2015 r., PGE zakończyła proces rozliczenia roku 2014 (tzn. PGE umorzyła uprawnienia opowiadające emisji z 2014 r.). Bezpłatne EUA ujmowane w wartości zerowej nota 16, Skonsolidowane SF za 2015 r. Razem EUA CER/ERU wartość Stan na dzień 1 stycznia 2014 r. Ilość (mln) Wartość (mln zł) Ilość (mln) Wartość (mln zł) (mln zł) 59 1.404 - - 1.404 Zakup 33 829 3 2 831 Przyznane nieodpłatnie 34 - - - - Umorzenie -61-683 - - -683 Pozostałe zmiany 3 2-3 -2 - Stan na dzień 1 stycznia 2015 r. 68 1.552 - - 1.552 Zakup 38 1.301 - - 1.301 Przyznane nieodpłatnie 30 - - - - Umorzenie -59-681 - - -681 Stan na dzień 31 grudnia 2015 r. 77 2.172 - - 2.172 Rezerwy na zakup uprawnień do emisji CO 2 nota 23, Skonsolidowane SF za 2015 rok (mln zł) Stan na dzień 1 stycznia 2015 r. 676 Umorzenie -680 Rozwiązanie rezerwy -1 Utworzenie rezerwy w 2015 r. 765 Stan na 31 grudnia 2015 r. 760 Wpływ na rachunek zysków i strat (mln zł) - ilustracyjnie 2015 Koszty według rodzaju 25.185 Podatki i opłaty 2.903 48

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 SOKiK** Sprawa zamknięta *** Nie dotyczy Sprawa zamknięta *** Sprawa zamknięta *** Sprawa zamknięta *** * Przypadki zależne od werdyktu Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej ** Apelacja PGE GiEK S.A. częściowo dozwolona, zarówno PGE GiEK jak i Prezesowi URE przysługuje prawo do wniesienia odwołania do Sądu Apelacyjnego *** Jeden wyrok łącznie dla PGE GiEK S.A. jako prawnego następcy połączonych spółek z segmentu energetyki konwencjonalnej Sprawa zamknięta korzystny prawomocny wyrok 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 Rezerwa na spory sądowe w sprawie rekompensat KDT za lata 2008-2010 (1.038) Rozwiązanie rezerwy na podstawie prawnie wiążących wyroków - 200 337 246 Nierozliczone spory dot. KDT łączna wartość 255 49

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 Denis Derushkin 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 50

Bądź na bieżąco z Relacjami Inwestorskimi PGE KOMPENDIUM WIEDZY O PGE KONFERENCJE WYNIKOWE PIĘCIOLETNI PAKIET ANALITYCZNY RAPORT ODPOWIEDZIALNOŚCI SPOŁECZNEJ 51

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 52

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. 53