Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy 2015 r. 10 listopada 2015 r.

Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy 2015 r. 10 listopada 2015 r.

Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy 2015 r. Kluczowe wydarzenia Marek Woszczyk Prezes Zarządu 2

Najważniejsze informacje dotyczące wyników za III kwartał i 9 miesięcy 2015 r. Wyniki finansowe za III kwartał 2,0 mld zł EBITDA 1,9 mld zł EBITDA powtarzalna 2,3 mld zł środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 1,0 mld zł zysk netto przypadający akcjonariuszom Wyniki operacyjne za III kwartał 14,1 TWh Produkcja netto (+2 proc. r/r) 8,4 TWh Wolumen dystrybucji (+3 proc. r/r) 9,8 TWh sprzedaż do odbiorców końcowych (0 proc. r/r) Finansowanie Kredyt konsorcjalny 5,5 mld zł Kredyt pozyskany od EBI 2 mld zł Kredyt BGK zostanie zwiększony o 0,5 mld zł Dywidenda za 2014 r. Dywidenda na 1 akcję - 0,78 zł wypłacona 15.10.2015 Zgodnie z polityką dywidendową: 40 proc. skonsolidowanego zysku netto 5,4 proc. stopa dywidendy 3

Rosnący popyt z towarzyszącą presją na ceny Otoczenie makroekonomiczne III kw. 2015 III kw. 2014 9 m-cy 2015 9 m-cy 2014 Realny wzrost PKB (r/r) 3,3%* 3,4% 3,4%* 3,5% Wzrost krajowego zużycia energii elektrycznej (r/r) 2,3% 1,7% 2,0% 0,3% Krajowe zużycie energii elektrycznej [TWh] 39,28 38,40 119,19 116,89 * Prognozowane CO2 (grudzień 2015) Cena energii elektrycznej w Polsce 500 Tzw. peak cenowy EUR 8,5 8,0 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 PLN/MWh 190 185 180 175 170 165 450 BASE_Y-16 400 350 PLN/MWh 300 250 200 150 Polska Szwecja Niemcy 5,0 4,5 +4 EUR 160 155 100 50 4,0 lip 13 paź 13 sty 14 kwi 14 lip 14 paź 14 sty 15 kwi 15 lip 15 paź 15 150 sty 14 kwi 14 lip 14 paź 14 sty 15 kwi 15 lip 15 paź 15 0 lip 15 lip 15 sie 15 wrz 15 4

Strategia rozwoju OSD na lata 2016-2020 zaproponowana przez regulatora Nacisk na jakość... Strategia PGE na lata 2014-2020 zawiera już plan redukcji SAIDI (średni czas przerw w dostawach prądu na odbiorcę) o 50 proc. do roku 2020, podczas, gdy Prezes URE proponuje model bardziej kompleksowy i nieco bardziej złożony Zwrot z kapitału = WRA * WACC * Q * WR Q współczynnik jakościowy WR współczynnik regulacyjny Regulacja jakości (Q) zakres: 0,85-1,00 SAIDI, SAIFI i czas realizacji podłączenia Oddzielnie dla każdego OSD Możliwość regulacji przez Prezesa URE (WR) zakres: 0,9-1,1 Oddzielnie dla każdego OSD W celu zrównoważenia wpływ ekstremalnych warunków pogodowych i wynagradzania innowacyjności OSD... i tańszą działalność operacyjną... Działania podejmowane w oparciu o obowiązującą strategię firmy PGE przynoszą znaczny wzrost efektywności. Prezes URE przekazuje OSD kierunek planu redukcji 10% redukcji (w ciągu 5 lat) Z uzasadnionym wzrostem o 2,5% wynikającym z rosnącej skali działalności Zmiany w modelu strat sieciowych... podczas, gdy wynagrodzenie aktywów mniej motywuje do inwestycji Składniki średnioważonego kosztu kapitału (WACC) Aktualny Taryfy dla Parametr model 2016 Stopa wolna od ryzyka (%)* 3,961 2,952 Premia za ryzyko dla kapitału 1,00 0,85 zewnętrznego (%) Koszt kapitału zewnętrznego (%)* 4,961 3,802 Asset beta 0,400 0,350 Equity beta* 0,800 0,697 Premia za ryzyko dla kapitału 4,60 4,00 własnego Koszt kapitału własnego (%) 7,641 5,738 Udział kapitału zewnętrznego 0,50 0,55 WACC przed opodatkowaniem, nominalny (%) * * wartości aktualizowane okresowo 7,197 5,279 5

i jej skutki Rażąca rozbieżność Wymagane inwestycje vs. cięcia na zwrocie z aktywów Zaburzona równowaga interesów Poprawa jakości usług wymaga inwestycji, które powinny zapewnić pozytywny przepływ środków pieniężnych Obawy dotyczące przewidywalności Arbitralne wskaźniki rozmywają przewidywalność biznesu i zwiększają ryzyko kredytowe WACC w Dystrybucji w 2016 r. Polska 5,279% Średnia europejska * 6,929% Błędne koła (od)tworzenia wartości NIŻSZY ZWROT Z INWESTYCJI BRAK NIEZAWODNOŚCI BRAK PIENIĘDZY BRAK PIENIĘDZY ZAKŁÓCONA RENTOWNOŚC I PRZEWIDYWALNOŚĆ BRAK INWESTYCJI WYŻSZY KOSZT DŁUGU ZWIĘKSZONE RYZYKO * Belgia, Czechy, Francja, Niemcy, Węgry, Portugalia, Słowacja, Szwecja 6

Program inwestycyjny - elektrownie konwencjonalne pod presją BAT Projekty w energetyce konwencjonalnej Modernizacje OZE Projekt Opole - Zaawansowanie prac na poziomie ok. 24 proc., zgodnie z harmonogramem - Niewielkie zmiany ze względu na oczekiwane konkluzje BAT Projekt Gorzów - Prace w zaawansowanym stadium Projekt Turów - W trakcie przeprojektowywania, w celu spełnienia wytycznych zawartych w konkluzjach BAT (limity dla nowych jednostek) - Kwestie nakładów inwestycyjnych i wydłużenia czasu realizacji negocjowane z wykonawcą Bełchatów - Bloki nr 9 i 10 w trakcie modernizacji, zgodnie z harmonogramem Sieć dystrybucyjna - Program "Herkules" - skrócenie długości planowanych przerw w dostawach. Farmy wiatrowe - Przyspieszenie realizacji projektów wiatrowych - Zakończenie planowane przed końcem 2015 r. - Ok. 530 MW mocy w wietrze w grudniu 2015 r. Fotowoltaika - pierwsze kroki - 2400 paneli słonecznych o łącznej mocy 0,6 MW - Uruchomienie zaplanowane na pierwszą połowę 2016 r. - Postęp prac niezwiązanych z BAT - Szacowana roczna produkcja energii - min. 550 MWh brutto 7

Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy 2015 r. Szczegółowe wyniki finansowe i operacyjne Magdalena Bartoś Dyrektor Zarządzająca ds. Ekonomiczno-Finansowych 8

Kluczowe wyniki finansowe mln zł III kw. 2015 III kw. 2014 r/r % 9 m-cy 2015 9 m-cy 2014 Przychody 6.914 6.649 4% 21.158 20.857 1% EBITDA 1.995 1.740 15% 6.214 6.813-9% Powtarzalna* EBITDA Zysk (strata) netto dla akcjonariuszy Zysk na akcję z wyłączeniem odpisu**(pln) 1.852 1.558 19% 5.525 4.885 13% 1.029 378 172% -4.026 3.199 n.a. 0,57 0,21 171% 1,72 1,75-2% r/r % 9 m-cy 2015 Sprzedaż Powtarzalna sprzedaż EBITDA Powtarzalna* EBITDA -4,026 Wynik netto dla akcjonariuszy Powtarzalny* zysk netto (dla akcjonariuszy) 2,651 2,022 6,214 6,813 5,525 4,885 3,199 9M 2015 9M 2014 21,158 20,857 20,715 19,503 Przypływy gotówkowe netto z działalności operacyjnej 2.255 2.849-21% 5.217 4.433 18% CAPEX 2.505 1.627 54% 5.837 3.859 51% Dług netto (koniec okresu) 101 462*** III kw. 2015 Sprzedaż Powtarzalna sprzedaż EBITDA Powtarzalna* EBITDA 1,995 1,740 1,852 1,558 6,914 6,649 6,772 6,457 Ratingi kredytowe Rating Perspektywa Wynik netto dla akcjonariuszy 1,029 378 Fitch BBB+ Stabilna Powtarzalny* zysk netto (dla akcjonariuszy) 949 567 Moody's Baa1 Stabilna 3Q 2015 3Q 2014 *Powtarzalna = z wyłączeniem znaczących jednorazowych zdarzeń ** Podstawa do wyliczenia dywidendy według nowej polityki dywidendowej *** Stan na 30 czerwca 2015 r. 9

Produkcja energii elektrycznej podsumowanie Produkcja w w III III kw. kw. 2015 2015 (zmiana (zmiana r/r w r/r %) w %) Produkcja w ciągu 9 m-cy 2015 (zmiana r/r w %) 0,27 (-3%) (-10%) 0,15 (+ (15%) 14%) 0,04 0.04 (-7%) (-60%) (-70%) 0,15 (-11%) (36%) Inne Węgiel kamienny (-17%) 3,31 (25%) RAZEM 14,11 TWh (2%) Węgiel brunatny 9,99 (-3%) (+3%) (+2%) 0,93 (-2%) 0,54 (+(15%) 0,30(+ 13%) 0.30 (-12%) (-12%) (-21%) 0,37 (-5%) Inne Węgiel kamienny 8,90 (-1%) RAZEM 41,73 TWh Węgiel brunatny 29,39 (3%) (2%) 0,20 (11%) (+313%) (11%) 1,30 (+(225%) 400%) Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz Szyczytowopompowe Wodne Wiatr Biomasa Produkcja z węgla brunatnego spadła r/r w III kw. 2015 r. z powodu obciążeń remontowych w Turowie (bloki nr 2 i 5). Produkcja w elektrowniach zasilanych węglem kamiennym wzrosła r/r w III kw. 2015 r. w wyniku wznowienia produkcji w blokach nr 1 i 2 w Opolu, które były w naprawie przez większą część kwartału bazowego. Produkcja w elektrociepłowniach zasilanych węglem wzrosła r/r o 79 proc. w III kw. 2015 r. w wyniku wznowienia produkcji w Elektrowni Pomorzany (w czasie naprawy w kwartale bazowym), uruchomienia turbozespołu w Zgierzu w grudniu 2014 r. oraz większego wykorzystania przez Operatora Systemu Przesyłowego w Elektrociepłowni Bydgoszcz. Produkcja energii z aktywów wiatrowych wzrosła w wyniku lepszych warunków pogodowych oraz dzięki uruchomieniu w lipcu 2015 r. farmy wiatrowej w Karwicach o mocy 40 MW. Spadek produkcji w elektrowniach wodnych wynika z niekorzystnych warunków naturalnych. 10

Koncentracja na wydajności Aktywa wytwórcze Węgiel brunatny Węgiel kamienny Elektrociepłownie Aktywa wiatrowe Dyspozycyjność III kw. 2015 r. Dyspozycyjność III kw. 2014 r. Współczynnik obciążenia III kw. 2015 r. 84,3% 85,3% 82,9% 97,6% 86,0% 79,3% 81,1% 98,1% 85,7% 68,7% 61,8% 20,0% Współczynnik obciążenia III kw. 2014 r. Aktywa dystrybucyjne 7,05 6,90 6,75 6,60 6,45 6,30 6,15 6,00 6,72 6,72 6,74 6,65 6,63 6,52 6,40 6,45 Straty sieciowe [%] (ostatnie dwanaście miesięcy) 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 88,6% 68,8% 62,0% 18,4% 5,93 5,98 5.90 365 SAIDI (planowane + nieplanowane) (planowane + nieplanowane) -2%* 358 3,82 ** SAIFI -4%* 3,66 Czas przyłączenia -1% 295 292 5,85 Jul-13 Jan-14 Aug-14 Mar-15 Sep-15 9M 2014 9M 2015 Minuty na obsługiwanego odbiorcę 9M 2014 9M 2015 Przerwy na obsługiwanego odbiorcę 9M 2014 9M 2015 Dni * Burze w lipcu 2015 r. ograniczyły redukcję wskaźników ** Wartość przybliżona, przekształcona zgodnie z nową metodologią 11

Kształtowanie się EBITDA według głównych czynników budowy wartości Q3 2014 EBITDA RAPORTOWANA mln zł 1 740 Zdarzenia jednorazowe Q3 2014 EBITDA POWTARZALNA* 182 1 558 Hurtowa cena energii elektrycznej 103 Wolumen energii elektrycznej Węgiel kamienny z transportem 61 37 Biomasa 23 Koszt uprawnień do emisji CO2 Odsprzedaż energii elektrycznej 42 35 Marża na rynku detalicznym 38 Wsparcie dla OZE 1 Zwrot z dystrybucji 49 Skapitalizowane koszty wydobycia węgla brunatnego Koszty osobowe Inne Q3 2015 EBITDA POWTARZALNA* 63 31 19 1 852 Zdarzenia jednorazowe Q3 2015 EBITDA RAPORTOWANA 143 1 995 *Powtarzalna = z wyłączeniem znaczących jednorazowych zdarzeń 12

Nakłady inwestycyjne w trzech kwartałach 2015 r. 163 mln zł 1 138 mln zł 565 mln zł 1 866 mln zł 2 148 mln zł Nowe inwestycje 10% 32% 19% CAPEX 5,9 mld zł (+ 50%) 3% 36% Modernizacja i prace remontowe 56% 44% CAPEX w energetyce konwencjonalnej, energetyce odnawialnej i dystrybucji 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 Farma wiatrowa Karwice CAPEX w 9M 2015 1 744 mln zł 578 mln zł 616 mln zł 523 mln zł 224 mln zł 192 mln zł 72 mln zł Energetyka konwencjonalna modernizacja, konserwacja i inne Energetyka konwencjonalna nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne Projekt Opole w decydującej fazie inwestycji intensywne prace montażowe w toku, przy sprzyjających warunkach pogodowych; Kompleksowy remont w Elektrowni Bełchatów od 2010 r. nakłady inwestycyjne na poziomie 3,6 mld zł do końca III kw. 2015 r.; obecnie 2 bloki objęte pracami, zakończenie projektu planowane w III kw. 2016 r.; Oddanie trzech farm wiatrowych do końca 2015 r.; będą one funkcjonować w dotychczasowym systemie wsparcia. 13

W kierunku optymalnej struktury finansowania Zabezpieczone instrumenty finansowania do I połowy 2015 r. Euroobligacje na kwotę 638 mln euro w ramach programu EMTN o wartości do 2 mld euro Obligacje o łącznej wartości 1 mld zł w ramach programu obligacji krajowych do 5 mld zł Kredyt długoterminowy w BGK w wysokości 1 mld zł Kredyty w rachunku bieżącym w PKO BP SA (1 mld zł w kwietniu 2015 r.), Pekao SA (1 mld zł w lutym 2015 r.) i SG (250 mln zł w lipcu 2013 r., do lipca 2016 r.) Kredyty preferencyjne w ramach Narodowych i Regionalnych Funduszy Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Docelowa struktura finansowania Obligacje Pozyskane w III kw. 2015 Kredyt konsorcjalny w wysokości 5,5 mld zł Kredyty z Europejskiego Banku Inwestycyjnego w wysokości 2 mld zł Źródła finansowania w przyszłości Rozszerzenie kredytu z BGK o 500 mln zł Możliwa emisja euroobligacji w ramach programu EMTN do 2 mld euro Trwają rozmowy z EBOiR Dalsze kredyty preferencyjne do przyznania w ramach Narodowych i Regionalnych Funduszy Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Kredyty bankowe 14

Perspektywa EBITDA na rok 2015 Energetyka konwencjonalna Perspektywa 2015 vs 2014 Wzrost wyniku powtarzalnego Główne czynniki + Średnia cena hurtowa za cały rok w zakresie 173-175 PLN/MWh + Stabilne wolumeny produkcji z węgla brunatnego, natomiast niski dwucyfrowy (proc.) spadek produkcji z węgla kamiennego + Wpływ wyższych wolumenów z kogeneracji gazowej będzie ograniczony wyższymi kosztami paliwa + Kontynuacja programów optymalizacyjnych + Spadek ceny węgla kamiennego średni jednocyfrowy (proc.) + Przychody ze zwykłych KDT za cały rok ok. 600 mln zł + Jasna prognoza dotycząca uprawnień do emisji CO2 - Wzrost niedoboru uprawnień do emisji CO2 o ok. 4 mln ton Energetyka odnawialna Bez zmian + Brak istotnych zmian mocy r/r + Większa produkcja z farm wiatrowych ze względu na korzystne warunki pogodowe + Projekty wiatrowe zostaną uruchomione do końca 2015 r. i będą wpływać na wyniki począwszy od 2016 r. - Negatywny skutek niższych cen zielonych certyfikatów Obrót Wzrost + Koncentrowanie się na podnoszeniu średniej marży + Możliwy pozytywny wpływ niższych cen zielonych certyfikatów Dystrybucja Bez zmian + Baza aktywów regulowanych (WRA) wyceniona na 14,6 mld zł dla taryfy na 2015 r. + Średnioważony koszt kapitału (WACC) na 2015 r. na poziomie 7,2% (przed podatkiem) + Kontynuacja programów optymalizacyjnych - Obniżenie zwrotu z aktywów o 5% może mieć negatywny wpływ na EBITDA dystrybucji na poziomie 2% 15

EBITDA perspektywa na 2016 r. Otoczenie regulacyjne nie jest wystarczająco precyzyjne, aby szczegółowo oszacować perspektywę 2016 r. Efektywności operacyjne i ograniczenie wydatków zostaną zaktualizowane po przeglądzie strategii PGE Główne czynniki prognoza Czynniki pozytywne Czynniki negatywne Energetyka konwencjonalna Energetyka odnawialna Obrót + Spodziewany wzrost budżetu ORM + Formuła cenowa węgla kamiennego umożliwia dalszy jednocyfrowy spadek kosztu jednostkowego + Rekompensaty KDT oczekiwane powyżej 500 mln zł + Przychody z dwóch bloków Elektrowni Dolna Odra przesuniętych do zimnej rezerwy mocy + Od stycznia moc zainstalowana na poziomie 530 MW zwiększy ilości wyprodukowanej energii w energetyce wiatrowej + Ograniczenie podaży certyfikatów na energię odnawialną w zakresie nowej ustawy o OZE - Cena energii w kontrakcie terminowym - Niższa produkcja z węgla brunatnego po przesunięciu bloku 1 w Elektrowni Bełchatów do rezerwy szczytowej - Niższa produkcja energii z węgla kamiennego po przesunięciu dwóch bloków Elektrowni Dolna Odra do zimnej rezerwy - Wzrost niedoboru uprawnień do emisji CO2 o ok. 3,5 mln ton - Negatywny wpływ odejścia od wsparcia dla dużych elektrowni wodnych (w przedziale 40 mln zł) + Nasycenie rynku - Potencjalnie wyższe ceny certyfikatów Dystrybucja + Baza aktywów regulowanych (RAB) wyceniona w przedziale 15,1 mld zł dla taryfy na 2016 r. - Przewidywane cięcia wynagrodzenia aktywów i straty sieciowe mogą mieć negatywne skutki w wysokości nawet ok. 300 mln zł na poziomie EBITDA 16

Perspektywa CAPEX na lata 2015 i 2016 Perspektywa 2015 vs 2014 Wzrost Projekt Opole II realizowany zgodnie z planem i wkracza w okres największych wydatków inwestycyjnych Kontynuacja projektu Gorzów Kontynuacja projektu Turów. Data uruchomienia została przesunięta o 3 miesiące ze względu na koniecznie zmiany w projekcie, wynikające z bardziej rygorystycznych wymogów środowiskowych (BAT/BREF); Finalne decyzje dotyczące terminu i dodatkowych nakładów inwestycyjnych zapadną w najbliższych tygodniach Wzrost nakładów inwestycyjnych w obszarze dystrybucji mający wpływ na przyszłą rentowność aktywów Wzrost nakładów inwestycyjnych w OZE nowe projekty o aktualnej mocy 178 MW Perspektywa na rok 2016 Porównywalny do 2015 Projekt Opole będzie realizowany zgodnie z harmonogramem, wydatki utrzymane zostaną na stałym poziomie Projekt Gorzów zostanie sfinalizowany w I połowie 2016 r. Kontynuacja projekt Turów. Spodziewany wzrost nakładów inwestycyjnych Rozwój OZE w oczekiwaniu na wyniki aukcji - 90 MW w planach Pozostałe nakłady inwestycyjne zostaną określone po zakończeniu przeglądu strategii 17

Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał i 9 miesięcy 2015 r. Informacja dodatkowa 18

Kontynuacja negatywnych trendów na rynku towarowym w III kw. 2015 r. Wyjątek: odbicie cen spot energii elektrycznej (perspektywa kwartał do kwartału) Uprawnienia do emisji CO2 (EUA_DEC15) EUR/t 5,1 6,2 5,5 6,3 6,7 Węgiel kamienny USD/t 1 +28% 83,8-25% 8,0 78,9 7,1 7,4 74,9 75,0 72,3 61,0 58,7 56,5 PGE Średnia average hurtowa wholesale cena energii price zrealizowana of electricity przez PGE PLN/MWh 175 162 163 166 164 174 174 174 +5% +7% Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Źródło: Bloomberg Źródło: Bloomberg Średnie kwartalne ceny energii elektrycznej na TGE w latach 2013-2015 PLN/MWh Cena spot - bazowa Cena spot w szczycie Baza_14/15/16 (kontrakt Forward, następny rok) 183,0 196,5 193,9 166,4 171,7 148,0 146,4 155,3-13% 205,8 185,3 163,8 229,5 236,4-16% 163,5 167,2 193,6 Źródło: PGE Baza_14 152,5 166,3 163,6 Baza_15 173,3 172,9 172,7-9% Baza_16 163,6 157,7 Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Źródło: TGE 1 DES ARA bieżący miesiąc Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'13 Q1'14 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 19

Powtarzalny* zysk EBITDA w III kw. 2015 r. 622 27 1,852 984 75 144 Energetyka konwencjonalna Energetyka odnawialna*** Obrót** Dystrybucja Inne EBITDA III kw. 2015 r. 984 75 144 622 27 1852 Udział w EBITDA w III kw. 2015 (%) 53% 4% 8% 34% 1% III kw. 2014 r. 775 90 39 606 48 1558 Zmiana (mln zł) 209-15 105 16-21 294 Zmiana (%) 27% -17% 265% 3% -44% 19% Wzrost głównie w wyniku: Wyższej cenie energii sprzedanej średnia cena wyższa o 8 zł za MWh oraz wyższe wolumeny, łączny wpływ w wysokości 140 mln zł. Wyniki pod wpływem niższych cen zielonych certyfikatów oraz niższych cen sprzedanej energii elektrycznej na rynku bilansującym oraz na giełdzie towarowej. Pozytywny wpływ podwyższonych marż i niższych kosztów wsparcia OZE. Wyższe wolumeny i ceny w dystrybucji. Wyższe koszty produkcji na węglu kamiennym, ale jednostkowy koszt węgla kamiennego niższy. Dodatkowy negatywny wpływ niekorzystnych warunków hydrologicznych. *Powtarzalny = z wyłączeniem istotnych zdarzeń jednorazowych (więcej na ten temat na slajdzie nr 25) **Od I kw. 2015 r. sprzedaż detaliczna i hurtowa prezentowane są wspólnie jako segment Obrotu ***Segment uwzględnia wynik 3 elektrowni wodnych, wcześniej ujętych w segmencie Obrotu 20

Kluczowe dane operacyjne Produkcja energii netto według źródeł (TWh) III kw. 2015 r. III kw. 2015 vs. III kw. 2014 r. III kw. 2014 9 m-cy 2015 r. 9 m-cy 2014 r. 9 m-cy 2015 vs. 9 m-cy 2014 Elektrownie opalane węglem brunatnym 10,03 10,44-4% 29,64 29,15 2% Elektrownie opalane węglem kamiennym 3,18 2,59 23% 8,32 8,54-3% Elektrociepłownie opalane węglem 0,25 0,14 79% 0,92 0,78 18% Elektrociepłownie opalane gazem 0,20 0,18 11% 1,30 0,40 225% Elektrociepłownie opalane biomasą 0,11 0,11 0% 0,34 0,35-3% El. szczytowo-pompowe 0,15 0,11 36% 0,37 0,39-5% Elektrownie wodne 0,04 0,10-60% 0,30 0,34-12% Elektrownie wiatrowe 0,15 0,13 15% 0,54 0,47 15% SUMA 14,11 13.80 2% 41,73 40,42 3% OZE 0,46 0,53-13% 1,77 1,76 1% w tym współspalanie biomasy 0,16 0,19-16% 0,59 0,60-2% 21

Nakłady inwestycyjne w III kwartale 2015 r. 70 mln zł 450 mln zł 346 mln zł 808 mln zł 848 mln zł Nowe projekty 32% 14% 18% CAPEX 2,5 mld zł (+52%) 3% 33% Modernizacja i prace remontowe 60% 40% CAPEX w energetyce konwencjonalnej, energetyce odnawialnej i dystrybucji 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 Resko II Farma wiatrowa Lotnisko Farma wiatrowa Kisielice CAPEX w III kw. 2015 r. 708 mln zł 240 mln zł 265 mln zł 185 mln zł 157 mln zł 137 mln zł 34 mln zł Energetyka konwencjonalna modernizacja, konserwacja i inne Energetyka konwencjonalna nowe projekty Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót i inne Projekt Opole w decydującej fazie inwestycji intensywne prace montażowe w toku, przy sprzyjających warunkach pogodowych; Kompleksowy remont w Elektrowni Bełchatów od 2010 r. nakłady inwestycyjne na poziomie 3,6 mld zł do końca III kw. 2015 r.; obecnie 2 bloki objęte pracami, zakończenie projektu planowane w III kw. 2016 r.; Oddanie trzech farm wiatrowych do końca 2015 r.; będą one funkcjonować w dotychczasowym systemie wsparcia. 22

Nakłady inwestycyjne CAPEX za III kw. i 9 m-cy 2015 r. (mln zł) III kw. 2015 r. III kw. 2014 r. III kw. 2015 r. vs III kw. 2014 r. 9 m-cy 2015 r. 9 m-cy 2014 r. 9 m-cy 2015 r. vs 9 m-cy 2014 r. Segment Energetyka konwencjonalna 1.656 1.219 36% 4.014 2.797 44% Dystrybucja 450 318 42% 1.138 770 48% Przyłączanie nowych odbiorców 144 126 14% 398 328 21% Sieci dystrybucyjne 183 115 59% 467 267 75% Energetyka odnawialna 346 87 298% 565 242 133% Modernizacje i odtworzenie 5 12-58% 20 23-13% Obrót, Pozostałe 70 35 100% 163 116 41% ŁĄCZNIE 2.522 1.659 52% 5.880 3.925 50% ŁĄCZNIE (wraz z włączeniami) 2.505 1.627 54% 5.837 3.859 51% 23

Kluczowe dane finansowe Dane skonsolidowane, MSR III kw. 2015 r. mln zł III kw. 2014 r. Przekształcone mln zł III kw. 2015 vs. III kw. 2014 9 m-cy 2015 mln zł 9 m-cy 2014 r. Przekształcone mln zł 9 m-cy 2015 r. vs. 9 m-cy 2014 r. Przychody 6.914 6,649 4% 21.158 20.857 1% rekompensaty KDT 142 192-26% 443 1.354-67% Skorygowane przychody 6.772 6.457 5% 20.715 19.503 6% EBITDA 1.995 1.740 15% 6.214 6.813-9% Skorygowana* EBITDA 1.852 1.558 19% 5.525 4.885 13% EBIT 1.312 937 40% -4.862 4.463 n.a. Skorygowany* EBIT 1.210 784 54% 3.381 2.616 29% Zysk netto (dla akcjonariuszy) Skorygowany* zysk netto (dla akcjonariuszy) 1.029 378 172% -4.026 3.199 n.a. 949 567 67% 2.651 2.022 31% CAPEX (po korektach) 2.505 1.627 54% 5.837 3.859 51% Przypływy pieniężne netto z dział. operacyjnej Przypływy pieniężne netto z dział. Inwestycyjnej 2.255 2.849-21% 5.217 4.433 18% -1.953 415 n.a. -6.105-4.635 32% Marża EBITDA 29% 26% 29% 33% Skorygowana marża EBITDA 27% 24% 27% 25% Majątek obrotowy netto 4.981 6.753** Dług netto/12 mies.ebitda 0,01x -0,11x *Zestawienie wydarzeń jednorazowych na następnej stronie **Na koniec 2014 r. 24

Wyliczenie skorygowanej EBITDA i skorygowanego zysku netto Zestawienie zdarzeń jednorazowych Wyliczenie skorygowanej EBITDA Kluczowe zdarzenia jednorazowe III kw. 2015 III kw. 2014 9 m-cy 2015 9 m-cy 2014 Rekompensaty KDT -142-192 -443-1.354 Spory sądowe KDT 0 0 0-246 Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskonta) 0 4-193 211 Rozwiązanie rezerwy (darmowe CO2 na rok 2013) 0 0 0-751 Program dobrowolnych odejść 0 7 0 166 Rezerwa aktuarialna -1-1 -53 46 Suma korekt na poziomie EBITDA -143-182 -689-1.928 Odpis aktywów trwałych 41 29 8,932 81 Suma korekt na poziomie EBIT -102-153 8,243-1.847 Wyliczenie skorygowanego wyniku netto dla akcjonariuszy Kluczowe zdarzenia jednorazowe III kw. 2015 III kw. 2014 9 m-cy 2015 9 m-cy 2014 Rekompensaty KDT -115-155 -359-1.092 Spory sądowe KDT 0 0 0-198 Rezerwa rekultywacyjna (stopa dyskonta) 0 3-156 170 Rozwiązanie rezerwy (darmowe CO2 na rok 2013) 0 0 0-606 Program dobrowolnych odejść 0 6 0 134 Rezerwa aktuarialna -1-1 -43 37 Odpis aktywów trwałych* 36 23 7,235 65 Odpis obligacji (Autostrada Wielkopolska) 0 313 0 313 Suma korekt na poziomie wyniku netto dla akcjonariuszy -80 189 6,677-1.177 * 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. 25

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka konwencjonalna (mln zł) III kw. 2015 r. III kw. 2014 r. III kw. 2015 r. vs. III kw. 2014 r. 9 m-cy 2015 r. 9 m-cy 2014 r. 9 m-cy 2015 r. vs. 9 m-cy 2014 r. Przychody, w tym: 3.052 2.909 5% 9.478 9.567-1% Sprzedaż energii elektrycznej 2.667 2.451 9% 7.943 7.155 11% Rekompensaty KDT 142 192-26% 443 1.354-67% Sprzedaż ciepła 88 83 7% 482 444 9% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii 49 86-43% 271 313-14% Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 2.393 2.366 1% 16.404 7.286 125% Amortyzacja* 382 461-17% 10.208 1.360 651% Zużycie materiałów 650 574 13% 2.181 1.883 16% Zużycie energii 7 8-8% 23 28-17% Usługi obce 280 339-17% 798 959-17% Podatki i opłaty 402 357 13% 1.119 1.049 7% Świadczenia pracownicze 631 589 7% 1.959 1.896 3% Pozostałe koszty 41 38 7% 115 112 3% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 1.805 1.990-9% 14.683 6.133 139% Koszt własny sprzedaży 2.058 2.206-7% 15.482 6.872 125% EBIT 789 495 59% -6.471 3.011 n.a. EBITDA 1.126 956 18% 3.585 4.370-18% * 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. W okresie III kw. 2015 r. oraz 9 m-cy 2015 kapitalizowana część Amortyzacji wyniosła odpowiednio 44 mln zł oraz 152 mln zł. Szczegóły w nocie A 2.3 Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego, strona 26. 26

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Energetyka odnawialna (mln zł) III kw. 2015 r. III kw. 2014 r. III kw. 2015 r. vs. III kw. 2014 r. 9 m-cy 2015 r. 9 m-cy 2014 r. 9 m-cy 2015 r. vs. 9 m-cy 2014 r. Przychody, w tym: 168 178-6% 546 593-8% Sprzedaż energii elektrycznej 69 80-13% 239 261-8% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii 31 45-31% 122 161-25% Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 152 145 5% 450 438 3% Amortyzacja 59 56 6% 173 160 8% Zużycie materiałów 1 1 5% 4 5-2% Zużycie energii 37 29 27% 95 102-7% Usługi obce 23 22 5% 64 56 14% Podatki i opłaty 9 13-28% 39 38 3% Świadczenia pracownicze 19 19 1% 62 63-2% Pozostałe koszty 4 5-24% 12 14-10% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 136 127 8% 391 378 3% Koszt własny sprzedaży 136 127 8% 391 378 3% EBIT 17 34-51% 105 164-36% EBITDA 76 90-16% 278 324-14% 27

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Dystrybucja (mln zł) III kw. 2015 r. III kw. 2014 r. III kw. 2015 r. vs. III kw. 2014 r. 9 m-cy 2015 r. 9 m-cy 2014 r. 9 m-cy 2015 r. vs. 9 m-cy 2014 r. Przychody, w tym: 1.477 1.405 5% 4.478 4.253 5% Sprzedaż z usług dystrybucyjnych 1.403 1.326 6% 4.234 4.015 5% Pozostałe przychody operacyjne 48 53-10% 165 155 6% Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 1.122 1.074 4% 3.417 3.314 3% Amortyzacja 262 262 0% 778 754 3% Zużycie materiałów 18 21-13% 53 60-13% Zużycie energii 90 90 0% 309 340-9% Usługi obce 414 377 10% 1.220 1.130 8% Podatki i opłaty 86 82 6% 265 253 5% Świadczenia pracownicze 248 239 4% 783 765 2% Pozostałe koszty 3 4-10% 9 12-19% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 1.047 994 5% 3.171 3.070 3% Koszt własny sprzedaży 1.047 994 5% 3.171 3.070 3% EBIT 360 344 5% 1.069 1.035 3% EBITDA 622 606 3% 1.847 1.789 3% 28

Szczegółowe rozbicie przychodów i kosztów w segmencie Obrót* (mln zł) III kw. 2015 r. III kw. 2014 r. III kw. 2015 r. vs. III kw. 2014 r. 9 m-cy 2015 r. 9 m-cy 2014 r. 9 m-cy 2015 r. vs. 9 m-cy 2014 r. Przychody, w tym: 3.802 3.543 7% 11.070 10.486 6% Sprzedaż energii elektrycznej 2.299 2.168 6% 6.948 6.545 6% Sprzedaż usług dystrybucyjnych 1.002 980 2% 3.034 2.986 2% Sprzedaż świadectw pochodzenia energii 0 3-100% 9 78-88% Koszty w układzie rodzajowym, w tym: 371 412-10% 1.194 1.191 0% Amortyzacja 6 4 37% 18 13 34% Zużycie materiałów 2 1 23% 5 4 23% Zużycie energii 1 1-2% 3 2 18% Usługi zewnętrzne 48 40 19% 152 119 28% Podatki i opłaty 219 271-19% 744 796-7% Świadczenia pracownicze 62 62-1% 190 183 4% Pozostałe koszty 34 32 7% 82 74 12% Koszt wytworzenia sprzedanych produktów 39 27 43% 102 71 43% Koszt własny sprzedaży 3.333 3.124 7% 9.566 9.176 4% EBIT 138 36 285% 405 187 117% EBITDA 144 40 258% 423 200 111% *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 29

Energetyka konwencjonalna EBITDA w III kw. 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 1 200 1 000 800 600 400 200 0 EBITDA 2014 Produkcja ee ilość Produkcja ee cena Wynik na obrocie ee Przychody KDT Przychody RUS Sprzedaż PM Paliwa i transport Koszty CO2 Koszty osobowe Pozostałe koszty Koszty aktywowane EBITDA 2015 Odchylenie 44 105 35-50 6-37 -42-34 -42 6 179 EBITDA III kw 14 956 2.183 56 192 45 86 485 183 589 177 EBITDA III kw'15 2.332 91 142 51 49 527 217 631 356 1.126 30

Energetyka konwencjonalna EBITDA w 9 miesiącach 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 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 Zmiany rezerwy Pozostałe rekultywacyjnej koszty Koszty EBITDA aktywowane 2015 Odchylenie 197 384 96-1,156 31 26-163 -804-64 404-142 406 EBITDA 9M'14 4.370 6.256 238 1.599 149 245 1.637-248 1.895-211 588 EBITDA 9M'15 6.837 334 443 180 271 1.800 556 1.959 193 994 3.585 31

Energetyka odnawialna EBITDA w III kw. 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 100 80 60 40 20 0 EBITDA 2014 Sprzedaż ee - wiatr Sprzedaż PM wiatr Sprzedaż ee - woda Sprzedaż PM - woda Sprzedaż RUS Koszty osobowe Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie* 3 0-12 -14 5 0 4 EBITDA III kw 14 90 23 26 19 20 59 19 37 EBITDA III kw'15 26 26 7 6 64 19 33 76 * Z wyłączeniem przychodów i kosztów z rynku bilansującego nie mających wpływu na wynik EBITDA. 32

Energetyka odnawialna EBITDA w 9 miesiącach 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 350 300 250 200 150 100 50 0 EBITDA 2014 Sprzedaż ee - wiatr Sprzedaż PM wiatr Sprzedaż ee - woda Sprzedaż PM - woda Sprzedaż RUS Koszty osobowe Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie* 4-10 -10-30 5 1-6 EBITDA 9M'14 324 86 95 67 67 170 63 97 EBITDA 9M'15 90 85 57 37 175 62 103 278 * Z wyłączeniem przychodów i kosztów z rynku bilansującego nie mających wpływu na wynik EBITDA. 33

Dystrybucja EBITDA w III kw. 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 800 700 600 500 400 300 200 100 0 EBITDA 2014 Wolumen dystrybuowanej ee Zmiana taryfy dystrybucyjnej Inne przychody* Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.** Koszty osobowe Koszty stałe*** Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie 39 40-7 0-28 -9 1-20 EBITDA III kw 14 606 1,272 107 90 310 239 101 33 EBITDA III kw'15 1,351 100 90 338 248 100 53 622 * Inne przychody (energia bierna, przekroczenie mocy, usługi dodatkowe), przychody z opłaty przyłączeniowej, sprzedaż usług tranzytowych ** Bez wpływu na wynik, zrównoważone wzrostem przychodu *** Koszty stałe (pomniejszone o koszt własny zużycia ee, koszty stałe przesyłu PSE S.A. oraz koszty osobowe) 34

Dystrybucja EBITDA w 9 miesiącach 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 2 200 2 000 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 400 200 0 EBITDA 2014 Wolumen dystrybuowanej ee Zmiana taryfy dystrybucyjnej Inne przychody* Różnica bilansowa Usługi przesyłowe PSE S.A.** Koszty osobowe Koszty stałe*** Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie 119 110-1 31-81 -18-14 -88 EBITDA 9M'14 1.789 3.864 307 340 926 765 271 80 EBITDA 9M'15 4.092 306 309 1.007 783 285 168 1.847 * Inne przychody (energia bierna, przekroczenie mocy, usługi dodatkowe), przychody z opłaty przyłączeniowej, sprzedaż usług tranzytowych ** Bez wpływu na wynik, zrównoważone wzrostem przychodu *** Koszty stałe (pomniejszone o koszt własny zużycia ee, koszty stałe przesyłu PSE S.A. oraz koszty osobowe) 35

Obrót* EBITDA w III kw. 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 160 140 120 100 80 60 40 20 0 EBITDA 2014 Wynik na obrocie ee Koszty umorzenia PM - ilość Koszty umorzenia PM - cena Przychody z tyt. umowy ZWZH Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie 38 9 46 12-1 EBITDA III kw 14 40 315 268 114 121 EBITDA III kw'15 353 213 126 122 144 *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 36

Obrót* EBITDA w 9 miesiącach 2015 r. Kluczowe zmiany w EBITDA (mln zł) 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 EBITDA 2014 Wynik na obrocie ee Przychody z tyt. umowy ZWZH Koszty umorzenia PM Pozostałe EBITDA 2015 Odchylenie 125 60 38 0 EBITDA 9M'14 200 1,009 790 337 356 EBITDA 9M'15 1,134 730 375 356 423 *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 37

Nowa linia kredytowa w Europejskim Banku Inwestycyjnym Zapewnione finansowanie w wysokości 2 mld zł z EBI 2 umowy podpisane 27 października 2015 r. Maksymalna łączna kwota kredytu 1.990 mln zł, włączając: - Maksymalna kwota z tytułu umowy kredytowej z przeznaczeniem środków na projekty związane z modernizacją i rozbudową sieci dystrybucyjnych: 1,5 mld zł - Maksymalna kwota z tytułu umowy kredytowej z przeznaczeniem środków na sfinansowanie oraz refinansowanie nakładów na projekty inwestycyjne dotyczące budowy bloków kogeneracyjnych EC Gorzów i EC Rzeszów: 490 mln zł Okres dostępności kredytu wynosi 22 miesiące od daty podpisania umowy. Kredyt będzie udostępniony w transzach, gdzie nominał każdej z transz będzie nie mniejszy niż 100 mln zł. Stopa procentowa: negocjowana z EBI, zależy od kosztu pozyskania finansowania przez EBI oraz oceny ryzyka kredytowego PGE, Spłata transz: wszystkie transze będą amortyzowane, przy czym spłata pierwszej raty powinna zostać dokonana nie wcześniej niż 2 miesiące od daty ciągnienia transzy Ostateczny termin spłaty: od 4 do 15 lat od daty ciągnienia transzy (w zależności od warunków poszczególnych transz). 38

Struktura długu oraz płynność (stan na 30 września 2015 r.) Zadłużenie ze stałą i zmienna stopą (rzeczywiste zadłużenie) Harmonogram spłaty kredytów bankowych Bank loans repayment schedule (PLN m)* (mln zł)* Profil Drawn walutowy Debt by currency rzeczywistego zadłużenia Stopa zmienna 18% Stopa stała 82% 2 000 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 400 200 0 EUR 68% PLN 28% CHF 1% USD 3% Emisje w ramach Programu Emisji Euroobligacji Średnioterminowych Wyłącznie ilustracyjnie, przy założeniu pełnego wykorzystania dostępnych kredytów bankowych (kredyt konsorcjalny, BGK oraz EBI) 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 39

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 4 000 3 000 2 706 2 405 2 522 2 718 2 000 1 586 1 000 266 462 101 0-1 000-2 000-3 000-4 000-2 530-2 922-2 313-3 131-2 386-1 921-1 020-899 mar 13 cze 13 wrz 13 gru 13 mar 14 cze 14 wrz 14 gru 14 mar 15 cze 15 wrz 15 Dług brutto Dług 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. 40

Profil zapadalności zadłużenia Profil zapadalności zadłużenia (w mln zł) stan na 30 września 2015 r. 2 400 2 000 1 600 1 200 800 400 0 41

Pozycja gotówkowa PGE zapewnia III kw. 2015 r. I półrocze 2015 r. komfortową pozycję w zakresie płynności Zadłużenie brutto (mln zł) 4.838 4.822 Zadłużenie netto (mln zł) 101 462 Dług netto/12m EBITDA 0,01x 0,06x Dług netto/kapitał własny 0,003x 0,01x 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 2 czerwca 2015 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. 42

Główne przepływy biznesowe w III kwartale 2015 r. Główne przepływy biznesowe (ilustracyjnie) Wytwarzanie 14,11 TWh 13,80 TWh (III kw. 2014 r.) Hurt 15,43 TWh 14,74 TWh (III kw. 2014 r.) Rynek regulowany Gospodarstwa domowe 2,17 TWh Energia elektryczna z elektrowni ( obligo giełdowe ) Towarowa Giełda Energii Obrót 22% 2,17 TWh (III kw. 2014 r.) Energia elektryczna z elektrowni kogeneracyjnych i źródeł odnawialnych PGE (jednostka dominująca) 9,77 TWh 9,81 TWh (III kw. 2014) r. Pozostałe (m. in. usługi regulacyjne) 78% Rynek nieregulowany Klienci biznesowi 7,60 TWh 7,64 TWh (III kw. 2014 r.) Źródło: PGE; Niektóre przepływy włączając rynek bilansujący, handel zagraniczny oraz zużycie własne nie są uwzględnione; prezentowane wolumeny przed korektami wewnątrzgrupowymi. 43

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 CO 2 z produkcji energii elektrycznej są przyznawane nieodpłatnie pod warunkiem realizacji zadań inwestycyjnych ujętych w Krajowym Planie Inwestycyjnym. Bezpłatne EUA ujmowane w wartości zerowej nota 7, Skonsolidowane SF III kw. 2015 r. Stan na dzień 1 stycznia 2014 r. Ilość (mln) EUA Wartość (mln zł) CER/ERU Ilość (mln) Wartość (mln zł) Razem wartość (mln zł) 59 1.404 - - 1.404 Zakup 33 829 3 2 831 Standardy księgowe Wszystkie otrzymane darmowe uprawnienia są rozpoznawane w ich wartości nominalnej zero. Rezerwa na uprawnienia do emisji CO 2 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 III kw. 2015 r. (i 9 miesiącach 2015 r.) instalacje PGE wyemitowały 15,05 mln (i 44,02 mln) ton CO 2. Całkowite koszty związane z emisją CO2 w III kw. 2015 r. (i 9 miesiącach 2015 r.) wyniosły 218 mln zł (i 557 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.). 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 13 423 - - 423 Przyznane nieodpłatnie 30 - - - - Umorzenie -59-681 - - -681 Stan na dzień 30 września 2015 r. 52 1.294 - - 1.294 Rezerwy na zakup uprawnień do emisji CO 2 note 11, Skonsolidowane SF III kw. 2015 r. (mln zł) Stan na dzień 1 stycznia 2015 r. 676 Umorzenie -680 Rozwiązanie rezerwy -1 Utworzenie rezerwy w okresie 9 miesięcy 2015 r. 557 Stan na 30 września 2015 r. 552 Wpływ na rachunek zysków i strat (mln zł) - ilustracyjnie 9 m-cy 2015 r. Koszty według rodzaju 20.956 Podatki i opłaty 2.176 44

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 45

Analitycy sell-side pokrywający PGE Rynek krajowy Instytucja Analityk BOŚ Michał Stalmach BRE Bank Kamil Kliszcz BZ WBK Paweł Puchalski Citigroup Piotr Dzięciołowski Deutsche Bank Tomasz Krukowski Erste Group Tomasz Duda Haitong Bank Robert Maj ING Maria Mickiewicz Rynek zagraniczny Instytucja Analityk Goldman Sachs Fred Barasi HSBC Dmytro Konovalov Merrill Lynch Denis Derushkin Morgan Stanley W okresie przejściowym Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald Wood & Company Bram Buring IPOPEMA Sandra Piczak JP Morgan Michał Kuzawiński PKO BP Stanisław Ozga Societe Generale Bartłomiej Kubicki Trigon UBS Krzysztof Kubiszewski Michał Potyra UniCredit CAIB Łukasz Jakubowski 46

Biuro Relacji Inwestorskich Dyrektor Biura Relacji Inwestorskich Zespół Relacji Inwestorskich Jakub Frejlich Tel: (+48 22) 340 10 32 Mob: +48 695 883 902 Krzysztof Dragan Tel: (+48 22) 340 15 13 Mob: +48 601 334 290 Filip Osadczuk Tel: (+48 22) 340 12 24 Mob: +48 695 501 370 Małgorzata Babska Tel: (+48 22) 340 13 36 Mob: 661 778 955 Bernard Gaworczyk Tel: (+48 22) 340 12 69 Mob: 661 778 760 47

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. 48