Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Wyniki finansowe Grupy PGNiG za III kwartał 217 roku 13 listopada 217 r.

Spis Treści 1. Czynniki wpływające na wynik finansowy 2. Podstawowe wyniki finansowe Q3 217 3. Segmenty omówienie: Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie 4. Załączniki 2

Czynniki wpływające na wynik finansowy Stabilne EUR wobec PLN R/R, słabnące USD wobec PLN R/R PLN 4,5-1,8% 4,34 4, -6,7% 3,89 4,26 Wzrost 9-miesięcznej średniej cen ropy w USD o 25% R/R USD/bbl 12 12 1 1 8 8 Wzrost przychodów ze sprzedaży w wyniku wzrostu cen oraz wolumenów sprzedaży gazu 3,5 3,63 6 6 45,82 +13% 51,73 4 4 41,29 +25% 51,43 3, 1'15 4'15 7'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 6'17 9'17 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 2 2 1'15 1'154'15 4'157'15 6'15 9'15 9'15 12'15 12'15 3'16 3'16 6'16 6'16 9'16 12'16 9'16 3'17 12'16 6'17 3'179'17 6'17 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 9-mies. średnia cena ropy naftowej w USD 9-mies. średnia cen ropy naftowej USD Ceny gazu TGE RDN oraz średnia cena kontraktów ważonych wolumenem PLN/MWh 11 TGE (RDN, rynek dnia następnego) Średnioważona wolumenem cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) 1 89,7 9 8 8,18 78,72-4% 75,47 8,72 81,48 76,7 7 Uwagi: Cena sprzedaży na TGE: dominujące pod względem wolumenu terminy kontraktów gazowych na TGE i innych giełdach gazu to kontrakty kwartalne, sezonowe (lato/zima) i roczne. Rynek kontraktów terminowych miesięcznych i tygodniowych oraz rynek spot pełnią funkcję uzupełniającą. Ważoną wolumenem średnią kwartalną cenę kontraktów na TGE obliczono na podstawie kwotowań kontraktów z datą realizacji przypadającą na dany kwartał. 6 5 średnia cena RDNg +19% średnia cena RDNg w Q3 216: 61,97 w Q3 217: 74,3 4 1'16 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 6'17 9'17 3

Podstawowe wyniki finansowe Q3 217 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q3 217 vs Q3 216 mln PLN 1 8 6 4 2-2 -4 653 798-141 -279 542 Q3'16 Q3'17 Q3'16 Q3'17 Q3'16 Q3'17 Q3'16 Q3'17 Q3'16 Q3'17 581 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 176 mln PLN (+29%). Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe, sejsmikę oraz odwierty negatywne w Q3 217-2 mln PLN wobec -35 mln PLN w Q3 216. Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 9% głównie za sprawą wzrostu wolumenu o 7%. W Q3 217 wpływ rozwiązania odpisu na zapasie gazu +64 mln PLN, przy jednoczesnym zawiązaniu odpisu na utratę wartości posiadanych świadectw energetycznych, głównie białych certyfikatów, na -48 mln PLN. W Q3 216 zwiększenie się odpisu na zapasie gazu na -26 mln PLN (głównie z tytułu wyceny rynkowej gazu w terminalu LNG). Dystrybucja Wzrost wolumenu dystrybucji o 5% R/R w Q3 217 i przychodów z usługi dystrybucyjnej o 6% R/R. Wytwarzanie Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła o 18% R/R i spadek wolumenów sprzedaży energii elektrycznej o 3% R/R (z własnej produkcji). Raportowany wynik zniekształcony przez zdarzenia jednorazowe. 11 22-32 -43 [mln PLN] Q3 216 Q3 217 % Przychody ze sprzedaży 5 71 6 75 7% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) mln PLN 14 12 1 8 6 4 2 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q3 217 vs Q3 216* 1 138 +145-138 +39-4 563-4 996 9% EBITDA 1 138 1 79-5% EBITDA (bez odpisów rzecz. aktywów trwałych) 1 176 1 39-12% Amortyzacja -619-661 7% EBIT 519 418-19% Wynik na działalności finansowej 7 22 3x Zysk netto 357 367 3% Q3' 16 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje *Eliminacje w Q3 217: mln PLN oraz w Q3 216: 6 mln PLN -88-17 1 79 Q3' 17 4

Segment Poszukiwanie i Wydobycie [mln PLN] Q3 216 Q3 217 D% Przychody ze sprzedaży 1 119 1 27 13% Wzrost przychodów podążający za cenami gazu. Niższa sprzedaż ropy w kwartale. Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -466-472 1% EBITDA 653 798 22% EBITDA (bez odpisów rzecz. ak tywów trwałych) 688 764 11% Amortyzacja -237-258 9% EBIT 416 54 3% Wolumen wydobycia gazu i ropy naftowej R/R mld m 3 1,4 1,2 1,,8 1,2 1,2 1,2 1,2 1, 1, 367 358 348 344 346 328 313 298 27 tys. ton 6 48 36 24 Komentarz: Spadek przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 32 mln PLN) mimo wzrostu o 5% średniej kwartalnej ceny ropy wyrażonej w PLN na skutek spadku wolumenu sprzedaży o -12% R/R do 251 tys. ton. Wyższe przychody ze sprzedaży gazu w segmencie (+29% R/R, o 176 mln PLN) w wyniku wzrostu cen rynkowych gazu i wyższych wolumenów sprzedaży (R/R +8%). Spisane odwierty negatywne i sejsmika: -54 mln PLN w Q3 217. W Q3 216 brak odpisów z tego tytułu. Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe bez znaczących zdarzeń jednorazowych: +34 mln PLN w Q3 217 vs -35 mln PLN w Q3 216.,6 12 Gaz ziemny (lewa oś) Ropa naftowa i kondensat (prawa oś),4 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 5

Segment Obrót i Magazynowanie [mln PLN] Q3 216 Q3 217 D% Przychody ze sprzedaży 4 724 5 51 7% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -4 865-5 33 1% EBITDA -141-279 2x Amortyzacja -54-52 -4% EBIT -195-331 7% Grupa PGNiG* wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców Eksport TGE Klienci PST Rafinerie i petrochemia Elektrownie i ciepłownie Zakłady azotowe Handel, usługi, hurt Pozostali odbiorcy przemysłowi Odbiorcy domowi,14,19,19,22,18,26,45,4,46,43,49,52,56,61,67,73, 2, 1 1,22 mld m 3 Q3'16 Q3'17 Wzrost przychodów w wyniku wzrostu wolumenu, przy niższych cenach sprzedaży Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 379 mln PLN (do 4,6 mld PLN w Q3 217) skorelowany z wyższym wolumenem, przy niższej średniej cenie sprzedaży gazu w kontraktach terminowych. Wyższy wolumen sprzedaży do odbiorców przemysłowych zarówno w obrocie detalicznym jak i hurtowym oraz wzrost wolumenu sprzedaży do odbiorców domowych. Niższy wolumen sprzedaży na TGE. Wzrost wolumenu importu gazu do Polski R/R (Q3 217: 3,49 mld m 3 PLN vs Q3 216: 3,2 mld m 3 PLN) przy spadku importu z kierunku wschodniego. Udział sprzedaży energii elektrycznej w przychodach w Q3 217 na poziomie 47 mln PLN, spadek o 6 mln PLN (-13 % R/R). Jednoczesny spadek kosztów z tytułu energii elektrycznej na cele handlowe. Odwrócenie odpisu na zapasie gazu w Q3 217 r. na +64 mln PLN wobec zwiększonego odpisu o -26 mln PLN w Q3 216. Stan odpisu: 24 mln PLN. Zwiększenie rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności energetycznej o 15 mln PLN do 35 mln PLN. Zawiązanie odpisu w Q3 217 z tytułu utraty wartości posiadanych świadectw energetycznych, głównie białych certyfikatów, w wysokości -48 mln PLN. *Łączny wolumen sprzedaży gazu poza GK PGNiG obejmujący segmenty PiW i OiM 6 6

Segment Dystrybucja [mln PLN] Q3 216 Q3 217 D% Przychody ze sprzedaży 1 37 1 85 5% Wyniki segmentu pod wpływem wzrostu wolumenu dystrybucji gazu Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -495-54 2% EBITDA 542 581 7% Amortyzacja -232-228 -2% EBIT 31 353 14% Wolumen dystrybuowanych gazów mln m3 5 4 3 1 681 2 2 862 3 488 2 5 1 877 3 444 3 941 2 441 1 968 1 6 1 4 1 2 1 8 Przychód z usług dystrybucyjnych mln PLN 81 1 144 1 345 924 835 1 282 1 434 1 17 882 Komentarz: Wolumen dystrybuowanego gazu wyższy o 5% R/R sięgający 1,97 mld m 3 (głównie na skutek nowych przyłączy). Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej wyższe o 47 mln PLN R/R (6%). Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu nieznacznie wyższe R/R: 147 mln PLN w Q3 217 wobec 139 mln PLN rok wcześniej. Wzrost kosztów usługi przesyłowej o 7% R/R sięgający 15 mln PLN. 1 6 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 4 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 7

Segment Wytwarzanie [mln PLN] Q3 216 Q3 217 D% Przychody ze sprzedaży 316 262-17% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -26-24 17% EBITDA 11 22-8% EBITDA (oczyszczona o zdarzenia jednorazowe) 37 43 16% Amortyzacja -83-11 33% EBIT 27-88 -4x Przychody segmentu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji) mln PLN 6 Energia Ciepło 534 5 485 46 388 4 3 231 191 2 226 128 231 144 113 25 187 1 14 118 66 71 72 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Wynik segmentu pod wpływem zdarzeń jednorazowych Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła R/R o 13% do poziomu 144 mln PLN przy wolumenie wyższym o 18%. Stabilny poziom przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania (wzrost o 1% R/R do poziomu 72 mln PLN) przy utrzymującym się wolumenie sprzedaży (spadek o 3% R/R). Stabilne koszty zakupu węgla: -61 mln PLN w Q3 217 vs -63 mln PLN w Q3 216. Ograniczenie obrotu energią elektryczną w segmencie. Ujemny wpływ na EBITDA zwiększenia stanu rezerw o 19 mln PLN z poziomu -8 mln PLN na koniec Q3 216 do -28 mln PLN na koniec Q3 217. W Q3 216 wykazany zysk z okazyjnego nabycia aktywów SEJ w wysokości 73 mln PLN. Wolumen sprzedaży w Q3 217: Sprzedaż ciepła poza GK PGNiG na poziomie 3,5 PJ. Energia elektryczna z produkcji: 47 GWh. 8

Informacje kontaktowe Marcin Piechota Kierownik Działu Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 43 22 kom.: +48 885 889 89 e-mail: marcin.piechota@pgnig.pl Więcej informacji Piotr Gałek Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 48 46 kom.: +48 723 235 652 e-mail: piotr.galek@pgnig.pl Aleksander Kutnik Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 47 97 kom.: +48 723 239 162 e-mail: aleksander.kutnik@pgnig.pl Strona Relacji Inwestorskich www.ri.pgnig.pl Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ul. M. Kasprzaka 25 1-224 Warszawa faks: +48 22 691 81 23 www.pgnig.pl Zastrzeżenie Wszystkie opinie, oceny i prognozy zawarte w niniejszej prezentacji (Prezentacja) są przygotowywane przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) S.A. na podstawie publicznie dostępnych informacji. Informacje zawarte w Prezentacji mogą ulec zmianie bez wcześniejszego powiadomienia, mogą być niepełne lub skrócone, oraz mogą nie zawierać wszystkich istotnych informacji. Informacje zawarte w niniejszej Prezentacji nie stanowią oferty inwestycyjnej, rekomendacji inwestycyjnej ani oferty świadczenia jakiejkolwiek usługi. Prezentacja zawiera także informacje i oświadczenia, które są związane z przyszłymi, ale nie przeszłymi zdarzeniami. Wszelkie takie wypowiedzi prognozujące oparte są na założeniach i oczekiwaniach PGNiG, ale ze względu na ich przyszły i niepewny charakter noszą ze sobą ryzyko, że w rzeczywistości przyszłe fakty lub wydarzenia mogą się znacznie różnić od tych stwierdzeń dotyczących przyszłości, zawartych w Prezentacji. Prezentacja nie powinna być wykorzystywana przy podejmowaniu jakichkolwiek decyzji lub jakichkolwiek działań inwestycyjnych. Aby uzyskać więcej informacji dotyczących PGNiG zajrzyj do jego raportów bieżących i okresowych. PGNiG nie ponosi odpowiedzialności za dokładność, kompletność lub wykorzystywanie informacji zawartych w Prezentacji, i nie zobowiązują się do jej aktualizacji. Informacje zawarte w niniejszej Prezentacji nie stanowią porady prawnej lub innej profesjonalnej porady. 9

1. Podstawowe wyniki finansowe Q1-3 217 2. Sprzedaż i struktura importu gazu 3. Koszty operacyjne 4. Zadłużenie i źródła finansowania Załączniki 5. Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie 6. Wolumeny operacyjne 1

Podstawowe wyniki finansowe Q1-3 217 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q1-3 217 vs Q1-3 216 mln PLN 4 35 3 25 2 15 1 5-5 1549 337 29 1965 1964-19 -18-163 Q1-3'16 Q1-3'17 Q1-3'16 Q1-3'17 Q1-3'16 Q1-3'17 Q1-3'16 Q1-3'17 Q1-3'16 Q1-3'17 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 461 mln PLN (+22%). Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe w Q1-3 217 +117 mln PLN vs -692 mln PLN w Q1-3 216. Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 8% głównie za sprawą wzrostu wolumenu sprzedaży o 11% R/R. W Q1-3 217 wpływ rozwiązania odpisu na zapasie gazu +7 mln PLN. W Q1-3 216 wpływ rozwiązania odpisu na zapasie gazu na +194 mln PLN. Dystrybucja Wzrost wolumenu dystrybucji o 13% R/R. W Q1-3 217 wzrost kosztów świadczeń pracowniczych (816 mln PLN w Q1-3 217 vs 663 mln PLN w Q1-3 216) w wyniku wzrostu zatrudnienia i nowych zasad premiowania w PSG w 217 r. Wytwarzanie Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła o 14% i energii elektrycznej (z produkcji) o 8% w Q1-3 217. 56 62 [mln PLN] Q1-3 216 Q1-3 217 D% Przychody ze sprzedaży 23 5 24 892 8% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) mln PLN 7 6 5 4 3 2 1 Wzrost EBITDA Grupy PGNiG w Q1-3 216 vs Q1-3 217* 4 269 +1 488-48 -18 781-19 636 5% EBITDA 4 269 5 256 23% EBITDA (bez odpisów rzecz. ak tywów trwałych) 4 983 5 141 3% Amortyzacja -1 956-1 996 2% EBIT 2 313 3 26 41% Wynik na działalności finansowej -13 31 3x Zysk netto 1 628 2 465 51% -1 +42-61 5 256 Q1-3 216 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje *Eliminacje w Q1-3 217: 6 mln PLN oraz w Q1-3 216: 13 mln PLN Q1-3 217 11

Sprzedaż i struktura importu gazu Import gazu do Polski Kierunek zachodni 32% LNG 14% Q3 217 13% 7% Q3 216 8% Kierunek wschodni 54% Sprzedaż gazu poza GK PGNiG według spółek [mln m 3 ] 3Q 216 3Q 217 % Grupa PGNiG: 4 249 4 594 8% PGNiG SA 2 65 3 21 16% PGNiG OD 1 28 1 121 9% PST 614 452-26% Istotny wzrost udziału kierunku zachodniego w strukturze importu w Q3 217 Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w Q3 217 wyższa R/R o,3 mld m 3 : wzrost zarówno do odbiorców przemysłowych, jak i domowych Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu mld m 3 1, 7,5 6,5 8 7,3 8,8 5, 2,5, 5,4 4,7 4,6 4,3 3,9 2,7 2,8 3, 3, 3,2 3,3 3,5 2,4 1,9 2,8 2,8 2,9 1,7 2,2,9 1,6 1,7,9 Q315 Q415 Q116 Q216 Q316 Q416 Q117 Q217 Q317 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 75 mln m 3 (stan na 3.9.217 r.). 12

Koszty operacyjne w Q3 217 vs Q3 216 [mln PLN] Q3 216 Q3 217 % Koszt sprzedanego gazu -2 754-3 73 12% Paliwa do produkcji ciepła i energii -68-77 13% Wzrost kosztów operacyjnych w kwartale, głównie kosztu pozyskania gazu Zużycie pozostałych surowców i materiałów -458-45 -2% Świadczenia pracownicze -611-59 -4% Usługa przesyłowa -264-283 7% Pozostałe usługi obce -375-426 14% Usługi regazyfikacji LNG -84-9 7% Podatki i opłaty -128-13 -2% Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto* -69-2 3x Zmiana stanu odpisów na zapasy -36 16-144% Odpisy z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie -38-13 -62% Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki -54 - Odpisy rzeczowych aktywów trwałych -37 4-2x Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby 22 219 8% Amortyzacja -619-661 7% Komentarz: Wyższe R/R pozostałe przychody i koszty operacyjne (Q3 217: 2 mln PLN vs Q3 216: 69 mln PLN). W Q3 216 wykazany zysk z okazyjnego nabycia aktywów SEJ w wysokości 73 mln PLN Wzrost kosztów sprzedanego gazu R/R o 319 mln PLN (+12%). Wzrost kosztów spisania odwiertów negatywnych R/R o 54 mln PLN. W Q3 217 spisano 3 odwierty negatywne, w Q3 216 odpisy nie miały miejsca. Brak kosztów spisanej sejsmiki w Q3 217 i w okresie porównawczym. Wzrost kosztów regazyfikacji (+6 mln PLN R/R) z uwagi na większy udział LNG w wolumenie. Koszty transakcji zabezpieczających ceny gazu: -28 mln PLN w Q3 217 vs -16 mln PLN w Q2 217. Koszty operacyjne ogółem -5 384-5 877 9% Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu -2 428-2 584 6% * Pozostałe koszty operacyjne w powyższym zestawieniu nie uwzględniają kosztów z tytułu podatków i opłat oraz odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych 13

Zadłużenie i źródła finansowania Źródła finansowania (stan na 3.9.217 r.) mln PLN 7 4 dostępne wykorzystane Komentarz: Dnia 31 sierpnia 217 roku zostało zawarte porozumienie w sprawie rozwiązania Umowy Programu Emisji Obligacji oraz zwolnienia zabezpieczeń pomiędzy Bankiem Gospodarstwa Krajowego, Alior Bankiem S.A. oraz PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa S.A. Dywidenda na akcje 1 67 1 1 1 795 Obligacje gwarantowane (programy ważne do 219-222) Zadłużenie na koniec kwartału 8 6 4 2 mld PLN 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 1,6 Program BGK (224) Reserve Based Loan (222),8,5 Zadłużenie 3,8 Dług netto 2,2,7,3,2,1, PLN,19,2,2,17,18,15,15,12,13,9,8 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 Założenie Strategii: wypłata do 5% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach 215-222 (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych). -2-4 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17,1-1,9-1,7-1,5-1,6 14

Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Zatrudnienie (stan na dzień 3.9.217 r.)* 4 tys. 3 2 1 Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie 32, 31, 29, 2,3 2, 1,6 25,5 25,2 24,8 1,3 1,9 1,8 13,3 1,9 1,8 13,1 12,2 4,4 1,7 11,2 1,8 4,1 3,9 3,5 2,9 3, Bilans Grupy (stan na 3.9.217 r.) mln PLN Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny 9 33 33 197 36 58 5 545 7 141 Aktywa Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 11, 1,8 1,2 8,9 7,7 7, 31 grudnia 212 31 grudnia 213 31 grudnia 214 31 grudnia 215 31 grudnia 216 3 września 217 1,% 8,% 8,2% 6,7% 9,4% 6,9% 7,3% 7,4% Skonsolidowane przepływy pieniężne (1.1.217 r. - 3.9.217 r.) 12 1 mln PLN +1 996-665 +56-924 6,% 4,% 2,%,% 5,8% 5,4% 4,7% 4,1% 4,3% 4,7% 212 213 214 215 216 Q1-3 217 ROE ROA 8 +3 29-2 979 3, 2,2 2,4 2,1 6-4 993 2, 1,2 1,6 2, 1,5 4 2 5 832 Gotówka (1.1.217) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy 1 532 Gotówka (3.9.217) 1,6 1, 1,4 1,2,9, 212 213 214 215 216 Q1-3 217 Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności *Zmiana prezentacji danych centrum korporacyjnego, w wyniku czego nastąpiły zmiany w segmencie Obrót i Magazynowanie oraz Pozostałe segmenty w 216 r. 15

Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO GK PGNiG [mln m 3 ] Q1-3 217 Q3 217 Q2 217 Q1 217 FY 216 Q4 216 Q3 216 Q2 216 Q1 216 FY 215 Q4 215 Q3 215 Q2 215 Q1 215 GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 1 43 459 469 474 1 918 473 45 487 59 2 27 54 515 57 51 w tym w Polsce 981 325 327 328 1 41 347 346 349 359 1 454 366 359 362 367 w tym w Norwegii 422 134 142 146 517 126 14 138 15 573 138 156 145 134 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 1 943 664 567 712 2 54 692 582 596 67 2 564 664 612 62 685 w tym w Polsce 1 84 627 533 68 2 48 67 57 584 657 2 513 651 61 589 672 w tym w Pakistanie 14 38 34 32 59 22 12 13 13 52 13 12 13 13 RAZEM (przeliczony na E) 3 346 1 123 1 36 1 186 4 458 1 165 1 32 1 83 1 179 4 591 1 168 1 128 1 19 1 186 Wydobycie razem przeliczone na kboe/d 79 79 73 83 79 82 72 77 84 81 84 8 79 83 SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO w GK PGNiG [mln m 3 ] GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 17 688 4 298 5 78 8 311 22 9 6 923 4 5 4 411 7 56 21 653 6 184 3 662 4 497 7 311 w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG 1 583 452 481 649 2 511 561 614 571 764 2 311 648 639 52 522 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 1 77 296 312 469 1 373 419 244 298 412 1 295 355 261 285 395 RAZEM (przeliczony na E) 18 765 4 594 5 39 8 78 24 273 7 342 4 249 4 79 7 972 22 949 6 539 3 922 4 782 7 75 w tym sprzedaż bezpośrednio ze złóż 612 195 174 243 756 218 139 181 221 736 192 169 169 26 IMPORT GAZU ZIEMNEGO przez PGNiG SA [mln m 3 ] Razem 1 41 3 488 3 334 3 219 11 527 2 968 3 2 2 837 2 72 9 33 1 863 2 398 2 495 2 574 w tym: kierunek wschodni 7 116 1 889 2 517 2 79 1 248 2 539 2 429 2 623 2 657 8 155 1 774 2 329 2 219 1 833 w tym: LNG 1 332 47 475 387 974 38 384 21 - - - - - - ROPA NAFTOWA w GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu 928 313 27 346 1 318 344 298 328 348 1 428 358 367 317 386 w tym w Polsce 567 23 149 216 764 27 177 176 23 765 27 24 147 27 w tym w Norwegii 361 11 121 13 555 137 121 152 145 664 151 163 17 18 Wydobycie razem przeliczone na kbbl/d 25 25 22 28 26 27 24 26 28 29 29 29 26 31 Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu 957 251 315 39 1 347 326 287 336 398 1 391 315 356 372 348 w tym w Polsce 57 19 161 218 754 198 179 172 25 772 211 196 148 217 w tym w Norwegii 387 61 154 172 593 127 18 164 193 619 14 16 224 131 WYTWARZANIE Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] 27 872 3 471 6 732 17 669 39 527 15 79 2 945 5 351 16 152 36 29 12 643 2 71 5 81 15 55 Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh] 2 61 47 737 1 458 3 64 1 24 418 591 1 39 3 487 1 136 328 674 1 349 16