Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA. Prezentacja Spółki

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Prezentacja Spółki Marzec 2017

Spis Treści 1. Grupa PGNiG i rynek gazu w Polsce 2. Segmenty Grupy PGNiG Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie 3. Strategia, nakłady 4. Załączniki wyniki finansowe i dane operacyjne

Agenda Grupa PGNiG i rynek gazu w Polsce

Wiodąca zintegrowana grupa w polskim sektorze gazowo - naftowym 4

Czwarta największa polska spółka notowana na GPW** Kurs akcji PGNiG od stycznia 2016 r. PLN 6,70 PGNiG WIG20 6,20 5,70 5,20 Notowana na GPW od września 2005 r. Kapitalizacja rynkowa około 34,8 mld zł* Znaczący udział w indeksie WIG20: 5,2%*** 4,70 4,20 2016-01-04 2016-02-18 2016-04-03 2016-05-18 2016-07-02 2016-08-16 2016-09-30 2016-11-14 2016-12-29 2017-02-12 Struktura akcjonariatu (stan na 30.12.2016 r.) Kurs akcji PGNiG od stycznia 2012 r. PLN 7 PGNiG WIG20 6,5 6 5,5 5 4,5 4 3,5 3 2012-01-02 2012-10-18 2013-08-12 2014-06-04 2015-03-24 2016-01-12 2016-10-25 Pozostali 28,12% Średnia dzienna wartość obrotu 2016: 25,5 mln zł Skarb Państwa 71,88% * PGNiG = 4,63 zł (30.12.2016 r.) / ** Pod względem kapitalizacji / *** Źródło: GPW; Portfel indeksu WIG20 i WIG20TR po korekcie kwartalnej 16 grudnia 2016 r. (wg stanu na 18 listopada 2016 r.) 5

Rynek gazu w Polsce: Niska konsumpcja gazu z potencjałem wzrostowym Zużycie gazu ziemnego wg krajów w 2015 r. Zużycie energii pierwotnej w 2014 r. mld m 3 80 70 60 50 74,6 Producenci energii 23% Pozostali odbiorcy 3% Odbiorcy indywidualni oraz handlowi 43% 40 30 20 10 0 27,6 15,1 16,3 7,2 10,3 Czechy Rumunia Polska Belgia Hiszpania Niemcy Przemysł 31% Odbiorcy indywidualni oraz handlowi Przemysł Producenci energii Pozostali odbiorcy Sprzedaż gazu przez PGNiG według sektorów w 2015 i 2016 r. Zużycie energii pierwotnej 10% 2016 100% 80% 60% 12% 13% 22% 5% 16% 26% Energia jądrowa Źródła odnawialne 8% 8% 2% 2015 43% 45% 45% Gaz ziemny 40% 20% 0% 37% 16% UE 53% Polska Ropa naftowa Węgiel 40% Odbiorcy indywidualni oraz handlowi Przemysł Producenci energii Pozostali odbiorcy Źródło: BP Statistical Review 2015; BP Energy Outlook 2016 oraz EuroGas Statistical Report 2015 / Zużycie zawiera sprzedaż, jak i zużycie własne oraz zmianę stanu magazynów 6

Rynek gazu na świecie Zużycie energii pierwotnej na świecie 40% Ropa naftowa 30% Węgiel Gaz ziemny 20% Ropa naftowa 30% Gaz ziemny 26% Węgiel 25% Popyt na gaz ziemny mln t ekw. ropy 5000 4000 2 880 3000 2 505 2 182 1 768 1 925 2000 3 066 3 160 3 521 3 874 4 136 4 428 Azja i Pacyfik Afryka Bliski Wschód Europa i Eurazja 10% 0% Woda Woda 7% Atom Atom 5% Odnawialne 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Odnawialne 8% 1000 0 1990 1995 2000 2005 2010 2014 2015 2020 2025 2030 2035 Ameryka Łacińska Ameryka Północna Roczna podaż LNG według regionów mln t 500 400 361 340 311 279 284 300 392 413 Ameryka Północna Australia Pozostałe mln t 400 Roczny popyt na LNG według regionów 318 296 300 265 240 246 200 334 345 Bliski Wschód Ameryka Łacińska Azja (bez JKT) 200 Bliski Wschód Ameryka Północna 100 0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Azja Południowo - Wschodnia Afryka 100 0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Europa Japonia/Korea/Taj wan Źródło: IHS, BP Energy Outlook 2016 7

Poszukiwanie i Wydobycie Agenda Segmenty Grupy PGNiG Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie

Wyniki finansowe Grupy PGNiG w latach 2010-2016 EBITDA Grupy PGNiG** mld PLN 6,4 6,5 5,6 6,1 6,0 5,5 1.3 4,6 4,4 3.1 2.4 4,5 3,5 1.2 3,5 3.4 1,4 2.0 0,6 1.0 0,8 2,5 1.9 0,5 0,2 2,6 2,3 1,5 1.7 2,3 1.6 2.0 1,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,7 0,8-0.1-0,5 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Piąta największa spółka w Europie Środkowo- Wschodniej* Trzecia największa spółka paliwowa w regionie* Stabilny poziom EBITDA dzięki zdywersyfikowanym źródłom przychodów Udział segmentów w EBITDA Przychody i zysk netto Grupy PGNiG mld PLN 40 35 28,73 30 32,12 34,30 36,46 Przychody 33,20 Dystrybucja 43% 39% 2016 2015 40% Poszukiwanie i Wydobycie 21% 25 20 15 10 21,28 23,00 11% 10% Wytwarzanie 13% Obrót i Magazynowanie 23% 5 2,46 1,63 2,23 1,92 2,82 2,14 Zysk netto 2,35 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 * Źródło: Rzeczpospolita: Europa 500 / ** EBITDA przed uwzględnieniem segmentu pozostałe oraz eliminacji 9

Zakres działań poszukiwawczych i wydobywczych Wydobycie gazu i ropy naftowej* mln boe 50 40 30 20 10 0 30,9 31,3 31,4 3,7 3,4 3,6 37,6 37,9 40,3 38,4 38,7 40,1 2,1 3,1 4,9 4,1 4,2 4,2 6,0 5,8 5,6 5,6 5,5 6,2 2,4 3,1 4,0 3,7 4,5 5,2 27,2 27,9 27,8 27,2 26,0 25,8 25,0 24,5 24,5 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017F 2018F Gaz ziemny Polska Gaz ziemny Zagranica Ropa naftowa i kondensat Polska Ropa naftowa i kondensat Zagranica Zasoby gazu ziemnego i ropy naftowej PGNiG to lider działalności poszukiwawczo-wydobywczej ropy i gazu w Polsce Średnia dzienna produkcja ponad 105 000 boe Złoża PGNiG w Polsce: udokumentowane złoża gazu 498 mln boe (79,7 mld m3)** udokumentowane złoża ropy 131 mln boe (17,6 mln ton) Koncesje na ropę i gaz: 48 na poszukiwanie i rozpoznawanie 225 na wydobycie mln boe 1000 800 600 400 854 860 847 680 685 675 Ropa naftowa/ngl/kondensat Gaz ziemny 805 796 768 770 643 622 589 609 Działalność poszukiwawcza i wydobywcza: 54 kopalń gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce Ponad 2 tys. odwiertów eksploatacyjnych 200 0 174 175 172 162 174 179 161 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 * Gaz ziemny sprzedawany po koszcie w ramach grupy PGNiG / ** W przeliczeniu na gaz wysokometanowy 10

-177 117 40 295 1 143 1 195 1 320 1 155 4 855 3 760 2 426 1 285 1 095 219 4 291 4 071 Wyniki finansowe segmentu Poszukiwanie i Wydobycie EBITDA segmentu Poszukiwanie i Wydobycie mld PLN 4,0 Spadek średniej rynkowej ceny ropy Brent o 15% w 2016 vs 2015 3,0 Spadek przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 339 mln PLN) przy spadającej o 12% cenie ropy oraz 3% spadku wolumenu sprzedaży do 1 347 tys. ton 2,0 1,0 1,2 1,9 2,0 3,4 3,1 2,4 1,3 Zmniejszenie przychodów ze sprzedaży gazu (R/R o 224 mln PLN), przy ponad 3% wzroście wolumenu sprzedaży ze złóż Wyniki segmentu za 2016 rok -12% 8% -47% mln PLN -80% 0,0 2010* 2011* 2012 2013 2014 2015 2016 Średnia cena ropy naftowej USD/bbl 140 120 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA Wyniki segmentu za Q4 2016 5% -13% 152% EBIT mln PLN 100 80 60 40 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 20 0 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 2011 2012 2013 2014 2015 2016 11

Działalność zagraniczna Norwegia Liczba licencji 18 Koszt zakupionych licencji 360 mln USD (Skarv) 1,95 mld NOK (Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog) CAPEX Skarv (wyłącznie PGNiG) ok. 800 mln USD Wydobywalne zasoby licencji (2P) dla PGNiG 51 mln boe (Skarv, Snadd) 27 mln boe (Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog) Skarv Morvin Produkcja w Norwegii mln boe 9 Ropa naftowa 8 7 6 5 4,3 4 3 2,1 Gaz ziemny 5,8 3,1 8,6 4,9 7,4 7,4 7,5 4,1 4,2 4,2 Vale Vilje Gina Krog 2 1 2,2 2,7 3,7 3,3 3,2 3,2 0 2013 2014 2015 2016 2017F 2018F 12

Działalność zagraniczna Afryka i Azja Aktywa w Afryce: Libia Aktywa w Azji: Pakistan Licencja Ghadames/Murzuq Licencja Kirthar data umowy 25 lutego 2008 udziały PGNiG - 100% obszar 5 494 km 2 blok Awbari, położenie basen Murzuq 3 000 km 2D; zobowiązania 1 500 km 2 3D, 8 odwiertów 146 mld m szacowane zasoby 3 gazu, 15 mln ton NGL Q4 2013: odpis 420 mln zł na całej wartości aktywów w Libii oraz rezerwa 137 mln zł na zobowiązania koncesyjne Zgłoszenie Siły Wyższej data umowy 18 maja 2005 udziały PGNiG 70% Pakistan Petroleum 30% obszar 956 km 2 położenie zobowiązania szacowane zasoby prowincja Sindh, blok Kirthar 2 odwierty, 100 km sejsmiki 2D (wypełnione) 15,1 mld m 3 gazu (11,3 mld m 3 Rehman / 3,8 mld m 3 Rizq) Q4 2016: zakończono odwiert Rehman-2, rozpoczęto wiercenie otworu Rehman-3, udostępnienie do produkcji odwiert Rizq-1 Instalacja napowierzchniowa (koszt: 13 mln $) 800 m 3 /min umożliwi wzrost wydobycia do 13

Pozyskanie i sprzedaż gazu Działalność segmentu Obrót i Magazynowanie: sprzedaż gazu ziemnego, importowanego i wydobytego ze złóż krajowych; magazynowanie gazu, sprzedaż i obrót energią elektr. Rosnący rynek w Polsce: CAGR +1,6% 2005-2015 Kontrakt Jamalski z firmą Gazprom na dostawy gazu do 2022 roku: Do 10,2 mld m 3 rocznie, 85% Take-or-Pay Zmiana formuły cenowej w Q4 2012 ze 100% powiązania z ceną ropy naftowej na mix ropy oraz cen spotowych gazu Kontrakt z Qatargas na dostawy LNG (do 2034): 1,3 mld m 3 gazu, 100% Take-or-Pay. Dostawy od czerwca 2016 r. umowa dodatkowa (całkowity wolumen wzrośnie do 2,7 mld m 3 gazu rocznie, a w latach 2018-2020 do ok. 2,9 mld m 3 gazu rocznie) 2,5 mld m 3 gazu sprzedanych w 2016 roku przez PST do odbiorców poza Polską Taryfy: Obrót gazem: Koszty pozyskania gazu + koszty operacyjne + marża Obrót detaliczny: Baza kosztowa PGNiG Obrót Detaliczny m.in. koszt pozyskania gazu na TGE Obrót hurtowy: Baza kosztowa PGNiG SA m.in. Koszt importu + koszt wydobycia (z uwzględnieniem zwrotu z kapitału w działalność wydobywczą) Magazynowanie: Koszt + zwrot z kapitału (6,0% WACC x 3,7 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) (do marca 2017 r.) mld m 3 18 12 6 0 mld m 3 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Źródła zaopatrzenia PGNiG SA w gaz ziemny 14,3 1,0 15,2 15,3 15,0 1,6 2,0 2,1 9,0 9,3 9,0 8,7 13,7 13,3 1,6 1,2 8,1 8,2 1,0 0,3 10,2 4,2 4,3 4,3 4,2 4,0 4,0 3,9 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 1,6 LNG Kierunek zachodni i południowy Kierunek wschodni Produkcja krajowa Pojemność magazynów 1,8 1,8 2,1 2,8 3,0 15,4 3,2 3,2 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 14

-135-250 648 585 8 623 8 570 8 873 7 984 623 1 410 381 1 158 31 742 28 180 31 361 27 022 Wyniki finansowe segmentu Obrót i Magazynowanie EBITDA segmentu Obrót i Magazynowanie mld PLN 1,6 1,4 Niższe jednostkowe koszty zakupu gazu oraz niższe ceny rynkowe i taryfowe sprzedaży 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2 1,4 1,0 0,8 0,6 0,5-0,1 0,2 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Wyniki segmentu za 2016 rok mln PLN -11% -14% 126% 204% Sprzedaż gazu ziemnego przez PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny oraz PST mld PLN 30 25 23,0 24,3 2,5 2,30 18,7 20 16,2 1,76 8,3 9,1 15 1,38 3,7 0,1 10 8,6 7,7 7,3 7,1 Przychody za sprzedaży Przychody za sprzedaży Koszty operacyjne Koszty operacyjne EBITDA Wyniki segmentu za Q4 2016-10% -1% EBITDA EBIT EBIT mln PLN 15 5 0 6,2 5,5 5,1 5,5 2013 2014 2015 2016 PST Towarowa Giełda Energii Detal Hurt 15

Obrót i sprzedaż detaliczna gazu Wydobycie Zakup gazu PGNiG SA Sprzedaż do największych klientów: pow. 25 mln m3 rocznie 4,2 mld m 3 sprzedanego gazu w 2015 r. 4,3 mld m 3 sprzedanego gazu w 2016 r. Sprzedaż bezpośrednia 0,7 mld m 3 gazu w 2015 r. 0,7 mld m 3 gazu w 2016 r. Towarowa Giełda Energii 8,1 mld m 3 w 2015 r. 9,0 mld m 3 w 2016 r. Towarowa Giełda Energii (TGE) PGNiG Obrót Detaliczny 6,9 mln klientów zużycie 7,5 mld m 3 gazu w 2015 r., zużycie 7,2 mld m 3 gazu w 2016 r. Sprzedaż na TGE realizowana przez PGNiG SA oraz zakupy na TGE przez PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o., która rozpoczęła działalność operacyjną 1 sierpnia 2014 roku, nie podlegają eliminacji w sprawozdaniu skonsolidowanym i są wykazywane w segmencie Obrót i Magazynowanie. Dane w przeliczeniu na gaz wysokometanowy (bez eliminacji w ramach Grupy). 16

Dystrybucja Stabilny rozwój sieci i wzrost wolumenu dystrybucji gazu (+2,4% CAGR 2005-2016) tys. km mld m 3 150 12 140 11 130 10 9 120 8 110 7 100 6 90 5 Długość sieci dystrybucyjnej (lewa oś) Wolumen dystrybuowanego gazu (prawa oś) 80 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16 4 Polska Spółka Gazownictwa ma dominujący udział na rynku, należy do niej 96% krajowej sieci dystrybucyjnej oraz niemal 99% przyłączy Dostarcza gaz od sprzedawców do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej (gosp. domowych i przedsiębiorstw) Segment odpowiedzialny za eksploatację, remonty i rozbudowę tej sieci Pokrycie siecią dystrybucyjną Taryfa: Koszt + zwrot z kapitału (7,2% WACC x x 11,9 mld zł WRA luka 150 mln zł) 17

1 160 863 524 297 1 416 1 059 594 357 4 585 3 135 2 339 1 450 4 915 3 280 2 559 1 635 Wyniki finansowe segmentu Dystrybucja EBITDA segmentu Dystrybucja mld PLN 3,0 2,5 2,0 Wzrost wolumenu o 11% R/R Cel strategiczny PSG to wygenerowanie łącznego wyniku EBITDA na poziomie 16 mld zł w latach 2016-2022 1,5 1,0 0,5 0,0 2,6 2,3 2,3 2,0 1,6 1,7 1,6 2010* 2011* 2012 2013 2014 2015 2016 Wyniki segmentu za 2016 rok mln PLN 7% 5% 9% 13% CAPEX segmentu mld PLN 1,4 1,35 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA Wyniki segmentu za Q4 2016 EBIT mln PLN 22% 23% 13% 20% 1,3 1,25 1,2 1,15 1,1 1,05 1 1,34 1,24 1,19 1,14 1,12 1,11 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne w EBITDA EBIT 18

Wytwarzanie Największy producent ciepła w Polsce - ponad 11% mocy cieplnych Pokrywa ok. 70% całkowitego zapotrzebowania na ciepło w Warszawie, jak również 98% ciepła dostarczanego do sieci miasta Wydarzenia: Styczeń 2012: przejęcie 99,8% akcji Vattenfall Heat Poland za 3 mld zł (3,5 mld zł EV) Kwiecień 2016: Objęcie do 17,1% w kapitale zakładowym Polskiej Grupy Górniczej w wyniku inwestycji 500 mln zł Rozwój wytwarzania i dystrybucji ciepła: Kwiecień 2016: zakup od JSW SA Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej ( PEC ) za 190 mln zł 14 lokalnych ciepłowni 260 MW mocy cieplnej 288 km sieci ciepłowniczej Sierpień 2016: zakup od JSW SA Spółki Energetycznej Jastrzębie ( SEJ ) 5 Ciepłowni 130 MW mocy wytwórczej energii elektrycznej 540 MW mocy cieplnej Koszt całkowity: 372 mln zł Taryfa: System taryf benchmarkingowych na rynku ciepłowniczym z istotnym potencjał wzrostu wartości ze względu na niski koszt produkcji ciepła. Kluczowe dane operacyjne PGNiG Termika Moc zainstalowana cieplna Moc osiągalna elektryczna Sprzedaż ciepła (regulowana) w 2015 r. Sprzedaż energii elektrycznej (z produkcji) w 2016 r. Produkcja ciepła i energii elektrycznej PJ 44 42 40 38 36 34 32 Produkcja E.c. netto (lewa oś) Produkcja Energii elektrycznej (prawa oś) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 5,408 MWt 1,147 Mwe 40 PJ 3,6 TWh GWh 3800 3750 3700 3650 3600 3550 3500 3450 3400 3350 3300 19

617 432 262 200 185 100 757 657 679 367 1 887 2 195 1 520 759 399 1 796 Wyniki finansowe segmentu Wytwarzanie EBITDA segmentu Wytwarzanie mld PLN 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,80 0,68 0,3 0,49 0,44 0,47 0,50 0,46 0,2 0,1 0 2010* 2011* 2012 2013 2014 2015 2016 Wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła R/R o 12% do poziomu 1 263 mln PLN przy wolumenie wyższym o 10% i przy wyższej taryfie na ciepło w okresie 01.01-15.08 i niezmienionej taryfie na ciepło po 15.08 Wzrost przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania R/R o 21 mln PLN do poziomu 606 mln PLN w związku z 3% wzrostem wolumenu sprzedaży Wyniki segmentu za 2016 rok 16% mln PLN 18% 12% 9% Inwestycje Budowa bloku gazowego 450 MWe, w Warszawie na Żeraniu (H1 2019) Budowa kotła biomasowego 146 MWt na Siekierkach (2016) Elektrociepłownia Stalowa Wola 50/50 JV PGNiG i Tauron Polska Energia: Nakłady inwestycyjne 1,6 mld zł, finansowane w formule project finance Umowa na sprzedaż energii elektrycznej. PGNiG dostarczy 0,5 mld m 3 gazu przez 14 lat Moc bloku gazowego: 450 MWe oraz 240 MWt W styczniu 2016 r. odstąpiono od umowy oraz nałożono kary umowne na generalnego wykonawcę w związku z nienależytym wykonywaniem kontraktu W październiku 2016 r. zostało podpisane porozumienie w sprawie ustalenia podstawowych warunków brzegowych restrukturyzacji projektu budowy bloku, które dostosowuje obecne umowy handlowe ECSW do oczekiwanego terminu oddania bloku do eksploatacji Zakończyła się inwentaryzacja obiektu. Inwestycja będzie kontynuowana z wykorzystaniem wyspecjalizowanej firmy wspierającej koordynację przedsięwzięcia w formule EPCM * 2010-2011 Według polskich standardów rachunkowości Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA Wyniki segmentu za Q4 2016 EBIT mln PLN 23% 52% -24% -46% Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 20

Strategia, nakłady

Strategia GK PGNiG na lata 2017-2022 Nowa strategia Grupy PGNiG na lata 2017 2022 (z perspektywą do 2026 r.) #1 #2 #3 Misja Wizja Cel nadrzędny Jesteśmy zaufanym dostawcą energii dla domu i biznesu Odpowiedzialnie i efektywnie dostarczamy innowacyjne rozwiązania energetyczne Wzrost wartości GK PGNiG oraz zapewnienie stabilności finansowej Zaufany Odpowiedzialnie Wzrost wartości Nasi klienci polegają na wysokiej jakości i wiarygodności świadczonych usług Działamy przejrzyście w oparciu o zasady odpowiedzialności społecznej Naszą nadrzędną aspiracją jest kreowanie wartości dodanej dla naszych akcjonariuszy i klientów Dostawca energii Kompleksowo zaspakajamy potrzeby energetyczne klientów (gaz + prąd + ciepło + inne/usługi) Dom i biznes Dbamy i cenimy wszystkich naszych klientów - gospodarstwa domowe, firmy i instytucje Efektywnie Jesteśmy zoptymalizowani procesowo i kosztowo Innowacyjne rozwiązania Jesteśmy liderem innowacyjności w branży energetycznej Stabilność finansowa Dążymy do zapewnienia długoterminowej stabilności finansowej i wiarygodności kredytowej 22

Podstawowe cele strategiczne Grupy Cel nadrzędny wzmocnienie pozycji konkurencyjnej Grupy przy jednoczesnym wsparciu rozwoju i zapewnieniu bezpieczeństwa rynku gazu w Polsce Silna pozycja konkurencyjna PGNiG Rozwój rynku gazu w Polsce Nowe kierunki dostaw gazu w celu wzmocnienia pozycji konkurencyjnej w po wygaśnięciu jamału w roku 2022 Przyspieszenie rozwoju sieci dystrybucyjnej w celu zwiększenia dynamiki przyłączeń nowych odbiorców oraz wzrostu rynku gazu Inwestycje produkcyjne w Norwegii ukierunkowane na zwiększenie wydobycia gazu do ok. 2,5 mld m 3 rocznie po 2022 roku Udział w projekcie Korytarza Norweskiego w celu zapewnienia możliwości bezpośredniego importu gazu z Norwegii Wzrost wartości GK PGNiG oraz zapewnienie stabilności finansowej Intensyfikacja działalności upstream w Polsce w kierunku odbudowy zasobów oraz utrzymania wysokiego poziomu wydobycia Istotna poprawa standardów obsługi klientów poprzez digitalizację kanałów obsługowych oraz poszerzenie oferty Rozwój handlu ( tradingu ) gazem i LNG dla poprawy konkurencyjności PGNiG na europejskim i krajowym rynku gazu 23

Aspiracje w kluczowych obszarach działalności 1. Poszukiwanie i Wydobycie 2. Obrót hurtowy 3. Obrót detaliczny Zwiększenie bazy udokumentowanych zasobów węglowodorów o 35% (do 1 208 mln boe w 2022 ) Zwiększenie łącznego poziomu wydobycia węglowodorów o 41% (do 55 mln boe w 2022) Zdywersyfikowany portfel dostaw gazu ziemnego po roku 2022 Zwiększenie wolumenu sprzedaży gazu ziemnego o 7% (do 178 TWh w 2022) Skumulowany wolumen sprzedaży gazu ziemnego na rynku hurtowym w kraju i zagranicą na poziomie 1000 TWh Maksymalizacja marży w obrocie detalicznym Utrzymanie łącznego wolumenu sprzedaży gazu ziemnego na poziomie 67-69 TWh/rok 4. Magazynowanie 5. Dystrybucja 6. Energetyka i ciepłownictwo Zabezpieczenie pojemności magazynowych dostosowanych do popytu Wzrost efektywności obszaru magazynowania Ponad 300 tys. nowych przyłączy w latach 2017-2022 Zwiększenie dynamiki rocznego przyrostu liczby przyłączy o 17% Zwiększenie wolumenu dystrybucji gazu ziemnego o 16% Zwiększenie wolumenu sprzedaży ciepła i energii o 20% (do 18 TWh w 2022) 7. Centrum Korporacyjne Efektywna realizacja projektów R&D&I oraz wzmocnienie wizerunku Grupy Poprawa efektywności operacyjnej Grupy PGNiG 24

CAPEX oraz EBITDA w latach 2017-2022 CAPEX w latach 2017-2022 mld PLN EBITDA w latach 2017-2022 PLNbn Poszukiwanie i Wydobycie 15 45% 9,2 Skumulowany wynik EBITDA około 33,7 mld PLN Dystrybucja Energetyka i ciepłownictwo Obrót i Magazynowanie 10 5 0,3 29% 13% 1% 5,6 Ambitny program inwestycyjny umożliwi długoterminowy wzrost wyniku EBITDA Grupy, szczególnie w latach 2023-2026 (ok. 9,2 mld PLN średniorocznie) Inne projekty rozwojowe Razem 2017-2022 4 12% ponad 34 mld PLN 2017 2022 średniorocznie 2023 2026 średniorocznie Utrzymanie bezpiecznego poziomu zadłużenia (stosunek dług netto/ebitda nie wyższy niż 2,0) Średniorocznie 2017 2022 5,7 CAPEX w latach 2012-2016 mld PLN 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i Magazynowanie Poszukiwanie i Wydobycie 6,8 3,2* 3,9 3,6 3,3 1,1 0,3 0,4 3,0 1,1 0,5 0,4 0,6 1,3 0,3 0,5 1,2 1,1 0,2 0,2 1,9 2,1 1,5 1,4 1,3 31 grudnia 2012 31 grudnia 2013 31 grudnia 2014 31 grudnia 2015 31 grudnia 2016 Blisko połowa nakładów inwestycyjnych (45%) dotyczyć będzie obszaru poszukiwania i wydobycia Średnioroczne nakłady inwestycyjne w latach 2017-2022 na poziomie około 5,7 mld PLN * Includes PLN 3bn for acquisition of PGNiG Termika 25

Załączniki

Perspektywy na rok 2017 Wzrost cen węglowodorów przewidywany przez rynek wzrost cen węglowodorów i umocnienie USD prognozowane wolumeny produkcji ropy naftowej i kondensatu w Grupie PGNiG na poziomie 1 316 tys. ton w 2017 r. początek eksploatacji złoża Gina Krog w kwietniu 2017 r. (Norwegia) zagospodarowanie i podłączenie nowych odwiertów oraz rozbudowa 2 obiektów w Dębnie i w Grodzisku (Polska) Liberalizacja rynku gazu od października 2017 jedynie gaz sprzedawany do odbiorców domowych objęty taryfikacją rozwój oferty Prąd i Gaz rezerwacja przepustowości w planowanym gazociągu Norwegia-Dania- Polska możliwy wzrost kosztu pozyskania gazu w ramach kontraktów długoterminowych w wyniku wzrostu ceny ropy naftowej całoroczne dostawy LNG w ramach kontraktu długoterminowego z Qatargas oczekiwane rozstrzygnięcie postepowania arbitrażowego z Gazpromem w Q3 2017 handel gazem LNG przez biuro tradingowe w Londynie Rozbudowa sieci dystrybucyjnej Rozwój segmentu Wytwarzanie wzrost wolumenu dystrybuowanego gazu w wyniku realizacji inwestycji rozwojowych i nowych przyłączeń pregazyfikacja północno-wschodniej Polski z wykorzystaniem LNG kontynuacja starań o socjalizację kosztów terminala wzrost nakładów inwestycyjnych (planowane 1,7 mld PLN w 2017 r.) dążenie do wypracowania modelu długoterminowej regulacji wyższe wolumeny produkcji ciepła i energii elektrycznej po konsolidacji zakupionych aktywów możliwy wzrost cen paliw do produkcji ciepła i energii elektrycznej rozpoczęcie budowy bloku gazowego oraz kotłowni szczytowej w Ec Żerań 27

Podstawowe wyniki finansowe Q4 2016 [mln PLN] Q4 2015 Q4 2016 % Przychody ze sprzedaży 9 769 10 146 4% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (8 998) (8 441) (6%) EBITDA 771 1 705 x2 skor. EBITDA* 1 211 1 828 51% Ponad dwukrotny wzrost EBITDA przy wzroście wolumenów sprzedaży podstawowych produktów GK PGNiG Amortyzacja (717) (658) (8%) EBIT 54 1 047 x19 Wynik na działalności finansowej (71) (63) (11%) Zysk netto (21) 721 - Przychody ze sprzedaży gazu wysokometanowego (E) niższe R/R o 47 mln PLN (7,5 mld PLN w Q4 2016), przy 13% wzroście wolumenu sprzedaży do 6,9 mld m 3. Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu wyższe o 84 mln PLN w Q4 2016 przy wzroście o 3% R/R wolumenu sprzedaży do poziomu 326 tys. ton. Znaczący wpływ miał wzrost cen ropy o blisko 16% R/R. Przychody ze sprzedaży Ee wyższe R/R o 21%, czyli 101 mln PLN (576 mln PLN w Q4 2016), przy wzroście wolumenu sprzedaży o 1,7 TWh do poziomu 11,0 TWh. Przychody ze sprzedaży ciepła wyższe R/R o 71 mln PLN, przy 23% wzroście wolumenu (+ 2,8 PJ R/R). Wzrost przychodów ze sprzedaży usługi dystrybucyjnej i usług geofizyczno geologicznych o odpowiednio 77 mln zł i 50 mln zł R/R Koszt sprzedanego gazu niższy o ponad 11%, czyli 0,6 mld PLN R/R. Skorygowana EBITDA* Grupy w podziale na segmenty w Q4 2016 mln PLN 535 373-136 660 525 597 286 211 Q4 2015 Q4 2016 Q4 2015 Q4 2016 Q4 2015 Q4 2016 Q4 2015 Q4 2016 Poszukiwanie I Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie * EBITDA skorygowana o odpisy z tytułu trwałej utraty wartości na rzeczowym majątku trwałym 28

Podstawowe wyniki finansowe w 2016 [mln PLN] 2015 2016 % Przychody ze sprzedaży 36 464 33 196 (9%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (30 384) (27 222) (10%) Znaczący wpływ spadku ceny surowców na roczne wyniki operacyjne EBITDA 6 080 5 974 (2%) skor. EBITDA* 6 670 6 810 2% Amortyzacja (2 790) (2 614) (6%) EBIT 3 290 3 360 2% Wynik na działalności finansowej (225) (76) (66%) Zysk netto 2 136 2 349 10% Przychody ze sprzedaży gazu wysokometanowego (E) niższe R/R o 3,7 mld PLN (24,8 mld PLN w 2016 r.), przy 6% wzroście R/R wolumenu sprzedaży sięgającym blisko 23 mld m 3. Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu niższe o 338 mln PLN w 2016 r. przy spadku o 3% R/R wolumenu sprzedaży, sięgającym 1 347 tys. ton. Koszt sprzedanego gazu niższy o 17%, czyli 3,7 mld PLN R/R. Spadek amortyzacji R/R o 166 mln PLN w Norwegii ze względu na zmniejszone wolumeny sprzedaży (metoda naturalna amortyzacji) oraz przeszacowanie zasobów. Znaczący wpływ odpisów aktualizujących na majątek trwały zawiązanych w 2016 i 2015 r.: odpowiednio -836 mln PLN i -590 mln PLN. Skorygowana EBITDA wzrosła o 2% R/R. 55 mln PLN zysku w 2016 r. vs -80 mln PLN straty w 2015 r. z tytułu różnic kursowych na denominowanym w USD kredycie RBL (reserve based loan). Wpływ wyceny udziałów w PGG metodą praw własności na wynik netto wyniósł -53 mln PLN. Wzrost kosztów z tytułu opłaty regazyfikacyjnej o 176 mln PLN R/R i opłat eksploatacyjnych od wydobycia ropy i gazu o 84 mln PLN R/R. Udział segmentów w wyniku skorygowanej EBITDA* Grupy w 2016 roku Dystrybucja 38% Wytwarzanie 11% 35% 11% 2016 2015 9% 45% Poszukiwanie i Wydobycie 30% Obrót i Magazynowanie 21% * EBITDA skorygowana o odpisy z tytułu trwałej utraty wartości na rzeczowym majątku trwałym 29

Czynniki wpływające na wynik finansowy Wzmocnienie USD i EUR wobec PLN R/R PLN 4,5 4,0 4,38 4,26 +2,8% 4,06 3,89 +4,4% 9-miesięczna średnia cen ropy spadła w Q4 2016 o 24% R/R USD/bbl 120 100 80 60 40 55 43-24% +16% 50 42 Zauważalny wpływ redukcji taryf na przestrzeni ostatnich okresów na cenę sprzedaży gazu. W Q4 2016 obniżenie średniej regulowanej ceny o 14% R/R. Q/Q cena regulowana na niezmiennym poziomie. 3,5 01'15 04'15 07'15 09'15 12'15 03'16 06'16 09'16 12'16 20 04'14 06'14 09'14 12'14 03'15 06'15 09'15 12'15 03'16 06'16 09'16 12'16 Średni kwartalny kurs USD/PLN 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD Średni kwartalny kurs EUR/PLN 9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD Średnia taryfa na paliwo gazowe w Polsce i cena gazu na TGE PLN/MWh 120 110 100 90 80 70 117 115 112 106 105 102 94 90 Uwagi: Cena na wykresie agreguje sprzedaż po cenach taryfowych PGNiG SA i PGNiG OD do klientów w Polsce. Nie obejmuje transakcji na TGE, wpływu rabatów i sprzedaży gazu bezpośrednio ze złóż. Dominujące pod względem wolumenu terminy kontraktów gazowych na TGE i innych giełdach gazu to kwartał, sezon (lato/zima) i rok gazowy. Rynek kontraktów terminowych miesięcznych i tygodniowych oraz rynek spotowy pełnią funkcję uzupełniającą. 60 50 TGE (rynek dnia następnego - GASE_BASE na zamknięciu) Średnia taryfa na paliwo gazowe w Polsce Grupy PGNiG 40 01'14 02'14 04'14 05'14 07'14 08'14 09'14 11'14 12'14 02'15 03'15 05'15 06'15 08'15 09'15 11'15 12'15 02'16 03'16 05'16 06'16 08'16 09'16 11'16 12'16 30

PPE Blisko 850 mln zł oszczędności do 2017 r. Cele Programu: Zdefiniowanie celów poprawy efektywności dla poszczególnych segmentów i podmiotów wewnątrz Grupy PGNiG oraz wynikających z nich korzyści jakościowych. Zdefiniowanie zakresu działań i przypisanie konkretnych inicjatyw do poszczególnych segmentów biznesowych na podstawie zidentyfikowanych obszarów poprawy efektywności. Realizacja w perspektywie do końca roku 2017 roku inicjatyw poprawiających efektywność funkcjonowania Grupy PGNiG. Program prowadzi do trwałej redukcji bazy kosztów zarządzalnych we wszystkich kluczowych segmentach Grupy PGNiG 212 mln PLN oszczędności wypracowane w 2016 r. mln PLN +6% Plan narastająco Realizacja narastająco +7% Koszty operacyjne w ramach PPE OPEX Zarządzalny 5 mld PLN 260 +6% 275 577 618 786 830 845 OPEX pozostały 24 mld PLN OPEX ogółem 29 mld PLN w 2013 r. Kluczowe koszty poza PPE: Koszty zakupu gazu Koszty zakupu innych paliw Koszty usług przesyłowych Amortyzacja 2014 2015 2016 2017 31

Kierunki dostaw gazu Interkonektory Projekt Bramy Północnej POLSKA NORWEGIA (do 10 mld m 3, 2022) POLSKA LITWA (1,7/2,4 mld m 3, 2021) TERMINAL LNG (I etap 5 mld m 3, planowany II etap: 7,5 mld m 3 ) TIETIEROWKA (0,2 mld m 3 *) GAZOCIĄG JAMAŁ MALINOW (rewers : techniczna zdolność do 5,4 mld m 3 ) Lwówek Wlkp Włocławek GAZOCIĄG JAMAŁ KONDRATKI (30,7 mld m 3 *) WYSOKOJE (5,5 mld m 3 *) GCP (1,5 mld m 3 *) POLSKA UKRAINA (5 mld m 3, 2020) * POLSKA CZECHY. (6,5/5 mld m 3, 2019) Przepustowość techniczna CIESZYN, (0,5 mld m 3 ) POLSKA SŁOWACJA (5,7/4,7 mld m 3, 2020) DROZDOWICZE/ HERMANOWICE (4,4 mld m 3 *) Połączenia istniejące Połączenia planowane, w trakcie budowy (przepustowość do/z polskiego systemu TERMINAL LNG 32

Obrót i Magazynowanie (1/2) Wzrost wolumenu sprzedaży gazu o 1,3 mld m 3 R/R w 2016 (do 24,3 mld m 3 ) mld m 3 10,0 7,5 5,0 2,5 0,0 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski 8,0 7,7 7,3 6,8 6,5 4,8 4,7 4,3 3,9 2,4 2,6 2,5 2,7 2,8 3,0 3,0 2,4 1,9 2,8 2,8 2,1 1,3 1,8 1,7 0,9 1,6 2,2 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 PGNiG Group* wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców Wzrost marży operacyjnej na gazie E o 2% R/R Komentarz: Wzrost zakupów gazu przez odbiorców domowych ze względu na niższe R/R temperatury (7,8ºC w 2016 vs. 9ºC rok wcześniej). Wyższy wolumen sprzedaży do odbiorców przemysłowych (rafinerie i petrochemie, power and heat plants) wpływ konkurencyjnej ceny rynkowej. Eksport gazu w 2016-0,37 mld m 3 Zapas LNG w terminalu: 100 mln m 3 (na 31.12.2016). mld m 3 Eksport TGE Klienci PST Rafinerie i petrochemia Elektrownie i ciepłownie Zakłady azotowe Handel, usługi, hurt Pozostali odbiorcy przemysłowi Odbiorcy domowi 0,37 1,23 1,34 1,08 1,12 1,84 1,86 1,66 1,61 2,27 2,51 2,83 2,39 3,65 3,91 0 2 4 6 8 10 8,33 9,14 2015 2016 Struktura importu gazu do Polski w 2016 vs 2015 Kierunek zachodni i południowy 3% LNG 8% 13% 2016 2015 87% Kierunek wschodni 89% * PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny, PST 33 33

Obrót i Magazynowanie (2/2) Zdolności magazynowe w ilości 5 757 pakietów, w tym: 2 192 pakiety w usługach magazynowania na warunkach ciągłych 3 565 pakiety na warunkach przerywanych Pojemność PMG: 2005-2016: +1,5 mld m 3 97% zdolności magazynowych zarezerwowane przez PGNiG 2% przez klientów zewnętrznych, pozostały 1% nie został zakontraktowany W 2016 r. średnie zatłaczanie gazu do magazynów w Polsce wynosiło 135 GWh/dobę, o 22 GWh/dobę więcej niż w 2015 r. Przed rozpoczęciem sezonu zimowego w Polsce magazyny były wypełnione w ponad 98% Obecna liczba magazynów: 9 (w kawernach solnych: 2) Obecna pojemność czynna ok. 3,2 mld m³ Rezerwy strategiczne: 30 dni średniego dziennego wolumenu importu 34

12.2015: 72% 12.2016: 81% Zmiany na polskim rynku gazu Wolumen sprzedaży gazu (mln m 3 ) 2014 2015 2016 Grupa PGNiG ogółem 18,6 23,0 24,3 PGNiG SA (bez Pakistanu) 13,8 13,2 14,5 w tym PGNiG SA poprzez TGE 3,7 8,1 9,0 PGNiG Obrót Detaliczny 3,0 7,5 7,3 Liberalizacja rynku gazu wpływa na udział PGNiG w imporcie oraz strukturę sprzedaży Komentarz: Od 01.08.2014 r. wolumen sprzedaży gazu przez Grupę PGNiG zawiera zarówno sprzedaż giełdową PGNiG SA, jak i sprzedaż PGNiG OD do klientów końcowych i na giełdzie. Gaz zaazotowany został ujęty w tabeli w ekwiwalencie gazu E. Udział PGNiG w imporcie gazu do Polski* 100% 80% 60% 40% 20% * Uwagi: Wykres przedstawia udział PGNiG SA w przepływach gazu do Polski na punktach OGP Gaz-System (bez uwzględnienia tranzytu gazociągiem jamalskim oraz bez eliminacji eksportu), dane miesięczne. Wzrost udziału PGNiG w imporcie zauważalny w 1Q16 spowodowany przede wszystkim przez spadek eksportu na Ukrainę. Dane na wykresie nie wskazują na udział w polskim rynku gazu. Pochodzą one z publikowanych przez OGP Gaz-System wolumenów gazu przesyłanych przez interkonektory. 0% 01'13 04'13 06'13 09'13 12'13 03'14 06'14 09'14 12'14 03'15 06'15 09'15 12'15 03'16 06'16 09'16 12'16 35

Model taryfowy w Polsce Typ działalności Sprzedaż bezpośrednia Brak Obrót gazem Obrót detaliczny Obrót hurtowy Magazynowanie (do marca 2017) Dystrybucja (do grudnia 2016) Mechanizm regulacji Koszty pozyskania gazu + koszty operacyjne + marża Baza kosztowa PGNiG Obrót Detaliczny m.in. koszt pozyskania gazu na TGE Baza kosztowa PGNiG SA m.in. Koszt importu + koszt wydobycia (z uwzględnieniem zwrotu z kapitału w działalność wydobywczą) Koszt + zwrot z kapitału (6,0% WACC x 3,7 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) Koszt + zwrot z kapitału (7,2% WACC x 11,9 mld zł WRA luka 150 mln zł) Taryfa na paliwo gazowe oparta o średnioważony koszt gazu: tańsza produkcja własna subsydiuje import Średnia importowa cena gazu do Niemiec wg BAFA, cena gazu rosyjskiego na granicy niemieckiej oraz taryfa PGNiG PLN/tys. m 3 2000 1600 1200 800 400 BAFA price PGNiG Selling Price (Industrial tariff) Poziomy obliga giełdowego Russian gas at German border 0 Jan-11 Jun-11 Nov-11 Apr-12 Sep-12 Feb-13 Jul-13 Dec-13 May-14 Oct-14 Mar-15 Aug-15 Jan-16 Jun-16 Nov-16 Zysk: różnica ceny sprzedaży i kosztu wydobycia Strata na imporcie Koszt importu Cena sprzedaży 30% 40% 55% max W 2013 r. Od 1 stycznia 2014 r. Od 1 stycznia 2014 r. Koszt wydobycia w produkcji krajowej Koszt importu gazu Urząd Regulacji Energetyki zaproponował liberalizowanie polskiego rynku gazu poprzez obligo giełdowe, czyli wolumen gazu ziemnego, który powinien zostać sprzedany przez spółkę obrotu na Towarowej Giełdzie Energii. URE zamierza stopniowo znosić taryfy dla poszczególnych segmentów wśród odbiorców przemysłowych. Wolumen produkcji krajowej Wolumen importu gazu 36

Zadłużenie i źródła finansowania Źródła finansowania (stan na 31.12.2016) mln PLN 10 000 8 000 6 000 dostępne wykorzystane Komentarz: W dniu 13 lutego 2017 r. PGNiG dokonała terminowej spłaty pożyczki udzielonej przez PGNiG Finance AB w wysokości 500 mln EUR wraz z należnymi odsetkami. W dniu 14 lutego 2017r. PGNiG Finance AB wykupiła euroobligacje o wartości nominalnej 500 mln EUR wraz z należnymi odsetkami. 4 000 8 720 2 000 3 100 Dywidenda na akcje 2 000 0 200 2 500 Obligacje gwarantowane (programy ważne do 2019-2022) Zadłużenie na koniec kwartału mld PLN 1 000 540 1 130 2 210 Obligacje krajowe (2017) Program BGK (2024) Reserve Based Loan (2022) Euroobligacje (program ważny do 2016; zapadalność emisji 2017) 0,30 0,20 0,10 PLN 10 8 6 4 2 0-2 -4 Zadłużenie Dług netto 5,8 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 5,4 5,2 2,9 0,1 0,8 0,5 1,6 0,7 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16-0,2-1,9-1,7 0,00 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 W ypłata do 50% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach 2015-2022 (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych oraz przekazania dywidend za dany rok ze spółek zależnych do PGNiG SA). 37

Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Zatrudnienie (stan na koniec roku) tys. 40,0 Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie 32,0 31,0 2,3 29,0 30,0 1,1 2,0 1,1 1,6 25,5 25,2 1,1 1,3 1,3 13,3 1,1 1,9 20,0 13,1 12,2 10,7 10,8 4,4 4,1 3,9 10,0 3,5 3,5 11,0 10,8 10,2 8,9 7,7 0,0 31 grudnia 2012 31 grudnia 2013 31 grudnia 2014 31 grudnia 2015 31 grudnia 2016 Skonsolidowane przepływy pieniężne (01.01.2016 r. - 31.12.2016 r.) 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 mln PLN +1 252-543 -611-3 842 +2 614 +3 210-2 269 6 021 5 832 60 000 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 0 10,0% 8,0% 6,0% 4,0% 2,0% 0,0% 3,0 2,0 1,0 0,0 Bilans Grupy (stan na 31.12.2016 r.) mln PLN Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny 13 436 32 016 36 236 10 353 7 303 Aktywa Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 9,4% 8,2% 6,7% 6,9% 7,3% 5,8% 4,7% 4,1% 4,3% 4,7% 2012 2013 2 014 2015 2016 ROE ROA 2,4 2,2 1,6 1,2 2,0 1,3 1,6 1,1 0,9 1,0 2012 2013 2 014 2015 2016 0 Gotówka (01.01.2016) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korektyzmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy Gotówka (31.12.2016) Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności 38

Słownik terminów i pojęć B + R Boe CAGR Capex CNG EBITDA Ee GK PGNiG GPW JV KPMG LNG Opex PDO PGNiG PGNiG OD PPE PSG PST TGE URE Upstream Badania i rozwój (Barrel of oil equivalent) ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony) Compound Annual Growth Rate Nakłady inwestycyjne Compressed Natural Gas; gaz ziemny w postaci sprężonej Wynik operacyjny bez amortyzacji Energia elektryczna Grupa Kapitałowa PGNiG SA Giełda Papierów Wartościowych SA Joint Venture (wspólne przedsięwzięcie) Kawernowy Podziemny Magazyn Gazu Liquefied Natural Gas; gaz ziemny w postaci ciekłej Wydatki operacyjne Program Dobrowolnych Odejść Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. Program Poprawy Efektywności Polska Spółka Gazownictwa PGNiG Supply and Trading Towarowa Giełda Energii Urząd Regulacji Energetyki Poszukiwanie i wydobycie kopalin 39

Informacje kontaktowe Aleksandra Dobosiewicz Zastępca Dyrektora Departamentu Ekonomicznego Kierownik Działu Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 46 71 kom:+48 665 004 847 faks: +48 22 691 81 23 e-mail: aleksandra.dobosiewicz@pgnig.pl Kalendarz 10 maja 11 sierpnia 8 listopada Weronika Zając Starszy Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel: +48 22 589 46 51 Kom.:+48 885 888 870 faks: +48 22 691 81 23 e-mail: weronika.zajac@pgnig.pl wyniki I kwartału wyniki I półrocza wyniki III kwartału Marcin Piechota Starszy Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 43 22 Kom.:+48 885 889 890 faks: +48 22 691 81 23 e-mail: marcin.piechota@pgnig.pl Więcej informacji Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ul. M. Kasprzaka 25 01-224 Warszawa www.pgnig.pl Strona Relacji Inwestorskich www.ri.pgnig.pl 40