Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA. Prezentacja Spółki

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Prezentacja Spółki Czerwiec 217

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. Zmiany w prezentacji segmentów działalności 5. 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 216 r. PLN PGNiG WIG2 7 Q1 216 Q1 217 6,5 6 5,5 5 4,5 Notowana na GPW od września 25 r. Kapitalizacja rynkowa około 37,3 mld zł* Znaczący udział w indeksie WIG2: 5% 4 3,5 3 216-1-4 216-2-23 216-4-14 216-6-6 216-7-25 216-9-13 216-11-2 216-12-22 217-2-13 217-4-3 217-5-26 Struktura akcjonariatu (stan na 31.3.217 r.) Kurs akcji PGNiG od stycznia 212 r. PLN PGNiG WIG2 8 Pozostali 28,12% 7 6 Sty-Maj 214 Sty-Maj 217 Średnia dzienna wartość obrotu w Q1 217: 26,5 mln zł Skarb Państwa 71,88% 5 Sty-Maj 212 4 3 212-1-2 212-7-1 213-1-18 213-7-29 214-2-7 214-8-14 215-2-24 215-8-31 216-3-8 216-9-13 217-3-2 * PGNiG = 6,45 zł (3.5.217 r.) / ** Pod względem kapitalizacji (3.5.217 r.) 5

Rynek gazu w Polsce: Niska konsumpcja gazu z potencjałem wzrostowym Zużycie gazu ziemnego wg krajów w 215 r. Zużycie gazu na świecie według sektorów w 215 r. mld m 3 8 7 6 5 4 74,6 Sektor budowlany 5% Przemysł lekki 21% 215 Sektor transportowy 1% Producenci energii 38% 3 27,6 2 1 15,1 16,3 7,2 1,3 Czechy Rumunia Polska Belgia Hiszpania Niemcy Przemysł ciężki 34% Sprzedaż gazu przez PGNiG według sektorów w 215 i 216 r. Zużycie energii pierwotnej Pozostali odbiorcy 1% 216 1% 8% 6% 12% 13% 22% 5% 16% 26% Energia jądrowa Źródła odnawialne Producenci energii 8% 45% 2% Odbiorcy 8% indywidualni i 215 przemysłowi 43% 45% Gaz ziemny 4% 2% 37% 53% Ropa naftowa Przemysł 4% % 16% UE Polska Węgiel Źródło: BP Statistical Review 217; BP Energy Outlook 216 / Zużycie zawiera sprzedaż, jak i zużycie własne oraz zmianę stanu magazynów 6

Rynek gazu na świecie Zużycie energii pierwotnej na świecie 4% Ropa naftowa 3% Węgiel Gaz ziemny 2% Ropa naftowa 3% Gaz ziemny 26% Węgiel 25% Popyt na gaz ziemny mln t ekw. ropy 5 4 3 2 2 88 2 55 2 182 1 768 1 925 3 66 3 16 3 521 3 874 4 136 4 428 Azja i Pacyfik Afryka Bliski Wschód Europa i Eurazja 1% % Odnawialne 8% Woda Woda 7% Atom Atom 5% Odnawialne 199 1995 2 25 21 215 22 225 23 235 1 199 1995 2 25 21 214 215 22 225 23 235 Ameryka Łacińska Ameryka Północna Roczna podaż LNG według regionów mln t 5 4 361 34 311 279 284 3 392 413 Ameryka Północna Australia Pozostałe mln t 4 Roczny popyt na LNG według regionów 318 296 3 265 24 246 2 334 345 Bliski Wschód Ameryka Łacińska Azja (bez JKT) 2 Bliski Wschód Ameryka Północna 1 214 215 216 217 218 219 22 Azja Południowo - Wschodnia Afryka 1 214 215 216 217 218 219 22 Europa Japonia/Korea/Taj wan Źródło: IHS, BP Energy Outlook 216 7

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

Wyniki finansowe Grupy PGNiG w latach 21-216 EBITDA Grupy PGNiG** mld PLN 6,5 6,4 5,6 6,1 6, 5,5 4,6 1.3 4,4 3.1 2.4 4,5 3,5 1,4 1.2 3.4 3,5 2.,6 1.,8 2,5 1.9,5,2 2,6 2,3 1,5 2,3 1.7 1.6 2. 1,6,5,5,5,5,7,8 -.1 -,5 21 211 212 213 214 215 216 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 4 35 28,73 3 25 21,28 23, 2 15 1 32,12 34,3 36,46 Przychody 33,2 Dystrybucja 43% 39% 11% 216 215 1% 4% Wytwarzanie 13% Poszukiwanie i Wydobycie 21% Obrót i Magazynowanie 23% 5 2,46 1,63 2,23 1,92 2,82 2,14 Zysk netto 2,35 21 211 212 213 214 215 216 * Źródło: Rzeczpospolita: Europa 5 / ** EBITDA przed uwzględnieniem segmentu pozostałe oraz eliminacji 9

Zakres działań poszukiwawczych i wydobywczych Wydobycie gazu i ropy naftowej* mln boe 5 4 3 2 1 3,9 31,3 31,4 3,7 3,4 3,6 37,6 37,9 4,3 38,4 38,7 4,1 2,1 3,1 4,9 4,1 4,2 4,2 6, 5,8 5,6 5,6 5,5 6,2 2,4 3,1 4, 3,7 4,5 5,2 27,2 27,9 27,8 27,2 26, 25,8 25, 24,5 24,5 21 211 212 213 214 215 216 217F 218F 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 15 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 1 8 6 4 854 86 847 68 685 675 Ropa naftowa/ngl/kondensat Gaz ziemny 85 796 768 77 643 622 589 69 Działalność poszukiwawcza i wydobywcza: 54 kopalń gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce Ponad 2 tys. odwiertów eksploatacyjnych 2 174 175 172 162 174 179 161 21 211 212 213 214 215 216 * Gaz ziemny sprzedawany po koszcie w ramach grupy PGNiG / ** W przeliczeniu na gaz wysokometanowy 1

759 767 879 592 1 351 1 851 1 376 1 84 4 855 3 76 2 426 1 285 1 95 219 4 291 4 71 Wyniki finansowe segmentu Poszukiwanie i Wydobycie EBITDA segmentu Poszukiwanie i Wydobycie mld PLN 4, Spadek średniej rynkowej ceny ropy Brent o 15% w 216 vs 215 3, 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, 1, 1,2 1,9 2, 3,4 3,1 2,4 1,3 Wyniki segmentu za 216 rok -12% mln PLN +8% -47% -8%, 21* 211* 212 213 214 215 216 Revenue Operating expenses EBITDA EBIT Średnia cena ropy naftowej USD/bbl 14 12 Wyniki segmentu za Q1 217 W Q1 217 wprowadzono zmiany w raportowaniu segmentów, co wpłynęło na zmianę wyników finansowych w segmentach GK PGNiG. Więcej informacji na stronie 25-29. +37% +1% +57% +83% mln PLN 1 8 6 4 2 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 211 212 213 214 215 216 11

Działalność zagraniczna Norwegia Liczba licencji 18 Koszt zakupionych licencji 36 mln USD (Skarv) 1,95 mld NOK (Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog) CAPEX Skarv (wyłącznie PGNiG) ok. 8 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 3,2 213 214 215 216 217F 218F 12

Działalność zagraniczna Afryka i Azja Aktywa w Afryce: Libia Aktywa w Azji: Pakistan Licencja Ghadames/Murzuq Licencja Kirthar data umowy 25 lutego 28 udziały PGNiG - 1% obszar 5 494 km 2 blok Awbari, położenie basen Murzuq 3 km 2D; zobowiązania 1 5 km 2 3D, 8 odwiertów 146 mld m szacowane zasoby 3 gazu, 15 mln ton NGL Q4 213: odpis 42 mln zł na całej wartości aktywów w Libii oraz rezerwa 137 mln zł na zobowiązania koncesyjne Zgłoszenie Siły Wyższej data umowy 18 maja 25 udziały PGNiG 7% Pakistan Petroleum 3% obszar 956 km 2 położenie zobowiązania szacowane zasoby prowincja Sindh, blok Kirthar 2 odwierty, 1 km sejsmiki 2D (wypełnione) 15,1 mld m 3 gazu (11,3 mld m 3 Rehman / 3,8 mld m 3 Rizq) Q4 216: zakończono odwiert Rehman-2, rozpoczęto wiercenie otworu Rehman-3, udostępnienie do produkcji odwiert Rizq-1 Instalacja napowierzchniowa (koszt: 13 mln $) 8 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. magazynowanie gazu Rosnący rynek w Polsce: CAGR +1,6% 25-215 Kontrakt Jamalski z firmą Gazprom na dostawy gazu do 222 roku: Do 1,2 mld m 3 rocznie, 85% Take-or-Pay Kontrakt z Qatargas na dostawy LNG (do 234): 1,3 mld m 3 gazu, 1% Take-or-Pay. Dostawy od czerwca 216 r. umowa dodatkowa (całkowity wolumen wzrośnie do 2,8 mld m 3 gazu rocznie, a w latach 218-22 do ok. 2,9 mld m 3 gazu rocznie) 2,5 mld m 3 gazu sprzedanych w 216 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,% WACC x 3,7 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) (do marca 218 r.) mld m 3 18 12 6 mld m 3 3,5 3 2,5 2 1,5 1,5 Źródła zaopatrzenia PGNiG SA w gaz ziemny 14,3 1, 15,2 15,3 15, 1,6 2, 2,1 9, 9,3 9, 8,7 13,7 13,3 1,6 1,2 8,1 8,2 1,,3 1,2 4,2 4,3 4,3 4,2 4, 4, 3,9 21 211 212 213 214 215 216 1,6 LNG Kierunek zachodni i południowy Kierunek wschodni Produkcja krajowa Pojemność magazynów 1,8 1,8 2,1 2,8 3, 15,4 3,2 3,2 29 21 211 212 213 214 215 216 14

423 358 375 38 9 62 9 932 9 245 9 624 623 1 41 381 1 158 31 742 28 18 31 361 27 22 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,,8,6,4,2, -,2 1,4 1,,8,5,6 -,1,2 21 211 212 213 214 215 216 Wyniki segmentu za 216 r. -11% mln PLN -14% +126% +24% Przychody za sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Sprzedaż gazu ziemnego przez PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny oraz PST mld PLN 3 24,3 25 23, 2,5 18,7 2,3 2 16,2 1,76 8,3 9,1 15 1,38 3,7,1 1 8,6 7,7 7,3 7,1 5 6,2 5,5 5,1 5,5 213 214 215 216 PST Towarowa Giełda Energii Detal Hurt 15 Wyniki segmentu za Q1 217 W Q1 217 wprowadzono zmiany w raportowaniu segmentów, co wpłynęło na zmianę wyników finansowych w segmentach GK PGNiG. Więcej informacji na stronie 25-29. mln PLN +3% +4% -15% mln PLN -18% Przychody za sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 15

Dystrybucja Stabilny rozwój sieci i wzrost wolumenu dystrybucji gazu (+2,4% CAGR 25-216) tys. km mld m 3 15 12 14 11 13 1 9 12 8 11 7 1 6 9 5 Długość sieci dystrybucyjnej (lewa oś) Wolumen dystrybuowanego gazu (prawa oś) 8 '5 '6 '7 '8 '9 '1 '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: Obowiązuje do 214 r. Koszt + zwrot z kapitału (7,2% WACC x x 11,9 mld zł WRA luka 15 mln zł) 16

533 864 758 1 397 1 469 1 8 692 461 4 585 3 135 2 339 1 45 4 915 3 28 2 559 1 635 Wyniki finansowe segmentu Dystrybucja EBITDA segmentu Dystrybucja mld 3, PLN 2,5 2, Wzrost wolumenu o 11% R/R Cel strategiczny PSG to wygenerowanie łącznego wyniku EBITDA na poziomie 16 mld zł w latach 216-222 1,5 1,,5, 2,6 2,3 2,3 2, 1,6 1,7 1,6 21* 211* 212 213 214 215 216 Wyniki segmentu za 216 rok mln PLN 7% 5% 9% 13% CAPEX segmentu mld PLN 1,4 1,35 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA Wyniki segmentu za Q1 217 EBIT mln PLN +5% +17% -9% -14% 1,3 1,25 1,2 1,15 1,1 1,5 1,24 1,14 1,34 1,12 1,19 1,11 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 1 211 212 213 214 215 216 17

Wytwarzanie Największy producent ciepła w Polsce - ponad 11% mocy cieplnych Pokrywa ok. 7% całkowitego zapotrzebowania na ciepło w Warszawie, jak również 98% ciepła dostarczanego do sieci miasta Wydarzenia: Styczeń 212: przejęcie 99,8% akcji Vattenfall Heat Poland za 3 mld zł (3,5 mld zł EV) Kwiecień 216: Objęcie do 17,1% w kapitale zakładowym Polskiej Grupy Górniczej w wyniku inwestycji 5 mln zł Rozwój wytwarzania i dystrybucji ciepła: Kwiecień 216: zakup od JSW SA Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej ( PEC ) za 19 mln zł 14 lokalnych ciepłowni 26 MW mocy cieplnej 288 km sieci ciepłowniczej Sierpień 216: zakup od JSW SA Spółki Energetycznej Jastrzębie ( SEJ ) 5 Ciepłowni 13 MW mocy wytwórczej energii elektrycznej 54 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 216 r. Sprzedaż energii elektrycznej (z produkcji) w 216 r. Produkcja ciepła i energii elektrycznej PJ 44 42 4 38 36 34 32 Produkcja E.c. netto (lewa oś) Produkcja Energii elektrycznej (prawa oś) 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 5,48 MWt 1,147 Mwe 4 PJ 3,6 TWh GWh 38 375 37 365 36 355 35 345 34 335 33 18

266 362 476 742 558 49 31 859 679 367 1 887 2 195 1 52 759 399 1 796 Wyniki finansowe segmentu Wytwarzanie EBITDA segmentu Wytwarzanie mld PLN,9,8,7,6,5,4,8,68,3,49,44,47,5,46,2,1 21* 211* 212 213 214 215 216 Wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła R/R o 12% do poziomu 1 263 mln PLN przy wolumenie wyższym o 1% i przy wyższej taryfie na ciepło w okresie 1.1-15.8 i niezmienionej taryfie na ciepło po 15.8 Wzrost przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania R/R o 21 mln PLN do poziomu 66 mln PLN w związku z 3% wzrostem wolumenu sprzedaży Wyniki segmentu za 216 rok 16% mln PLN 18% 12% 9% Inwestycje Budowa bloku gazowego 49 MWe, w Warszawie na Żeraniu (22) Budowa kotła biomasowego 146 MWt na Siekierkach (216) Elektrociepłownia Stalowa Wola 5/5 JV PGNiG i Tauron Polska Energia: Nakłady inwestycyjne 1,6 mld zł, finansowane w formule project finance Umowa na sprzedaż energii elektrycznej. PGNiG dostarczy,5 mld m 3 gazu przez 14 lat Moc bloku gazowego: 45 MWe oraz 24 MWt W styczniu 216 r. odstąpiono od umowy oraz nałożono kary umowne na generalnego wykonawcę w związku z nienależytym wykonywaniem kontraktu W październiku 216 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 * 21-211 Według polskich standardów rachunkowości, 212-213 dane przed wewnętrznymi eliminacjami Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA Wyniki segmentu za Q1 216 EBIT mln PLN +16% +17% +13% +13% Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 19

Strategia, nakłady

Strategia GK PGNiG na lata 217-222 Nowa strategia Grupy PGNiG na lata 217 222 (z perspektywą do 226 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 21

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 222 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 222 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 22

Aspiracje w kluczowych obszarach działalności 1. Poszukiwanie i Wydobycie 2. Obrót hurtowy 3. Obrót detaliczny Zwiększenie bazy udokumentowanych zasobów węglowodorów o 35% (do 1 28 mln boe w 222 ) Zwiększenie łącznego poziomu wydobycia węglowodorów o 41% (do 55 mln boe w 222) Zdywersyfikowany portfel dostaw gazu ziemnego po roku 222 Zwiększenie wolumenu sprzedaży gazu ziemnego o 7% (do 178 TWh w 222) Skumulowany wolumen sprzedaży gazu ziemnego na rynku hurtowym w kraju i zagranicą na poziomie 1 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 3 tys. nowych przyłączy w latach 217-222 Zwiększenie dynamiki rocznego przyrostu liczby przyłączy o 17% Zwiększenie wolumenu dystrybucji gazu ziemnego o 16% Zwiększenie wolumenu sprzedaży ciepła i energii o 2% (do 18 TWh w 222) 7. Centrum Korporacyjne Efektywna realizacja projektów R&D&I oraz wzmocnienie wizerunku Grupy Poprawa efektywności operacyjnej Grupy PGNiG 23

CAPEX oraz EBITDA w latach 217-222 CAPEX w latach 217-222 mld PLN EBITDA w latach 217-222 PLNbn Poszukiwanie i Wydobycie 15 45% 9,2 Skumulowany wynik EBITDA około 33,7 mld PLN Dystrybucja Energetyka i ciepłownictwo Obrót i Magazynowanie 1 5,3 29% 13% 1% 5,6 Ambitny program inwestycyjny umożliwi długoterminowy wzrost wyniku EBITDA Grupy, szczególnie w latach 223-226 (ok. 9,2 mld PLN średniorocznie) Inne projekty rozwojowe Razem 217-222 4 12% ponad 34 mld PLN 217 222 średniorocznie 223 226 średniorocznie Utrzymanie bezpiecznego poziomu zadłużenia (stosunek dług netto/ebitda nie wyższy niż 2,) Średniorocznie 217 222 5,7 CAPEX w latach 212-216 mld PLN Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i Magazynowanie Poszukiwanie i Wydobycie 8, 7, 6,8 6, 5, 3,2* 3,9 4, 3,6 3,3 1,1,3,4 3, 3, 1,1,5,4 2,,6 1,3,3,5 1,2 1,1,2,2 1, 1,9 2,1 1,5 1,4 1,3, 31 grudnia 212 31 grudnia 213 31 grudnia 214 31 grudnia 215 31 grudnia 216 Blisko połowa nakładów inwestycyjnych (45%) dotyczyć będzie obszaru poszukiwania i wydobycia Średnioroczne nakłady inwestycyjne w latach 217-222 na poziomie około 5,7 mld PLN * Includes PLN 3bn for acquisition of PGNiG Termika 24

Zmiany w prezentacji segmentów działalności

Zmiana segmentów sprawozdawczych (1/4) Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty Nowa cena rozliczeniowa dla gazu z wydobycia krajowego Centrum korporacyjne bez zmian bez zmian Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty 26

Zmiana segmentów sprawozdawczych (2/4) 1 Metoda ustalenia 2 Wydzielenie 3 ceny rozliczeniowej centrum korporacyjnego Koszty operacyjne pozostałe pozycje Przekazanie gazu pomiędzy segmentem Poszukiwanie i Wydobycie a Obrót i Magazynowanie następuje po cenie kalkulowanej jako średnia miesięczna notowań TGE RDN (Rynek Dnia Następnego) pomniejszona o dyskonto gwarantujące segmentowi Obrót i Magazynowanie pokrycie uzasadnionej części kosztów magazynowania gazu wysokometanowego oraz marżę. Zarząd PGNiG zdecydował o skorygowaniu wyników finansowych segmentu Obrót i Magazynowanie o przychody i koszty generowane przez Centralę PGNiG S.A. oraz PGNiG Finance AB, które pełnią funkcje wsparcia dla innych segmentów GK PGNiG. Centrum korporacyjne zostało zaprezentowane w Pozostałych segmentach W ramach prowadzonych prac uporządkowano inne pozycje kosztów operacyjnych, kierując się rodzajem prowadzonej działalności. 27

Skutki zmian [EBITDA 216 w mln PLN] (3/4) Dotychczasowy sposób raportowania Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Poszukiwanie i Wydobycie 619 (123) 494 295 - Obrót i Magazynowanie 66 11 (8) 648 - Dystrybucja 758 665 542 594 - Wytwarzanie 362 88 11 199 - Pozostałe segmenty (1) (5) (6) (4) - Eliminacje 4 2 5 11 - Reklasyfikacja Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Poszukiwanie i Wydobycie 26 14 159 362 - Obrót i Magazynowanie (237) (12) (133) (324) - Dystrybucja - - - - - Wytwarzanie - - - - - Pozostałe segmenty (23) (38) (26) (38) - Eliminacje - - - - - Nowy sposób raportowania Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Poszukiwanie i Wydobycie 879 17 653 657 1 376 Obrót i Magazynowanie 423 8 (141) 324 358 Dystrybucja 758 665 542 594 692 Wytwarzanie 362 88 11 199 49 Pozostałe segmenty (33) (43) (32) (78) (66) Eliminacje 4 2 5 11-28

Skutki zmian [EBITDA 216 w mln PLN] (4/4)* 1 8 6 4 619 879 66 423 758 758 362 362 Q1 1 8 6 4 665 665 Q2 2-2 -1-33 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe 2-2 11 88 88 17 8-123 -5-43 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe 1 Q3 1 Q4 8 6 494 653 542 542 8 6 657 648 594 594 4 2 11 11 4 2 295 324 199 199-2 -8-6 -141-32 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe -2-4 -78 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe * Lewy słupek stare ujęcie / Prawy słupek nowe ujęcie. Wykresy nie uwzględniają uzgodnień do danych skonsolidowanych. 29

Załączniki

Podstawowe wyniki finansowe w 216 [mln PLN] 215 216 % Przychody ze sprzedaży 36 464 33 196 (9%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (3 384) (27 222) (1%) Znaczący wpływ spadku ceny surowców na roczne wyniki operacyjne EBITDA 6 8 5 974 (2%) skor. EBITDA* 6 67 6 81 2% Amortyzacja (2 79) (2 614) (6%) EBIT 3 29 3 36 2% Wynik na działalności finansowej (225) (76) (66%) Zysk netto 2 136 2 349 1% Przychody ze sprzedaży gazu wysokometanowego (E) niższe R/R o 3,7 mld PLN (24,8 mld PLN w 216 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 216 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 216 i 215 r.: odpowiednio -836 mln PLN i -59 mln PLN. Skorygowana EBITDA wzrosła o 2% R/R. 55 mln PLN zysku w 216 r. vs -8 mln PLN straty w 215 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 216 roku Dystrybucja 38% Wytwarzanie 11% 35% 11% 216 215 9% 45% Poszukiwanie i Wydobycie 3% Obrót i Magazynowanie 21% * EBITDA skorygowana o odpisy z tytułu trwałej utraty wartości na rzeczowym majątku trwałym 31

Podstawowe wyniki finansowe - Q1 217 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q1 217 vs Q1 216 [mln PLN] Q1 216 Q1 217 % mln PLN 1 376 Przychody ze sprzedaży 1 98 11 652 6% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (8 587) (8 883) 3% 879 Poszukiwanie I Wydobycie 423 358 Obrót i Magazynowanie Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży: 758 692 Dystrybucja ropy i kondensatu R/R o 242 mln PLN (+66%), gazu R/R o 219 mln PLN (+26%), 362 49 Wytwarzanie usług geofizycznych i wiertniczych R/R o 25 mln PLN (+26%). Obrót i Magazynowanie Pozostałe segmenty Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 5% pomimo niższych cen sprzedaży, głównie za sprawą wzrostu wolumenu o 11%. Zwiększenie odpisu na zapasie gazu w Q1 217 o 35 mln PLN wobec odwrócenia odpisu na +165 mln PLN w Q1 216 (stan odpisu na koniec 1Q17 wyniosło 66 mln PLN). Dystrybucja Wzrost wolumenu o 13% R/R w Q1 217. W Q1 217 wpływ bilansowania systemu na -218 mln PLN (-15 mln PLN rok wcześniej). -33-66 EBITDA 2 393 2 769 16% Amortyzacja (672) (695) (3%) EBIT 1 721 2 74 21% Wynik na działalności finansowej 48 19 (6%) Zysk netto 1 386 1 599 15% Wzrost EBITDA Grupy PGNiG w Q1 216 vs Q1 217* 3 +497-65 -66 mln PLN +47-33 25 2 15 2 393 2 769 1 5 Q1 216 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Q1 217 *Zmiany nie uwzględniają uzgodnień do danych skonsolidowanych Wytwarzanie Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji). 32

Wzrost kosztów operacyjnych w Q1 217 [mln PLN] Q1 216 Q1 217 % Paliwa do produkcji ciepła i energii (282) (293) 4% Zużycie pozostałych surowców i materiałów (361) (351) (3%) Świadczenia pracownicze (545) (642) 18% Usługa przesyłowa (239) (294) 23% Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki (46) (17) (63%) Pozostałe usługi obce (236) (361) 52% Usługi gazownicze (w tym regazyfikacja LNG) (1) (95) 8x Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto (48) (338) 6x Zmiana stanu odpisów 25 7 (97%) -Odpis na zapasy 17 (19) (111%) -Odpis aktualizujący wartość składników majątku trwałego 49 2 (59%) Podatki i opłaty (448) (524) 17% Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby 163 159 (2%) Amortyzacja (672) (695) 3% Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu (2 266) (2 829) 4% Koszt sprzedanego gazu (6 993) (6 749) (3%) Wzrost kosztów regazyfikacji, opłat eksploatacyjnych zrekompensowane przez spadek kosztów pozyskania gazu. Komentarz: Wzrost kosztów świadczeń pracowniczych z tytułu premii pracowniczych (+5 mln PLN R/R), wzrostu wynagrodzeń +19 mln PLN R/R i innych świadczeń pracowniczych. Niższy koszt spisania odwiertów negatywnych: -17 mln PLN w Q1 217 vs -46 mln PLN w Q1 216. W obu okresach spisano 3 odwierty negatywne, nie wystąpiły koszty sejsmiki. Wzrost kosztów pozostałych usług obcych o 123 mln PLN R/R głównie w związku ze wzrostem kosztu regazyfikacji (+87 mln PLN R/R) Wzrost kosztów z tytułu różnic kursowych z działalności operacyjnej o 94 mln PLN R/R. Wzrost podatków i opłat (75 mln PLN) głównie w wyniku niedoszacowania podatku od gazociągów (wzrost o 56 mln PLN) w Q1 216. Zmiana stanu produktów +17 mln PLN R/R Koszty operacyjne ogółem (9 259) (9 578) 3% 33

Czynniki wpływające na wynik finansowy Wzmocnienie USD wobec PLN R/R, stabilne EUR wobec PLN R/R PLN 4,5 4,3 4,36-1% 4,32 3-miesięczna średnia cen ropy wzrosła w Q1 217 o 57% R/R USD/bbl 12 1 Wzrost przychodów ze sprzedaży wskutek rosnących cen ropy naftowej i wolumenów sprzedaży gazu 4,6 4, +2,5% 3,96 3,8 3,5 1'15 4'15 7'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 8 6 4 51,8 54, -9% 47,3 34,5 +57% 2 1'15 4'15 7'15 1'15 1'16 4'16 7'16 1'16 1'17 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD Ceny gazu TGE RDN oraz średnia cena kontraktów ważonych wolumenem PLN/MWh 11 TGE (RDN, rynek dnia następnego) Ważona wolumenem średnia cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) 1 9,23-1% 9 81,5 8 76,39 81,26 81,48 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 cen kontraktów na TGE obliczono na podstawie kwotowań kontraktów z datą realizacji przypadającą na dany kwartał. 6 5 średnia cena RDNg w Q1 216: 64,69 +32% 4 1'16 4'16 7'16 1'16 1'17 średnia cena RDNg w Q1 217: 85,71 34

Sprzedaż i struktura importu gazu Struktura importu gazu do Polski w Q1 217 vs Q1 216 Kierunek zachodni i południowy 4% LNG 12% Q1 217 2% Q1 216 98% Kierunek wschodni 84% Istotny udział LNG w strukturze importu w Q1 217. Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w Q1 217 wyższa R/R o,9 mld m 3, przede wszystkim do odbiorców przemysłowych zarówno w obrocie detalicznym jak i hurtowym. Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu mld m 3 1, 8 7,7 7,5 6,5 7,3 8,9 5, 2,5 4,8 3,9 2,6 2,5 2,4 1,9 4,7 4,3 2,7 2,8 3, 3, 3,2 Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 99 mln m 3 31.3.217). (na, 1,3 1,8 2,8 1,7,9 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski 1,6 2,8 2,2,9 35

Kierunki dostaw gazu Interkonektory Projekt Bramy Północnej POLSKA NORWEGIA (do 1 mld m 3, 222) POLSKA LITWA (1,7/2,4 mld m 3, 221) TERMINAL LNG (I etap 5 mld m 3, planowany II etap: 7,5 mld m 3 ) TIETIEROWKA (,2 mld m 3 *) GAZOCIĄG JAMAŁ MALLNOW (rewers : techniczna zdolność do 5,4 mld m 3 ) Lwówek Wlkp Włocławek GAZOCIĄG JAMAŁ KONDRATKI (3,7 mld m 3 *) WYSOKOJE (5,5 mld m 3 *) GCP (1,5 mld m 3 *) POLSKA UKRAINA (5 mld m 3, 22) * POLSKA CZECHY. (6,5/5 mld m 3, 219) Przepustowość techniczna CIESZYN, (,5 mld m 3 ) POLSKA SŁOWACJA (5,7/4,7 mld m 3, 22) DROZDOWICZE/ HERMANOWICE (4,4 mld m 3 *) Połączenia istniejące Połączenia planowane, w trakcie budowy (przepustowość do/z polskiego systemu TERMINAL LNG 36

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 215 r. 4,3 mld m 3 sprzedanego gazu w 216 r. Sprzedaż bezpośrednia,7 mld m 3 gazu w 215 r.,7 mld m 3 gazu w 216 r. Towarowa Giełda Energii 8,1 mld m 3 w 215 r. 9, mld m 3 w 216 r. Towarowa Giełda Energii (TGE) PGNiG Obrót Detaliczny 6,9 mln klientów zużycie 7,5 mld m 3 gazu w 215 r., zużycie 7,2 mld m 3 gazu w 216 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 214 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). 37

3.216: 8% 3.217: 88% Zmiany na polskim rynku gazu Wolumen sprzedaży gazu (mln m 3 ) 214 215 216 Grupa PGNiG ogółem 18,6 23, 24,3 PGNiG SA (bez Pakistanu) 13,8 13,2 14,5 w tym PGNiG SA poprzez TGE 3,7 8,1 9, PGNiG Obrót Detaliczny 3, 7,5 7,3 Liberalizacja rynku gazu wpływa na udział PGNiG w imporcie oraz strukturę sprzedaży Komentarz: Od 1.8.214 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* 1% 8% 6% 4% 2% * 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. % 1'13 4'13 6'13 9'13 12'13 3'14 6'14 9'14 12'14 3'15 6'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 38

Model taryfowy w Polsce Typ działalności Sprzedaż bezpośrednia Brak Obrót gazem Obrót detaliczny Obrót hurtowy Magazynowanie (do marca 218) Dystrybucja (od 214) 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,% WACC x 3,7 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) Koszt + zwrot z kapitału (7,2% WACC x 11,9 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) Haromonogram deregulacji rynku gazu w Polsce 2 16 12 8 4 Średnia importowa cena gazu do Niemiec wg BAFA, cena gazu rosyjskiego na granicy niemieckiej oraz taryfa PGNiG PLN/tys. m 3 Cena BAFA Taryfa PGNiG (duży przemysł) Jan-11 Jul-11 Jan-12 Jul-12 Jan-13 Jul-13 Jan-14 Jul-14 Jan-15 Jul-15 Jan-16 Jul-16 Jan-17 Poziomy obliga giełdowego Gaz rosyjski na granicy niemieckiej Od 1 stycznia 217 r. Od 1 października 217 r. Do końca 223 r. 3% 4% 55% max Zwolnienie z obowiązku zatwierdzania taryf dla przedsiębiorstw obrotu w zakresie sprzedaży na rynku hurtowym w: i) punkcie wirtualnym, (ii) w formie LNG lub CNG, oraz (iii) w trybie przetargów, aukcji i zamówień publicznych zgodnie z przepisami Ustawy Zamówień Publicznych. Zwolnienie z obowiązku taryfikacji dla przedsiębiorstw obrotu dostarczających gaz dla innych klientów biznesowych (w tym większych przedsiębiorstw przemysłowych i małych i średnich przedsiębiorstw). Utrzymanie obowiązku taryfowego dla podmiotów oferujących gaz gospodarstwom domowym. W 213 r. Od 1 stycznia 214 r. Od 1 stycznia 214 r. 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. 39

Zadłużenie i źródła finansowania Źródła finansowania (stan na 31.3.217) mln PLN 8 6 4 8 5 2 dostępne wykorzystane Komentarz: W dniu 13 lutego 217 r. PGNiG dokonała terminowej spłaty pożyczki udzielonej przez PGNiG Finance AB w wysokości 5 mln EUR wraz z należnymi odsetkami. W dniu 14 lutego 217r. PGNiG Finance AB wykupiła euroobligacje o wartości nominalnej 5 mln EUR wraz z należnymi odsetkami. 2 Obligacje gwarantowane (programy ważne do 219-222) 5,4 5,2,7 -,2 2 5 Zadłużenie na koniec kwartału 1 8 6 4 2-2 -4 mld PLN 1 59 1 3 42 14 Obligacje krajowe (217) Program BGK (224) Reserve Based Loan (222) Program dla PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa (program ważny do 217) 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 1,6,4-1,9-1,7 Zadłużenie,8,5 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Dług netto 3,8-1,5,3,2,1, Dywidenda na akcje PLN,19,17,15,15,12,13,9,8,2,18 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 Założenie Strategii: wypłata do 5% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach 215-222 (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych). 4

Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Zatrudnienie (stan na dzień) tys. 4 Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie 32, 31, 29, 3 2,3 1,1 2, 1,1 1,6 25,5 25,2 25 1,1 1,3 1,3 13,3 1,1 1,9 1,9 1,8 2 13,1 12,2 1,7 1,8 11, 4,4 4,1 3,9 1 3,5 3,5 2,9 11, 1,8 1,2 8,9 7,7 7,4 31 grudnia 212 31 grudnia 213 31 grudnia 214 31 grudnia 215 31 grudnia 216 31 marca 217 Skonsolidowane przepływy pieniężne (1.1.217 r. - 31.3.217 r.) mln PLN 1 8 +164 +34 +695-33 -1 191 +2 15-2 281 mln PLN 1,% 8,% 6,% 4,% 2,%,% 3, Bilans Grupy (stan na 31.3.217 r.) Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny 12 332 36 68 Aktywa 2,2 33 488 7 785 7 127 Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 9,4% 8,2% 6,7% 6,9% 5,8% 4,7% 4,1% 4,3% 2,4 7,3% 4,7% 212 213 2 14 215 216 ROE ROA 6 4 2 5 832 5 325 2, 1,, 1,6 1,2 2, 1,3 1,6 1,1 1,,9 212 213 2 14 215 216 Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności Gotówka (1.1.217) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy Gotówka (31.3.217) 41

Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO GK PGNiG [mln m 3 ] 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) 474 1 918 473 45 487 59 2 27 54 515 57 51 w tym w Polsce 328 1 41 347 346 349 359 1 454 366 359 362 367 w tym w Norwegii 146 517 126 14 138 15 573 138 156 145 134 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 712 2 54 692 582 596 67 2 564 664 612 62 685 w tym w Polsce 68 2 48 67 57 584 657 2 513 651 61 589 672 w tym w Pakistanie 32 59 22 12 13 13 52 13 12 13 13 RAZEM (przeliczony na E) 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 81 79 82 72 77 84 81 84 8 79 83 SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO w GK PGNiG [mln m 3 ] GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 8 396 22 9 6 923 4 6 4 411 7 56 21 653 6 184 3 662 4 497 7 311 w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG 734 2 511 561 614 571 764 2 311 648 639 52 522 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 469 1 373 419 244 298 412 1 295 355 261 285 395 RAZEM (przeliczony na E) 8 865 24 273 7 342 4 25 4 79 7 972 22 949 6 539 3 922 4 782 7 75 w tym sprzedaż bezpośrednio ze złóż 243 756 218 137 181 221 736 192 169 169 26 IMPORT GAZU ZIEMNEGO przez PGNiG SA [mln m 3 ] Razem 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 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 387 974 38 384 21 - - - - - - ROPA NAFTOWA w GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu 346 1 318 344 298 328 348 1 428 358 367 317 386 w tym w Polsce 216 764 27 177 176 23 765 27 24 147 27 w tym w Norwegii 13 555 137 121 152 145 664 151 163 17 18 Wydobycie razem przeliczone na kbbl/d 27 26 27 24 26 28 29 29 29 26 31 Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu 39 1 347 326 287 336 398 1 391 315 356 372 348 w tym w Polsce 218 754 198 179 172 25 772 211 196 148 217 w tym w Norwegii 172 593 127 18 164 193 619 14 16 224 131 WYTWARZANIE Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] 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] 1 458 3 64 1 24 418 591 1 39 3 487 1 136 328 674 1 349 42

Słownik terminów i pojęć 2P bbl BGK Boe CAGR Capex CNG EBITDA Ee GK PGNiG GPW JV KPMG LNG Opex PGNiG PGNiG OD PSG PST TGE URE Upstream Szacunkowe rezerwy paliw kopalnianych (udokumentowane oraz prawdopodobne) Baryłka ropy naftowej Bank Gospodarstw Krajowego (Barrel of oil equivalent) ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok.,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 Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. Polska Spółka Gazownictwa PGNiG Supply and Trading Towarowa Giełda Energii Urząd Regulacji Energetyki Poszukiwanie i wydobycie kopalin 43

Informacje kontaktowe Aleksandra Dobosiewicz Zastępca Dyrektora Departamentu Ekonomicznego Kierownik Działu Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 46 71 kom:+48 665 4 847 faks: +48 22 691 81 23 e-mail: aleksandra.dobosiewicz@pgnig.pl Więcej informacji Marcin Piechota Starszy Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 43 22 kom.:+48 885 889 89 faks: +48 22 691 81 23 e-mail: marcin.piechota@pgnig.pl Strona Relacji Inwestorskich www.ri.pgnig.pl Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ul. M. Kasprzaka 25 1-224 Warszawa 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.