Wyniki finansowe Grupy TAURON. za I półrocze 2015 r. 20 sierpnia 2015 r.

Wyniki finansowe Grupy TAURON za I półrocze 2015 r. 20 sierpnia 2015 r.

Kluczowe parametry finansowe za I półrocze 2015 r. Wyniki Grupy TAURON za I półrocze 2015 r. [mln zł] Przychody ze sprzedaży 9 184 (-0,5% r/r) EBITDA 1 915 (-4,0% r/r) Zysk netto 720 (-1,8% r/r) CAPEX 1 771 (41,6% r/r) Dług netto/ebitda 1,93x (wzrost o 0,25 r/r) Wyniki kluczowych segmentów za I półrocze 2015 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu 3 228 8 094 2 675 542 EBITDA 1 243 335 473 (158) EBIT 758 330 182 (214) CAPEX 696 3 886 146 2

Kluczowe parametry finansowe za II kwartał 2015 r. Wyniki Grupy TAURON za II kwartał 2015 r. [mln zł] Przychody ze sprzedaży 4 430 (2,1% r/r) EBITDA 894 (-1,4% r/r) Zysk netto 218 (-35,1% r/r) CAPEX 979 (43,0% r/r) Dług netto/ebitda 1,93x (wzrost o 0,25 r/r) Wyniki kluczowych segmentów za II kwartał 2015 r. [mln zł] Dystrybucja Sprzedaż Wytwarzanie Wydobycie Przychody segmentu 1 585 3 916 1 148 273 EBITDA 697 141 189 (114) EBIT 453 139 44 (142) CAPEX 411 1 462 86 3

Podsumowanie kluczowych wydarzeń 16 stycznia Wyrażenie wstępnego zainteresowania nabyciem całości lub części aktywów KWK Brzeszcze 12 marca Wprowadzenie do obrotu na rynku Catalyst 17 500 obligacji TAURON o łącznej wartości 1,75 mld zł 15 kwietnia 23 kwietnia Zawarcie umowy nabycia 10 proc. udziałów w PGE EJ 1 - spółce celowej powołanej do realizacji projektu budowy elektrowni jądrowej o mocy 3 000 MW Decyzja ZWZ o podziale zysku za 2014 r. Dywidenda przypadająca na akcję: 0,15 zł. Łączna wartość dywidendy: 262,9 mln zł. Dywidenda została wypłacona 12 sierpnia 2015 r. 10 lipca Zawarcie aneksu do umowy z Bankiem Gospodarstwa Krajowego w sprawie podwyższenia wartości programu emisji obligacji o 700 mln zł. Aktualna łączna wartość programu: 1,7 mld zł 13 lipca 17 lipca Zawarcie umowy z Polskimi Inwestycjami Rozwojowymi w sprawie budowy bloku parowo-gazowego o mocy 413 MWe w Elektrowni Łagisza Podtrzymanie przez agencję ratingową Fitch ratingów TAURON: międzynarodowego długoterminowego ratingu w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie BBB z perspektywą stabilną międzynarodowego krótkoterminowego ratingu w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie F3 krajowego ratingu długoterminowego na poziomie A (pol)" z perspektywą stabilną krajowego ratingu niezabezpieczonego i niepodporządkowanego zadłużenia na poziomie A (pol)" 4 sierpnia Określenie warunków brzegowych ewentualnej transakcji nabycia KWK Brzeszcze 4

Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 Q1 2014 Q2 2014 Q3 2014 Q4 2014 Q1 2015 Q2 2015 Q3 2015 Q4 2015 Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Q4 2012 Q1 2013 Q2 2013 Q3 2013 Q4 2013 Q1 2014 Q2 2014 Q3 2014 Q4 2014 Q1 2015 Q2 2015 Q3 2015 Q4 2015 Sytuacja makroekonomiczna i rynkowa Wzrost PKB Polski* oraz indeks PMI dla przemysłu (średnia kwartalna) Wzrost produkcji sprzedanej przemysłu i zużycia energii elektrycznej (zmiana r/r)* 5% 4% 3% 2% 1% 0% 3,8% 2,3% 1,5% 0,5% 0,3% 1,3% 2,2% 2,8% 3,6% 3,4% 3,4% 3,5% 3,5% 3,7% 3,7% 3,9% 56 55 54 53 52 51 50 49 48 47 46 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% -1% -2% -3% -4% 4,7% 2,6% -0,3% -3,0% -2,0% 1,2% 5,0% 4,5% 4,9% 3,7% 1,8% 3,1% 5,3% 3,9% 4,9% 5,2% wzrost PKB PMI dla przemysłu prognoza wzrostu PKB wzrost produkcji sprzedanej prognoza wzrostu produkcji sprzedanej zmiana krajowego zużycia energii Ceny energii w rocznych kontraktach BASE Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Y-13 191,60 108 861 Y-14 160,40 142 841 Y-15 168,11 146 932 Y-16 169,37 94 814 Y-17 168,23 9 014 Średnie ceny sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym (wg URE): 2011 r.: 198,90 zł/mwh 2012 r.: 201,36 zł/mwh 2013 r.: 181,55 zł/mwh 2014 r.: 163,58 zł/mwh 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce [TWh] 5,8% 6,8% 1,7% 34,0% 51,8% +2,9% 77,2 79,5 +11,2% 4,44 4,94 +15,9% 5,24 6,08 1,33 +67,5% 2,22 26,25 +2,0% 26,78 39,99-1,2% 39,51 H1 2014 H1 2015 6,2% 7,6% 2,8% 33,7% 49,7% pozostałe odnawialne źródła energii el. cieplne gazowe el. cieplne na węgiel brunatny el. cieplne na węgiel kamienny * Źródło: GUS, IBnGR, PSE 5 5

Kluczowe dane operacyjne za I półrocze 2015 r. mln Mg 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] 2,19 2,29 0,584 0,2% 0,585 2,55 2,01 1,61 1,71 6,2% H1 2014 H1 2015-21,2% TWh 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] 7,84 7,29 0,91 4,4% 0,95 7,82 6,38 6,89 6,84 8,0% -12,5% H1 2014 H1 2015 PJ 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę produkcja węgla handlowego energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło TWh 25 Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] klienci 5 400 Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] TWh 25 20 5 350 20 15 15 10 5 0 23,88 24,59 5 359 H1 2014 H1 2015 5 392 3,0% 33 tys. 5 300 5 250 5 200 18,20 18,03 H1 2014 H1 2015-0,9 % 10 5 0 dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 6

Kluczowe dane operacyjne za II kwartał 2015 r. mln Mg 1,5 1,0 Produkcja i sprzedaż węgla [mln ton] 1,18 1,15 0,30-6,7% 0,28 TWh 4,5 4,0 3,5 3,0 Wytwarzanie energii elektrycznej [TWh] i ciepła [PJ] 3,92 3,59-2,3% 0,43 0,44 PJ 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,5 0,5 0,0 1,30 0,88 0,87-1,1% Q2 2014 Q2 2015 1,04-20,0% 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 3,49 3,15 1,90 10,8% Q2 2014 Q2 2015 1,67-12,1% 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 sprzedaż węgla do Grupy sprzedaż węgla poza Grupę produkcja węgla handlowego energia elektr. energia elektr. - OZE ciepło TWh 14 12 Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] i liczba klientów [tys.] klienci 5 400 Sprzedaż energii elektrycznej [TWh] TWh 10 10 8 6 4 2 0 11,63 12,09 5 359 Q2 2014 Q2 2015 5 392 4,0% 33 tys. 5 350 5 300 5 250 5 200 8,54 8,58 Q2 2014 Q2 2015 0,5% 8 6 4 2 0 dystrybucja energii elektr. liczba klientów sprzedaż detaliczna energii elektrycznej 7

Podstawowe dane finansowe za I półrocze 2015 r. Przychody ze sprzedaży [mln zł] Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] 10 000 9 226 9 184 730 719 800 8 000 6 000 1 063-10,2% 955 2 927 6,7% 3 122 700 600 500 400 4 000 300 2 000 0 5 236 5 107 H1 2014 H1 2015-2,5% H1 2014 H1 2015-1,5% 200 100 0 energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody EBITDA H1 2015 vs H1 2014 [mln zł] 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0-500 1 995 69 86 1 915 +8,2% 3% 3% 20% -82 18% 59% 1 913 2 070 65% 19% 1% 25% -3% EBITDA H1 2014 raportowana EBITDA ZW Nowa i El. Blachownia EBITDA H1 2014 porównywalna EBITDA H1 2015 porównywalna Koszt umorzenia czerwonych i żółtych PM Korekta stanu zapasów i czynnych RMK EBITDA H1 2015 raportowana -8% -2% EBITDA Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Poz. nieprzypisane 8

Podstawowe dane finansowe za II kwartał 2015 r. mln zł 5 000 4 000 3 000 Przychody ze sprzedaży [mln zł] 4 339 4 430 469-23,2% 360 1 407 8,1% 1 521 Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej [mln zł] 334 216 mln zł 400 300 200 2 000 1 000 2 463 2 549 100 0 Q2 2014 Q2 2015 3,5% Q2 2014 Q2 2015-35,3% 0 energia elektr. usługi dystrybucyjne i handlowe pozostałe przychody EBITDA Q2 2015 vs Q2 2014 [mln zł] 1 200 1 000 800 600 400 200 0-200 -400 906 17 86 17% 3% 2% -37 16% 68% 998 868 78% 1% 15% 21% -13% -3% EBITDA Q2 2014 raportowana EBITDA ZW Nowa i El. Blachownia EBITDA Q2 2014 porównywalna +15,0% EBITDA Q2 2015 porównywalna Koszt umorzenia czerwonych i żółtych PM Korekta stanu zapasów i czynnych RMK 894 EBITDA Q2 2015 raportowana -4,0% EBITDA Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Poz. nieprzypisane 9

EBITDA za I półrocze 2015 r. mln zł 2 500 1 995-4,0% 1 915 21,6% -29,1% 17,7% 38,5% 4,1% 12,1% - 20,8% 2 000 1 500 912-186 84 74 12-56 -6 871 1 000 1 083 1 044 500 0 EBITDA H1 2014 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Pozycje nieprzypisane EBIT Amortyzacja Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża EBITDA EBITDA H1 2015 Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w I półroczu 2015 r.: Wydobycie mniejsza produkcja węgla handlowego przy realizacji większego wolumenu sprzedaży, niższe ceny sprzedaży węgla handlowego, korekty z tytułu inwentaryzacji zapasów i rozliczeń międzyokresowych kosztów Wytwarzanie wyższa produkcja i sprzedaż energii elektrycznej, wyższe ceny sprzedaży energii, wyższa marża na obrocie energią, niższe koszty stałe Dystrybucja wyższy wolumen i średnia cena sprzedaży usługi dystrybucyjnej, wyższe koszty zakupu usług dystrybucyjnych / przesyłowych Sprzedaż wyższe koszty obowiązku umarzania praw majątkowych przy niższej cenie zakupu PM, zmiana struktury odbiorców skutkująca obniżeniem średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej 10

EBITDA za II kwartał 2015 r. mln zł 1 200 1 000 800 906-1,4% 894 20,9% -41,6 % 16,4% 43,9% 3,6% 7,3% - 20,2% 85 456 52-12 -5-10 435-122 600 400 450 459 200 0 EBITDA Q2 2014 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż Pozostałe Pozycje EBIT Amortyzacja Wzrost w segmencie Spadek w segmencie Marża EBITDA nieprzypisane EBITDA Q2 2015 Najważniejsze czynniki wpływające na wynik EBITDA w II kwartale 2015 r.: Wydobycie mniejsza produkcja węgla handlowego, niższe ceny sprzedaży węgla handlowego, korekty z tytułu inwentaryzacji zapasów i rozliczeń międzyokresowych kosztów Wytwarzanie wyższa produkcja i sprzedaż energii elektrycznej, wyższe ceny sprzedaży energii, wyższa marża na obrocie energią, niższe koszty stałe Dystrybucja wyższy wolumen i cena sprzedaży usługi dystrybucyjnej, niższe koszty różnicy bilansowej, wyższe koszty przesyłu energii (wzrost wolumenu i stawki za usługi przesyłowe) Sprzedaż wyższe koszty obowiązku umarzania praw majątkowych, przy niższej cenie zakupu PM, zmiana struktury odbiorców skutkująca obniżeniem średniej ceny sprzedaży 11

Koszty stałe 66% Koszty stałe 65% Koszty zmienne 34% Koszty zmienne 35% Struktura kosztów rodzajowych w I półroczu 2015 r. -1,9% 100% 4 852 4 760 1% 1% mln zł Spadek kosztów w I półroczu 2015 r. dotyczy głównie: zużycia materiałów 90% 80% 1 276 1 234 26% 26% amortyzacji i odpisów aktualizacyjnych (wydzielenie ZW Nowa i El. Blachownia do spółki TAMEH) 70% 287 330 6% 7% kosztów świadczeń pracowniczych głównie efekt niższego stanu zatrudnienia 60% 50% 40% 30% 20% 1 288 1 334 27% 28% 1 012 923 21% 19% Struktura kosztów: w I półroczu 2015 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 35%, koszty stałe ok. 65% w I półroczu 2014 r.: koszty zmienne ok. 34%, koszty stałe ok. 66% 10% 917 870 Przyczyną niewielkiej zmiany struktury kosztów są 0% 19% 18% H1 2014 H1 2015 głównie wyższe koszty zakupu usług przesyłowych oraz niższe koszty stałe Amortyzacja i odpisy aktualizujące RAT Usługi obce Koszty świadczeń pracowniczych Zużycie materiałów i energii Podatki i opłaty Pozostałe koszty rodzajowe 12

Koszty stałe 69% Koszty stałe 67% Koszty zmienne 31% Koszty zmienne 33% Struktura kosztów rodzajowych w II kwartale 2015 r. 100% 90% 80% -3,3% 2 397 2 318 2% 2% 645 605 27% 26% mln zł Spadek kosztów w II kwartale 2015 r. dotyczy głównie: zużycia materiałów (głównie niższe koszty paliw) amortyzacji i odpisów aktualizacyjnych (wydzielenie ZW Nowa i El. Blachownia do spółki TAMEH) 70% 135 153 6% 7% kosztów świadczeń pracowniczych głównie efekt niższego stanu zatrudnienia 60% 50% 40% 30% 20% 651 673 27% 29% 469 413 20% 18% Struktura kosztów: w II kwartale 2015 r.: koszty zmienne (bez wartości sprzedanych towarów i materiałów) ok. 33%, koszty stałe ok. 67% w II kwartale 2014 r.: koszty zmienne ok. 31%, koszty stałe ok. 69% 10% 0% 461 435 19% 19% Q2 2014 Q2 2015 Przyczyną zmiany struktury kosztów są głównie wyższe koszty zakupu usług przesyłowych oraz niższe koszty stałe Amortyzacja i odpisy aktualizujące RAT Usługi obce Koszty świadczeń pracowniczych Zużycie materiałów i energii Podatki i opłaty Pozostałe koszty rodzajowe 13

Zadłużenie i finansowanie Zapadalność długu Grupy TAURON 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500-3 153 1 990 402 150 158 Dług netto/ebitda=1,93x 704 240 240 189 182 162 100 100 100-2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500-25 III kw. 2015 377 IV kw. 2015 27 25 24 I kw. 2016 II kw. 2016 III kw. 2016 3 077 IV kw. 2016 obligacje kredyty, pożyczki i leasingi obligacje kredyty, pożyczki i leasingi Struktura zadłużenia finansowego Grupy TAURON [mln zł] 1 114 14% 54 1% 48 1% Kwoty dostępnego finansowania Grupy TAURON [mln zł] 300 9% 295 8% 100 3% zadłużenie finansowe (wartość nominalna zadłużenia z tytułu kredytów inwestycyjnych, pożyczek, leasingu oraz obligacji) na 30 czerwca 2015 r. wynosi 7 870 mln zł średnioważona zapadalność długu wg stanu na 30 czerwca 2015 r. wynosi 55 miesięcy dług denominowany w EUR (emisja obligacji NSV) stanowi 8,95% długu ogółem Struktura długu ze względu na stopę oprocentowania: 7 870 3 445 Instrument Kwota długu [mln zł] obligacje, w tym: 6 654 Oprocentowanie Zabezpieczenie program bankowy 3 000 zmienne IRS program bankowy 300 zmienne brak 6 654 84% obligacje kredyty z EBI pożyczki z NFOŚiGW/WFOSiGW leasingi obligacje program bankowy obligacje program BGK kredyt EBI cashpooling 2 750 80% program rynkowy 1 750 zmienne brak program BGK 900 zmienne brak NSV 704 stałe CIRS kredyty z EBI 1 114 stałe brak pożyczki 54 zmienne brak leasingi 48 zmienne brak 14

CAPEX status prac przy projektach Inwestycja Moc (MW e ) Moc (MW t ) Zaawansowanie prac (proc.) Planowany termin zakończenia Budowa bloku węglowego w Elektrowni Jaworzno III 910-11 2019 Budowa bloku parowo-gazowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola 450 240 78 2016 Budowa węglowego bloku kogeneracyjnego w ZW Tychy 50 86 78 2016 Elektrownia Jaworzno III budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 200 MW - - 84 2016 Elektrownia Łaziska budowa instalacji odazotowania spalin i modernizacja bloków 200 MW - - 96 2015 Budowa bloku parowo-gazowego w Elektrowni Łagisza 413 266 2 2018 Budowa poziomu 800 m w Zakładzie Górniczym Janina - - 23 2019 Budowa szybu Grzegorz w Zakładzie Górniczym Sobieski - - 18 2022 15

CAPEX podział na segmenty Nakłady inwestycyjne wg segmentów [mln zł] 41,6% 1 771 43 1 250 696 44 841 886 282 82 146 H1 2014 H1 2015 Wydobycie Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż i pozostałe Główne inwestycje zrealizowane w I półroczu 2015 r.: Wydobycie: budowa poziomu 800 m w ZG Janina (41 mln zł) zakup dodatkowego kompletu obudowy i wyposażenia dla ZG Janina (71 mln zł) Wytwarzanie: budowa instalacji do obniżenia emisji NOx (131 mln zł), budowa bloku 910 MW w El. Jaworzno (303 mln zł) budowa farmy wiatrowej Marszewo II etap (13 mln zł), modernizacja elektrowni wodnych (26 mln zł) budowa i modernizacja sieci ciepłowniczych (29 mln zł), odbudowa mocy w ZW Tychy (212 mln zł), wykonanie zasilania Magistrali Wschodniej oraz Południowej ze źródła Łagisza (19 mln zł), wykonanie zasilania Magistrali Zachodniej oraz Południowej ze źródła ELCHO (10 mln zł) Dystrybucja: budowa nowych przyłączy (229 mln zł) modernizacja i odtworzenie majątku sieciowego (396 mln zł) 16

Program poprawy efektywności Segment Oszczędności zrealizowane w latach 2013- H1 2015 Oszczędności zaplanowane na lata 2013-2015 Dystrybucja 388 mln zł 416 mln zł 93% Wytwarzanie (w tym OZE i Ciepło) 497 mln zł 420 mln zł 118% Wydobycie 32 mln zł 28 mln zł 114% % realizacji Główne inicjatywy Wdrożenie docelowego modelu biznesowego, eliminacja dublujących się funkcji Zmiana zasad kwalifikowania wydatków do nakładów lub kosztów Optymalizacja różnicy bilansowej Optymalizacja procesów IT Integracja funkcji biznesowych w obszarze serwisu Optymalizacja usług obcych Restrukturyzacja zatrudnienia i optymalizacja procesów Ograniczenie remontów dla najmniej efektywnych jednostek Optymalizacja kosztów ogólnozakładowych Outsourcing części funkcji, głównie w obszarze remontów Poprawa sprawności urządzeń, optymalizacja wolumenu produkcji oraz kosztów operacyjnych w elektrowniach wodnych Obniżenie kosztów serwisu i utrzymania ruchu farm wiatrowych Ograniczenie strat sprężonego powietrza Restrukturyzacja majątku Optymalizacja polityki zakupowej Budowa instalacji wytwarzania azotu Rozbudowa stacji odwadniania mułów Uzdatnianie wody pitnej Aukcje elektroniczne w zamówieniach publicznych Stosowanie wykładki mechanicznej przy drążeniu wyrobisk Pozostałe Segmenty 50 mln zł Restrukturyzacja zatrudnienia, ograniczenie kosztów usług obcych Razem 967 mln zł 864 mln zł 112% W latach 2013-H1 2015 do programu dobrowolnych odejść (PDO) przystąpiło 1 049 osób. W tym okresie rozwiązano umowę o pracę z 1 603 osobami (razem 4 097 osoby od początku uruchomienia PDO w 2010 r.). Oszczędności wynikające z ograniczenia zatrudnienia, pomniejszone o koszty poniesione na ich uzyskanie, ujęto w kwotach zaprezentowanych w poszczególnych segmentach Struktura oszczędności za lata 2013-2014 i H1 2015: 58% przypada na restrukturyzację zatrudnienia, 42% przypada na pozostałe inicjatywy Szacowana struktura oszczędności w perspektywie 2013-2015: 73% przypada na restrukturyzację zatrudnienia, 27% przypada na pozostałe inicjatywy 17

Dziękujemy Q & A Biuro Relacji Inwestorskich : Marcin Lauer marcin.lauer@tauron.pl tel. + 48 32 774 27 06 Paweł Gaworzyński pawel.gaworzynski@tauron.pl tel. + 48 32 774 25 34 Magdalena Wilczek magdalena.wilczek@tauron.pl tel. + 48 32 774 25 38 18

Zastrzeżenie prawne Niniejsza prezentacja ma charakter wyłącznie informacyjny i nie należy jej traktować jako porady inwestycyjnej. Niniejsza prezentacja została sporządzona przez TAURON Polska Energia S.A. ( Spółka ). Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie ponoszą odpowiedzialności z tytułu jakiejkolwiek szkody wynikającej z wykorzystania niniejszej prezentacji lub jej treści albo powstałej w jakikolwiek inny sposób związany z niniejszą prezentacją. Odbiorcy niniejszej prezentacji ponoszą wyłączną odpowiedzialność za własne analizy i oceny rynku oraz sytuacji rynkowej Spółki i potencjalnych wyników Spółki w przyszłości, dokonane w oparciu o informacje zawarte w niniejszej prezentacji. W zakresie, w jakim niniejsza prezentacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłości, a w szczególności słowa projektowany, planowany, przewidywany i podobne wyrażenia (łącznie z ich zaprzeczeniami), stwierdzenia te wiążą się ze znanym i nieznanym ryzykiem, niepewnością oraz innymi czynnikami, których skutkiem może być to, że rzeczywiste wyniki, sytuacja finansowa, działania i osiągnięcia Spółki albo wyniki branży będą istotnie różnić się od jakichkolwiek przyszłych wyników, działań lub osiągnięć wyrażonych w takich stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Ani Spółka ani żaden z jej podmiotów zależnych nie są zobowiązane zapewnić odbiorcom niniejszej prezentacji jakichkolwiek dodatkowych informacji ani aktualizować niniejszej prezentacji. 19

Segment Wydobycie Dane finansowe za I półrocze 2015 r. [mln zł] 24 EBIT bridge za I półrocze 2015 r. [mln zł] 529 542-24 -7 28-115 -24-158 -214-86 -6-214 H1 2014 H1 2015 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT H1 2014 Wolumen sprzedaży węgla Cena sprzedaży węgla Koszt własny sprzedanego węgla Korekta stanu zapasów i czynnych RMK Pozostałe czynniki EBIT H1 2015 Dane finansowe za II kw. 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za II kw. 2015 r. [mln zł] 281 273-17 -7-0,2-26 8-17 -114-142 Q2 2014 Q2 2015 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q2 2014 Wolumen sprzedaży węgla Cena sprzedaży węgla Koszt własny sprzedanego węgla -86 Korekta stanu zapasów i czynnych RMK -6 Pozostałe czynniki -142 EBIT Q2 2015 20

Segment Wytwarzanie Dane finansowe za I półrocze 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za I półrocze 2015 r. [mln zł] 2 320 2 675 +373,5% 84 80-4 182 71-87 389 473 38 182 38 38 27 H1 2014 H1 2015 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT H1 2014-65 TAMEH (ZW Nowa i El. Blachownia) Wolumen energii el. - elektrownie i elektrociepłownie Wolumen energii el. - farmy wiatrowe i el. wodne Cena sprzedaży energi Marża na obrocie energią el. Operacyjna rezerwa mocy Koszty stałe Pozostałe EBIT H1 2015 1 068 Dane finansowe za II kw. 2015 r. [mln zł] 1 148 EBIT bridge za II kw. 2015 r. [mln zł] 24 44 10 44 21 21-40 136 189 44-38 22 10 Q2 2014-38 Q2 2015-29 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q2 2014 TAMEH (ZW Nowa i El. Blachownia) Wolumen energii el. - elektrownie i elektrociepłownie Wolumen energii el. - farmy wiatrowe i el. wodne Cena sprzedaży energi Jednostkowy koszt zm. wytw. Marża na obrocie energią el. Operacyjna rezerwa mocy Koszty stałe Pozostałe EBIT Q2 2015 21

Segment Dystrybucja Dane finansowe za I półrocze 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za I półrocze 2015 r. [mln zł] 3 049 3 228 700 110 56 10 8,3% -14-68 -11-15 -9 758 1 170 1 243 700 758 H1 2014 H1 2015 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT H1 2014 Cena Wolumen Koszt strat sieciowych - wskaźnik Koszt strat sieciowych - cena Zakup usług OSD/OSP Podatek od majątku sieciowego Amortyzacja Pozostałe czynniki EBIT H1 2015 Dane finansowe za II kw. 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za II kw. 2015 r. [mln zł] 20,6% 1 491 1 585 58 38 7 28 453 376-33 -8-5 -7 612 376 697 453 Q2 2014 Q2 2015 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q2 2014 Cena Wolumen Koszt strat sieciowych - wskaźnik Koszt strat sieciowych - cena Zakup usług OSD/OSP Opłaty przyłącz. Podatek od majątku sieciowego Amortyzacja EBIT Q2 2015 22

Segment Dystrybucja wolumeny Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w I półroczu 2014 r. Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w I półroczu 2015 r. 4 991 6 796 Grupa A 5 151 6 886 Grupa A Grupa B Grupa B 2 072 22 766 Grupa C2 2 161 23 498 Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa C1+R+D 1 331 Grupa G 1 363 Grupa G 7 576 7 937 Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w II kw. 2014 r. Dystrybucja energii elektrycznej [GWh] w II kw. 2015 r. 2 383 2 579 3 476 3 406 Grupa A Grupa A 940 11 098 Grupa B Grupa C2 989 11 586 Grupa B Grupa C2 Grupa C1+R+D Grupa C1+R+D 631 Grupa G 638 Grupa G 3 738 3 904 Dane dotyczą dystrybucji energii elektrycznej do odbiorców końcowych 23

Segment Sprzedaż Dane finansowe za I półrocze 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za I półrocze 2015 r. [mln zł] 7 575 8 094-11,7% 374 85 15 19 330-73 -90 392 374 335 330 H1 2014 H1 2015 EBIT H1 2014 Ceny energii elektrycznej Ceny PM Obowiązek PM Opłaty handlowe Pozostałe przychody/koszty EBIT H1 2015 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT Dane finansowe za II kw. 2015 r. [mln zł] EBIT bridge za II kw. 2015 r. [mln zł] 3 916-4,0% 3 479 145 21 21 139-26 -28 6 153 145 141 139 Q2 2014 Q2 2015 Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT EBIT Q2 2014 Ceny energii elektrycznej Ceny PM Obowiązek PM Opłaty handlowe Pozostałe przychody/koszty EBIT Q2 2015 24

Segment Sprzedaż wolumeny Sprzedaż energii elektrycznej detalicznej [GWh] w I półroczu 2014 r.* Sprzedaż energii elektrycznej detalicznej [GWh] w I półroczu 2015 r. 2 001 3 161 1 804 4 347 Grupa A Grupa A 4 908 18 007 Grupa B Grupa C2+C1+R+D 5 025 18 014 Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Grupa G 5 065 Sprzedaż pozostała** Sprzedaż pozostała** 4 341 2 872 Sprzedaż energii elektrycznej detalicznej [GWh] w II kw. 2014 r.* 2 498 Sprzedaż energii elektrycznej detalicznej [GWh] w II kw. 2015 r. 592 1 590 495 2 268 2 344 Grupa A Grupa B 2 522 8 443 444 Grupa C2+C1+R+D 8 573 572 Grupa G Sprzedaż pozostała** 2 545 Grupa A Grupa B Grupa C2+C1+R+D Grupa G Sprzedaż pozostała** 1 372 1 121 2 167 * Wielkości sprzedaży energii elektrycznej do klientów strategicznych TAURON Polska Energia S.A. ujęto w grupach A i B ** Potrzeby własne i różnice bilansowe spółek Grupy, różnice bilansowe do innych OSD, inne 25

Trendy cenowe na rynku energii elektrycznej Energia elektryczna Platformy: TGE, TFS, GFI, GPW-POEE 2014 r. 2015 r. (do 27 lipca 2015 r.) 2015/2014 (do 27 lipca 2015 r.) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena (zł/mwh) Wolumen (GWh) Cena % Wolumen % Forward BASE (Y+Q+M) 161,10 189 112 167,94 193 736 +4,2% +2,4% Forward PEAK (Y+Q+M) 184,60 19 126 217,52 16 781 +17,8% -12,3% Forward (średnia ważona) 163,26 208 238 171,89 210 517 +5,3% +1,1% SPOT (TGE) 179,86 21 078 153,09 (prognoza) 21 500-14,9% +2,0% Średnia ważona razem 164,78 229 316 170,15 232 017 +3,3% +1,2% Uprawnienia do emisji CO 2 (EUA/t) Ankieta analityków rynku CO 2 * Cena (EUR/t) Rodzaj certyfikatu Prawa majątkowe (zł/mwh) Ceny rynkowe (średnia w 2015 r.) Opłata zastępcza i obowiązek za: 2014 r. 2015 r. Średnia w 2014 r. 5,96 EUR/t OZE (PMOZE_A) (do 27 lipca 2015 r.) 132,58 303,03 (13,0%) 303,03 (14,0%) Średnia w 2015 r. 7,40 EUR/t Kogeneracja węglowa (PMEC-2014) 10,78 11,00 (23,2%) 11,00 (23,2%) Średnia w 2016 r. 9,20 EUR/t Kogeneracja gazowa (PMGM-2014) 107,59 110,00 (3,9%) 121,63 (4,9%) Prognozowana przez TAURON średnia cena EUA w 2015 r. 7,3 7,5 EUR/t Metan (PMMET-2014) 61,84 63,26 (1,1%) 63,26 (1,3%) * Źródła: Point Carbon, TAURON 26 26

Notowania kontraktów BASE na 2015 r. Średnia cena [zł/mwh] Wolumen [GWh] Razem 168,11 146 932 w tym na TGE poza TGE 168,16 109 877 167,96 37 055 Średnia cena energii elektr. uwzględniająca kontrakty roczne BASE i PEAK na 2015 r.: 172,64 zł/mwh, łączny wolumen BASE i PEAK na 2015 r.: 161 011 GWh 27

Pokrycie analityczne TAURON Instytucja Analityk Instytucja Analityk DB Securities Tomasz Krukowski BAML Denis Deruskhin Dom Maklerski mbanku Kamil Kliszcz Raiffeisen Centrobank Teresa Schinwald Dom Maklerski Banku Handlowego Piotr Dzięciołowski Renaissance Capital Vladimir Sklyar Dom Maklerski BZ WBK Paweł Puchalski Societe Generale Bartłomiej Kubicki Dom Maklerski PKO BP J.P. Morgan Cazenove Stanisław Ozga Michał Kuzawiński UBS Investment Research Michał Potyra Patrick Hummel Tomasz Walkowicz Erste Group Tomasz Duda Pekao Investment Banking Łukasz Jakubowski Goldman Sachs Fred Barasi WOOD & Company Bram Buring HSBC Dmytro Konovalov Dom Maklerski BOŚ Michał Stalmach ING Securities Maria Mickiewicz 30

Dziękujemy za uwagę 31