PKN Orlen S.A.

Investor Presentation • May 23, 2024

Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy ORLEN l kwartał 2024

Warszawa, 22 maja 2024r.

Podsumowanie pierwszego kwartału

01 Podsumowanie pierwszego kwartału

02 Perspektywy

03 Slajdy pomocnicze

Wyniki finansowe 1Q24

Solidne wyniki w wymagającym otoczeniu regulacyjnym i gospodarczym

mld PLN
Przychody
EBITDA LIFO*
Przepływy z działalności operacyjnej
Nakłady inwestycyjne
Wolne przepływy pieniężne
Dług netto/EBITDA

Ratingi

• Utrzymanie ratingu Fitch BBB+ z perspektywą stabilną
• Utrzymanie ratingu Moody's A3 z perspektywą stabilną

* Wynik operacyjny przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych w wysokości (-) 0,7 mld PLN

1Q24	1Q23	r/r		4Q23 kw/kw
82,3	115,8	(1)	98,3	(၂)
8,4	19,9	( )	13,6	(1)
11,7	23,6	(1)	6,1	1
6,4	5,3	←	12,0	(1)
1,9	10,2	(1)	-1,3	←
0,01x	-0,24x	←	0,02x	(↓)

Dywidenda

• Rekomendacja dywidendy na poziomie 4,15 zł na akcję

Otoczenie makro

Stopniowa normalizacja otoczenia makro

* Dane na dzień 10.05.2024

1) Modelowa marża afineryjna = przychody (33% Benzyna +48% Diejski olej opałowy) - koszty (98% ropa Brent +2% gaz ziemny). Notowania rykowe spot.

EBITDA LIFO

Zdywersyfikowany biznes, odporny na zmiany makro

Wynik operacyjny obciążony przez regulacje w segmencie Wydobycie (odpis gazowy)

Wyniki segmentów

Zmiana wyników r/r

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 1023 (-) 718 mln PLN

mln PLN 7 927 -647 8 384 511 2 427 2 272 4 -4 110 278 -94 -448 8 384 -6 380 -1 463 -240 Rafineria Petrochemia Energetyka Wydobycie Funkcje EBITDA LIFO Detal Gaz korporacyjne 1Q24

Rafineria

Wysokie wykorzystanie mocy rafinerii w środowisku normalizacji marż

EBITDA LIFO – wpływ czynników

Makro (r/r) – ujemny wpływ niższych marż rafineryjnych (normalizacja marż), niższego dyferencjału (zmiany struktury przerabianych rop), umocnienia PLN wzg. USD oraz ujemnego wpływu hedgingu i wyceny kontraktów terminowych CO2 przy niższych kosztach emisji CO2.

Wolumeny (r/r) – ujemny efekt wolumenowy na skutek spadku sprzedaży o (-) 1% oraz zmiany struktury przerabianych rop (ograniczenie przerobu REBCO i zastąpienie go przerobem innych gatunków rop).

Pozostałe (r/r) – ujemny wpływ niższych marż handlowych przy dodatnim wpływie wykorzystania historycznych warstw zapasów oraz odwrócenia odpisów na zapasach NRV.

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 1Q23 0 mln PLN / 1Q24 (-) 2 mln PLN Nakro: maże ( ) 487 mln PLN, kurs ( 397 mln PLN, hedging ( 709 mln PLN, vycena kontraktów terminowych CO ( 52 mln PLN, rezerva Co2 28 mln PLN, rezerva C22 28 mln PLN, rezerv

mln PLN

Wzrost uzysku paliw w Polsce i Czechach w efekcie niższego udziału zasiarczonych rop w strukturze przerobu przy porównywalnym uzysku paliw na Litwie.

Wysoki poziom przerobu ropy (9,5 mt tj. 90% wykorzystania mocy).

• · Polska 5,6 mt tj. wzrost o 0,1 mt (r/r). Wyższy przerób rafinerii w Płocku o 0,2 mt (r/r) w efekcie mniejszego zakresu postojów remontowych (r/r) oraz braku negatywnego wpływu postoju instalacji HON z 1Q23. Niższy przerób rafinerii w Gdańsku o (-) 0,1 mt (r/r) w efekcie postoju instalacji Odzysku Wodoru i Odkoksowania.
• Czechy 1,8 mt tj. wzrost o 0,1 mt (r/r) w efekcie budowania zapasów w związku z planowanym postojem remontowym rafinerii w Litvinovie w 2Q24. W 1Q24 zrealizowano 2-tygodniowy planowany postój remontowy rafinerii w Kralupach.
• Litwa 2,0 mt tj. spadek o (-) 0,1 mt (r/r) w efekcie realizacji postoju remontowego.

Petrochemia

Utrzymujące się trudne otoczenie makro Niższy import do Europy na skutek ograniczeń logistycznych

EBITDA LIFO – wpływ czynników

Makro (r/r) — ujemny wpływ niższych marż petrochemicznych na wszystkich produktach oraz umocnienia PLN wzg. EUR.

Wolumeny (r/r) – dodatni efekt wolumenowy na skutek wzrostu sprzedaży o 9% (r/r) w efekcie przekierowania popytu na produkty petrochemiczne z Europy na skutek ograniczeń logistycznych na Morzu Czerwonym.

Pozostałe (r/r) – ujemny wpływ niższych marż handlowych.

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 1023 0 mln PLN / 1Q24 (-) 666 mln PLN Makro: marże (-) 52 mln PLN, kurs (-) 53 mln PLN, wycena kontraktów terminowych CO2 0 mln PLN, rezerwa CO2 23 mln PLN

Wykorzystanie mocy instalacji petrochemicznych

• Olefiny (Płock) niższe obciążenie (r/r) ze względu wydłużony postój instalacji PCW w Anwilu.
• BOP (Płock) porównywalny (r/r) poziom wykorzystania mocy.
• Metateza (Płock) zmniejszone wykorzystanie instalacji w efekcie niższego popytu.
• Nawozy postój remontowy Wytwórni Amoniaku.
• PCW (Włocławek) wydłużony postój instalacji z 4Q23 do połowy stycznia'24.
• PTA (Włocławek) wyższe obciążenie instalacji (rr), w 1Q23 postój instalacji.
• Olefiny (Czechy) wyższe obciążenie (r/r), brak istotnych postojów.
• PPF Splitter (Litwa) niższe wykorzystanie mocy (r/r) w efekcie zmniejszonego przerobu ropy w marcu'24 podczas wiosennego postoju remontowego.

mln PLN

" 70% produkcji energii elektrycznej wytwarzane ze źródeł zero i niskoemisyjnych

mln PLN

EBITDA — wpływ czynników

Makro (r/r) – ujemny wpływ wyższych kosztów strat sieciowych oraz niższych marż na sprzedaży energii przy dodatnim wpływie wyższych marż dystrybucyjnych oraz niższych kosztów emisji CO2. Dodatkowo, negatywny wpływ niższego (r/r) spreadu energia elektryczna/gaz ziemny.

Wolumeny (r/r) – ujemny efekt wolumenowy na skutek mniejszego obrotu energią elektryczną, częściowo skompensowany dodatnim wpływem wzrostu produkcji i dystrybucji.

Pozostałe (r/r) – brak ujemnego efektu z 1Q23 rozliczenia składników majątku PGNiG Termika na dzień przejęcia.

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 1Q23 (-) 1 mln PLN Makro: marże (-) 999 mln PLN, kurs (-) 46 mln PLN, wycera kontraktów terminowych CD: (-) 11 mln PLN, rezewa CQz 290 mln PLN

• Wzrost produkcji o 12% (r/r) m.in. z aktywów kogeneracyjnych (bloki gazowe Płock, Włocławek, Zerań) oraz w efekcie ujęcia nowych farm wiatrowych w 2024r.
• Spadek sprzedaży o (-) 12% (r/r) spowodowany głównie mniejszym systemowym zapotrzebowaniem na energię z Elektrowni Ostrołęka.
• Dystrybucja wzrosła o 5% (r/r) w efekcie wyższych wolumenów w głównych grupach taryf.

Ciepło

• Wzrost wytwarzania ciepła o 1% (r/r) w efekcie znacząco niższych temperatur w styczniu (r/r). Średnia temperatura w całym kwartale była wyższa o 0,9℃ (r/r).

Detal

EBITDA – wpływ czynników

Wyższe marże oraz wolumeny sprzedaży Wejście na nowy rynek w Austrii

Wzrost marży paliwowej na rynku polskim i niemieckim przy niższej marży na rynku czeskim (r/r).

Wzrost marży pozapaliwowej na rynku polskim przy porównywalnych marżach na rynku niemieckim i czeskim (r/r).

Wzrost wolumenów sprzedaży o 20% (r/r) w efekcie wzrostu popytu w Polsce oraz wzrostu liczby stacji paliw łącznie.

Pozostałe (r/r) – wzrost kosztów funkcjonowania stacji paliw.

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 1Q23 (-) 3 mln PLN / 1Q24 0 mln PLN

Kraj Liczba stacji r/r % rynku r/r Polska ട 1925 35,7 1,7 pp ୧୦୧ 10 6,2 0,2 pp Niemcy 438 2 29,1 5,6 pp Czechy Litwa 30 4,0 -0,1 pp дз 21 6,1 3,8 pp Słowacja 125 46 2,9 0,5 pp Węgry 266 266 9,6 9,6 pp Austria

Liczba stacji i wolumenowe udziały rynkowe

mln PLN

3 483 stacji paliw, tj. wzrost o 361 (r/r), w tym: w Austrii - zakup lokalnej sieci stacji paliw w 1Q24 (wejście na nowy rynek), na Węgrzech i Słowacji - przejęcie stacji paliw od MOL, dodatkowo na Słowacji - uruchomienie samoobsługowych stacji paliw przejętych od lokalnej sieci, oraz w Niemczech - przejęcie samoobsługowych stacji paliw od OMV.

Wzrost udziałów (r/r) na wszystkich rynkach poza Litwą.

2 666 punktów sprzedaży pozapaliwowej; wzrost o 136 (r/r).

787 stacji alternatywnego tankowania; wzrost o 137 (r/r).

Wydobycie

lstotny wpływ regulacji na wynik (odpis gazowy) Wzrost skali działalności w Norwegii (przejęcie aktywów KUFPEC)

-

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 1Q23 (-) 43 mln PLN Makro: marże (-) 2 545 mln PLN, kurs (-) 322 mln PLN, hedging (-) 2 mln PLN

Utrzymująca się korzystna relacja między kosztem pozyskania, a ceną sprzedaży gazu

Makro (r/r) – ujemny wpływ makro w efekcie niższych cen gazu, m.in. o (-) 48% na TGE.

Niższy wpływ (r/r) rozliczenia składników majątku Grupy PGNiG na dzień połączenia.

Pozostałe (r/r) – korzystny wpływ niższych cen wytłoczeń gazu z magazynu i cen importu przy negatywnym wpływie niższych cen sprzedaży.

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 1Q23 0 mln PLN / 1Q24 (-) 2 mln PLN Makro: marże (-) 2 420 mln PLN, hedging 1 291 mln PLN, wycena kontraktów terminowych CD: (-) 60 mln PLN, rezerwa CO2 (-) 2 mln PLN, rezerwa CO2 (-) 2 mln PLN

Sprzedaż gazu wg grup odbiorców

Obrót i magazynowanie

• Spadek importu ogółem o (-) 15% (r/r). LNG stanowiło 46% dostarczonego wolumenu.
• Zapas magazynowy gazu (w Polsce i za granicą) na koniec kwartału wyniósł 8,6 TWh.

Dystrybucja

• Wzrost wolumenów dystrybucji gazu o 4% (r/r) głównie w wyniku znacząco niższych temperatur w styczniu.

Spadek sprzedaży gazu ogółem poza Grupę o (-) 2% (r/r) głównie w wyniku ograniczenia o (-) 30% obrotu na zagranicznych giełdach energii.

Hurt Polska

• Wzrost wolumenów sprzedaży gazu o 6% (r/r) głównie w efekcie wzrostu konsumpcji przemysłu przy niższych kosztach zakupu gazu.

Detal i MŚP

• Spadek wolumenów sprzedaży gazu o (-) 3% (r/r) pomimo niższych cen.

Nakłady inwestycyjne

Zrealizowany CAPEX za 3M24 – podział na segmenty

mln PLN

Zgodnie z MSSF16 nakłady inwestycyjne uwzględniają leasing

Główne projekty rozwojowe w 2024 r.

Rafineria

• Budowa instalacji Visbreakingu Płock
• Budowa instalacji Hydrokrakingu Litwa
• Budowa instalacji Bioetanolu 2 Gen. ORLEN Południe
• Budowa instalacji HVO Płock
• Budowa instalacji Hydrokrakingowego Bloku Olejowego Gdańsk
• Budowa morskiego terminala przeładunkowego na Martwej Wiśle Gdańsk

Petrochemia

• Rozbudowa zdolności produkcyjnych olefin Płock
• Rozbudowa zdolności produkcyjnych nawozów Anwil

Energetyka

• Modernizacja aktywów oraz przyłączenie nowych odbiorców do sieci Grupa Energa
• Budowa CCGT Ostrołęka i CCGT Grudziądz
• Budowa farm fotowoltaicznych
• Budowa morskiej farmy wiatrowej na Bałtyku

Detal

• · Rozbudowa, modernizacja oraz rebranding sieci stacji paliw
• Rozbudowa sieci sprzedaży pozapaliwowej
• Rozbudowa sieci paliw alternatywnych

Wydobycie

• Projekty wydobywcze w Norwegii, w tym: zagospodarowanie złóż Tommeliten Alpha i Fenris oraz obszaru Yggdrasil
• Projekty wydobywcze w Polsce

Gaz

• Modernizacja sieci gazowej oraz przyłączenie nowych odbiorców do sieci

Perspektywy

01 Podsumowanie pierwszego kwartału

02 Perspektywy

03 Slajdy pomocnicze

Niższe ceny surowców wspierające odbicie gospodarcze w regionie

Założenia otoczenia makro	2024	2023	r/r	Założenia rozwoju gospodarczego
Brent [USD/bbl] Prognozowany wzrostu światowego popytu na ropę	" 85,0	82,6	个	Odbicie gospodarcze w Europie Centralnej Wzrost sprzedaży paliw w Polsce przy niższej sprzedaży paliw na pozostałych rynkach (r/r)
Gaz ziemny [PLN/MWh] Wysoka podaż w Europie	~ 150	202	(	Wzrost zużycia gazu w przemyśle (r/r) dzięki niższym cenom surowca
Marża rafineryjna [USD/bbl] Nowe moce rafineryjne pod koniec roku	" 12,0	17,0	>	Stabilizacja krajowego zużycia energii elektrycznej (r/r) Regulacje
Dyferencjał [USD/bbl] Ograniczenie przerobu REBCO w Europie	~ -0.6	0.7	>	Odpis gazowy obniży wynik Grupy w segmencie Wydobycie o ponad 15 mld PLN
Energia elektryczna [PLN/MWh] Wzrost produkcji energii z OZE oraz spadek CO,	~ 400	512	(	Zakładane rekompensaty w obszarze sprzedaży gazu na znacząco niższym poziomie (r/r)
Marża petrochemiczna [%] Niższe ceny gazu i utrudniona logistyka do Europy	" 5%	-19%		Wzrost Narodowego Celu Wskaźnikowego z 8,9% do 9,1% (zredukowany wskaźnik dla ORLEN S.A. wynosi 6,6%) E10 – wprowadzenie na stacjach w Polsce benzyny ze zwiększoną zawartością bioetanolu od początku 2024r.

Napędzamy przyszłość. Odpowiedzialnie.

Slajdy pomocnicze

01 Podsumowanie pierwszego kwartału

02 Perspektywy

03 Slajdy pomocnicze

Otoczenie makro

Główne wskaźniki makro		1023	4023	1Q24	മ (kw/kw)	△ (r/r)	2024	Δ (kw/kw)
Ropa Brent	USD/bbl	81,2	84,3	83,2	-1%	2%	88,5	6%
Modelowa marża rafineryjna¹	USD/bbl	18,3	13,9	15,9	14%	-13%	12,9	-19%
Dyferencjał²	USD/bbl	5,1	-2,0	0,1		-98%	-0,3
Cena gazu ziemnego TTF month-ahead	PLN/MWh	249	191	119	-38%	-52%	127	7%
Cena gazu ziemnego TTF TGEgasDA	PLN/MWh	272	195	142	-27%	-48%	139	-2%
Cena energii elektrycznej TGeBase	PLN/MWh	દિવેલા કુલ ૧૯૮૮ (તા.)	400	355	-11%	-43%	351	-1%
Prawa do emisji CO2	EUR/t	87	76	60	-21%	-31%	64	7%
Produkty rafineryjne4 – marża (crack) z notowań
ON	USD/t	245	217	210	-3%	-14%	138	-34%
Benzyna	USD/t	300	201	249	24%	-17%	293	18%
Ciężki olej opałowy	USD/t	-239	-192	-191	1%	20%	-197	-3%
Produkty petrochemiczne4 – marża (crack) z notowań
Polietylen	EUR/t	464	381	433	14%	-7%	475	10%
Polipropylen	EUR/t	432	353	392	11%	-9%	428	9%
Etylen	EUR/t	୧୧୫	621	616	-1%	-8%	624	1%
Propylen	EUR/t	564	484	495	2%	-12%	509	3%
Paraksylen	EUR/t	544	440	401	-9%	-26%	374	-7%
Srednie kursy walut®
USD/PLN	USD/PLN	4,39	4,11	3,99	-3%	-9%	4,01	1%
EUR/PLN	EUR/PLN	4,71	4,42	4,33	-2%	-8%	4,31	-1%

* Dane na dzień 10.05.2024

1) Motelowa marża rafineyjna – przychody (33% Berzyna – 48% Diej opałowy – koszty (98% ropa Brent – 2% gaz ziemny). Notowania rynkowe spot.

2) Dyferencjał liczony na bazie rzeczywistego udziału przerobionych rop. Notowania spot.

4) Marże (crack) dla produktów rafineryjnych (z wyjątkiem polimerów) wyliczone jako różnica pomiędzy notowaniem

5) Marża (crack) dla polimerów wyliczona jako różnica pomiędzy notowaniami monomerów. 6) Kursy średnie wg danych Narodowego Banku Polskiego

Wyniki – podział na kwartały

min PLN	1023	2023	3023	4023	12 M23	1024	△ (r/r)
Przychody	115 828	74 621	75 424	98 327	372 767	82 332	-33 496
EBITDA LIFO	19 944	8 703	8 220	13 574	60 312	8 384	-11 560
Efekt LIFO	-1 171	-384	1 283	-634	-899	64	1 235
EBITDA	18 773	8 319	9 503	12 940	59 413	8 448	-10 325
Amortyzacia	-3 822	-2 872	-2 834	-3 557	-14 200	-3 409	413
EBIT LIFO	16 122	5 831	5 386	10 017	46 112	4 975	-11 147
EBIT	14 951	5 447	ર વિવિધ	9 383	45 213	5 039	-9 912
Wynik netto	9 471	4 544	3 459	7 269	20 727	2 785	-6 686

Nynli copaciyin ərazi odibərin isə dəyişmi və təsilə (12023) (77 min PLN 3023-) 542 nif PLN (14023-) 542 nif PLN (1242-) 71757 ml.N.) 12024-j 71757 ml.N.) 12024-j 71757 ml.N

EBITDA LIFO – podział na segmenty

min PLN	1023	2023	3023	4023	12M23	1Q24	△ (r/r)
Rafineria, w tym:	5 485	2 536	ના કુલર	594	8 971	2 272	-3 213
NRV	-59	-121	-69	റ്റി	-153	111	170
Hedging	364	51	-803	363	-26	-345	-709
Wycena kontraktów terminowych CO2	52	O	O	O	52	O	-52
Petrochemia, w tym:	98	-120	-136	-345	-492	ৰা	-94
NRV	-1	-16	17	-6	-6	റ	7
Hedging	86	100	106	93	385	84	-2
Wycena kontraktów terminowych CO2	O	O	O	O	O	O	O
Energetyka, w tym:	2 875	555	1349	-799	3 885	2 427	-448
Hedging	38	17	6		62	2	-36
Wycena kontraktów terminowych CO2	11	O	O	O	11	O	-11
Detal	233	લુક્યું હતું. તુ	601	GBB	2 132	511	278
Wydobycie, w tym:	2 270	-114	-212	578	2 155	-4 110	-6 380
Hedging	O	O	-12	ട്	3	-2	-2
Gaz, w tym:	9 390	ર લી	5 200	13 360	45 367	7 927	-1 463
Hedging	115	996	978	8 730	10 819	1 406	1291
Wycena kontraktów terminowych CO2	60	6	-25	22	63	O	-60
Funkcje korporacyjne	-399	-438	-431	-458	-1702	-644	-245
Wyłączenia	-8	11	-17	11	-4	-3	5
EBITDA LIFO, w tym:	19 944	8703	8 220	13.574	60 312	8 384	-11 560
NRV	-60	-137	-52	90	-159	117	177
Hedging	603	1 167	275	9 199	11 243	1 145	542
Wycena kontraktów terminowych CO2	123	ട്	-25	22	126	O	-123

Wynlik opercyjne pradodjesmi akturityczy: 1023 || 223 mln PLN | 2023 || 1066 mln PLV 4023 || 7 mlr PLN | 2023 || 7 157 mln PLN 1024 | 7 157 mln PLN 1024 | 7 157 mln PLN 1024

Wyniki – podział na spółki

min PLN	ORLEN	ORLEN Lietuva	ORLEN Unipetrol	Grupa ENERGA	Pozostałe	Grupa ORLEN
Przychody	54 891	6 189	6 826	6 254	8 172	82 332
EBITDA LIFO	2 516	349	216	1 037	4 266	8 384
Efekt LIFO	-155	-88	307	-	O	64
EBITDA	2 361	261	523	1 037	4 266	8 448
Amortyzacja	-1 040	-21	-250	-301	-1 797	-3 409
EBIT	1321	240	273	736	2 469	5 039
EBIT LIFO	1 476	328	-34	736	2 469	4 975
Wynik netto	1 299	232	224	432	598	2 785

ORLEN Lietuva – spadek EBITDA LIFO o (-) 225 mln PLN (r/r) w efekcie niższych marż (cracków) na lekkich i średnich destylatach, niższych (r/) wolumenów sprzedaży w segmencie rafineryjnym oraz ujemnego wpływu transakcji zabezpieczających (r/r) i niższych (r/r) marż handlowych. Pozytywny efekt wykorzystania historycznych warstw zapasów, niższych (rr) kosztów emisji CO2 i odpisów na zapasach NRV (r/r).

ORLEN Unipetrol – spadek EBITDA LIFO o (-) 1 114 mln PLN (r/r) w efekcie istotnego wzrostu cen ropy Ural (brak wpływu dyferencjału ropy Ural/Brent), spadku marż na lekkich i średnich destylatach, ujemnego wpływu (r/) transakcji zabezpieczających i niższych (r/) marż handlowych. Dodatkowo spadek wolumenów sprzedaży w segmencie rafineryjnym i petrochemicznym przy wyższych wolumenach w detalu. Pozytywny wykorzystania historycznych warstw zapasów, niższych (r/r) kosztów emisji CO2 i odpisów na zapasach NRV (r/r).

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 1Q24 (-) 718 mln PLN

Grupa ENERGA – niższa o (-) 1 283 mln PLN (r/r) EBITDA w efekcie wyższych kosztów strat sieciowych w Grupie Energa (LBD) oraz niższych marż na sprzedaży energii w (LBS) przy dodatnim wpływie wyższych marż dystrybucyjnych (LBD) i niższych kosztów emisji CO2. Dodatkowo niższa produkcja energii w elektrowni Ostrołęka przy wyższych wolumenach dystrybucji energii (LBD) i sprzedaży (LBS).

Pozostałe – głównie wzrost EBITDA w PGNiG Obrót Detaliczny o 4 347 mln PLN (wyższy (rr) wpływ rozliczenia finalnych wartości godziwych aktywów i zobowiązań na dzień przejęcia (PPA) w kwocie 1 064 mln PLN oraz niższe (r/r) koszty zakupu paliwa gazowego do odsprzedaży, w PGNiG Termika wzrost EBITDA o 606 mln PLN (brak ujemnego wpływu rozliczenia finalnych wartości godziwych aktywów i zobowiązań na dzień przejęcia z 1Q23 w kwocie 401 mln PLN) przy spadku EBITDA w PGNiG Upstream Norway o (-) 538 mln PLN ( głównie spadek notowań węglowodorów).

Dane produkcyjne rafinerii Grupy ORLEN

1% Przerób ropy naftowej (tys.t) 9 474 9 472 9 549	1%	9 474
			9 549	1%
90% Wykorzystanie mocy przerobowych 90% 88% 0 pp	2 pp	90%	90%	0 pp
ORLEN S.A."
Przerób ropy naftowej (tys.t) 2% 5 595 5 476 5 296	6%	5 476	5 595	2%
93% 94% " pp Wykorzystanie mocy przerobowych 89%	5 pp	93%	94%	1 pp
Uzysk paliw(4 83% 90% 90% 7 pp	0 pp	83%	90%	/ pp
Uzysk lekkich destylatów* 28% 2 pp 29% 30%	1 pp	28%	30%	2 pp
Uzysk średnich destylatów6 55% 61% 60% s pp	-1 pp	55%	60%	s pp
ORLEN Unipetrol²
3% Przerób ropy naftowej (tys.t) 1782 1 839 1 836	0%	1782	1 836	3%
Wykorzystanie mocy przerobowych 83% 84% 85% 2 pp	pp	83%	85%	2 pp
Uzysk paliw4 82% 78% 80% 4 pp	2 pp	78%	82%	4 pp
Uzysk lekkich destylatów* 35% 36% 36% 1 pp	0 pp	35%	36%	1 pp
Uzysk średnich destylatów 43% 44% 46% 3 pp	2 pp	43%	46%	3 pp
ORLEN Lietuva³
Przerób ropy naftowej (tys.t) 2 131 -5% 2 245 2 035	-9%	2 131	2 035	-5%
Wykorzystanie mocy przerobowych 85% 87% 80% -5 pp	-7 pp	85%	80%	-5 pp
Uzysk paliw4 77% 78% 78% 1 pp	0 pp	77%	78%	1 pp
Uzysk lekkich destylatów* 32% 35% 36% 3 pp	-1 pp	32%	35%	3 pp
Uzysk średnich destylatów" 45% 43% -2 pp 42%	1 pp	45%	43%	-2 pp

1) Moce przerobowe ORLEN S.A. wynoszą 23,7 mt/r, w tym: Płock 16,3 mt/r i Gdańsk 7,4 mt/r.

2) Moce przerobowe ORLEN Unipetrol wynoszą 8,7 mt/r, w tym: Litvinov 5,4 mt/r i Kralupy 3,3 mt/r.

3) Moce przerobowe ORLEN Lietuva wynoszą 10,2 mt/r.

4) Uzysk paliw to suma uzysku średnich destylatów i uzysku lekkich destylatów.

5) Uzysk lekkich destylatów to relacja i wyprodukowanej benzyny, nafty i LPG wyłączając BlO i transfery wewnątrz Grupy do ilości przerobu ropy. 6) Uzysk średnich destylatów to relacja ilości wyprodukowanego ON, LOO i JET wyłączając BIO i transfery wewnątrz Grupy do ilość przerobu ropy.

Słownik pojęć

Dług netto = (krótkoterminowe + długoterminowe zobowiązania z tytułu kredytów, pożyczek dłużne pap. wart.) – środki pieniężne.

Zmiana kapitału pracującego (ujęcie cash flow) = zmiana stanu należności + zmiana stanu zapasów + zmiana stanu zobowiązan.

Modelowa marża petrochemiczna = przychody (44% HDPE + 7% LDPE + 35% PP Homo + 12% PP Copo) – koszty (75% nafty + 25% LS VGO). Przychody notowania kontrakt; koszty notowania spot.

Uzysk paliw = uzysk średnich destylatów + uzysk benzyn. Uzyski liczone są do przerobu ropy.

Zastrzeżenia prawne

Niniejsza prezentacja została przygotowana przez ORLEN" lub "Spółka"). Ani niniejsza Prezentacja, Prognozy Zarządu są oparte na bieżących oczekiwaniach lub poglądach członków Zarządu Spółki i są zależne od ani jakakolwiek kopia niniejszej Prezentacji nie może być powielona, rozpowszechniona ani przekazana, szeregu czynników, które mogą powodować, że taktyczne wyniki osiągnięte przez ORLEN będą w sposób istotny bezposrednio lub pośrednio, jakiejkolwiek osobie w jakimkolwiek celu bez wiedzy i zgody ORLEN. Powielanie, roznić się od wyników opisanych w tym dokumencie. Wiele spośród tych czynników pozastaje poza wiedzą, rozpowszechnianie i przekazywanie niniejszej Prezentacji w innych jurysdykcjach może podlegać ograniczeniom świadomością i/lub kontrolą Spółki czy możliwością ich przewidzenia przez Spółkę. prawnym, a osoby do których może ona dotrzeć, powinny zapoznać się z wszelkimi tego rodzaju ograniczeniami W odniesieniu do wyczerpującego charakteru lub rzetelności przedstawionych w niniejszej Prezentacji

oraz stosować się do nich. Nieprzestrzeganie tych ograniczeń może stanowić naruszenie obowiązującego prawa. nie mogą być udzielone żadne zapewnienia ani oświadczenia. Ani ORLEN, ani jej dyrektorzy, członkowie Niniejsza Prezentacja nie zawiera kompletnej ani całościowej analizy finansowej ORLEN ani Grupy kierownictwa, doradcy lub przedstawiciele takich osób nie ponoszą żadnej odpowiedzialności z jakiegokowiek ORLEN, jak również nie przedstawia jej pozycji i perspektyw w kompletny ani całościowy sposób. ORLEN powodu wynikającego z dowolnego wykorzystania niniejszej Prezentacji. Ponadto, żadne informacje zawarte w przygotował Prezentację z należytą starannością, jednak może ona nieścisłości lub opuszczenia. niniejszej Prezentacji nie stanowiązania ani oświadczenia ze strony ORLEN, jej kierownictwa czy Dlatego zaleca się, aby każda osoba zamierzająca podjąć decyzję inwestycyjną odnośnie jakichkolwiek papierów dyrektorów, Akcjonariuszy, podmiotów zależnych, doradców lub przedstawicieli takich osób. wartościowych wyemitowanych przez ORLEN lub jej spółkę zależną opierała się na informacjach ujawnionych w Niniejsza Prezentacja została sporządzona wyłącznie w celach informacyjnych i nie stanowi oterty kupna bądź

oficjalnych komunikatach ORLEN zgodnie z przepisami prawa obowiązującymi ORLEN. sprzedaży ani oterty mającej na celu pozyskanie oterty kupna lub sprzedaży jakichkolwiek papierów Niniejsza Prezentacja oraz związane z nią słajdy oraz ich opisy mogą zawierać stwierdzenia dotyczące wartościowych bądź instrumentów w jakiejkolwiek przedsięwzięciu handlowym. Niniejsza Prezentacja nie stanowi oterty ani zakupu bądź zapisu na jakiekolwiek papiery przyszłosci. Jednakze, takie prognozy nie mogą byc odbierane jako zapewnienie czy projekcje co do oczekiwanych przyszłych wyników ORLEN lub spółek Grupy ORLEN. Prezentacja nie może być rozumiana jako wartościowe w dowolnej jurysdykcji i żadne postanowienia w niej zawarte nie będą stanowić podstawy żadnej prognoza przyszłych wyników ORLEN i Grupy ORLEN. Należy zauważyć, że tego rodzaju stwierdzenia, w tym umowy, zobowiązania lub decyzji inwestycyjnej, ani też niej polegać w związku z jakąkowiek stwierdzenia dotyczące oczekiwań co do przyszłych wyników finansowych, nie stanowią gwarancji czy umową, zobowiązaniem lub decyzją inwestycyjną. zapewnienia, że takie zostaną osiągnięte w przyszłości.

Modelowa marża rafineryjna = przychody (Produkty = 33% Benzyna + 48% Diesel + 13% Ciężki olej opałowy) - koszty (98% ropa Brent + 2% gaz ziemny). Notowania rynkowe spot.

Dyferencjał liczony na bazie rzeczywistego udziału przerobionych rop. Notowania spot.

Kapitał pracujący (ujęcie bilansowe) = zapasy + naleznosci z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe – zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz

pozostałe.

Napędzamy przyszłość. Odpowiedzialnie.