PKN Orlen S.A.

Investor Presentation • Aug 24, 2023

Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy ORLEN

2 kwartał 2023 r.

24 sierpnia 2023 r. #ORLEN2Q23@GrupaORLEN

01 KLUCZOWE WYDARZENIA

02

OTOCZENIE RYNKOWE

03 WYNIKI FINANSOWE I OPERACYJNE

04

SYTUACJA FINANSOWA

05 PERSPEKTYWY

Kluczowe wydarzenia 2Q23

Przychody

EBITDA LIFO

8,7 mld PLN

Najwyższa w historii dywidenda

6,4 mld PLN

Wpłaty z tytułu podatków i opłat w pierwszym półroczu 2023 r.

36,5 mld PLN

PROJEKTY TRANSFORMACYJNE

• • MEW: warunkowa decyzja inwestycyjna Baltic Power, 5 nowych lokalizacji dla kolejnych projektów.
  • • Umowy warunkowe na zakup farm wiatrowych i PV o mocy ponad 200 MW.
  • •SMR: Europejskie Centrum Kształcenia Kadr.
  • •H2: finał I edycji Akademii Wodorowej.
  • • Inwestycja ORLEN VC w platformę do recyklingu baterii EV.

ORGANIZACJA

• •Publikacja polityki klimatycznej.
• • Integracja spółek kolejowych, projektowych i olejowych.
• •Zmiana nazwy na ORLEN S.A.
• • 216. pozycja w rankingu Fortune Global 500. Skok o 208 pozycji – top5 najwyższych wzrostów w rankingu.

• • Poszerzenie zakresu inwestycji w kompleks olefin.
• •Dostawa kluczowego elementu instalacji pogłębionego przerobu ropy na Litwę.
• • Nowe koncesje wydobywcze w Norwegii, większe zasoby w złożu Øst Frigg.

DETAL

•

• Wejście na rynek austriacki: warunkowa umowa zakupu 266 stacji paliw.
• • Finalny etap rebrandingu w Czechach: do końca roku 90% stacji pod marką ORLEN.
• • Otwarcie pierwszych 'zielonych' stacji paliw (Bydgoszcz, Wola Korycka).

DYWERSYFIKACJA DOSTAW

• • Umowa na dostawy ropy z Morza Północnego od BP.
• • Drugi gazowiec Grupy ORLEN 'Grażyna Gęsicka' w komercyjnym użyciu.

01

KLUCZOWE WYDARZENIA

02

OTOCZENIE RYNKOWE

03

WYNIKI FINANSOWE I OPERACYJNE

04

SYTUACJA FINANSOWA

05 PERSPEKTYWY

Otoczenie makroekonomiczne 2Q23

		2 Q 2 2	1 Q 2 3	2 Q 2 3	( /r ) ∆ r
Ro Bre t p a n	U S D / b b l	1 1 4	8 1	7 8	-3 2 %
1 Mo de low ża f ine j a m ar ra ry na	S / U D b b l	2 6, 5	1 8, 3	1 3, 8	% -4 8
2 fer Dy j ł en c a	S / U D b b l	1 2, 3	5, 1	1, 8	% -8 5
Ce iem T T F m h-a he d t na g az ne g o on a u z	P L N / M W h	4 6 8	2 4 9	1 5 8	-6 6 %
Ce iem T G Eg D A na g az u z ne g o as	P L N / M W h	4 7 1	2 7 5	1 7 6	-6 3 %
Ce i i e le k j T Ge Ba try na en erg czn e se	P L N / M W h	0 2 7	6 1 9	2 5 7	-2 % 5
4 - Pro du k f ine j ża ( k ) ń ty tow ra ry ne ma r cra c z n o a
O N	U S D / t	3 3 8	2 4 5	1 3 4	-6 0 %
Be nzy na	S / U D t	4 3 2	3 0 0	3 0 4	% -3 0
C ię k i o le j łow ż op a y	U S D / t	-2 7 9	-2 3 9	-1 6 4	4 1 %
4 - Pro du k he icz ża ( k ) ń ty tro tow p e c m ne ma r cra c z n o a
5 Po l ie ty len	/ E U R t	5 5 1	4 6 4	4 3 3	% -2 1
5 Po l ip len rop y	/ E U R t	6 3 8	3 2 4	2 9 4	-3 3 %
E len ty	E U R / t	8 1 0	6 6 8	6 6 4	-1 8 %
Pro len p y	E U R / t	8 2 0	5 6 4	5 5 4	-3 2 %
Pa ksy len ra	/ E U R t	3 9 3	5 4 4	4 8 1	% 2 2
6 Śre dn ie ku lu t rsy w a
U S D / P L N	U S D / P L N	4, 3 6	4, 3 9	4, 1 7	-4 %
/ E U R P L N	/ E U R P L N	4, 6 5	4, 7 1	4, 5 4	% -2

(1) Modelowa marża rafineryjna = przychody (93,5% Produkty = 36% Benzyna + 43% Diesel + 14,5% Ciężki olej opałowy) - koszty (100% wsadu: ropa i pozostałe surowce). Notowania rynkowe spot. (do dnia 31.07.2022) Modelowa marża rafineryjna = przychody (93,6% Produkty = 33% Benzyna + 48% Diesel + 13% Ciężki olej opałowy) - koszty (100% wsadu: 98% ropa Brent + 2% gaz ziemny). Notowania rynkowe spot. (od dnia 01.08.2022)(2) Dyferencjał liczony na bazie rzeczywistego udziału przerobionych rop. Notowania spot.

(4) Marże (crack) dla produktów rafineryjnych i petrochemicznych (z wyjątkiem polimerów) wyliczone jako różnica pomiędzy notowaniem danego produktu, a notowaniem ropy Brent DTD.

(5) Marża (crack) dla polimerów wyliczona jako różnica pomiędzy notowaniami polimerów a notowaniami monomerów.

(6) Kursy średnie wg danych Narodowego Banku Polskiego.

Spadek konsumpcji oleju napędowego w efekcie spowolnienia gospodarczego przy wzroście konsumpcji benzyny

1 2Q23 – szacunki: Polska (NBP) / Czechy, Niemcy, Litwa (KE)

6

22Q23 – szacunki: Polska (ARE), Litwa (Urząd Statystyczny), Czechy (Urząd Statystyczny), Niemcy (Stowarzyszenie Przemysłu Naftowego)

01

KLUCZOWE WYDARZENIA

02

OTOCZENIE RYNKOWE

03 WYNIKI FINANSOWE

I OPERACYJNE

04

SYTUACJA FINANSOWA

05 PERSPEKTYWY

8 204 17 153 8 703 + 0,5 mld 3 683 9 109 4 544 + 0,9 mld 57 804 110 270 74 621 + 16,8 mld 2Q22 1Q23 mln PLN Przychody EBITDA LIFO Wynik netto 2Q23 6M22 6M23 EBITDA 9 525 15 982 8 319 - 1,2 mld 103 251 184 891 + 81,6 mld 10 990 25 856 + 14,9 mld 14 485 24 301 + 9,8 mld 6 528 13 653 + 7,1 mld

Przychody: wzrost o 29% (r/r) w efekcie wyższych wolumenów sprzedaży dzięki konsolidacji Grupy Lotos i Grupy PGNiG przy niższych notowaniach produktów rafineryjnych, produktów petrochemicznych oraz

EBITDA LIFO: wzrost o 0,5 mld PLN (r/r) w efekcie dodatniego wpływu konsolidacji wyników Grupy Lotos i Grupy PGNiG w wys. 6,3 mld PLN, hedgingu oraz niższych rezerw na emisje CO². Powyższe efekty zostały ograniczone przez ujemy wpływ niższych wolumenów sprzedaży, niższych marż rafineryjnych, niższego dyferencjału, umocnienia PLN/USD, niższych marż petrochemicznych, niższych marż w wydobyciu, niższych marż paliwowych w detalu, wykorzystania historycznych warstw zapasów, odpisów na zapasach (NRV), wyceny kontraktów terminowych CO2oraz wyższych kosztów stałych i kosztów pracy.

Efekt LIFO: (-) 0,4 mld PLN wpływu zmian cen ropy naftowej na wycenę zapasów.

Wynik na działalności finansowej: 1,0 mld PLN w efekcie dodatniego wpływu różnic kursowych netto oraz odsetek przy ujemnym wpływie wyceny pochodnych instrumentów finansowych netto.

Wynik netto:4,5 mld PLN zysku netto.

węglowodorów.

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 2Q22 (-) 2860 mln PLN / 1Q23 (-) 529 mln PLN / 2Q23 (-) 77 mln PLN / 6M22 (-) 2887 mln PLN / 6M23 (-) 606 mln PLN

Wyniki finansowe

~ 75 mld PLN przychodów ze sprzedaży w efekcie konsolidacji Grupy Lotos i Grupy PGNiG

EBITDA LIFO 6,3 mld PLN dodatniego wpływu konsolidacji wyników Grupy Lotos i Grupy PGNiG

Wyniki segmentów

mln PLN

EBITDA LIFO 2Q23Funkcje korp. Gaz Petro- Energetyka chemia EBITDA LIFO 2Q22Rafineria Wydobycie Detal Wyłączenia

Rafineria: spadek o (-) 2,1 mld PLN (r/r) w efekcie ujemnego wpływu makro, wykorzystania historycznych warstw zapasów, odpisów na zapasach (NRV) oraz wyższych kosztów stałych i kosztów pracy. Powyższe efekty zostały ograniczone przez dodatni wpływ konsolidacji wyników Grupy Lotos w wys. 0,5 mld PLN.

Petrochemia: spadek o (-) 1,8 mld PLN (r/r) w efekcie ujemnego wpływu makro, niższych wolumenów sprzedaży, niższych marż handlowych oraz wyższych kosztów stałych i kosztów pracy.

Energetyka: spadek o (-) 0,6 mld PLN (r/r) w efekcie ujemnego wpływu niższych wolumenów sprzedaży oraz wyższych kosztów stałych i kosztów pracy. Powyższe efekty zostały ograniczone przez dodatni wpływ konsolidacji wyników Grupy PGNiG w wys. 0,3 mld PLN.

Detal: porównywalny wynik (r/r) w efekcie ujemnego wpływu niższych marż paliwowych oraz wyższych kosztów funkcjonowania stacji paliw przy dodatnim wpływie wzrostu wolumenów sprzedaży.

Wydobycie: spadek o (-) 0,5 mld PLN (r/r) w efekcie ujemnego wpływu makro, niższych wolumenów sprzedaży, wyższych kosztów stałych i kosztów pracy oraz ujemnego wpływu konsolidacji wyników Grupy Lotos i Grupy PGNiG w wys.(-) 0,2 mld PLN.

Gaz: wzrost o 5,6 mld PLN (r/r) w efekcie dodatniego wpływu konsolidacji wyników Grupy PGNiG w wys. 5,6 mld PLN.

Funkcje korporacyjne: wzrost kosztów o 0,1 mld PLN (r/r) w efekcie wzrostu skali działalności Grupy ORLEN.

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 2Q22 (-) 2860 mln PLN / 1Q23 (-) 529 mln PLN / 2Q23 (-) 77 mln PLN / 6M22 (-) 2887 mln PLN / 6M23 (-) 606 mln PLN

Rafineria – EBITDA LIFO

Ujemny wpływ makro i ujemny efekt wolumenowy na skutek ograniczenia przerobu rosyjskiej ropy

10

Modelowa marża rafineryjna z dyferencjałem USD/bbl

• Ujemny wpływ makro (r/r) w efekcie niższych marż na lekkich i średnich destylatach, zmiany struktury przerabianych rop związanej z ograniczeniem przerobu REBCO, umocnienia PLN/USD. Powyższe efekty zostały ograniczone przez wyższe marże na ciężkim oleju opałowym, dodatni wpływ hedgingu i rezerwy na emisje CO2 oraz niższe koszty zużyćwłasnych w wyniku spadku cen ropy.

•Wzrost wolumenów sprzedaży o 36% (r/r), w tym:

• • wyższa sprzedaż benzyny o 67%, oleju napędowego o 23%, LPG o 51%, paliwa lotniczego JET o 44% oraz COO o 10%.
• • wyższa sprzedaż w Polsce o 48% przy niższej sprzedaży w Czechach o (-) 2% i na Litwie o (-) 10%.
• • ujemny efekt wolumenowy w efekcie zmiany struktury przerabianych rop tj. ograniczenie przerobu REBCO i zastąpienie go przerobem droższych gatunków rop.
• • Pozostałe, w tym: dodatni wpływ konsolidacji wyników Grupy Lotos w wys. 0,5 mld PLN przy ujemnym wpływie wykorzystania historycznych warstw zapasów, odpisów na zapasach (NRV) oraz wyższych kosztach stałych i kosztach pracy.

10

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 2Q22 (-) 2811 mln PLN / 2Q23 (-) 17 mln PLN

Makro: marże (-) 2329 mln PLN, dyferencjał (-) 835 mln PLN, kurs (-) 140 mln PLN, hedging 2609 mln PLN, wycena kontraktów terminowych CO2 (-) 21 mln PLN, rezerwa CO2 140 mln PLN

Rafineria – dane operacyjne

Wzrost przerobu ropy i wzrost wolumenów sprzedaży w efekcie konsolidacji Grupy Lotos

lekkie destylaty

średnie destylaty

Wolumeny sprzedaży mt 5,9 8,9 9,7 7,4 8,0 2Q22 3Q22 4Q22 1Q23 2Q23 +36%

Uzysk paliw

%

Przerób ropy i wykorzystanie mocy

mt, %

ó ( ) Prz b t er m	Q 2 2 2	Q 1 2 3	Q 2 2 3	( /r ) ∆ r
O R L E N	4, 3	5, 5	3 5,	1, 0
O R L E N Un ip l tro e	1, 7	1, 8	1, 9	0, 2
O R L E N L ie tuv a	1, 2	2, 1	2, 3	1, 1
Gr O R L E N up a	7, 2	9, 5	9, 5	2, 3
Wy ko tan ie m ( % ) rzy s oc y	2 Q 2 2	1 Q 2 3	2 Q 2 3	( /r ) ∆ r
O R L E N	1 0 7 %	9 3 %	8 9 %	-1 8 p p
O R L E N Un ip l tro e	% 7 7	8 3 %	8 % 7	1 0 p p
O R L E N L ie tuv a	4 6 %	8 % 5	8 9 %	4 3 p p

•Przerób ropy wyniósł 9,5 mt tj. wzrost o 2,3 mt (r/r), w tym:

• • ORLEN – wzrost przerobu ropy o 1,0 mt (r/r) w efekcie ujęcia przerobu rafinerii w Gdańsku w wys. 2,0 mt przy niższym przerobie rafinerii w Płocku o (-) 1,0 mt (r/r) na skutek postojów instalacji: DRW III, FKK II, Hydrokrakingu, Wytwórni Wodoru II, Metatezy oraz HOG. Niższy uzysk paliw o (-) 3 pp (r/r) w efekcie postoju ww. instalacji konwersyjnych.
• • ORLEN Unipetrol – wzrost przerobu ropy o 0,2 mt (r/r) w efekcie braku wpływu cyklicznego postoju remontowego rafinerii w Kralupach z przełomu1Q/2Q22. Uzysk paliw na porównywalnym poziomie (r/r) przy zmniejszonym wykorzystaniu rop niskosiarkowych.
• • ORLEN Lietuva – wzrost przerobu ropy o 1,1 mt (r/r) w efekcie braku wpływu cyklicznego postoju remontowego rafinerii z 2Q22. Uzysk paliw w 2Q23 na standardowym poziomie – zmniejszenie uzysku o (-) 14 pp (r/r) w efekcie zawyżonego poziomu z 2Q22 w okresie remontowym (wykorzystanie zgromadzonych zapasów półproduktów paliwowych).

Petrochemia – EBITDA LIFO Ujemny wpływ makro i spadek wolumenów sprzedaży

EBITDA LIFO – wpływ czynników

mln PLN

12

Modelowa marża petrochemiczna

• Ujemny wpływ makro (r/r) w efekcie niższych marż na olefinach, poliolefinach, nawozach, PCW i PTA.

• •Spadek wolumenów sprzedaży o (-) 16% (r/r), w tym:
  • • niższa sprzedaż olefin o (-) 23%, poliolefin o (-) 9%, nawozów o (-) 1%, PCW o (-) 47% oraz PTA o (-) 37%.
  • • niższa sprzedaż w Polsce o (-) 17% i Czechach o (-) 16% przy wyższej sprzedaży na Litwie o 20%.

12

• •Pozostałe, w tym: niższe marże handlowe oraz wyższe koszty stałe i koszty pracy.

• •EBITDA LIFO zawiera:

• •(-) 144 mln PLN wyniku Anwil; spadek o (-) 599 mln (r/r).

• •(-) 119 mln PLN wyniku PTA; wzrost o 14 mln PLN (r/r).

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 2Q22 0 mln PLN / 2Q23 (-) 3 mln PLN

Makro: marże (-) 526 mln PLN, kurs (-) 13 mln PLN, hedging 42 mln PLN, wycena kontraktów terminowych CO2 (-) 23 mln PLN, rezerwa CO2 31 mln PLN

Petrochemia – dane operacyjne

Niższe wykorzystanie mocy instalacji w wyniku słabego popytu oraz postojów remontowych

Wolumeny sprzedaży – podział na produkty

Wykorzystanie mocy

%

Ins lac j he icz ta tro e p e c m ne	2 Q 2 2	1 Q 2 3	2 Q 2 3	( /r ) ∆ r
O le f iny ( P łoc k )	8 9 %	7 8 %	7 0 %	-1 9 p p
B O P ( P łoc k )	7 4 %	7 0 %	6 7 %	-7 p p
Me ( P łoc k ) ta tez a	6 % 5	1 % 5	1 8 %	-4 7 p p
( ) Na W łoc ław k wo zy e	% 7 8	% 8 1	% 6 0	-1 8 p p
P C W ( W łoc ław k ) e	8 2 %	6 4 %	4 2 %	-4 0 p p
( ) P T A W łoc ław k e	% 9 7	% 6 6	% 5 1	-4 6 p p
O le f iny ( O R L E N Un ip tro l ) e	8 7 %	8 5 %	4 9 %	-3 8 p p
P P F Sp l i ( O R L E N L ie ) t ter tuv a	3 4 %	8 1 %	8 0 %	4 6 p p

•Wykorzystanie mocy instalacji petrochemicznych:

• • Olefiny (Płock) – niższe obciążenie (r/r) ze względu na spadek popytu oraz postoje instalacji PCW w Anwilu.
• • BOP (Płock) – niższe wykorzystanie mocy (r/r) w efekcie ograniczonego popytu na poliolefiny.
• • Metateza (Płock) – niższe obciążenie (r/r) ze względu na niższy popyt rynkowy oraz postój instalacji FKK II (wydłużony postój remontowy).
• • Nawozy – niższe obciążenie (r/r) w rezultacie sytuacji rynkowej i zmniejszonego popytu na amoniak i nawozy.
• • PCW (Włocławek) – niższe obciążenie (r/r) w efekcie postojów instalacji w trakcie 2Q23 oraz dostosowania do sytuacji rynkowej.
• • PTA (Włocławek) – niższe obciążenie (r/r) ze względu na spadek popytu oraz realizację planowanego postoju remontowego.
• • Olefiny (ORLEN Unipetrol) – niższe obciążenie (r/r) ze względu na postój technologiczny Steam Crackera oraz pożar na instalacji polipropylenu z maja 23.
• • PPF Splitter (ORLEN Lietuva) – wyższe obciążenie (r/r) w efekcie braku postoju instalacji z 2Q22.

Energetyka – EBITDA Spadek marż na sprzedaży energii elektrycznej

14

14

• • Wpływ makro (r/r) – pozytywny wpływ transakcji zabezpieczających ceny energii w Grupie Energa, zmniejszone (r/r) koszty rezerw na emisje CO2 przy niższych marżach na produkcji i sprzedaży energii elektrycznej w Grupie Energa przy wyższych marżach dystrybucyjnych. Ujemny wpływ (r/r) relacji pomiędzy ceną kontraktową strat sieciowych względem ceny z rynku bilansującego w LB Dystrybucja. Korzystny wpływ (r/r) spread'u energia elektryczna / gaz ziemny na wyniki segmentu w ORLEN S.A.
• • Ujemny efekt wolumenowy w rezultacie niższych wolumenów produkcji i dystrybucji energii elektrycznej w Grupie Energa przy wyższej sprzedaży energii. Dodatkowo wzrost produkcji i sprzedaży energii elektrycznej (r/r) w CCGT Włocławek i CCGT Płock przy ujemnym wpływie wyższego zużycia gazu ziemnego w efekcie spadku notowań.
• • Pozostałe obejmują ujemny wpływ wyższych kosztów stałych i kosztów pracy, realizowanych wpłat na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny oraz wyższe (r/r) koszty opłat przesyłowych i tranzytowych przy pozytywnym wpływie konsolidacji wyników Grupy PGNiG w wys. 0,3 mld PLN.
• •Ciepłownictwo (exPGNiG):

•Wzrostśrednich cen sprzedaży ciepła PGNiG TERMIKA w efekcie zmian taryf.

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 2Q22 (-) 15 mln PLN / 2Q23 (-) 3 mln PLN Makro: marże (-) 195 mln PLN, kurs 12 mln PLN, hedging 73 mln PLN, wycena kontraktów terminowych CO2 (-) 21 mln PLN, rezerwa CO2 137 mln PLN

Energetyka – dane operacyjne

Ponad 60% produkcji energii elektrycznej pochodzi ze źródeł zero i niskoemisyjnych

exPGNiG

OZE

Produkcja energii elektrycznej – źródła wytwarzania %

Moc zainstalowana

• •Moc zainstalowana: 5,1 GWe (energia elektryczna) / 13,4 GWt(ciepło).
• •Produkcja: 3,4 TWh (energia elektryczna) / 17,5 PJ (ciepło).

Energia elektryczna

• • Spadek produkcji z uwzględnieniem exPGNiG oraz exLOTOS o (-) 8% (r/r) w efekcie utrzymującej sięspadkowej tendencji zużycia energii w kraju.
• • Wzrost sprzedaży o 12% (r/r) w efekcie zwiększenia aktywności na TGE nowej spółki obrotu ORLEN Energia.
• • Dystrybucja energii elektrycznej spadła o (-) 4% (r/r) w efekcie wprowadzonych zachęt do ograniczenie zużycia przy wyższej produkcji przez prosumentów.

Ciepło:

• Sprzedaż ciepła wzrosła o 4% (r/r) w efekcie niższej kwartalnej średniej temperatury o 0,8○C (r/r).

15

Detal – EBITDA

Spadek marż paliwowych oraz wzrost kosztów funkcjonowania stacji paliw ograniczony wzrostem sprzedaży

EBITDA – wpływ czynników

mln PLN

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 2Q22 (-) 2 mln PLN / 2Q23 (-) 1 mln PLN

Stacje alternatywnego tankowania

• Wzrost wolumenów sprzedaży o 5% (r/r), w tym: wyższa sprzedaż benzyny o 8%, oleju napędowego o 3% oraz LPG o 4%.

• •Spadek marży paliwowej (r/r).
• •2570 punktów sprzedaży pozapaliwowej; wzrost o 261 (r/r).
• •672 stacji alternatywnego tankowania; wzrost o 105 (r/r).
• •8255 lokalizacji "ORLEN Paczka" w Polsce; wzrost o 1805 (r/r).
• •Pozostałe, w tym: wzrost kosztów funkcjonowania stacji paliw (r/r).

Detal – dane operacyjne

Wzrost liczby stacji paliw, punktów sprzedaży pozapaliwowej oraz stacji alternatywnego tankowania

Punkty sprzedaży pozapaliwowej #

Liczba stacji i wolumenowe udziały rynkowe #, %

	# stacji	(r/r)	% rynku	(r/r)
Polska	1 919	100	34,1	2,0 pp
Niemcy	605	18	6.0	- 0,1 pp
Czechy	435	8	24,2	1,6 pp
Litwa	29	0	4.1	0,2 pp
Słowacja	90	67	2,6	1,3 pp
Wegry*	79	79	2.4	2,4 pp

• • Sprzedaż wyniosła 2,5 mt tj. wzrost o 5% (r/r), w tym: wyższa sprzedaż w Czechach o 66% przy niższej sprzedaży w Polsce i w Niemczech o (-) 1%.
• • 3157 stacji paliw, tj. wzrost o 272 (r/r), w tym: w Polsce, na Węgrzech i na Słowacji w efekcie realizacji środków zaradczych w ramach przejęcia Grupy Lotos, dodatkowo na Słowacji w efekcie uruchomienia i rebrandingu samoobsługowych stacji przejętych od lokalnej sieci oraz w Niemczech w efekcie uruchomienia stacji samoobsługowych przejętych od OMV. Warunkowe nabycie 266 stacji paliw w Austrii.
• •Wzrost udziałów rynkowych w Polsce, na Węgrzech, w Czechach i na Słowacji (r/r).
• • 2570 punktów sprzedaży pozapaliwowej, w tym: 1902 w Polsce (w tym 36 ORLEN w ruchu), 342 w Czechach, 185 w Niemczech, 29 na Litwie, 48 na Słowacji i 64 na Węgrzech.
• • 672 stacji alternatywnego tankowania, w tym: 514 w Polsce, 139 w Czechach i 19 w Niemczech.
• • 8255 lokalizacji "ORLEN Paczka" w Polsce, w tym: 901 stacji ORLEN, 715 kiosków RUCHu, 3614 punktów partnerskich, 3025 automatów paczkowych.

* Docelowo 144 stacje paliw na Węgrzech, w efekcie czego ORLEN uzyska ponad 7% udziału w rynku węgierskim i będzie czwartym koncernem na tym rynku pod względem liczby stacji.

Wydobycie – EBITDA

Odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny, spadek cen węglowodorów, niższa sprzedaż oraz wyższe koszty

EBITDA – wpływ czynnikówmln PLN

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 2Q22 (-) 32 mln PLN / 2Q23 (-) 41 mln PLN Makro: marże (-) 173 mln PLN, hedging 33 mln PLN

Cena ropy i gazuUSD/bbl, PLN/MWh

TGEgasDA

(PLN/MWh)

•Spadek cen ropy i gazu (r/r).

• •Średnia cena gazu przekazanego do segmentu Gaz wyniosła 176 PLN/MWh.
• •Wzrost średniej produkcji gazu o 99,5 tys. boe/d (r/r); spadek o (-) 25,5 tys. boe/d (kw/kw).
• • Wzrost średniej produkcji ropy i NGL o 38,2 tys. boe/d (r/r); spadek o (-) 5,1 tys. boe/d (kw/kw).
• • Wzrost średniego wydobycia łącznie o 137,7 tys. boe/d (r/r) przy spadku o (-) 30,6 tys. boe/d (kw/kw), w tym:
  • • spadek wydobycia w Polsce o (-) 8,2 tys. boe/d (kw/kw), w Norwegii o (-) 23,4 tys. boe/d (kw/kw) oraz w Pakistanie o (-) 0,3 tys. boe/d (kw/kw) przy wzroście wydobycia w Kanadzie o 1,2 tys. boe/d (kw/kw) i porównywalnym wydobyciuna Litwie (kw/kw).
• •Pozostałe, w tym:
  • • ujemny wpływ gazowego odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w wys. (-) 3,1 mld PLN przy dodatnim wpływie konsolidacji wyników PGNiG Upstream Norway oraz wyników Grupy Lotos.

18

Wydobycie – dane operacyjne

Wzrost skali segmentu wydobycia w efekcie przejęcia Grupy Lotos i Grupy PGNiG

Średnie wydobycie – udział węglowodorów %

* Na dzień 31.12.2022 r.; przedstawione zasoby nie uwzględniają wydobycia węglowodorów w 2023 r. ** Zastosowane przeliczniki: 1 mln ton ropy naftowej = 7,33 mln boe; 1 TWh gazu = 0,59 mln boe.

Średnie wydobycie** tys. boe/d

Polska

Zasoby 2P: 733,6 mln boe (19% ropa / 81% gaz)Średnie wydobycie: 73,9 tys. boe/d (23% ropa / 77% gaz)

Norwegia

Zasoby 2P: 346,6 mln boe (30% ropa / 70% gaz)Średnie wydobycie: 63,8 tys. boe/d (28% ropa / 72% gaz)

Kanada Zasoby 2P: 158,0 mln boe (58% ropa + NGL / 42% gaz) Średnie wydobycie: 13,1 tys. boe/d (42% ropa + NGL / 58% gaz)

Pakistan

Zasoby 2P: 38,7 mln boe (100% gaz) Średnie wydobycie: 5,1 tys. boe/d (100% gaz)

Litwa

Zasoby 2P: 1,3 mln boe (100% ropa) Średnie wydobycie: 0,4 tys. boe/d (100% ropa)

19

Gaz (dystrybucja oraz obrót i magazynowanie) – EBITDA Dodatni wpływ konsolidacji wyników Grupy PGNiG

EBITDA – wpływ czynników

mln PLN

Ceny na rynkach gazu

PLN/MWh

Średnioważona cena z transakcji na TGE

Cena gazu ziemnego (TTF gasMA)

20

• •EBITDA (obrót i magazynowanie) wyniosła 5,1 mld PLN tj. wzrost o 8,5 mld PLN (r/r).

• •EBITDA (dystrybucja) wyniosła 0,5 mld PLN tj. wzrost o 0,1 mld PLN (r/r).

• •Wzrost średniej ceny kontraktów ważonych wolumenem na TGE o 11% (r/r).

• • Niższe koszty pozyskania gazu w segmencie w efekcie spadku cen na rynku spot i w kontraktach miesięcznych.
• •Poziom taryfy detalicznej: 516,73 PLN/MWh (17.01-30.06).
• • Obniżka cen dla biznesu o (-) 17% w kwartale: 355 PLN/MWh (1-31.04), 302 PLN/MWh (1-31.05), 293 PLN/MWh (1-30.06).
• •Pozostałe, w tym:

• dodatni wpływ konsolidacji wyników Grupy PGNiG w wys. 5,6 mld PLN uwzględniający wpływ rekompensat otrzymanych przez PGNiG Obrót Detaliczny z Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny w wys. 3,1 mld PLN.

Gaz (dystrybucja oraz obrót i magazynowanie) – dane operacyjne Spadek wolumenów sprzedaży w efekcie utrzymuj ącego si ę niskiego popytu na gaz

Wolumen dystrybuowanego gazu TWh

Sprzeda ż gazu wg grup odbiorców TWhOdbiorcy taryfowi

Obrót i magazynowanie

• • Import gazu do Polski wyniósł 35,3 TWh, w tym 47% stanowiło LNG. W terminalu LNG w Świnoujściu rozładowano 15 statków, w tym: 11 na podstawie umów tj. Qatargas (5) i Cheniere (6) oraz 4 dostawy spot.
• • Zapas magazynowy gazu w Grupie ORLEN (Polska i zagranica) na koniec 2Q23 wyniósł 19,0 TWh. Napełnienie magazynów gazu w kraju na koniec czerwca wynosiło 70%.
• • Sprzedaż gazu poza Grupę ORLEN wyniosła 57,0 TWh tj. spadek o (-) 27% (r/r) w wyniku konsolidacji spółek (sprzedaż wewnątrzgrupowa) i spadku popytu. Sprzedaż wewnętrzna w Grupie ORLEN wyniosła 30 TWh.

Dystrybucja

• • Wzrost wolumenów dystrybuowanego gazu o 1% (r/r) do poziomu 25,0 TWh przy niższej kwartalnej średniej temperaturze o 0,8○C (r/r).
• • Wzrost średnich taryfowych stawek dystrybucji od 1 stycznia 2023 r. o 21% w stosunku do poprzedniej taryfy.

01

KLUCZOWE WYDARZENIA

02

OTOCZENIE RYNKOWE

03

WYNIKI FINANSOWE I OPERACYJNE

04

SYTUACJA FINANSOWA

05 PERSPEKTYWY

Przepływy pieniężne

Przepływy z działalności operacyjnej mld PLN

głównie: zapłacony podatek dochodowy (-) 9,9 mld PLN, zmiana stanu rezerw 1,4 mld PLN, rozliczenie dotacji na prawa majątkowe (-) 1,1 mld PLN, zmiana stanu zobowiązań z tytułu umów z klientami 0,5 mld PLN, efekt różnic kursowych i odsetkowych korygujących działalność operacyjną 0,9 mld PLN

Wolne przepływy pieniężne 6M23

mld PLN

** głównie: zakup uprawnień CO2 i praw majątkowych (-) 2,2 mld PLN, zmiana stanu zaliczek i zobowiązań inwestycyjnych 0,8 mld PLN, zwiększenie aktywów z tytułu praw do użytkowania 0,8 mld PLN oraz nabycie/zbycie obligacji 2,1 mld PLN, wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków Zaradczych 0,3 mld PLN, rezerwa na rekultywacje 0,1 mld PLN, odsetki otrzymane 0,1 mld PLN, dywidendy otrzymane 0,1 mld PLN

głównie: zwiększenia z tytułu praw do użytkowania aktywów 1,6 mld PLN, zmiana stanu rezerw 4,6 mld PLN, zmiana stanu zaliczek i zobowiązań inwestycyjnych (-) 0,9 mld PLN, rozliczenie dotacji na prawa majątkowe (-) 2,1 mld PLN, nabycie/zbycie obligacji (-) 1,0 mld PLN,

Wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków Zaradczych 0,3 mld PLN, Nabycie aktywów petrochemicznych pomniejszone o środki pieniężne (-) 0,2 mld PLN, Dopłaty do kapitału Baltic JV (-) 0,5 mld PLN, płatności zobowiązań z tytułu umów leasingu (-) 0,9 mld PLN, rezerwa na rekultywacje 0,3 mld PLN, otrzymane dotacje 0,1 mld PLN, odsetki otrzymane 0,1 mld PLN, dywidendy otrzymane 0,1 mld PLN, zmiana stanu zobowiązań z tytułu umów z klientami 0,5 mld PLN, efekt różnic kursowych i odsetkowych korygujących działalność operacyjną oraz wpływ różnic kursowych na zmianę stanu środków pieniężnych0,5 mld PLN

23 ***

Zadłużenie

Dług brutto – źródła finansowania mld PLN

Dług netto/EBITDA*

• • Spadek zadłużenia netto o (-) 24,2 mld PLN (r/r) w efekcie czego na koniec 2Q23 dług netto wyniósł (-) 12,6 mld PLN. W porównaniu do ubiegłego kwartału zadłużenie netto spadło o (-) 1,1 mld PLN w efekcie wpływów netto z działalności operacyjnej w wys. 7,0 mld PLN przy wydatkach netto z działalności inwestycyjnej na poziomie (-) 4,9 mld PLN oraz płatności zobowiązań z tytułu leasingu w wys. (-) 0,4 mld PLN, zapłaconych odsetek w wys. (-) 0,3 mld PLN, 0,6 mld PLN efektu netto wyceny i przeszacowania zadłużenia z tytułu różnic kursowych oraz zmiany stanuśrodków pieniężnych w wys. (-) 0,9 mld PLN.
• •Struktura walutowa długu brutto: EUR 57%, PLN 41%, USD 1%, CAD 1%.
• •Średnioważony termin zapadalności zadłużenia: 2025r.
• • Rating inwestycyjny: A3 perspektywa stabilna (Moody's), BBB+ perspektywa stabilna (Fitch). Rating Moody's i Fitch najwyższy w historii Koncernu w efekcie skutecznej realizacji procesów połączeniowych oraz mocnych fundamentów finansowych Grupy ORLEN.

24

24 * Poziom długu netto przyjęty do obliczenia wskaźnika nie uwzględnia zadłużenia z tytułu project finance bez regresu i emisji obligacji hybrydowych

Nakłady inwestycyjne

25

• Budowa

i

modernizacja

przyłączy odbiorców

do sieci – PSG

Energetyka Detal Wydobycie Gaz Funkcje korp.CAPEX 6M23

Nakłady inwestycyjne uwzględniają leasingi z tytułu MSSF16.

Petrochemia

25 Rafineria

01

KLUCZOWE WYDARZENIA

02

OTOCZENIE RYNKOWE

03

WYNIKI FINANSOWE I OPERACYJNE

Perspektywy

05

04

SYTUACJA FINANSOWA

05 PERSPEKTYWY

Otoczenie makroekonomiczne 3Q23*

		3 Q 2 2	2 Q 2 3	3 Q 2 3	( kw / kw ) ∆	( /r ) ∆ r
Ro Bre t p a n	U S D / b b l	1 0 1	7 8	8 2	5 %	-1 9 %
1 Mo de low ża f ine j a m ar ra ry na	S / U D b b l	1 6, 4	1 3, 8	1 9, 8	% 4 3	% 2 1
2 fer Dy j ł en c a	S / U D b b l	7, 4	1, 8	-0, 6	-	-
Ce iem T T F m h-a hea d t na g azu ne g o on z	P L N / M W h	9 6 5	1 5 8	1 3 5	-1 5 %	-8 6 %
Ce iem T G Eg D A na g azu z ne g o as	P L N / M W h	9 5 4	1 7 6	1 5 4	-1 3 %	-8 4 %
Ce i i e le k j T Ge Ba try na en erg czn e se	P L N / M W h	1 0 6 7	2 5 7	4 9 3	-6 %	4 % -5
4 - f ża ( ) ń Pro du k ty ine j k tow ra ry ne ma r cra c z n o a
O N	U S D / t	3 2 8	1 3 4	2 0 7	5 4 %	-3 7 %
Be nzy na	S / U D t	2 8 7	3 0 4	3 2 2	% 6	% 1 2
C ię k i o le j łow ż op a y	U S D / t	-3 2 5	-1 6 4	-1 3 2	2 0 %	5 9 %
4 - Pro du k he icz ża ( k ) ń ty tro tow p e c m ne ma r cra c z n o a
5 Po l ie len ty	E U R / t	4 7 1	4 3 3	3 6 8	-1 5 %	-2 2 %
5 Po l ip len rop y	/ E U R t	4 6 0	4 2 9	3 6 1	% -1 6	% -2 2
E len ty	E U R / t	6 3 9	6 6 4	5 5 5	-1 6 %	-1 3 %
Pro len p y	E U R / t	5 9 8	5 5 4	4 3 5	-2 1 %	-2 7 %
Pa ksy len ra	/ E U R t	5 8 6	4 8 1	4 3 0	% -1 1	% -2 7
6 Śre dn ie ku lu t rsy w a
U S D / P L N	U S D / P L N	4, 7 1	4, 1 7	4, 0 3	-3 %	-1 4 %
/ E U R P L N	/ E U R P L N	4, 7 5	4, 5 4	4, 4 4	% -2	% -7

* Dane na dzień 11.08.2023

(1) Modelowa marża rafineryjna = przychody (93,5% Produkty = 36% Benzyna + 43% Diesel + 14,5% Ciężki olej opałowy) - koszty (100% wsadu: ropa i pozostałe surowce). Notowania rynkowe spot. (do dnia 31.07.2022) Modelowa marża rafineryjna = przychody (93,6% Produkty = 33% Benzyna + 48% Diesel + 13% Ciężki olej opałowy) - koszty (100% wsadu: 98% ropa Brent + 2% gaz ziemny). Notowania rynkowe spot. (od dnia 01.08.2022) (2) Dyferencjał liczony na bazie rzeczywistego udziału przerobionych rop. Notowania spot.

(4) Marże (crack) dla produktów rafineryjnych i petrochemicznych (z wyjątkiem polimerów) wyliczone jako różnica pomiędzy notowaniem danego produktu, a notowaniem ropy Brent DTD.

(5) Marża (crack) dla polimerów wyliczona jako różnica pomiędzy notowaniami polimerów a notowaniami monomerów.

(6) Kursy średnie wg danych Narodowego Banku Polskiego.

Otoczenie rynkowe w 2023 r.

Makro

• • Ropa Brent – w 2023 r. oczekujemy spadku cen ropy (r/r) do poziomu ok. 80 USD/bbl. Prognozy cenowe zostały obniżone ze względu na większe wolne moce produkcyjne OPEC, zmniejszoną premię za ryzyko, obawy o chińską gospodarkę, wyższe stopy procentowe i silny wzrost podaży poza OPEC+. W 3Q23 przewidywany jest wzrost cen ropy w efekcie niskiej podaży. Prognoza dla Brent Dated w drugiej połowie 2023 r. wynosi 82 USD/bbl.
• • Marża rafineryjna – w 2023 r. oczekujemy spadku marż rafineryjnych (r/r) do poziomu ok. 15 USD/bbl. Silna pozycja benzyny na europejskich rynkach jest nadal wspierana przez silny popyt eksportowy (sezon letni w USA) i wzrost podróży wakacyjnych w Europie. Mimo znacznie słabszego popytu na diesla i wyraźnie widocznych oznak spowolnienia gospodarczego, cracki diesla otrzymały solidne wsparcie, szczególnie w Europie Północno-Zachodniej z powodu wyłączenia rafinerii Pernis (Shell) wskutek planowanych prac konserwacyjnych i nieplanowanych przestojów.
• • Dyferencjał – w 2023 r. oczekujemy spadku dyferencjału (r/r) do poziomu ok. 1-2 USD/bbl w efekcie zmiany struktury przerabianych rop związanej z ograniczeniem przerobu REBCO w Grupie ORLEN.
• • Marża petrochemiczna – w 2023 r. oczekujemy spadku marż petrochemicznych (r/r) w efekcie spadku popytu na produkty petrochemiczne na skutek spowolnienia gospodarczego oraz utrzymującej sięinflacji.
• • Gaz ziemny – w 2023 r. oczekujemy spadku cen gazu (r/r) do poziomu ok. 200 PLN/MWh. Skokowo wzrósł wolumen importu LNG do Europy, przez co europejski rynek gazu stał się w większym stopniu rynkiem globalnym i jest obecnie bardziej uzależniony od zachowania sięczynników zewnętrznych, w tym m.in. pogodowych.

• Energia elektryczna – w 2023 r. oczekujemy spadku cen energii elektrycznej (r/r) do poziomu ok. 500 PLN/MWh.

Gospodarka

• • PKB* – Polska 0,6% (według ostatnich danych NBP), Czechy 0,1%, Litwa (-) 1,3%, Niemcy (-) 0,3%. Spodziewamy się ożywienia gospodarczego w Polsce 2 połowie roku.
• •Spadek konsumpcji paliw i produktów petrochemicznych (r/r) w efekcie spowolnienia gospodarczego.
• • Spadek zużycia gazu (r/r) w efekcie kryzysu energetycznego, wysokich cen surowca oraz oszczędności.
• •Porównywalne zużycie energii elektrycznej (r/r).

Regulacje

• •Unijne embargo dotyczące importu paliw z Rosji od 5 lutego 2023r.
• • Ustawa o szczególnej ochronie niektórych odbiorców paliw gazowych – gazowy odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w obszarze wydobycia gazu ziemnego w Polsce (ujemny wpływ na wynik segmentu Upstream w wysokości ok. 14 mld PLN) oraz wpływy z tytułu rekompensat w obszarze sprzedaży i dystrybucji gazu w Polsce wynikające z ustalenia ceny maksymalnej poniżej taryfy (dodatni wpływ na wynik segmentu Gaz).
• • Narodowy Cel Wskaźnikowy – wzrost poziomu bazowego z 8,8 do 8,9% (zredukowany wskaźnik dla Grupy ORLEN wynosi 5,8%).
• •E10 – przygotowujemy się do wprowadzenia na stacjach ORLEN benzyny silnikowej ze zwiększonązawartościąbioetanolu od początku 2024 r.

06 SLAJDY POMOCNICZE

31

Wyniki – podział na kwartały

l P N L m n	1 Q 2 2	2 Q 2 2	3 Q 2 2	4 Q 2 2	1 2 M 2 2	1 Q 2 3	2 Q 2 3	( / ) r r
P h d r c o z y y	4 5 4 4 7	5 7 8 0 4	7 2 9 1 5	1 0 1 3 1 7	2 7 7 4 8 3	1 1 0 2 7 0	7 4 6 2 1	1 6 8 1 7
E B I T D A L I F O	2 7 8 6	8 2 0 4	1 9 4 8 5	2 4 0 1 1	5 4 4 8 6	1 7 1 5 3	8 7 0 3	4 9 9
f k t L I F O e e	2 1 7 4	1 3 2 1	5 5 3 -	1 8 4 5 -	1 0 9 7	1 1 7 1 -	3 8 4 -	1 7 0 5 -
E B I T D A	4 9 6 0	9 5 2 5	1 8 9 3 2	2 2 1 6 6	5 5 5 8 3	1 5 9 8 2	8 3 1 9	1 2 0 6 -
A t j m o r a c a y z	1 4 0 0 -	1 4 4 7 -	1 5 4 9 -	2 5 5 9 -	6 9 5 5 -	3 0 4 9 -	2 8 7 2	4 3 1 9
E B I T L I F O	1 3 8 6	6 7 5 7	1 7 9 3 6	2 1 4 5 2	4 7 5 3 1	1 4 1 0 4	1 1 5 7 5	4 8 1 8
E B I T	3 6 0 5	8 0 8 7	1 3 8 3 7	1 9 6 0 7	4 8 6 2 8	1 2 9 3 3	1 1 1 9 1	3 1 1 3
W i k t t y n n e o	2 8 4 5	3 6 8 3	1 4 1 7 5	1 3 4 6 5	3 4 4 4 7	9 1 0 9	4 4 4 5	8 6 1

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 1Q22 (-) 27 mln PLN / 2Q22 (-) 2860 mln PLN / 3Q22 (-) 53 mln PLN / 4Q22 (-) 3734 mln PLN / 12M22 (-) 6674 mln PLN / 1Q23 (-) 529 mln PLN / 2Q23 (-) 77 mln PLN

EBITDA LIFO – podział na segmenty

ln P L N m	1 Q 2 2	2 Q 2 2	3 Q 2 2	4 Q 2 2	1 2 M 2 2	1 Q 2 3	2 Q 2 3	( / ) r r
Ra f ine ia, ty r m w :	9 0 0	4 6 5 6	7 3 8 9	1 0 4 2 8	2 3 3 7 3	5 4 8 5	2 5 3 6	-2 1 2 0
N R V	-3 0	2 6	-2 8	1 3	-1 9	-5 9	-1 2 1	-1 4 7
he dg ing	-1 9 1 3	-2 5 5 8	7 2 6	-5 9	-3 8 0 4	3 6 5	5 1	2 6 0 9
kon tra k t ów ter ino h C O 2 wy cen a m wy c	-5 6 8	2 1	-1 7 5	1 2 5	-5 9 7	5 2	0	-2 1
Pe he ia, t ty ro c m w m :	4 1 5	1 6 4 3	6 9 8	8 1 5	3 3 3 7	9 8	-1 2 0	-1 6 3 7
N R V	0	0	-8	-1 6	-2 4	-1	-1 6	-1 6
he dg ing	8 4	8 5	6 3	5 7	2 2 6	8 6	1 0 0	2 4
kon tra k t ów ter ino h C O 2 wy cen a m wy c	-6 1 4	2 3	-8 4	8 4	-5 9 1	0	0	-2 3
En ty ka ty e rg e w m : ,	1 0 0 4	1 1 7 6	1 6 0 7	3 0 6	4 0 9 3	3 2 7 5	5 5 5	-6 2 1
he dg ing	0 5	-6 2	1 3 4	1 2 6	2 4 8	3 8	1 1	7 3
kon tra k t ów ter ino h C O 2 cen a m c wy wy	-5 4 3	2 1	1 2 8	6 8	-3 2 6	1 1	0	-2 1
De l t a	5 8 5	6 9 7	8 5 6	6 3 8	2 7 7 6	2 3 3	6 6 2	-3 5
W d by ie, ty o c m y w :	1 6 2	3 3 6	1 7 4 1	6 2 9 2	8 5 3 1	2 2 7 3	-1 1 4	-4 5 0
he dg ing	-8 0	-2 4	1 5	2	-8 7	0	9	3 3
G ty az m w : ,	/ n a	/ n a	/ n a	-1 9 2 6	-1 9 2 6	6 1 9 6	5 6 1 1	5 6 5 7
he dg ing	/a n	/a n	/a n	1 4 1	1 4 1	8 3	1 0 0 2	1 0 0 2
kon k ów ino h C O 2 tra t ter wy cen a m wy c	/a n	/a n	/a n	1 1 6	1 1 6	8 5	6	6
Fu kc j ko j n e rp o ra cy ne	-3 1 6	-3 0 4	7 1 9 9	7 6 9 8	1 4 2 7 7	-3 9 9	-4 3 8	-1 3 4
W łą ia y cz e n	/ n a	/ n a	-5	-6	-1 1	-8	1 1	1 1
E B I T D A L I F O, ty m w :	2 7 8 6	8 2 0 4	1 9 4 8 5	2 4 0 1 1	5 4 4 8 6	1 7 1 5 3	8 7 0 3	4 9 9
N R V	-3 0	2 6	-3 6	-3	3 -4	-6 0	-1 3 7	-1 6 3
he dg ing	-1 8 9 5	-2 5 8 6	9 3 8	2 6 7	-3 2 7 6	5 7 2	1 1 7 3	3 7 5 9
kon tra k t ów ter ino h C O 2 cen a m c wy wy	-1 7 2 5	6 5	-1 3 1	3 9 3	-1 3 9 8	1 4 8	6	-5 9

32

Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 1Q22 (-) 27 mln PLN / 2Q22 (-) 2860 mln PLN / 3Q22 (-) 53 mln PLN / 4Q22 (-) 3734 mln PLN / 12M22 (-) 6674 mln PLN / 1Q23 (-) 529 mln PLN / 2Q23 (-) 77 mln PLN

Wyniki 2Q23 – podział na spółki

l P L N m n	O R L E N	O R L E N L i t e a u v	O R L E N U i t l n p e r o	G r p a u G E N E R A	P t ł o o s a e z	G r p a u O R L E N
P h d r z y c o y	4 9 1 0 2	6 9 7 1	7 5 3 2	6 0 1 1	5 0 0 5	7 4 6 2 1
O E B I T D A L I F	3 3 8 9	2 3 4	7 5 0	2 6 8	4 0 6 2	8 7 0 3
f O E k t L I F e	0 8 4 -	1 4	-	-	1 7 -	3 8 4 -
E B I T D A	2 9 8 1	2 7 5	7 5 0	2 6 8	4 0 4 5	8 3 1 9
A t j m o r a c a y z	8 0 2	2 3	3 0 2	2 9 4	1 4 5 1	2 8 7 2
E B I T	2 1 9 7	2 2 5	4 4 8	2 6 -	2 9 4 5	4 4 5 7
E B I T L I F O	2 5 8 7	2 1 1	4 4 8	2 6 -	2 6 1 1	5 8 3 1
W i k t t n n e o y	3 9 4 6	1 9 3	3 1 1	1 7 4 -	2 6 8	4 5 4 4

• • ORLEN Lietuva – wzrost EBITDA LIFO o 635 mln PLN (r/r) w efekcie wyższych wolumenów sprzedaży, transakcji zabezpieczających (r/r) i marż handlowych częściowo ograniczonych ujemnym wpływem (r/r) wykorzystania historycznych warstw zapasówi spadkiem (r/r) marż(cracków) na lekkich i średnich destylatach.
• • ORLEN Unipetrol – spadek EBITDA LIFO o (-) 944 mln PLN (r/r) w efekcie niższych marż (cracków) na lekkich i średnich destylatach i produktach petrochemicznych, ujemnego wpływu (r/r) wykorzystania historycznych warstw zapasów, wzrostu kosztów ogólnych i pracy częściowo skompensowanych wpływem wyższych marżach handlowych, transakcji zabezpieczających i niższych kosztów rezerw CO2.
• • Grupa ENERGA – niższa EBITDA o (-) 688 mln PLN (r/r) na skutek niższych wyników w Linii Biznesowej Dystrybucja (niższe wolumeny dystrybucji oraz ujemny wpływ (r/r) pomiędzy ceną kontraktową strat sieciowych względem ceny z rynku bilansującego) i w Linii Biznesowej Wytwarzanie (niższa produkcja w Elektrowni Ostrołęka częściowo skompensowana dodatnim wpływem niższych kosztów rezerw CO2 i transakcji zabezpieczających) przy wyższych wynikach Linii Biznesowej Sprzedaż(wyższe wolumeny).
• • Grupa exPGNiG – brak możliwości kalkulacji efektów biznesowych z uwagi na nieporównywalność okresów konsolidacji – ujęcie w 2Q23 wyników dawnej Grupy PGNiG w konsolidacji Grupy ORLEN w wysokości 5 639 mln PLN.

33Wyniki operacyjne przed odpisami aktualizującymi wartość aktywów trwałych: 2Q23 (-) 77 mln PLN

Dane produkcyjne rafinerii Grupy ORLEN

G O R L E N ru p a	2 Q 2 2	1 Q 2 3	2 Q 2 3	( / ) ∆ r r	( kw / kw ) ∆	6 M 2 2	6 M 2 3	6 M / 6 M ∆
Pr ó b f to j ( ty t ) ze r ro p na we s. y	7 2 4 5	9 4 7 4	9 5 3 5	3 2 %	1 %	1 5 4 0 7	1 9 0 0 9	2 3 %
W ko ta ie b h rz s n m o cy p rz e ro ow c y y y	8 3 %	9 0 %	9 0 %	7 p p	0 p p	8 9 %	9 0 %	2 p p
1 O R E N L
f ( ) Pr ó b to j ty t ze r ro p y na we s.	4 3 3 1	5 4 7 6	5 2 8 9	% 2 2	% -3	8 4 3 7	1 0 7 6 5	% 2 8
W ko ta ie b h y rz y s n m o cy p rz e ro ow y c	% 1 0 7	% 9 3	% 8 9	-1 8 p p	-4 p p	% 1 0 4	% 9 1	-1 3 p p
4 Uz k l iw y s p a	8 6 %	8 3 %	8 3 %	-3 p p	0 p p	8 3 %	8 3 %	0 p p
5 Uz k le k k ic h d ty la t ów y s e s	3 4 %	2 8 %	3 0 %	-4 p p	2 p p	3 3 %	2 9 %	-4 p p
6 Uz k ś d ic h d la ów ty t y s re n e s	5 2 %	5 5 %	5 3 %	1 p p	-2 p p	5 0 %	5 4 %	4 p p
2 O R L E N U ip t l n e ro
Pr ó b f to j ( ty t ) ze r ro p y na we s.	1 6 7 0	1 7 8 2	1 8 7 9	1 3 %	5 %	3 3 7 3	3 6 6 1	9 %
W ko ta ie b h y rz y s n m o cy p rz e ro ow y c	% 7 7	% 8 3	% 8 7	1 0 p p	4 p p	% 7 8	% 8 5	7 p p
4 Uz k l iw y s p a	7 8 %	7 8 %	7 8 %	0 p p	0 p p	8 1 %	7 8 %	-3 p p
5 Uz k le k k ic h d ty la t ów s e s y	% 3 5	% 3 5	% 3 5	0 p p	0 p p	% 3 6	% 3 5	-1 p p
6 Uz k ś d ic h d la ów ty t y s re n e s	4 3 %	4 3 %	4 3 %	0 p p	0 p p	4 % 5	4 3 %	-2 p p
3 O R L E N L ie tu va
Pr ó b f to j ( ty t ) ze r ro p na we s. y	1 1 6 3	2 1 3 1	2 2 7 5	9 6 %	7 %	3 4 2 6	4 4 0 6	2 9 %
W ko ta ie b h rz s n m o cy p rz e ro ow c y y y	4 6 %	8 5 %	8 9 %	4 3 p p	4 p p	6 8 %	8 7 %	1 9 p p
4 Uz k l iw y s p a	9 3 %	% 7 7	9 % 7	-1 4 p p	2 p p	8 1 %	8 % 7	-3 p p
5 Uz k le k k ic h d la ów ty t y s e s	3 2 %	3 2 %	3 5 %	3 p p	3 p p	3 2 %	3 4 %	2 p p
6 Uz k ś d ic h d ty la t ów y s re n e s	6 1 %	4 % 5	4 4 %	-1 7 p p	-1 p p	4 9 %	4 4 %	-5 p p

1 Moce przerobowe ORLEN 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 ilości wyprodukowanej benzyny, nafty i LPG wyłączając BIO 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 ilości przerobu ropy.

34

Wpływ operacji związanych z rezerwą na CO2 oraz wyceny kontraktów terminowych na CO2 na skonsolidowany wynik GK ORLEN

Portfel kontraktów na zakup praw do emisji CO2w ORLEN S.A. i stan EUA na rachunkach Grupy ORLEN

mln ton

Po rtfe le	Po de j śc ie d o w y ce ny	30 .06 .20 22	30 .09 .20 22	31 .12 .20 22	31 .03 .20 23	30 .06 .20 23
Po rtfe l "w łas " k któ tra ny on w n a kup nie ń d mis j i* za up raw o e	Nie dle nie do ści od ziw ej dz ień bi lan rto po g a w yce wa g na sow y	2, 04	0, 14	3, 74	0, 00	0, 00
Po rtfe l " kcy jny " tra nsa któ kon ak tra w n a z up nie ń do isj i** up raw em	Po dle nie do ści ń ( ) hu nko ab iec HA g a w yce z r ac wo ą z ez p ze ści od ziw		3, 07	2, 37	1, 34	1, 34
	ej rto wa g be hu nko ści be iec ń z r ac wo za zp ze dz ień bi lan na sow y (no HA )	2, 33	3, 91	1, 66	-0, 10	0, 10
Po rtfe l E UA ch kac h na ra un GK (w oś ci n iem ria lne ) *** art ate	Nie dle nie do ści od ziw ej dz ień bi lan rto po g a w yce wa g na sow y	5, 24	9, 37	22 56 ,	29 46 ,	20 58 ,

* Portfel "własny" ujmowane są w nim transakcje zakupu EUA na potrzeby własne, które są realizowane w formie fizycznej dostawy w związku z czym nie podlegają wycenie.

** Portfel "transakcyjny" podlega wycenie zgodnie z wymogami MSSF 9. Od 1 lipca 2022 roku Grupa zaczęła stosować rachunkowość zabezpieczeń w odniesieniu do zakupu uprawnień do emisji CO2, w związku z czym portfel ten został podzielony na instrumenty bez HA, których wycena i rozliczenie ujmowane jest w pozostałej działalności operacyjnej oraz z HA, których wycena zgodnie z zasadami wynikającymi z MSSF 9 jest ujmowana w ramach kapitałów własnych, a efekt rozliczenia koryguje docelowo cenę nabycia uprawnień do emisji CO2.

*** EUA ujmowane są jako wartości niematerialne, nie podlegają amortyzacji, analizie pod kątem utraty wartości. Zakupione uprawnienia wycenia są według ceny nabycia, otrzymane nieodpłatnie w wartości godziwej ustalonej na dzień zarejestrowania na rachunku, pomniejszone o ewentualne odpisy z tytułu utraty wartości.

Wpływ działań związanych z CO2 na skonsolidowany wynik finansowy GK ORLEN mln PLN

• Rozliczenie i wycena portfela "transakcyjnego" kontraktów terminowych na CO2 (pozycja: pozostałe przychody i koszty operacyjne)
• Rozliczenie dotacji z tytułu otrzymanych nieodpłatnie CO2 (pozycja: koszty wg rodzaju podatki i opłaty)
• Utworzenie/rozwiązanie rezerwy na szacowane emisje CO2(pozycja: koszty wg rodzaju podatki i opłaty)
• Przeszacowanie rezerwy CO2 (pozycja: koszty wg rodzaju podatki i opłaty)

Wpływ rozliczeń depozytu zabezpieczającego oraz realizacji kontraktów CO2 na cash flow

Słownik pojęć

37

Modelowa marża rafineryjna (od dnia 01.08.2022 r.) = przychody (93,6% Produkty = 33% Benzyna + 48% Diesel + 13% Ciężki olej opałowy) - koszty (100% wsadu: 98% ropa Brent + 2% gaz ziemny). Notowania rynkowe spot.

Modelowa marża rafineryjna (do dnia 31.07.2022) = przychody (93,5% Produkty = 36% Benzyna + 43% Diesel + 14,5% Ciężki olej opałowy) - koszty (100% wsadu: ropa i pozostałe surowce). Notowania rynkowe spot.

Dyferencjałliczony na bazie rzeczywistego udziału przerobionych rop. Notowania spot.

Modelowa marża petrochemiczna = przychody (98% Produkty = 44% HDPE + 7% LDPE + 35% PP Homo + 12% PP Copo) - koszty (100% wsadu = 75% nafty + 25% LS VGO). Przychody notowania kontrakt; koszty notowania spot.

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

Kapitał pracuj ący (uj ęcie bilansowe) = zapasy + należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe - zobowi ązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe

Zmiana kapitału pracuj ącego (uj ęcie cash flow) = zmiana stanu należności + zmiana stanu zapasów + zmiana stanu zobowi ązań

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

Zastrzeżenia prawne

Niniejsza prezentacja została przygotowana przez ORLEN S.A. ("ORLEN" lub "Spółka"). Ani niniejsza Prezentacja, ani jakakolwiek kopia niniejszej Prezentacji nie może być powielona, rozpowszechniona ani przekazana, bezpośrednio lub pośrednio, jakiejkolwiek osobie w jakimkolwiek celu bez wiedzy i zgody ORLEN. Powielanie, rozpowszechnianie i przekazywanie niniejszej Prezentacji w innych jurysdykcjach może podlegać ograniczeniom prawnym, a osoby do których może ona dotrzeć, powinny zapoznać się z wszelkimi tego rodzaju ograniczeniami oraz stosować się do nich. Nieprzestrzeganie tych ograniczeń może stanowić naruszenie obowiązującego prawa.

Niniejsza Prezentacja nie zawiera kompletnej ani całościowej analizy finansowej lub handlowej ORLEN ani Grupy ORLEN, jak również nie przedstawia jej pozycji i perspektyw w kompletny ani całościowy sposób. ORLEN przygotował Prezentację z należytą starannością, jednak może ona zawierać pewne nieścisłości lub opuszczenia. Dlatego zaleca się, aby każda osoba zamierzająca podjąć decyzję inwestycyjną odnośnie jakichkolwiek papierów wartościowych wyemitowanych przez ORLEN lub jej spółkę zależną opierała się na informacjach ujawnionych w oficjalnych komunikatach ORLEN zgodnie z przepisami prawa obowiązującymi ORLEN.

Niniejsza Prezentacja oraz związane z nią slajdy oraz ich opisy mogą zawierać stwierdzenia dotyczące przyszłości. Jednakże, takie prognozy nie mogą być odbierane jako zapewnienie czy projekcje co do oczekiwanych przyszłych wyników ORLEN lub spółek Grupy ORLEN. Prezentacja nie może być rozumiana jako prognoza przyszłych wyników ORLEN i Grupy ORLEN.

Należy zauważyć, że tego rodzaju stwierdzenia, w tym stwierdzenia dotyczące oczekiwań co do przyszłych wyników finansowych, nie stanowią gwarancji czy zapewnienia, że takie zostaną osiągnięte w przyszłości. Prognozy Zarządu są oparte na bieżących oczekiwaniach lub poglądach członków Zarządu Spółki i są zależne od szeregu czynników, które mogą powodować, że faktyczne wyniki osiągnięte przez ORLEN będą w sposób istotny różnić się od wyników opisanych w tym dokumencie. Wiele spośród tych czynników pozostaje poza wiedzą, świadomością i/lub kontrolą Spółki czy możliwością ich przewidzenia przez Spółkę.

W odniesieniu do wyczerpującego charakteru lub rzetelności informacji przedstawionych w niniejszej Prezentacji nie mogą być udzielone żadne zapewnienia ani oświadczenia. Ani ORLEN, ani jej dyrektorzy, członkowie kierownictwa, doradcy lub przedstawiciele takich osób nie ponoszą żadnej odpowiedzialności z jakiegokolwiek powodu wynikającego z dowolnego wykorzystania niniejszej Prezentacji. Ponadto, żadne informacje zawarte w niniejszej Prezentacji nie stanowią zobowiązania ani oświadczenia ze strony ORLEN, jej kierownictwa czy dyrektorów, Akcjonariuszy, podmiotów zależnych, doradców lub przedstawicieli takich osób.

Niniejsza Prezentacja została sporządzona wyłącznie w celach informacyjnych i nie stanowi oferty kupna bądź sprzedaży ani oferty mającej na celu pozyskanie oferty kupna lub sprzedaży jakichkolwiek papierów wartościowych bądź instrumentów lub uczestnictwa w jakiejkolwiek przedsięwzięciu handlowym. Niniejsza Prezentacja nie stanowi oferty ani zaproszenia do dokonania zakupu bądź zapisu na jakiekolwiek papiery wartościowe w dowolnej jurysdykcji i żadne postanowienia w niej zawarte nie będą stanowić podstawy żadnej umowy, zobowiązania lub decyzji inwestycyjnej, ani też nie należy na niej polegać w związku z jakąkolwiek umową, zobowiązaniem lub decyzją inwestycyjną.