EBITDA EBIT NP* EPS DPS BVPS ROE

Transkrypt

1 Wydział Doradztwa i Analiz Rynkowych PEP Czy cena w wezwaniu jest godziwa? Energetyka PEP jest wiodącym podmiotem na krajowym rynku odnawialnych źródeł energii. Obecnie Spółka jest właścicielem trzech farm wiatrowych o łącznej zainstalowanej mocy 80 MWe, trzech zakładów produkcji pelletu mogących produkować w sumie 154 tys. ton surowca rocznie, posiada w developmencie portfolio projektów FW o łącznej mocy około 1000 MW, oraz realizuje dwa projekty outsourcingowe. Według zmienionych planów inwestycyjnych po sprzedaży części działalności na rzecz Mondi, PEP, który zajmował się dotychczas zarówno budową i eksploatacją własnych farm wiatrowych jak również developmentem oraz późniejszą odsprzedażą projektów, obecnie zamierza jednak zaprzestać sprzedaży, a skoncentrować się na rozbudowie własnych jednostek. Według naszych kalkulacji na bazie posiadanych obecnie środków, realne jest wybudowanie 106 MW nowych mocy wiatrowych oraz jednej elektrowni biomasowej 31,5 MW. Według naszych szacunków przełożyłoby się to na wzrost produkcji energii z 188,9 GWh z bieżących aktywów do 670,9 GWh w 2015 r. Dalsza rozbudowa potencjału PEP wymagałaby dodatkowych środków od właścicieli. Jeśli przyjąć, że obecni akcjonariusze nie chcę już inwestować w Spółkę, w tym miejscu widzimy potencjał dla Polenergii, która dokapitalizowując PEP mogłaby zrealizować cały zakładany program inwestycyjny (dodatkowe 284 MW farm wiatrowych oraz drugą elektrownie biomasową). Oferta Polenergii na poziomie 31,5 PLN/akcja tj. 11,6x prognozowana EBITDA 2012 z działalności kontynuowanej może wydawać się atrakcyjna, jednak naszym zdaniem nie oddaje potencjału Spółki, która w ciągu najbliższych 3 lat powinna znacznie zwiększyć swoje wyniki m.in. dzięki środkom ze sprzedaży projektu Saturn. Według naszych kalkulacji metodą sum of the parts, biorąc pod uwagę jedynie działające już jednostki, wartość PEP szacujemy na 675,2 mln PLN, co daje 31,68 PLN/akcja, czyli cenę bardzo bliską do oferowanej. Niemniej jednak jeśli uwzględnimy nowe inwestycje (106 MW farm wiatrowych oraz elektrownie biomasową 31,5 MW), wartość PEP wzrasta do 786,9 mln PLN, tj. 36,92 PLN/akcja. Wartość godziwą akcji PEP, w oparciu o wycenę porównawczą (21,06 PLN/akcja) oraz SOTP (36,92 PLN/akcja) szacujemy na 32,95 PLN/akcja i rekomendujemy trzymanie akcji Spółki. Uważamy, że realny jest scenariusz powodzenie wezwania po podniesieniu ceny przez Polenergię. NS EBITDA EBIT NP* EPS DPS BVPS ROE DM CR QR DFL P/E P/OP P/BV MC/S EV/EBITDA (w mln PLN) (PLN) (%) x ,14 50,32 40,44 46,87 2,43 0,00 12,16 20,01 64,61 2,20 1,71 1,55 12,88 14,92 2,58 5,68 19, ,97 89,92 78,97 61,56 3,20 0,00 15,74 20,30 62,53 1,96 1,66 1,31 9,80 7,64 1,99 3,43 11, ,96 103,90 93,46 69,63 3,27 0,00 19,80 16,50 63,63 1,62 1,37 1,24 9,59 7,15 1,58 3,09 11, P 160,17 84,26 55,32 94,70 4,44 0,00 24,26 18,31 49,19 5,09 4,15 2,05 7,05 12,07 1,29 4,17 8, P 166,85 68,10 38,51 11,80 0,55 0,00 24,82 2,23 64,87 2,31 1,57 3,17 56,58 17,34 1,26 4,00 19, P 275,76 149,00 88,25 21,84 1,02 0,00 25,84 3,96 66,37 1,77 0,99 3,12 30,58 7,57 1,21 2,42 10,06 *Zysk netto dla akcjonariuszy jednostki dominującej P - prognoza DM BOŚ S.A.; EUR/PLN = 4,1008; do obliczeń przyjęto kurs zamknięcia z dnia r. 31,33 PLN poniedziałek, 10 września 2012 Cena docelowa TRZYMAJ Wycena metodą porównawczą Wycena SOTP Cena bieżąca 32,95 PLN 21,06 PLN 36,92 PLN 31,33 PLN Potencjał wzrostu 5,2% Dane podstawowe Grupy mln PLN mln EUR Suma bilansowa ( r.) 1 004,0 244,8 Kapitał własny ( r.) 510,9 124,6 Kapitalizacja ( r.) 667,8 162,8 Free float ( r.) 304,0 74,1 Średni dzienny obrót (szt., 6m) Cena minimalna (12m) 18,30 Cena maksymalna (12m) 32,17 Zwrot z inwestycji (3m) 23,8% Zwrot z inwestycji (6m) 45,2% Zwrot z inwestycji (12m) 41,3% Beta vs. WIG (6m) 0,94 Wartość nominalna akcji 2,00 Akcjonariat ( r.) Liczba akcji % w kapitale % na WZA Generali OFE ,04% 18,04% ING OFE ,65% 10,65% Pioneer Pekao IM ,64% 10,64% AVIVA OFE Aviva BZ WBK ,11% 10,11% Aviva Investors Poland ,04% 5,04% Pozostali ,53% 45,53% Razem ,00% 100,00% Michał Stalmach Analityk Makler papierów wartościowych (22) m.stalmach@bossa.pl Niniejsza rekomendacja została sporządzona w Wydziale Doradztwa i Analiz Rynkowych Domu Maklerskiego Banku Ochrony Środowiska S.A. z siedzibą w Warszawie. Informacje, o których mowa w par Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia r. (Dz. U. Nr 206, poz. 1715) w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych, ich emitentów lub wystawców znajdują się na str. 42 niniejszego raportu. DM BOŚ SA dołożył należytej staranności w celu zapewnienia, iż zawarte informacje nie są błędne lub nieprawdziwe w dniu ich publikacji, jednak DM BOŚ SA i jego pracownicy nie ponoszą odpowiedzialności za ich prawdziwość i kompletność, jak również za wszelkie szkody powstałe w wyniku wykorzystania niniejszej publikacji lub zawartych w niej informacji. Regulaminy doradztwa inwestycyjnego i sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz innych rekomendacji o charakterze ogólnym dotyczących transakcji w zakresie instrumentów finansowych oraz instrumentów bazowych instrumentów pochodnych znajdują się na stronie internetowej bossa.pl w dziale Dokumenty.

2 Wezwanie 10 sierpnia br. Polenergia, wchodząca w skład Kulczyk Holding, ogłosiła wezwanie na 100 proc. akcji PEP, proponując 31,5 PLN za akcję. Zapisy potrwają od 28 sierpnia do 26 września. Warunkiem dojścia wezwania do skutku jest złożenie zapisów na co najmniej 80 proc. walorów oraz uzyskanie zgody UOKiK. Komunikat głosi, że w przypadku powodzenia wezwania, Polenergia rozważy podjęcie działań zmierzających do zniesienia dematerializacji akcji PEP oraz ich wycofania z obrotu na rynku regulowanym. Nie wydaje się, żeby przejmujący miał problem z uzyskaniem pozytywnej opinii Prezesa UOKiK na koncentrację (KI w segmencie OZE posiada jedynie spółkę Polenergia Wiatr Sp. z o.o., która przygotowywała projekty farm wiatrowych). Jednak największy udziałowiec PEP fundusz Generali posiadający obecnie 19,88 proc. akcji oświadczył już, że cena oferowana w wezwaniu jest niesatysfakcjonująca, co praktycznie zamyka drogę do powodzenia transakcji. Oferta na poziomie 11,6x prognozowana EBITDA 2012 z działalności kontynuowanej może wydawać się atrakcyjna, jednak naszym zdaniem nie oddaje potencjału Spółki, która utraciła niedawno swoje najbardziej zyskowne aktywo (pod względem generowanego strumienia EBITDA), a dzięki posiadanym środkom w ciągu najbliższych 3 lat powinna odbudować swój potencjał (dla porównania w odniesieniu do EBITDA 2011, cena przejęcia spada do 6,5x). Według naszych kalkulacji metodą sum of the parts biorąc pod uwagę jedynie działające już jednostki wartość PEP szacujemy na 675,2 mln PLN, co daje 31,68 PLN/akcja, czyli cenę bardzo bliską do oferowanej. Niemniej jednak jeśli uwzględnimy nowe inwestycje (106 MW farm wiatrowych oraz elektrownie biomasową 31,5 MW), wartość PEP wzrasta do 786,9 mln PLN, tj. 36,92 PLN/akcja. Wartość godziwą akcji PEP, w oparciu o wycenę porównawczą (21,06 PLN/akcja) oraz SOTP (36,92 PLN/akcja) szacujemy na 32,95 PLN/akcja i rekomendujemy trzymanie akcji Spółki. Uważamy, że gdyby doszło do przejęcia PEP przez Polenergię, a następnie dokapitalizowania Spółki (w komunikacie pojawiło się sformułowanie zapewni spółce i zarządowi nie tylko kapitał, ale także wiedzę i doświadczenie do dalszego rozwoju ) oraz realizacji całego zakładanego programu inwestycyjnego, transakcja byłaby i tak korzystna z perspektywy przejmującego. Według naszych kalkulacji rozbudowa farm wiatrowych o 284 MW do 470 MW oraz budowa drugiej elektrowni biomasowej, zwiększyłyby wartość PEP o ok. 315 mln PLN. W naszej ocenie szanse na kontrwezwania są niewielkie. Dwaj najwięksi gracze na rynku tj. PGE oraz Tauron zapowiadają przedstawienie na jesieni zaktualizowanych strategii i prawdopodobnie do tego czasu nie będą skłonni do tego typu działań. Ponadto w przypadku Tauronu, spółka jest już zadłużona, a potrzebuje znacznych środków na udział w projekcie budowy pierwszej elektrowni atomowej (uważamy, że może to być od 4 mld PLN do nawet 9,6 mld PLN w zależności od zaangażowania). Wydaje się, że bardziej zainteresowana mogłaby być PGE, która po nieudanej próbie przejęcia Energii posiada wysoką nadwyżkę środków pieniężnych, a w obecnej strategii ma zapisane iż do 2015 r. będzie posiadać 1000 MW w energetyce wiatrowej na lądzie, podczas gdy obecnie jest to jedynie 78 MW. Jednak z wypowiedzi prezesa Kiliana wiemy, że PGE nie jest obecnie zainteresowana akwizycją. Innych potencjalnych inwestorów może hamować niepewność, co do ostatecznego kształtu ustawy o OZE. Dlatego jako najbardziej prawdopodobny scenariusz uważamy niewielkie podniesienie ceny przez Polenergię i powodzenie wezwania. Zarząd PEP wyraził pozytywną opinię na temat wezwania. Naszym zdaniem może to oznaczać, że obecni akcjonariusze nie są skłonni do finansowania rozwoju Spółki. W stanowisku Zarządu PEP dotyczącego wezwania możemy przeczytać, iż integracja taka zapewni także Spółce dostęp do dodatkowych źródeł finansowania niezbędnych do realizacji jej długoterminowej strategii oraz potwierdza, że cena Akcji Spółki zaproponowana w Wezwaniu odpowiada wartości godziwej oszacowanej zgodnie z informacjami będącymi w posiadaniu Zarządu na moment sporządzenia niniejszej opinii. Polenergia za akcję PEP zaproponowała w wezwaniu 31,5 PLN. Według naszych szacunków wartość godziwa akcji to 32,95 PLN. Naszym zdaniem szanse na kontrwezwanie są niewielkie. Spodziewamy się nieznacznego podniesienia ceny w wezwaniu. Zarząd PEP wypowiedział się pozytywnie nt. wezwania. Strona 2

3 Analiza techniczna Analiza Techniczna akcji PEP (dane dzienne) Dane dzienne: PEP silne wsparcie 25,80 PLN PEP ( , , , , ) 32,95 30,83 EMA-65 EMA March April May June July August September Walory PEP oscylują ponad linią wzrostową hossy w przeszło półrocznym trendzie zwyżkowym. Średnia ekspotencjalna z 65 sesji znajduje się powyżej średniej EMA-200, co podtrzymuje układ rynku byka dla analizowanego akcjogramu. Podczas minionych blisko dwudziestu sesji kurs zawahał się w zakresie 32,95 30,83 zł. Ponadto stabilizacja notowań wokół 31,50 zł świadczy o wyczekiwaniu handlujących, którzy pamiętają o wezwaniu na sprzedaż akcji PEP. Jeśli pojawiłby się nieoczekiwany zwrot w sytuacji analizowanej spółki to wówczas kurs prawdopodobnie wybije się z przedziału 30,83-32,95 zł, uznawanego za typową konsolidację na przeczekanie. Pamiętajmy także, że walor ten znajduje się w silnym trendzie wzrostowym, co potwierdza dodatnia różnica pomiędzy średnimi EMA-65 a EMA-200. Zakres zmiany pomiędzy dynamicznymi liniami ważonymi wynosi obecnie 2,59 zł, co daje blisko 10% zmienność, która tylko hipotetycznie mogłaby wystąpić podczas kilku sesji a i tak nie zmieniłoby to trendu zwyżkowego. Większość parametrów analizy technicznej potwierdza, że bieżąca wycena rynkowa albo poziom wezwania 31,50 zł są relatywnie niskimi wskazaniami w zestawieniu do oszacowanych wartości 32,23 40,97 zł wg proporcji Fibonacciego i w kontekście ekspansji kursowej fal cenowych. Inaczej mówiąc kurs PEP posiada potencjał do wzrostów, ale trwające wezwanie na sprzedaż akcji zmusza inwestorów do oczekiwania na jego rezultaty. Analiza techniczna: Michał Pietrzyca Strona 3

4 Branża OZE w Europie Polityka klimatyczna Regulacje Unii Europejskiej przekładają się na rosnący popyt na energię ze źródeł odnawialnych, nawet przy obecnej stagnacji gospodarczej. Chodzi tu w szczególności o dyrektywy dotyczące wytwarzania energii z OZE, redukcji emisji zanieczyszczeń, promowanie efektywnych sposobów wytwarzania oraz zwiększenie konkurencyjności rynku. Dyrektywa 2001/77/EC w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych UE wskazuje jako sprawę priorytetową wspieranie odnawialnych źródeł energii ze względu na pozytywny wpływ na ochronę środowiska oraz trwały rozwój, a także wzrost zatrudnienia na rynkach lokalnych. Dokument wskazywał, że należy zobowiązać wszystkie Państwa Członkowskie do wytyczenia krajowych celów w zakresie zużycia energii elektrycznej wytwarzanej z źródeł odnawialnych oraz ustanowić ramy legislacyjne do ich realizacji (mechanizmy wsparcia w tym zielone certyfikaty, dofinansowania, zwolnienia podatkowe). Dyrektywa 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE) Kontrola zużycia energii w Europie oraz zwiększone stosowanie energii ze źródeł odnawialnych wraz z oszczędnością energii i zwiększoną efektywnością energetyczną stanowią istotne elementy pakietu środków koniecznych do redukcji emisji gazów cieplarnianych. Dyrektywa określa obligatoryjne cele dla poszczególnych krajów, których realizacja ma zapewnić, że w 2020 r. w UE ze źródeł odnawialnych pochodzić będzie 20% energii oraz 10% w sektorze transportu. Ustalenie obowiązkowych celów ma zapewnić inwestorom stabilność i stanowić zachętę do rozwoju technologii OZE. Popyt na energię z OZE wspierają regulacje UE mające na celu ochronę środowiska, wzrost zatrudnienia oszczędność energii i poprawę efektywności Krajowe cele w zakresie udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w 2020 r. Źródło: Załącznik nr 1 do Dyrektywy 2009/28/WE, opracowanie własne DM BOŚ Strona 4

5 W przypadku Polski docelowy udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w 2020 r. został określony na 15%. Dla osiągniecia zakładanych celów konieczne jest wsparcie publiczne, tak długo, dopóki ceny energii elektrycznej na rynku wewnętrznym nie będą odzwierciedlały w pełni kosztów i korzyści środowiskowych i społecznych wynikających z wykorzystania OZE. Dyrektywa 2003/87/EC ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych w Wspólnocie, Dyrektywa 2001/80/WE w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych obiektów energetycznego spalania, Decyzja 280/2004/EC dotycząca mechanizmu monitorowania emisji gazów cieplarnianych Wspólnoty oraz wdrażania Protokołu z Kioto Wskazane trzy dokumenty koncentrują się na redukcji poziomu gazów cieplarnianych, która miała zostać ograniczona w porównaniu z poziomami z 1990 r o 8% w latach oraz w dłuższym okresie o 70%. Państwa członkowskie zostały zobligowane do opracowania krajowych planów przydziałów. Dyrektywa 2003/54/WE dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej Dokument wyraża korzyści związane z wprowadzeniem wewnętrznego rynku energii, polegające na zwiększeniu wydajności, spadku cen, wyższych standardów obsługi oraz poprawy konkurencyjności. Powyższe ma zapewnić m.in. przez możliwość swobodnego wyboru dostawcy energii (zasada TPA), dostępu do sieci przesyłowej i dystrybucyjnej przez wytwórców czy promowanie nowo powstających technologii. Dyrektywa 2004/8/WE w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii UE promuje wykorzystanie kogeneracji (tzn. jednoczesnego wytwarzana energii elektrycznej i cieplnej) jako metody oszczędzania energii, unikania strat sieciowych oraz ograniczenia emisji szkodliwych substancji. Dyrektywa zobowiązuje Państwa Członkowskie do wsparcia jednostek dla zapewnienia stabilnych warunków inwestycji w kogenerację. Unia zwraca uwagę, że duża efektywność energetyczna jest istotna w perspektywie rosnącego uzależnienia UE od zewnętrznych dostaw energii. redukcję gazów cieplarnianych poprawę konkurencyjności oraz wykorzystanie kogeneracji. Rynek OZE w Polsce Członkostwo Polski w Unii Europejskiej wiąże się m.in. z obowiązkiem dostosowania polskiego prawa energetycznego do norm UE, co jest m.in. motorem rozwoju energetyki odnawialnej. Następuje stopniowa poprawa konkurencyjności technologii odnawialnych źródeł energii na tle jednostek konwencjonalnych. Niemniej jednak w dalszym ciągu produkcja energii z OZE jest droższa, dlatego wymaga odpowiedniego wsparcie dla dalszego rozwoju. Spośród dostępnych technologii w Polsce największy potencjał rozwoju mają energetyka wiatrowa oraz produkcja energii z biomasy. Obecność Polski w UE obliguje nasz kraj do odpowiednich zmian legislacyjnych. Moce zainstalowane w OZE w Polsce na (w MW) oraz liczba danych jednostek , ,8 Elektrownie biogazowe ,4 Elektrownie biomasowe 6 1,1 Elektrownie słoneczne Elektrownie wiatrowe ,5 Elektrownie wodne 46 Elektrownie realzujące technologię współspalania* Źródło: URE, maj 2012, opracowanie własne DM BOŚ *W przypadku instalacji współspalania brak informacji nt. mocy jednostek Strona 5

6 Według projektu rozporządzenia Ministerstwa Gospodarki z lutego tego roku odnośnie świadectw pochodzenia, opłaty zastępczej i zakupu energii z OZE, przedsiębiorstwa energetyczne będą do 2021 r. zobowiązane do przedstawienia prezesowi URE do umorzenia bądź dokonania opłaty zastępczej dla 20,0% rocznej sprzedaży energii elektrycznej, przy 10,4% obecnie, co będzie stymulować popyt na zieloną energię. Nowa wersja rozporządzenia istotnie podnosi obowiązkowe limity. W poprzedniej z 2009 r, dla ostatniego uwzględnionego okresu tj r. współczynnik wynosił 12,9% (obecny projekt 16,0%). MG podnosi wymagania odnośnie udziału zielonej energii. Obowiązkowy udział energii z OZE w sprzedaży przedsiębiorstw energetycznych 25,0% 20,0% 15,0% 10,0% 10,4% 10,4% 12,0% 13,0% 14,0% 15,0% 16,0% 17,0% 18,0% 19,0% 20,0% 5,0% 0,0% Źródło: Projekt rozporządzenia w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii, opracowanie własne DM BOŚ Energetyka wiatrowa Do 2020 r. moc zainstalowana w krajowych farmach wiatrowych ma wzrosnąć 4-krotnie, do MW (w tym 500 MW na morzu) z MW na koniec 2011 r. (źródło: MG). Według raportu Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej w 2020 r. udział energii elektrycznej wyprodukowanej w elektrowniach wiatrowych stanowić będzie ok. 17% całkowitej energii wytworzonej w Polsce, natomiast w 2030 r. prawie 29%. Około 1/3 powierzchni Polski posiada odpowiednie warunki wiatrowe dla wykorzystania farm wiatrowych na skalę przemysłową. W przypadku 5% terytorium kraju można je określić jako bardzo dobre. Dla porównania w Niemczech, gdzie warunki do budowy farm wiatrowych są podobne, na koniec 2011 r. łączna moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych wyniosła MW, czyli 18 razy więcej niż w Polsce (źródło: World Wind Energy Association). W 2011 r. na świecie oddano rekordowe moce równe 42,2 GW po 37,6 GW w 2010 r. (źródło: World Wind Energy Association). Energetyka wiatrowa jest bezemisyjna podczas gdy najpopularniejsze w Polsce elektrownie na węgiel kamienny produkują średnio 850 kg CO2/MWh. Jedna turbina o mocy 2 MW przy średniej wydajności na poziomie 25%, produkuje rocznie około MWh, co przy średnim rocznym zużyciu energii elektrycznej przez 3 osobowe gospodarstwo domowe (wg danych GUS średnia liczebność gospodarstwa domowego w 2009 r. wyniosła 2,9) równym 1,75 MWh, pozwala na zapewnienie energii dla ponad 1400 takich rodzin. W perspektywie do 2020 roku z wiatru ma pochodzić blisko połowa energii wytworzonej w OZE. Najkorzystniejsze warunki do budowy i eksploatacji farm wiatrowych na terytorium Polski to: Pobrzeże Słowińskie i Kaszubskie; Suwalszczyzna; Nizinny obszar środkowej Polski Mazowsze i środkowa część Wielkopolski; Beskid Śląski i Żywiecki; Bieszczady i Podgórze Dynowskie. Średnie roczne prędkości wiatru na wskazanych obszarach wynoszą od 4 m/s do 6 m/s w rejonach nadmorskich. Strona 6

7 Warunki wietrzne w Polsce Źródło: IMiGW Główną wadą energetyki wiatrowej jest sezonowość produkcji. Efektywność krajowych siłowni zawiera się najczęściej w przedziale 25% do 30%. Największą produkcję farmy notują w I i IV kwartale. Obecne turbiny 2 MW pracują w zakresie wiatru o prędkości od 3,5 m/s do 25 m/s, jednak prawdopodobnie rozwój technologii pozwoli na operowanie przy niższych prędkościach, co poprawi efektywność i tym samym zwiększy wolumen produkowanej energii. Przy wietrze na poziomie 5 m/s turbina (2 MW) generuje moc 0,2 MW, natomiast maksymalną moc osiąga od 13 m/s. Tak więc jak widzimy wzrost prędkości wiatru przekłada się hiperbolicznie na ilość produkowanej energii. Energetyka wiatrowa charakteryzują się dużą sezonowością. Produkcja energii w poszczególnych miesiącach na przykładzie FW Puck (w MWh) Źródło: PEP, opracowanie własne DM BOŚ Strona 7

8 Średnia roczna prod. turbiny 2 MW* (w MWh) w zależności od prędkości wiatru (w m/s) 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 6,573 7,349 5,753 4,903 4,042 3,197 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 Źródło: opracowanie własne DM BOŚ *Turbina Vestas V90 2 MW Według prognoz Ministerstwa Gospodarki przedstawionych w Krajowym planie działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych (z 2010 r.) w ciągu bieżącej dekady moc zainstalowana w energetyce wiatrowej ma wzrosnąć niemal sześciokrotnie z MW w 2010 r. do MW w 2020 r. W 2020 r. oczekiwane jest uruchomienie pierwszych morskich farm wiatrowych o mocy MW. Szacunki MG wskazują, że w 2020 r. produkcja energii z wiatru może wynieść GWh, w stosunku do GWh w 2010 r., co według naszych kalkulacji pokryłoby około 8,6% krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną (w 2010 r. było to 0,96%, według naszych szacunków krajowa konsumpcja energii elektrycznej wrośnie do 2020 r. o 11,6% do GWh z GWh w 2011 r.). Wydaje się jednak, że powyższe plany będą trudne do zrealizowania. Realne jest naszym zdaniem ich wykonanie w około 90%, tj. ok MW i GWh. Zainstalowana moc (w MW) oraz produkcja energii elektrycznej brutto (w GWh) w energetyce wiatrowej Wg prognoz MG w bieżącej dekadzie produkcja energii z wiatru wzrośnie 5,5 krotnie Ląd Morze Małe instalacje Produkcja energii (s.prawa) P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P Źródło: URE, MG, opracowanie własne DM BOŚ Biomasa Zgodnie z dyrektywą UE (2001/77/WE) biomasa oznacza podatne na rozkład biologiczny frakcje produktów, odpady i pozostałości z przemysłu rolnego łącznie z substancjami roślinnymi i zwierzęcymi, leśnictwa i związanych z nim gałęzi gospodarki, jak również podatne na rozkład biologiczny frakcje odpadów przemysłowych i miejskich; w praktyce w Polsce głównymi źródłami biomasy są słoma, odpady drzewne, uprawy roślin energetycznych oraz odpady z produkcji rolnej. Spalenie 1,5 tony słomy (15 GJ/t) dostarcza energii zbliżonej do uzyskanej z 1 tony średnioenergetycznego węgla (22 GJ/t). Energia z biomasy jest obecnie głównym źródłem OZE w Polsce. Zgodnie z danymi URE w 2011 r. z biomasy pochodziło 50% łącznej produkcji z OZE. Według prognoz Biomasa jest obecnie głównym źródłem energii z OZE. W 2020 r. ma dostarczać niewiele mniej energii niż wiatr. Strona 8

9 Ministerstwa Gospodarki do 2020 r. powyższy udział ma spaść do 44%, głównie za sprawą rozwoju energetyki wiatrowej (z 27% w 2011 do 47% w 2020 r.). Do 2020 r. moc zainstalowana w elektrowniach biomasowych ma wzrosnąć do MW z 439 MW na koniec 2011 r. (źródło: Ministerstwo Gospodarki). Spalanie biomasy uznaje się za nieemitujące dwutlenku węgla ponieważ zakłada się, że roślina w trakcie życia pochłania tyle samo CO2 ile emituje w procesie spalania. W przypadku biomasy ważnym aspektem jest emisja pośrednia związana m.in. z transportem, dlatego ważna jest odległość od źródła dostaw. Koszty transportu mogą nawet podwajać koszty zakupu surowca, dlatego biomasę należy uznać za paliwo lokalne. Biorąc pod uwagę, że w 2011 r. około 1/3 biomasy zużytej w Polsce pochodziło z importu, krajowy rynek produkcji surowca należy ocenić jako perspektywiczny. Według szacunków PEP w ciągu najbliższych 8 lat popyt na biomasę leśną wzrośnie z 8 mln ton do 10 mln ton, a na biomasę agro z ok. 4 mln ton do ok. 5 mln ton. Zainstalowane moce w zakresie spalania biomasy w Europie w 2012 r. szacowane są na 6 GW. Średnia wielkość budowanej instalacji to 23 MWe (źródło: PEP). Zainstalowana moc (w MW) oraz produkcja e. elektrycznej brutto (w GWh) z biomasy Stała Biogaz Produkcja energii (skala prawa) P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 0 Źródło: URE, MG, opracowanie własne DM BOŚ Outsourcing W przypadku energetyki przemysłowej outsourcing jest procesem wydzielenia zakładowych ciepłowni bądź elektrociepłowni ze struktury danego przedsiębiorstwa i przekazania jednostki (sprzedaż bądź dzierżawa) w zarządzanie wyspecjalizowanym firmom, które biorą na siebie ryzyko operacyjne. Najczęściej przejęte obiekty są na początku modernizowane bądź budowane są całkowicie nowe urządzenia, a następnie prowadzone jest ich bieżące utrzymanie. Możliwa jest również budowa ciepłowni/elektrociepłowni od podstaw. Na etapie obsługi operacyjnej, usługodawca sprzedaje energię przedsiębiorcy, może również m.in. oferować nadwyżki klientom zewnętrznym, outsourcing może również obejmować jedynie zakup energii elektrycznej dla klienta i prowadzenie procesu optymalizacji jej wykorzystania, w tym wypadku wynagrodzenie usługodawcy jest uzależnione od oszczędności uzyskanych przez klienta. PEP jest pionierem polskiego rynku usług outsourcingowych dla energetyki. W 1998 r. Spółka zawarła umowę z Zakładami Chemicznymi Wizów S.A. na budowę elektrociepłowni, która miała produkować ciepło i energię na potrzeby klienta. Outsourcing energetyczny nie zyskał dotychczas dużej popularności w Polsce, jednak w miarę postępującego wzrostu cen energii oraz coraz bardziej restrykcyjnych wymagań środowiskowych można naszym zdaniem oczekiwać, że coraz więcej przedsiębiorstw będzie decydować się na optymalizację kosztów. Jest to szansa dla PEP jako najbardziej doświadczonego podmiotu na rynku, który charakteryzuje się stosunkowo niewielką konkurencją. Potencjał rynku jest duży. Na rynku działa około 900 elektrociepłowni zlokalizowanych przy zakładach produkcyjnych. Outsourcing w energetyce polega m.in. na oddanie obiektu w zarządzanie, najczęściej elektrociepłowni, do wyspecjalizowanego podmiotu. Pionierem tego rynku w Polsce był właśnie PEP. Strona 9

10 W oczekiwaniu na nową ustawę o OZE W końcu lipca Ministerstwo Gospodarki zaprezentowało drugą wersję projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii. Nowe regulacje miałyby wejść w życie z początkiem 2013 r. W naszej opinii termin ten może się przesunąć na początek II kwartału 2013 r. Główne założenia projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii (z dnia r.): Sprzedawca z urzędu jest zobowiązany do zakupu energii elektrycznej wytworzonej w OZE po cenie 198,90 PLN/MWh (średnia cena energii na rynku konkurencyjnym za rok 2011), która będzie corocznie rewaloryzowana wskaźnikiem inflacji z roku kalendarzowego poprzedzającego rok, dla którego oblicza się cenę zakupu energii elektrycznej. Cena będzie ogłaszana do 31 marca każdego roku. Nie może być jednak wyższa niż średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Odbiorca końcowy w terminie do 31 marca jest obowiązany uzyskać i przedstawić do umorzenia Prezesowi URE świadectwo pochodzenia wydane dla energii elektrycznej wytworzonej w instalacjach odnawialnych źródeł energii lub uiścić opłatę zastępczą (opłata uiszczana za świadectwa, które nie zostały przedłożone do umorzenia) wynoszącą 286,74 zł za 1 MWh. W przypadku gdy średnie ceny praw majątkowych (zielonych certyfikatów) będą przez okres co najmniej dwóch kolejnych kwartałów niższe niż 75% wartości opłaty zastępczej, Minister Gospodarki dla zagwarantowania ceny paw majątkowych powyżej 75% wartości opłaty zastępczej, stanie przed koniecznością podniesienia udziału energii elektrycznej wytwarzanej z OZE w kolejnym roku kalendarzowym w drodze rozporządzenia. Co trzy lata do 30 czerwca danego roku, Minister Gospodarki będzie określał w drodze rozporządzenia współczynniki korekcyjne (korygują ilości uzyskanych certyfikatów na 1 MWh, np. współczynnik 0,9 oznacza, że na każdy MWh wytworzonej energii producent otrzyma 0,9 zielonego certyfikatu) dla instalacji OZE na okres kolejnych pięciu lat. Współczynniki korekcyjne na lata Rodzaj instalacji biogaz rolniczy (200 kw; 500 kw > 1,50 1,50 1,475 1,45 1,425 biogaz rolniczy (500 kw; 1 MW> 1,45 1,45 1,425 1,40 1,375 biogaz rolniczy > 1 MW 1,40 1,40 1,375 1,35 1,325 biogaz z surowców ze składowisk odpadów >200 kw 1,10 1,10 1,06 1,025 1,00 biogaz z surowców z oczyszczalni ścieków oraz składowisk odpadów >200 kw 0,75 0,75 0,725 0,70 0,675 biomasa lub układ hybrydowy < 10 MW 1,30 1,30 1,25 1,225 1,20 biomasa lub układ hybrydowy > 10 MW 0,95 0,95 0,925 0,90 0,875 biomasa lub układ hybrydowy w wysokosprawnej kogeneracji < 10 MW 1,70 1,70 1,65 1,625 1,60 biomasa lub układ hybrydowy w wysokosprawnej kogeneracji > 10 MW 1,15 1,15 1,125 1,10 1,075 biomasa do spalania wielopaliwowego 0,30 0,30 0,25 0,20 0,15 biopłyny 1,15 1,15 1,125 1,10 1,075 energia słoneczna > 100 kw 2,85 2,85 2,70 2,55 2,40 energia wiatru na lądzie (200 kw; 500 kw> 1,20 1,20 1,175 1,15 1,125 energia wiatru na lądzie > 500 kw 0,90 0,90 0,875 0,85 0,825 energia wiatru na morzu 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 hydroenergia (75 kw; 1 MW> 1,60 1,60 1,575 1,55 1,525 hydroenergia (1 MW; 5 MW> 1,70 1,70 1,675 1,65 1,625 hydroenergia (5 MW; 20 MW> 2,00 2,00 1,975 1,95 1,925 hydroenergia >20 MW 2,30 2,30 2,25 2,20 2,15 energia geotermalna 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 Źródło: Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii, opracowanie własne DM BOŚ Ustawa o OZE ma wejść w życie z początkiem 2013 r. Projekt zakłada m.in., że cena energii z OZE będzie stała indeksowana jedynie wskaźnikiem inflacji z kolei w przypadku cen certyfikatów są one ograniczone do stałej wielkości opłaty zastępczej jednak mogą być nawet o ¼ niższe. Na zmianach wsparcia dla zielonej energii najbardziej straci współspalanie zyska zaś fotowoltaika. Strona 10

11 W przypadku instalacji oddanych do użytku przed dniem wejścia w życie ustawy współczynnik korekcyjny jest stały przez 15 lat od dnia oddania do użytkowania i wynosi 1, przy czym w przypadku instalacji współspalania wielopaliwowego okres ten został ograniczony do 5 lat. Dodatkowo współspalanie będzie otrzymywać świadectwa pochodzenia nie dłużej niż do końca 2020 r. Przedsiębiorstwo prowadzące działalność w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej jest zobowiązane do przyłączenia do sieci nowej instalacji z zachowaniem pierwszeństwa instalacji odnawialnego źródła energii przed instalacjami niestanowiącymi instalacji odnawialnych źródeł energii. Według szacunków Ministerstwa Gospodarki niższe wsparcie dla technologii, które obecnie wytwarzają około 90% energii z OZE (współspalanie, elektrownie wiatrowe oraz stare, zamortyzowane elektrownie wodne) przyniesie w 2013 r. 700 mln PLN oszczędności, a w 2019 r mln PLN. W sumie w latach ma to być mln PLN. Projekt ustawy o OZE zapewnia wytwórcom gwarancje przyłączenia do sieci, odbioru prądu, minimalnej ceny energii oraz po części ceny zielonych certyfikatów. Informacja na temat współczynników wsparcia na kolejne 5 lat powoduje, że już w momencie rozpoczęcia projektu inwestor będzie wiedział jakie wsparcie otrzyma w przyszłości. Po wprowadzeniu ustawy przedsiębiorstwa jak i instytucje finansujące otrzymają jasne zasady wspierania odnawialnych źródeł energii w kolejnych latach. Powyższa stabilizacja spowoduje, że podczas organizacji finansowania dla projektu OZE podmiot nie będzie zobligowany do podpisania długoterminowej umowy na sprzedaż energii, co skutkowało koniecznością zaproponowania odbiory energii dyskonta (około 15%). Negatywnie należy z kolei naszym zdaniem ocenić brak możliwości sprzedaży energii po cenie rynkowej, gdyż doprowadzi to do utraty prawa do zielonego certyfikatu. Po drugie w przypadku opłaty zastępczej nie będzie ona waloryzowana (obecnie jest waloryzowana przez URE), co będzie się przekładać na jej obniżenie w wartościach realnych (w perspektywie 15 lat szacujemy, że realnie będzie to ok. 30% mniej). Ponadto, co prawda Minister Gospodarki będzie miał instrument do utrzymywania cen zielonych certyfikatów na odpowiednio wysokim poziomie, jednak gdyby ich ceny rzeczywiście utrzymywały się przed dłuższy okres o 20% czy nawet poniżej opłaty zastępczej, zdecydowanie obniżałoby to rentowność inwestycji OZE. Wprowadzenie współczynników korekcyjnych dla certyfikatów ma na celu wspieranie rozwoju mniej zaawansowanych technologii produkcji energii. Wątpliwości może budzić fakt, że pominięto w ogóle wsparcie dla ciepła wytwarzanego w technologii kogeneracji. W uzasadnieniu do projektu ustawy o OZE czytamy, że przy kalkulacji wysokości współczynników korekcyjnych przyjęto, że inwestycja powinna zapewnić zwrot na kapitale własnym na poziomie 12% (przy 30% udziale środków własnych). Wprawdzie nie można wykluczyć, że firmy/projekty będą osiągać wyższą rentowność, np. poprzez niższe zaangażowanie kapitałów własnych (25%), niższe koszty operacyjne czy tańsze finansowanie, jednak w obecnej sytuacji gospodarczej będzie to trudne. Bardzo ważnym czynnikiem dla całego rynku OZE będzie czy w ostatecznie przyjętej wersji ustawy zachowane zostaną obecnie zapowiadane poziomy wsparcia dla współspalania, które najbardziej straci na nowych przepisach, a obecnie odpowiada za około połowę produkcji z OZE w 2011 r. Instalacje współspalania powstały głównie w latach , co biorąc pod uwagę proponowany pięcioletni okres wsparcia oznaczałoby, że do końca przyszłego roku utracą one możliwość uzyskiwania zielonych certyfikatów. Ponadto bardzo niski poziom wsparcia na lata przyszłe powoduje, że nowe instalacje współspalania nie będą w ogóle powstawać. Powyższa kwestia jest bardzo istotna z perspektywy całego rynku OZE, w szczególności mniejszych wytwórców energii inwestujących głównie w farmy wiatrowe (w tym PEP, który koncentruje się na FW oraz czystej biomasie). Utrzymująca się obecnie na rynku nadpodaż certyfikatów powoduje, że ich ceny są znacznie poniżej opłaty zastępczej (obecnie ok. 15% podczas, gdy w poprzednich latach było to średnio 6%), co obniża rentowność inwestycji OZE. Jako argument za współspalaniem przemawia, iż jego likwidacja znacząco obniży krajową produkcję z OZE, którą trzeba będzie szybko zastąpić nowymi instalacjami. Według informacji płynących ze spółek energetycznych, aby współspalanie było opłacalne, współczynnik korekcyjny musiałby wynieść minimalnie 0,7. Drugą kwestią jest wydłużenie wsparcia dla istniejących jednostek i projektów będących w fazie realizacji. Zmiany wsparcia dla OZE mają dać 8,5 mld PLN oszczędności do 2020 r. Ustawa ma zapewnić stabilne zasady wsparcia dla OZE jednak część zapisów należy ocenić negatywnie. Głównym celem różnicowania ilości zielonych certyfikatów jest wsparcie mniej rozwiniętych technologii. Wiele kontrowersji budzi poziom wsparcia dla technologii współspalania. Strona 11

12 Historia Grupy W lipcu 1997 r. fundusze private equity reprezentowane przez Enterprise zawiązały Polish Energy Partners S.A. pierwszą w Polsce prywatną firmę energetyczną, świadczącą usługi finansowania, budowy i eksploatacji obiektów energetycznych. Kapitał początkowy spółki wynosił 100 tys. PLN. W lipcu 1998 r. PEP zawarł pierwszą na polskim rynku umowę outsourcingową z Zakładami Chemicznymi Wizów. W ramach kontraktu PEP wybudował elektrociepłownię (4,4 MWe i 42 MWt, oddana do eksploatacji w 1999 r.), która dostarczała parę (ciepło) i energię elektryczną na potrzeby Wizowa. PEP powstał w lipcu 1997 r. Spółka była pionierem krajowego rynku outsourcingu dla energetyki W październiku 1998 r. PEP podpisał kolejną umowę z Polar S.A. (grupa Whirpool) na budowę elektrociepłowni (4 MWe i 36 MWt, uruchomiona w 2000 r.). W listopadzie 2000 r. Spółka zawarła kontrakt operatorski z Metsa Tissue S.A. na dzierżawę elektrociepłowni Jeziorna (2 MWe i 95 MWt). W 2010 r. Metsa Tissue nabyła elektrociepłownię od PEP. W maju 2002 r. PEP rozpoczął realizację kolejnego projektu outsourcingowego dla Mondi Packaging Świecie S.A. świadcząc usługę operatorską i finansową w elektrociepłowni Saturn (98 MWe i 465 MWt). W ramach modernizacji elektrociepłowni zainstalowano największy w Polsce, nowoczesny kocioł fluidalny CFB (Circulating Fluidised Bed), umożliwiający spalanie naturalnych odpadów drzewnych biopaliw, a także uzupełniająco węgla kamiennego, w dowolnych proporcjach. w kolejnych latach podejmując współpracę z wieloma przedsiębiorstwami. W styczniu 2004 r. PEP wraz z wspólnikiem poprzez zawiązaną spółkę celową Mercury Energia zawarł umowę na dostawę energii elektrycznej do Zakładów Koksowniczych Wałbrzych S.A. (obecnie ZKW Victoria S.A.). Na mocy umowy wybudowano elektrownię (ok. 8 MWe, uruchomiona w 2006 r.) wykorzystującą gaz odpadowy z ZK Wałbrzych powstający przy produkcji koksu. W marcu 2004 r. Spółka podpisała umowę współpracy z EPA S.A. dotyczącą przygotowywania projektów turbin wiatrowych. W ramach porozumienie rozpoczęto budowę pierwszej farmy wiatrowej zlokalizowanej w Pucku (22 MWe, oddana do użytkowania w styczniu 2007 r.). W maju 2005 r. PEP zadebiutował na GPW z ceną 7,80 PLN/akcja. Spółka nie przeprowadziła emisji. Akcje wartości 35,8 mln PLN sprzedawali akcjonariusze-założyciele. W maju 2005 r. wraz z Alstom Power S.A. Spółka podpisała umowę projektu Jupiter, będącą rozszerzeniem projektu Saturn, dotyczącą budowy nowego turbozespołu z turbiną sprzężoną (33 Mwe, uruchomiona w styczniu 2007 r.). Jednostka jako paliwo wykorzystuje biomasę spalaną w kotle odzyskowym celulozowni Mondi. W 2004 r. PEP rozpoczął budowę pierwszej farmy wiatrowej. W 2005 r. akcje Spółki zadebiutowały na GPW. Począwszy od maja 2007 r. PEP wspólnie z RWE Renewables Polska sp. z o.o. realizował dwa projekty budowy farm wiatrowych w Suwałkach (41 MW) oraz Tychowie (32 MW). W kwietniu 2008 r. PEP zawarł kolejną umowę z Mondi. W ramach projektu Tytan parowy kocioł węglowy został zastąpiony wydajniejszym fluidalnym kotłem biomasowym. W grudniu 2008 r. razem z Elektrownią Połaniec Spółka rozpoczęła budowę farmy wiatrowej Jargoniew/Mołtowo (20 MWe). W grudniu 2009 r. PEP rozszerzył działalność o produkcję paliw z biomasy (pelletu ze słomy). W marcu 2011 r. PEP przeprowadził emisję akcji, pozyskując 45 mln PLN (brutto). W końcu 2009 r. PEP rozszerzył działalność o produkcję pelletu. W grudniu 2011 r. Spółka uruchomiła dwie koleje własne farmy wiatrowe Modlikowice (24 MWe) i Łukaszów (34 MWe). W maju 2012 r. Mondi nabyło od PEP elektrociepłownię Saturn, wykorzystując posiadaną opcję put. Po trwającym półtorej roku sporze, w lipcu tego roku spółki doszły do porozumienia odnośnie ostatecznej ceny zakupu. W maju br. Mondi odkupiło od Spółki EC Saturn. Strona 12

13 Struktura organizacyjna Rozbudowana statura Grupy jest efektem przyjętego modelu działalności, gdzie każdy projekt realizowany jest w osobnej spółki celowej (formuła project finance). Dzięki temu PEP ponosi jedynie ryzyko do wysokości wniesionego wkładu, który standardowo wynosi 20-30% wartości inwestycji. PEP realizuje inwestycje w formule project finance. Źródło: PEP Strona 13

14 Działalność PEP jest wiodącym podmiotem na krajowym rynku odnawialnych źródeł energii. Działalność Grupy koncentruje się na trzech obszarach tj. energetyce wiatrowej, energetyce biomasowej oraz produkcji biomasy agro na cele energetyczne. PEP zakłada, że wszystkie linie biznesowe będą generować co najmniej 15 proc. zwrot na zainwestowanym kapitale. W naszej ocenie mając na uwadze warunki rynkowe po wprowadzeniu ustawy o OZE, gdzie ustawodawca wskazuje, że inwestycja w OZE powinna zapewnić zwrot na kapitale na poziomie 12%, Spółka nie będzie w stanie realizować swoich oczekiwań. PEP zakłada, że w każdym z trzech obszarów będzie generował min. 15% zwrot na kapitale. Ustawa o OZE prawdopodobnie uniemożliwi te plany. Obszary działalności i główne aktywa Grupy PEP Źródło: PEP ENERGETYKA WIATROWA Dotychczas PEP w ramach segmentu energetyki wiatrowej zajmował się zarówno budową i eksploatacją własnych farm wiatrowych jak również developmentem oraz późniejszą odsprzedażą projektów po uzyskaniu wszystkich niezbędnych pozwoleń (przed budową). Obecnie zamierza jednak zaprzestać sprzedaży, a skoncentrować się na rozbudowie własnych jednostek, co generuje średnio 4-krotnie większą wartość dla Spółki (NPV). Na powyższą zmianę wpływ miał zapewne znaczący wpływ środków ze sprzedaży elektrociepłowni Saturn. PEP jest obecnie właścicielem trzech farm wiatrowych tj. Puck, Łukaszów i Modlikowice o łącznej zainstalowanej mocy 80 MWe. Według zmienionych planów do 2016 r. Spółka zamierza zwiększyć moce własne do 470 MWe w stosunku do pierwotnie zakładanych 234 MWe, czyli ponad dwuipółkrotnie (390 MWe z nowych obiektów wobec 154 MWe wcześniej). Około 196 MWe dodatkowych mocy oznacza wzrost nakładów inwestycyjnych rzędu 1,15 mld PLN (1,4 mln EUR/MW bez kosztów finansowych). Jeśli przyjmiemy bieżącą strukturę finansowania projektów przez PEP, tzn. wkład własny na poziomie 25%, 390 MWe nowych mocy oznacza to konieczność zaangażowania własnych środków w wysokości ok. 575 mln PLN. Natomiast jeśli weźmiemy pod uwagę pogarszającą się koniunkturę gospodarczą oraz bardziej restrykcyjne wymagania banków, przy 30% udziale kapitałów własnych potrzebna PEP będzie się koncentrował na budowie własnych farm wiatrowych. Obecnie posiada 3 farmy o łącznej mocy 80 MWe. Do 2016 r. chcę zwiększyć zdolności produkcyjne do 470 MWe, jednak bez dodatkowego finansowania nie będzie to możliwe. Strona 14

15 kwota rośnie do 688 mln PLN. Według naszych kalkulacji przy uwzględnieniu nakładów na elektrownie biomasową Wińsko (320 mln PLN, co daje konieczność zaangażowania ok. 100 mln PLN środków własnych) realne jest naszym zdaniem wybudowanie do 106 MW nowych mocy wiatrowych. Należy pamiętać, że pomimo iż PEP otrzymał środki ze sprzedaży EC Saturn, roczny potencjał Grupy na poziomie EBITDA został ograniczony o około 45 mln PLN. Dalsza rozbudowa potencjału PEP wymagałaby dodatkowych środków od właścicieli. Jeśli przyjąć, że obecni akcjonariusze nie chcę już inwestować w Spółkę, w tym miejscu widzimy potencjał dla Polenergii, która dokapitalizowaując PEP mogłaby zrealizować cały zakładany program inwestycyjny. Obecna sytuacja makroekonomiczna, spowolnienie gospodarcze w kraju oraz niepewność co do ostatecznego kształtu ustawy o OZE powodują, że trudniej pozyskać finansowanie na realizację projektów. Dlatego w naszym modelu zakładamy wzrost udziału kapitału własnego dla nowych projektów farm wiatrowych do 30%, z 25% które spółka angażowała wcześniej. Na początku przyszłego roku ma ruszyć budowa trzech farm o łącznej mocy 106 MW. Jednostki będą uruchamiane w przeciągu 2014 r. Kolejne 250 MW może zostać rozpoczęte w roku 2014 oraz brakujące 34 MW w 2015 r. Budowa trwa około roku tak więc można zakładać, że do końca 2016 r. Grupie może udać się uzyskać zakładane 470 MW, jeśli zostanie dokapitalizowana. W obecnej sytuacji uważamy, że realne jest oddanie jedynie 106 MW w 2014 r. FW Puck Farma wiatrowa Puck o mocy 22 MWe (11 x 2MW na wieżach o wysokości 78 metrów) zlokalizowana w Gnieżdżewie koło Pucka. Jednostka do eksploatacji została oddana w styczniu 2007 r. (zgodnie z projektem ustawy o OZE, zielone certyfikaty będzie otrzymywać do końca 2021 r.), a jej koszt wyniósł 110 mln PLN. Średnia roczna produkcja energii w całym dotychczasowym okresie użytkowania wyniosła 43,9 GWh netto i taką wielkość przyjmujemy w naszych prognozach. Niska efektywność (nieco poniżej 25%, co daje ok godzin pracy w roku) wynika z nieco starszej technologii oraz lokalizacji, gdzie działa wiele jednostek, które kradną sobie wiatr. Farmą Puck zarządza Dipol Sp. z o.o. spółka celowa będąca w 100% własnością PEP. Wyprodukowaną energię odbiera Energa Operator. FW Łukaszów i Modlikowice Budowa farm wiatrowych Łukaszów (34 MWe) oraz Modlikowice (24 MWe, w obydwu przypadkach zastosowano turbiny 2 MW na wieżach 105 m) została zakończona w grudniu 2011 r. Nakłady na elektrownie wyniosły odpowiednio 219,2 mln PLN oraz 159,6 mln PLN. Obydwie farmy zlokalizowane są w gminie Zagrodno (pierwsze FW działające na Dolnym Śląsku) na obszarze działalności Tauron Dystybucja. Na początku tego roku jednostki osiągnęły zakładaną sprawność i obecnie działają z pełnym wykorzystaniem mocy (będą otrzymywać zielone certyfikaty do końca 2026 r.). W tym roku FW Łukaszów powinna wyprodukować 76,5 GWh, natomiast FW Modlikowice 54,0 GWh (obydwie efektywność 29%). W kolejnych latach (cały rok użytkowania) zakładamy, że będzie to odpowiednio 85 GWh oraz 60 GWh. Obie inwestycje otrzymały dofinansowanie w ramach programu operacyjnego Infrastruktura i Środowiska na kwotę 40 mln PLN każda. Wpływy z tego tytuły wyniosły dotychczas 25,4 mln PLN w 2011 r. oraz 50,2 mln PLN w tym roku. Do końca roku obydwa projekty otrzymają jeszcze 3,8 mln PLN (łączna kwota dofinansowania została obniżona o 0,6 mln PLN). PEP jest 100% właścicielem elektrowni poprzez zależne Amon Sp. z o.o. (Łukaszów) oraz Talia Sp. z o.o. (Modlikowice). W naszej ocenie bez dodatkowych środków PEP powinien mieć 196 MWe w wietrze oraz jedną elektrownię biomasową. FW Puck charakteryzuje się stosunkowo niską produktywnością. Rocznie produkuje średnio ok. 43,9 GWh netto tj. 2 GWh/MW. Z kolei w przypadku farm Łukszów i Modlikowice razem powinno o być ok. 145 GWh czyli 2,5 GWh/MW. W developmencie PEP posiada projekt budowy na tym terenie kolejnej farmy wiatrowej o mocy 28 MW, która mogłaby zostać oddana do użytkowania w 2015 r. Jednak według naszych szacunków PEP nie będzie miał odpowiednich środków na przeprowadzenie tej inwestycji. Development projektów farm wiatrowych Obecnie Grupa PEP posiada w developmencie portfolio projektów o łącznej mocy około 1000 MW, których ukończenie jest planowane na lata Połowa portfolio jest własnością PEP, natomiast w pozostałej części jest 50% udziałowcem, z opcją pierwokupu. Obecnie projekty o mocy 194 MW posiadają już miejscowy plan zabudowy, decyzję środowiskową oraz warunki przyłączenia, projekt o mocy 105 MW miejscowy plan zabudowy i warunki W developmencie PEP posiada ok MW, w tym w połowie 100%. Strona 15

16 przyłączenia, projekty o mocy 88 MW miejscowy plan zabudowy i decyzję środowiskową, projekty o mocy 105 MW miejscowy plan zabudowy, projekt o mocy 28 MW warunki przyłączenia oraz projekt o mocy 38 MW pozwolenie na budowę. Koszty developmentu to około 30 mln PLN rocznie. Łączna wartość projektów to według naszych szacunków około 117 mln PLN. Lokalizacja najbardziej zaawansowanych projektów farm wiatrowych Źródło: PEP Dotychczas PEP sprzedał 6 projektów farm wiatrowych o łącznej mocy 281,5 MW, notując łączny zysk w wysokości 123,0 mln PLN. Średni zysk netto na jeden MW mocy wyniósł 0,44 mln PLN/MW. Jeśli z kalkulacji wyłączymy przypadki skrajne tj. FW Jargoniew, która jak wskazuje PEP charakteryzowała się wyjątkową produktywnością i była sprzedawana w okresie boomu na energetykę odnawialną oraz FW Wartkowo o przeciętnej produktywności i wysokich kosztach podłączenia, średni zysk jest bardzo zbliżony i wynosi 0,43 mln PLN/MW. PEP sprzedał projekty FW o łącznej mocy 281,5 MW, średni zysk wyniósł 0,44 mln PLN/MW. Sprzedane projekty farm wiatrowych przez PEP Klukowo/ Jargoniew/ Jargoniew/ Tychowo/ Pągów Wartkowo Samborsko Mołtowo Mołtowo Suwałki Tychowo Suwałki Moc (MW) ,5 34,5 41 Data sprzedaży Q Q Q Q Q Q Q Q % sprzedanych udziałów 100% 100% 100% 70% 30% 30% 70% 70% Nabywca GDF Suez GDF Suez GDF Suez GDF Suez GDF Suez RWE RWE RWE EBITDA (mln PLN) 51,8 31,9 12,5 7,7 0,4 0,0 7,9 b.d. Zysk netto (mln PLN) 43,4 25,7 10,0 8,9 3,7 9,7 9,0 12,6 Zysk netto/mw (mln PLN) 0,41 0,50 0,33 0,64 0,62 0,43 0,37 0,44 Źródło: PEP, opracowanie własne DM BOŚ Strona 16

17 W przypadku ostatnio sprzedanego za kwotę 74,3 mln PLN projektu Klukowo/Samborsko umowa zakłada, odroczenie płatności. 90% zostanie zapłacone w 2013 r., natomiast pozostałe 10% rok później, po uzyskaniu ostatecznego pozwolenie na użytkowanie obiektu. W wyniku odroczenia płatności PEP zaksięgował koszt dyskonta w wysokości 7,5 mln PLN, która to kwota będzie rozpoznawana w wynikach od stycznia 2012 r. do marca 2015 r., który zwiększy zysk netto ze sprzedaży projektu z 35,9 mln PLN do 43,4 mln PLN (PEP otrzyma jeszcze zwrot zapłaconego podatku VAT, dlatego łączna suma wpływów wyniesie 98 mln PLN). Na początku lipca PEP poinformował również o zawarciu warunkowej umowy przedwstępnej z Energa Wind dotyczącej sprzedaży spółki Pepino, która ma realizować projekt farmy wiatrowej Miłoradz o mocy co najmniej 60 MW. Wynagrodzenie PEP, płatne w 2013 r., ma wynieść 38,7 mln PLN. Jeśli przyjmiemy średni historyczny zysk na MW, PEP powinien na projekcie zarobić około 25,8 mln PLN netto. Zgodnie z zapowiadanym zwiększeniem mocy własnych będzie to prawdopodobnie ostatnia tego typu umowa w najbliższych latach. Kontrakt zawiera wiele warunków zawieszających dotyczących m.in. nabycia przez PEP 100% w SPV czy uzyskania niezbędnych decyzji i pozwoleń (obecnie jest na etapie uzyskiwania warunków przyłączenia), których nie spełnienie do końca przyszłego roku, skutkuje wygaśnięciem umowy. Powyższe wpływy nie zostały uwzględnione w naszej prognozie. W przypadku projektu Klukowo/Samborsko płatność została odroczona. Sprzedaż projektu Miłoradz ma być ostatnią tego typu umową w najbliższych latach. ENERGETYKA BIOMASOWA Elektrownia biomasowa Południe PEP realizuje obecnie pierwszy projekt elektrowni biomasowej o mocy 31,5 MWe (w 100% oparte na paliwie biomasowym) zlokalizowanej w gminie Wińsko. Roczna produkcja energii ma wynieść 217 GWh netto (230 GWh brutto). Inwestycja uzyskała już decyzję środowiskową, warunki przyłączenia do sieci oraz pozwolenie na budowę. Do końca roku PEP planuje zamknąć finansowanie projektu. Budowa ma się rozpocząć na początku przyszłego roku. Produkcję energii elektrownia ma rozpocząć na początku 2015 r. Nakłady inwestycyjne mają wynieść 324,5 mln PLN (10,3 mln PLN/MWe, czyli ok. 45% więcej niż w przypadku farmy wiatrowej, przy czym wg projektu ustawy o OZE uzyskają również o 28% więcej zielonych certyfikatów). Pomimo wyższych kosztów jednostka biomasowa będzie stabilizować kwartalne wyniki Grupy. Zastosowany kocioł rusztowy ma umożliwiać spalanie zróżnicowanych rodzajów biomasy, co ograniczy koszty zakupu surowca (brak konieczności rozdrobnienia lub granulacji). Szacowane średnioroczne przychody w okresie 15 lat mają wynieść 103 mln PLN, a koszty paliwa 51 mln PLN. Według kalkulacji PEP w scenariuszu bazowym NPV projektu wyniesie 102 mln PLN a IRR 20% (25% udział kapitału własnego w inwestycji). Na początku 2016 r. PEP planuje jeszcze uruchomienie drugiej własnej elektrowni biomasowej. Będzie to jednostka zbieżna z tą w Wińsku, co oznaczałoby wzrost zainstalowanej mocy do 63 MW. Nakłady powinny być jednak niższe, gdyż będzie to projekt typu brown field (tj. na bazie istniejącej infrastruktury). Wydaje się jednak, że realizacja inwestycji nie będzie możliwa bez dodatkowego finansowania ze strony właścicieli. PEP prowadzi również rozmowy z trzema przedsiębiorstwami przemysłowymi odnośnie budowy i eksploatacji kolejnych elektrowni i elektrociepłowni biomasowych (outsourcing) o mocy 85 MWt/30 MWe każda. PEP planuje na początku 2015 r. uruchomienie elektrowni biomasowej o mocy 31,5 MW. Możliwa jest realizacja kolejnych projektów, zarówno własnego jak i outsourcingowych. OUTSOURCING DLA ENERGETYKI PRZEMYSŁOWEJ Obiekty którymi zarządza PEP usytuowane są przy zakładach przemysłowych, jako dużych odbiorcach energii elektrycznej i ciepła. Spółka buduje własne bądź eksploatuje obiekty klientów, przeprowadzając modernizacje z wykorzystaniem technologii odnawialnych źródeł energii. EC Zakrzów W październiku 2000 r. pracę rozpoczęła zlokalizowana w Wrocławiu elektrociepłownia Zakrzów zarządzana przez Interpep EC Zakrzów. Na podstawie umowy z Polar S.A. (obecnie Whirpool Polska S.A.) PEP wybudował elektrociepłownię o parametrach 3,7 MWe oraz 29,3 MWt wraz z niezbędną infrastrukturą (gazociąg i przyłącza). EC Zakrzów do produkcji energii Odbiorcami usług outsourcingowych są zakłady przemysłowe. Obecnie PEP realizuje dwa projekty outsourcingowe. Strona 17

18 elektrycznej i cieplnej wykorzystuje gaz ziemny nabywany od PGNiG. Termin realizacji projektu upływa w 2020 r. Elektrownia Mercury Elektrownia Mercury w Wałbrzychu zarządzana jest przez spółkę celową Mercury Energia. Na bazie umowy z Wałbrzyskimi Zakładami Koksowniczymi Victoria S.A. (wcześniej ZK Wałbrzych, należy do grupy JSW) PEP zobowiązał się do wybudowania elektrowni i zapewnienia dostaw energii. Jednostka o mocy około 8 MWe rozpoczęła produkcję w lipcu 2006 r. Jako paliwo elektrownia wykorzystuje gaz koksowniczy, będący produktem ubocznym wytwarzania koksu przez WZK Victoria. Umowa obowiązuje do końca 2021 r. EC Wizów projekt zakończony Elektrociepłownia Wizów w Bolesławcu wybudowana w 1999 r. była pierwszym projektem outsourcingowym realizowanym przez PEP. Elektrociepłownia o mocy 4,4 MWe i 42 MWt dostarczająca ciepło Zakładom Chemicznym Wizów była pierwszym prywatnym obiektem energetycznym korzystającym z turbiny gazowej. ZC Wizów ogłosiły upadłość w 2006 r. Po nieudanej próbie sprzedaży, elektrociepłownia zakończyła pracę w 2008 r. EC Jeziorna projekt zakończony W latach PEP dzierżawił oraz prowadził eksploatację elektrociepłowni Jeziorna w Jeziornie (k. Warszawy). Jednostka o mocy 2 MWe i 95 MWt, w oparciu o węgiel, produkowała energię elektryczną oraz ciepło w postaci pary wodnej dla Zakładów Papierniczych w Konstancinie-Jeziornie. Na koniec 2010 r. Metsa Tissue Polska odkupiła elektrociepłownię od PEP za 6,5 mln PLN. EC Saturn projekt zakończony Od 2002 do 2012 r. PEP poprzez spółkę zależną Saturn Managment zarządzał (Mondi Świecie sprzedało do PEP E Saturn i rozpoczęło dzierżawę jej majątku) oraz prowadził proces modernizacyjny w elektrociepłowni Saturn zlokalizowanej w Świeciu. Elektrociepłownia o parametrach 123 MWe i 430 MWt wytwarzała ciepło technologiczne oraz energię elektryczną dla producenta papieru Mondi Świecie. Przeprowadzone inwestycje umożliwiły wykorzystywanie jako surowca biomasy oprócz dotychczas spalanego węgla. Spór z Mondi W umowie z PEP Mondi zapewniło sobie możliwość odkupienia (tzw. opcja call) 100% udziałów w projekcie Saturn Managment. Na początku lutego 2011 r. Mondi wniosła do Sądu Arbitrażowego przy Krajowej Izbie Gospodarczej pozew przeciwko PEP o potwierdzenie posiadanego prawa wykonania tzw. Dobrowolnej Opcji Call. Po toczącym się ponad rok sporze, 2 maja br. Mondi Świecie zapłaciło PEP cenę wykonania w kwocie 172,4 mln PLN, jednocześnie wskazując, że nie zgadza się z ceną wyliczoną przez PEP. Według Mondi właściwa cena opcji wynosiła 118,6 mln PLN, natomiast PEP jest zobowiązany do zwrotu różnicy pomiędzy przekazaną kwotą w wysokości 53,8 mln PLN. Dodatkowo Mondi wyraziło chęć spłaty tzw. dodatkowego finansowania dłużnego w kwocie 17,0 mln PLN wniesionego przez PEP do Saturn Managment na finansowanie projektu Tytan i Modernizacje, z której to możliwości PEP skorzystał. Tym samym kwota sporu zmalała do 36,7 mln PLN. Ostatecznie 19 lipca PEP poinformował, że spółki doszły do porozumienia. Łączna kwota dla PEP została ustalona w wysokości 154,0 mln PLN (może jeszcze ulec zmianie po ostatecznej kalkulacji zwrotu podatku dochodowego należnego PEP od Mondi z tytułu realizacji opcji). Powyższe rozstrzygnięcie należy naszym zdaniem ocenić pozytywnie z perspektywy PEP. W negatywnym scenariuszu wpływy miały wynieść 135,7 mln PLN, a zysk netto 50,7 mln PLN. Do tego dochodzi przejęcie przez Mondi zadłużenia SM w kwocie około 250 mln PLN. Projekt EC Saturn zakończył się wcześniej, gdyż Mondi skorzystało z opcji odkupienia projektu. Strona 18

19 Wpływ sprzedaży Saturn Managment na wynik skonsolidowany PEP (dane w mln PLN) Przychody finansowe 141 Przychód ze zbycia działalności zaniechanej 137 Przychody finansowe z tytułu wyniku za Koszty finansowe 71 Koszt udziałów SM 71 Koszt z tytułu umorzenia weksli - Zysk brutto 70 Podatek odroczony 13 Podatek bieżący 26 Zysk netto 57 Źródło: PEP, opracowanie własne DM BOŚ Koniec współpracy z Mondi przełoży się na roczny spadek przychodów Grupy o około 60 mln PLN na poziomie przychodów oraz 45 mln PLN EBITDA. Potencjał rynku outsourcingu jest jednak duży i wydaje się, że PEP ma tu bardzo silną pozycję, ze względu na największe w kraju doświadczenie przy realizacji tego typu projektów. W obecnej sytuacji rynkowej na znaczeniu zyskuje jednak dostęp do finansowania, co może stanowić ograniczenie dla realizacji kolejnych projektów. Na rynku działa około 900 zakładowych elektrociepłownie i ciepłowni, jeśli jednak nałożymy na tą grupę odpowiednio kryteria preselekcji (roczne zużycie ciepła powyżej GJ, koszt energii stanowi co najmniej 10% całkowitych kosztów operacyjnych, istniejąca instalacja wymaga doinwestowania oraz dobra sytuacja finansową i silną pozycję konkurencyjną podmiotu) liczba potencjalnych klientów ogranicza się do około 20, co i tak należy uznać za dobry rynek. Mając na uwadze wysoką emisyjność krajowych jednostek, ewentualne ograniczenie przez Komisję Europejską darmowych certyfikatów na lata , prowadziłoby do znacznego wzrostu kosztów związanych z nabywaniem praw do emisji. W efekcie wzrósłby popyt na instalacje gazowe oraz realizowane przez PEP jednostki biomasowe. Od 2016 r. wchodzą w życie nowe regulacje dotyczące emisji SOx i NOx, co również może pobudzić rynek. Rynek usług outsourcingowych powinny napędzać rosnące wymagania odnośnie ograniczania emisji zanieczyszczeń. BIOMASA ENERGETYCZNA W 2008 r. wobec rosnącego zapotrzebowania na biomasę energetyczną ze strony krajowego sektora energetycznego PEP rozpoczął realizację projektów związanych z produkcją pelletu z biomasy rolniczej (słomy). Spółka zdecydowała się na pellet ze słomy ze względu na niskie koszty i łatwość transportu, dobre parametry fizykochemiczne oraz bardzo korzystne warunki współspalania z węglem. Łączne zdolności produkcyjne PEP wynoszą obecnie 154 tys. ton surowca rocznie. Wytwarzany pellet sprzedawany jest w ramach długoterminowych kontraktów (ceny są indeksowane). Na wyniki segmentu duży wpływ ma sytuacja na rynku surowca. Złe warunki atmosferyczne ograniczają podaż i podrażają koszt zakupu słomy. Wyższa wilgotność obniża również kaloryczność i przekłada się na niższą efektywność spalania, ponieważ część energii zużywana jest na odparowanie surowca. Obserwując rosnące zapotrzebowanie na biomasę ze strony sektora energetycznego PEP zdecydował się na uruchomienie produkcji pelletu ze słomy. Biomasa Energetyczna Północ W II kwartale 2009 r. produkcję rozpoczął pierwszy zakład produkcji pelletu należący do PEP, zlokalizowany w Sępólnie Krajeńskim (k. Bydgoszczy). Operatorem fabryki jest spółka celowa Biomasa Energetyczna Sp. z o.o. Zastosowana linia technologiczna pozwala na produkcję około 4 ton/godzinę, co odpowiada rocznej produkcji na poziomie 34 tys. ton. W ramach 10- letniego kontraktu spółka będzie dostarczać rocznie 20 tys. ton pelletu do elektrociepłowni Dalkia. Rynek zbytu surowca ograniczony jest kosztami transportu produktu i obejmuje obszar w promieniu około km od zakładu. Z kolei słomę Spółka nabywa maksymalnie z odległości km. Biomasa Energetyczna Południe W III kwartale 2010 r. działalność rozpoczęła druga fabryka w Ząbkowicach Śląskich należąca do spółki celowej Biomasa Energetyczna Południe Sp. z o.o. Za lokalizacją przemawiały korzystne warunki na regionalnym rynku słomy. Początkowo (październik 2010 r.) moce produkcyjne zakładu wynosiły około 30 tys. ton pelletu rocznie. W ramach drugiego etapu Obecnie pellet w ramach Grupy wytwarzany jest już w trzech zakładach o łącznej zdolności produkcyjnej 154 tys. ton rocznie. Strona 19

20 (zakończony w II poł r.) przeprowadzone modernizacje pozwoliły na zwiększenie wydajności do 60 tys. ton/rok. Spółka ma umowę z elektrownią Rybnik na dostawy pelletu do 2016 r. w ilości 40 tys. ton rocznie. Biomasa Energetyczna Wschód Kolejnym zrealizowanym projektem z zakresie produkcji pelletu jest budowa fabryki w Zamościu poprzez spółkę Biomasa Energetyczna Wschód Sp. z o.o. Zdolności produkcyjne fabryki są takie same jak w przypadku zakładu w Ząbkowicach tj. 60 ton pelletu/rok (taką produkcję zakładamy od 2013 r.). O lokalizacji również zadecydowała dostępność surowca. Jednostka pracę rozpoczęła w sierpniu br. W tym roku szacujemy, że powinna wyprodukować około 20 ton pelletu. Biomasa Energetyczna Wchód będzie do 2019 r. dostarczać pellet do nowobudowanego bloku biomasowego (205 MW, największy na świecie blok opalany wyłącznie biomasą) w elektrowni Połaniec. Umowa z KSG Agro Dodatkowo sprzedaż biomasy przez PEP zwiększą zakupy gotowego do odsprzedaży pelletu ze słomy od KSG Agro. W ramach umowy, ukraiński producent ma dostarczać Spółce w tym roku ok. 15 tys. ton surowca, natomiast w latach tys. ton/rocznie. Wartość umowy to 148,75 mln PLN. Ponadto PEP zawarł z KSG Agro umowę licencyjną, godnie z którą ma zapewnić kontrahentowi know how na wdrożenie linii technologicznej i wyposażenie zakładu produkującego pellet o zdolności produkcyjnej 90 tys. ton rocznie. Uprawa roślin energetycznych W ramach dywersyfikacji działalności PEP inwestuje w produkcję upraw energetycznych. Poprzez spółkę Uprawy Energetyczne Sp. z o.o. uruchomiona została pilotażowa plantacja rożnych odmian miskanta (trawa wieloletnia, która może być wykorzystywana bezpośrednio jako paliwo bądź do produkcji pelletu). Plantacja o powierzchni ok. 50 ha zlokalizowana jest w okolicach Chojnic. Obecne działania skupiają się na pozyskiwaniu sadzonek na potrzeby rozwoju upraw. Należy jednak zaznaczyć, że powyższa działalność nie zmierza do uruchomienia własnej produkcji roślin, a zdobycia odpowiedniego know-how, co ma zostać wykorzystane do przyszłej współpracy z wytwórcami. Po stratach w latach (odpowiednio 0,5 mln PLN i 1,3 mln PLN na poziomie zysku brutto ze sprzedaży) ten rok segment biomasy prawdopodobnie zakończy jeszcze wyższą stratą (oczekujemy 1,5 mln PLN straty). Od 2013 r. przy produkcji na poziomie 154 tys. ton i stabilnej sytuacji na rynku słomy, segment powinien generować EBITDA w granicach 12% (bez sprzedaży pelletu od KSG Agro). PEP nabywa również gotowy do odsprzedaży pellet od KSG Agro. Inwestycja w uprawę roślin energetycznych ma zapewnić Spółce zdobycie odpowiedniego know-how. Segment biomasa notuje obecnie straty, jednak sytuacja powinna poprawić się w przyszłym roku. Sezonowość wyników Wyniki Grupy PEP charakteryzują się pewną sezonowością związaną z warunkami wietrznymi oraz sezonem grzewczym. Najlepsze warunki wietrzne w Polsce występują w okresie jesienno-zimowym, pomiędzy listopadem a marcem. Z kolei w odniesieniu do produkcji energii elektrycznej i ciepła poprzez segment outsourcingu, zapotrzebowanie nieznacznie rośnie w okresie grzewczym tj. w I i IV kwartale czyli podobnie jak w przypadku farm wiatrowych. Należy jednak zaznaczyć, że klienci PEP wykorzystuję energię elektryczną i cieplną głównie na potrzeby produkcyjne, dlatego wzrost zapotrzebowania w związku z warunkami atmosferycznymi ma ograniczony wpływ na wyniki Grupy. Sezonowość wyników Grupy wiąże się częściowo z warunkami atmosferycznymi. Dywidenda PEP planuje wypłatę dywidendy od zysku za 2015/2016 r. (czyli od 2016 bądź 2017 r.). Obecnie zyski są przekazywane na kapitał rezerwowy. W efekcie po zakończeniu procesu inwestycyjnego możliwa będzie wypłata dywidendy zdecydowanie wyższej niż wynikałoby to z rocznego zysku spółki. Dywidendę PEP ma zacząć wypłacać po zakończeniu inwestycji tj. od 2016 bądź 2017 r. Strona 20