Transkrypt

1 2 czerwca 211 kupuj branża energetyczna Cena: Cena docelowa: Zyski napędzane wiatrem Pierwsza połowa bieżącego roku była niekorzystna dla notowań. Przy rosnących indeksach giełdowych, kapitalizacja spñłki spadła o 13%. Decydujący wpływ na zachowanie kursu miały doniesienia o sporze z Mondi w sprawie opcji do wcześniejszego wykupu od projektu Saturn, ktñry jest obecnie głñwną siłą napędową zyskñw spñłki. W naszej opinii notowania giełdowe wskazują na dyskontowanie przez inwestorñw wyłącznie negatywnego scenariusza, podczas gdy zarząd stoi na stanowisku, że ekspertyzy prawne przemawiają na ich korzyść. Ponieważ sprawa może przeciągać się przed sądami przez długie lata, uważamy że z czasem inwestorzy zaczną przykładać większą wagę do bieżących wydarzeń w spñłce, a te prezentują się bardzo obiecująco. Już pod koniec 211 roku zostaną uruchomione dwie nowe farmy wiatrowe, ktñre zwiększą zysk EBITDA w przyszłym roku o 5 mln PLN. Także kolejne inwestycje przyczynią się do szybkiej poprawy wynikñw. Uwzględniając bliską perspektywę poprawy rentowności oraz trudne do oszacowania ryzyko utraty projektu Saturn wydajemy rekomendację kupuj z ceną docelową 34.6 PLN. Nowe inwestycje na horyzoncie W listopadzie zamierza rozpocząć eksploatację FW Modlikowice i FW ŁukaszÇw o łącznej mocy 58 MW. Warunki wietrzne dla tych projektçw mają umożliwić produkcję z wyraźnie większą wydajnością niż w przypadku FW Puck. RÇwnież ceny sprzedaży energii zapisane w wieloletniej umowie są o ponad 4% wyższe. W rezultacie w przyszłym roku obie farmy wypracują według naszych szacunkçw blisko 5 mln PLN EBITDA. Kolejne projekty będą uruchamiane rçwnież w niedalekim horyzoncie czasowym. W kwietniu 212 planowane jest otworzenie zakładu GPBE WschÇd produkującego biomasę energetyczną. W 213 roku zostaną oddane do eksploatacji dwie farmy wiatrowe o mocy 7 MW. Dzięki tym inwestycjom w najbliższych latach skokowo poprawi swoje wyniki. Wycena Wycenę przeprowadziliśmy metodą zdyskontowanych przepływçw pieniężnych (DCF) oraz metodą porçwnawczą. Na podstawie naszych prognoz wartość rynkową spçłki szacujemy na 34.6 PLN na akcję cze lip 1 1 rel. WIG sie paź 1 1 lis 1 gru sty 1 11 lut kwi maj cze Max/min 52 tygodnie (PLN) 36.4 / Liczba akcji (mln) 21.3 Kapitalizacja (mln PLN) 618 EV (mln PLN) 77 Free float (mln PLN) 618 Średni obrçt 3 mies. (mln PLN).7 GłÇwny akcjonariusz Generali OFE % akcji, % głosçw 14.89/ m 3 m 12 m Zmiana ceny (%) Zmiana rel. WIG (%) Franciszek Wojtal (22) franciszek.wojtal@millenniumdm.pl Przychody EBIT EBITDA Zysk brutto Zysk netto EPS CEPS BVPS P/E* P/BV* EV /EBIT* EV /EBITDA* ROE (%) p p p p - prognozy skonsolidowane Millennium DM, mln PLN; * wskaźniki zostały wyliczone przy cenie rynkowej 29. Informacje dotyczące powiązań Millennium DM ze spçłką, będącą przedmiotem niniejszego raportu oraz pozostałe informacje, wymagane przez Rozporządzenie RM z dnia 19.X.25 roku umieszczone zostały na ostatniej stronie raportu.

2 Podsumowanie inwestycyjne SpÇłka realizuje projekty w branży energetycznej. Ostatnio głçwnie w obszarze energetyki wiatrowej oraz produkcji biomasy energetycznej. Każdy projekt jest finansowany w formule project finance z 7%-8% udziałem długu. IRR dla wszystkich przedsięwzięć wynosi przynajmniej 15%. Prognozowany dynamiczny rozwçj energetyki wiatrowej w Polsce zapewni spçłce możliwość zdyskontowania wieloletniego doświadczenia oraz nabytych specjalistycznych kompetencji w tym sektorze. Rosnące zapotrzebowanie na biomasę energetyczną pochodzenia roślinnego gwarantuje spçłce brak probelmçw ze sprzedażą pelletu i uzyskaniem odpowiedniej rentowności zarçwno z istniejących, jak i dopiero budowanych fabryk. Duże prawdopodobieństwo przekroczenia tegorocznych prognoz zarządu, ktçre zakładają 98 mln PLN EBITDA oraz zysk netto na poziomie 67 mln PLN, dzięki oczekiwanej wysokiej rentowności na sprzedaży projektu o mocy 15 MW oraz poprawie w większości pozostałych obszarçw działalności. Dynamiczna poprawa przyszłorocznych wynikçw, w związku z uruchomieniem FW Modlikowice i FW ŁukaszÇw oraz GPBE WschÇd. posiada ambitny program inwestycyjny, ktçrego celem jest 1-krotny wzrost własnych mocy wiatrowych oraz 4-krotny wzrost zakończonego developmentu projektçw FW do końca 214 roku. Jednocześnie spçłka planuje budowę elektrociepłowni opalanej biomasą o mocy 3 MWe. Wysokie zapotrzebowanie na finansowanie zewnętrzne nie stanowi istotnego ryzyka dla spçłki, ponieważ każdy projekt jest oparty na formule project finance, a więc nie jest zabezpieczony pozostałymi aktywami grupy. SpÇłka prowadzi spçr z Mondi, dotyczący ceny wykonania opcji na przejęcie udziałçw w firmie Saturn Management. Mondi chce wykupić udziały za kwotę 112 mln PLN, podczas gdy według naszych szacunkçw projekt jest wart około 35 mln PLN, dlatego niekorzystny wyrok sądu miałby znaczący wpływ na wycenę. Obecnie prowadzone są prace nad nową ustawą o odnawialnych źrçdłach energii. Ewentualne zmniejszenie wsparcia dla OZE stanowi czynnik ryzyka dla działalności. 2

3 Polish Energy Partners jest spçłką realizującą projekty w trzech segmentach branży energetycznej - outsourcingu energetyki przemysłowej, produkcji energii elektrycznej ze źrçdeł odnawialnych oraz produkcji biomasy energetycznej. Początki sięgają 1997 roku, kiedy spçłka powstała z intencją obsługi dopiero tworzącego się rynku świadczenia usług outsourcingowych dla energetyki przemysłowej. W kolejnych latach firmie udało się nawiązać wspçłpracę z kilkoma partnerami, a projekty ktçre zostały w tym czasie wspçlnie zrealizowane do dzisiaj stanowią większość zyskçw i przychodçw. Od 24 roku spçłka rozwija segment energetyki wiatrowej. Obszar ten dzieli się na dwa rodzaje działalności - development farm wiatrowych i obsługę własnych farm wiatrowych. W naszej opinii kolejne lata przyniosą postępujący wzrost udziału energetyki wiatrowej w przychodach firmy. Najmłodszym segmentem jest produkcja pelletu, czyli biomasy energetycznej. Pomimo dynamicznego rozwoju obszar ten nie jest jeszcze istotny z punktu widzenia wynikçw spçłki. SpÇłka realizuje wszystkie swoje projekty w oparciu o project finance. W tej formule inwestycje są finansowane z dużym udziałem długu (7-8%), a w przypadku niewypłacalności ryzykuje wyłącznie udziałami w danym projekcie. Niekorzystną cechą tego źrçdła finansowania jest konieczność zapewnienia przyszłych przychodçw danej inwestycji. Banki będą gotowe wyłożyć własne środki tylko jeśli będą miały gwarancję wolumenu i ceny sprzedaży na podstawie wieloletniej umowy zawartej z wiarygodnym partnerem. W rezultacie wszelkie korzystne zmiany cen na rynku energii, kolorowych" certyfikatçw, czy biomasy nie mają w krçtkim terminie wpływu na wyniki grupy. Struktura przychodåw i zysku brutto na sprzedaży w 21 roku Struktura przychodçw Struktura zysku brutto na sprzedaży 8% 8% 33% % 6% 44% 34% 43% 17% 7% działalność outsourcingowa - usługa operatorska pozostała działalność outs.-prod. energii i ciepła działalność developerska, sprzedaż FW biomasa Energetyka wiatrowa ŹrÉdło: S.A. 3

4 Rynek energetyki wiatrowej Dynamiczny wzrost zainstalowanych mocy Energetyka wiatrowa jest jednym z najszybciej rozwijających się obszarçw w branży OZE. W latach zainstalowana moc turbin wiatrowych wzrosła w UE ponad trzykrotnie z poziomu 23.2 GW do 84.3 GW. Jednocześnie dynamika wykazuje tendencją wzrostową. O ile na początku tego okresu rocznie powstawało około 6 GW mocy, to w ostatnich latach buduje się farmy wiatrowe o łącznej mocy około 1 GW. Wzrost mocy turbin wiatrowych zainstalowanych w UE (w GW) ŹrÉdło: EWEA Tak dynamiczny rozwçj nie byłby możliwy, gdyby nie polityka UE promująca rozwçj odnawialnych źrçdeł energii oraz ograniczenie emisji gazçw cieplarnianych. Preferencyjne traktowanie "zielonej" energii oraz wprowadzenie odpłatnych uprawnień do emisji CO 2, zmieniło kalkulację ekonomiczną inwestycji w energetyce, na korzyść OZE. Dlatego rçwnież w kolejnych latach, kiedy obostrzenia środowiskowe będą rosnąć, prognozowany jest intensywny rozwçj energii odnawialnej, a szczegçlnie energetyki wiatrowej. Według raportu "Energy trends to 23" w latach w Europie powstaną farmy wiatrowe o łącznej mocy 136 GW. Produkcja energii z OZE - prognoza Komisji Europejskiej (w TWh) PływÇw Geotermalna Biomasa Słoneczna Wiatrowa (offshore) Wiatrowa (onshore) Wodna ŹrÉdło: EWEA 4

5 RozwÇj energetyki wiatrowej jest bardzo zrçżnicowany w poszczegçlnych krajach. Zdecydowanym liderem w skali europejskiej są Niemcy, ktçre dysponują mocą zainstalowaną w wysokości 27.2 GW. Znaczącym producentem jest rçwnież Hiszpania, w ktçrej eksploatuje się farmy wiatrowe o łącznej mocy 2.7 GW. W przypadku pozostałych członkçw UE całkowita moc energetyki wiatrowej nie przekracza 6 GW. Kraje UE z największą zainstalowaną mocą turbin wiatrowych (GW) DEU ESP ITA FRA GBR PRT DNK NLD SWE IRL GRC POL AUT ŹrÉdło: EWEA RozwÑj energetyki wiatrowej w Polsce Według danych ARE na koniec 21 roku łączna moc wiatrakçw energetycznych wynosiła MW. Na tle pozostałych krajçw UE znajdujemy się na 12 miejscu pomiędzy Grecją i Austrią. W strukturze zainstalowanych mocy wytwçrczych energia wiatru stanowi około 3%. Produkcja FW wyniosła w ubiegłym roku 1.6 TWh, czyli 1% łącznej produkcji energii elektrycznej w Polsce. Pomimo że wpływ energetyki wiatrowej na polski system elektroenergetyczny jest wciąż znikomy, w ostatnich latach nastąpił intensywny rozwçj tego segmentu. Jeszcze na koniec 25 roku moc wiatrakçw prądotwçrczych była blisko dziesięć razy mniejsza i wynosiła MW. Odpowiednio mniejsza była rçwnież skala wytwarzania. Wraz ze wzrostem zainstalowanych mocy rosło znaczenie energetyki wiatrowej w obszarze OZE. Jeszcze pięć lat temu kontrybucja wiatrakçw do produkcji energii odnawialnej w Polsce wynosiła 3.5%, podczas gdy obecnie udział wzrçsł do 15%. Wzrost mocy turbin wiatrowych zainstalowanych w Polsce (w MW) H1 25 H2 25 H1 26 H2 26 H1 27 H2 27 H1 28 H2 28 H1 29 H2 29 H1 21 H2 21 ŹrÉdło: ARE 5

6 W strukturze producentçw energii z wiatru około 75% zainstalowanych mocy stanowią duże farmy wiatrowe, ktçrych jest w Polsce kilkanaście. Największe FW zlokalizowane są w woj. wielkopolskim (Margonin 12 MW), pomorskim (Zajączkowo/Widzino 9 MW, Łosino 48 MW) i zachodniopomorskim (Karcino 76.5 MW, Karścino 69 MW, Tychowo 5 MW). Poza farmami, ktçre składają się z kilkunastu dużych wiatrakçw o mocy 2 MW każdy, w Polsce funkcjonuje dużo drobnych wytwçrcçw dysponujących jedną turbiną o małej mocy. Istotną cechą rynku jest rçwnież fakt, że część wiatrakçw została przywieziona do Polski z Niemiec po zakończeniu ich eksploatacji w pierwotnej lokalizacji. Jednostki te cechują się małą mocą i wydajnością oraz dużą awaryjnością. Według tylko połowa z eksploatowanej obecnie mocy wiatrakçw to urządzenia nowoczesne, stanowiące integralną część krajowego systemu elektroenergetycznego. Struktura produkcji energii z OZE w Polsce w 25 i 21 roku % 27% 57% 56% 3% 4% 15% 2% el. wodne el. wiatrowe biogazownie biomasa ŹrÉdło: ARE Perspektywy energetyki wiatrowej w Polsce Za względu na dobre warunki wietrzne, Polska jest zaliczana do krajçw, ktçre mają największy potencjał do rozwoju energetyki wiatrowej. Idąc tropem europejskich liderçw można prognozować intensywny rozwçj energetyki wiatrowej w kolejnych latach. Niemcy przy czterokrotnie większej produkcji energii ogçłem mają 25-krotnie większą moc zainstalowaną w farmach wiatrowych. Hiszpania produkuje ponad dwukrotnie więcej energii niż Polska, a dysponuje blisko 2-krotnie większą mocą turbin wiatrowych. Należy podkreślić, że w obu tych krajach oddane do eksploatacji FW w samym 21 roku miały moc blisko czterokrotnie większą niż łączna moc zainstalowana w Polsce. Faktyczny rozwçj energetyki wiatrowej będzie zależał w dużej mierze od decyzji administracyjnych. Przyłączenie dużej FW stanowi wyzwanie dla sieci elektroenergetycznej, ponieważ wymaga poniesienia znaczących kosztçw na przyłączenie oraz stwarza problemy z bilansowaniem dostaw energii. Działanie turbin wiatrowych jest ściśle uzależnione od warunkçw pogodowych i w momencie, kiedy są one niesprzyjające, deficyt mocy trzeba uzupełnić innymi jednostkami wytwçrczymi. Wobec powyższych trudności, zarçwno PSE, jak i lokalni dystrybutorzy, starają się opçźniać wydawanie warunkçw przyłączenia do sieci. Inne czynniki mogące zahamować rozwçj energetyki wiatrowej to konieczność uzyskania decyzji środowiskowych, rozszerzanie obszaru Natura 2 oraz protesty społeczne. Konieczność uzyskania wszystkich pozwoleń sprawia, że od momentu podjęcia decyzji inwestycyjnej do rozpoczęcia budowy mija nawet 5 lat, przy czym im większy projekt tym dłuższy jest ten okres. 6

7 Prognoza zainstalowanej mocy turbin wiatrowych w Polsce (GW) ŹrÉdło: PSEW Pomimo że bariery administracyjne mogą istotnie zahamować rozwçj energetyki wiatrowej, należy podkreślić, że na tle pozostałych krajçw Unii Europejskiej Polska prezentuje się dobrze. Średni czas uzyskania pozwolenia na budowę wynosi 48.8 miesiąca, przy średniej unijnej dla lądowych FW na poziomie 54.8 miesiąca. Uzyskanie przyłączenia do sieci trwa średnio 15.5 miesiąca, czyli 1.4 miesiąca szybciej niż w UE. W obu kategoriach Polska jest lepsza od Hiszpanii, ktçra posiada dwudziestokrotnie większą moc zainstalowaną w energetyce wiatrowej. Bariery administracyjne w budowie FW w UE średni czas oczekiwania dla lądowych FW w UE BEL GBR AUT BGR HUN ROU ITA FRA DNK LTU EST FIN LVA SWE CZE NLD POL GRC DEU IRL PRT ESP czas uzyskania pozwoleń administracyjnych (miesiące) czas uzyskania przyłączenia do sieci (miesiące) ŹrÉdło: EWEA 7

8 na rynku energii wiatrowej wszedł na rynek energetyki wiatrowej w 24 roku, kiedy utworzył wraz z firmą EPA spçłkę Dipol, ktçrej zadaniem była budowa, a następnie eksploatacja farmy wiatrowej w Pucku. W ramach tego obszaru działalności grupy wydzielony jest segment sprzedaży gotowych projektçw oraz segment produkcji energii przez własne jednostki. Development FW Pod względem wynikçw, development i następnie sprzedaż farm wiatrowych, przynosi grupie znaczące choć nieregularne przychody i zyski. W latach sprzedał pięć projektçw, z czego w trzech przypadkach transakcja była przeprowadzona w dwçch etapach. Sprzedaż projektçw cechuje się bardzo dużą rentownością, lecz rçwnież dużą zmiennością pod względem osiąganych przychodçw w przeliczeniu na MW. RÇżnice w osiąganej cenie wynikają z indywidualnej charakterystyki każdego projektu, ktçra decyduje o ostatecznych kosztach budowy danej FW. Dotychczasowe transakcje sprzedaży projektåw FW przez Suwałki Tychowo Tych./Suw. Jarogniew Jarogniew Wartkowo PągÑw termin transakcji Q3 27 Q3 28 Q1 29 Q1 29 Q2 29 Q2 21 Q4 21 moc (MW) sprzedane udziały 7% 7% 3% 7% 3% 1% 1% nabywca RWE RWE RWE GDF Suez GDF Suez GDF Suez GDF Suez przychody (mln PLN) EBITDA (mln PLN) skor. EBITDA (mln PLN) zysk netto ŹrÉdło: S.A. Proces developmentu farm wiatrowych Sprzedaż projektçw farm wiatrowych jest w istocie sprzedażą szeregu pozwoleń i decyzji administracyjnych umożliwiających budowę obiektu o ustalonej mocy. Pierwszym etapem developmentu jest wybçr dogodnej lokalizacji. W tym celu należy zweryfikować, czy taki obiekt może powstać na danym obszarze. Najlepiej jeśli rozważana lokalizacja posiada miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego, ktçry uwzględnia możliwość budowy farmy wiatrowej. W praktyce najczęściej takiego planu nie ma, a inwestor musi wystąpić o decyzję o warunkach zabudowy. W następnym kroku należy przeprowadzić badanie siły wiatru, do ktçrego niezbędne jest uzyskanie niezbędnych pozwoleń oraz postawienie jednego lub kilku masztçw pomiarowych. Badanie trwa zazwyczaj 12 miesięcy, lecz im dłużej jest prowadzone tym lepsze decyzje można podjąć na jego podstawie. Jeśli wietrzność badanego obszaru zapewnia odpowiednią produktywność elektrowni, developer podpisuje umowę z właścicielem terenu gwarantującą możliwość postawienia FW oraz określająca opłaty za dzierżawę. Kolejny etap przygotowywania projektu polega na uzyskaniu decyzji środowiskowej o uwarunkowaniach inwestycji. Jest to jeden z najtrudniejszych etapu inwestycji, ponieważ często wymaga przygotowania raportu opisującego oddziaływanie instalacji na środowisko. Każde przeoczenie może być podstawą do zakwestionowania raportu, co skutkuje znaczącym opçźnieniem projektu. 8

9 Czwartym głçwnym punktem developmentu jest uzyskanie warunkçw przyłączenia do sieci. Jest to kluczowy dokument, ktçry gwarantuje, że w określonym terminie farma wiatrowa zostanie przyłączona do sieci. Wniosek składa się, w zależności od wielkość elektrowni, do PSE, lub Operatora Systemu Dystrybucyjnego. Jeszcze do początku 21r. liczba składanych wnioskçw rosła w tempie logarytmicznym, blokując pracę operatora. W większości były to wnioski wirtualne, ktçre nie miały na celu faktycznej budowy obiektu. Na początku ubiegłego roku nowelizacja Prawa Energetycznego wprowadziła opłaty zaliczkowe za złożenie wniosku w wysokości 3 tys. PLN za 1 MW planowanej mocy. W rezultacie liczba wydanych warunkçw przyłączeniowych spadła w drugiej połowie 21r. spadła 1-krotnie w porçwnaniu r/r. Liczba wydanych warunkåw przyłączenia do sieci H1 26 H2 26 H1 27 H2 27 H1 28 H2 28 H1 29 H2 29 H1 21 H łączna moc wydanych warunkçw przyłączenia (MW) liczba FW z wydanymi warunkami przyłączenia ŹrÉdło: ARE Zmiana prawa zakończyła proceder składania wirtualnych wnioskçw, lecz z perspektywy, nie oznacza to ułatwienia w zdobywaniu warunkçw przyłączenia. Operatorzy niechętnie pozwalają na budowę farm wiatrowych, gdyż wymaga to od nich poniesienia wydatkçw na modernizację sieci. SzczegÇlnie trudnym partnerem do rozmçw jest pod tym względem Enea, z ktçrą spçr w sprawie FW Tychowo musiał zakończyć prezes URE, wydając nakaz przyłączenia do sieci. Po wyborze lokalizacji, uzyskaniu decyzji o warunkach zabudowy, decyzji środowiskowej i warunkçw przyłączenia do sieci, inwestor może wystąpić o pozwolenie na budowę. Na tym etapie kończy się proces developmentu i podejmuje decyzję o sprzedaży projektu, lub jego realizacji na własną rękę. Decyzja jest w dużej mierze zależna od możliwości uzyskania finansowania inwestycji. Choć sprzedaż projektçw oferuje bardzo dużą stopę zwrotu, ktçra sięga czterokrotności poniesionych nakładçw, NPV dla budowy i eksploatacji elektrowni jest blisko trzykrotnie większe. 9

10 WspÑłpraca z firmą EPA Kluczem do sukcesu w obszarze developmentu farm wiatrowych jest wspçłpraca z firmą EPA. Na podstawie wieloletniej umowy obie spçłki wspçlnie realizują proces developmentu, obejmując po połowie udziały w spçłkach celowych tworzonych do konkretnych projektçw. EPA ze swojej strony zajmuje się technicznymi i prawnymi aspektami uzyskania kolejnych pozwoleń, a ponosi niezbędne koszty i sprawuje nadzçr właścicielski. Po zakończeniu developmentu ma prawo wykupić udziały partnera po ustalonej wcześniej cenie. Umowa pomiędzy spçłkami określiła warunki dla developmentu FW o łącznej mocy 6 MW. Do tej pory ukończono wspçlne projekty o mocy przekraczającej 2 MW. Po wykorzystaniu całej uzgodnionej kwoty, warunki wspçłpracy z EPA mogą zmienić się, wpływając na spadek rentowności segmentu. jednak od kilku lat tworzy własny zespçł developerçw, dlatego jeśli nowe warunki wspçłpracy okazałyby się niekorzystne, spçłka będzie w stanie zrekompensować to realizacją własnych projektçw. Własne elektrownie wiatrowe Do tej pory jedyną eksploatowaną elektrownią jest uruchomiona w 27 FW Puck. Obiekt składa się z 11 wiatrakçw o mocy 2 MW. OgÇlny koszt inwestycji wyniçsł około 1 mln PLN. W przeliczeniu na jeden MW zainstalowanej mocy koszt wyniçsł około 4.5 mln PLN, czyli niewiele ponad 1 mln EUR. Przychody i zysk brutto na sprzedaży w segmencie energetyki wiatrowej Q1 29 Q2 29 Q3 29 Q4 29 Q1 21 Q2 21 Q3 21 Q4 21 Q1 211 przychody (mln PLN) zysk brutto na sprzedaży (mln PLN) ŹrÉdło: S.A. Według plançw FW Puck miała mieć wskaźnik wykorzystania zainstalowanych mocy na poziomie 26%. Faktycznie w ciągu czterech pełnych lat funkcjonowania elektrowni tylko w pierwszym roku udało się wypracować produkcją na zadowalającym poziomie. W ostatnich dwçch latach produkcja była o ponad 2% mniejsza od założeń, a wskaźnik wykorzystania mocy oscylował w okolicach 2%. Przyczyną mniejszej wydajności nie są usterki techniczne (we wszystkich dotychczasowych okresach wiatraki były gotowe do pracy przez 97% czasu), lecz gorsze warunki wietrzne. Pierwsze pięć miesięcy 211 roku pokazuje poprawę warunkçw, dlatego tegoroczne wyniki powinni ulec zdecydowanej poprawie. 1

11 Sprzedaż energii elektrycznej przez FW Puck (MWh) Q1 27 Q2 27 Q3 27 Q4 27 Q1 28 Q2 28 Q3 28 Q4 28 Q1 29 Q2 29 Q3 29 Q4 29 Q1 21 Q2 21 Q3 21 Q4 21 ŹrÉdło: S.A. Zysk generowany przez farmę wiatrową jest wprost uzależniony od poziomu produkcji i przychodçw. Koszty ponoszone przez operatora są względnie stałe nie tylko w porçwnaniu r/r, lecz rçwnież w skali kw/kw. W przypadku FW Puck roczne koszty eksploatacyjne wynoszą około 2.1 mln PLN. Według wyliczeń firm DZP i TPA Horwath roczny koszt użytkowania FW o mocy 4 MW wynoszą średnio około 6.9 mln PLN, dlatego obiekt należy uznać za tani w utrzymaniu. FW Modlikowice i FW ŁukaszÑw Modlikowice i ŁukaszÇw to dwa projekty farm wiatrowych znajdujących się w bezpośrednim sąsiedztwie na terenie wojewçdztwa dolnośląskiego. Development obu projektçw zakończył się w 28 roku. Optymistyczne dane dotyczące wietrzności zachęciły do realizacji inwestycji na własne konto. Obecnie budowa FW znajduje się w końcowym etapie, a rozpoczęcie eksploatacji planowane jest na listopad br. Łączna moc FW Modlikowice i ŁukaszÇw będzie wynosić 58 MW (29 turbin o mocy 2 MW). Koszt inwestycji wyniesie blisko 4 mln PLN, zatem w porçwnaniu do FW Puck koszt 1 MW będzie o 5% wyższy. Inwestycja jest finansowana w formule project finance. 7% wydatkçw zostanie sfinansowanych długiem, a 1% będą stanowić środki własne. Pozostałe 8 mln PLN pochodzi z dofinansowania Unii Europejskiej. Należy podkreślić, że dotacje były wydarzeniem jednorazowym i spçłka nie przewiduje, żeby w przyszłości mogła uzyskać środki unijne. Łączna produkcja obu farm wiatrowych szacowana jest na 165 GWh rocznie. Oznacza to, że oczekiwany wskaźnik wykorzystania zainstalowanych mocy wynosi 32%, czyli aż 6 p.p. więcej niż w przypadku FW Puck. W porçwnaniu do starszej o 4 lata poprzedniczki, nowe FW będą generować wyższe przychody rçwnież z powodu wyższej ceny sprzedaży energii i zielonych certyfikatçw. 11

12 PorÅwnanie FW budowanych przez FW Puck FW ŁukaszÑw FW Modlikowice początek eksploatacji 27 Q4 211 Q4 211 moc zainstalowana (MW) nakłady inwestycyjne (mln PLN) struktura finansowania (dług/kap.własny/dotacje) 8%/2% 7%/1%/2% 7%/1%/2% odbiorca energii Polenergia/Energa Polska Energia - PKG Polska Energia - PKG ŹrÉdło: S.A. FW Wojcieszyn i FW Gawłowice W dalszej perspektywie przygotowuje się do budowy dwçch kolejnych farm wiatrowych. FW Wojcieszyn jest de facto rozszerzeniem projektu Modlikowice/ŁukaszÇw. Planowana moc wynosi 28 MW, a koszty są szacowane na poziomie 167 mln PLN. Drugim projektem jest budowa farmy wiatrowej w Gawłowicach znajdujących się w pçłnocnej części wojewçdztwa kujawsko-pomorskiego. Moc elektrowni wyniesie 42 MW, a koszty inwestycji 259 mln PLN. Oba projekty są na etapie developmentu, czyli nie skompletował jeszcze wszystkich dokumentçw niezbędnych do rozpoczęcia prac. Jeśli spçłce uda się rozpocząć budowę zgodnie z planem, obie instalacje zostaną uruchomione w 213 roku. Charakterystyka planowanych FW FW Wojcieszyn FW Gawłowice początek eksploatacji moc zainstalowana (MW) nakłady inwestycyjne (mln PLN) struktura finansowania (dług/kap.własny/dotacje) 27%/73% 22%/78% odbiorca energii - - ŹrÉdło: S.A. Sprzedaż gotowych projektñw W 211 roku spçłka szykuje się do sprzedaży tylko jednej farmy wiatrowej, za to jej wielkość jest rekordowa w dotychczasowej historii developmentu FW. Na przełomie trzeciego i czwartego kwartału zamierza sprzedać projekt FW o mocy 15 MW zlokalizowany w wojewçdztwie wielkopolskim. Zdaniem spçłki rentowność transakcji może być zbliżona do rentowności sprzedaży FW PągÇw w IV kwartale 21r. W takim przypadku EBITDA segmentu mogłaby wzrosnąć do blisko 6 mln PLN, wobec 45 mln PLN w ubiegłym roku. Trudno określić, ktçre projekty będą sprzedawane w kolejnych latach. Do niedawna blisko ukończenia był development FW w wojewçdztwie opolskim o mocy 12 MW, jednak zaskarżenie decyzji środowiskowej cofnęło proces przynajmniej o kilka miesięcy. W zaawansowanym stadium znajdują się rçwnież dwa projekty na pçłnocy Polski o mocy odpowiednio 5 MW i 38 MW. Obecnie nie można jednak określić terminu, kiedy proces uzyskiwania zezwoleń zostanie zakończony. 12

13 Plan do 214 roku Do końca 214 roku postawił przed sobą dwa głçwne cele: łączny development FW wyniesie 1 MW spçłka ukończy budowę własnych turbin wiatrowych o mocy 27 MW Patrząc na dotychczasowe dokonania spçłki (ukończony development MW, oraz własne moce 22 MW), można wątpić czy ten cel jest realny w perspektywie najbliższych czterech lat. Z drugiej strony należy zauważyć, że rozwija swçj portfel już od kilku lat, a cel 1 MW, jest oparty wyłącznie na projektach, ktçre już są realizowane. Tylko projekty znajdujące się w zaawansowanym stadium developmentu mają moc na poziomie 365 MW. Pod względem własnych FW już pod koniec bieżącego roku zainstalowane moce wzrosną do 8 MW, a w 213 do 15 MW. Dlatego w naszej opinii cele spçłki, choć są obarczone ryzykiem, mają szanse zostać zrealizowane. Planowane moce w obszarze energetyki wiatrowej (MW) ŹrÉdło: S.A. 13

14 Pozostałe projekty EC Saturn Najważniejszym projektem jest należąca do Mondi Elektrociepłownia Saturn, dla ktçrej spçłka świadczy usługi operatorskie i finansowe. W zamian otrzymuje opłatę za dzierżawę oraz część przychodçw z tytułu wygenerowanych kolorowych certyfikatçw. Dzięki wspçłpracy z Mondi udało się przeprowadzić szereg inwestycji w EC Saturn. W 24 roku uruchomiono kocioł CFB, wspçłspalający biomasę, w 27 roku rozpoczęto eksploatację nowego turbogeneratora w ramach projektu Jupiter, a w 29 roku zakończono budową nowego kotła typu BFB przystosowanego do spalania w 1% biomasy. Projekt Saturn w latach generował ponad połowę a w 21 roku 32% przychodçw skonsolidowanych grupy. Umowa pomiędzy a Mondi (wtedy Frantschach Świecie) została podpisana w 22 roku. Na jej podstawie firma Saturn Management, podmiot w 1% zależny od spçłki, został właścicielem elektrociepłowni na okres 2 lat, w zamian za zobowiązanie do przeprowadzenia inwestycji w kocioł fluidalny CFB oraz realizacji innych projektçw mających na celu redukcję kosztçw energii i ciepła. Jednocześnie Mondi podpisało umowę dzierżawy elektrociepłowni do 222 roku, na mocy ktçrej dokonuje regularnych płatności na rzecz Saturn Management oraz ponosi wszelkie koszty wynikające z eksploatacji jednostki. Po upływie ważności obu umçw EC Saturn ponownie stanie się własnością Mondi. Przychody i zysk brutto na sprzedaży działalność outsourcingowa-u. operatorska Q1 29 Q2 29 Q3 29 Q4 29 Q1 21 Q2 21 Q3 21 Q4 21 Q przychody (tys. PLN) zysk brutto na sprzedaży (tys. PLN) ŹrÉdło: S.A. Część przychodçw Saturn Management jest księgowana w części finansowej, co wynika z klasyfikacji umowy dzierżawy, jako leasingu finansowego. Z perspektywy są to regularne przychody wynikające z projektu, dlatego EBITDA wyliczana dla potrzeb prezentacyjnych jest skorygowana o te dodatkowe wpływy. EC Saturn dysponuje mocą osiągalną cieplną na poziomie 484 MWt oraz mocą osiągalną elektryczną brutto w wysokości 1 MWe (netto 88.6 MWe). Na jednostkę składa się pięć kotłçw, z czego dwa najstarsze to kotły opalane węglem OP-14, a dwa najnowsze to jednostki CFB i BFB opalane biomasą. Piąty kocioł powstał na początku lat 9-tych i jest opalany ługiem czarnym powstającym podczas procesu produkcji celulozy. W EC Saturn eksploatowane są cztery turbozespoły. Suma zainstalowanej mocy osiągalnej wynosi 121 MWe, jednak z powodu ograniczonej ilości pary faktyczna moc osiągalna wynosi 1 MWe. 14

15 Charakterystyka kotłåw i turbin w EC Saturn Kocioł 1 Kocioł 4 i 5 Kocioł 6 Kocioł 7 Turbina 1 Turbina 2 Turbina 3 Turbina 4 data uruchomienia / typ kotła/turbiny OF OP OF ŁS UP UK UP UP moc osiągalna 71 MW 97 MW 164 MW 19 MW 33 MW 5 MW 6 MW 32 MW paliwo biomasa węgiel biom./węg. ług czarny producent Metso Rafako Austrian En. Ahlstrom Alstom I Braneńska Lang Jugo-turb ŹrÉdło: ARE SpÑr o opcje Cieniem na wspçłpracę pomiędzy spçłkami kładzie się konflikt w sprawie wykupu udziałçw w EC Saturn przez Mondi. Według zapisçw umowy z 22 roku Mondi zachowało opcję do wcześniejszego wykupienia elektrociepłowni, a cena wykonania tej opcji miała dyskontować korzyści, ktçre uzyskałby na projekcie do 222 roku. SpÇr pomiędzy spçłkami wynika z nowych regulacji energetycznych, ktçre nie funkcjonowały w momencie podpisywania umowy, a obecnie premiują produkcję w kogeneracji oraz produkcję z biomasy "kolorowymi" certyfikatami. W rezultacie bieżące zyski z projektu Saturn tylko częściowo wynikają z opłat za dzierżawę, a decydujący wpływ na ich wielkość mają wpływy z podziału świadectw pochodzenia energii. Mondi chcąc wykorzystać rozbieżność zapisçw umowy z bieżącą sytuacją zgłosiło się do wykonania opcji po cenie mln PLN, ktçra uwzględnia tylko opłaty za dzierżawę. naturalnie kwestionuje stanowisko partnera i uważa, że cena powinna uwzględniać wszystkie korzyści płynące z projektu, a ponieważ wartość certyfikatçw nie może być określona z wyprzedzeniem, to opcja nie może być wykonana. Sprawa trafiła do sądu arbitrażowego, ktçry ostatecznie określi, czy opcja jest wykonalna i jakie są jej parametry. Według informacji w najbliższych miesiącach będą toczone jeszcze indywidualne negocjacje pomiędzy spçłkami, a w przypadku ich fiaska jesienią rozpocznie się rozprawa sądowa. Według przedstawicieli argumenty przemawiające za niemożliwością wykonania opcji są silne i wypływają wprost z aneksu do umowy, ktçry został podpisany w 29 roku podczas realizacji inwestycji w kocioł BFB. O niewielkich szansach Mondi, ma świadczyć samo postępowanie spçłki, ktçra nie zgłosiła opcji do wykonania, lecz jedynie zażądała potwierdzenia ceny jej wykonania. W przypadku gdyby opcja została zgłoszona do wykonania, to Mondi nie miałoby odwrotu i musiałoby zapłacić zasądzoną kwotę. W obecnej sytuacji jeśli sąd arbitrażowy określi cenę wykonania na poziomie faktycznej rentowności Saturn Management, spçłka będzie mogła się wycofać i kontynuować wspçłpracę na dotychczasowych warunkach. Nawet w przypadku niekorzystnego wyroku strata nie będzie jeszcze przesądzona. Wyrok sądu arbitrażowego można zaskarżyć do sądu powszechnego, a dzięki temu sprawa może przeciągać się latami. W międzyczasie wspçłpraca pomiędzy Mondi i Saturn Management będzie przebiegać na niezmienionych warunkach. Według naszych szacunkçw projekt Saturn jest wart obecnie około 35 mln PLN, dlatego w przypadku wygranej Mondi i ustalenia ceny na poziomie 112 mln PLN, wycena obniży się o rçżnicę pomiędzy tymi kwotami. EC ZakrzÑw i EL Mercury EC ZakrzÇw i EL Mercury to dwa pozostałe projekty funkcjonujące w obszarze outsourcingu energetyki przemysłowej. Oba obiekty powstały w odmiennej formule niż EC Saturn. W tym wypadku partnerzy przemysłowi nie dysponowali własnymi źrçdłami energii, a umowa z otworzyła drogę do budowy jednostek wytwçrczych. 15

16 Umowa, na podstawie ktçrej powstała EC ZakrzÇw, została podpisana w 1998 roku ze spçłką Polar SA. Obiekt został uruchomiony w 2 roku, a umowa sprzedaży energii i ciepła obowiązuje do 22 roku. Elektrociepłownia dysponuje 29 MW mocy osiągalnej cieplnej i 3.8 MW mocy osiągalnej elektrycznej. Podstawowym paliwem dla jednostki jest gaz ziemny wysokometanowy. Elektrownia Mercury jest najmłodszym projektem w segmencie outsourcingu energetycznego. Jednostka sprzedaje energię do Wałbrzyskich ZakładÇw Koksowniczych Victoria na podstawie umowy obowiązującej do 221 roku. Elektrownia bazuje na gazie koksowniczym dostarczanym z zakładu. W obiekcie zainstalowano turbozespçł o osiągalnej mocy elektrycznej 8.8 MW. Charakterystyka kotłåw i turbin w El. Marcury i EC ZakrzÅw El. Mercury EC ZakrzÑw Kocioł 1 Turbina 1 Kocioł 1 Turbina 1 Kociał ciepł. 1 Kociał ciepł. 2 Kociał ciepł. 3 data uruchomienia typ kotła/turbiny OG UK WI TG WG WG WG moc osiągalna 32 MW 8.8 MW 6 MW 3.8 MW paliwo gaz koks. - gaz ziemny - gaz ziemny gaz ziemny gaz ziemny producent OK & A Gmbh Siemens GEA Solar Bono Energia Bono Energia Loos ŹrÉdło: ARE Produkcja biomasy Najmłodszym segmentem rozwijanym przez grupę jest produkcja pelletu (biomasy energetycznej) ze słomy. Produkcja energii na bazie spalania biomasy jest obecnie głçwnym źrçdłem OZE (55% łącznej energii odnawialnej wytworzonej w Polsce) oraz wykazuje dużą dynamikę wzrostu (CAGR w latach na poziomie 33%). RÇwnież w kolejnych latach można spodziewać się dalszego rozwoju. W przyszłym roku firma GdF Suez zamierza uruchomić w Połańcu największy na świecie blok biomasowy o mocy 19 MW. W najbliższych latach swoje jednostki uruchomi rçwnież Tauron w Stalowej Woli i Jaworznie. Zwiększenie spalania biomasy planuje PGE i EDF. Produkcja energi na bazie spalania biomasy (MWh) H1 25 H2 25 H1 26 H2 26 H1 27 H2 27 H1 28 H2 28 H1 29 H2 29 H1 21 H2 21 ŹrÉdło: ARE 16

17 Drugim czynnikiem świadczącym o dużym potencjale w obszarze biomasy są rządowe limity spalania biomasy pochodzenia roślinnego. Obecnie większość spalanej biomasy stanowią produkty pochodzenia leśnego, jednak w kolejnych latach rozporządzenie rządowe nakazuje wzrost udziału biomasy pochodzenia roślinnego do 1% w przypadku wspçłspalania i 6% w przypadku jednostek opalanych wyłącznie biomasą. Projekt nowego rozporządzenia zmniejsza limity do 85% i 5%, jednak niezmiennie jest to duża rçżnica w stosunku do tegorocznych limitçw na poziomie 4% i 2%. Wzrost zapotrzebowania na biomasę pochodzenia roślinnego gwarantuje zbyt wszystkim producentom tego paliwa. Limit udziału biomasy pochodzenia rolnego w procesie wspåłspalania 12% 1% 8% 6% 4% 2% % Obecnie obowiązujące limity Limity według projektu nowego rozporządzenia ŹrÉdło: Ministerstwo Gospodarki SpÇłka podjęła decyzję o rozszerzeniu działalności o nowy segment w 26 roku, a pierwszy zakład GPBE PÇłnoc został ukończony w połowie 29 roku. Moce produkcyjne fabryki wynoszą 3 tys. ton pelletu rocznie. Odbiorcą są elektrownie z grupy Dalkia i GDF Suez. Drugi zakład GPBE Południe został uruchomiony we wrześniu ubiegłego roku. Produkcja w zakładzie odbywa się na dwçch liniach, dlatego moce produkcyjne wynoszą 6 tys. ton rocznie. GłÇwnym odbiorcą GPBE Południe jest spçłka Energokrak z grupy EDF. W budowie jest jeszcze GPBE WschÇd, ktçry będzie zaopatrywał nowy blok biomasowy w Elektrowni Połaniec. Harmonogram przewiduje uruchomienie zakładu w kwietniu 212 roku. Charakterystyka zakładåw produkujących biomasę energetyczną GPBE PÑłnoc GPBE Południe GPBE WschÑd początek eksploatacji cze-9 wrz-1 kwi-12 roczne moce produkcyjne 3. ton 6. ton 6. ton nakłady inwestycyjne (mln PLN) struktura finansowania (dług/kap.własny) 62%/38% 6%/4% 65%/35% odbiorca pelletu Dalkia, GDF Suez EDF, GDF Suez GDF Suez ŹrÉdło: S.A. 17

18 Dotychczasowe wyniki segmentu produkcji biomasy są niezadowalające, na co złożyły się dwa czynniki: gorsza wydajność zakładu tuż po rozruchu linii produkcyjnej oraz wzrost cen słomy. O ile pierwszy czynnik będzie zanikał wraz z upływem czasu, o tyle drugi wymaga pewnego wyjaśnienia. W zrost cen słomy wpływa w krçtkim okresie na pogorszenie wynikçw segmentu, ponieważ ceny sprzedaży w kontraktach długoterminowych są indeksowane tylko raz w roku. Zmniejszona podaż słomy po ubiegłorocznych zbiorach doprowadziła do wzrostu kosztçw surowca, ktçra będzie przerzucona na ceny sprzedaży dopiero w III kw. 211 roku. Dodatkowo w bieżącym roku zbiory będą prawdopodobnie lepsze, więc wyższym cenom sprzedaży będą towarzyszyć niższe koszty surowca. W rezultacie oczekuje, że rentowność segmentu już w III kwartale ulegnie znaczącej poprawie. Docelowa marża EBITDA dla wszystkich GPBE jest zakładana na poziomie 15%. Przychody i zysk brutto na sprzedaży segmentu biomasy energetycznej Q1 29 Q2 29 Q3 29 Q4 29 Q1 21 Q2 21 Q3 21 Q4 21 Q przychody (tys. PLN) zysk brutto na sprzedaży (tys. PLN) ŹrÉdło: S.A. Projekt Elektrowni Biomasowej Najnowszym projektem jest budowa elektrowni biomasowej "Południe" w wojewçdztwie dolnośląskim. W edług wstępnych projektçw moc jednostki wyniesie 3 MWe, a łączny koszt budowy 332 mln PLN. Początkowo elektrownia miała być budowana wspçlnie z inwestorem zewnętrznym, lecz obecnie skłania się coraz bardziej ku samodzielnej realizacji projektu. Inwestycja będzie finansowana w 8% długiem, a w 2% kapitałem własnym. Przed rozpoczęciem budowy potrzebuje jeszcze uzyskać decyzję środowiskową oraz warunki przyłączenia do sieci. Jeśli postępy w inwestycji będą przebiegać zgodnie z harmonogramem, jednostka zostanie oddana do użytkowania w 214 roku. Ponieważ projekt znajduje się na dość wczesnym etapie developmentu, a jeszcze nie podjął decyzji co do ostatecznej struktury własnościowej ani nie uzyskał odpowiedniego finansowania, w naszych prognozach wynikçw nie uwzględniamy budowy elektrowni biomasowej. 18

19 Wydatki inwestycyjne Budowa blisko 25 MW mocy w energetyce wiatrowej oraz development 75 MW do końca 214 roku, oznacza, że wydatki inwestycyjne będą kształtować się w najbliższych latach na bardzo wysokim poziomie. Już w bieżącym roku spçłka wyda blisko 3 mln PLN na dokończenie FW ŁukaszÇw/Modlikowice oraz kilkanaście milionçw na budowę GPBE WschÇd. W 212 roku realizowana będzie budowa FW Wojcieszyn i FW Gawłowice, ktçra pochłonie według prognoz spçłki 426 mln PLN. Możliwe (choć nieuwzględniane w naszych prognozach) są rçwnież wydatki na budowę elektrowni biomasowej "Południe", ktçrej łączne koszty są szacowane na poziomie 332 mln PLN. Nakłady inwestycyjne planowane na lata FW Wojcieszyn FW Gawłowice GPBE WschÑd EC biomasowa Development FW początek eksploatacji moce produkcyjne 28 Mwe 42 Mwe 6 tys. ton 3 Mwe 326 Mwe nakłady inwestycyjne (mln PLN) kapitał własny (mln PLN) dług (mln PLN ŹrÉdło: S.A. Osobną kwestią jest development farm wiatrowych, ktçry rçwnież wymaga nakładçw finansowych. Jeśli dany projekt jest szykowany do sprzedaży, to wydatki z nim związane są księgowane w zapasach, natomiast jeśli będzie realizowany przez spçłkę to zalicza się do wydatkçw inwestycyjnych. Niemniej, niezależnie od przeznaczenia, musi dysponować środkami do realizacji procesu developmentu. W naszych prognozach zakładamy scenariusz, w ktçrym po 214 roku spçłka nie rozwija własnych mocy wiatrowych, a ukończone projekty są systematycznie sprzedawane. Prognoza wynikñw spñłki Według prognoz zarządu, wypracuje w bieżącym roku zysk EBITDA w wysokości 98 mln PLN (+9% r/r), skorygowaną EBITDA na poziomie 12 mln PLN (+8.7% r/r) oraz zysk netto w wysokości 67 mln PLN (+8.8% r/r). Pomimo że w ostatnich latach prognozy spçłki tylko nieznacznie odbiegały od pçźniejszych wynikçw, uważamy że w bieżącym roku wypracuje znacznie wyższy zysk, ponieważ szacunki zarządu nie uwzględniają wszystkich korzystnych czynnikçw. Sprzedaż projektu FW o mocy 15 MW, przy zapowiedzianej dobrej rentowności, powinno zwiększyć zysk segmentu działalności developerskiej przynajmniej o 1 mln PLN. Większe zyski w skali r/r przyniesie rçwnież FW Puck, do czego przyczyniły się lepsze warunki wietrzne w pierwszej połowie roku. RÇwnież wynik Saturn Management powinien wyraźnie poprawić wynik dzięki większej produkcji zielonej energii. W związku ze sprzedażą EC Jeziorna spadek zysku o około 2 mln PLN zanotuje obszar outsourcingowej produkcji energii elektrycznej i ciepła. Na poprawę wynikçw w 211 roku może wpłynąć rçwnież lepsze saldo pozostałych przychodçw i kosztçw. W ubiegłym roku zaksięgował w tej pozycji dużą stratę z tytułu odpisçw zapasçw (-4.3 mln PLN), podczas gdy w I kwartale br. spçłka zdążyła zaksięgować jednorazowe przychody z tytułu odwrçcenie odpisçw aktualizujących należności (+1.5 mln PLN). Łączny efekt wszystkich powyższych czynnikçw powinien według naszych prognoz doprowadzić do wzrostu EBITDA do 11 mln PLN (+23.7% r/r). 19

20 Wycena Podsumowanie wyceny Wyceny dokonaliśmy metodą zdyskontowanych przepływçw pieniężnych oraz metodą porçwnawczą do spçłek zagranicznych działających w branży energetyki wiatrowej. W oparciu o metodę DCF wyceniliśmy spçłkę na 753 mln PLN, czyli 35.3 PLN na akcję. Wyceniając spçłkę metodą porçwnawczą ustaliliśmy wartość spçłki na poziomie 715 mln PLN, czyli 33.6 PLN na akcję. Obu metodom przypisaliśmy tą samą wagę w wycenie. Podsumowanie wyceny Metoda wyceny Wycena (mln PLN) Wycena na 1 akcję (PLN) Wycena DCF Wycena porçwnawcza do zagranicznych spçłek Wycena spñłki ŹrÉdło: Bloomberg, Millennium Dom Maklerski S.A. Do wyceny przyjęliśmy następujące założenia: uruchomienie 58 MW w listopadzie br., 7 MW w 213r., 7 MW w 214r. i 5 MW w 215r. sprzedaż gotowych projektçw o mocy 1 MW w 211r. i kolejnych latach uruchomienie GPBE WschÇd w kwietniu 212 roku łączne nakłady inwestycyjne w latach na poziomie 1.5 mld PLN prognoza nie uwzględnia realizacji projektu budowy elektrociepłowni biomasowej w wycenie uwzględniliśmy zakończenie projektçw outsourcingu energetyki przemysłowej: Mondi rok, EC ZakrzÇw 22 rok, EL Marcury 221 rok premia rynkowa za ryzyko - 5% wspçłczynnik Beta na poziomie 1. długookresowa stopa wzrostu wolnych przepływçw pieniężnych 2% 2