Polenergia : Equity Story Prezentacja dla Inwestorów. Lipiec 2014

Transkrypt

1 Polenergia : Equity Story Prezentacja dla Inwestorów Lipiec

2 Disclaimer Niniejszy dokument ("Prezentacja") zawiera informacje dotyczące PEP S.A. oraz jej spółek zależnych ("Spółka"), a także planowanej transakcji i podniesienia kapitału zakładowego w Spółce ("Transakcja"). Niniejsza Prezentacja jest udostępniana wyłącznie dla celów informacyjnych i nie powinna stanowić podstawy do podejmowania jakichkolwiek decyzji. Niniejsza Prezentacja nie stanowi oferty lub zaproszenia przez Spółkę do nabycia akcji Spółki ani jakiegokolwiek inwestowania w Spółkę. NINIEJSZA PREZENTACJA NIE STANOWI PORADY ANI REKOMENDACJI INWESTYCYJNEJ W ODNIESIENIU DO PAPIERÓW WARTOŚCIOWYCH LUB INNYCH FORM UDZIAŁU W SPÓŁCE LUB JAKIMKOLWIEK INNYM PODMIOCIE, ORAZ NIE BYŁA PRZYGOTOWANA W CELU OFEROWANIA ANI PUBLICZNEGO ZAPROSZENIA LUB ZAPROSZENIA SKIEROWANEGO DO JAKICHKOLWIEK OSÓB FIZYCZNYCH LUB PRAWNYCH DO NABYWANIA PAPIERÓW WARTOŚCIOWYCH LUB INNYCH FORM UDZIAŁU W SPÓŁCE LUB W JAKIMKOLWIEK INNYM PODMIOCIE LUB MAJĄTKU SPÓŁKI. Informacje zawarte w Prezentacji nie mają charakteru wyczerpującego, a były przygotowane z myślą zapewnienia podstawowej wiedzę na temat Spółki i Transakcji. Niniejsza Prezentacja nie ma na celu przedstawienia wszelkich informacji, których potencjalny inwestor może potrzebować lub wymagać do oceny inwestycji w Spółkę. Odbiorca niniejszej Prezentacji powinien w każdym przypadku przeprowadzić własną ocenę i analizę Spółki oraz Transakcji, by podjąć decyzję o potencjalnej inwestycji. Niniejsza Prezentacja nie powinna stanowić podstawy do podejmowania decyzji przez potencjalnego inwestora o zawarciu albo nie zawarciu jakiejkolwiek transakcji obejmującej inwestycję w Spółkę. Niniejsza Prezentacja nie stanowi i nie powinna być traktowana jako raport z badania Spółki. Spółka nie ponosi odpowiedzialności za prawidłowość, rzetelność ani kompletność jakichkolwiek informacji zawartych w Prezentacji, a także nie odpowiada za jakiekolwiek szkody, które mogą być powstać w wyniku zawarcia w Prezentacji błędnych lub niekompletnych informacji. Co więcej, Spółka także nie ponosi odpowiedzialności za wnioski wyciągnięte z weryfikacji informacji zawartych w Prezentacji. Spółka nie udziela żadnych zapewnień, oświadczeń i gwarancji, wyraźnych lub dorozumianych, co do prawidłowości, rzetelności, kompletności lub wiarygodności Prezentacji, a także nie ponosi odpowiedzialności za błędy lub braki, które mogą znaleźć się w tejże. W szczególności niniejsza Prezentacja może zawierać pewne stwierdzenia, szacunki i przewidywania dotyczące Spółki i Transakcji. Takie stwierdzenia, szacunki i przewidywania nie stanowią prognoz i nie jest gwarantowane, że są one trafne lub że zostaną one zrealizowane. Stwierdzenia, szacunki i przewidywania o takim charakterze nie mogą stanowić podstawy podjęcia decyzji przez odbiorcę tej Prezentacji lub jakąkolwiek osobę trzecią bez przeprowadzenia dalszej niezależnej analizy. Spółka zastrzega sobie prawo do zmiany lub zastąpienia niniejszej Prezentacji w dowolnym czasie, jednakże Spółka nie ma obowiązku dokonywania aktualizacji, zmian lub korekt informacji zawartych w niniejszej Prezentacji, ani przekazywania jakichkolwiek dodatkowych informacji. Treść niniejszej Prezentacji nie stanowi i nie powinna być traktowana jako obietnica, gwarancja czy zapewnienie o przyszłych wynikach Spółki. Niniejsza Prezentacja może zawierać pewne stwierdzenia dotyczące przyszłości lub prognozy, w tym stwierdzenia dotyczące wyników finansowych, rezultatów działań w zakresie określonych sfer działalności i ograniczania kosztów, planów i celów kadry kierowniczej w zakresie określonych składników majątku. Stwierdzenia i prognozy o takim charakterze obarczone są ryzykiem i niepewnością, gdyż dotyczą zdarzeń przyszłych i zależą od spełnienia się warunków, które mają zajść w przyszłości. Spółka nie może zapewnić i nie czyni zapewnień, że takie stwierdzenia i prognozy zrealizują się czy też że prognozowane wyniki zostaną osiągnięte. Jest bardzo prawdopodobne, że faktyczne wyniki i rezultaty mogą istotnie odbiegać od takich stwierdzeń dotyczących przyszłości i prognoz. Istnieją liczne czynniki, które mogą wpłynąć na wystąpienie istotnych różnic między faktycznymi wynikami i zdarzeniami, a tymi wyraźnie lub w sposób dorozumiany wyrażonymi w tychże stwierdzeniach i prognozach. Przykłady tych czynników obejmują m. in. możliwości osiągnięcia redukcji kosztów, ekspozycji na ryzyko wahania kursów walut, inflacji, pogorszenia sytuacji gospodarczej i zmian politycznych. Treść niniejszej Prezentacji nie stanowi i nie powinna być traktowana jako porada inwestycyjna, prawna lub podatkowa, a odbiorca Prezentacji powinien uzyskać niezależną poradę inwestycyjną, prawną i podatkową przed podjęciem decyzji o inwestycji w Spółkę. NINIEJSZA PREZENTACJA, ANI ŻADNA INFORMACJA ZAWARTA W TEJŻE, NIE STANOWI OFERTY SPRZEDAŻY PAPIERÓW WARTOŚCIOWYCH W STANACH ZJEDNOCZONYCH AMERYKI ANI W ŻADNEJ INNEJ JURYSDYKCJI, GDZIE MOŻE TO PODLEGAĆ OGRANICZENIOM LUB BYĆ ZAKAZANE Z MOCY PRAWA. PAPIERY WARTOŚCIOWE SPÓŁKI NIE ZOSTAŁY I NIE ZOSTANĄ ZAREJESTROWANE NA PODSTAWIE AMERYKAŃSKIEJ USTAWY O PAPIERACH WARTOŚCIOWYCH ANI AKTÓW PRAWNYCH DOTYCZĄCYCH PAPIERÓW WARTOŚCIOWYCH JAKICHKOLWIEK STANÓW CZY TERYTORIÓW STANÓW ZJEDNOCZONYCH AMERYKI, A TAKŻE PAPIERY TE NIE MOGĄ BYĆ OFEROWANE, SPRZEDAWANE, ZASTAWIANE ANI W INNY SPOSÓB ZBYWANE NA TERYTORIUM STANÓW ZJEDNOCZONYCH AMERYKI, CHYBA ŻE W RAMACH ZWOLNIENIA Z WYMOGU REJESTRACJI LUB W RAMACH TRANSAKCJI WYŁĄCZONYCH SPOD WYMOGU, PRZEWIDZIANEGO W AMERYKAŃSKIEJ USTAWIE O PAPIERACH WARTOŚCIOWYCH LUB ODPOWIEDNICH STANOWYCH LUB LOKALNYCH AKTACH PRAWNYCH DOTYCZĄCYCH PAPIERÓW WARTOŚCIOWYCH. 2

3 Spis treści Podsumowanie 4 01 Equity Story na lata Szczegółowe warunki Transakcji Załączniki 22 A Otoczenie rynkowe i regulacyjne 23 B Lądowe farmy wiatrowe 36 C Morskie farmy wiatrowe 43 D Elektrociepłownia gazowa 47 E Dystrybucja energii elektrycznej 49 F Działalność handlowa 52 G Pozostałe projekty inwestycyjne 54 H Pozostałe aktywa operacyjne 64 3

4 Podsumowanie: zintegrowana grupa energetyczna oferująca stabilne dochody i znaczący wzrost wartości Wytwarzanie Sprzedaż/ Mapa aktywów Dystrybucja energii Handel Morskie farmy wiatrowe Puck (22 MW) OZE Farmy wiatrowe na lądzie w fazie operacji i rozwoju Projekty morskich farm wiatrowych Wyspecjalizowany dystrybutor i sprzedawca energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych, komercyjnych i indywidualnych Projekt gazociągu przesyłowego Bernau Szczecin Bądecz (42 MW) Elektrownia węglowa (dewelopment) Gawłowice(41MW) Skurpie (37MW) Zielona/Debsk (90MW) Rajgród (25MW) Grabowo (40 MW) Piekło (12 MW) Gaz Elektrociepłownia gazowa pracująca w wysokosprawnej kogeneracji Projekt gazociągu przesyłowego z Niemiec do Polski Mycielin (48 MW) Łukaszów (34 MW) Modlikowice (24 MW) Projektowana elektrownia biomasowa Wińsko Dębice/Kostomłoty (45 MW) Elektrociepłownia gazowa Nowa Sarzyna Węgiel Projekt Elektrowni węglowej Operujące farmy wiatrowe Farmy wiatrowe w trakcie budowy Farmy wiatrowe: zaawansowany rozwój Aktywa dystrybucji Pionowo zintegrowana grupa energetyczna: skoncentrowana na wytwarzaniu energii ze źródeł odnawialnych i regulowaną infrastrukturę elektryczną i gazową. Zapewni to stabilne dochody oraz zwroty z prowadzonej działalności; Niski profil ryzyka: sprzedaż energii i certyfikatów w ramach długoterminowych umów oraz stabilnych regulowanych przychodów z dystrybucji i przesyłu, co znacząco ogranicza ryzyka związane ze zmiennością cen rynkowych; Budowa wartości/wzrost do 2016: dodatkowe 380MW lądowych farm wiatrowych, z czego 67MW jest aktualnie w budowie, budowa kolejnych 37MW rozpocznie się w lipcu Ponadto, dla 147MW rozpoczęto proces pozyskiwania finansowania; podpisanie umowy przyłączeniowej (przewidziane na sierpień 2014) oraz uzyskanie decyzji środowiskowej dla MW morskich farm wiatrowych; zakończenie dewelopmentu do etapu projektu gotowego do budowy rurociągu gazowego pomiędzy Niemcami i Polską o przepustowości do 5 miliardów m3/rocznie. Dalszy wzrost wartości do roku 2022: uruchomienie kolejnych 500 MW lądowych farm wiatrowych; uruchomienie 600 MW morskich farm wiatrowych oraz zakończenie dewelopmentu do etapu projektu gotowego do budowy kolejnych 600 MW; uruchomienie rurociągu gazowego pomiędzy Niemcami i Polską o przepustowości do 5 mld m3 rocznie. 4

5 Podsumowanie: Szczegółowe warunki Transakcji Budowa wartości poprzez emisję nowych akcji skierowaną pośrednio do Polenergii Holding o wartości PLN557m ( Transza 1 ) w zamian za wniesienie Aktywów Polenergii do PEP ( Połączenie ) oraz pozyskanie kapitału poprzez dwie kolejne emisje akcji: emisja akcji skierowana do CEE Equity Partners za pośrednictwem spółki specjalnego przeznaczenia Capedia Holdings Limited ( CEE Equity Partners ) za wkład gotówkowy w wysokości PLN240m ( Transza 2 ) (Umowa Inwestycyjna podpisana 18 lipca 2014 r., realizacja wpłaty środków zaplanowana na 21 sierpnia 2014 r.); emisja akcji skierowana do inwestorów rynkowych ( Transza 3 ) z wyłączeniem prawa poboru dla aktualnych akcjonariuszy ale z możliwością emisji z preferencją alokacji. Emisja zostanie przeprowadzona na przełomie 2014/2015 r. Parametry Połączenia oraz emisji akcji w ramach Transz 1-3, włączając wycenę aktywów Polenergia i cenę za akcje PEP, będą przedmiotem zatwierdzenia przez Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy PEP które zostało zwołane na 18 sierpnia 2014 Wycena Aktywów Polenergii o wartości PLN557m i PEP w wysokości PLN704m (PLN 33,03 za akcję) zostały uznane za godziwe w dwóch niezależnych opiniach o godziwości wyceny (Fairness Opinions) wydanych przez EY i Deloitte. Cena emisyjna PLN 33,03 za akcję w Transzy 1 (emisja akcji skierowana do Polenergia Holding w zamian za Aktywa Polenergii) i Transzy 2 (emisja akcji skierowana do CEE Equity Partners). 5

6 01 Equity Story na lata

7 Zintegrowana grupa energetyczna oferująca stabilne dochody i znaczący wzrost wartości Wytwarzanie energii Dystrybucja Sprzedaż/ Handel Mapa aktywów Morskie farmy wiatrowe Puck (22 MW) OZE Farmy wiatrowe na lądzie w fazie operacji i rozwoju Projekty morskich farm wiatrowych Wyspecjalizowany dystrybutor i sprzedawca energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych, komercyjnych i indywidualnych Projekt gazociągu przesyłowego Bernau Szczecin Bądecz (42 MW) Elektrownia węglowa (dewelopment) Gawłowice(41MW) Skurpie (37MW) Zielona/Debsk (90MW) Rajgród (25MW) Grabowo (40 MW) Piekło (12 MW) Gaz Elektrociepłownia gazowa pracująca w wysokosprawnej kogeneracji Projekt gazociągu przesyłowego z Niemiec do Polski Mycielin (48 MW) Łukaszów (34 MW) Modlikowice (24 MW) Projektowana elektrownia biomasowa Wińsko Dębice/Kostomłoty (45 MW) Elektrociepłownia gazowa Nowa Sarzyna Węgiel Projekt Elektrowni węglowej Operujące farmy wiatrowe Farmy wiatrowe w trakcie budowy Farmy wiatrowe: zaawansowany rozwój Aktywa dystrybucji Pionowo zintegrowana grupa energetyczna: skoncentrowana na wytwarzaniu energii ze źródeł odnawialnych i regulowaną infrastrukturę elektryczną i gazową. Zapewni to stabilne dochody oraz zwroty z prowadzonej działalności; Niski profil ryzyka: sprzedaż energii i certyfikatów w ramach długoterminowych umów oraz stabilnych regulowanych przychodów z dystrybucji i przesyłu, co znacząco ogranicza ryzyka związane ze zmiennością cen rynkowych; Budowa wartości/wzrost do 2016: dodatkowe 380MW lądowych farm wiatrowych, z czego 67MW jest aktualnie w budowie, budowa kolejnych 37MW rozpocznie się w lipcu Ponadto, dla 147MW rozpoczęto proces pozyskiwania finansowania; podpisanie umowy przyłączeniowej (przewidziane na sierpień 2014) oraz uzyskanie decyzji środowiskowej dla MW morskich farm wiatrowych; zakończenie dewelopmentu do etapu projektu gotowego do budowy rurociągu gazowego pomiędzy Niemcami i Polską o przepustowości do 5 miliardów m3/rocznie. Dalszy wzrost wartości do roku 2022: uruchomienie kolejnych 500 MW lądowych farm wiatrowych; uruchomienie 600 MW morskich farm wiatrowych oraz zakończenie dewelopmentu do etapu projektu gotowego do budowy kolejnych 600 MW; uruchomienie rurociągu gazowego pomiędzy Niemcami i Polską o przepustowości do 5 mld m3 rocznie. 7

8 Przyrost mocy skoncentrowany na odnawialnych źródłach energii Planowany przyrost mocy zainstalowanej (MW) Elektrownia węglowa (opcja) Elektrownia biomasowa Elektrociepłownia gazowa Morskie farmy wiatrowe 1 Lądowe wiatrowe farmy Note 1 Morskie farmy wiatrowe: wykres uwzględnia 100% mocy zainstalowanej, z czego Polenergia planuje zachować udział 50% Moc zainstalowana produkcji energii ze źródeł odnawialnych osiągnie 461 MWe do 2016 r. i ok. 1,7GW (włączając 600MW morskich farm wiatrowych realizowanych z partnerem) do 2022 r.; Aktualny portfel lądowych farm wiatrowych o łącznej mocy 959MW składa się z 80MW w operacji, 104MW w fazie budowy, 277MW w fazie zaawansowanego rozwoju i 498MW na średnim etapie rozwoju; Pozostałe projekty to gazociąg Polska-Niemcy (o przepustowości do 5mld m3 rocznie), elektrownia węglowa (do 2*800MW w dwóch etapach) i elektrownia biomasowa; Grupa zakłada sprzedaż elektrowni węglowej w 2016 r. z zyskiem w stosunku do poniesionych nakładów, lecz w sytuacji wystąpienia odpowiednich sygnałów rynkowych istnieje możliwość kontynuacji projektu po uprzedniej zgodzie akcjonariuszy; Grupa zakłada rozwój projektów morskich farm wiatrowych z partnerem przy sprzedaży 50% udziałów po uzyskaniu wszystkich niezbędnych pozwoleń (projekt gotowy do budowy). Możliwa jest także sprzedaż 100% udziałów pozwalająca na zwiększenie wypłat dywidend dla akcjonariuszy. 8

9 Budowa wartości do 2016 r. i do 2022 r Projekty operacyjne Lądowe farmy wiatrowe: 80 MWe Lądowe farmy wiatrowe: 461 MWe Lądowe farmy wiatrowe: 959 MWe Elektrociepłownia gazowa: 116 MWe i 70MWt Dystrybucja energii elektrycznej i sprzedaż do klientów końcowych Obrót energią elektryczną, gazem i certyfikatami Outsourcing energetyki: 8MWe + 29MWt Produkcja pelletu (140k ton rocznie) Elektrociepłownia gazowa: 116 MWe i 70MWt Dystrybucja energii elektrycznej i sprzedaż do klientów końcowych Obrót energią elektryczną, gazem i certyfikatami Outsourcing energetyki: 8MWe + 29MWt Produkcja pelletu (140k ton rocznie) Elektrociepłownia gazowa: 116 MWe i 70MWt Dystrybucja energii elektrycznej i sprzedaż do klientów końcowych Obrót energią elektryczną, gazem i certyfikatami Outsourcing energetyki: 8MWe + 29MWt Produkcja pelletu (140k ton rocznie) Morskie farmy wiatrowe: 600 MWe Projekt Hans (gazociąg przesyłowy z Niemiec do Polski o rocznej przepustowości do 5mld m3/rok) Elektrownia biomasowa: 31 MWe Projekty developerskie Lądowe farmy wiatrowe: 879 MW, w tym: FW w budowie: 104 MW Lądowe farmy wiatrowe: 498 MW (znacząca część w zaawansowanym etapie rozwoju) Realizacja zakończona Zaawansowany etap rozwoju: 277 MW Średni etap rozwoju: 498 MW Morskie farmy wiatrowe: Morskie farmy wiatrowe: Morskie farmy wiatrowe: Łączna moc: 2x600MW Łączna moc: 2x600MW Łączna moc: 600 MW Badania środowiskowe i warunki przyłączenia dla projektów o łącznej mocy 1,2 GW Decyzja środowiskowa i Umowa przyłączenia zabezpieczone dla projektów o łącznej mocy 1,2 GW Projekt gazociągu przesyłowego z Niemiec do Polski o rocznej przepustowości do 5mld m3/rok) Projekt gazociągu przesyłowego z Niemiec do Polski o rocznej przepustowości do 5mld m3/rok) Realizacja zakończona Projekt Elektrownia Północ Projekt Elektrownia Północ Projekt sprzedany Elektrownia biomasowa Elektrownia biomasowa Realizacja zakończona Pierwszy etap do 2016 r. będzie wymagał finansowania ze środków własnych w kwocie PLN660m z których ok.80% zostanie przeznaczonych na finansowanie lądowych farm wiatrowych. Zakłada się, że inwestycja CEE Equity Partners zostanie przeznaczona na finansowanie lądowych farm wiatrowych. Po roku 2016 Polenergia będzie w stanie wygenerować wystarczające nadwyżki pieniężne pozwalające na sfinansowanie nakładów na nowe projekty inwestycyjne (za wyjątkiem morskich farm wiatrowych). Zakłada się realizację, budowę i utrzymanie projektów morskich farm wiatrowych z partnerem (po sprzedaży 50% udziałów po uzyskaniu wszystkich pozwoleń projekt gotowy do budowy). Możliwa jest także sprzedaż 100% udziałów po uzyskaniu wszystkich pozwoleń pozwalająca na zwiększenie wypłat dywidendy i eliminująca przyszłe zapotrzebowanie kapitałowe. Decyzja dotycząca budowy lub sprzedaży morskich farm wiatrowych zostanie podjęta przez akcjonariuszy w momencie uzyskania wszystkich pozwoleń. Grupa zakłada sprzedaż elektrowni węglowej w 2016 r. z zyskiem w stosunku do poniesionych nakładów, lecz w sytuacji wystąpienia odpowiednich sygnałów rynkowych istnieje możliwość kontynuacji projektu po uprzedniej zgodzie akcjonariuszy; 9

10 Wsparcie państwa odzwierciedlone w nowej ustawie o energii odnawialnej Projekty działające i w budowie: zielone certyfikaty Projekty działające i w fazie inwestycji/budowy: system zielonych certyfikatów jest dostępny dla wszystkich projektów oddanych przed wejściem w życie nowej ustawy OZE (oczekiwana data to pierwsza połowa 2016r).; Utrzymane długoterminowe wsparcie: 15 lat od daty rozpoczęcia operacji, kontynuacja systemu certyfikatów energii odnawialnej; Wysoki poziom Opłaty Zastępczej: zamrożona na poziomie ok. 300 PLN/MWh (po indeksacji w 2014r.); Przepisy dotyczące bilansowania popytu i podaży rynku zielonych certyfikatów, doprowadzą do stabilizacji cen na poziomach zbliżonych do opłaty zastępczej: Podaż: znaczące ograniczenie liczby źródeł kwalifikujących się do otrzymywania zielonych certyfikatów, co eliminuje ok. 50% podaży, poprzez eliminację wsparcia dla dużych i elektrowni wodnych powyżej 5MW oraz redukcję wsparcia dla współspalania biomasy, do poziomu 0,5x certyfikatu na 1MWh, jeżeli energetyczny udział biomasy w miksie paliwowym jest poniżej 20%; Popyt: cele dot. udziału energii odnawialnej w sprzedaży do klientów końcowych ustanowione na poziomie 20% w 2016 i określane corocznie w oparciu o przewidywaną ilość energii z OZE pozwalając na zbilansowanie popytu i podaży zielonych certyfikatów. Opcja wypełnienia obowiązku za pomocą opłat zastępczych zostanie usunięta w przypadku, gdy ceny certyfikatów spadną poniżej 75% wartości opłaty zastępczej w okresie 3 miesięcy poprzedzających datę wypełnienia obowiązku. Dodatkowo zostanie wprowadzona niekorzystna interpretacja podatkowa kosztów wynikających z płacenia opłaty zastępczej, co zagwarantuje, że minimalna cena zielonych certyfikatów nie spadnie poniżej 75% opłaty zastępczej. Prognozy rynkowe zakładają, że nowe przepisy utrzymają ceny certyfikatów na poziomie zbliżonym do opłaty zastępczej (ok. 300PLN/MWh); Dozwolone bilateralne kontrakty: nowa ustawa podtrzymuje możliwość sprzedawania certyfikatów w ramach długoterminowych kontraktów; Opcja przejścia do systemu aukcyjnego/taryf gwarantowanych: wszystkie projekty w ramach dotychczasowego systemu certyfikatów będą miały możliwość zmiany na Feed in Tariff poprzez system aukcyjny. Nowe Projekty: Aukcja / Feed-in Tariff Utrzymane długoterminowe wsparcie: 15 lat od daty rozpoczęcia operacji poprzez mechanizm Feedin Tariff w systemie aukcji zapewniającej stałe indeksowane inflacją ceny kontraktów na 15lat; Przejrzyste mechanizmy aukcji: Docelowa pula energii na którą będzie organizowana aukcja będzie ustalana pięciokrotnie dla 3-letnich okresów; Ministerstwo Gospodarki co roku wyznaczy Cenę Referencyjną dla każdej technologii biorąc pod uwagę średnie nakłady inwestycyjne oraz koszty operacyjne dla standardowych projektów; Brane pod uwagę będą wyłącznie oferty, których cena jest równa lub niższa niż cena referencyjna dla danej technologii; Wszystkie technologie będą mogły uczestniczyć w tych samych aukcjach; Dla puli ofert z najniższymi cenami, spełniającymi warunek wolumenu danej aukcji zostanie przyznany kontrakt ze stałymi cenami (indeksowanymi rocznie inflacją) oparty o zwycięską ofertę ceny na 15lat; Dozwolone dwustronne kontrakty: wytworzoną energię będzie można sprzedać na rynku, np. w ramach bilateralnych kontraktów (w tym grupom energetycznym) lub do tzw. Sprzedawcy Zobowiązanego. Specjalnie powołana agencja rządowa: Operator Rozliczeń Energii Odnawialnej (OREO) będzie dopłacał przedsiębiorcy różnicę między wylicytowaną w aukcji ceną energii, a średnią ceną energii na rynku konkurencyjnym podawaną przez operatora giełdy (mechanizm kontraktów różnicowych); Przewidziane licytacje w zakresie elektrowni morskich: Dedykowane aukcje na technologie o stopniu wykorzystania mocy większym niż 4000MWh/MW/rok skutecznie wyłączają wszystkie technologie poza elektrowniami morskimi oraz zasilanymi biomasą; możliwość przystąpienia do aukcji z decyzją środowiskową bez wymogu pozwolenia na budowę obniży ryzyko developerskie; Przedłużony okres budowy do 72 miesięcy (pozwalający na budowę farm morskich). Cena osiągnięta na licytacji (zindeksowana o inflację) Zmiany w systemie wsparcia OZE zapewniają bezpieczne przepływy finansowe przy atrakcyjnej stopie zwrotu. Ustawa została zaakceptowana przez rząd i skierowana do sejmu Różnica wypłacana przez Agencję Rządową Cena osiągnięta na rynku (wymiana energii) Taryfa gwarantowana przez system aukcyjny dla nowych projektów zapewnia stałą cenę z zabezpieczonym zyskiem bez ryzyka cen rynkowych. 10

11 Nowa ustawa o OZE i jej pozytywny wpływ na Grupę Eksploatacja bieżących projektów: zielone certyfikaty przyznane na okres 15 lat gwarantują atrakcyjne przepływy finansowe zarówno dla istniejących farm wiatrowych (80MW), jak i projektów w budowie i dewelopmencie (381MW), które mają zostać uruchomione do 2016r. (tj. przed wejściem nowego systemu wsparcia) Możliwość wyboru między dotychczasowym i nowym systemem wsparcia: istniejące jednostki wytwórcze OZE mają możliwość przejścia w dowolnym momencie do systemu ceny gwarantowanej poprzez zgłoszenie chęci uczestnictwa w aukcji, jeżeli kontrakt na określoną cenę jest bardziej korzystny z ekonomicznego punktu widzenia. Jeśli nie wygrają aukcji, pozostają w systemie zielonych certyfikatów na niezmienionych warunkach z opcją przystąpienia do kolejnych aukcji Brak ryzyka cenowego w systemie aukcyjnym: taryfa gwarantowana przez system aukcyjny dla nowych projektów będzie oparta na stałej i corocznie indeksowanej inflacją cenie, przez cały okres wsparcia (brak ryzyka związanego z ceną energii elektrycznej) Koncentracja na kluczowym obszarze działalności: ponieważ koszt energii wytwarzanej (LCOE) w lądowych farmach wiatrowych jest najniższy spośród wszystkich technologii OZE i według przewidywań dalej będzie maleć, technologia ta (razem z biomasą) ma dominować w nowym systemie wsparcia. Przewiduje się, że wsparcie dla morskich farm wiatrowych ma być regulowane osobnymi przepisami dla projektów, które rozpoczną się po 2020r. to jest zgodne z naszym planem strategicznym, który zawiera projekty morskie z ustalonymi warunkami przyłączenia do sieci (jesteśmy jednym z dwóch graczy w Polsce, którzy zabezpieczyli już warunki przyłączenia do sieci) Wysoka produktywność projektów pozwoli osiągać wyższe zyski: ceny referencyjne mają być ustalone z uwzględnieniem średniego poziomu stopy zwrotu IRR 12%. Projekty z portfela Grupy mają dodatkową przewagę konkurencyjną, ponieważ średnia produktywność (load factor) przekracza 30% Efekty synergii na poziomie działalności handlowej: Dodatkowe zyski są osiągane poprzez współpracę ze spółką Polenergia Obrót. Nowa ustawa OZE nie przewiduje wprowadzania żadnych ograniczeń w zakresie, komu można sprzedawać energię lub/i zielone certyfikaty 11

12 Bilans podaży i popytu zielonych certyfikatów TWh 35,00 25,00 15,00 5,00-5,00-15,00-25,00-35,00 Luka w podaży Popyt na certyfikaty energii odnawialnej Źródło: Obliczenia własne oparte na modelu konfederacji Lewiatan Podaż certyfikatów energii odnawialnej Nadwyżka certyfikatów energii odnawialnej Wzrost podaży certyfikatów wynikający ze wzrostu produkcji energii ze źródeł wiatrowych jest zredukowany przez mechanizmy obniżające podaż zawarte w nowej ustawie OZE, spośród których najważniejszymi są: Całkowite wstrzymanie wsparcia w postaci zielonych certyfikatów dla dużych elektrowni wodnych o mocy >5MW (od 2015); Znaczne ograniczenie wsparcia dla instalacji współspalania biomasy z paliwami konwencjonalnymi do 0,5x certyfikatu (od 2015); To skutkuje odwróceniem nadpodaży certyfikatów od 2014 r. i stopniową redukcją nadwyżki do r. Nadwyżka certyfikatów zniknie do roku. Niedostateczna podaż w długim terminie oznacza, że ceny certyfikatów ustabilizują się na poziomie zbliżonym do opłaty zastępczej. Dlatego decydujące jest jak najszybsze rozpoczęcie budowy i przekazanie do eksploatacji farm, żeby móc skorzystać z dotychczasowego systemu wsparcia w ramach nowej ustawy OZE. 12

13 02 Szczegółowe warunki Transakcji 13

14 Przewidywana struktura Transakcji (Transze 1-3) Emisja bezgotówkowa Transza 1 Transza 2: Oferta niepubliczna Emisja gotówkowa Transza 3: Oferta publiczna Polenergia Holding Akcje objęte w zamian za wniesienie aktywów Polenergii Holding do PEP S.A. Wartość objętych udziałów jest potwierdzona przez Fairness Opinion CEE Equity Partners Akcje zostaną pokryte w gotówce Wartość objętych udziałów zgodnie z ustaleniami z CEE Equity Partners Skierowana do inwestorów rynkowych (głównie inwestorzy instytucjonalni) Akcje zostaną pokryte w gotówce Wartość objętych udziałów zostanie określona przez rynek PLN 557m PLN 240m do PLN 420m* do PLN 660m * Przy założeniu ceny emisyjnej za Transzę 3 na poziomie 33,03 PLN 14

15 Struktura Grupy przed Transakcją Szczegółowe warunki Połączenia Aktualna struktura Grupy Połączony podmiot powstanie przez konsolidację dwóch grup: PEP (Polish Energy Partners) producent i operator działający w segmencie energii odnawialnej, notowany na GPW, który został przejęty pośrednio przez Polenergia Holding w 2012 r.; i Aktywa Polenergii skoncentrowane na wytwarzaniu energii z gazu, dystrybucji i sprzedaży energii elektrycznej, handlu energią oraz projektach przesyłowych i wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych i konwencjonalnych. 100% Aktywa Polenergii 60,8% 39,2% Fuzja operacyjna w 2013 r. Aktywa PEP Inni inwestorzy (głównie fundusze emerytalne) PEP SA jest notowana na GPW Obie firmy dokonały fuzji operacyjnej w 2013 r. i połączą się prawnie w sierpniu/wrześniu 2014 r. po rejestracji podniesienia kapitału w ramach Transzy 1. Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Morskie farmy wiatrowe Dystrybucja Przesył gazu Obrót Elektrownia Północ Lądowe farmy wiatrowe Biomasa (Wińsko) Kogeneracja Produkcja Pelletu Połączona grupa pozostanie notowana na warszawskiej Giełdzie Papierów Wartościowych i zmieni nazwę na Polenergia S.A. Kogeneracja Wytwarzanie i Paliwa Dystrybucja i Transmisja Sprzedaż i Handel 15

16 Struktura Grupy po Połączeniu (po Transzy 1 i 2) 16,0% Transza 2: Nowa emisja akcji w zamian za gotówkę w kwocie PLN 240m 65,6% Transza 1: Nowa emisja akcji w zamian za aktywa o wartości PLN557m Inni inwestorzy (głównie fundusze emerytalne) 18,4% Po Połączeniu połączona grupa pozostanie notowana na Giełdzie Papierów Wartościowych i zmieni nazwę na Polenergia S.A. Połączone Aktywa Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Lądowe farmy wiatrowe Dystrybucja Obrót Kogeneracja Morskie farmy wiatrowe Przesył gazu Biomasa (Wińsko) Elektrownia Północ Produkcja Pelletu Wytwarzanie i Paliwa Dystrybucja i Transmisja Sprzedaż i Handel 16

17 Transza 2: Kluczowe zagadnienia Umowy Inwestycyjnej z CEE Equity Partners (1/2) Strony Polish Energy Partners ( PEP ), China Central and Eastern Europe Investment Co-operation Fund SCS SICAV-SIF ( CEE Equity Partners ), Spółka celowa: Capedia Holdings Limited ( Inwestor ) CEE Equity Partners to fundusz założony przez China Exim Bank wraz z innymi inwestorami instytucjonalnymi z regionu Europy Środkowo- Wschodniej w celu wykorzystania możliwości inwestycyjnych w regionie. Fundusz skupia się na długoterminowych inwestycjach w m.in. firmy z branż energetycznej i infrastrukturalnej. Szczegółowe informacje na stronie: Transakcja CEE Equity Partners za pośrednictwem Inwestora obejmie akcje z nowej emisji PEP (Transza 2) o wartości PLN240m po cenie emisyjnej PLN33,03 za akcję; Polenergia Holding za pośrednictwem SPV obejmie akcje PEP nowej emisji (Transza 1) o wartości PLN557m i cenie emisyjnej PLN33,03 za akcję; CEE Equity Partners wycenił aport (Transza 1) na kwotę PLN557m oraz PEP na PLN704m co daje cenę emisji Transzy 2 na poziomie PLN33,03; Obowiązki PEP zwołanie Walnego Zgromadzenia z porządkiem obrad obejmującym podjęcie uchwał umożliwiających transakcję; wprowadzenie Akcji Inwestora i Akcji Aportowych do obrotu na GPW (w tym sporządzenie prospektu emisyjnego); nieprzeprowadzanie emisji akcji po cenie niższej niż PLN33,03 przez okres 18 miesięcy. Ten obowiązek może zostać zniesiony przez jednomyślne głosowanie Rady Nadzorczej PEP; nieprzeprowadzanie sprzedaży aktywów po cenie niższej niż wycena uzgodniona z Inwestorem przez okres 18 miesięcy; rekomendowanie przez Zarząd Spółki wypłaty dywidendy w wysokości przynajmniej 20% zysku netto Obowiązki Inwestora Obowiązki CEE Equity Partners począwszy od roku 2017 objęcie akcji PEP po cenie emisyjnej PLN33,03 w kwocie PLN240m; inwestor zobowiązuje się do niesprzedawania Akcji Inwestora w okresie 18 miesięcy (lock-up) poręczenie Inwestora w kwocie PLN240m 17

18 Transza 2: Kluczowe zagadnienia Umowy Inwestycyjnej z CEE Equity Partners (2/2) Warunki zawieszające Podjęcie przez Walne Zgromadzenie Spółki uchwał dotyczących: 1. Emisji Transzy 2 Akcji Inwestora w kwocie PLN240m po cenie emisyjnej PLN 33,03; 2. Emisji Transzy 1 Akcji Aportowych dla Polenergia Holding w zamian za aport o wartości PLN 557m po cenie emisyjnej PLN 33,03; 3. Emisji Transzy 3 Akcji Oferowanych po cenie emisyjnej nie niższej niż PLN 33,03; 4. Zmiany Statutu Spółki uwzględniającej: (zapisy obowiązywać będą tak długo jak CEE Equity Partners posiadać będzie co najmniej 12,5% akcji PEP): prawo CEE Equity Partners do powoływania jednego członka Rady Nadzorczej Spółki, automatyczne członkostwo członka Rady Nadzorczej Spółki powołanego przez CEE Equity Partners w komitecie audytu Rady Nadzorczej Spółki, konieczność uzyskania zgody co najmniej połowy niezależnych członków Rady Nadzorczej (przy czym muszą być oni niezależni od Kulczyk Investment S.A.) na działalność PEP poza sektorem energetycznym i paliwowym. 18

19 Po transakcji Struktura Grupy po emisji akcji w ramach Transzy 3 Min. 12,5% Transza 2: Nowa emisja akcji w zamian za gotówkę w kwocie PLN 240m (Oferta niepubliczna) Struktura Transakcji zakłada podniesienie kapitału w efekcie wniesienia Aktywów Polenergii w zamian za akcje nowej emisji (Transza 1) i nową emisję akcji za gotówkę dla istniejących i nowych akcjonariuszy (Transze 2 i 3) przy jednoczesnym zachowaniu przez Polenergia Holding kontroli nad Grupą. Min. 51,3% Transza 1: Nowa emisja akcji w zamian za aktywa o wartości PLN557m Inni inwestorzy (głównie fundusze emerytalne) Max. 36,2% Transza 3: Nowa emisja akcji (bez prawa poboru ale możliwa emisja z preferencją alokacji) w zamian za gotówkę (Oferta publiczna) o wartości do PLN420m (przy założeniu ceny emisji do 33,03PLN) Po Połączeniu połączona grupa pozostanie notowana na Giełdzie Papierów Wartościowych i zmieni nazwę na Polenergia S.A. Połączone Aktywa Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Morskie farmy wiatrowe Lądowe farmy wiatrowe Przesył gazu Dystrybucja Biomasa (Wińsko) Obrót Elektrownia Północ Kogeneracja Produkcja Pelletu Wytwarzanie i Paliwa Dystrybucja i Transmisja Sprzedaż i Handel Aktywa Polenergii + = Nazwa połączonego podmiotu: POLENERGIA S.A. 19

20 Transakcja przyczyni się do zwiększenia ilości akcji w obrocie publicznym (free float) Transze 1 & 2 Wniesienie wkładu niepieniężnego w postaci Aktywów Polenergii (Transza 1) Liczba akcji: Cena emisyjna: 33,03 PLN Liczba akcji objętych przez CEE Equity Partners opłaconych w gotówce (Transza 2) Liczba akcji: Cena emisyjna: 33,03 PLN Transza 3 Data: koniec 2014 r. / kw r. Emisji nowych akcji Oferta publiczna adresowana do polskich i zagranicznych inwestorów instytucjonalnych oraz polskich inwestorów indywidualnych Bez prawa poboru ale możliwa emisja z preferencją alokacji Liczba akcji: maksymalnie Do ok. PLN420m (przy założeniu ceny emisji PLN33,03) Istotny wzrost liczby akcji znajdujących się w obrocie publicznym; Wartość akcji w obrocie publicznym ulegnie niemal podwojeniu; Oferta będzie także adresowana do inwestorów 0 Phase I+II (private offering) Phase III (public offering) indywidualnych w celu zwiększenia płynności Transza 1+2 (oferta niepubliczna) Transza 3 (oferta publiczna) Wartość akcji w obrocie publicznym (PLNm)* % 695 * Wartość akcji w obrocie publicznym wyliczona przy założeniu ceny PLN 33,03 za akcję 20

21 Harmonogram do momentu emisji Transzy 3 Kluczowe daty Zwołanie Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy Transza 1 & 2 - zamknięcie Transza 3 koniec 2014 r. / kw r. 21

22 03 Załączniki 22

23 A Otoczenie rynkowe i regulacyjne 23

24 Silne trendy makro napędzające rozwój na rynku energetyki Atrakcyjne otocznie inwestycyjne 10-letnia historia ciągłego wzrostu PKB powyżej średniej UE i USA: Atrakcyjna perspektywa makro, prognozy 3,3% CAGR ( 14-15) i łącznie 24% do 2018 r. Elastyczna gospodarka, jedyny kraj w UE, który przeszedł bez uszczerbku przez kryzys r. i nie wpadł w recesję Napływ funduszy UE planowany na poziomie ok. 100 mld w latach Stabilna politycznie, otwarta gospodarka o populacji 38 mln ludzi. Dług publiczny na poziomie ok. 50% PKB 1 wobec średniej UE 82% Członek UE, ale z niezależną i stabilną waluta Niska stawka podatku CIT 19% z rosnącym rynkiem energii i wsparciem dla nowych mocy Duże zapotrzebowanie na nowe moce produkcyjne oraz dystrybucyjne, ze względu na: Niskie rezerwy mocy w polskim systemie elektroenergetycznym Odstawienie przestarzałych mocy Znaczny wzrost popytu ze względu na niską konsumpcję energii elektrycznej na głowę (w relacji do UE i US) Niski udział OZE w rynku Zagęszczenie elektrowni wiatrowych w Polsce wśród najniższych w Europie oraz w ramach dyrektywy 20/20/20 Rządowe wsparcie dla budowy nowych mocy OZE: Obowiązkowy udział energii elektrycznej OZE w detalicznej sprzedaży energii ma osiągnąć 20% w 2021r. (wzrost z 10,4% w 2012r.) Wytyczne UE dot. miksu energetycznego i limitów emisji CO2 Nowa ustawa o OZE zapewnia długoterminową stabilność Uwaga 1 Polski dług publiczny liczony według metodologii UE Realny wzrost PKB per capita (%) 8% 6% 4% 2% (2%) (4%) (6%) Źródło: EIU Zużycie energii elektrycznej ,1TWh (+20%) E 2016E 2019E 2022E Realny wzrost PKB per capita (2000=100) Przestarzałe moce wytwórcze Źródło: EIA Źródło UOKiK i ERO (grudzień 2010) Doskonała pozycja Grupy w wiodącej gospodarce UE ze znacznym potencjałem wzrostu dzięki kolejnym projektom infrastrukturalnym, nowym inwestycjom i programom finansowania ze środków UE Polska Strefa Euro USA 48% 44% 31% 32% 10% 11% 12% 13% Kotły 78% Turbiny 10 lat i mniej lat lat 30 lat i więcej 77% 24

25 Wsparcie państwa odzwierciedlone w nowej ustawie o energii odnawialnej Projekty działające i w budowie: zielone certyfikaty Projekty działające i w fazie inwestycji/budowy: system zielonych certyfikatów jest dostępny dla wszystkich projektów oddanych przed wejściem w życie nowej ustawy OZE (oczekiwana data to pierwsza połowa 2016r).; Utrzymane długoterminowe wsparcie: 15 lat od daty rozpoczęcia operacji, kontynuacja systemu certyfikatów energii odnawialnej; Wysoki poziom Opłaty Zastępczej: zamrożona na poziomie ok. 300 PLN/MWh (po indeksacji w 2014r.); Przepisy dotyczące bilansowania popytu i podaży rynku zielonych certyfikatów, doprowadzą do stabilizacji cen na poziomach zbliżonych do opłaty zastępczej: Podaż: znaczące ograniczenie liczby źródeł kwalifikujących się do otrzymywania zielonych certyfikatów, co eliminuje ok. 50% podaży, poprzez eliminację wsparcia dla dużych i elektrowni wodnych powyżej 5MW oraz redukcję wsparcia dla współspalania biomasy, do poziomu 0,5x certyfikatu na 1MWh, jeżeli energetyczny udział biomasy w miksie paliwowym jest poniżej 20%; Popyt: cele dot. udziału energii odnawialnej w sprzedaży do klientów końcowych ustanowione na poziomie 20% w 2016 i określane corocznie w oparciu o przewidywaną ilość energii z OZE pozwalając na zbilansowanie popytu i podaży zielonych certyfikatów. Opcja wypełnienia obowiązku za pomocą opłat zastępczych zostanie usunięta w przypadku, gdy ceny certyfikatów spadną poniżej 75% wartości opłaty zastępczej w okresie 3 miesięcy poprzedzających datę wypełnienia obowiązku. Dodatkowo zostanie wprowadzona niekorzystna interpretacja podatkowa kosztów wynikających z płacenia opłaty zastępczej, co zagwarantuje, że minimalna cena zielonych certyfikatów nie spadnie poniżej 75% opłaty zastępczej. Prognozy rynkowe zakładają, że nowe przepisy utrzymają ceny certyfikatów na poziomie zbliżonym do opłaty zastępczej (ok. 300PLN/MWh); Dozwolone bilateralne kontrakty: nowa ustawa podtrzymuje możliwość sprzedawania certyfikatów w ramach długoterminowych kontraktów; Opcja przejścia do systemu aukcyjnego/taryf gwarantowanych: wszystkie projekty w ramach dotychczasowego systemu certyfikatów będą miały możliwość zmiany na Feed in Tariff poprzez system aukcyjny. Nowe Projekty: Aukcja / Feed-in Tariff Utrzymane długoterminowe wsparcie: 15 lat od daty rozpoczęcia operacji poprzez mechanizm Feedin Tariff w systemie aukcji zapewniającej stałe indeksowane inflacją ceny kontraktów na 15lat; Przejrzyste mechanizmy aukcji: Docelowa pula energii na którą będzie organizowana aukcja będzie ustalana pięciokrotnie dla 3-letnich okresów; Ministerstwo Gospodarki co roku wyznaczy Cenę Referencyjną dla każdej technologii biorąc pod uwagę średnie nakłady inwestycyjne oraz koszty operacyjne dla standardowych projektów; Brane pod uwagę będą wyłącznie oferty, których cena jest równa lub niższa niż cena referencyjna dla danej technologii; Wszystkie technologie będą mogły uczestniczyć w tych samych aukcjach; Dla puli ofert z najniższymi cenami, spełniającymi warunek wolumenu danej aukcji zostanie przyznany kontrakt ze stałymi cenami (indeksowanymi rocznie inflacją) oparty o zwycięską ofertę ceny na 15lat; Dozwolone dwustronne kontrakty: wytworzoną energię będzie można sprzedać na rynku, np. w ramach bilateralnych kontraktów (w tym grupom energetycznym) lub do tzw. Sprzedawcy Zobowiązanego. Specjalnie powołana agencja rządowa: Operator Rozliczeń Energii Odnawialnej (OREO) będzie dopłacał przedsiębiorcy różnicę między wylicytowaną w aukcji ceną energii, a średnią ceną energii na rynku konkurencyjnym podawaną przez operatora giełdy (mechanizm kontraktów różnicowych); Przewidziane licytacje w zakresie elektrowni morskich: Dedykowane aukcje na technologie o stopniu wykorzystania mocy większym niż 4000MWh/MW/rok skutecznie wyłączają wszystkie technologie poza elektrowniami morskimi oraz zasilanymi biomasą; możliwość przystąpienia do aukcji z decyzją środowiskową bez wymogu pozwolenia na budowę obniży ryzyko developerskie; Przedłużony okres budowy do 72 miesięcy (pozwalający na budowę farm morskich). Cena osiągnięta na licytacji (zindeksowana o inflację) Zmiany w systemie wsparcia OZE zapewniają bezpieczne przepływy finansowe przy atrakcyjnej stopie zwrotu. Ustawa została zaakceptowana przez rząd i skierowana do sejmu Różnica wypłacana przez Agencję Rządową Cena osiągnięta na rynku (wymiana energii) Taryfa gwarantowana przez system aukcyjny dla nowych projektów zapewnia stałą cenę z zabezpieczonym zyskiem bez ryzyka cen rynkowych. 25

26 Nowa ustawa o OZE i jej pozytywny wpływ na Grupę Eksploatacja bieżących projektów: zielone certyfikaty przyznane na okres 15 lat gwarantują atrakcyjne przepływy finansowe zarówno dla istniejących farm wiatrowych (80MW), jak i projektów w budowie i dewelopmencie (381MW), które mają zostać uruchomione do 2016r. (tj. przed wejściem nowego systemu wsparcia) Możliwość wyboru między dotychczasowym i nowym systemem wsparcia: istniejące jednostki wytwórcze OZE mają możliwość przejścia w dowolnym momencie do systemu ceny gwarantowanej poprzez zgłoszenie chęci uczestnictwa w aukcji, jeżeli kontrakt na określoną cenę jest bardziej korzystny z ekonomicznego punktu widzenia. Jeśli nie wygrają aukcji, pozostają w systemie zielonych certyfikatów na niezmienionych warunkach z opcją przystąpienia do kolejnych aukcji Brak ryzyka cenowego w systemie aukcyjnym: taryfa gwarantowana przez system aukcyjny dla nowych projektów będzie oparta na stałej i corocznie indeksowanej inflacją cenie, przez cały okres wsparcia (brak ryzyka związanego z ceną energii elektrycznej) Koncentracja na kluczowym obszarze działalności: ponieważ koszt energii wytwarzanej (LCOE) w lądowych farmach wiatrowych jest najniższy spośród wszystkich technologii OZE i według przewidywań dalej będzie maleć, technologia ta (razem z biomasą) ma dominować w nowym systemie wsparcia. Przewiduje się, że wsparcie dla morskich farm wiatrowych ma być regulowane osobnymi przepisami dla projektów, które rozpoczną się po 2020r. to jest zgodne z naszym planem strategicznym, który zawiera projekty morskie z ustalonymi warunkami przyłączenia do sieci (jesteśmy jednym z dwóch graczy w Polsce, którzy zabezpieczyli już warunki przyłączenia do sieci) Wysoka produktywność projektów pozwoli osiągać wyższe zyski: ceny referencyjne mają być ustalone z uwzględnieniem średniego poziomu stopy zwrotu IRR 12%. Projekty z portfela Grupy mają dodatkową przewagę konkurencyjną, ponieważ średnia produktywność (load factor) przekracza 30% Efekty synergii na poziomie działalności handlowej: Dodatkowe zyski są osiągane poprzez współpracę ze spółką Polenergia Obrót. Nowa ustawa OZE nie przewiduje wprowadzania żadnych ograniczeń w zakresie, komu można sprzedawać energię lub/i zielone certyfikaty 26

27 Bilans podaży i popytu zielonych certyfikatów TWh 35,00 25,00 15,00 5,00-5,00-15,00-25,00-35,00 Luka w podaży Popyt na certyfikaty energii odnawialnej Źródło: Obliczenia własne oparte na modelu konfederacji Lewiatan Podaż certyfikatów energii odnawialnej Nadwyżka certyfikatów energii odnawialnej Wzrost podaży certyfikatów wynikający ze wzrostu produkcji energii ze źródeł wiatrowych jest zredukowany przez mechanizmy obniżające podaż zawarte w nowej ustawie OZE, spośród których najważniejszymi są: Całkowite wstrzymanie wsparcia w postaci zielonych certyfikatów dla dużych elektrowni wodnych o mocy >5MW (od 2015); Znaczne ograniczenie wsparcia dla instalacji współspalania biomasy z paliwami konwencjonalnymi do 0,5x certyfikatu (od 2015); To skutkuje odwróceniem nadpodaży certyfikatów od 2014 r. i stopniową redukcją nadwyżki do r. Nadwyżka certyfikatów zniknie do roku. Niedostateczna podaż w długim terminie oznacza, że ceny certyfikatów ustabilizują się na poziomie zbliżonym do opłaty zastępczej. Dlatego decydujące jest jak najszybsze rozpoczęcie budowy i przekazanie do eksploatacji farm, żeby móc skorzystać z dotychczasowego systemu wsparcia w ramach nowej ustawy OZE. 27

28 Długoterminowy koszt energii (LCOE) wytwarzanej w farmach wiatrowych na lądzie należy już do najniższych spośród wszystkich technologii i nadal będzie spadać Długoterminowy koszty wytworzenia energii (LCOE) Oczekiwane LCOE dla energii z farm wiatrowych na lądzie Marine - wave Marine - tidal STEG - LFR STEG - tower & heliostat STEG - parabolic trough + storage Fuel cells Wind - offshore STEG - parabolic trough STEG - tower & heliostat PV - thin film PV - c-si tracking Biomass - gasification PV - c-si Geothermal - binary plant Wind - onshore Municipal solid waste Biomass - incineration Geothermal - flash plant Landfill gas Biomass - anaerobic digestion Large hydro Small hydro Nuclear CHP Natural gas CCGT Coal fired Global LCOE range Regional scenarios Q central Q central USD/MWh Źródło: Spółka Źródło: Spółka Farmy wiatrowe na lądzie charakteryzują się najniższym poziomem kosztów wytwarzania (LCOE) spośród wszystkich OZE. Należy oczekiwać dalszego ich spadku ze względu na szybki postęp technologiczny oraz efekt skali związany z coraz większymi mocami poszczególnych turbin i całych farm wiatrowych. Należy mieć na uwadze, że w miarę spodziewanego wzrostu cen uprawnień do emisji CO2, koszty dla energii elektrycznej wytwarzanej w elektrowniach konwencjonalnych węglowych i gazowych mogą znacznie wzrosnąć. 28

29 Węgiel straci na znaczeniu w polskiej strukturze miksu paliwowego na korzyść OZE Szybki rozwój RES Polska struktura miksu paliwowego (2013A 2035E) Udział OZE w bilansie wytwarzania energii elektrycznej w Polsce pozostaje relatywnie niski, co stwarza atrakcyjne perspektywy rozwoju tej branży w przyszłości Popyt na energię OZE jest stale wzmacniany przez europejskie cele dotyczące redukcji kosztów energii w długim terminie oraz emisji gazów cieplarnianych, co ma znaczący wpływ na przyszłą polską strukturę paliw. Niezależnie od tego węgiel jeszcze przez dłuższy czas pozostanie dominującym paliwem i wyznacznikiem cen w sektorze energetycznym...co w świetle limitów emisji CO2 sprawi, że ceny tzw.,,czarnej energii wzrosną, jednocześnie poprawiając rentowność całej branży odnawialnych źródeł energii oraz efektywnych i nowych źródeł węglowych, gazowych i biomasowych, co przyniesie korzyści spółce Wiatr pozostanie kluczową technologią OZE popieraną atrakcyjnymi warunkami wietrznymi, spadającymi kosztami CAPEX i długoterminowym wsparciem ze strony państwa Koszty (LCOE) dla całej branży OZE spadają, wzmacniając tym samym konkurencyjność w stosunku do źródeł konwencjonalnych Źródło: Spółka 2013 Ogółem: 162TWh 2035 Ogółem: 207TWh % Ogólny udział OZE Cele UE dotyczące redukcji kosztów energii w długim terminie oraz emisji gazów cieplarnianych do 2020r. będą miały wpływ na polską strukturę miksu paliwowego i stały wzrost konkurencyjności OZE w stosunku do węgla 29

30 jednak węgiel pozostanie paliwem wyznaczającym ceny w bilansie elektroenergetycznym Polska krzywa bilansu mocy (gru 2013) Polska krzywa bilansu mocy (gru 2035) Wytwarzanie energii węglowej pozostanie technologią wyznaczającą ceny Energia odnawialna Energia odnawialna Źródło Spolka Źródło Spolka Obecny bilans mocy pozostawia znaczną premię cenową dla energii odnawialnej, która oscyluje przy kosztach krańcowych bliskich zeru, pozwalając na dodatkowe zyski na rynku z ceną dyktowaną przez węgiel; Niski udział energii odnawialnej i wysoki udział energii węglowej zabezpiecza znaczną rezerwę, aby premia cenową utrzymała się w przyszłości. Mimo że oczekuje się, że ok. 10GW energii odnawialnej ma zostać dodane do 2035 r., nie będzie to wystarczająca ilość, by sprostać oczekiwanemu wzrostowi w popycie; Wobec tego węgiel pozostanie wyznacznikiem ceny minimalnej, nawet w 2035 r.; W rezultacie oczekuje się, że premia cenowa zarezerwowana dla energii odnawialnej ma zostać zabezpieczona na kolejne dekady. Polenergia dostrzega szansę na realizację atrakcyjnej marży zysku w oparciu o wytwarzanie energii w OZE. Po spłacie zadłużenia bankowego wytwarzanie w farmach wiatrowych będzie charakteryzowało się niskimi kosztami i tym samym ponadprzeciętnymi zyskami. Znaczące nowe moce OZE zostaną uruchomione w ciągu kolejnych 20 lat. Jednak biorąc pod uwagę przewidywany wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, energia z OZE zawsze będzie atrakcyjna cenowo ze względu na krótkoterminowe koszty krańcowe, które są poniżej kosztów technologii wyznaczających cenę, czyli węgla. 30

31 Rozwój zainstalowanej mocy w polskich elektrowniach ( ) GW 60 2,5GW mocy z farm wiatrowych na morzu do 2035r Paliwo jądrowe Węgiel kamienny Węgiel brunatny Gaz ziemny Pozostałe OZE Biomasa i biogaz Wiatrowe na lądzie Wiatrowe na morzu Woda Źródło: Spółka Prognozy rozwoju mocy energetycznej potwierdzają ważną rolę farm wiatrowych na morzu w polskiej strukturze paliw, które osiągną zainstalowaną moc na poziomie 2,5GW do 2035r. 31

32 Globalne trendy potwierdzają dynamiczny rozwój mocy zainstalowanych w OZE 17% 48% Wiatr OZE 28% Źródła: Spółka Udział OZE w mocach wytwórczych zainstalowanych na całym świecie ma wzrosnąć z 28% w 2012r. do 48% w 2030r. Udział energii wiatrowej ma wzrosnąć do 17%. 32

33 Znaczące wsparcie dla farm wiatrowych na morzu w UE Oczekuje się, że europejski rynek farm wiatrowych na morzu będzie rósł średniorocznie w tempie 18,6% i osiągnie 29,9 GW mocy w 2020 r., a następnie 71,5 GW do 2030r. Koszt LCOE dla farm wiatrowych na morzu wynosi obecnie 158 Euro/MWh, i oczekuje się jego spadku o 22%, do poziomu 128 Euro/MWh w 2020r. Największa na świecie morska farma wiatrowa -London Array (630 MW) została oddana do użytku w 2013 r., co oznacza przejście sektora z projektów o wielkości MW do większej skali rzędu MW, która zdominuje rynek w przyszłości. Korzystne ramy regulacyjne dla farm wiatrowych na morzu w Polsce Obowiązuje już ustawa o obszarach morskich, która wyznacza zasady dla pozwoleń budowlanych Ustawa o OZE, która stanowi podstawę dla systemu wsparcia dla farm morskich, zaakceptowana przez stały Komitet RM, potwierdza oficjalne stanowisko polskiego rządu, aby osiągnąć poziom energii z morskich farm wiatrowych w wysokości 1,65 GW do 2030 r. UE zainicjowała pracę nad celami OZE na 2030 r., które mają zostać określone do marca 2015 r. Oczekuje się, że te cele dadzą silne wsparcie dla projektów wiatrowych na morzu ponieważ: W 2013 r. w fazę testów weszło kilka turbin o mocy od 5 do 7 MW, a największa stacja przyłączeniowa HVDC o mocy 800 MW została zainstalowana na Morzu Północnym. Globalny wzrost potencjału farm morskich przyrost roczny (MW) Wlk. Brytania Niemcy Chiny Pozostałe Cele mogą obowiązywać państwa członkowskie UE; Kluczowi gracze w UE, Niemcy i Francja bardzo popierają cele wsparcia rozwoju OZE i redukcję emisji CO2 od 2020 do 2030r. Do tego czasu farmy wiatrowe na lądzie i farmy fotowoltaiczne osiągną wysokie zagęszczenie, więc jedyną technologią, która spełni zwiększone cele będą elektrownie wiatrowe na morzu, zwłaszcza biorąc pod uwagę zmniejszające się z czasem koszty technologii. Źródło: Spółka 33

34 Prognozowane nowe moce wytwórcze będą zdominowane przez OZE z dużym udziałem elektrowni wiatrowych Rozwój zainstalowanej mocy wg źródła % Marine Solar thermal Small-scale PV Solar PV Offshore wind Wind EfW Biomass Geothermal Hydro Nuclear Oil Gas Coal OZE 69% nowo zainstalowanych mocy na świecie pomiędzy r. będzie pochodziło z OZE. Źródło: Spółka Zainstalowana moc w farm wiatrowych Morskie elektrownie farmy wiatrowe wiatrowe zainstalowana moc w farmach wiatrowych w 2030 r. osiągnie ponad GW Elektrownie Lądowe farmy wiatrowe wiatrowe Dynamiczny rozwój tego segmentu doprowadzi do 17% udziału w globalnej mocy Źródło Spółka 34

35 Kontynuowany wzrost nakładów inwestycyjnych w OZE Od 2004 r. rosną nakłady inwestycyjne na nowe moce w OZE i utrzymują się na wysokim rocznym poziomie powyżej USD250mld z 2013r. Globalne nakłady na OZE (USD mld) Żródło Spółka Poziom nakładów inwestycyjnych potwierdza rosnące znaczenie OZE na świecie. 35

36 B Lądowe farmy wiatrowe Portfel operujących aktywów 36

37 Lądowe farmy wiatrowe wysokiej jakości portfel operujących aktywów Opis Produkcja (GWh) Portfel kluczowych operujących aktywów składa się z trzech farm lądowych o łącznej mocy 80MW: Puck, Modlikowice i Łukaszów Wszystkie trzy farmy wiatrowe posiadają długoterminowe umowy PPA z odbiorcami energii elektrycznej We wszystkich trzech farmach wiatrowych wykorzystano finansowanie dłużne pochodzące od międzynarodowych pożyczkodawców Puck Łukaszów Modlikowice Farma wiatrowa Zainstalowana moc (MW) Produktywność Load factor (P-50) Uruchomienie Turbiny Odbiorcy Puck 22 22% x 2 MW Gamesa G80 Wysokość: 80m Łukaszów 34 29% x 2 MW Vestas V Wysokość: 105m Modlikowice 24 28% x 2 MW Vestas V Wysokość: 105m Suma / Średnia % Uwaga 1 Średnia ważona wg zainstalowanej mocy 2 Przewidywana długoterminowa produktywność (load factor). 37

38 Potwierdzone doświadczenie w rozwoju lądowych farm wiatrowych Lokalizacja i moc posiadanych farm wiatrowych (MWe) Doświadczenie Puck 22MW Gawłowice 41MW Skurpie 37MW Rajgród 25MW W ciągu ostatnich 10 lat PEP rozwinął znaczące kompetencje w projektach farm wiatrowych przygotowując projekty o łącznej mocy 486MW (niektóre z nich zostały sprzedane jeszcze przed budową). Trzy projekty elektrowni wiatrowych zostały zachowane i obecnie działają Łukaszów 34MW Modlikowice 24MW 22 Operujące farmy wiatrowe Farmy wiatrowe w budowie/ gotowe do budowy Sprze Sold Zatrzym Retained W Construction budowie stage dane ane Cumulative Łącznie 38

39 B Lądowe farmy wiatrowe Portfel inwestycyjny (projekty w rozwoju) 39

40 Lądowe farmy wiatrowe Opis Wiodąca polska platforma dewelopmentu farm wiatrowych z portfelem projektów o mocy 932 MW; Długoletnie doświadczenie w projektach OZE prowadzonych przez doświadczony zespół profesjonalistów; Unikalna platforma, która w najbliższej przyszłości stanie się znaczącym graczem na rynku energii odnawialnej; Energia odnawialna jest i będzie coraz bardziej wspierana w Polsce: obowiązkowy zakup energii oraz gwarancja otrzymywania certyfikatów przez 15 lat dla wszystkich projektów oddanych przed wejściem w życie nowej ustawy z możliwością przejścia w dowolnym momencie do systemu ceny gwarantowanej; Gawłowice i Rajgród już mają obowiązujące długoterminowe umowy PPA. Mapa lądowych farm wiatrowych Jarogniew/Mołtowo (20MW) Tychowo (35MW) Niekarzyn Łukaszów (34 MW) Modlikowice (24 MW) Wartkowo (30MW) Rudniki Myślino (20MW) Mycielin (48 MW) Klukowo/Samborsko (105MW) Bądecz (42 MW) Piekło (12 MW) Dębice/Kostomłoty (45 MW) Wojcieszyn Jankowice/Wierzbnik Swarzewo Pągów (51MW) Puck (22 MW) Gawłowice (41MW) Namysłów Szymankowo (53 MW) Jawty Wielkie Skurpie (37MW) Zielona/Debsk (90MW) Wodzisław Olbrachcice Łomża Suwałki (41MW) Rajgród (25MW) Grabowo (40 MW) Klukowo Zakrzówek Krzywa Projekty sprzedane (gotowe do budowy) Działające farmy wiatrowe Farmy wiatrowe w budowie/ gotowe do budowy Projekty na zaawansowanym etapie rozwoju Projekty we wczesnym /średnim etapie rozwoju 40

41 Przegląd portfela farm wiatrowych Działające farmy wiatrowe # Lokalizacja Moc (MW) Farmy w fazie budowy Produktywność Load factor (P-50) Uruchomienie Klienci 1 Puck 22 22% 2006 Energa, Polenergia 2 Modlikowice 24 28% Tauron PE 3 Łukaszów 34 29% Tauron PE 80 MW # Lokalizacja Moc (MW) Produktywność Load factor (P-50) Status Zakończenie 4 Gawłowice 41 40% W budowie 1Q Rajgród 25 33% W budowie 1Q Skurpie 37 36% 104 MW Gotowe do budowy Finansowanie w toku 3Q 2015 Rozwój portfolio farm wiatrowych Do 2021r wszystkie z 25 projektów o łącznej mocy 959MW zostanie uruchomione, z czego 22 są aktualnie w fazie rozwoju Łączna moc: 959MW W fazie zaawansowanej (do budowy w ) # Lokalizacja Moc (MW) Produktywność Load factor (P-50) Uwaga 1 Przewidywana długoterminowa produktywność (load factor). Pozwolenie na budowę Zakończenie 8 Mycielin 48 39% 3 kw Zielona/Dębsk 90 38% 4 kw 14/1 kw Piekło 12 36% 3 kw' Bądecz 42 33% 4 kw Grabowo 40 39% 2 kw Kostomłoty/Dębice 45 36% 4 kw'14/1 kw MW 498MW Na wczesnym/ średnim etapie rozwoju 53MW Farma wiatrowa przeznaczona do sprzedaży 41

42 Kluczowe elementy procesu rozwoju projektów wiatrowych Kluczowe kroki w procesie rozwoju farmy wiatrowej X Szacowany wymagany czas (miesiące) Grunt Zabezpieczanie ziemi pod inwestycję (dzierżawa długoterminowa lub własność) Plan Pomiary Przyłączenie 24 zagospodarowania Środowisko 6 12 wiatru do sieci Zmiana lub potwierdzenie planu zagospodarowania Obecny status portfela firmy Wykonanie pomiarów siły wiatru Pozyskiwanie decyzji środowiskowych wymaganych do pozwolenia na budowę Ogólna moc: MW 1 Uzgadnianie warunków przyłączenia do sieci lokalnego operatora Pozwolenie na budowę Ubieganie się o pozwolenie na budowę Zakończenie 4 6 lat Niektóre etapy przebiegają jednocześnie 932MW 80MW 828MW 184MW 552MW 460MW 658MW 354MW 467MW 545MW 349MW 663MW Działające Pozwolenie na budowę Przyłączenie Środowisko Pomiary wiatru Plan zagospodarowania Zrobione 45MW 967MW Grunt Uwagi 1 Obejmuje Farmę Wiatrową Szymankowa o mocy 53MW, która jest przeznaczona do sprzedaży w 2015r. 42

43 C Morskie farmy wiatrowe 43

44 Pionierski projekt morskich farm wiatrowych w Polsce Opis Grupa planuje przeprowadzenie dwóch projektów o łącznej mocy ok. 1,2 GW Plan zakłada zbudowanie elektrowni morskich we współpracy z doświadczonym graczem w sektorze (50/50 JV) Zainteresowanie potencjalnych inwestorów zostało potwierdzone w trakcie wstępnych dyskusji Pozwolenie na trzeci projekt o mocy 1,6GW stanowi dodatkową korzyść Pobór elektryczności zostanie zabezpieczony na 15 lat poprzez obowiązek zakupu i kontrakt na mechanizm różnicy w ramach systemu licytacji Lokalizacja i moc Projekt Green 600 MW netto do PH Opracowanie koncepcji inwestycji Morskie farmy wiatrowe Nazwa projektu Faktyczna planowana moc (MW) Bałtyk Środkowy III Bałtyk Środkowy II Liczba turbin ok. 100 ok.100 Odległość od brzegu 22 km 37 km Obszar 116,6 km km 2 Głębokość 25-39m 23-41m Średnia prędkość wiatru 9 10 m/s 9 10 m/s Planowane nakłady inw. na budowę ( mld) ok. 2,46 ok. 2,35 Zainstalowana moc i wytwarzanie elektryczności (udział PH) Planowane terminy Bałtyk Środkowy III Bałtyk Środkowy II Decyzja środowiskowa 1 kw kw 2016 Rozpoczęcie budowy Data uruchomienia Installed Zainstalowana gross capacity moc brutto (MW) Power Wytwarzanie generation energii (GWh, (GWh) rha) 44

45 Kluczowe etapy projektu i status prac Kluczowe etapy Bałtyk III Bałtyk II Pozwolenia na budowę Pozyskane, opłacone Pozyskane, opłacone Określanie zakresu środowiskowego Pozyskane Pozyskane Warunki podłączenia do systemu Pozyskane Pozyskane Etap Przeprowadzenie badań środowiskowych Raport oddziaływania na środowisku Decyzja środowiskowa Maszty pomiarowe Podstawowe konstrukcje do pozwolenia na budowę Pozwolenie na budowę Kontraktowanie budowy Produkcja zapasów Budowa O&M Działanie (wytwarzanie energii). Bałtyk Środkowy III i kabel eksportowy Bałtyk Środkowy II Firma posiada przewagę pierwszego oferenta w Polsce i oczekuje się, że będzie beneficjentem globalnego trendu rozwoju energetyki wiatrowej na morzu 45

46 Przewaga konkurencyjna Przewaga czasowa Polenergia jest pionierem inwestycji w morskie elektrownie wiatrowe w Polsce: Pozyskane pierwsze i najbardziej atrakcyjne pozwolenia na budowę (prędkość wiatru, odległość, głębokość, najmniej kolizji z ochroną środowiska, itd.) Uzyskane pierwsze i najbardziej atrakcyjne warunki (tj. najszybszy start), by podłączyć się do krajowego systemu przesylowego. Najbardziej zaawansowany proces oceny oddziaływania na środowisko (min. 18 miesięcy przewagi nad drugim graczem na rynku), co pozwala na podejmowanie pierwszych decyzji środowiskowych i mniejsze ryzyko skumulowanego oddziaływania. Najbardziej zaawansowana firma w zabezpieczaniu trasy wyprowadzania mocy. W rezultacie projekt Polenergii ma największe prawdopodobieństwo: Wygrania pierwszych aukcji Ponoszenia najmniejszego ryzyka środowiskowego i borykania się z ograniczeniami ze względu na łączne oddziaływanie. Bycia pierwszym do zbudowania i uruchomienia. Korzystania z pełnego okresu 15 lat systemu wsparcia. Korzystania z największych zwrotów z inwestycji w sektorze. 46

47 D Elektrociepłownia gazowa 47

48 Elektrociepłownia gazowa portfel operacyjny Opis Elektrociepłownia zasilana gazem ziemnym o mocy 116 MWe i 70MWt. Nowoczesne aktywo, które rozpoczęło działalność komercyjną w 2000r. Działając z wysoką sprawnością jednostka działa jako elektrownia systemowa. Wytwarzana energia jest wyprowadzana przez trzy naziemne linie transmisyjne o mocy 110kV. Elektrownia spełnia polskie normy środowiskowe. Stały dochód i przepływ gotówki z kosztów osieroconych do 2020 r. Po 2020 r., ENS planuje działać jako szczytowa elektrownia gazowa Lokalizacja i moc Aktywa operacyjne: Elektrociepłownia zasilana gazem Formuła rekompensat ENS 116MWe / 70MWt Parametry techniczne Zainstalowana moc Moc netto Śr. wytwarzanie netto Technologia Paliwo Wydajność ENS generuje dochody przez sprzedaż energii i ciepła, dodatkowo otrzymuje rekompensatę kosztów osieroconych, rekompensatę gazową oraz żółte certyfikaty. Gwarantowana rekompensata za koszty osierocone pozwala na pokrycie wszystkich kosztów paliwa i operacyjnych (EBIT=0). Jest obliczana w taki sposób, by bilansować sprzedaż energii i ciepła minus koszty paliwa i działalności. Amortyzacja (wliczona do rekompensaty) pozwala na obsługę długu i kosztów odsetek. Rekompensata gazowa i żółte certyfikaty bezpośrednio podwyższają zysk przed podatkiem. Typ Uruchomienie Dostępność 116MWe, 70MWt 113MWe Elektryczność ok. 760MWh Ogrzewanie ok. 530TJ CCGT Gaz ziemny / ropa jako backup HHV (48,6%), LHV (54,0%) 2*1 CCGT Thomassen (GE) frame ,80% 48

49 E Dystrybucja energii elektrycznej 49

50 Dystrybucja energii Długość sieci dystrybucji, (liczba projektów) Szczecin 0,6 km Aktywa operacyjne: Żarnowiec 37,5 km Dystrybucja energii elektrycznej Projekty w rozwoju Kościan 1,5 km Dystrybucja energii elektrycznej Moc dystrybucji Wolumen dystrybucji Tczew 3,9 km Leszno 8,0 km Gdańsk 25,9 km (2) ŁSSE 1,0 km Kraków 1,4 km Łysomice 11,4 km Warszawa 13,4 km (17) Warszawa 3 km (2) Nowiny 3,6 km W użytku W rozwoju Ogółem 76 MW 11 MW 87 MW 235 GWh 37 GWh c. 270 GWh Liczba projektów Odbiorcy końcowi 8,2tys. 0,4tys. ok. 8,6tys. Długość linii wysokiego napięcia (km) Liczba podstacji 87 Liczba transformatorów ,3 26,8 138,1 WRA PLN 49mln PLN 28mln PLN 77mln Polenergia Dystrybucja Opis Polenergia Dystrybucja to niszowy dystrybutor energii do klientów przemysłowych, indywidualnych oraz odbiorców komercyjnych tj. osiedla mieszkalne, fabryki, biurowce i centra handlowe. Jednostka regulowana na bazie WACC/WRA z zatwierdzonymi planami inwestycyjnymi. Projekty w rozwoju 3 projekty oparte na kontraktach z deweloperami mieszkań i parterem przemysłowym. Wszystkie regulowane zgodnie z systemem WACC/WRA z zatwierdzonymi planami inwestycyjnymi. Doskonała platforma do ekspansji na większą skalę w zakresie dystrybucji energii. Wzrost wartości i korzyści dla klientów Wzrost wartości Pozyskanie licencji na dystrybucję energii elektrycznej dla infrastruktury elektrycznej (tzw. ostatnia mila ) w budynkach niemieszkalnych tj. centra handlowe i biurowce. Skuteczne wykorzystanie współpracy między regulowaną działalnością (dystrybucja energii elektrycznej) a komercyjną (sprzedaż energii). Oferowanie partnerom możliwości optymalizacji kosztów infrastruktury elektrycznej w trakcie konstrukcji oraz konserwacji. Skuteczne wykorzystanie współpracy w ramach Grupy. Unikalny pakiet korzyści dla klientów Natychmiastowe rozliczenia lub redukcja kosztów infrastruktury elektrycznej. Konkurencyjne stawki taryfy za dystrybucję i przyłączenie do sieci. Wszystkie koszty związane z konserwacją infrastruktury pokrywane przez Polenergia Dystrybucja. Rozliczenie elektryczności przez firmę. Ryzyko opóźnień w płatnościach za elektryczność przeniesione na firmę. Możliwość zmiany sprzedawcy (TPA) przez odbiorców. 50

51 Koszty Dystrybucyjny model biznesu Opis modelu biznesu Obliczanie EBITDA Firma uzgodniła swoją bazę aktywów regulowanych (WRA) z URE wraz ze ścieżką do pełnego uznania w 2015 r., obecnie 72% WRA jest uznana. Plan rozwoju zatwierdzony przez URE bezpośrednio wpływa na WRA, ponieważ nakłady inwestycyjne włączone do niego są podstawą do wyliczenia WRA. + Koszty operacyjne + Koszty dystrybucji DSO + Podatek od nieruchomości + Straty w sieci WRA przechodzi do taryfy poprzez regulowany zysk obliczany przy użyciu zwrotu z kapitału (WACC) ustanowionego przez URE. WRA zapewnia również zwrot niezbędny do obsługi długu poprzez: amortyzację WRA stopa zwrotu z WRA, obecnie 9% Struktura finansowania dostosowana do profilu spółki + Zysk z WRA + Amortyzacja WRA REGULOWANY DOCHÓD - Koszty operacyjne - Koszty dystrybucji DSO - Podatek od nieruchomości - Straty w sieci REGULOWANE KOSZTY Środki dostępne przed obsługą długu (CFADS) są dalej optymalizowane przez uzyskiwane opłaty przyłączeniowe + Opłaty przyłączeniowe = EBITDA = CFADS 51

52 F Działalność handlowa 52

53 Działalność handlowa (Polenergia Obrót) Przegląd Polenergii Obrót (trading) Centralna platforma zarządzania obrotem i ryzykiem zlokalizowana w Warszawie. Historyczna wartość narażona na ryzyko Polenergii Obrót (PLNmln) 18 W styczniu 2013r. firma przejęła dawny zespół Vattenfall Trading działający na rynkach energetycznych w regionie CEE. Polenergia Obrót (2013) Sprzedawana energia GWh 10 Sprzedawany gaz ziemny 44 mln m 3 8 Działalność handlowa Fizyczny handel energią w Polsce z ostrożnym uwzględnieniem kontraktów transgranicznych i fizyczny handel w Niemczech Handel oparty na energii / certyfikatach z aktywów Grupy: dostęp do rynku, zarządzanie portfelem i fizyczna optymalizacja aktywów Polenergii (energia i certyfikaty) Zielone (OZE) i żółte certyfikaty (kogeneracja) Niski profil ryzyka Handel oparty na fizycznej dostawie produktu Ograniczony profil ryzyka monitorowany codziennie mar14 04mar14 05mar14 06mar14 07mar14 08mar14 09mar14 10mar14 Niemcy GER PL Limit Polenergia Obrót ma bardzo konserwatywną politykę zarządzania ryzykiem. Dzienne ryzyko na ostrożnym poziomie VAR = 16 mln PLN Historyczne VAR pozostaje poniżej wyznaczonych limitów na poziomie ok. 8 mln PLN 53

54 G Pozostałe projekty inwestycyjne Rurociąg Bernau Szczecin (Niemcy - Polska) 54

55 Sweden Poland Bulgaria Portugal France Romania Finland Spain Denmark Czech Republic Germany Hungary Austria Lithuania Slovakia Italy United Belgium & Netherlands Nadwyżka popytu na gaz ziemny na polskim rynku Struktura rynku Biorąc pod uwagę wszystkie etapy łańcucha dostaw polski rynek gazowy charakteryzuje się niskim poziomem konkurencji i jest zdominowany przez jednego gracza PGNiG. Wszystkie polskie długoterminowe kontrakty importowe są zawarte przez PGNiG. PGNiG kontroluje import, E&P, dystrybucję i magazynowanie. Reprezentuje również 98% sprzedaży gazu w Polsce zarówno na rynku detalicznym jak i hurtowym. Popyt na gaz ziemny w Polsce Popyt na gaz ziemny w Polsce wynosi ok. 15 mld m 3 rocznie, jest napędzany głównie przez klientów przemysłowych i mieszkaniowych, a w przeliczeniu per capita jest jednym z najniższych w UE osiągając 0,4 mln m 3 na osobę w 2011r. (ok. 50% średniej UE27) Obecnie zużycie gazu w sektorze energetycznym jest porównywalnie niskie, ponieważ wytwarzanie energii w Polsce jest zdominowane przez elektrownie węglowe. Jednak istniejąca infrastruktura węglowa jest bardzo stara i wymaga szybkiej wymiany. W związku z tym kilka nowych inwestycji w moce wytwórcze, planowanych na najbliższe lata, opartych jest na gazie. Ogólne zużycie gazu w Polsce osiągnie 20 mld m 3 rocznie w 2023 r. Niska dywersyfikacja źródeł dostaw Krajowa produkcja gazu w Polsce wynosi ok. 4 mld m 3 rocznie (około 27% dostaw gazu) i oczekuje się, że pozostanie stabilna w najbliższych latach. Rosja jest głównym dostawcą gazu z udziałem ok. 89% importu ogółem (65% dostaw ogółem). Pozostałe 11% pochodzi głównie z importu z UE, z czego znaczną część stanowił import z Niemiec. Terminal LNG w Świnoujściu jest obecnie budowany przez Polskie LNG S.A. spółkę zależną w 100% od GAZ-SYSTEM i dostarczy kolejnych 5,0 mld m 3 rocznie poczynając od 2015r. Podpisano tylko jeden kontrakt na 1,5 mld m 3 po cenach o wiele wyższych niż gaz z gazociągu, więc ta ścieżka importu raczej nie będzie odgrywała znaczącej roli. Polska: Udział w rynku sprzedaży gazu ziemnego %, wg objętości 98% Źródło IHS CERA 2% Polska vs. UE: Zużycie gazu na osobę, 2011 mln m 3 na mieszkańca PGNiG (national incumbent) Inni Others 0,1 0,4 0,4 0,5 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,1 1,2 1,2 1,3 1,4 Źródło BP Statistical Review of World Energy 2012, Eurostat Polska: Zestawienie podaży gazu ziemnego, 2011F mld m 3 9,1 9,1 0,9 0,9 Źródło IHS CERA (*) Obejmuje nisko metanowy gaz z produkcji krajowej; Podaż ogółem osiąga ok. 15 mld m 3 6,0 Indigenous Producenci production krajowi * * Imports from z Niemiec Germany i & Czech Rep. Imports from z Rosji Russia 2,3 55

56 Infrastruktura importu gazu w kontekście strategicznych celów Polski Dostępny Dostępna i planowana i planowany transmisja przesyl gazu gazu ziemnego ziemnego na polskiej na granicy polskiej z zachodu granicy na wschód. z zachodu na wschód. Ze względu na historyczne zaszłości polska infrastruktura importowa jest zaprojektowana głównie dla dostawy gazu z Rosji. Terminal LNG w Świnoujściu 5,0 mld m 3 od 2015 r. Opcjonalne rozszerzenie do 7,5 mld m 3 Obecnie zarezerwowano tylko 30% 5,0 Mimo że Polska ma wiele punktów łączności z krajami sąsiednimi, istniejący system jest w dużym stopniu wykorzystywany i wszystkie moce na punktach wejścia są niemal w całości zarezerwowane przez PGNiG. Rurociąg Jamalski wirtualny rewers 2,3 mld m 3 rocznie przerywanej mocy. Zarezerwowane 100% mocy do 2015r. Stabilny rewers wynoszący 5 mld m3 rocznie będzie dostępny od 2 kw. 2014r. Lasów 1,5 mld m 3 rocznie. Zarezerwowane 100% mocy Cieszyn 0,5 mld m 3 rocznie przerywanej mocy transmisji. Zarezerwowane 100% mocy Legenda Źródło Gaz- System Obecnie dostępne pewna transmisja Obecnie dostępne przerywana transmisja Nowa, planowana transmisja 5,0 1,5 3,3 Lwówek 0,5 2,5 Włocławek Ogólny przepływ zwrotny (rewers) rurociągu Jamalskiego jest ograniczony przez możliwości techniczne na przyłączu do sieci polskiej (do 5,8 mld m 3 /ogółem) Obecnie potwierdzone moce z rynków zachodnioeuropejskich stanowią nieco ponad 10% dzisiejszego zużycia gazu w Polsce. Możliwości zostaną zwiększone o ok. 47% obecnego zużycia po uruchomieniu zwrotnego rewersu 5 mld m 3 w Gazociągu Jamalskim. Do 80% obecnego zużycia gazu po uruchomieniu terminalu LNG w Świnoujściu (5 mld m 3 ) Biorąc pod uwagę planowany wzrost popytu na gaz ziemny w Polsce do 20 mld m 3 rocznie, Polsce nadal będzie brakowało 20% przyszłego zużycia (4 mld m3) z rynków zachodnich. Poza zasilaniem polskiego rynku dodatkowe przyłącze z Niemcami może być wykorzystane do ponownego eksportu gazu na Ukrainę i do krajów bałtyckich, które szukają również alternatywy dla gazu z Rosji Polski cel strategiczny zakłada osiągnięcie 100% niezależności od dostaw gazu ziemnego z Rosji 56

57 Gazociąg Bernau Szczecin (Niemcy - Polska) Opis Projekt przesyłu gazu jest idealnie zlokalizowany, żeby połączyć zachodni rynek gazu z odizolowanym rynkiem polskim i innych krajów Europy wschodniej (Ukrainy, krajów bałtyckich). Ma zapewnić dostęp do infrastruktury importowej w Niemczech i stać się jedną z kluczowych jednostek otwierających rynek gazu Europy wschodniej. Konsumenci w Polsce (i potencjalnie w sąsiadujących krajach na wschód i południe Polski) uzyskają dostęp do płynnego rynku gazu, który pozwala im kupować gaz po niższych cenach i od różnych dostawców, poprawiając w ten sposób ich bezpieczeństwo energetyczne i zapewniając dostawy tego strategicznego towaru w zróżnicowany sposób. Partnerzy strategiczni zostaną zaproszeni do wspólnego opracowania projektu w Polsce i Niemczech w 2014 r. Firma zakłada, że będzie posiadać 51% niemieckiej części biznesu. Zabezpieczone atrakcyjne wynagrodzenie oparte na WRA Rurociąg Bernau Szczecin Moc techniczna 3,0 5,0 mld m 3 rocznie Kompresory 1 x 5,4 MW Długość ok. 150km (30km w POL, 120km w GER) Początek budowy 2015 Początek operacji 2018 Status projektu Projekt FEED Zabezpieczone Pozwolenia na budowę Zabezpieczone Prawo dojazdu Zabezpieczone ok. 50% TPA/Separacja W toku Zamknięcie komercyjne W toku Przyłączenie do sieci W toku EPC Do uzupełnienia Finansowanie Do uzupełnienia Ogólna charakterystyka WYJŚCIE Z POLSKI/WEJŚCIE DO NIEMIEC 10% mocy rurociągu przeznaczone dla produktów krótkoterminowych (do 1 roku) oferowanych na licytacjach zgodnie z zasadami kodeksu sieciowego CAM 90% mocy rurociągu przeznaczone dla produktów długoterminowych (do 15 lat) oferowanych na licytacjach zgodnie z zasadami kodeksu sieciowego CAM 5,0 mld m 3 rocznie pewne moce lub warunkowo pewne 3,5 bcm p.a. rocznie pewna i przerywana moc WYJŚCIE Z NIEMIEC/WEJŚCIE DO POLSKI 10% mocy rurociągu przeznaczone dla produktów krótkoterminowych (do 1 roku) oferowanych na licytacjach 90% mocy rurociągu przeznaczone dla produktów długoterminowych (do 20 lat) oferowanych na licytacjach (1,5 mld m 3 rocznie zarezerwowane wyłącznie dla POLENERGIA) 57

58 G Pozostałe projekty inwestycyjne Elektrownia Północ elektrownia węglowa 58

59 Elektrownia Północ elektrownia węglowa Lokalizacja i moc Elektrownia węglowa projekt w rozwoju Projekty w dewelopmencie Elektrownia na węgiel kamienny Elektrownia Północ Planowana moc Do 2*800 Mwe Wydajność ponad 45% Paliwo (węgiel) EP do 2x800 MWe GJ/ton Elektrownia Północ Elektrownia Północ: Budowa elektrowni węglowej o mocy do 2*800 MWe przy użyciu technologii kotła nadkrytycznego. Projekt będzie oparty na długoterminowej umowie PPA z gwarantowaną ceną odbioru na 20 lat. Projekt zmniejszy niedobór energii elektrycznej w regionie, które mogą się pojawiać w drugiej połowie dekady ( ). Rozważamy zaproszenie strategicznego inwestora do projektu. Status projektu: Nieruchomość: Zabezpieczone 223 ha Proces przetargowy EPC: zakończony (kontrakt podpisany z Alstom) Przyłączenie do sieci: Podpisane Umowa na dostawę paliwa: Podpisane Kluczowe elementy inwestycji Doskonały moment na polskim rynku energetycznym: niska rezerwa mocy w polskim systemie elektroenergetycznym, likwidacja przestarzałych jednostek i niski poziom zużycia energii elektrycznej na osobę przyczyniają się do atrakcyjnych prognoz i fundamentalnego wsparcia dla wzrostu cen energii w Polsce. Oczekiwane nowe zachęty od Państwa, by budować nowe moce Tryb zbiorowych odbiorców pozwalający na korzystanie ze wzrostu cen energii Silna struktura odbioru zapewniająca zdolność kredytową dla Projektu: PPA z wiarygodnymi odbiorcami, zapewniający zwrot kosztów stałych i zmiennych, obsługę długu i mechanizm dzielenia się ceną, z czego wszystkie poprawiają całkowity profil przepływu gotówki w Projekcie, przyczyniając się tym samym do optymalizacji kosztów finansowania długiem. Silna pozycja wśród konkurencji: jedna z najbardziej wydajnych elektrowni w Europie, umieszczona na korzystnej pozycji w polskim bilansie elektroenergetycznym Projekt będzie działał zawsze na podstawie obciążenia bazowego przez cały czas trwania jako wysoko wydajna elektrownia z korzystnym FSA. Silne środowisko ekonomiczne Optymalna struktura projektu Optymalny wybór paliwa Zabezpieczona konkurencyjna i stabilna umowa na dostawę paliwa Korzystna lokalizacja: Projekt jest dogodnie zlokalizowany w północnej części Polski (blisko kluczowej linii przesyłowej, portu morskiego i z dostępem do kluczowej linii kolejowej) i dodatkowo oczekiwany jest brak energii w tym regionie. Silne wsparcie lokalne dla Projektu 59

60 Strategiczna lokalizacja Zainstalowana moc na północy i południu. Sieć transmisji PSE Operator, 2011 Region północny 2 Zainstalowana moc 1 : 4,7 GW (13,3%) PKB: PLN202 mld (17,2 %) Region Południowy 3 : Zainstalowana moc 1 : 14,37 GW (40,1 %) Polska sieć transmisyjna jest niedoinwestowana. Południowa Polska z wysoką koncentracją energii jest połączona z północą, która cierpi z braków energii przez tylko dwie linie o mocy 400 kv PKB: PLN363 mld (30,8 %) 40,1% zainstalowanej mocy polskich elektrowni znajduje się na południu kraju, ze względu na koncentrację przemysłu w tym regionie i dostępność złóż węgla. Większość nowo wybudowanych elektrowni wiatrowych jest zlokalizowana na północy kraju, co sprawia, że zrównoważenie i stabilizacja sieci jest bardzo trudne i nie ma niezawodnej i przewidywalnej możliwości wytwarzania energii. Uzupełnianie braków energii na północy przy użyciu mocy z południa jest trudne ze względu na niedoinwestowaną sieć transmisyjną w kraju. Niskie możliwości przyłączenia do zagranicznych sieci elektrycznych znacząco ograniczają import energii do Polski. Uwaga 1 Dane z Kalkulacje oparte na następujących województwach: Zachodniopomorskie, Pomorskie, Warmińsko- Mazurskie i Kujawsko-Pomorskie 3 Kalkulacje oparte na następujących województwach: Dolnośląskie, Opolskie, Śląskie i Małopolskie Moce przyłączenia Tylko 7% całkowitej produkcji polskiego sektora energetycznego wynosząca 163,2 TWh wypłynęło z Polski w 2011 r., podczas gdy 4% przypłynęło do Polski. Źródło GUS, PSE Operator 400kV Do Szwecji 600 MW 600 MW Krajnik - Vierraden GERMANY 992 MW 400kV 1280 MW Mikułowa - Hagenverder CZECH REPUBLIC 1889 MW 443 MW Nieoperacyjna Moc eksportowana Moc importowana 450kV 400kV RUSSIA LITHUANIA Białystok - Roś BELARUS 110kV Wólka Dobrzyńska - Brześć 750kV 220kV SLOVAKIA Krosno Iskrzyna - Lemesany 628 MW 400kV 358 MW 220kV 220kV UKRAINE 60