Polenergia 2014-2022: Equity Story · E Dystrybucja energii elektrycznej 49 F Działalność handlowa 52 G Pozostałe projekty inwestycyjne 54 H Pozostałe aktywa operacyjne 64 Spis

1

Lipiec 2014

Polenergia 2014-2022: Equity Story Prezentacja dla Inwestorów

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.

3

Podsumowanie 4

01 Equity Story na lata 2014-2022 6

02 Szczegółowe warunki Transakcji 13

03 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

Spis treści

4 4

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 2014. Ponadto, dla 147MW rozpoczęto proces pozyskiwania finansowania;

podpisanie umowy przyłączeniowej (przewidziane na sierpień 2014) oraz uzyskanie decyzji środowiskowej dla 1 200 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.

Podsumowanie: zintegrowana grupa energetyczna oferująca stabilne dochody i znaczący wzrost wartości

Wytwarzanie energii

Dystrybucja Sprzedaż/

Handel

Węgiel

Gaz

OZE • Farmy wiatrowe na

lądzie w fazie operacji i rozwoju

• Projekty morskich farm wiatrowych

• Elektrociepłownia gazowa pracująca w wysokosprawnej kogeneracji

• Projekt gazociągu przesyłowego z Niemiec do Polski

• Projekt Elektrowni węglowej

• Wyspecjalizowany dystrybutor i sprzedawca energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych, komercyjnych i indywidualnych

Mapa aktywów

Skurpie (37MW)

Rajgród (25MW)

Gawłowice(41MW)

Modlikowice (24 MW)

Łukaszów (34 MW)

Puck (22 MW)

Mycielin (48 MW)

Zielona/Debsk (90MW)

Piekło (12 MW)

Bądecz (42 MW)

Grabowo (40 MW)

Dębice/Kostomłoty (45 MW)

Farmy wiatrowe w trakcie budowy

Operujące farmy wiatrowe

Farmy wiatrowe: zaawansowany rozwój

Aktywa dystrybucji

Elektrociepłownia gazowa

Nowa Sarzyna

Projekt gazociągu przesyłowego

Bernau – Szczecin

Morskie farmy wiatrowe

Projektowana elektrownia biomasowa Wińsko

Elektrownia węglowa

(dewelopment)

5

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.

Podsumowanie: Szczegółowe warunki Transakcji

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).

6

01 Equity Story na lata 2014-2022

7 7

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 2014. Ponadto, dla 147MW rozpoczęto proces pozyskiwania finansowania;

podpisanie umowy przyłączeniowej (przewidziane na sierpień 2014) oraz uzyskanie decyzji środowiskowej dla 1 200 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.

Zintegrowana grupa energetyczna oferująca stabilne dochody i znaczący wzrost wartości Wytwarzanie

energii Dystrybucja

Sprzedaż/ Handel

Węgiel

Gaz

OZE • Farmy wiatrowe na

lądzie w fazie operacji i rozwoju

• Projekty morskich farm wiatrowych

• Elektrociepłownia gazowa pracująca w wysokosprawnej kogeneracji

• Projekt gazociągu przesyłowego z Niemiec do Polski

• Projekt Elektrowni węglowej

• Wyspecjalizowany dystrybutor i sprzedawca energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych, komercyjnych i indywidualnych

Mapa aktywów

Skurpie (37MW)

Rajgród (25MW)

Gawłowice(41MW)

Modlikowice (24 MW)

Łukaszów (34 MW)

Puck (22 MW)

Mycielin (48 MW)


Piekło (12 MW)

Bądecz (42 MW)

Grabowo (40 MW)


Farmy wiatrowe w trakcie budowy


Farmy wiatrowe: zaawansowany rozwój

Aktywa dystrybucji


Nowa Sarzyna

Projekt gazociągu przesyłowego

Bernau – Szczecin


Projektowana elektrownia biomasowa Wińsko

Elektrownia węglowa

(dewelopment)

8

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.

Przyrost mocy skoncentrowany na odnawialnych źródłach energii Planowany przyrost mocy zainstalowanej (MW)

Note

1 Morskie farmy wiatrowe: wykres uwzględnia 100% mocy zainstalowanej, z czego Polenergia planuje zachować udział 50%

204

3 106

Lądowe farmy wiatrowe


Elektrownia biomasowa

Morskie farmy wiatrowe1

Elektrownia węglowa (opcja)

585

2 506

1 706

2 306

9

Budowa wartości do 2016 r. i do 2022 r. 2014 2016 2022

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)











– 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

– Zaawansowany etap rozwoju: 277 MW

– Średni etap rozwoju: 498 MW

– Lądowe farmy wiatrowe: 498 MW (znacząca część w zaawansowanym etapie rozwoju)

Realizacja zakończona

– Morskie farmy wiatrowe:

– Łączna moc: 2x600MW

– Badania środowiskowe i warunki przyłączenia dla projektów o łącznej mocy 1,2 GW


– Łączna moc: 2x600MW

– Decyzja środowiskowa i Umowa przyłączenia zabezpieczone dla projektów o łącznej mocy 1,2 GW


– Łączna moc: 600 MW

– 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)


– Projekt Elektrownia Północ

– Elektrownia biomasowa

– Projekt Elektrownia Północ

– Elektrownia biomasowa

Projekt sprzedany


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;

10

Wsparcie państwa odzwierciedlone w nowej ustawie o energii odnawialnej

Projekty działające i w budowie: zielone certyfikaty Nowe Projekty: Aukcja / ”Feed-in Tariff”

Utrzymane długoterminowe wsparcie: 15 lat od daty rozpoczęcia operacji poprzez mechanizm “Feed- in 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).

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.

Zmiany w systemie wsparcia OZE zapewniają bezpieczne przepływy finansowe przy atrakcyjnej stopie zwrotu.

Ustawa została zaakceptowana przez rząd i skierowana do sejmu

Taryfa gwarantowana przez system aukcyjny dla nowych projektów zapewnia stałą cenę z zabezpieczonym zyskiem bez ryzyka cen rynkowych.

Cena osiągnięta na licytacji (zindeksowana o inflację)

Różnica wypłacana przez Agencję Rządową

Cena osiągnięta na rynku (wymiana energii)

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

12

Bilans podaży i popytu zielonych certyfikatów

Nadwyżka certyfikatów zniknie do 2016-17 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.

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 2016-17r.

Luka w podaży

Źródło: Obliczenia własne oparte na modelu konfederacji Lewiatan

-35,00

-25,00

-15,00

-5,00

5,00

15,00

25,00

35,00

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

TWh

Popyt na certyfikaty energii

odnawialnej

Podaż certyfikatów energii

odnawialnej

Nadwyżka certyfikatów energii

odnawialnej

13

02 Szczegółowe warunki Transakcji

14

Przewidywana struktura Transakcji (Transze 1-3)

Polenergia Holding Akcje objęte w zamian za wniesienie aktywów Polenergii Holding do PEP S.A.

CEE Equity Partners Akcje zostaną pokryte w gotówce

Skierowana do inwestorów rynkowych (głównie inwestorzy instytucjonalni) Akcje zostaną pokryte w gotówce

Wartość objętych udziałów jest potwierdzona przez Fairness Opinion

Wartość objętych udziałów zgodnie z ustaleniami z CEE Equity Partners

Wartość objętych udziałów zostanie określona przez rynek

Transza 2: Oferta niepubliczna Transza 3: Oferta publiczna Transza 1

PLN 557m PLN 240m do PLN 420m* do PLN 660m

Emisja bezgotówkowa Emisja gotówkowa

* Przy założeniu ceny emisyjnej za Transzę 3 na poziomie 33,03 PLN

15

Aktywa PEP

100%

Aktywa Polenergii

Inni inwestorzy (głównie fundusze

emerytalne)

60,8% 39,2%

PEP SA jest notowana na GPW

Aktualna struktura Grupy

Wytwarzanie i Paliwa

Dystrybucja i Transmisja

Sprzedaż i Handel

Obrót Elektrociepłownia

Nowa Sarzyna

Elektrownia Północ

Morskie farmy

wiatrowe

Kogeneracja

Dystrybucja

Produkcja Pelletu

Biomasa (Wińsko)


Kogeneracja

Szczegółowe warunki Połączenia

Struktura Grupy przed Transakcją

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. 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. Połączona grupa pozostanie notowana na warszawskiej Giełdzie Papierów Wartościowych i zmieni nazwę na Polenergia S.A.

Fuzja operacyjna w 2013 r.

Przesył gazu

16

Struktura Grupy po Połączeniu (po Transzy 1 i 2)

Połączone Aktywa

18,4%


emerytalne)

Po Połączeniu połączona grupa pozostanie notowana na Giełdzie Papierów Wartościowych i zmieni nazwę na Polenergia S.A.

Transza 2: Nowa emisja akcji w zamian za gotówkę w kwocie PLN 240m


Nowa Sarzyna


Morskie farmy

wiatrowe

Dystrybucja

Produkcja Pelletu

Biomasa (Wińsko)

Lądowe farmy

wiatrowe Kogeneracja

16,0% 65,6%

Transza 1: Nowa emisja akcji w zamian za aktywa o wartości PLN557m

Przesył gazu



Sprzedaż i Handel

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: http://cee-equity.com

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 począwszy od roku 2017

Obowiązki Inwestora

‒ objęcie akcji PEP po cenie emisyjnej PLN33,03 w kwocie PLN240m; ‒ inwestor zobowiązuje się do niesprzedawania Akcji Inwestora w okresie 18 miesięcy (lock-up)

Obowiązki CEE Equity Partners

‒ poręczenie Inwestora w kwocie PLN240m

http://cee-equity.com/



18

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.

Transza 2: Kluczowe zagadnienia Umowy Inwestycyjnej z CEE Equity Partners (2/2)

19

Struktura Grupy po emisji akcji w ramach Transzy 3

Połączone Aktywa

Max. 36,2%


emerytalne)

Po Połączeniu połączona grupa pozostanie notowana na Giełdzie Papierów Wartościowych i zmieni nazwę na Polenergia S.A.

Transza 2: Nowa emisja akcji w zamian za gotówkę w kwocie PLN 240m (Oferta niepubliczna)


Nowa Sarzyna


Morskie farmy

wiatrowe

Dystrybucja

Produkcja Pelletu

Biomasa (Wińsko)

Lądowe farmy

wiatrowe Kogeneracja

Min. 12,5% Min. 51,3%

Transza 1: Nowa emisja akcji w zamian za aktywa o wartości PLN557m

Przesył gazu



Sprzedaż i Handel

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)

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.

Nazwa połączonego podmiotu:

POLENERGIA S.A.

Aktywa Polenergii + =

Po

tra

nsa

kcji

20

Transakcja przyczyni się do zwiększenia ilości akcji w obrocie publicznym (free float)

276

695

0

200

400

600

800

Phase I+II (private offering) Phase III (public offering)

+152%

Wartość akcji w obrocie publicznym (PLNm)* Transze 1 & 2 Wniesienie wkładu niepieniężnego w postaci Aktywów

Polenergii (Transza 1) Liczba akcji: 16.863.458 Cena emisyjna: 33,03 PLN

Liczba akcji objętych przez CEE Equity Partners opłaconych w gotówce (Transza 2) Liczba akcji: 7.266.122 Cena emisyjna: 33,03 PLN

Transza 3 Data: koniec 2014 r. / kw.1 2015 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 12.685.429 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 indywidualnych w celu zwiększenia płynności Transza 1+2 (oferta niepubliczna) Transza 3 (oferta publiczna)

* Wartość akcji w obrocie publicznym wyliczona przy założeniu ceny PLN 33,03 za akcję

21

Harmonogram do momentu emisji Transzy 3

Kluczowe daty

Zwołanie Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy 18.07.2014

Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy 18.08.2014

Transza 1 & 2 - zamknięcie 20.08.2014 – 12.09.2014

Transza 3 koniec 2014 r. / kw.1 2015 r.

22

03 Załączniki

23

A Otoczenie rynkowe i regulacyjne

24

120

125

130

135

140

145

150

155

160

165

170

2013E 2016E 2019E 2022E

Atrakcyjne otocznie inwestycyjne…

…z rosnącym rynkiem energii i wsparciem dla

nowych mocy

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 2009-2012 r. i nie wpadł w recesję

Napływ funduszy UE planowany na poziomie ok. 100 mld € w latach 2014-2020

Stabilna politycznie, otwarta gospodarka o populacji 38 mln ludzi.

Dług publiczny na poziomie ok. 50% PKB1 wobec średniej UE 82%

Członek UE, ale z niezależną i stabilną waluta

Niska stawka podatku CIT 19%

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

Zużycie energii elektrycznej Przestarzałe moce wytwórcze

Źródło: EIU

+27,1TWh

(+20%)

Źródło: EIA Źródło UOKiK i ERO (grudzień 2010)

Realny wzrost PKB per capita (%) Realny wzrost PKB per capita

(2000=100)

80

100

120

140

160

180

2000 2003 2006 2009 2012 2015

Doskonała pozycja Grupy w wiodącej gospodarce UE ze znacznym potencjałem wzrostu dzięki kolejnym projektom infrastrukturalnym, nowym inwestycjom i programom finansowania ze środków UE.

Silne trendy makro napędzające rozwój na rynku energetyki

Uwaga 1 Polski dług publiczny liczony według metodologii UE

2000 2003 2006 2009 2012 2015

Polska Strefa Euro USA

12% 13%

10% 11%

31%32%

48% 44%

Kotły Turbiny

10 lat i mniej 10-20 lat

20-30 lat 30 lat i więcej

77% 78%

(6%)

(4%)

(2%)

-

2%

4%

6%

8%

2000 2003 2006 2009 2012 2015

25

Wsparcie państwa odzwierciedlone w nowej ustawie o energii odnawialnej

Projekty działające i w budowie: zielone certyfikaty Nowe Projekty: Aukcja / ”Feed-in Tariff”

Utrzymane długoterminowe wsparcie: 15 lat od daty rozpoczęcia operacji poprzez mechanizm “Feed- in 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).

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.

Zmiany w systemie wsparcia OZE zapewniają bezpieczne przepływy finansowe przy atrakcyjnej stopie zwrotu.

Ustawa została zaakceptowana przez rząd i skierowana do sejmu

Taryfa gwarantowana przez system aukcyjny dla nowych projektów zapewnia stałą cenę z zabezpieczonym zyskiem bez ryzyka cen rynkowych.

Cena osiągnięta na licytacji (zindeksowana o inflację)

Różnica wypłacana przez Agencję Rządową

Cena osiągnięta na rynku (wymiana energii)

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

27

Bilans podaży i popytu zielonych certyfikatów

Nadwyżka certyfikatów zniknie do 2016-17 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.

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 2016-17r.

Luka w podaży

Źródło: Obliczenia własne oparte na modelu konfederacji Lewiatan

-35,00

-25,00

-15,00

-5,00

5,00

15,00

25,00

35,00

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

TWh

Popyt na certyfikaty energii

odnawialnej

Podaż certyfikatów energii

odnawialnej

Nadwyżka certyfikatów energii

odnawialnej

28

Długoterminowy koszt energii (LCOE) wytwarzanej w farmach wiatrowych na lądzie należy już do najniższych spośród wszystkich technologii i nadal będzie spadać

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Coal fired

Natural gas CCGT

CHP

Nuclear

Small hydro

Large hydro

Biomass - anaerobic digestion

Landfill gas

Geothermal - flash plant

Biomass - incineration

Municipal solid waste

Wind - onshore

Geothermal - binary plant

PV - c-Si

Biomass - gasification

PV - c-Si tracking

PV - thin film

STEG - tower & heliostat …

STEG - parabolic trough

Wind - offshore

Fuel cells

STEG - parabolic trough + storage

STEG - tower & heliostat

STEG - LFR

Marine - tidal

Marine - wave

Global LCOE range Regional scenarios Q1 2013 central Q2 2013 central

1059

861

531

USD/MWh

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.

Oczekiwane LCOE dla energii z farm wiatrowych na lądzie Długoterminowy koszty wytworzenia energii (LCOE)

Źródło: Spółka

Źródło: Spółka

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

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

% Ogólny udział OZE

Źródło: Spółka

2013 Ogółem:

162TWh

2035 Ogółem:

207TWh

30

…jednak węgiel pozostanie paliwem wyznaczającym ceny w bilansie elektroenergetycznym

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.

Energia

odnawialna

Energia

odnawialna

Wytwarzanie energii

węglowej pozostanie

technologią

wyznaczającą ceny

Polska krzywa bilansu mocy (gru 2035) Polska krzywa bilansu mocy (gru 2013)

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.

Źródło Spolka

Źródło Spolka

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.

31

Rozwój zainstalowanej mocy w polskich elektrowniach (2014-35)

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.

Źródło: Spółka

0

10

20

30

40

50

60

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Paliwo jądrowe Węgiel kamienny Węgiel brunatny Gaz ziemny Pozostałe OZE

Biomasa i biogaz Wiatrowe na lądzie Wiatrowe na morzu Woda

GW 2,5GW mocy z farm wiatrowych

na morzu do 2035r.

32

Globalne trendy potwierdzają dynamiczny rozwój mocy zainstalowanych w OZE

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%.

28%

48%

17%

Wiatr OZE

Źródła: Spółka

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 100-200 MW do większej skali rzędu 300-600 MW, która zdominuje rynek w przyszłości.

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.

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:

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.

Globalny wzrost potencjału farm morskich –przyrost roczny

(MW)

Źródło: Spółka

1 985 1 663 2 539

3 581 3 904 4 847

5 992 7 039

8 008

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Wlk. Brytania Niemcy Chiny Pozostałe

34

Prognozowane nowe moce wytwórcze będą zdominowane przez OZE z dużym udziałem elektrowni wiatrowych Rozwój zainstalowanej mocy wg źródła

Źródło: Spółka

69% nowo zainstalowanych mocy na świecie pomiędzy 2012- 30 r. będzie pochodziło z OZE.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2006 2010 2015 2020 2025 2030

Marine

Solar thermal

Small-scale PV

Solar PV

Offshore wind

Wind

EfW

Biomass

Geothermal

Hydro

Nuclear

Oil

Gas

Coal

69%

Zainstalowana moc w farm wiatrowych

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030

Morskie elektrowniewiatrowe

Elektrownie wiatrowe

zainstalowana moc w farmach wiatrowych w 2030 r. osiągnie ponad 1.600 GW.

Dynamiczny rozwój tego segmentu doprowadzi do 17% udziału w globalnej mocy.



Źródło Spółka

OZE

35

Kontynuowany wzrost nakładów inwestycyjnych w OZE

Żródło Spółka

Poziom nakładów inwestycyjnych potwierdza rosnące znaczenie OZE na świecie.

Od 2004 r. rosną nakłady inwestycyjne na nowe moce w OZE i utrzymują się na wysokim rocznym poziomie powyżej USD250mld z 2013r.

55

80

116

167

195 196

262

318

286

254

0

50

100

150

200

250

300

350

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Globalne nakłady na OZE (USD mld)

36

B Lądowe farmy wiatrowe

Portfel operujących aktywów

37

48 39 40 44 40 40

80 74

52 49

48 39 40 44

172 163

0

50

100

150

200

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Puck Łukaszów Modlikowice

Lądowe farmy wiatrowe – wysokiej jakości portfel operujących aktywów

Opis

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.

Uwaga 1 Średnia ważona wg zainstalowanej mocy 2 Przewidywana długoterminowa produktywność (load factor).

Produkcja (GWh)

Farma wiatrowa Zainstalowana

moc (MW)

Produktywność

– Load factor

(P-50)

Uruchomienie Turbiny Odbiorcy

Puck 22 22% 2006 11 x 2 MW Gamesa G80

Wysokość: 80m

Łukaszów 34 29% 2 2011 17 x 2 MW Vestas V90 2.0

Wysokość: 105m

Modlikowice 24 28% 2 2011 12 x 2 MW Vestas V90 2.0

Wysokość: 105m

Suma / Średnia 1 80 27%

38

199

304

382

486

Cumulative

Puck 22MW

Łukaszów 34MW

Modlikowice 24MW

Lokalizacja i moc posiadanych farm wiatrowych (MWe)

Skurpie 37MW

Rajgród 25MW

Gawłowice 41MW

Potwierdzone doświadczenie w rozwoju lądowych farm wiatrowych

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.

Doświadczenie


Farmy wiatrowe w budowie/ gotowe do budowy

177

105

20

22

24

34

41

25

37

2005-2010 2011 2012 2013

Sold Retained Construction stageSprzedane

Zatrzymane

W budowie Łącznie

39

B Lądowe farmy wiatrowe

Portfel inwestycyjny (projekty w rozwoju)

40

Działające farmy wiatrowe

Tychowo (35MW)

Suwałki (41MW)

Klukowo/Samborsko (105MW)

Rudniki

Łukaszów (34 MW)

Jankowice/Wierzbnik

Szymankowo (53 MW)

Mycielin (48 MW)

Myślino (20MW)

Pągów (51MW)

Puck (22 MW)

Niekarzyn

Jawty Wielkie


Wojcieszyn

Wartkowo (30MW)

Bądecz (42 MW)

Piekło (12 MW)

Swarzewo

Rajgród (25MW)

Skurpie (37MW)

Gawłowice (41MW)

Grabowo (40 MW)

Łomża

Klukowo


Zakrzówek

Olbrachcice

Wodzisław

Namysłów


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

Modlikowice (24 MW)

Krzywa

Jarogniew/Mołtowo (20MW)

Farmy wiatrowe w budowie/ gotowe do budowy

Projekty sprzedane (gotowe do budowy)

Projekty na zaawansowanym etapie rozwoju Projekty we wczesnym /średnim etapie rozwoju

41

498MW 53MW

Na wczesnym/ średnim etapie

rozwoju

Farma wiatrowa przeznaczona do

sprzedaży

Działające farmy wiatrowe

Farmy w fazie budowy

W fazie zaawansowanej (do budowy w 2015-16 )

# Lokalizacja Moc (MW) Produktywność –

Load factor (P-50)

Uruchomienie Klienci

1 Puck 22 22% 2006 Energa, Polenergia

2 Modlikowice 24 28%1

2011 Tauron PE

3 Łukaszów 34 29%1

2011 Tauron PE

80 MW

# Lokalizacja Moc (MW) Produktywność

– Load factor (P-50)

Status Zakończenie

4 Gawłowice 41 40% W budowie 1Q 2015

5 Rajgród 25 33% W budowie 1Q 2015

6 Skurpie 37 36% Gotowe do budowy

Finansowanie w toku 3Q 2015

104 MW

Przegląd portfela farm wiatrowych

Rozwój portfolio farm wiatrowych

Do 2021r wszystkie z 25 projektów o łącznej mocy 959MW zostanie uruchomione, z czego 22 są aktualnie w fazie rozwoju

Uwaga 1 Przewidywana długoterminowa produktywność (load factor).

# Lokalizacja Moc (MW) Produktywność

– Load factor (P-50)

Pozwolenie na budowę Zakończenie

8 Mycielin 48 39% 3 kw 2014 2016

9 Zielona/Dębsk 90 38% 4 kw’14/1 kw’15 2016

10 Piekło 12 36% 3 kw'14 2016

11 Bądecz 42 33% 4 kw 2014 2016

12 Grabowo 40 39% 2 kw 2015 2016

13 Kostomłoty/Dębice 45 36% 4 kw'14/1 kw’15 2016

277 MW

Łączna moc: 959MW

42

Zakończenie

Kluczowe elementy procesu rozwoju projektów wiatrowych

Grunt

Zabezpieczanie ziemi pod inwestycję (dzierżawa

długoterminowa lub własność)

Plan zagospodaro-

wania

Zmiana lub potwierdzenie

planu zagospodarowania

Pomiary wiatru

Wykonanie pomiarów siły

wiatru

Środowisko

Pozyskiwanie decyzji

środowiskowych wymaganych do pozwolenia na

budowę

Przyłączenie do sieci

Ubieganie się o pozwolenie na budowę

Pozwolenie na

budowę

Uzgadnianie warunków

przyłączenia do sieci lokalnego

operatora

24 18 12 12 6

Niektóre etapy przebiegają

jednocześnie

4 – 6 lat

X Szacowany wymagany czas (miesiące)

Kluczowe kroki w procesie rozwoju farmy wiatrowej

Obecny status portfela firmy

Uwagi 1 Obejmuje Farmę Wiatrową Szymankowa o mocy 53MW, która jest przeznaczona do sprzedaży w 2015r.

80MW 184MW

460MW 354MW

545MW 663MW

967MW 932MW

828MW

552MW 658MW

467MW 349MW

45MW

Działające Pozwolenie na budowę Przyłączenie Środowisko Pomiary wiatru Plan

zagospodarowania

Grunt

Ogólna moc: 1 012 MW 1

Zrobione

43

C Morskie farmy wiatrowe

44

Opis

Pionierski projekt morskich farm wiatrowych w Polsce

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

Projekt Green

600 MW netto do PH

Zainstalowana moc i wytwarzanie elektryczności (udział PH)

Opracowanie koncepcji inwestycji


0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

0

100

200

300

400

500

600

700

2014 2018 2022 2026 2030

Installed gross capacity (MW) Power generation (GWh, rha)

Lokalizacja i moc Nazwa projektu Bałtyk

Środkowy III

Bałtyk

Środkowy II

Faktyczna planowana

moc (MW) 600 600

Liczba turbin ok. 100 ok.100

Odległość od brzegu 22 km 37 km

Obszar 116,6 km 2 122 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

Planowane terminy Bałtyk

Środkowy III

Bałtyk

Środkowy II

Decyzja środowiskowa 1 kw 2016 3 kw 2016

Rozpoczęcie budowy 2020 2023

Data uruchomienia 2022 2026

Zainstalowana moc brutto Wytwarzanie energii (GWh)

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

Firma posiada przewagę pierwszego oferenta w Polsce i oczekuje się, że będzie beneficjentem globalnego trendu rozwoju energetyki wiatrowej na morzu

Etap 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Bałtyk Środkowy III i kabel eksportowy

Bałtyk Środkowy II

Przeprowadzenie badań środowiskowych

Raport oddziaływania na środowisku

Decyzja środowiskowa

Maszty pomiarowe

Podstawowe konstrukcje do pozwolenia

na budowę

Działanie (wytwarzanie energii).

Pozwolenie na budowę

Kontraktowanie budowy

Produkcja zapasów

Budowa

O&M

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.

47

D Elektrociepłownia gazowa

48

Elektrociepłownia gazowa – portfel operacyjny

Lokalizacja i moc 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

ENS 116MWe / 70MWt

Elektrociepłownia zasilana gazem

Aktywa operacyjne:

Formuła rekompensat

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.

Zainstalowana

moc

Moc netto

Śr. wytwarzanie

netto

Technologia

Paliwo

Wydajność

Typ

Uruchomienie

Dostępność

2000

93,80%

Parametry techniczne

116MWe, 70MWt

113MWe

CCGT

Gaz ziemny / ropa jako backup

HHV (48,6%), LHV (54,0%)

2*1 CCGT Thomassen (GE) frame 6

Elektryczność ok. 760MWh

Ogrzewanie ok. 530TJ

49

E Dystrybucja energii elektrycznej

50

Dystrybucja energii

Długość sieci dystrybucji, (liczba projektów)

Szczecin 0,6 km

Żarnowiec 37,5 km Gdańsk

25,9 km (2)

Łysomice 11,4 km

Warszawa 13,4 km (17) ŁSSE

1,0 km

Nowiny 3,6 km

Kraków 1,4 km

Tczew 3,9 km

Dystrybucja energii elektrycznej

Aktywa operacyjne:

Warszawa 3 km (2)

Projekty w rozwoju

Dystrybucja energii elektrycznej

Kościan 1,5 km

Leszno 8,0 km

Polenergia Dystrybucja

Opis Wzrost wartości i korzyści dla klientów

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

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.

W użytku W rozwoju Ogółem

Moc dystrybucji 76 MW 11 MW 87 MW

Wolumen dystrybucji 235 GWh 37 GWh c. 270 GWh

Liczba projektów 27 3 30

Odbiorcy końcowi 8,2tys. 0,4tys. ok. 8,6tys.

Długość linii wysokiego

napięcia (km) 111,3 26,8 138,1

Liczba podstacji 87

Liczba transformatorów 149

WRA PLN 49mln PLN 28mln PLN 77mln

51

Dystrybucyjny model biznesu

+ Koszty operacyjne + Koszty dystrybucji DSO + Podatek od nieruchomości + Straty w sieci

+ Zysk z WRA

+ Amortyzacja WRA

REGULOWANY DOCHÓD

- Koszty operacyjne - Koszty dystrybucji DSO - Podatek od nieruchomości - Straty w sieci

REGULOWANE KOSZTY

= EBITDA

= CFADS

Ko

szty

+ Opłaty przyłączeniowe

― 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.

― 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

― Środki dostępne przed obsługą długu (CFADS) są dalej optymalizowane przez uzyskiwane opłaty przyłączeniowe

Opis modelu biznesu Obliczanie EBITDA

52

F Działalność handlowa

53

Działalność handlowa (Polenergia Obrót)

Przegląd Polenergii Obrót (trading)

Centralna platforma zarządzania obrotem i ryzykiem zlokalizowana w Warszawie.

W styczniu 2013r. firma przejęła dawny zespół Vattenfall Trading działający na rynkach energetycznych w regionie CEE.

Historyczna wartość narażona na ryzyko Polenergii Obrót

(PLNmln)

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

Sprzedawana energia 3 153 GWh

Sprzedawany gaz ziemny 44 mln m3

Ograniczony profil ryzyka – monitorowany codziennie

Handel oparty na fizycznej dostawie produktu

Zielone (OZE) i żółte certyfikaty (kogeneracja)

Niski profil ryzyka

Polenergia Obrót (2013)

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)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

03mar14 04mar14 05mar14 06mar14 07mar14 08mar14 09mar14 10mar14

GER PL LimitNiemcy

54

G Pozostałe projekty inwestycyjne

Rurociąg Bernau – Szczecin (Niemcy - Polska)

55

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

2,3

Swed

en

Po

lan

d

Bu

lgar

ia

Po

rtu

gal

Fran

ce

Ro

man

ia

Fin

lan

d

Spai

n

Den

mar

k

Cze

ch R

epu

blic

Ger

man

y

Hu

nga

ry

Au

stri

a

Lith

uan

ia

Slo

vaki

a

Ital

y

Un

ite

d…

Bel

giu

m &

…

Net

her

lan

ds

Polska: Zestawienie podaży gazu ziemnego, 2011F mld m3

Źródło IHS CERA (*) Obejmuje nisko metanowy gaz z produkcji krajowej; Podaż ogółem osiąga ok. 15 mld m3

Polska: Udział w rynku sprzedaży gazu ziemnego %, wg objętości

Źródło IHS CERA

Nadwyżka popytu na gaz ziemny na polskim 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 m3 rocznie, jest napędzany głównie przez klientów przemysłowych i mieszkaniowych, a w przeliczeniu per capita jest jednym z najniższych w UE osiągając 0,4 mln m3 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 m3 rocznie w 2023 r.

Niska dywersyfikacja źródeł dostaw

Krajowa produkcja gazu w Polsce wynosi ok. 4 mld m3 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 m3 rocznie poczynając od 2015r. Podpisano tylko jeden kontrakt na 1,5 mld m3 po cenach o wiele wyższych niż gaz z gazociągu, więc ta ścieżka importu raczej nie będzie odgrywała znaczącej roli.

98%

2%

PGNiG (nationalincumbent)

Others

Polska vs. UE: Zużycie gazu na osobę, 2011 mln m3 na mieszkańca

Źródło BP Statistical Review of World Energy 2012, Eurostat

Struktura rynku

6,0

0,9

9,1

Indigenous production *

Imports from Germany& Czech Rep.

Imports from Russia

Inni

9,1

0,9

Producenci krajowi *

Import z Niemiec i

Czech

Import z Rosji

56

Dostępna i planowana transmisja gazu ziemnego na polskiej granicy z zachodu na wschód.

Źródło Gaz- System

Infrastruktura importu gazu w kontekście strategicznych celów Polski

Lasów

• 1,5 mld m3 rocznie.

• Zarezerwowane 100% mocy

Rurociąg Jamalski – wirtualny

rewers

•2,3 mld m3 rocznie przerywanej mocy.

•Zarezerwowane 100% mocy do 2015r.

•Stabilny rewers wynoszący 5 mld m3

rocznie będzie dostępny od 2 kw.

2014r.

Terminal LNG w Świnoujściu

•5,0 mld m3 od 2015 r.

•Opcjonalne rozszerzenie do 7,5 mld m3

•Obecnie zarezerwowano tylko 30%

Nowa, planowana transmisja

Legenda

Obecnie dostępne pewna transmisja

Obecnie dostępne przerywana transmisja

5,0

5,0

Lwówek Włocławek

1,5

2,5 3,3

0,5

Cieszyn

• 0,5 mld m3 rocznie przerywanej

mocy transmisji.

• Zarezerwowane 100% mocy

Ze względu na historyczne zaszłości polska infrastruktura importowa jest zaprojektowana głównie dla dostawy gazu z Rosji.

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.

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 m3 w Gazociągu Jamalskim.

Do 80% obecnego zużycia gazu po uruchomieniu terminalu LNG w Świnoujściu (5 mld m3)

Biorąc pod uwagę planowany wzrost popytu na gaz ziemny w Polsce do 20 mld m3 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

Dostępny i planowany przesyl gazu ziemnego na polskiej granicy z zachodu

na wschód.

Ogólny przepływ zwrotny (rewers) rurociągu

Jamalskiego jest ograniczony przez możliwości

techniczne na przyłączu do sieci polskiej

(do 5,8 mld m3/ogółem)

57

Gazociąg Bernau – Szczecin (Niemcy - Polska)

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

10% mocy rurociągu przeznaczone dla

produktów krótkoterminowych (do 1 roku) oferowanych na

licytacjach


produktów długoterminowych (do 20 lat) oferowanych na

licytacjach (1,5 mld m3 rocznie

zarezerwowane wyłącznie dla POLENERGIA)

5,0 mld m3 rocznie pewne moce

lub warunkowo pewne


produktów długoterminowych (do 15 lat) oferowanych na

licytacjach zgodnie z zasadami kodeksu sieciowego CAM

WYJŚCIE Z POLSKI/WEJŚCIE DO NIEMIEC WYJŚCIE Z NIEMIEC/WEJŚCIE DO POLSKI


produktów krótkoterminowych (do 1 roku) oferowanych na

licytacjach zgodnie z zasadami kodeksu sieciowego CAM

3,5 bcm p.a. rocznie pewna i przerywana moc

Ogólna charakterystyka

Opis

Moc techniczna 3,0 – 5,0 mld m3 rocznie

Kompresory 1 x 5,4 MW

Długość ok. 150km (30km w POL, 120km w GER)

Początek budowy 2015

Początek operacji 2018

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

Rurociąg Bernau – Szczecin

Status projektu

58


Elektrownia Północ – elektrownia węglowa

59

Elektrownia węglowa – projekt w rozwoju


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 (2017-2018).

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


Planowana moc Do 2*800 Mwe

Wydajność ponad 45%

Paliwo (węgiel) 20-22 GJ/ton

EP

do 2x800 MWe

Elektrownia Północ – elektrownia węglowa

Lokalizacja i moc

Elektrownia na węgiel kamienny

Projekty w dewelopmencie

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

Kluczowe elementy inwestycji

60

Białystok - Roś

Wólka Dobrzyńska - Brześć

Krosno Iskrzyna - Lemesany

Mikułowa - Hagenverder

Krajnik - Vierraden

RUSSIA LITHUANIA

BELARUS

UKRAINE

SLOVAKIA

CZECH REPUBLIC

GERMANY

400kV

400kV

450kV

220kV

110kV

220kV

750kV

400kV

220kV400kV

Strategiczna lokalizacja

Region północny2 Zainstalowana moc1: 4,7 GW (13,3%) PKB: PLN202 mld (17,2 %)

Uwaga 1 Dane z 2007 2 Kalkulacje oparte na następujących województwach: Zachodniopomorskie, Pomorskie, Warmińsko-Mazurskie i Kujawsko-Pomorskie 3 Kalkulacje oparte na następujących województwach: Dolnośląskie, Opolskie, Śląskie i Małopolskie

Źródło GUS, PSE Operator

Region Południowy3: Zainstalowana moc1 : 14,37 GW (40,1 %) PKB: PLN363 mld (30,8 %)

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

Do Szwecji 600 MW 600 MW

992 MW 1280 MW

1889 MW 443 MW

628 MW 358 MW

Moc eksportowana Moc importowana

Nieoperacyjna

Tylko 7% całkowitej produkcji polskiego sektora energetycznego wynosząca 163,2 TWh wypłynęło z Polski w 2011 r., podczas gdy 4% przypłynęło do Polski.

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.

Zainstalowana moc na północy i południu. Sieć transmisji PSE Operator, 2011

Moce przyłączenia

61

Jako jedna z najbardziej sprawnych elektrowni w Europie EP będzie korzystnie usytuowana w polskim bilansie mocy i będzie działała głównie w base load

Polska krzywa bilansu mocy (grudzień 2013)

Polska krzywa bilansu mocy (grudzień 2035)

Źródło Spółka

Ponad 75% zainstalowanych kotłów i turbin w Polsce ma więcej niż 20 lat, a blisko 50% wszystkich kotłów i turbin w użyciu ma więcej niż 30 lat.

Wysoka sprawność EP z zasadniczo niższymi kosztami paliwa, emisji i innymi kosztami zmiennymi zagwarantuje wysokie wykorzystanie dostępnej mocy EP.

Oczekuje się, że elektrownia będzie działać w base load przez początek działalności, ze względu na jej pozycję w polskim bilansie elektroenergetycznym jako wysoko sprawna elektrownia z korzystną umową na dostawę paliwa.

W przypadku braku elektrowni jądrowej, pozycja Elektrowni w bilansie elektroenergetycznym stanie się jeszcze bardziej korzystna.

Do aktualizacji

62


Elektrownia biomasowa

63

Wysoce wydajna elektrownia biomasowa

Elektrownia zasilana biomasą – projekty w dewelopmencie Lokalizacja i moc

Niezależne spalanie biomasy:

PEP posiada znaczne doświadczenie w budowie i obsłudze projektów zasilanych energią z biomasy (firma obsługiwała EC Saturn, CHP z jednym z największych w Polsce bloków zasilanych biomasą – 80 MWe / 201 MWt przez 8 lat).

Wińsko:

Obecnie PEP pracuje nad elektrownią o mocy 31 MWe w Wińsku, która otrzymała wszystkie pozwolenia.

Kluczowe cechy

Turbina Kondensacja/Alstom

Kocioł Wibrująca krata/

DP Cleantech

Zainstalowana moc 31 MWe

Uruchomienie 2019

Klient Dostawa do sieci

Produktywność (load factor) 92%

Sprawność Elektryczna 33%

Okres działania 30 lat

Wińsko 31 MWe

Projekty w dewelopmencie:

Elektrownia na biomasę

64

H Pozostałe aktywa operacyjne

Elektrociepłownia Zakrzów, Elektrownia Mercury, produkcja

pelletu

65

Inne aktywa operacyjne

Elektrociepłownia Zakrzów Elektrownia Mercury Produkcja pelletu

Elektrociepłownia z produkcją ciepła o mocy 29 MWt zlokalizowana we Wrocławiu

Energia jest wytwarzana z gazu ziemnego dostarczanego przez PGNiG

Zbudowana w 2000r. w celu dostarczania energii elektrycznej i ciepla do Whirlpool na mocy długoterminowego kontraktu (ważny do października 2020r.)

Zbudowana przez PEP pod klucz, wraz z niezbędną infrastrukturą (rurociąg gazowy i przyłącza)

Whirlpool pozostaje wyłącznym użytkownikiem wytwarzanej energii

Elektrownia zlokalizowana jest w Wałbrzychu

Uruchomiona w lipcu 2006r.

Blok energetyczny kotła zasilanego gazem i turbiną parową z mocą powyżej 8 MWe

Blok energetyczny wytwarza energię elektryczną z pieca koksowniczego, który jest produktem ubocznym w produkcji koksu w WZK Victoria

Obsługiwana na podstawie kontraktu zawartego między PEP a WZK Victoria na dostawy gazu z pieca koksowniczego i odbiór elektryczności. Kontrakt jest ważny do 31 grudnia 2021r.

W odpowiedzi na rosnące zapotrzebowanie, w 2008r. PEP uruchomił projekty mające na celu zasilanie sektora energii pelletem produkowanym z biomasy rolniczej, zwłaszcza ze słomy

Firma obsługuje trzy fabryki pelletu

Fabryka Północ, zlokalizowana w Sępólnie Krajeńskim

Fabryka Południe, zlokalizowana w Ząbkowicach Śląskich

Fabryka Wschód, zlokalizowana w pobliżu Zamościa

Fabryka Północ

Fabryka Południe

Fabryka Wschód

Uruchomienie 2012 2010 i 2011

2012

Produkcja roczna (tony)

36 tys. 53 tys. 51 tys.

Documents

Polenergia 2014-2022: Equity Story · E Dystrybucja energii elektrycznej 49 F Działalność handlowa 52 G Pozostałe projekty inwestycyjne 54 H Pozostałe aktywa operacyjne 64 Spis