Investeringsutfordringer i kraftsektoren: Kraftpriser, verdsettelse, avkastning og prising av kraftaktiva vanskelige saker!

Transkript

1 Investeringsutfordringer i kraftsektoren: Kraftpriser, verdsettelse, avkastning og prising av kraftaktiva vanskelige saker! Corporate Finance 6. november 2013

2 Disclaimer This material has been prepared exclusively for the benefit of and the internal use of the receiver in order to evaluate the feasibility of one or more potential transactions. SpareBank 1 Markets holds all rights related to the contents of this material and the receiver is not entitled to publish or otherwise disclose its contents to a third party without the prior written consent of SpareBank 1 Markets. This material may only be used for the purpose of evaluating the potential of one or more transactions. In preparing this material we have obtained and relied upon, without independent verification, information available from publicly available sources and registers. Even if these sources are deemed reliable, SpareBank 1 Markets cannot vouch for the accuracy and completeness of their contents. In any case, this material is incomplete if not regarded and read in conjunction with the oral briefings and/or other documentation provided by SpareBank 1 Markets. We emphasize that opinions expressed in this material reflect SpareBank 1 Markets judgement at this date, all of which are accordingly subject to change. SpareBank 1 Markets holds no obligation to update this material. Any transaction involves risk and forward-looking statements concerning future earnings, margins and returns are forecasts subject to risk, uncertainties and other factors, and SpareBank 1 Markets assume no guarantee of any forward-looking statement concerning future earnings, margin, return or others referred to in this material. In general SpareBank 1 Markets accepts no liability whatsoever arising directly or indirectly from the use of this material. SpareBank 1 Markets and/or their employees may hold shares, options or other securities of any issuer referred to in this material, and may as brokerage firm, buy or sell such securities. Further, as the case may be, it can not either be excluded that SpareBank 1 Markets may have other financial interests in transactions involving the securities in question. 2

3 SpareBank 1 Market sine problemløsere innen kraftsektoren Trond V. Thomson Direktør Corporate Finance SpareBank 1 Markets Kontor: Mobil: tvt@sb1markets.no Ole-Martin Tronstad Senior Associate SpareBank 1 Markets Kontor: Mobil: omt@sb1markets.no Lars Erik Juul Rådgiver SpareBank 1 Markets, Trondheim Kontor: Mobil: lars.juul@sb1markets.no Guttorm Egge Analysesjef kreditt SpareBank 1 Markets Kontor: Mobil: guttorm.egge@sb1markets.no Eyvind Width Fremmedkapital SpareBank 1 Markets Kontor: Mobil: eyvind.width@sb1markets.no 3

4 Vår foreløpige analysedekning med prising og dynamisk rating av norske kraftselskaper I løpet av kommende måneder har vi full analysedekning på 40 av de største kraftselskapene i Norge 4

5 Hva vi typisk bistår kraftselskaper med Evaluering og rådgivning rundt selskapets fremmedkapital Dynamisk kredittrating og prising av nye lån Refinansiering av selskapets eksisterende gjeld Utstedelse av obligasjoner Verdsettelse av enkeltaktiva Produksjon, småkraft, nett, fjernvarme, omsetningsvirksomhet og andre relaterte aktiva Evaluering av mulige nyinvesteringer innen relaterte aktiva Verdsettelse av selskapers portefølje av aktiva Evaluering av kapitalstruktur Gjeld versus egenkapital og fondsobligasjoner Gjeldens terminstruktur Verdsettelse av selskapets egenkapital Transaksjonsbasert verdsettelse, inntjeningsbasert verdsettelse og multippelbasert verdsettelse Evaluering av løpende avkastning i selskapet Net yield, EBIT-yield og egenkapitalyield (FFO-yield) Evaluering av selskapets dividendekapasitet Strukturert salg av aktiva og eierposter Fusjoner og oppkjøp 5

6 Investeringsutfordringer i dagens kraftsektor Grønne sertifikater og oppgradering av kjernekraft? Skifergassutvikling i USA - kullpriser som igjen påvirker nordisk kraftmarked hvem hadde trodd dette 5 år tilbake? Overskuddskapasitet på totalt 50 TWh i Norden? Manglende overføringslinjer til Europa vil vi flomme over av kraft? Tysk revolusjon av vind- og solkraft Tyskland bygger nye kullkraftverk de første på 8 år for selv å sørge for dekking av balansekraft? Bygger vi linjer til utlandet uten å ha avtalt avsetning til europeiske kunder? Vil nordisk kraftoverskudd bare bli dumpet i Europa til lave priser? Vil overføringslinjner ende opp med at vi flommer over av billig fremfor eksport av balanseraft? Skifergass Solkraft Vindkraft 6

7 Kraftmarkedet i Norden - Et nordisk kraftoverskudd på 54 TWh innen 2022? Tallet i boksen viser endring i det Nordiske markedet (i TWh) over de neste 10 år Temperatur Vannkraft Nedbør Oljepris Skifergass Fraktrater +10 Nordisk forbruk +13 Linjekapasitet Norsk strømpris Linjekapasitet Europeisk forbruk av nordisk balansekraft? Gasspris Marginalkost gasskraft Kullpris Nordisk strømpris Linjekapasitet Europeisk strømpris CO 2 -pris CHP: Marginalkost kullkraft BNP-vekst Vindkraft Kjernekraft Solkraft Nordisk kraftbalanse er estimert å øke fra +7 TWh i 2012 til +54 TWh i En økning på 47 TWh Vann-, vind- og kjernekraft øker med 57 TWh, mens CHP og termisk energi øker med 3 TWh 7 Kilde: Markedskraft, SpareBank 1 Markets

8 De vanskelige strømprisene... Finansiell vs. fundamental tilnærming: Terminpriser vs. Markedskraft hva skal man tro på? EUR/MWh Strømpriser Terminpriser vs. Markedskraft EUR og NOK per MWh Terminprisbanen benytter terminpriser frem til og med 2023, inflasjonsjustert (2,5% p.a.) deretter Markedskrafts prisbaner går til 2035, inflasjonsjustert (2,5% p.a.) deretter Gir god avkastning på nyinvesteringer og på kjøp av eksisterende kraftaktiva, men gir også mer vind- og småkraft TWh? NOK/MWh* Gir dårlig avkastning på kraftinvesteringene og reduserte investeringer Terminpriser Markedskraft - Base case (system) 0 8 *For illustrasjonens skyld er NOK priser beregnet ved bruk av fast valutakurs (EURNOK = 7,95). I verdivurderinger er EURNOK fra Monte Carlo simuleringen benyttet Kilde: NASDAQ OMX, Markedskraft LTP (september 2013)

9 NOK / kwh Terminpriser og Markedskrafts prisbane i en Monte Carlo kontekst Strømpriser benyttet i verdivurderingen EUR og NOK per MWh 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0, % konfidensintervall 90 % konfidensintervall Forventet (Monte Carlo) Terminpriser Markedskraft - Base case (system) 9 Kilde: Markedskraft LTP (september 2013), Nasdaq OMX, SpareBank 1 Markets

10 EUR/MWh Vår initielle verdivurdering: Terminpriser vs. Markedskraft Strømpriser benyttet i verdivurderingen* EUR og NOK per MWh Terminpriser Markedskraft - Base case (Tromsø) OBS! OBS! Merk at Nord-Norge har lave prisforventninger fra Markedskraft sin side de er nesten på nivå med terminmarkedet Markedskraft - Base case (Oslo/Bergen/Kr.sand)** Markedskraft - Base case (Tr.heim) Svensk kraftoverskudd farger kraftprisene i Nord-Norge og Trøndelag og gir lavere kraftpriser i disse områdene - Linken mellom Nord-Norge og Sverige er sterkere enn linken mellom Trøndelag og Sverige Eksportmuligheter fra Sør-Norge til Nederland og UK gir høyere kraftpriser i Sør-Norge, hvor produsentene kan eksportere kraft på "peak"-priser til disse landene - Eksportmulighet til Tyskland bidrar også, men denne "kanalen" er mer uforutsigbar NOK/MWh* 10 * For illustrasjonens skyld er NOK priser beregnet ved bruk av fast valutakurs (EURNOK = 7,95). I verdivurderinger er EURNOK fra Monte Carlo simuleringen benyttet ** Markedskrafts estimater for prisområdene Oslo, Bergen og Kristiansand er tilnærmet like. For illustrasjonens skyld har vi derfor illustrert kun med en linje beregnet som snitt av de 3 områdene Kilde: NASDAQ OMX, Markedskraft LTP (september 2013)

11 11 Agenda

12 12

13 EBITDA (NOK mrd.) Kjøp av BKK? Avkastning ved kjøp på midtpris? Estimert til 4,4% med terminpriser på strøm Utvikling i EBITDA* per virksomhetsområde Kjøper og selger på samme EBITDA-multippel 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 2,0 Kjøper på EBITDA-estimat Selger på EBITDAestimat 1,7 1,7 1,6 1,6 1,6 1,6 1,7 1,7 1,8 1,8 1,8 1,9 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Strømpris (NOK / kwh) Kapitalstruktur v/ kjøp MNOK EV Finansielle eiendeler Kontanter Minoritetsinteresser 43 Rentebærende gjeld Mid EK-verdi Kjøp på EBITDA* EV/EBITDA (1 yr fwd) 13,1 Kjøpsyield (1 yr fwd) 7,7 % Kapitalstruktur v/ salg MNOK EV Finansielle eiendeler Kontanter Minoritetsinteresser 43 Rentebærende gjeld Mid EK-verdi Salg på EBITDA* EV/EBITDA (1 yr fwd) 13,1 Salgsyield (1 yr fwd) 7,7 % Kontantstrøm til investor gir 4,4% IRR frem til 2023 Kjøp/salg Utbytte ,0 12A 13E 14E 15E 16E 17E 18E 19E 20E 21E 22E 23E 24E 0, (0,5) Produksjon Nett Fiber Varme -0,1 (19 218) IRR = 4,4% Marked Øvrig Strømpris 31/ /5-15 1/5-17 1/5-19 1/5-21 1/ * EBITDA etter grunnrentebeskatning

14 EBITDA (NOK mrd.) Kjøp av BKK? Avkastning ved kjøp på midtpris? - Estimert til 7,8% med Markedskrafts estimater for strømpris Utvikling i EBITDA* per virksomhetsområde Kjøper og selger på samme EBITDA-multippel 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 Kjøper på EBITDA-estimat 2,0 Selger på EBITDAestimat 1,6 1,6 1,6 1,6 1,7 1,8 1,8 1,8 2,0 2,1 2,3 2,4 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Strømpris (NOK / kwh) Kapitalstruktur v/ kjøp MNOK EV Finansielle eiendeler Kontanter Minoritetsinteresser 43 Rentebærende gjeld Mid EK-verdi Kjøp på EBITDA* EV/EBITDA (1 yr fwd) 12,8 Kjøpsyield (1 yr fwd) 7,8 % Kjøp/salg Kapitalstruktur v/ salg MNOK EV Finansielle eiendeler Kontanter Minoritetsinteresser 43 Rentebærende gjeld Mid EK-verdi Salg på EBITDA* EV/EBITDA (1 yr fwd) 12,8 Salgsyield (1 yr fwd) 7,8 % Kontantstrøm til investor gir 7,8% IRR frem til 2023 Utbytte ,0 12A 13E 14E 15E 16E 17E 18E 19E 20E 21E 22E 23E 24E 0, (0,5) Produksjon Nett Fiber Varme Marked Øvrig Strømpris -0,1 (19 218) IRR = 7,8% 31/ /5-15 1/5-17 1/5-19 1/5-21 1/ * EBITDA etter grunnrentebeskatning

15 Avkastning i tråd med CAPM? Avkastningskrav til egenkapitalen er beregnet til 7,0 % Vektet WACC og Beta BKK Kraft Varme Nett Oms Øvrig Nett øvrig Fiber Beta 0,6 0,5 0,4 0,8 1,4 1,4 1,4 EBIT 12/13 NOKm (13) Vekt % 74,05 % 1,55 % 17,19 % 2,67 % - 1,33 % 3,20 % Vektet beta 0,61 Antagelser Gj. snitt β asset = 0,61 Antatt β debt = 0,30 R f = 4,0 % Risikopremie etter skatt (M P ) = 5,5 % Gjeldsandel = 30,0 % Skatt = 27% Steg 1: Beregner β equity β equity = β asset + β asset β debt debt equity β equity = 0,61 + 0,61 0,30 30% 70% = 0, 74 Steg 2: Beregner r equity v / CAPM r equity = β equity M P + R f (1 t) r equity = 0,74 5,5 + 4,0 % 1 27 % = 7, 0 % Avkastningskravet ligger i det øverste kvartilet i IRR rangen IRR vs. avkastningskrav % 0 % 4,4% 7,0% 7,8% IRR v/ terminpriser Avkastningskrav IRR v/ MKs priser Implisitt strømprisbane i avkastningskravet (NOK / kwh) 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0, Terminpriser Markedskraft Prisbane i avkastningskravet 15

16 Bruk av CAPM Kalkulering av kapitalkostnad (WACC) Formel: Rf 1 t + (MP β A ) Rf = 4 %. Tilsvarer langsiktige inflasjonsforventninger (2,5%) pluss en realavkastning på lange norske statsobligasjoner på 1,5 % (og en realavkastning mot lange swaprenten på ca 2%) t = skattesats = 27 %. Skattesats i statsbudsjettet for 2014 MP = 5,5 %. Tilsvarer risikopremien på Oslo Børs (5 %, gjengs bruk i kapitalmarkedet ref. PWC og NFF for 2011 og 2012), pluss en likviditetspremie på 0,5 % β A = 0,6. Noe lavere enn aktivabeta på Oslo Børs (som tilsvarer 0,8 med gjeldsgrad på 25%) β A Oslo Børs = W E β E + (1 W E ) B D β A Oslo Børs = 0, ,75 0,25 β A Oslo Børs = 0,81 Kraftproduksjon er mindre syklisk enn markedet for øvrig, derfor benyttes 0,6 som aktivabeta I nettvirksomheten benyttes 0,4 som aktivabeta For salg mot sluttbruker benyttes 0,8 som aktivabeta Fjernvarme har karakteristika fra både nett og produksjon, derfor benyttes gjennomsnitt av nett- og kraftbeta som er 0,5 For øvrig virksomhet (inkludert fiber) benyttes 1,4 som aktivabeta 16 Kilde: "Risikopremien i det norske markedet 2011 og 2012" PWC og NFF, Fama og French

17 EBITDA (NOK mrd.) Hvor mye på øvrig virksomhet i BKK vokse med per år for å forsvare avkastningskravet? - Gitt midtpriser, må øvrig virksomhet vokse med 2,8% dersom avkastningskravet skal nås Utvikling i EBITDA per virksomhetsområde Kjøper og selger på samme EBITDA-multippel 2,5 2,0 1,5 1,0 Kjøper på EBITDA-estimat 2,0 1,7 1,6 1,6 1,6 Selger på EBITDAestimat 1,7 1,8 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 Strømpris (NOK / kwh) Kapitalstruktur v/ kjøp MNOK EV Finansielle eiendeler Kontanter Minoritetsinteresser 43 Rentebærende gjeld Mid EK-verdi Kjøp på EBITDA* EV/EBITDA (1 yr fwd) 12,9 Kjøpsyield (1 yr fwd) 7,8 % Kjøp/salg Kapitalstruktur v/ salg Utbytte MNOK EV Finansielle eiendeler Kontanter Minoritetsinteresser 43 Rentebærende gjeld Mid EK-verdi Salg på EBITDA* EV/EBITDA (1 yr fwd) 12,9 Salgsyield (1 yr fwd) 7,8 % Kontantstrøm til investor gir 7,0% IRR frem til ,5 0, ,0 12A 13E 14E 15E 16E 17E 18E 19E 20E 21E 22E 23E 24E Produksjon Øvrig Strømpris 0,0 (19 218) IRR = 7,0% 31/ /5-15 1/5-17 1/5-19 1/5-21 1/ * EBITDA etter grunnrentebeskatning

18 Dashboard 18

19 Komparativ investeringsavkastning på terminpris og MK prisbaner 20% 15% 10% 5% 0% -5% 7,1 % 1,7 % 11,1 % 6,7 % -4,7 % 3,6 % -18,2 % 4,8 % 96 % 93 % 78 % 11% 10% 9% 9% 8% 65 % 9,7 % 9,8 % 8,4 % 61 % 59 % 58 % 8% 6% 7% 7% 7,8 % 60 % 7,1 % 7,1 % 7% 7% 7,1 % 7% 6% 6,6 % 7% 54 % 6% 6% 6% 6% 7% 5% 5,7 % 4% 5% 5% 4% 5% 45 % 46 % 3% 3% 3% 3% 3,3 % 3% 44 % 2,8 % 3% 2,0 % 2% 35 % 0,3 % 35 % 36 % 31 % -0,5 % -4,8 % 26 % -2,0 % 23 % 23 % 18 % 20 % 16 % 13 % 10 % 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% -10% 0% Sogn og Hafslund Sunnhordaland Sognekraft Salten BKK HelgelandsKraft Haugaland Kraft Fjordane Energi Kraftlag Kraftsamband IRR (termin) IRR (MK) Avk. krav til EK* Utbytteyield Vekst i EBITDA eks. prod.* Kjøpsyield Akk. FFO ift. kjøpspris* Reell EBITDA vekst gitt midpris LTV kjøpstidspunkt Snitt LTV * Kjøpsverdi (NOK mrd.) 3,4 14,3 4,7 1,3 2,1 19,2 2,3 3,9 19 * Gitt midpris (terminpris vs. Markedskrafts prisbaner) ** Gitt terminpris FFO = Free funds from operations, tilsvarer årsresultat + avskrivninger

20 Kjøpspris, kjøpsyield og investeringsavkastning 12% 11,1 % 10% 10,0 % 9,3 % 9,0 % 9,7 % 9,8 % 8% 6% 4% 7,1 % 5,6 % 8,4 % 5,9 % 7,1 % 7,1 % 5,5 % 5,0 % 7,9 % 6,6 % 6,5 % 7,8 % 7,8 % 4,4 % 6,1 % 5,4 % 5,2 % 4,8 % 2% 0% Sogn og Fjordane Energi Hafslund Sunnhordaland Kraftlag Sognekraft Salten Kraftsamband BKK HelgelandsKraft Haugaland Kraft IRR (termin) IRR (MK) Kjøpsyield Kjøpsverdi (NOK mrd.) 3,4 14,3 4,7 1,3 2,1 19,2 2,3 3,9 20

21 Utbytteyield og FFO, samt LTV 12% 93 % 96 % 100% 90% 10% 78 % 80% 8% 6% 4% 2% 45 % 35 % 4,0 % 54 % 46 % 3,4 % 61 % 26 % 18 % 59 % 2,7 % 23 % 2,7 % 16 % 58 % 44 % 35 % 3,2 % 65 % 36 % 31 % 3,4 % 3,4 % 23 % 10 % 60 % 20 % 13 % 2,1 % 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Sogn og Fjordane Energi Hafslund Sunnhordaland Kraftlag Sognekraft Salten Kraftsamband BKK HelgelandsKraft Haugaland Kraft 0% Utbytteyield Akk. FFO ift. kjøpspris* LTV kjøpstidspunkt Snitt LTV * 21 * Gitt midpris (terminpris vs. Markedskrafts prisbaner) FFO = Free funds from operations, tilsvarer årsresultat + avskrivninger

22 Akkumulert realvekst i EBITDA med terminpris, midtpris og MK til % 30% 29,2 % 31,5 % 28,9 % 20% 17,3 % 21,6 % 10% 0% -10% -20% 7,1 % 1,7 % -13,2 % -12,9 % 11,1 % -7,8 % 6,7 % -13,8 % 1,3 % -4,7 % -8,0 % 3,6 % -13,2 % -14,0 % -18,2 % -22,1 % 11,3 % 4,8 % -1,5 % -30% Sogn og Fjordane Energi Hafslund Sunnhordaland Kraftlag Sognekraft Salten Kraftsamband BKK HelgelandsKraft Haugaland Kraft Reell EBITDA vekst gitt midpris Reell EBITDA vekst gitt termin Reell EBITDA vekst gitt MK 22

23 Investeringsavkastning, CAPM og vekst i EBITDA med midtpris 12% 11,1 % 100% 10% 8% 6% 4% 2% 8,6 % 6,9 % 5,6 % 4,0 % -4,8 % 10,0 % 8,1 % 7,3 % 5,9 % 3,4 % 0,3 % 9,3 % 9,0 % 7,9 % 7,8 % 7,5 % 7,1 % 7,0 % 7,2 % 7,0 % 6,6 % 6,3 % 6,1 % 6,4 % 6,5 % 5,7 % 5,9 % 5,5 % 5,0 % 5,4 % 4,4 % 3,2 % 3,4 % 3,4 % 3,3 % 2,7 % 2,7 % 2,0 % 2,8 % -2,0 % -0,5 % 6,8 % 5,2 % 5,0 % 4,8 % 5,7 % 2,1 % 80% 60% 40% 20% 0% 0% Sogn og Fjordane Energi Hafslund Sunnhordaland Kraftlag Sognekraft Salten Kraftsamband BKK HelgelandsKraft Haugaland Kraft -20% IRR (termin) IRR (MK) IRR (midpris) Avk. krav til EK* Utbytteyield Vekst i EBITDA eks. prod.* Kjøpsverdi (NOK mrd.) 3,4 14,3 4,7 1,3 2,1 19,2 2,3 3,9 23 * Gitt midpris (terminpris vs. Markedskrafts prisbaner)

24 Komparativ avkastning kraft, eiendom og OPS Forventet avkastning og std. avvik Forventet avkastning Standardavvik Sharpe ratio (h.akse) 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 4,0 % 5,9 % 5,4 % 10,8 % 6,5 % 10,0 % 12,0 % 12,0 % 7,0 % 7,0 % Pensjonskasse SPU OPS Eiendom Kraft Aksjeandel 30% 60% 100% 100% 100% 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00 Direkteinvesteringer Reduserte kredittmarginer i obligasjonsmarkedet og et aksjemarked i all-time-high vil stimulere til økt investorapetitt for alternative investments innen eiendom, småkraft, nett, infrastruktur og OPS. Det er imidlertid ingen superavastning man snakker om, men sett i relasjon til SPU og pensjonskasseforvaltning gir det høy avkastning, men med høy grad av illikviditet... 24

25 Oppsummering Vi tror ikke terminprisene reflekterer de faktiske kraftprisene vi får se fremover Vi tror heller ikke at Markedskraft får rett i sine prisbaner det stimulerer til stor utbygging av fornybar kraft som vil presse prisene ned Vi tror ikke på massiv utbygging av vindkraft pga lave kraftpriser vinduet begynner dessuten å lukke seg Vi tror kjernekraft blir faset ned i Sverige med årene Vi tror kabler blir bygget og at vi får en forsvarlig og gjennomtenkt overføringskapasitet uten at det skaper «adverse implications» eller uante negative konsekvenser for kraftmarkedet Vi tror kraftsektoren klarer å håndtere en balanse uten å skape massivt overskudd på tilbudssiden Vi tror «riktige» priser på belånt kraftaktiva gir en avkastning på rundt 7% IRR etter selskapsskatt Vi er skeptiske til balansekraft fra Norge en grønn og våt drøm? Norge som det grønne batteri er vanskelig å se for seg uten at man samtidig har kunder i kontinental- Europa som ønsker å kjøpe balansekraft fra Norge... Prisbanen vi tror på i dag, ligger et sted mellom Markedskraft og terminprisene, det er der likevekt i realvekst ligger for norske kraftselskaper Vi mener vi har forholdsvis god oversikt over hva kraftselskapene i Norge skal og bør være priset til under de rådende markedsomstendigheter, men dette er et moving target, nesten som aksjemarkedet... 25

26 ...og så, 45 minutter om finansieringsutfordringene... Neida... Av de 12 selskapene vi så langt har analysert investeringsprogrammene til frem til 2020, har alle, uten unntak finansieringskapasitet via bank eller obligasjonsmarkedet hvor de holder seg på investment grade selv på terminpriser ETTER nyinvesteringer... Finansieringsutfordringer har man kun på tvilsomme eller ulønnsommet prosjekter... I dag er disse hovedsakelig innen utbygging av vindkraft... 26

27 Kontaktdetaljer SpareBank 1 Markets Olav Vs gt. 5 N-0161 Oslo, Norway Tel: Fax: Trond V. Thomson Direktør Corporate Finance SpareBank 1 Markets Kontor: Mobil: tvt@sb1markets.no Ole-Martin Tronstad Senior Associate SpareBank 1 Markets Kontor: Mobil: omt@sb1markets.no Lars Erik Juul Rådgiver SpareBank 1 Markets, Trondheim Kontor: Mobil: lars.juul@sb1markets.no Guttorm Egge Analysesjef kreditt SpareBank 1 Markets Kontor: Mobil: guttorm.egge@sb1markets.no Eyvind Width Fremmedkapital SpareBank 1 Markets Kontor: Mobil: eyvind.width@sb1markets.no 27