obwód iwanofrankiwski, Ukraina
Grzbietowa farma wiatrowa o mocy 30 MW na wysokości 1 100 m w Karpatach ukraińskich. Produkcja ze szczytem zimowym, uzupełniająca projekty fotowoltaiczne o szczycie letnim, na najbezpieczniejszym terenie w kraju i w granicach Wyspy Energetycznej Bursztyn, pracującej synchronicznie z ENTSO-E.
Kompletna dokumentacja projektu dla inwestorów instytucjonalnych i indywidualnych. Każda wartość przedstawiona poniżej wynika z modelu finansowego podsumowanego na tej stronie; źródła pierwotne wymieniono na końcu dokumentu.
Farma wiatrowa o mocy 30 MW, złożona z pięciu turbin po 6,0 MW, na eksponowanym karpackim grzbiecie na wysokości około 1 100 m w obwodzie iwanofrankiwskim, przyłączona na napięciu 110 kV w granicach Wyspy Energetycznej Bursztyn. Trzeba wprost powiedzieć o kompromisie leżącym w sercu tego projektu: Karpaty nie są najlepszym zasobem wiatru na Ukrainie. Południowy step ma 7–8 m/s na wysokości 100 m i istotnie tańsze warunki budowy. To, co Karpaty dają w zamian, to bezpieczeństwo, dostęp do sieci i dopasowanie sezonowe — a w warunkach wojny na Ukrainie warto za to zapłacić. Scenariusz bazowy daje 12,1% IRR kapitału własnego przy minimalnym wskaźniku pokrycia obsługi długu (DSCR) 1,56x w 14-letnim okresie kredytowania.
Cztery powody, dla których ta lokalizacja jest warta rozwoju mimo przeciętnych zasobów wiatru, oraz jeden powód, który niemal ją przekreśla.
Obwód iwanofrankiwski jest regionem najbardziej odległym od linii styczności bojowej i doświadczył najmniejszych zniszczeń infrastruktury energetycznej. Dla aktywa o projektowanym okresie eksploatacji 25 lat, finansowanego długiem na 14 lat, ma to większe znaczenie niż punkt procentowy współczynnika wykorzystania mocy. Lokalizacje w południowym stepie o najlepszym wietrze są zarazem tymi, które były ostrzeliwane.
Strefa UA-BEI wokół Bursztyna pracuje synchronicznie z systemem Europy kontynentalnej na długo przed awaryjną synchronizacją pozostałej części kraju w 2022 r. Wytwarzanie w tym miejscu ma fizyczny dostęp do rynku węgierskiego, słowackiego i rumuńskiego, co stanowi realną opcję eksportową oraz zabezpieczenie przed krajowym ryzykiem cenowym i ryzykiem kontrahenta.
Wiatr w Karpatach ma szczyt zimą, dokładnie wtedy, gdy ukraińskie ceny są najwyższe — indeks rynku dnia następnego za grudzień 2025 r. wyniósł 130 €/MWh wobec 104 €/MWh średnio w całym roku — i dokładnie wtedy, gdy projekty „fotowoltaika z magazynem energii” są najsłabsze. Portfel obejmujący jedne i drugie jest znacznie mniej sezonowy niż każdy z nich osobno.
Fotowoltaika na Ukrainie kanibalizuje własną cenę: produkuje w godzinach południowych, gdy ceny spadają niemal do zera — i to jest cały powód istnienia projektów magazynowych. Wiatr tak nie działa. Produkuje nocą oraz w wieczornym szczycie, gdy w systemie nie ma produkcji ze słońca, a ceny są najwyższe. Modelujemy cenę uzyskaną na poziomie 105 €/MWh wobec indeksu bazowego około 104 €/MWh — czyli w przybliżeniu parytet — podczas gdy niezmagazynowana energia z PV uzyskuje zaledwie jedną trzecią tej wartości.
Budowa w trudnym terenie jest droga, a zasoby wiatru przeciętne, dlatego uśredniony koszt energii wychodzi na poziomie 110 €/MWh. Jest to znacznie powyżej 30–40 $/MWh, po których notuje się na świecie lądową energetykę wiatrową, i powyżej tego, co osiągnęłaby lokalizacja stepowa w obwodzie mikołajowskim. Projekt ten nie jest konkurencyjny pod względem kosztu energii. Jest konkurencyjny pod względem skorygowanej o ryzyko wykonalności, a inwestor, który nie przyjmuje takiego ujęcia, nie powinien w niego inwestować.
Karpackie zasoby wiatru silnie zależą od wysokości. W dnach dolin średnia prędkość wiatru wynosi zaledwie 1,0–3,7 m/s i jest bezwartościowa dla produkcji energii, ale powyżej około 600 m prędkość wiatru rośnie niemal liniowo z wysokością, a eksponowane grzbiety powyżej 1 000 m stają się opłacalne. Na tej właśnie podstawie wybrano naszą lokalizację.
| Wskaźnik | Wartość |
|---|---|
| Średnia prędkość wiatru na wysokości osi wirnika | 6.8 m/s |
| Wysokość grzbietu | 1,100 m |
| Wysokość osi wirnika | 120 m |
| Średnica wirnika | 150 m |
| Moc jednostkowa | 340 W/m² |
| Współczynnik wykorzystania mocy brutto | 36.5% |
| Współczynnik wykorzystania mocy netto | 30.1% |
| Produkcja netto, rok 1 | 79,058 MWh |
| Ekwiwalentne godziny pracy z pełną mocą | 2,635 h |
Założone 4,5% strat z tytułu oblodzenia zasługuje na uwagę, ponieważ jest to strata najczęściej zaniżana w karpackich studiach wykonalności. Szron na wysokości 1 100 m pogarsza profil łopaty jeszcze przed tym, gdy doprowadzi do wyłączenia turbiny, a straty kumulują się dokładnie w tych miesiącach zimowych, na które przypadają najwyższe ceny. Posłużyliśmy się wartością ogólną; ocena oblodzenia specyficzna dla lokalizacji, oparta na kampanii pomiarowej z masztu pomiarowego, jest warunkiem zawieszającym, a nie mile widzianym dodatkiem.
Średnia 6,8 m/s to oszacowanie na podstawie danych mezoskalowych i regionalnych zależności od wysokości, a nie wynik pomiarów. Dwunastomiesięczna kampania pomiarowa na maszcie pomiarowym na wysokości osi wirnika, dająca finansowalną (bankable) ocenę produktywności P50 i P90, jest najważniejszą otwartą kwestią tego projektu — tabela wrażliwości pokazuje, dlaczego. Żaden kredytodawca nie sfinansuje budowy bez niej i żaden inwestor kapitałowy również nie powinien tego robić.
Konwencjonalna turbina lądowa o niskiej mocy jednostkowej, wybrana dla lokalizacji o średnim wietrze i wysokiej turbulencji.
| Wskaźnik | Wartość |
|---|---|
| Turbiny wiatrowe | 5 |
| Moc znamionowa jednej turbiny | 6.0 MW |
| Łączna moc zainstalowana | 30 MW |
| Wysokość osi wirnika | 120 m |
| Średnica wirnika | 150 m |
| Odstęp między turbinami wzdłuż grzbietu | 600 m (4.0 D) |
| Klasa turbulencji IEC | IEC IIIB / S — wymagana ocena przydatności dla konkretnej lokalizacji |
| Pakiet do klimatu zimnego | Podgrzewanie łopat, smary niskotemperaturowe, detekcja oblodzenia |
| Roczna degradacja produkcji | 0.5% rocznie |
| Projektowany okres eksploatacji | 25 Rok |
Lądowa energetyka wiatrowa notowana jest na świecie na poziomie 1 150–1 800 $/kW, przy czym górna granica odzwierciedla ograniczoną logistykę i trudny teren. Ten projekt wypada na 1 654 €/kW, blisko owej górnej granicy, a przyczynę widać w pozycjach kosztowych: górskie drogi, fundamenty w skale i linia o długości 14 km.
| Łącznie | €49,610,000 |
|---|---|
| Nakłady inwestycyjne na kW mocy zainstalowanej | €1,654/kW |
| VAT importowy i cło | Zwolnienie dla urządzeń fotowoltaicznych i magazynów energii (ustawy nr 3853-IX i 3854-IX) |
Skala tego projektu jest świadomą konsekwencją takiej struktury kosztów. Drogi, przyłączenie do sieci i rozwój projektu w lokalizacji górskiej są w znacznej mierze stałe, dlatego muszą zostać rozłożone na tyle mocy, ile grzbiet jest w stanie pomieścić. Najpierw zmodelowaliśmy wariant 18 MW: dał 1 751 €/kW oraz, co poważniejsze, DSCR w scenariuszu negatywnym na poziomie 0,93 — projekt niezdolny do obsługi własnego długu w roku o słabym wietrze. Przy 30 MW ten sam scenariusz negatywny osiąga 1,09x. Trzydzieści megawatów nie jest tu ambicją, lecz minimalną wielkością zapewniającą wykonalność.
Przychody to jeden strumień: energia sprzedawana na rynku dnia następnego i rynku dnia bieżącego albo w ramach korporacyjnej umowy PPA. Nie ma tu arbitrażu ani magazynowania, co czyni ten projekt znacznie prostszym w modelowaniu niż projekty bateryjne — i znacznie bardziej zależnym od zasobów wiatru.
| Wskaźnik | Wartość |
|---|---|
| Produkcja netto | 79,058 MWh |
| Cena uzyskana | €105/MWh |
| Przychody w pierwszym roku | €8,301,056 |
Cena uzyskana 105 €/MWh odpowiada w przybliżeniu indeksowi bazowemu za cały rok 2025 na poziomie 103,8 €/MWh. Zakładamy, że wiatr uzyskuje cenę na poziomie parytetu z indeksem bazowym — nie lepszą. Dla źródła o profilu zimowym, na rynku, na którym ceny zimowe są o 25% wyższe od średniej rocznej, jest to założenie konserwatywne i celowo pozostawia potencjał eksportu oraz umowy PPA poza scenariuszem bazowym.
| Wskaźnik | Kwota |
|---|---|
| Pełnoserwisowa umowa eksploatacji i utrzymania turbin (48 €/kW/rok) | €1,440,000 |
| Koszty niezbilansowania i rynku bilansującego (6 €/MWh) | €474,346 |
| Ubezpieczenie (0,4% nakładów inwestycyjnych) | €223,245 |
| Zarządzanie aktywem i administracja spółki celowej (SPV) | €150,000 |
| Ochrona fizyczna i zabezpieczenie terenu | €75,000 |
| Dzierżawa gruntu i opłaty za użytkowanie lasu | €90,000 |
| Fundusz na rzecz społeczności lokalnej i opłaty gminne | €60,000 |
| Łączne koszty operacyjne | €2,512,591 |
Koszt bilansowania 6 €/MWh jest realny i charakterystyczny właśnie dla wiatru. W odróżnieniu od projektów bateryjnych, które są dyspozycyjne i mogą same zamknąć niezbilansowanie poprzez handel, farma wiatrowa płaci za błąd prognozy. Ukraiński system rozliczania niezbilansowania jest bezlitosny, a ta pozycja rośnie przy słabej jakości prognoz.
Trzy scenariusze na tej samej strukturze kapitału. Warto zauważyć, że scenariusz negatywny nie jest komfortowy i nie upiększaliśmy go.
Współczynnik wykorzystania mocy netto 30,1%, cena uzyskana 105 €/MWh, udział długu 60% przy oprocentowaniu 8,5% na 14 lat.
Współczynnik wykorzystania mocy netto 33,5%, osiągalny, jeżeli maszt pomiarowy potwierdzi górny przedział zasobów, a pakiet do klimatu zimnego ograniczy straty z tytułu oblodzenia, w połączeniu z ceną uzyskaną 115 €/MWh o profilu zimowym albo korporacyjną umową PPA na takim poziomie.
Współczynnik wykorzystania mocy 28,3% i cena uzyskana 88 €/MWh. Kapitał własny nie przynosi praktycznie nic, a DSCR spada do 1,09x. Projekt nadal obsługuje dług, ale zaledwie, i właśnie ten scenariusz wyznacza poziom dźwigni.
| Wskaźnik | Wartość |
|---|---|
| Łączne nakłady inwestycyjne | €49,610,000 |
| Transza kapitału własnego | €19,844,000 |
| Dług senioralny (65%) | €29,766,000 |
| Udział długu senioralnego | 60% |
| Oprocentowanie długu senioralnego | 8.5% |
| Okres kredytowania długu senioralnego | 14 Rok |
Ani EBOR, ani IFC nie publikują marż ani okresów kredytowania dla ukraińskich kredytów w sektorze energetycznym, dlatego przyjęta w scenariuszu bazowym stopa 8,5% jest naszym szacunkiem, a nie wartością pochodzącą ze źródła. Przedstawiona poniżej analiza wrażliwości na warunki finansowania pokazuje, jak silnie wynik od niej zależy.
Podobnie jak w projektach magazynowych, scenariusz operacyjny i finansowanie są niezależnymi dźwigniami. Zestawienie scenariusza optymistycznego z długiem senioralnym oprocentowanym na 6,5% — czyli na poziomie wynikającym z finansowania EBOR lub IFC z pokryciem pierwszej straty w ramach Instrumentu Inwestycyjnego UE dla Ukrainy — podnosi zwrot z kapitału własnego jeszcze wyżej.
Dominują współczynnik wykorzystania mocy i cena uzyskana, a są to dwie zmienne, które znamy najmniej dokładnie do czasu zakończenia kampanii pomiarowej. Pomyłka o trzy punkty procentowe we współczynniku wykorzystania mocy kosztuje około dwóch punktów IRR kapitału własnego. Jest to zwyczajny stan projektu wiatrowego przed pomiarami masztowymi i właśnie dlatego ścieżką krytyczną jest ocena zasobów, a nie zakup turbin.
Obliczony przy stopie dyskontowej 11% w okresie 25 lat. Przy 110 €/MWh projekt ten jest drogi według międzynarodowych standardów lądowej energetyki wiatrowej i nie zostałby zbudowany w Niemczech ani w Hiszpanii. Tutaj działa, ponieważ ukraińskie ceny hurtowe są wysokie, regulacyjny limit cenowy wynosi 15 000 ₴/MWh, a alternatywne lokalizacje o lepszym wietrze obarczone są ryzykiem wojennym, którego ta nie ma.
Pięć turbin rozmieszczono wzdłuż grani w odstępach 600 m — czyli czterech średnic wirnika, dość szeroko, aby utrzymać niskie straty aerodynamiczne na grzbiecie, na którym wiatr wieje przeważnie w poprzek zbocza. Jedna droga technologiczna łączy wszystkie stanowiska, a stacja elektroenergetyczna farmy znajduje się na niżej położonym wschodnim końcu, skąd linia 110 kV odchodzi do sieci.
| Wskaźnik | Wartość |
|---|---|
| Wydzierżawiony korytarz na grzbiecie | 3.0 × 0.8 km |
| Odstęp między turbinami | 600 m (4.0 D) |
| Wysokość całkowita do końca łopaty nad poziomem terenu | 195 m |
| Droga technologiczna, nowa i przebudowana | 8.5 km |
| Linia napowietrzna do punktu przyłączenia | 14 km |
| Napięcie przyłączenia | 110 kV |
Lokalizacje turbin mają charakter orientacyjny. Ostateczne mikrolokalizowanie nastąpi po kampanii pomiarowej na maszcie, ocenie turbulencji dla konkretnej lokalizacji oraz wstępnym screeningu środowiskowym; każde z nich może przesunąć stanowisko o kilkaset metrów albo je wyeliminować. Wstawkę z profilem wysokościowym wykonano z przesadzoną skalą pionową, aby turbiny były czytelne; odległości w poziomie na planie zachowują skalę.
Zdjęcia porównywalnych farm wiatrowych zlokalizowanych na grzbietach górskich, zamieszczone w celu przedstawienia fizycznej postaci obiektu. Nie są to zdjęcia niniejszej lokalizacji, która nie została jeszcze wybudowana.
Energetyka wiatrowa w Karpatach jest prosta prawnie i kontrowersyjna środowiskowo. To drugie stanowi rzeczywiste ograniczenie.
Próg wytwarzania niewymagającego licencji podniesiono do 20 MW do 1 stycznia 2028 r., zatem przy 30 MW projekt ten wymaga licencji na wytwarzanie energii od regulatora. Grunty na grzbietach należą zwykle do państwowego funduszu leśnego, co oznacza konieczność zmiany przeznaczenia terenów leśnych obok samej dzierżawy gruntu — proces wolniejszy i bardziej polityczny niż dzierżawy rolne wykorzystywane przez projekty fotowoltaiczne.
Pełna ocena oddziaływania na środowisko (OOŚ) z konsultacjami społecznymi jest obowiązkowa. Lokalizacje karpackie dodatkowo wchodzą w zakres Konwencji Karpackiej, obszarów Sieci Szmaragdowej oraz korytarzy migracji ptaków i nietoperzy wzdłuż linii grzbietów. Posłowie do Parlamentu Europejskiego publicznie krytykowali rozwój energetyki wiatrowej w Karpatach ukraińskich z powodu wylesiania, a Ukraina musiała odpowiadać na dosadne pytania o wycinkę lasu pod turbiny przy jednoczesnym otrzymywaniu międzynarodowych środków na jego ochronę. Każdy deweloper powinien się tu liczyć ze zorganizowanym sprzeciwem i planować go, a nie być nim zaskoczony.
Energetyka wiatrowa jest uprawniona do udziału w państwowej aukcji dla odnawialnych źródeł energii, a odrębnie w przetargu na 1 505 MW mocy elastycznych. Żadnego z nich nie założono w scenariuszu bazowym; cena aukcyjna działa jako dolny pułap modelowany w scenariuszu negatywnym.
Przyłączenie na napięciu 110 kV do sieci UA-BEI. Sieć lokalna jest słabsza od systemu przesyłowego, dlatego w kaskadzie strat uwzględniamy 2% rezerwy na ograniczanie generacji. Wiążące dane o zdolności przyłączeniowej i koszcie pojawią się wraz z warunkami technicznymi od operatora systemu.
Podatek dochodowy od osób prawnych wynosi 18%. Importowane urządzenia fotowoltaiczne i magazynujące są zwolnione z VAT i cła. Przyspieszona amortyzacja pozwala na zamortyzowanie maszyn i urządzeń w ciągu dwóch lat do końca 2030 r., co chroni przepływy pieniężne w pierwszych latach — zostało to odzwierciedlone w modelu. Dywidendy wypłacane udziałowcowi nierezydentowi podlegają 15% podatkowi u źródła, obniżalnemu do 5% na podstawie umowy Ukraina–Cypr, jeżeli udziałowiec posiada co najmniej 20% udziałów.
Ukraińska spółka z ograniczoną odpowiedzialnością jest stroną umowy dzierżawy gruntu oraz posiadaczem przyłączenia do sieci i pozwoleń, a jej udziały należą do spółki holdingowej z siedzibą w UE, przez którą kierowany jest kapitał inwestorów. Repatriacja dywidend pozostaje objęta ograniczeniami Narodowego Banku Ukrainy wynikającymi ze stanu wojennego, co ujawniamy jako kwestię otwartą.
| Wskaźnik | Istotność | Środki ograniczające |
|---|---|---|
| Niepewność zasobów wiatru — brak jeszcze danych z masztu pomiarowego | Wysoka | Ocena produktywności opiera się na modelowaniu mezoskalowym, a nie na pomiarach. Dwunastomiesięczna kampania pomiarowa na maszcie na wysokości osi wirnika, dająca finansowalną ocenę P50/P90, jest warunkiem zawieszającym ostatecznej decyzji inwestycyjnej. Do jej zakończenia współczynnik wykorzystania mocy należy traktować jako oszacowanie o wiarygodnym przedziale ±3 punkty procentowe, co według tabeli wrażliwości przekłada się na około ±2 punkty IRR kapitału własnego. |
| Sprzeciw środowiskowy i opóźnienia w uzyskiwaniu pozwoleń | Wysoka | Rozwój energetyki wiatrowej w Karpatach jest aktywnie kontestowany z uwagi na wylesianie i bioróżnorodność, w tym na poziomie Parlamentu Europejskiego. Środkami ograniczającymi są wczesne i rzeczywiste zaangażowanie społeczności lokalnych oraz organów ochrony przyrody, lokalizowanie poza działkami Sieci Szmaragdowej, finansowany program korzyści dla społeczności lokalnej oraz program pozwoleniowy z realistycznym zapasem czasu. Ryzyko to może opóźnić lub całkowicie przekreślić projekt i nie może zostać w pełni ograniczone przez dewelopera. |
| Ryzyko militarne i ryzyko fizycznego uszkodzenia aktywów | Wysoka | Obwód iwanofrankiwski jest regionem o najniższej ekspozycji na Ukrainie, co jest głównym powodem wyboru lokalizacji, ale żadne miejsce w kraju nie jest bezpieczne przed uderzeniami dalekiego zasięgu, a turbiny są trudne w naprawie. Ubezpieczenie od ryzyka wojennego pozostaje faktycznie niedostępne dla ukraińskiej infrastruktury energetycznej; środkiem ograniczającym jest gwarancja pierwszej straty od międzynarodowej instytucji finansowej, a w jej braku ryzyko to obciąża kapitał własny. |
| Oblodzenie i praca w warunkach zimowych | Średnia | Założono 4,5% strat z tytułu oblodzenia. Szron na wysokości 1 100 m obniża produkcję w miesiącach o najwyższych cenach i jest powszechnie niedoszacowywany. Środkami ograniczającymi są pakiet turbiny do klimatu zimnego z podgrzewaniem łopat i detekcją oblodzenia oraz badanie oblodzenia dla konkretnej lokalizacji na podstawie kampanii pomiarowej. |
| Koszt budowy w trudnym terenie i dostęp | Średnia | Górskie drogi, fundamenty w skale i dojazd dźwigu na stromym terenie to pozycje kosztowe najbardziej narażone na przekroczenie, a transport łopat na wysokość 1 100 m ogranicza wybór modelu turbiny. Środkami ograniczającymi są umowa EPC „pod klucz” z ceną stałą i karami umownymi, wczesne badania geotechniczne oraz inwentaryzacja trasy przed wyborem turbiny. Przewidziano 10-procentową rezerwę na nieprzewidziane wydatki. |
| Ryzyko ceny rynkowej i ceny uzyskanej | Średnia | Przychody to jeden niezabezpieczony strumień. Środkami ograniczającymi są cena aukcyjna jako dolny pułap, korporacyjna umowa PPA z odbiorcą przemysłowym w strefie bursztyńskiej oraz opcja eksportu do Węgier i na Słowację. Scenariusz negatywny modeluje to bezpośrednio. |
| Ograniczanie generacji i zdolność przyłączeniowa | Średnia | Sieć UA-BEI jest stosunkowo słaba. Uwzględniono 2% rezerwy na ograniczanie generacji; wiążąca zdolność przyłączeniowa pojawi się wraz z warunkami technicznymi. Współlokalizacja magazynu energii przy stacji elektroenergetycznej jest oczywistym środkiem na późniejszym etapie i podniosłaby także cenę uzyskaną. |
| Niedopasowanie walutowe | Niska | Przychody w hrywnie wobec długu w euro i zwrotów dla inwestorów w euro, przy braku głębokiego rynku instrumentów zabezpieczających o długich terminach. Częściowo równoważy to fakt, że ukraińskie ceny hurtowe podążają za parytetem importowym wyrażonym w euro, a regulacyjny limit cenowy jest okresowo podnoszony. |
Trzydzieści megawatów mocy ze szczytem zimowym w regionie Ukrainy najmniej narażonym na ataki to bezpośredni wkład w bezpieczeństwo energetyczne kraju, a nie tylko w dekarbonizację. Uczciwą przeciwwagą jest to, że budowa na grzbietach w Karpatach ma realny koszt ekologiczny i koszt ten należy podawać obok korzyści.
Drogi technologiczne i platformy pod turbiny na zalesionym grzbiecie wymagają wycinki, fragmentują siedliska i zmieniają hydrologię górską, a linie grzbietów są korytarzami migracji ptaków i nietoperzy. Skutki te są trwałe przez cały okres eksploatacji aktywa i częściowo trwałe po jego zakończeniu. Środki ograniczające — mikrolokalizowanie poza wrażliwymi działkami, procedury sezonowego wyłączania w okresie migracji, zalesienia kompensacyjne oraz finansowany program korzyści dla społeczności lokalnej — zmniejszają je, ale nie eliminują. Inwestorzy, którzy przypisują bioróżnorodności dużą wagę, powinni wiedzieć, że projekt ten jest trudniejszym przypadkiem ESG niż projekty „fotowoltaika z magazynem energii”, zlokalizowane na gruntach rolnych.
Każde twierdzenie ilościowe zawarte na tej stronie wywodzi się z jednego z poniższych źródeł albo z opartego na nich modelu finansowego. W przypadkach, w których danej wartości nie udało się zweryfikować w źródle pierwotnym, wskazaliśmy to w odpowiedniej sekcji, zamiast przedstawiać szacunek jako fakt.
Wszystkie wartości w euro przeliczono po kursie 1 € = 51,0 ₴, tj. kursie średnim rynkowym za lipiec 2026 r.
Niniejszy dokument ma charakter wyłącznie informacyjny i nie stanowi oferty sprzedaży ani zaproszenia do nabycia instrumentów finansowych, ani też doradztwa inwestycyjnego, prawnego czy podatkowego. Wartości prognostyczne są projekcjami modelowymi opartymi na wskazanych założeniach i będą różnić się od wyników faktycznych. Ukraińskie projekty energetyczne obarczone są ryzykami obejmującymi, bez ograniczeń, konflikt zbrojny, zniszczenie aktywów, brak możliwości wymiany waluty, zmiany regulacyjne oraz niewykonanie zobowiązań przez kontrahentów. Inwestorzy mogą utracić całość zainwestowanej kwoty. Potencjalni inwestorzy powinni skorzystać z niezależnego doradztwa i samodzielnie upewnić się co do poprawności każdego z założeń przed zaangażowaniem kapitału.