Godt å konstatere at markedet har fått øynene opp for BON.

Sluttkurs: 122,000 +4,10%
(+30,34% den siste måneden!)

Lista vindkraft har slitt med tekniske problemer mener jeg å ha lest. Besynderlig at dette kan foregå år etter år.

De ganle vindkraftparkene svekker nok seg i verdi nå som ROC perioden går mot slutten (20 år). Problemet er at vi aksjonærer ikke vet hva fastprisavtalene er ingått på. Mener en av parkene (i TRIG porteføljen) går strømavtalene ut i 2020. De resterende noen år senere. Vil jo anta at fastprisavtalene er betydelig under dagens spot. Vil jo tro at en betydelig oppgradering av disse gamle parkene vil øke edfektivitet og dermed lønnsomhet. De er vel avskrevet til nærmere null nå?

BON ble anbefalt av Arctic Fund Management:i dag:
https://www.dn.no/marked/petter-kongslie/arctic-asset-management/albert-collett/derfor-tror-sparebank-1-markets-at-norwegian-blir-solgt/2-1-528957

5 år er langt frem, men BON er på vei oppover nå!

RT: 117,000 +4,46%

400-500 kr

Short1

Ja!
Endelig...

Sluttkurs: 112,00 +10,89%

Hva tror dere om BON om man ser 5 år frem?
Er det andre fornybar selskap som kan anbefales?

Bra, da kan vi få fokus på BON.

Nå vil Bonheur dekonsolidere Dolphin Drilling ASA/DDASA (tidl. Fred Olsen Energy ASA) fra balansen.

Aksjen er opp 7% (unnskyld 9%) på dette. Lit overrasket over at markedet ser ut til å ha priset inn såvidt stor risiko for at de skulle kommitere mer kapital (EK) til DDASA?

https://newsweb.oslobors.no/message/468087

Bonheur ASA to deconsolidate Dolphin Drilling ASA

25.01.2019

The shareholders of Bonheur ASA ("Bonheur") will be mindful that due to the recent years' downturn in the offshore drilling industry coupled with the termination of respectively the newbuilding- and the drilling contract for former Bollsta Dolphin semi-submersible drilling rig, Dolphin Drilling ASA ("DDASA") has for a prolonged period made refinancing efforts in order to find a long term solution.

Based on developments in these efforts and Bonheur's assessment of the same, DDASA will be deconsolidated in Bonheur's fourth quarter 2018 financial reporting.

Deconsolidation comes, among other things, as a consequence of:

· Bonheur has throughout proposed and supported various potential refinancing solutions for DDASA including contributing significant new capital; however the composition of the secured lenders has prevented implementation
· The secured lenders of DDASA have decided to pursue other solutions
· These solutions have not been in line with Bonheur's strategy and will not cause Bonheur to contribute capital to be a majority shareholder
· DDASA debt is non-recourse to Bonheur

Deconsolidation effects:

· Improved visibility for Bonheur's stakeholders and partners
· Strengthening of Bonheur's consolidated equity ratio
· The shares in DDASA will be valued at the quoted stock price at the balance sheet dates
· Bonheur's green footprint becomes even more apparent

Bonheur always considers potential new capital allocations against alternative investment opportunities in other business segments.

Bonheur will publish its fourth quarter 2018 financial report on 12 February 2019, including the deconsolidation

Ja, pent opp nå!
Men langt igjen til gamle høyder...

RT: 103,000 +7,85%

Ser Bon går godt i dag. Noen spesielle nyheter?

Fant følgende fra Vestas.
In Sweden Vestas has secured a 105MW order from Fred Olsen Renewables for the Hogalind project.
The order includes 25 V150-4.2MW turbines as well as a two-year service contract.
Turbine deliveries are expected to begin in the second quarter of 2019. Commissioning is planned for the third quarter of next year.
Vestas head of sales Nordics Christer Baden Hansen said: “This order underlines how Vestas can offer state-of-the-art technology and leverage our extensive experience across the value chain to strengthen our market leading position in Sweden.



“We look forward to working with Fred Olsen Renewables on the execution phase of the project.”

En ny refleksjon: Hvis jeg var TRIG aksjonaer ville jeg solgt TRIG og kjoept BON. Det blir en no-brainer trade.

Jeg tittet idag paa hjemmesiden til offshore wind prosjektet til FORAS i Irland (Codling Bank) som var det eneste i pipelinen jeg trodde muligens hadde verdi.

https://codlingwindpark.ie/

Siste oppdatering fra prosjektet er fra desember 2013. Det er ogsaa paafallende at de skriver at de forventer aa bruke 5MW turbiner - disse blir altfor in-effektive offshore idag.

Det later til aa bekrefte at pipelinen til FORAS ikke er verd noe som helst. Uten reell pipeline, og med Fred Olsen Green Power helt i startfasen, vil det ta flere aar foer de faar en pipeline verdt aa snakke om.

Dvs. med mindre de kjoper en vind-utvikler som for eksempel Arise eller Eolus i Sverige. De virker begge ikke uattraktive paa dagens verdsettelses nivaaer selv om de selvsagt ligger langt unna den vanvittige underprisingen av BON. Justert for sannsynlig utvanning fra Arise sin konvertible obligasjon (til strike SEK 22) handles begge selskapene til omtrent 1.4 ganger bokfoert egenkapital, som i hovedsak er bundet opp i prosjekter under uvikling.

Aa faa en reprising lik Scatec (e.g. vanvittige 4.5 ganger bok) blir derfor u-realistisk for BON. Men en reprising til verdi av TRIG (=NAV) burde i hoeyeste grad vaere mulig.

Det er naa endelig klart at BON ikke vil stoette FOE i en refinansiering paa ufordelaktive betingelser for BON som aksjonaer, og da heller vil la FOE gaa konkurs.

https://www.netfonds.no/quotes/release.php?id=20181122.OBI.20181122S14

Skrekkscenariet der BON kaster bort penger paa aa redde FOE av ren aergjerrighet burde vaere ute av verden.

Denne karen later til aa vaere enig med meg... ;-)

https://seekingalpha.com/article/4222514-bonheur-fred-olsens-treasure-chest

Fin link den fra REF - her kan man se load-faktorer fra alle wind-farms.

Det som mangler for aa ha en formening om loennsomheten til hver vind-farm er data paa ROC eligibility. Noen vind-farmer har saa mye som 3.5 ROCs/ MW mens andre har betydelig mindre.

En siste (og mest sannsynlig) forklaring paa hvorfor levert effekt er mindre enn nominell effekt er relatert til oppetid (eller "availability" som det staar i kontraktene). Det er veldig skjelden at vind-farmer opererer med alle turbiner 100% av tiden grunnet O&M og turbin "trips" som krever manuell igangsetting (e.g. turbinene slaar seg av for aa hindre skade paa de dersom man faar feilmeldinger som da maa etterses).

Uansett, man ville da fortsatt kunne se enkeltperioder (kanskje bare noen dager hver aar) hvor hele parken opererte til nominell kapasitet under ideelle forhold. Det ser man ikke av grafen. The jury is out on this one.

Standard fra turbin produsenter er en garantert oppetid (availability guarantee) paa 95%. En godt styrt vind-park boer imidlertid klare 98.5%. Da kreves det et management som vet hva de gjoer.

ROC-tildeling for fornybar-kraft i UK finnes her: https://www.ref.org.uk/generators/

Lette på NVE's hjemmeside ang konsesjon til Lista Vindkraftverk, og fant følgende her: https://www.nve.no/konsesjonssaker/konsesjonssak?id=12&type=A-1,A-6

Klippet ut:

NVE har meddelt konsesjon til Lista Vindkraftverk i Farsund kommune. Vindkraftverket er satt i drift.

NVE ga 20.12.2006 Norsk Miljø Energi Sør AS konsesjon til å bygge og drive vindkraftverket. Vindkraftverket vil kunne få en installert effekt på inntil 102 MW og bestå av inntil 31 vindturbiner.
Konsesjonen ble stadfestet av Olje- og energidepartementet 12.05.2009.
Konsesjonen er overført til Lista Vindkrftaverk AS.
___________

Har ikke lest noen av de nedlastbare dokumentene som er listet opp.

Ser dog ikke ut til at det er konsesjonsbegrensninger for produksjonen med de møllene de har installert nå (31 x 2.3MW møller).

~68MW er nok maks av hva parken kan yte.

Takk for fine grafer. Det er helt tydelig fra Lista grafen at man ikke har implementert software upgrades ennaa. Noen boer serioest si fra til selskapet.

Jeg er ikke godt kjent med BON's individuelle prosjekter. Det viktigste for verdsettelsen er at man forstaar regulerings-regimet og vintage (ferdigstillelsesaar), da slike prosjekter har en veldig hoey grad av homogenitet. Men jeg vil kanskje anta at begrensningene i produksjonen til Lista prosjektet ligger i tillatt eksport-kapasitet.

Dvs at man kommuniserer installert kapasitet, men ikke benyttbar kapasitet begrenset av lisenser. Hvis det er tilfellet, blir ikke FORAS den eneste som gjoer det. Curtailment er da gjort i kontrollrom for aa hindre at prosjektet ikke produserer mer enn det har lisens til.

Dersom man for eksempel implementerer en powerboost upgrade (software som gjoer at turbinen ikke kobler ut saa lett ved hoyere vind-hastighet) maa man soeke om en lisensoekning. Det er vanlig aa gi dette i UK, men for eksempel ikke i Spania. Vet ikke hva praktisen er i Norge, men vil anta at dette burde vaere uproblematisk grunnet fravaer av produsjons subsidier.

Om man har gjort det eller ikke i Lista prosjektet etter ferdigsstillelse er uvisst, det burde vaere en prioritet for management.

Men dette blir spekulasjon og synsing. Jeg ville trodd at produksjonslisenser til IPPs er offentlig informasjon i Norge, saa kanskje dette er noe du kan sjekke om du vil?

Naar det gjelder betingelser av kraft-salg avtaler for BON's prosjekter i Skottland, er disse som regel umulig aa vite, da kraft-salg avtaler er konfidensielle mellom produsent og off-taker.

Det er imidlertid svaert uvanlig med fastpris-avtaler, fordi hedging kostnadene er saa store naar man gaar mer enn 3 aar ut i tid. Det er pga daarlig likviditet i kraft-markedet. Det vanlige er aa motta spot-pris fratrukket en rabatt, mot at kraft-salg avtalen har et inflasjonsjustert gulv. Gulvet gjoer at bankene er mer villige til aa prosjektfinansiere.

Det som det burde vaere enkelt aa finne ut av er hvor mange ROCs prosjektene faar per MW. Jeg vil anta at dette er offentlig informasjon publisert av OFGEM. Tipper du vil finne dette dersom du googler litt.

Et par grafer til.


Sammenstilling av FORAS kapasitet og produksjon, data fra fra Q-rapporter, trend 2010-2018: https://flic.kr/p/29TkdQC

Produksjon ved Lista vindpark, 2012-2016, 1-times data: https://flic.kr/p/X4FfZ7

Den siste grafen viser at Lista-turbinene samlet aldri har produsert med enn 68MW, på tross av at turbiene samlet skal ha en peak-kapasitet på 71.3MW (31 x 2.3)

Har aldri fått noe klart svar fra FORAS på dette.

Det er ofte gode vindforhold på Lista (det vet de som har vært der en vindfull høstdag), og sikkert optimale forhold for å nå topp utnyttelse ganske ofte.

Har du noe kommentar til det?

Ellers, kjenner du til fastpriskontraktene som FORAS har på de eldste parkene i Skottland?

Forresten veldig interressann den grafen fra FORAS du delte som viser load-factor til diverse prosjekt med forskjellig vintage. Takk for deling og del gjerne mer dersom du har tilsvarende spennende data om BON.

Til ditt spoersmaal; capacity factor eller load-factor er paavirket av flere ting enn de du nevner,

Software som soerger for riktig pitch paa bladene og justering av nacellen (huset paa toppen av masten der turbinen sitter) i forhold til vinden er blitt bedre.

Det har ogsaa software som gjoer at turbinen kobler ut under altfor sterk vind (for aa beskytte den) og software som minimerer "wake effects" (energi-tap inne i selve vind-feltet, fordi turbinene skjermer for hverandre).

Forbedret software er standard paa nye turbiner, mens oppgraderinger maa kjoepes av turbinprodusenten for gamle turbiner. Dette, i tillegg til modifisering av bladene med plast-klaffer paa leading edge for aa bedre uplift, er med paa aa oeke effektiviteten til gamle turbiner med up til 5%.

Basert paa grafen du delte har jeg inntrykk av at dette ikke er implementert ennaa for FORAS sine eldre turbiner.

Det er uklart for meg i hvilken grad management i FORAS er klar over dette forbedrings potensialet - jeg har som inntrykk av at i Norge er kunnskap om ny fornybar energi omtrent paa steinaldernivaa.

Helt riktig at de har strammet inn. Auksjonsregimet til andre land gjorde det klart for OFGEM at de var altfor generoese med kompensasjon til prosjektene. En eye opener var off-shore wind auksjonene i Nederland der de fikk til en prising som var godt under halvparten av det UK betalte for offshore wind.

Derfor tror jeg pipelinen til BON ikke er vaerd saerlig mye.

Et unntak er kanskje offshore wind prosjektet deres i Irland (1000 MW i to faser), et marked jeg ikke kjenner saerlig godt. Uansett vil de aldri igjen faa saa godt betalt som de fikk for de 679MW som har blitt ferdigsstillt.

Jeg har ikke studert kontrollpremier saerlig inngaaende, men en discount paa 75% av underliggende verdier bare fordi selskapet er styrt av Annette Olsen virker helt hinsides.

Mitt inntrykk er tvert imot at historisk sett har Olsen familien vaert flinke til aa dele avkastningen med medaksjonaerene i form av utbytte. Det ligger enorme verdier i selskapet, som har meget god loennsomhet i underliggende virksomheter. Annette har faktisk gjort en veldig god jobb mens pappa Fred nok har gitt instruksjoner paa telefon :-)

Dersom vi faar dekonsolidert FOE i gjeldsrestruktureringen, vil verdiene bli synlige for mange fler.

Når det gjelder strøm prisene er ROC recycle prisen rekord høy akkurat nå, samt at strøm prisene i UK og Europa alle er rekord høye. Det er en midlertidig effekt som vil produsere gode q4 tall, men uten særlig virkning på verdsettelse.

Hei putt1,

CfD-programmet er et fastpris-kontrakt for 15 år, igjen garantert av staten.

Men, jeg mener å ha lest at de også har strammet inn dette, og at normale onshore farmer ikke får slike kontrakter lenger (se gjerne etter dokumentasjon, jeg har ikke tid akkurat nå).

Ang. Bonheur som investeringscase, så er underprisingen åpenbar.

Men, markedet er skeptisk siden det ikke er noen andre enn Olsen-familien og deres rådgivere har noen innflytelse på styringen og strategien.

Så markedet priser aksjen med solid rabatt, og delvis på utbytte.

Jeg tror at de må opp igjen med utbyttet, men det skjer vel ikke før sagaen om FOE er ute av verden, og om de skal være med videre (som hovedaksjonær) eller ikke.

Q3-2018 var første kvartalet jeg har sett hvor gj.snittlig "salgspris for strøm" (omsetning/prod.) passerte 100 øre per kWh for hele porteføljen.

O.N.

Takk for kudos gamle Nick, og for at du satte meg paa rett spor.

Det tok meg ca 4 timer timer aa forstaa hvordan Bonheur er satt sammen og gjoere det forenklede oppsettet over. Ogsaa brukte jeg en uke paa aa selge unna andre posisjoner for aa faa nok kapital til aa ta en meningsfull posisjon i BON, foer jeg turde aa publisere oppsettet...

Jeg er helt enig i at ROC programmet er for generoest. Derfor er det merkelig at Contract For a Difference programmet som erstattet ROC programmet var enda mer generoest. Disse har blitt moderert, men det har vaert en fin gave til kapitaleierne fra britiske skattebetalere.

KPI justeringen til ROC programmet er fantastisk for investor. Ved aa kjoepe en vind-farm som er i ROC regimet faar man en delvis statsgarantert inflasjonsjustert kontanstroem.

Naar man vet at inflasjonsjusterte GILTS (UK statsobligasjoner - for de som ikke vet dette) handles til omtrent null-real avkastning (e.g. man faar kun kompensert for inflasjonen) er det veldig hyggelig at statsapparatet i UK har gitt subsidier som er med paa aa garantere en inflasjonsjustert avkastning (eIRR) paa ca 11-13% til utviklere.

Fordi risikoen er saa lav, er pensjonsfond villige til aa kjoepe ferdigsstillte wind-farms med en Cost of Equity paa omtrent 5-6%. Derfor er det ikke uvanlig at man faar en reprising lik 2 til 3 gangern sponsorkapital for ROC parker eller CfD parker ved salg. Vindparker er lettomsettelige og det er enorm etterspoersel etter de. Inntektene er saa forutsigbare at de kan sammenlignes med obligasjoner.

Naar real-avkastningen paa GILTS er null og alternativet er aa ta durasjonsrisiko i et oekende renteklima blir vind-parker super-attraktive for pensjonsfond, forsikringselskaper og infrastruktur-investorer.

Jeg mener aa huske at vannkraftverk blir omsatt for i Norge med et avkastningsgkrav paa 4-5% (det er veldig lenge siden jeg har vaert aktiv i det norske markedet saa det hadde vaert fint aa faa noen innspill paa dette). Naar man vet at man i UK faar en statsgaranteri paa deler av inntektsstroemmen, inflasjonsjustering og dempet prisvolatilitet pga ROC regimet, er vindfarmer i UK etter min vurdering mer attraktive enn norske vannkraftverk for investor og boer prises hoeyere.

Markedet har sakte men sikkert begynt aa forstaa dette og det har vaert en enorm reprising de siste 3 aarene. Det forklarer hvorfor TRIG ikke betalte en slik verdsettelse da de kjoepte seg inn i 49% av 6 av vindfarmene til FOR i 2015.

Jeg ser rom for ytterligere reprising av wind-farms i UK. En oppside ligger i at markedet begynner aa forstaa at ROC regimet er bankable i seg selv. Dvs at man kan prosjektfinansiere mot subsidien, selv om man ikke har langsiktige avtaler paa kraftsalg.

Mesteparten av renteriskoen er som regel hedged med renteswaps, og man kan ogsaa taale mer giring fordi laanekostnadene for prosjektfinansing naermest har kollapset de siste aarene, med spreads naa ned mot 90 basis punkter gitt i nye deals. Bankene klarer ikke aa sysselsette midlene de har, grunnet all likviditeten sentralbankene har pumpet ut de siste aarene. Hver gang man refinansierer kan maa laase inn bedre betingelser. Slik har det vaert de 3 siste aarene.

Det gjoer at disse prosjektene kan gires opp ytterligere, og frigjoere kapital, som oeker naaverdien fordi egenkapital kontanstroemmene diskonteres med samme cost of equity (pensjonsfondsavkastningskrav).

Det finnes eksempler paa transaksjoner fra private equity aktoerer som har refinansiert offshore wind-farms, tatt ut maksimalt med cash, og solgt et investment grade prosjekt (typisk BBB- fra Moody's) med en syltynn egenkapital kontantstroem til kinesiske investorer med ca.7% Cost of Equity. Et godt eksempel er Blackstone's salg av Meerwind til 3Gorges omtrent umiddelbart etter en refinansiering. Blackstone klarte her etter min vurdering aa realisere en egenkapital-avkastning paa ca 25% annualisert.

Mer gjeld gir mer naaverdi for eierne naar cash'en man tar ut legges til, fordi praksis er aa diskontere kontantstroem til egenkapitalen med basis i prosjektfinansieringsmodellen. Dette er en raritet spesifikk til intrastruktur-prosjekter som sikkert faar Miller & Modigliani til aa rotere i graven. En slik oppside er ikke priset inn i mitt oppsett, og kan oeke verdiene av vindfarmene i UK med ytterligere 30% paa egenkapitalbasis.

Jeg tror ikke GBP 3.2 MM/MW er taket ennaa, markedet har ennaa ikke helt forstaatt hvor verdifulle disse prosjektene er.

Naa faar vi ser hva som skjer med BON.

Dersom BON reprises lik TRIG, har vi nesten en firedobling av market cap. Skulle vi faa en utvkikler premie paa pipelinen a la Scatec Solar (et av boersens kanskje mest over-vurderte selskap IMHO, muligens bekreftet av at Equinor naa har kjoept 10% av det...) har vi mer enn femdobling av kursen.

Veldig bra gjennmgang, putt1.

All kreditt for dette.

Jeg tror allikevel du er for optimistisk vedr. verdi-anslag på eksisterende vindkraftporteføje i Skottland.

De eldre parkene kan ikke prises til GB£3.2 per 1Wp installert effekt.

Jeg limer igjen inn (deler av) mitt innlegg på annen BON-tråd:

FOR har solgt 49% av FOCBH tilsvarende en pris på ca. UK£3.2 per 1Wp installert effekt.

Da FOR solgte 49% av FOWL (med 6 eldre parker) til TRIG for 3 år siden, skjedde det til UK£1.7 per 1Wp. 3 av parkene leverte dog strøm til fastpris, og ikke spotpris, og parkene hadde kortere gjenværende levetid (i gj.snitt), og tid med el.sertifikater (ROC's).

Men, prisen de oppnådde denne gangen er helt utrolig.

Her har de bygget onshore vindparker til drøyt GB£1 per 1Wp, og snur seg rundt og selger det til 3 X byggekost.
____________

I tillegg kan nevnes at driftstiden (representert ved den såkalte "capacity factor") for de gamle parkene er (jeg vil si signifikant) lavere enn for de nyere parkene.

Årsaken er sikkert mangefoldig, men jeg tror det mest har med:

- Geografisk plassering
- Plassering i terreng
- Masthøyde (som i de tidlige parkene var 60 meter, mens i de nyeste parkene er ca. 100m)
- pluss andre ting?

Og samlet de for FORAS portefølje i en graf jeg har kalt: "FORAS learning curve"

Har lastet den opp på Flickr: https://flic.kr/p/27VFYxm

Lim den inn i nettleseren.

Der finnes forsåvidt også ytelses-trender for de ulike skotske parkene, hvor det er mulig å få ut slike data. Ikke helt oppdatert, men de gir trenden.
____________

Ellers er ROC-programmet i UK alt for generøst, det er derfor Bonheur kunne selge til en slik overpris (ift. byggekost.)

Nå er programmet stengt (Mar-2017), men for farmene som er inkludert, løper det i 20 år.
Og ROC-prisen har et prisgulv (garantert av staten), og dette gulvet stiger hvert år, tilsvarende utviklingen i KPI for UK. For det meste av tiden ROC-systemet har eksistert, har den reelle prisen som bestemmes i månedlige auksjoner, aldri vært under GB£40 per 1 MWh. Det betyr i NOK ca. +50 øre per kWh. Og de eldste parkene til FORAS får 1 ROC's per 1 MWh produsert, de nyeste får 0.9 ROC's per 1 MWh.

For perioden 1/4-2018 til 31/3-2019 er ROC-pris gulvet GB£47.22 per 1MWh. Med NOK/GB£ = ca. 10.7, så blir det ca. 50 øre per kWh.

Link: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/renewables-obligation-ro-buy-out-price-and-mutualisation-ceilings-2018-19-ro-year

Slik er det ikke i Norge-Sverige. Intet gulv, fri prisdannelse, bortsett fra krav til kjøp av el-sertifikater fra nettleverandørene.

Vi har sett prisen på norske el.sertifikater gårr fra 25 øre/kWh i 2010, til under 5 øre i fjor, tilbake til over 20 øre i høst. Volatilt.

Lista-parken mottar forsåvidt ikke el.sertifikater, siden de på den tiden de fikk byggetillatelse, så ytet ENOVA direkte investerings-støtte, og LISTA mottok 388 mNOK (noe som reduserte FORAS netto-investering til ca. 520mNOK). Da el.sert. programmet ble etablert (i samarbeid med Sverige), så fikk parkene som tildigere hadde mottatt direkte inv.støtte, valget mellom å bli innlemmet i el.sert. programmet, men da måtte de tilbakebetale ENOVA-støtten, eller ikke delta og kun motta inntektene fra kraftsalget. FORAS valgte det siste (klokelig).

Febodliden i Sverige mottar el.sert.

https://www.hegnar.no/Nyheter/Boers-finans/2018/11/Analytiker-frykter-kursfall-anbefaler-salg5

Fin mulighet til aa akkumulere en illikvid aksje.

Alltid vaert priset til en fjerde-del eller mindre i prosent av substansverdi sier du?

Hmm.....

Dersom du tror at selskapet ikke har endret seg de siste aarene har du ikke fulgt med. 75% av substansverdien er naa relatert til fornybar energi. Det er en helt annen business enn offshore drilling.

Det er verdt aa merke seg at TRIG (The Renewable Infrastructure Group) som eier 49% av 6 av vindparkene til FOR handles til OVER substansverdi paa London Stock Exchange.

Siden Oersted A/S (eller DONG, som de da het) solgte olje og gass virksomheten sin for vel 18 mnd siden for aa bli et rent fornybar-energi selskap har aksjen gaatt fra DKK 280 til i skrivende stund over DKK 460.

Her kommer det en reprising.

BON har alltid vært lavt priset pga konglomeratrabatt, eierrabatt, selskapsstrukturrabatt og relativt liten float. Det eneste som har endret seg de siste årene er selskapsstrukturrabatten ved at den er blitt mer oversiktelig.