Ett första utkast till värdering av Etrions Niigata-anläggning
2020-08-10
Etrion Corporation (”Etrion”)
Hemsida: https://www.etrion.com/
Jag har tidigare skrivit en analys om Etrion. Denna analys finns att läsa här: länk.
I denna bloggpost kommer jag presentera ett utkast till en kassaflödesvärdering av Niigata-anläggningen som jag har skissat på. Förhoppningen är att skapa en bättre förståelse för bolagets affärsmodell och att med hjälp av detta senare kunna skriva en uppdaterad analys av bolaget.
MODELL – ÖVERGRIPANDE FÖRENKLINGAR OCH ANTAGANDEN
Niigata-anläggningen är för närvarande under utbyggnad. Vid Q2-20 rapporterades att arbetet kommit ungefär halvvägs [1]. En rad förenklingar och antaganden kommer att göras för att skapa en modell för värdering av anläggningen. En av flera grundförutsättningar är att detta ska vara en realkalkyl. Ingen hänsyn tas till skatt eller skattemässiga effekter. Genomgående kommer beräkning ske för två prognosfall, ett för lägre och ett för högre slutligt anläggningsvärde.
KALKYLRÄNTA
För att bestämma värdet på framtida kassaflöden krävs en kalkylränta. Denna hålls konstant under kalkylperioden. Det skulle gå att motivera att låta den variera. Ett särskilt tillfälle där riskbilden för anläggningens intäkter tydligt ändras är när tiden för PPA (särskilt kontrakt för kraftförsäljning) upphör. I praktiken är det även troligt att bolaget – både bolaget i vilket anläggningen placeras och Etrion på koncernnivå – kommer ha en skiftande kapitalkostnad under kalkyltiden. Detta skulle ju också motivera en ändrad kalkylränta. Men för att förenkla modellen så bestäms kalkylräntan som konstant.
Så vilken kalkylränta är lämplig? Etrion idag har en rätt speciell situation. Eget kapital per aktie är negativt enl Q2-20 [1]. Snitträntekostnaden är låg, kanske ca 2 %. Japan har dock en relativt låg inflationstakt – i snitt kanske 0.5 %. Ett bolag som äger en sådan här anläggning – på sikt är det kanske inte Etrion – verkar i en bransch med tunga kapitalinvesteringar i förhållande till kassaflöden. Detta kan jämföras med t ex fastighetsbolag. Svenska fastighetsbolag kan ha soliditet kring ca 40 %. En kanske naturligare jämförelse är att se till andra bolag i energibranschen. Fortum – som förvisso är ett mycket annorlunda bolag – tycks ha en soliditet kring ca 25 %.
Vid bestämmande av kalkylränta enligt kapitalkostnad (WACC) så ska i regel hänsyn tas till skatteeffekter. Detta påverkar termen i formeln som omfattar lån. Detta försummas dock här.
Utifrån allt detta bestäms två kalkylräntor enligt tabellen nedan.
En lycklig slump är att en av de framtagna kalkylräntorna blir precis som den som används i en rapport om den japanska solenergimarknaden [2].
ANDRA BETYDELSEFULLA PARAMETRAR OCH INDATA
Här redogörs för flera parametrar som påverkar anläggningens lönsamhet. Dessa sammanfattas i en tabell nedan.
Det finns många andra viktiga parametrar att ta hänsyn till. En sådan är en eventuell årlig intäktsminskning. De betalning som erhålls bestämda i PPA verkar inte vara indexreglerade för att exempelvis följa inflationen.(a) Därmed uppkommer en årlig intäktsminskning i reella termer. Men denna kan komma att bli försumbar. De senaste tio åren tycks den sammanlagda inflationen ha varit lägre än 2 %. Och under föregående 10-årsperiod verkar det snarare ha varit talan om en mindre sammanlagd deflation. På grund av inflationens begränsade omfattning så hanteras den bara i denna parameter. Hade det varit tal om en större inflation så hade den även varit relevant för exempelvis kalkylräntan. [3]
Utöver detta verkar slitage och försämring ske för solcellsanläggningar. Som en följd av detta sjunker produktiviteten något [4] [5].
Den tekniska livslängden för en solcellsanläggning är även den svår att veta på förhand. Här antas en livslängd om 35 år, vilket kan vara i linje med vad bolaget meddelat (kanske har de talat om längre livslängd).(a)
Utöver detta kan det finnas en risk för att underhållskostnaderna ökar under anläggningens livslängd.(a) Grunden för detta antagande är att så ofta är fallet för andra anläggningar, t ex byggnader. Kanske täcks redan det av avsättningar m m i bolagets redovisade OPEX, men i denna modell sker ett tillägg för ökade kostnader.
OPEX för Niigata, i sin tur, är en uppskattning som delvis baseras på den OPEX som bolaget presenterat för sina befintliga anläggningar, med avdrag för nedskrivningar och amorteringar, slutligen justerat för anläggningens storlek. Jag har valt siffran 3.0 MUSD/år.
Intäkter från anläggningen uppskattas börja på 15.5 MUSD/år. Detta bygger på antaganden om en total produktion om 47 GWh/år och ett elpris om 0.33 USD/kWh.
När PPA löpt ut så föreligger en risk för en intäktsminskning.(a) Denna väntas här ske om ca 18 år, då arbetet med Niigata kan ha blivit något försenat. Omfattningen av intäktsminskningen är ännu svårare att uppskatta. Jag har inte hittat prognoser för japanska elmarknaden på 20-40 års sikt. Jag har inte heller kunnat hitta något om det befintliga elpriset (för producenter). Enligt en kvartalsrapport från ett elproducerande bolag har jag kunnat uppskatta ett pris på 12-13 JPY/kWh (men detta kan vara helt fel) [6]. Detta innebär i sådana fall en intäktsminskning på kanske så mycket som 60–70 %.
Variationer i väder påverkar också anläggningens lönsamhet. Men effekter av detta utelämnas här.
Hela anläggningen är som tidigare nämnt inte färdigbyggd. Risker finns förstås alltid i ett sådant pågående arbete och riskjustering skulle kunna ske ytterligare med hänsyn till detta. Detta sker dock inte i denna modell.
RESULTAT
Beräkningar sker enligt vad som presenteras nedan. Startår
för intäkter är år 2, i och med att anläggningen ännu inte är färdigbyggd.
Vissa negativa värden erhålls för den lägre prognosen. Dessa skulle kunna
plockas bort (anläggningen skulle kunna tas ur drift då) men har mycket liten
inverkan på slutresultatet. Bruttovärdet av anläggningen uppskattas till ca 136
– 202 MUSD.
REFLEKTIONER KRING DETTA
Det ska noteras att detta knappast är de mest extrema min- och max-prognoserna möjliga. Ett tänkbart scenario är att lönsamhet upphör direkt efter PPA-tiden. Det finns förstås även många andra osäkerheter i kalkylen.
Den presenterade effekten av övergången från PPA-pris till eventuellt marknadspris är mycket stor. Kanske kommer det inte alls se ut så i verkligheten. Detta är en fråga som är värd att undersöka närmare.
Något annat som påverkar anläggningens nuvärde är eventuella återställningskostnader och restvärden. Vad som gäller för sådant är fortfarande oklart för mig.
Slutligen är det möjligt att den tekniska livslängden visar sig betydligt längre, eller att anläggningen senare kan förnyas till en fördelaktig kostnad. Detta skulle kunna skapa värden betydligt längre fram, vilket ju inte visas i kalkylen.
FRISKRIVNING
Detta är min egen analys. Inget av det som skrivs ska tolkas som sanning, fakta eller någon form av råd. Författaren äger aktier i bolaget.
NOTER
(a) Denna markering visar uppgifter som varit särskilt oklara för mig.
[1] https://www.etrion.com/site/assets/files/4254/etrion_fs_q220_final.pdf
[2] (Sid 17) https://www.renewable-ei.org/pdfdownload/activities/Report_SolarPVCostJapan_EN.pdf
[3] https://sv.tradingeconomics.com/japan/inflation-cpi
[5] https://www.nrel.gov/pv/lifetime.html
[6] https://www.jera.co.jp/english/corporate/ir/fr/
Red. 10/8. Publicerad.
Inga kommentarer:
Skicka en kommentar