Transcript 7,8% - SKS

Investeringsutfordringer i kraftsektoren:
Kraftpriser, verdsettelse, avkastning og prising av kraftaktiva – vanskelige saker!
Corporate Finance
6. november 2013
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
SpareBank 1 Market sine problemløsere innen kraftsektoren
3
Trond V. Thomson
Direktør Corporate Finance
SpareBank 1 Markets
Kontor: +47 24 14 74 00
Mobil: +47 90 16 06 06
E-mail: [email protected]
Ole-Martin Tronstad
Senior Associate
SpareBank 1 Markets
Kontor: +47 24 14 74 00
Mobil: +47 91 88 39 71
E-mail: [email protected]
Lars Erik Juul
Rådgiver
SpareBank 1 Markets, Trondheim
Kontor: +47 07300
Mobil: +47 95 44 05 28
E-mail: [email protected]
Guttorm Egge
Analysesjef kreditt
SpareBank 1 Markets
Kontor: +47 24 14 74 00
Mobil: +47 415 67 173
E-mail: [email protected]
Eyvind Width
Fremmedkapital
SpareBank 1 Markets
Kontor: +47 24 14 74 00
Mobil: +47 977 48 855
E-mail: [email protected]
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
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
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?
6
Skifergass
Solkraft
Vindkraft
Tallet i boksen viser
Kraftmarkedet i Norden
endring i det Nordiske markedet
- Et nordisk kraftoverskudd på 54 TWh innen 2022 ?
Temperatur
Vannkraft
(i TWh) over de neste 10 år
Nedbør
Oljepris
Skifergass
Fraktrater
+10
Gasspris
Norsk
strømpris
Nordisk forbruk
Linjekapasitet
Linjekapasitet
+13
Nordisk
strømpris
Linjekapasitet
Europeisk
strømpris
BNP-vekst
Vindkraft
+20
Kjernekraft
Marginalkost
gasskraft
CO2-pris
Marginalkost
kullkraft
CHP: +3
+27
Europeisk
forbruk
av nordisk
balansekraft?
Kullpris
Solkraft
• Nordisk kraftbalanse er estimert å øke fra +7
TWh i 2012 til +54 TWh i 2022
- 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
De vanskelige strømprisene.....
Finansiell vs. fundamental tilnærming: Terminpriser vs. Markedskraft – hva skal man tro på ?
Strømpriser – Terminpriser vs. Markedskraft
EUR og NOK per MWh
200
180
160
1 600
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
1 400
1 200
Gir god avkastning på nyinvesteringer og på
kjøp av eksisterende kraftaktiva, men gir
også mer vind- og småkraft.... 27 TWh ?
120
100
1 000
800
80
600
60
40
20
0
2012
200
0
2015
2018
2021
2024
2027
2030
Terminpriser
8
400
Gir dårlig avkastning på
kraftinvesteringene og
reduserte investeringer...
2033
2036
2039
2042
2045
2048
2051
Markedskraft - Base case (system)
*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)
2054
2057
2060
NOK/MWh*
EUR/MWh
140
Terminpriser og Markedskrafts prisbane i en Monte Carlo kontekst
Strømpriser benyttet i verdivurderingen
EUR og NOK per MWh
1,8
1,6
1,4
NOK / kWh
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
2012
9
2016
2020
2024
2028
2032
2036
2040
2044
50 % konfidensintervall
90 % konfidensintervall
Terminpriser
Markedskraft - Base case (system)
Kilde: Markedskraft LTP (september 2013), Nasdaq OMX, SpareBank 1 Markets
2048
2052
2056
Forventet (Monte Carlo)
2060
Vår initielle verdivurdering: Terminpriser vs. Markedskraft
Strømpriser benyttet i verdivurderingen*
EUR og NOK per MWh
65
OBS! OBS! Merk at Nord-Norge
har lave prisforventninger fra
Markedskraft sin side – de er
nesten på nivå med
terminmarkedet..
60
EUR/MWh
55
50
45
40
35
30
2012
2013
2014
2015
2016
Terminpriser
Markedskraft - Base case (Tromsø)
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
NOK/MWh*
514
489
464
439
414
389
364
339
314
289
264
239
2026
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
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)
Agenda
11
12
Kjøp av BKK ? Avkastning ved kjøp på midtpris ?
Estimert til 4,4% med terminpriser på strøm
Utvikling i EBITDA* per virksomhetsområde
2,5
Kjøper på
EBITDA-estimat
Kjøper og selger på samme EBITDA-multippel
Selger på EBITDAestimat
Kapitalstruktur v/ kjøp
0,5
MNOK
2,0
2,0
1,9
1,8 1,8
1,8
1,7 1,7
1,7 1,7
1,6 1,6 1,6 1,6
EBITDA (NOK mrd.)
0,4
0,3
1,0
0,2
0,5
0,1
0,0
0,0
Strømpris (NOK / kWh)
1,5
Kapitalstruktur v/ salg
MNOK
EV
21 840
EV
24 261
Finansielle eiendeler
Kontanter
Minoritetsinteresser
Rentebærende gjeld
Mid EK-verdi
5 857
1 782
43
10 218
19 218
Finansielle eiendeler
Kontanter
Minoritetsinteresser
Rentebærende gjeld
Mid EK-verdi
5 857
1 706
43
10 218
21 564
Kjøp på EBITDA*
EV/EBITDA (1 yr fwd)
Kjøpsyield (1 yr fwd)
1 673
13,1
7,7 %
Salg på EBITDA*
EV/EBITDA (1 yr fwd)
Salgsyield (1 yr fwd)
1 858
13,1
7,7 %
Kontantstrøm til investor gir 4,4% IRR frem til 2023
Kjøp/salg
21 564
Utbytte
650 650 650 650 650 650 650 650 650 650
12A 13E 14E 15E 16E 17E 18E 19E 20E 21E 22E 23E 24E
(0,5)
13
-0,1
Produksjon
Nett
Fiber
Marked
Øvrig
Strømpris
* EBITDA etter grunnrentebeskatning
Varme
IRR = 4,4%
(19 218)
31/12-13
1/5-15
1/5-17
1/5-19
1/5-21
1/5-23
Kjøp av BKK ? Avkastning ved kjøp på midtpris ?
- Estimert til 7,8% med Markedskrafts estimater for strømpris
Utvikling i EBITDA* per virksomhetsområde
3,0
Kjøper på
EBITDA-estimat
Kjøper og selger på samme EBITDA-multippel
2,5
2,3
2,4
0,5
2,0
2,0
1,5
0,3
1,0
0,2
0,5
0,1
0,0
0,0
Strømpris (NOK / kWh)
1,6 1,6 1,6 1,6
0,4
1,8 1,8
1,7 1,8
Kapitalstruktur v/ salg
MNOK
2,1
2,0
EBITDA (NOK mrd.)
Kapitalstruktur v/ kjøp
0,6
Selger på EBITDAestimat
MNOK
EV
19 951
EV
31 067
Finansielle eiendeler
Kontanter
Minoritetsinteresser
Rentebærende gjeld
Mid EK-verdi
7 746
1 782
43
10 218
19 218
Finansielle eiendeler
Kontanter
Minoritetsinteresser
Rentebærende gjeld
Mid EK-verdi
7 746
2 995
43
10 218
31 547
Kjøp på EBITDA*
EV/EBITDA (1 yr fwd)
Kjøpsyield (1 yr fwd)
1 564
12,8
7,8 %
Salg på EBITDA*
EV/EBITDA (1 yr fwd)
Salgsyield (1 yr fwd)
2 435
12,8
7,8 %
Kontantstrøm til investor gir 7,8% IRR frem til 2023
Kjøp/salg
31 547
Utbytte
650 650 650 650 650 650 650 650 650 650
12A 13E 14E 15E 16E 17E 18E 19E 20E 21E 22E 23E 24E
(0,5)
14
-0,1
Produksjon
Nett
Fiber
Marked
Øvrig
Strømpris
* EBITDA etter grunnrentebeskatning
Varme
IRR = 7,8%
(19 218)
31/12-13
1/5-15
1/5-17
1/5-19
1/5-21
1/5-23
Avkastning i tråd med CAPM ?
Avkastningskrav til egenkapitalen er beregnet til 7,0 %
Avkastningskravet ligger i det øverste kvartilet i IRR rangen
Vektet WACC og Beta BKK
Beta
EBIT 12/13
Vekt
NOKm
%
Vektet beta
Kraft
Varme
Nett
Oms
0,6
1 387
74,05 %
0,5
29
1,55 %
0,4
322
17,19 %
0,8
50
2,67 %
Øvrig Nett øvrig
1,4
(13)
-
1,4
25
1,33 %
Fiber
1,4
60
3,20 %
IRR vs. avkastningskrav
%
7,0%
IRR v/ terminpriser
Avkastningskrav
7,8%
0%
Antagelser
Gj. snitt 𝛽𝑎𝑠𝑠𝑒𝑡
= 0,61
Antatt 𝛽𝑑𝑒𝑏𝑡
= 0,30
𝑅𝑓
= 4,0 %
Risikopremie etter skatt (𝑀𝑃 ) = 5,5 %
= 30,0 %
1,40
Skatt
= 27%
1,20
Steg 1: Beregner 𝜷𝒆𝒒𝒖𝒊𝒕𝒚
1,00
𝛽𝑒𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦 = 𝛽𝑎𝑠𝑠𝑒𝑡 + 𝛽𝑎𝑠𝑠𝑒𝑡 − 𝛽𝑑𝑒𝑏𝑡 𝑑𝑒𝑏𝑡 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦
0,80
𝛽𝑒𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦 = 0,61 + 0,61 − 0,30 30% 70% = 𝟎, 𝟕𝟒
0,40
Steg 2: Beregner 𝒓𝒆𝒒𝒖𝒊𝒕𝒚 v / CAPM
𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦 = 𝛽𝑒𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦 × 𝑀𝑃 + 𝑅𝑓 (1 − 𝑡)
𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦 = 0,74 × 5,5 + 4,0 % 1 − 27 % = 𝟕, 𝟎 %
IRR v/ MKs
priser
Implisitt strømprisbane i avkastningskravet (NOK / kWh)
Gjeldsandel
15
4,4%
0,61
0,60
0,20
0,00
2012 2017 2022 2027 2032 2037 2042 2047 2052 2057 2062
Terminpriser
Markedskraft
Prisbane i avkastningskravet
Bruk av CAPM
Kalkulering av kapitalkostnad (WACC)
• Formel: 𝑅𝑓 × 1 − 𝑡 + (𝑀𝑃 × 𝛽𝐴 )
• 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 %
• 𝜷𝑨 = 0,6. Noe lavere enn aktivabeta på Oslo Børs (som tilsvarer
0,8 med gjeldsgrad på 25%)
– 𝛽𝐴 𝑂𝑠𝑙𝑜 𝐵ø𝑟𝑠 = 𝑊𝐸 × 𝛽𝐸 + (1 − 𝑊𝐸 ) × 𝐵𝐷
– 𝛽𝐴 𝑂𝑠𝑙𝑜 𝐵ø𝑟𝑠 = 0,75 × 1 + 1 − 0,75 × 0,25
– 𝛽𝐴 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
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
2,5
Kjøper og selger på samme EBITDA-multippel
Selger på EBITDAestimat
Kjøper på
EBITDA-estimat
Kapitalstruktur v/ kjøp
0,6
MNOK
2,3
2,2
2,1
2,0
2,0
2,0
1,6 1,6 1,6
1,7
0,5
1,8 1,9
0,4
1,5
0,3
1,0
0,2
0,5
0,1
0,0
* EBITDA etter grunnrentebeskatning
MNOK
EV
20 801
EV
29 274
Finansielle eiendeler
Kontanter
Minoritetsinteresser
Rentebærende gjeld
Mid EK-verdi
6 896
1 782
43
10 218
19 218
Finansielle eiendeler
Kontanter
Minoritetsinteresser
Rentebærende gjeld
Mid EK-verdi
6 896
2 874
43
10 218
28 782
Kjøp på EBITDA*
EV/EBITDA (1 yr fwd)
Kjøpsyield (1 yr fwd)
1 618
12,9
7,8 %
Salg på EBITDA*
EV/EBITDA (1 yr fwd)
Salgsyield (1 yr fwd)
2 277
12,9
7,8 %
Kontantstrøm til investor gir 7,0% IRR frem til 2023
Kjøp/salg
Utbytte
28 782
650 650 650 650 650 650 650 650 650 650
0,0
12A 13E 14E 15E 16E 17E 18E 19E 20E 21E 22E 23E 24E
Produksjon
Øvrig
Strømpris
17
Strømpris (NOK / kWh)
EBITDA (NOK mrd.)
1,7
1,8
Kapitalstruktur v/ salg
IRR = 7,0%
(19 218)
31/12-13
1/5-15
1/5-17
1/5-19
1/5-21
1/5-23
Dashboard
18
Komparativ investeringsavkastning på terminpris og MK prisbaner
20%
7,1 %
1,7 %
11,1 %
6,7 %
-4,7 %
3,6 %
-18,2 %
96 %
4,8 %
90%
93 %
15%
80%
78 %
11%
10%
9%
10%
8,4 %
7,1 %
5%
0%
4%
45 %
7%
6%
54 %
7%
61 %
7,1 %
6%
3%
35 %
7%
59 %
7,1 %
8%
58 %
6%
5%
3,3 %
3%
70%
9%
6%
46 %
6,6 %
3%
2,0 %
3%
4%
2,8 %
60%
60 %
6%
6%
5%
7%
5,7 %
5%
5%
3%
2%
23 %
30%
20%
20 %
16 %
13 %
10 %
10%
-10%
0%
Sogn og
Hafslund
Fjordane Energi
IRR (termin)
Vekst i EBITDA eks. prod.*
LTV kjøpstidspunkt
Kjøpsverdi
(NOK mrd.)
19
50%
40%
-0,5 %
-2,0 %
23 %
9,8 %
9,7 %
8%
7%
36 %
31 %
35 %
18 %
65 %
7,8 %
7%
3%
26 %
-4,8 %
7%
44 %
0,3 %
-5%
100%
3,4
14,3
Sunnhordaland Sognekraft
Kraftlag
IRR (MK)
Kjøpsyield
Snitt LTV 2014 - 23*
4,7
* Gitt midpris (terminpris vs. Markedskrafts prisbaner)
** Gitt terminpris
FFO = Free funds from operations, tilsvarer årsresultat + avskrivninger
1,3
Salten
BKK
Kraftsamband
Avk. krav til EK*
Akk. FFO ift. kjøpspris*
2,1
19,2
HelgelandsKraft Haugaland Kraft
Utbytteyield
Reell EBITDA vekst gitt midpris
2,3
3,9
Kjøpspris, kjøpsyield og investeringsavkastning
12%
11,1 %
10,0 %
10%
9,3 %
8,4 %
8%
7,9 %
7,1 %
7,1 %
7,8 %
7,8 %
7,1 %
6,1 %
6,6 %
6,5 %
6%
5,6 %
5,9 %
9,8 %
9,7 %
9,0 %
5,2 %
5,5 %
5,4 %
5,0 %
4%
4,8 %
4,4 %
2%
0%
Sogn og
Fjordane Energi
Hafslund
Sunnhordaland
Kraftlag
IRR (termin)
Kjøpsverdi
(NOK mrd.)
20
3,4
14,3
Sognekraft
Salten
Kraftsamband
BKK
IRR (MK)
4,7
1,3
HelgelandsKraft Haugaland Kraft
Kjøpsyield
2,1
19,2
2,3
3,9
Utbytteyield og FFO, samt LTV
12%
100%
96 %
90%
93 %
10%
80%
78 %
70%
8%
61 %
59 %
60%
60 %
54 %
6%
35 %
50%
46 %
45 %
4%
65 %
58 %
44 %
40%
36 %
31 %
35 %
4,0 %
3,4 %
26 %
2,7 % 23 %
18 %
2%
3,4 %
3,2 %
23 %
2,7 %
30%
3,4 %
16 %
10 %
20 %
2,1 %
13 %
0%
10%
0%
Sogn og
Fjordane Energi
Hafslund
Utbytteyield
21
20%
Sunnhordaland
Kraftlag
Sognekraft
Akk. FFO ift. kjøpspris*
* Gitt midpris (terminpris vs. Markedskrafts prisbaner)
FFO = Free funds from operations, tilsvarer årsresultat + avskrivninger
Salten
Kraftsamband
BKK
LTV kjøpstidspunkt
HelgelandsKraft Haugaland Kraft
Snitt LTV 2014 - 23*
Akkumulert realvekst i EBITDA med terminpris, midtpris og MK – til 2024
40%
30%
31,5 %
29,2 %
28,9 %
21,6 %
20%
17,3 %
11,3 %
11,1 %
10%
7,1 %
6,7 %
1,7 %
0%
4,8 %
3,6 %
1,3 %
-1,5 %
-4,7 %
-8,0 %
-7,8 %
-10%
-13,2 %
-12,9 %
-13,2 %
-13,8 %
-14,0 %
-18,2 %
-22,1 %
-20%
-30%
Sogn og
Fjordane Energi
Hafslund
Reell EBITDA vekst gitt midpris
22
Sunnhordaland
Kraftlag
Sognekraft
Salten
Kraftsamband
Reell EBITDA vekst gitt termin
BKK
HelgelandsKraft Haugaland Kraft
Reell EBITDA vekst gitt MK
Investeringsavkastning, CAPM og vekst i EBITDA med midtpris
12%
100%
11,1 %
10,0 %
10%
80%
9,3 %
9,0 %
8,6 %
7,9 %
8,1 %
8%
7,5 %
7,1 %
7,3 %
6,9 %
6,6 %
6,4 %
6%
5,6 %
5,9 %
7,0 %
7,8 %
7,2 %
6,3 %
7,0 %
6,5 %
5,5 %
3,4 %
0,3 %
2%
3,2 %
2,7 %
3,3 %
2,7 %
5,2 %
5,0 %
4,8 %
4,4 %
3,4 %
2,1 %
-0,5 %
IRR (termin)
23
0%
-20%
Sogn og
Fjordane Energi
(NOK mrd.)
20%
3,4 %
0%
Kjøpsverdi
40%
5,7 %
2,8 %
2,0 %
-2,0 %
-4,8 %
5,9 %
5,4 %
4,0 %
6,8 %
6,1 %
5,7 %
5,0 %
4%
60%
3,4
Hafslund
IRR (MK)
14,3
* Gitt midpris (terminpris vs. Markedskrafts prisbaner)
Sunnhordaland
Kraftlag
Sognekraft
IRR (midpris)
4,7
Salten
Kraftsamband
Avk. krav til EK*
1,3
2,1
BKK
Utbytteyield
19,2
HelgelandsKraft Haugaland Kraft
Vekst i EBITDA eks. prod.*
2,3
3,9
Komparativ avkastning – kraft, eiendom og OPS
Forventet avkastning og std. avvik
Forventet avkastning
14%
Standardavvik
12,0 %
12%
10,8 %
0,50
0,40
8%
5,9 %
6%
6,5 %
7,0 %
7,0 %
5,4 %
4,0 %
0,30
0,20
0,10
2%
0%
Aksjeandel
0,60
12,0 %
10,0 %
10%
4%
Sharpe ratio (h.akse)
0,00
Pensjonskasse
SPU
OPS
Eiendom
Kraft
30%
60%
100%
100%
100%
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
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 kontinentalEuropa 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
.......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
Kontaktdetaljer
27
SpareBank 1 Markets
Olav Vs gt. 5
N-0161 Oslo, Norway
Tel: + 47 24 14 74 00
Fax: +47 24 13 36 01
www.sb1markets.no
Trond V. Thomson
Direktør Corporate Finance
SpareBank 1 Markets
Kontor: +47 24 14 74 00
Mobil: +47 90 16 06 06
E-mail: [email protected]
Ole-Martin Tronstad
Senior Associate
SpareBank 1 Markets
Kontor: +47 24 14 74 00
Mobil: +47 91 88 39 71
E-mail: [email protected]
Lars Erik Juul
Rådgiver
SpareBank 1 Markets, Trondheim
Kontor: +47 07300
Mobil: +47 95 44 05 28
E-mail: [email protected]
Guttorm Egge
Analysesjef kreditt
SpareBank 1 Markets
Kontor: +47 24 14 74 00
Mobil: +47 415 67 173
E-mail: [email protected]
Eyvind Width
Fremmedkapital
SpareBank 1 Markets
Kontor: +47 24 14 74 00
Mobil: +47 977 48 855
E-mail: [email protected]