Prognozowany dynamiczny rozwój rynku OZE, a w szczególności segmentu PV (25% rocznie w okresie 2022-27, wg średnich prognoz rynkowych), powinien przynieść wzrost sprzedaży produktów (technologii PV) oraz usług (realizacja projektów „pod klucz”, usługi serwisowe) Photonu w kolejnych latach.
W naszych prognozach na lata 2023-27 założyliśmy średnioroczną 25-proc. (zgodną z prognozami dla rynku PV) dynamikę przychodów do klientów zewnętrznych w obszarze rozwiązań EPC (segment Engineering), w obszarze Dystrybucji technologii (segment Technology) oraz w obszarze usług serwisowych (segment O&M). Dodatkowo przychody ww. segmentów będą wspierane sprzedażą wewnątrzgrupową (podlegającą eliminacji na etapie konsolidacji wyników), powiązaną z tempem realizacji inwestycji własnych w nowe moce PV.
Biorąc pod uwagę wpływ wyników realizowanych przez własny portfel elektrowni PV na skonsolidowany zysk EBITDA, kluczowe dla przyszłych wyników Photonu będzie tempo wzrostu w segmencie Investment. Nasze prognozy wzrostu mocy do 2030 r. bazują na prezentowanej przez spółkę bazie projektów będących w przygotowaniu (łącznie 1,2 GWp): 223 MWP w Rumunii, 313 MWp w Polsce, 34 MWp na Węgrzech i 665 MWp w Australii. Photon prezentuje listę projektów w przygotowaniu w podziale na rynki (patrz powyżej), jak i uwzględniając stopień zaawansowania prac.
W naszych prognozach nadaliśmy odpowiedni stopień prawdopodobieństwa oraz datę uruchomienia instalacji (commissioned) dla poszczególnych etapów:
1. feasibility (etap wstępny), 60%, +4 lata od dziś,
2. Early development (etap wczesny), 75%, +3 lata,
3. Advanced development (etap zaawansowany), 90%, +2 lata,
4. Ready-to-build technical (przygotowany do budowy), 100%, harmonogram oparty na deklaracjach spółki,
5. Under construction (w budowie), 100%, harmonogram oparty na deklaracjach spółki.
Pominęliśmy w prognozach wielkoskalowe projekty australijskie (4 projekty spółki RayGen w Nowej Południowej Walii o łącznej mocy 455 MWp oraz projekt 200 MWp w Yadnarie) z uwagi na ich nowatorski charakter (technologia PV Ultra) i bardzo wysokie nakłady inwestycyjne, przekraczające naszym zdaniem możliwości Photonu. Traktujemy je jako opcje, które po doprowadzeniu projektów do fazy 3. lub 4. mogą zostać sprzedane zewnętrznemu inwestorowi lub Photon będzie poszukiwał partnerów (współinwestorów) do ich realizacji. Dla każdej instalacji założyliśmy 30-letni okres pracy.
Koszty realizacji inwestycji w segmencie własnych elektrowni PV (segment Investment) przyjęliśmy na bazie średnich prognoz NREL. Wg tych statystyk, w 2022 r. koszt jednostkowy wybudowania farmy PV wynosił ok. 1000 USD/kW (ok. 900 EUR/kW – zbieżne z deklaracjami spółki w tym obszarze). Do 2025 r. średni koszt powinien spaść do ok. 750 EUR/kW, a w 2030 r. do ok. 660 EUR/kW. Uwzględniając nasze prognozy dotyczące przyrostu mocy w Photonie kumulacji CAPEX-u spodziewamy się w latach 2026-29; później spółka będzie ponosić już tylko wydatki na utrzymanie posiadanych instalacji. Możliwe jest przyjęcie przez spółkę innego harmonogramu rozwoju własnego portfela PV, tym sprzedaż lub pozyskanie nowych projektów, co będzie miało wpływ na wielkość CAPEX w poszczególnych latach. Należy też mieć na uwadze możliwe opóźnienia wynikające z problemów pozostających poza kontrolą spółki (np. brak możliwości podłączenia do sieci, niska podaż firm wykonawczych czy zerwane łańcuchy dostaw). W modelu założyliśmy 12-miesięczny cykl realizacji inwestycji i oddanie instalacji do użytki na koniec roku kalendarzowego. W pozostałych liniach biznesowych założyliśmy inwestycje na poziomie amortyzacji (rosnące w tempie 5-10% rocznie), łącznie ok. 1-1,5 mln EUR rocznie do 2030 r.
Założyliśmy, że model biznesowy w odniesieniu do poszczególnych rynków pozostanie niezmieniony: w Czechach cena rynkowa (+ Green bonus), na Słowacji model cen gwarantowanych, podobnie dla jednej niewielkiej inwestycji w Australii – do momentu zakończenia programu wsparcia, potem sprzedaż na warunkach rynkowych; pozostałe elektrownie australijskie (obecnie działające oraz potencjalne), jak i projekty węgierskie, rumuńskie (obecne jak i przyszłe) oraz polskie (przyszłe) będą sprzedawały energię w cenach rynkowych.
Zawracamy uwagę, że ok. 2030 r. Photon utraci wsparcie systemowe dla elektrowni w Czechach (Green bonus na poziomie ok. 500 EUR/MWh) oraz na Słowacji (stała cena sprzedaży wyprodukowanej energii elektrycznej na poziomie ok. 265 EUR/MWh), co wynika z upływu 20-letniego okresu wsparcia dla tych instalacji. Będzie to miało negatywny wpływ na poziom przychodów, choć zakładamy, że do tego czasu Photon znacząco powiększy swój potencjał, ograniczając udział ww. rynków w skonsolidowanej sprzedaży.
Podstawowym kosztem pozostanie amortyzacja, niemniej rozwój portfela własnych elektrowni PV i wejście na kolejny rynek (Polska), jak i rosnące koszty profilu (koszty bilansowania portfela kontraktów terminowych w otoczeniu coraz wyższego udziału tej samej technologii PV w miksie energetycznym) będą działały negatywnie na marże w podstawowej linii biznesowej. Oczekujemy spadku marży EBITDA do ok. 75% w 2030 r. (vs ok. 80% w ostatnich latach) i dalszej erozji (poniżej 70%) po roku 2030 na skutek zakończenia programów wsparcia w Czechach i na Słowacji. Zakładane w modelu tempo rozbudowy portfela PV (i wzrost CAPEX) doprowadzi w średnim terminie do dalszego przyrostu zadłużenia. Maksymalny jego poziom Photon powinien osiągnąć w 2029 r. (ok. 450 mln EUR zadłużenia odsetkowego, 280 mln EUR długu netto, DN/EBITDA=4,7x), potem prognozujemy stopniowe zmniejszenia zadłużenia. Do czasu zamknięcia programu inwestycyjnego (lub przynajmniej jego wyraźnego wyhamowania), nie spodziewamy się wypłaty dywidendy. W naszym modelu spółka osiągnie nadwyżki finansowe dopiero ok. roku 2035. W porównaniu do planów finansowych spółki na 2023 r. (prognoza skorygowana w sierpniu 2023 r., nasze szacunki są bardziej konserwatywne w zakresie oczekiwanego poziomu sprzedaży, natomiast spodziewamy się nieco wyższej EBITDA.
Zobacz także: Oprocentowanie kredytu spada, ale kupno domu to wciąż spore wyzwanie. Dlaczego?
