Krajowa energetyka konwencjonalna przeżywa swoje 5 minut i od sierpnia eksportuje energię elektryczną do Unii Europejskiej – wskazuje Krystian Brymora z DM BDM
Kryzys energetyczny w Europie powinien przyspieszać transformację sektora energetycznego, to temat nr 1 na najbliższą dekadę – mówi Krystian Brymora, szef działu analiz rynku akcji w DM BDM.
Piotr Rosik (Strefa Inwestorów): Od dwóch miesięcy wyceny spółek energetycznych notowanych na GPW spadają jak kamień w wodę. Notowania WIG-Energia powróciły do poziomu z początku kwietnia, zniżkując w 2 miesiące o 20%. Co się dzieje, jaka jest tego przyczyna?
Krystian Brymora (dyrektor Wydziału Analiz Domu Maklerskiego BDM): Słabość spółek energetycznych w ostatnich tygodniach to pokłosie nieoficjalnych doniesień o opóźnieniu procesu tworzenia Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE) - czyli podmiotu mającego skupić aktywa węglowe. Pamiętajmy, że od czasu skonkretyzowania pomysłów wydzielenia aktywów, czyli od maja 2020 roku, WIG-Energia więcej niż podwoił swoją wartość. Teraz oddaje część zysków, bo prawdopodobieństwo najbardziej optymistycznego scenariusza spadło.
Co ciekawe dzieje się to w trakcie 5 minut chwały krajowej energetyki konwencjonalnej, która od sierpnia eksportuje energię, co jest sytuacją nie widzianą od 2014 roku. Wynika to głównie z rekordowo drogiego gazu w Europie, który „zamyka” system energetyczny, wyłączeń bloków jądrowych we Francji czy warunków atmosferycznych. U nas w kraju, mając system w ponad 70% oparty na węglu, spółki są w stanie wykorzystać obecną sytuację i rekordowe ceny energii elektrycznej. Tym samym w grudniu mieliśmy rekordowe marże wytwórców z węgla.
Notowania WIG-Energia od początku 2021 roku
Z tego by wynikało, że perspektywa wynikowa dla spółek z WIG-Energia powinna być pozytywna?
Tak, ona znacząco się podniosła. Dość powiedzieć, że w ostatnich 3 miesiącach konsensus EBITDA dla 4 największych spółek podniósł się o ponad 20%, a już mijający 2021 rok będzie rekordowy. Szacujemy że raportowana EBITDA sektora zbliży się po raz pierwszy do 20 mld zł (+26% r/r) przy najniższych od 2014 roku nakładach inwestycyjnych.
Oczywiście, w długim terminie pozostaje przed spółkami energetycznymi wiele wyzwań, jak choćby rekordowe koszty CO2, które jednak w 2021 roku z nawiązką udawało się przenosić w cenach energii, czy kosztowna i nieunikniona transformacja energetyczna. Kryzys energetyczny w Europie powinien ją przyspieszać, więc wciąż wierzymy w powodzenie procesu wydzielenia aktywów węglowych. Bez tego nowe inwestycje w obszarze OZE (odnawialne źródła energii) po prostu nie powstaną.
Jaki dokładnie wpływ mają aktywa węglowe na wyniki poszczególnych spółek energetycznych?
Aktywa węglowe na razie strat nie przynoszą, bo wciąż stanowią ok. 70% produkcji energii w kraju. W ostatnich latach odpowiadały za ok. 30% EBITDA sektora, nie licząc ciepłownictwa, czyli jakieś 3-5 mld zł rocznie, a w 2021 roku więcej, z uwagi na poprawę warunków rynkowych i rynek mocy. Jedynie w Tauronie przynoszą one straty - ponad 200 mln zł rocznie – z uwagi na relatywnie starą flotę elektrowni węglowych.
Problemem jest natomiast ok. 18 mld zł długu przypisanego tym aktywom. Jego wydzielenie wraz z aktywami istotnie poprawiłoby zdolność kredytową i możliwości finansowania pod przyszłe inwestycje w OZE. Jak wiemy, banki nie są już skłonne finansować podmiotów obciążonych aktywami węglowymi, z uwagi na rosnącą świadomość ESG [ekologiczną – przyp. aut.].
Czy można stwierdzić, który sposób rozwiązania kwestii aktywów węglowych byłby najkorzystniejszy dla spółek energetycznych? Bo może powstać NABE, może powstać kilka podmiotów quasi-NABE, co próbowało forsować ministerstwo klimatu, a może też nastąpić wyłączenie z grup dystrybucji i OZE, by pozyskać dla nich kapitał.
W mojej opinii szkoda tracić czas na nowe koncepcje, skoro opcję NABE przerabiamy od półtora roku. Wydaje się, że kryzys energetyczny w Europie powinien przyspieszać transformację, a nie ją opóźniać. Czym szybciej to zrobimy, tym lepiej, szczególnie że przy obecnych wynikach spółki energetyczne mogłyby liczyć na wyższe wyceny wydzielonych aktywów. Wiele może się wyjaśnić po 18 stycznia 2022 roku, kiedy doradca przedstawi model finansowania NABE.
Zobacz także: Akcje Apple, Amazon, Alphabet, Meta Facebook – NIE są przewartościowane, twierdzi słynny inwestor Bill Miller
Czy może Pan wyjaśnić dokładnie zależności między sytuacją fundamentalną i notowaniami spółek energetycznych, a zachowaniem cen gazu, paliw czy praw do emisji CO2?
Gaz odgrywa kluczową rolę w unijnym koszyku energetycznym, stanowiąc ok. 25% w mixie energetycznym. To paliwo krańcowe, więc jego rekordowe ceny - będące splotem wielu czynników - przyczyniły się do rekordowych cen energii elektrycznej w Europie. W Polsce natomiast 70% mixu to węgiel kamienny (45%) i brunatny (25%), którego ceny są znacznie niższe. Umożliwiło to od sierpnia 2021 roku eksport naszej energii do Europy, gdzie ceny były wyższe. Przypomnę, że Polska od 2014 roku była importerem, więc to istotna zmiana, wpływająca na wyższą dyspozycyjność krajowych jednostek wytwórczych. A w systemie mamy 5 nowych bloków, z czego 4 pracują w podstawie.
Jeśli chodzi o koszty CO2, to rynek niesłusznie uważa, że stanowią one największe obciążenie dla energetyki. Oczywiście, to największy emitent, ale na oligopolistycznym i stosunkowo zamkniętym rynku można te koszty przenosić w cenach energii i to w 2021 roku udawało się znacząco. Koszty CO2 to największe obciążenie dla przemysłu, który działa na konkurencyjnych rynkach i nie jest ich w stanie przenosić na klientów.
Rząd rozpoczął podwyżki cen energii, które dotkną również obywateli. Jak duży wzrost cen energii jest potrzebny, aby polskie firmy energetyczne udźwignęły transformację energetyczną naszej gospodarki?
Grudniowa podwyżka Urzędu Regulacji Energetyki (URE) o 24% - w tym samego komponentu energii o 37% - dotyczy obszaru regulowanego odpowiadającego za zaledwie 17 TWh sprzedawanej energii rocznie wobec 170 TWh na całym rynku. Inwestorzy jednak mieli obawy, że URE, wskutek nacisków politycznych, nie w pełni przeniesie koszty spółek obrotu w taryfie. Tak się jednak nie stało, pojawiła się tarcza antyinflacyjna i spółki obrotu nie zanotują strat w tym segmencie klientów w 2022 roku.
Spółki biorą na siebie część strat z obszaru regulowanego, w 2020 r. wzięły około 0,8 mld zł, jak było w 2021, jak będzie w 2022? Czy te straty mogą być większe z uwagi na wprowadzenie tzw. tarczy antyinflacyjnej?
Wprowadzenie tarczy antyinflacyjnej pozwoliło URE w pełni odzwierciedlić koszty spółek obrotu w taryfie. Tym samym nie powinny one zanotować strat w 2022 roku. Oczywiście, obecne ceny energii sugerują kolejną podwyżkę taryf o ok. 20% w 2023 roku. Tanio więc już było. Od 2019 roku ceny dla gospodarstw domowych wzrosły o ponad 50%.
Która z największych polskich spółek energetycznych notowanych na GPW, w Pańskiej opinii, jest w najlepszej sytuacji fundamentalnej i dlaczego? Niektórzy wskazują, że jest to ta firma, która jest najbardziej „czysta” i zintegrowana.
Największy udział OZE w generowanej EBITDA - ponad 80% - ma Polenergia, a najmniejszy Enea, bo ok. 10%. Z kolei największe plany rozwoju OZE mają PGE i ZE PAK. Ta druga firma jest najbardziej zaawansowana, a po grudniowej transakcji sprzedaży udziałów w PAK-PCE do Cyfrowego Polsatu pozyskała na te plany finansowanie. Wszystkie te spółki mają potencjał wzrostu, ale największy chyba drzemie w Enei.
A co się dzieje, że Tauron - który do obecnej korekty przez dwa lata zachowywał się lepiej od spółek z branży - teraz w ciągu ostatnich dwóch miesięcy zachował się bardzo słabo?
Tauron to największy beneficjent wydzielenia aktywów węglowych. Ta koncepcja ma największy wpływ na jego wycenę, bo aktywa te obecnie przynoszą straty. Siłą rzeczy spadek prawdopodobieństwa powstania NABE przyczynił się do największego spadku notowań Tauronu. Dodatkowo, najnowszy blok energetyczny w Jaworznie ma awarię co najmniej do końca kwietnia 2022. Oprócz dużych kosztów odkupów energii sytuacja ta może wpłynąć na proces wyceny aktywów do NABE.
Zobacz także: Trendy w technologii i gospodarce, które kształtują współczesną rzeczywistość i wpływają na spółki i ich wyceny na giełdzie
Wszyscy koncentrują się na mocach produkcyjnych, a co z sieciami przesyłowymi – czy to nie będzie też stanowić dużego wyzwania dla energetyki?
Tak, to wyzwanie, szczególnie przy rozwoju prosumentów i energetyki rozproszonej. W I-III kw. 2021 obserwowaliśmy spadek nakładów Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) i praktycznie zanik przetargów na modernizację sieci dystrybucyjnych, co wynikało z niejasnego i przejściowego modelu zwrotu przez URE. Zmienić ma się to w 2023 roku. Z kolei w 2022 roku mają ruszyć nakłady na inteligentne liczniki. Zwracam uwagę na prognozowany wzrost nakładów na dystrybucję energii do 2030 roku według Polityki Energetycznej Polski PEP 2040. W latach 2021-2025 nakłady mają wzrosnąć o 18% versus poprzednia 5-latka.
Jak dużych inwestycji w polskiej energetyce spodziewa się Pan w najbliższych latach i kto te inwestycje sfinansuje?
Według przyjętego na początku 2021 roku PEP 2040 cała transformacja energetyczna może kosztować ok. 1,6 bln zł w latach 2021-40, a jej szczyt przypadnie na lata 2021-25, to będą wydatki sięgające 450 mld zł, w tym 100 mld zł w sektorze energetycznym, z czego blisko połowa w obszarze dystrybucji, a większa część w wytwarzaniu. Szybko rozwijać powinien się segment PV (fotowoltaika) i morskich farm wiatrowych po 2023 roku. Po zniesieniu zasady 10H [wedle której nowe wiatraki na lądzie muszą być oddalone od zabudowań mieszkalnych o dystans odpowiadający co najmniej 10-krotnej wysokości wiatraka wraz z łopatami – przyp. aut.] odblokuje się też potencjał inwestycyjny lądowych farm wiatrowych. Z kolei w wytwarzaniu konwencjonalnym w 2022-2023 roku ruszą kolejne przetargi na elektrownie gazowe, jak Ostrołęka, Grudziądz, Adamów czy Gdańsk. Mamy też sporo nowych inwestycji w gazowe elektrociepłownie.
Oprócz nakładów ponoszonych przez koncerny energetyczne, dotacji z Polityki Spójności, finansowanie transformacji energetycznej zapewnić ma rozdysponowanie środków z Funduszu na rzecz Sprawiedliwej Transformacji - do Polski może trafić nawet 4,4 mld EUR - i Krajowego Funduszu Odbudowy, gdzie energetyka ma być największym beneficjentem. Ok. 37% z budżetu przekraczającego 100 mld zł ma trafić na „zielone inwestycje”. W tym kontekście czekamy na odblokowanie środków z KPO.
Co z inwestycjami w obszarze OZE – czy największy boom mamy już za sobą? A może handel zieloną energią będzie w najbliższym czasie dobrym biznesem?
Nie, inwestycje w OZE dopiero ruszają. Największe nakłady oczywiście związane są z budową morskich farm wiatrowych. Do 2030 roku może być to ponad 70 mld zł, a wydatki ruszą dopiero od 2023 roku. 7-8 GW nowych mocy w fotowoltaice to kolejne 20-25 mld zł, a wiatr na lądzie drugie tyle. W zasadzie w inwestycjach OZE dotychczas mówiliśmy o planach, które zaczynają dopiero wchodzić w fazę realizacji. Z kolei rozwój fotowoltaiki w latach 2016-2021 opierał się na prosumentach. Teraz będzie to robił biznes na dużej skali.
Wierzy Pan w energię atomową w Polsce? Jeżeli tak, to kto będzie jej największym producentem? Kiedy realne jest, że w Polsce zaczną działać pierwsze Małe Reaktory Atomowe SMR i czy widzi Pan firmy, które na tym mogą najmocniej skorzystać?
Oczekujemy, że podobnie jak w przypadku kryzysu energetycznego z lat 70-tych, energetyka jądrowa zyska na znaczeniu. Nie wierzę jednak w duże projekty realizowane przez rządową spółkę. Pamiętajmy, że budowa fińskiej elektrowni Olkiluoto III 1,6 GW trwała aż 17 lat. U nas według PEP pierwsze reaktory tego typu miałyby powstać do 2033 roku, docelowo 6-9 GW do 2043 roku, co wydaje się terminem, krótko mówiąc, nierealnym.
Bardziej wierzę w prywatny biznes i reaktory typu SMR/MMR, które miałyby zacząć działać już w 2029 roku. W kraju mają być rozwijane 2 technologie tego typu: w Synthosie od Hitachii, a w KGHM od amerykańskiego NuScale. Szczególnie ta druga jest interesująca. Problem jest jednak taki, że choć projektów na świecie jest dużo, to żaden jeszcze nie powstał.
Na koniec wróćmy na giełdę. Czy generalnie, w długim terminie, sentyment do utilities, w tym do spółek energetycznych, może się utrzymywać na dobrym poziomie, choćby z uwagi na to, że mówi się o powrocie do łask spółek value? Czy taki scenariusz jest możliwy także w odniesieniu do spółek z GPW, czy jednak nad nimi ciąży zbyt duże ryzyko polityczne?
Zakładamy, że kryzys energetyczny w Europie powinien przyspieszać transformację sektora. W tym kontekście kluczowe jest wydzielenie aktywów węglowych i wierzymy, że do niego dojdzie. Obecnie segment wytwarzania konwencjonalnego ma swoje „5 minut”, co pozytywnie wpływa na wyniki koncernów energetycznych i może mieć wpływ na wycenę w procesie tworzenia NABE. To powinno poprawić sentyment w krótkim okresie. O długi termin się nie boimy, bo transformacja energetyczna to temat nr 1 na najbliższą dekadę.
