Rekomendacje dla spółek energetycznych. Konieczna rewizja wycen firm

Niebawem posypią się raporty z rekomendacjami dla spółek energetycznych. Nowe spojrzenie analityków uwzględni szybującą wycenę uprawnień do emisji CO2 i przychody z rynku mocy.

Biura maklerskie wstrzymują się jeszcze z odświeżaniem zaleceń inwestycyjnych i nowymi wycenami dla spółek. Część z nich czeka na szczegółowe podsumowanie ubiegłorocznych rezultatów. Bo na razie nie wszystkie koncerny energetyczne ze stajni Skarbu Państwa podały nawet szacunki (rynek czeka na nie jeszcze w przypadku Enei). To co jednak bardziej interesuje ekspertów to prognozy co do przyszłości pokazywane zwyczajowo przy podsumowaniu rocznym największych spółek.

– Ogląd tego, co się wydarzy po stronie przychodów i kosztów energetyki w 2018 r. już raczej mamy. Będziemy jednak musieli skorygować naszą wizję na 2019 r. i kolejne lata dla tego sektora – zapowiada Tomasz Duda z Erste Securities.

CO2 uwzględnione w energii

Główny powód zmian, zarówno w przypadku Erste jak też części innych domów maklerskich, to szybko rosnące ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Podczas trzech tegorocznych sesji cena uprawnień zbliżyła się już niebezpiecznie do psychologicznej granicy 10 euro za tonę, była przy tym prawie o 24 proc. wyższa niż na początku roku. Niektórzy widzą w tym wpływ reformy europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2. Eksperci przewidują, że efektem będzie nawet 20 euro za tonę w 2020 r.

Nasze spółki nie dzielą się szacunkami w tym zakresie. Jednak z rozmów z energetykami wynika, że spodziewają się oni kontynuacji trendu wzrostowego. – Nie zakładaliśmy tak szybkiego ruchu w cenach uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Dlatego prognozowany wcześniej na 7,6 euro za tonę koszt zakupu musimy doszacować o 2,5 euro w latach 2018–2019 – mówi Duda. Jak ocenia, w przypadku PGE może to skutkować obniżeniem wyniku EBITDA o 10 proc. na 2019 r. W 2018 r. liczy na około 7,4 mld zł.

Na razie nie chce ujawniać, jak przełożą się rosnące ceny uprawnień do emisji CO2 na hurtowe ceny energii. Mimo iż w przeszłości regułą było całkowite przenoszenie tych kosztów na cenę 1 MWh. Teraz co prawda widać drożejącą w kontraktach energię. Jednak wchodzące do systemu nowe moce z wysokosprawnych bloków powodować mogą presję na marże. – Niezależnie od tego, po ile będą uprawnienia do emisji CO2, to duża ilość energii z nowych elektrowni zacznie wypierać produkcję z bloków mniej efektywnych. Największe problemy z tego powodu mogą mieć Tauron, który ma stosunkowo najstarsza flotę – przewiduje Kamil Kliszcz z DM mBanku. Jego zdaniem presję na marże wytwórcze mogą zmniejszyć intensywne remonty starych bloków. Bo wtedy nadwyżka w systemie nie będzie tak duża.

Dlatego też zamierza modyfikować założenia co do cen energii rosnących ze względu na wycenę uprawnień do emisji CO2 (według jego prognoz to 8 euro za tonę w 2018 r., 9 euro w 2019 r. i 10 euro w 2020 r.). Zwłaszcza że w kontrakcie rocznym na prąd z dostawą na 2019 r. już widać 180 zł/MWh. Tymczasem w założeniach DM mBanku nadal 162 zł/MWh w 2019 r. i 160 zł/MWh w 2020 r., korespondujące z niższą ceną uprawnień do emisji CO2.

Paweł Puchalski z DM BZ WBK nie spodziewa się gwałtownych ruchów na kursach akcji spółek z powodu rosnących cen uprawnień do emisji CO2, ani tym bardziej ceny 20 euro za tonę w 2020 r. – To miałoby znaczenie, gdybyśmy mieli w Polsce miks „brudnych" i „czystych" spółek. Tymczasem rynek zdominowany jest przez cztery koncerny bardzo do siebie podobne i działające na stosunkowo zamkniętym rynku – argumentuje analityk. W jego ocenie większą zależność od cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla wykazują takie spółki, jak czeski CEZ, prognozujący ogólnoeuropejski trend przechodzenia na źródła gazowe i wypieranie mocy węglowych. Ponieważ jednak nawet koszt 16 euro za tonę uprawnień do emisji CO2 w 2020 r. nie uzasadnia jego zdaniem wyceny CEZ, ostatnio zmienił rekomendację dla niego do „sprzedaj".

OZE kotra atom, wpływ inwestycji na kurs

Rynek czeka też na szczegółowe informacje dotyczące organizowanych od tego roku aukcji w ramach rynku mocy. Regulamin dla nich poznamy do końca marca, a w sierpniu ilości zamawianej energii z nowych i zmodernizowanych bloków. Oczekuje się przy tym, że będą one na tyle duże, by wszystkie projekty obecnie realizowane i gros modyfikowanych się tam zmieściły. To dlatego, że polityka klimatyczna Brukseli się zaostrza, a sam mechanizm może być zmodyfikowany wskutek dyrektyw i rozporządzeń unijnych wchodzących w skład tzw. pakietu zimowego. – Pod koniec roku będą znane opłaty mocowe. Niewiadomą pozostają ceny energii na 2021 r. Od tego roku spółki energetyczne zaczną dostawać owe płatności i rynek ulegnie całkowitemu przeobrażeniu. Należy się spodziewać cen hurtowych o kilkanaście złotych niższych na każdej MWh niż teraz przy rosnących kosztach uprawnień do emisji CO2 – uważa Kliszcz. Jego zdaniem jednak ogólny wpływ rynku węgla na spółki będzie pozytywny.

Z kolei Puchalski wskazuje na zieloną energetykę, która zacznie coraz częściej wypierać czarne megawatogodziny. – Jeśli już dzisiaj cena energii na rynku spot sięga 190 zł/MWh, a zielony certyfikat kosztuje około 65 zł/MWh, to przy cenie 250–260 zł/MWh wiatraki Polenergii bronią się, sprzedając wyłącznie energię na giełdzie – tłumaczy analityk DM BZ WBK. Jak szacuje, takie ceny dałyby tej spółce Kulczyka około 40 mln zł dodatkowej EBITDA. Z kolei zapowiadana zmiana w zakresie podatków w ramach noweli ustawy o odnawialnych źródłach dołoży kolejne 20 mln zł. – Jeśli spełnią się także nadzieje związane z dużymi ilościami dla wiatraków w tegorocznej aukcji (1 tys. MW), a Polenergii uda się zrealizować w ich ramach zakładane 185 MW w wietrze, to będzie to miało pozytywny wpływ na wycenę spółki – twierdzi Puchalski.

W przyszłości notowania mogą też rosnąć za sprawą uruchamianych projektów farm wiatrowych na Bałtyku. Dziś do takich przygotowuje się zarówno Polenergia, jak i PGE.

Zdaniem Puchalskiego, jeśli energetyka morska zaistnieje i zostanie podjęta decyzja o realizacji jednej bądź kilku elektrowni jądrowych, to nowa odkrywka PGE w Złoczewie nie powstanie.

Na razie niewielu analityków uwzględnia wpływ atomu w wycenach spółek. – To należy do dobrej praktyki, by nie wkładać do modeli czegoś, co od zawsze było w planach, ale dotąd nie zmaterializowało się w postaci ostatecznej decyzji – wyjaśnia Duda. Negatywny wpływ projektów nuklearnych w wycenach uwzględnia już DM BZ WBK. – Te projekty obniżają wycenę PGE, Enei i Energi po około 2 zł na akcję – ocenia Puchalski. Zakłada przy tym włączenie do konsorcjum PGE EJ (dziś 70 proc. ma tam PGE, a po 10 proc. Enea, Tauron i KGHM) kolejnych spółek, w tym możliwe jest uczestnictwo zarówno Orlenu jak i PGNiG czy Energi.

Zdaniem analityków jedną z realnie ciążących na kursach inwestycji jest dziś Ostrołęka. Zwłaszcza jeśli projekt miałby być realizowany przy wysokiej cenie zaoferowanej przez polskie konsorcjum. – Przy takim koszcie projekt nie będzie miał racji bytu, bo realizujące go spółki Enea i Energa nie będą w stanie go spłacić i na nim zarobić. Dlatego nadal zakładam maksymalny budżet na poziomie 6 mld zł – mówi Kliszcz. W obu spółkach widzi jednak potencjał do dalszego wzrostu kursu nawet o 20–30 proc. Taki sam dostrzega też w PGE. – Enea jest dziś w najlepszej sytuacji. Ma pozytywne przepływy finansowe i w miarę nową flotę. Dodatkowo jako jedna z nielicznych płaci dywidendę i ma Bogdankę, która przy rosnących cenach węgla, może wspomagać wyniki grupy. Jednym z kluczowych ryzyk jest jej potencjalne łączenie ze znajdującym się w nie najlepszej kondycji finansowej Tauronem – uważa Puchalski. Mimo to nadal rekomenduje kupowanie walorów poznańskiej spółki. Inne zaleca zaś trzymać.

[email protected]