Zarówno rosnące kursy, jak i prognozy analityków to efekt sygnałów płynących z rządu co do zgody na pełne wydzielenie energetyki węglowej ze spółek energetycznych oraz rozmów już toczących się na ten temat. Dla analityków to perspektywa wzrostu wycen tychże spółek. Analitycy Trigona DM zarekomendowali 13 maja „kupuj” dla akcji PGE i Tauronu, a „trzymaj” dla Enei. Cena docelowa dla PGE to 8,9 zł, dla Tauronu 3,94 zł, a dla Enei 11,63 zł. – Wedle naszych założeń pełne wydzielenie elektrowni węglowych i kopalń węgla brunatnego oraz Bogdanki ze struktur Enei i Zielonego Bloku w Połańcu może zakończyć się w 2026 r. Z tego, co słyszymy, PGE chciałaby zamknąć wyceny w tym roku, a wydzielenie aktywów planuje na 2025 r. – mówi „Parkietowi” Michał Kozak, analityk Trigona DM. Wydaje się, że PGE i Tauron chcą szybciej wydzielić aktywa węglowe niż Enea, co może być związane ze zdolnością do generowania gotówki z tych aktywów.

Analityk założył sprzedaż elektrowni węglowych za 0 zł. – Od 2026 r., przy ujemnych marżach CDS i presji na wolumeny przez rosnącą generację OZE, trudno zakładać pozytywne przepływy gotówki z elektrowni, a ryzyko utrzymania tych aktywów rośnie. Aktywem, które według nas może dawać pozytywne przepływy w średnim okresie, jest Zielony Blok w Elektrowni Połaniec, konsolidowany w ramach OZE. Ten blok wyceniamy na 1,2 mld zł – wylicza Michał Kozak. Oczekuje on również sprzedaży udziałów w Enei w Bogdance, konserwatywnie po wartości gotówki netto.

Z wypowiedzi zarządu Enei wynika, że spółka rozważa podzielenie wydzielenia na etapy. – Enea chce jeszcze na aktywach konwencjonalnych zarobić tyle, ile się da. Sam blok biomasy oraz elektrownie węglowe w Enei od czasu pierwszej przymiarki do wyceny aktywów, od IV kw. 2022 do IV kw. 2023 r., bez aktywów Bogdanki, wygenerowały na czysto według naszych kalkulacji ok. 2 mld zł gotówki (FCF) względem blisko zera w PGE i ok. 1 mld zł w Tauronie – wskazuje Kozak.

Dodaje, że istnieje oczywiście ryzyko finalizacji wydzielenia, ale obecne wyceny nie są wygórowane (spółki handlowane są poniżej 4,5 razy EV/EBITDA po wydzieleniu aktywów węglowych). – Przy naszych wycenach sektor nadal będzie handlowany po istotnie niższych mnożnikach względem konkurencji europejskiej, która płaci dywidendy i ma lepszy ład korporacyjny. Względnie niskie mnożniki Enei względem PGE i Tauronu wynikają naszym zdaniem z braku dyskontowania przez rynek prawdopodobnych wydatków na budowę elektrowni gazowych i inwestycji w OZE, o których spółka niewiele mówi, a które częściowo zakłada agencja Fitch w swoim ostatnim raporcie – mówi analityk.

Zwraca uwagę na czeski CEZ (5–6 razy EV/EBITDA), który wypłaca dywidendę (stopa ok. 5,5 proc.), a ma mniej premiowaną przez rynek strukturę aktywów, opartą w 50 proc. na energetyce jądrowej, przy tylko 15–20-proc. udziale dystrybucji. Inwestorzy premiują w większym stopniu segment OZE i dystrybucji. Jeśli zatem polskie spółki będą budować swoją siłę na bazie OZE i dystrybucji i wróciłyby do wypłaty, nawet skromnych dywidend, wycena sektora mogłaby być znacznie wyższa.

– Niewiele wiemy o samym sposobie wydzielenia węgla, ale sam Skarb Państwa może dążyć do tego, aby doszło do tego szybko. Na razie nie ma zapewnionej dodatkowej pomocy KE – mówi. Być może wydłużenie i rozszerzenie wspierania elektrowni węglowych w ramach rynku mocy czy ew. kontrakt różnicowy dla elektrowni węglowych, o którym wspominali przedstawiciele Enei, zwiększyłyby wycenę tych aktywów.

Jeśli SP przejąłby wcześniej te aktywa, a zgoda na dodatkową pomoc dla elektrowni KE nastąpiłaby później, przejmujący aktywa mógłby na tym zyskać.