Analitycy już szacują potencjalny wpływ na wyniki dodatkowego strumienia pieniędzy, który zasili kasy spółek po utworzeniu tzw. rynku mocy, czyli wsparcia dla elektrowni konwencjonalnych.
Spodziewana poprawa
Robert Maj z Haitong Banku oblicza, że gdyby 2–3 mld zł rocznie płatności z rynku mocy trafiło tylko do czterech największych spółek państwowych, to przy niezmienionych innych warunkach i prognozach poprawią one ich zagregowany roczny wynik EBITDA o 12–18 proc. – To znacząca pomoc dla sektora, bo w dzisiejszych warunkach makroekonomicznych trudno im byłoby wygenerować taką poprawę zysku – tłumaczy analityk. Ale zastrzega, że ta poprawa będzie widoczna dopiero za pięć lat, kiedy pieniądze z takiego wsparcia zaczną płynąć do spółek. Na razie trudno też szacować, o ile spadnie cena energii na rynku hurtowym, co będzie widoczne po faktycznym wprowadzeniu rynku mocy i w części zneutralizuje wspomniane zysk.
Pojawiają się też kolejne niewiadome, bo z przekazanych w ramach wsparcia energetyki konwencjonalnej środków firmy będą musiały pokryć wydatki na nowe inwestycje. Jak sugeruje resort energii, musi dodatkowo powstać co najmniej 5 tys. MW obok już budowanych 5–6 tys. MW. – To wszystko oznacza, że minie trochę czasu, zanim rynek zacznie dyskontować te dodatkowe korzyści dla sektora, co może się przełożyć na wzrost wartości giełdowych spółek – zauważa Maj.
Lepiej dla budujących
Pojawiające się ekspertyzy, np. Fundacji ClientEarth oraz think tanku RAP, wskazują jednak, że wysypu nowych inwestycji wcale nie zobaczymy. A pieniądze z rynku mocy – według założeń ME 2–3 mld zł rocznie – pójdą raczej na modernizację przestarzałych siłowni i zapewnienie rentowności budowanym blokom, np. w Kozienicach, Opolu i Jaworznie. Podobnie uważają analitycy. Jak wylicza Kamil Kliszcz z DM mBanku, o ile do tej pory rentowność nowych bloków, np. w Kozienicach czy Jaworznie, o budżecie przekraczającym 6 mld zł w ciągu 30 lat eksploatacji wynosiła minus 1,9 mld zł, o tyle przy wsparciu poprawia się ona o około 0,5 mld zł. DM mBanku zakłada przy tym, że ceny mocy na aukcjach ukształtują się na poziomie zbliżonym do tych na aukcji brytyjskiej, czyli 107 tys. zł/MW. Wtedy budżet roczny tzw. rynku mocy ukształtowałby się na poziomie 2,4 mld zł. Tymczasem – jak szacuje Kliszcz – musiałby być on trzykrotnie wyższy, by projekty realizowane przez energetyczne spółki wyszły na zero.
Dywidendy się skurczą
Przy dużej skali potrzeb energetyki akcjonariusze raczej nie powinni liczyć na szybki wzrost dywidendy. Tę filozofię widać już po wniosku MSP o obniżenie dywidendy w PGE. Jej wysokość rozczarowała inwestorów. – Ostatnie decyzje WZ pokazują, że nagroda z zysku nie jest pochodną bilansu spółki i jej potencjału do wypłaty, ale decyzji głównego właściciela. Choć trudno w tej sytuacji stawiać prognozy, mimo deklaracji zarządów, że chcą pozostać spółkami dywidendowymi, nawet w przypadku PGE czy Energi nie należy się spodziewać tak wysokich stóp dywidendy, jak jeszcze kilka miesięcy temu – zauważa Kliszcz. – Z punktu widzenia inwestora lepiej jest wziąć gotówkę z dywidendy dzisiaj, niż czekać na niepewną, wyższą EBITDA za kilka lat, po drodze eksponując się na zwiększone ryzyko polityczne i strukturalne – wtóruje Maj. Zwłaszcza że widzi ryzyko sprzeciwu KE wobec regulacji w zakresie rynku mocy w Polsce.
