Wyniki spółek pociągnie wytwarzanie. Pytanie o marże jest nadal aktualne

Hurtowe ceny energii na kolejne lata dają nadzieję na lepsze wyniki wytwarzania producentom. Ale wciąż nie pozwalają spokojnie patrzeć na rentowność budowanych bloków węglowych.

Najbliższe lata będą erą wytwarzania – mówił w czerwcowym wywiadzie dla „Parkietu" Krzysztof Zamasz, prezes Enei budującej w Kozienicach nowy blok na ponad 1 tys. MW. W 2017 roku popłynie stamtąd prąd do co dziewiątego mieszkańca Polski. Sprawność jednostki na poziomie ponad 45 proc. netto (wyższa niż średnia na rynku dla tego typu siłowni) pozwoli osiągnąć niższe koszty wytwarzania, co przełoży się na wyniki spółki. – Im szybciej oddamy blok 11 do eksploatacji, tym dłużej będziemy mogli wykorzystywać tę sytuację, maksymalizując produkcję, a tym samym masę marży – mówi dziś Sławomir Krenczyk, rzecznik poznańskiej spółki.

Lepiej dla PGE, PAK i Enei

Ostatnie zwyżki na rynku terminowym Towarowej Giełdy Energii dają jednak nadzieję na lepsze rezultaty producentów energii już w najbliższych latach.

Flawiusz Pawluk z Pekao Investment Banking zauważa, że trend dotyczący cen energii zrealizowanych przez energetyczne spółki się nie zmienia. Dziś za energię kupowaną w kontraktach na lata 2015–2016 płaci się 170–175 zł/MWh. – Krzywa jest nadal wznosząca. Jeszcze przez kolejne dwa lata 2015–2016 spółki będą realizować cenę wyższą o 10 zł na MWh, a nawet 15 zł na MWh w zależności od tego, jak wygląda ich otwarta pozycja na rynku spotowym – wyjaśnia analityk.

Zgadza się więc z tezą, że w najbliższych latach wyniki sektora pchać będzie biznes wytwarzania. Ten spory wzrost najmocniej odczuje ZE PAK oraz PGE mające znaczący udział segmentu wytwarzania w wynikach. – Jednak największy krajowy wytwórca energii w tym roku nie pokaże dzięki temu dużej poprawy raportowanych rezultatów biznesu wytwarzania. Ubiegły rok obfitował bowiem w pozytywne zdarzenia jednorazowe (one off – red.) wynikające m.in. z przeszacowania wartości rezerw KDT czy odwrócenia rezerw na uprawnienia do emisji CO2 – zauważa Pawluk.

Jego zdaniem na stosunkowo dobrej pozycji jest Enea. Tradingowa spółka poznańskiej grupy przyjęła strategię elastycznego reagowania na sytuację rynkową. Kieruje się nią, podejmując decyzje dotyczące konkretnych transakcji na giełdzie bądź poza nią. Według analityka Pekao IB grupa ta ma szanse pokazać istotnie lepsze rezultaty wytwarzania już w pierwszym kwartale tego roku ze względu zarówno na wzrost zrealizowanych cen energii, jak też zwiększanie wolumenu produkcji z dotychczasowych źródeł, czyli jeszcze przed uruchomieniem nowego bloku w Kozienicach. – Zauważalne zwyżki będą widoczne także w trzecim i czwartym kwartale. W drugim kwartale ze względu na sporo one-offów w ub.r. ten efekt nie będzie widoczny – dodaje Pawluk.

Dla Energi ten wpływ będzie minimalny. Spółka już w zeszłym roku odczuła dużą poprawę, sprzedając energię na rynku spot i bilansującym, gdzie ceny były dużo wyższe niż na rynku terminowym. – Jeśli chodzi o Tauron, tu do końca nie wiadomo, jak wygląda polityka spółki, jeśli chodzi o sprzedaż energii na rynkach terminowych i spot – wyjaśnia Pawluk.

Widać sufit

Zdania co do dalszego wzrostu hurtowych cen są podzielone. Maria Mickiewicz z BESI zakłada, że przez następne dwa lata ten trend się utrzyma, pomimo możliwej presji na koszt zakupu węgla związany z sytuacją w polskim górnictwie. Wsparciem dla cen energii powinien pozostać m.in. mechanizm operacyjnej rezerwy mocy (ORM) wprowadzony przez PSE w zeszłym roku. Analityk BESI prognozuje, że dopiero około 2020 r. możemy mieć do czynienia z kilkuprocentowym spadkiem cen na TGE, w efekcie wzrostu podaży zainstalowanych mocy, kiedy zgodnie z harmonogramami wszystkie budowane dziś duże bloki będą już w pełni działać. Jej zdaniem dopiero w długoterminowej perspektywie istnieje ryzyko stopniowego zrównywania się naszych cen energii z niemieckimi. Na dziś pozostają one o kilkanaście procent wyższe niż u naszych zachodnich sąsiadów. – Nie oczekuję jednak, że w najbliższych kilku latach znaczącej zmianie ulegnie kwestia zwiększania możliwości przesyłu energii pomiędzy Polską a Niemcami, a zatem różnica cen na obu rynkach w krótkim i średnim terminie może się utrzymać – argumentuje Mickiewicz.

– Gdyby nie te 37 zł za megawatogodzinę, które otrzymują koncerny za utrzymywanie bloków w gotowości produkcyjnej, to obserwowalibyśmy już dziś podobne poziomy cen jak na hurtowym rynku u naszych zachodnich sąsiadów – twierdzi Krzysztof Kubiszewski z DM Trigon. Analityk nie widzi już potencjału znaczącego wzrostu z obecnych poziomów. A ponieważ URE zapowiedziało trzymanie budżetu ORM w ryzach (na poziomie ok. 450 mln zł rocznie – red.), to jedynymi składnikami kosztowymi wpływającymi na koszt zakupu 1 MWh na TGE mogą być ceny węgla lub uprawnień do emisji CO2. – Nie spodziewam się zmian na rynku węgla. Gdyby jego cena miała wzrosnąć, już by się tak stało, a bez spadku produkcji nawet znaczne ograniczenie importu nie zniweluje strukturalnej nadpodaży surowca. Z kolei w przypadku uprawnień do emisji większość źródeł sugeruje znaczny wzrost cen w perspektywie 2020 – tłumaczy Kubiszewski. Zwraca jednak uwagę, że w cenie energii przenoszona jest jedynie płatna część CO2. Dlatego dzięki darmowym uprawnieniom ogólny poziom cen energii jest nieco niższy niż w scenariuszu bez nich. – W praktyce oznacza to, że darmowe uprawnienia do emisji nie wpływają na kondycję finansową spółek, ale pozwalają na zachowanie niższych cen energii dla odbiorców – wyjaśnia analityk DM Trigon.

Daleki jest jednak od twierdzenia, że dla energetycznych koncernów segment wytwarzania będzie lukratywnym biznesem. Bo choć spółki w kolejnych latach dzięki wyższym hurtowym cenom energii zrealizują wyższą jej cenę, to marża zostanie zjedzona przez zwyżkę na rynku uprawnień do emisji CO2. – Sytuację mogłoby poprawić podniesienie przez regulatora stawki ORM powyżej maksymalnie 37 zł/MWh obecnie. Spowodowałoby to wzrost cen hurtowych energii bez wzrostu kosztów po stronie spółek. W uproszczeniu przyjąć można, że wszystkie grupy skorzystałyby na tym w zależności od tego, jak duża jest ich zainstalowana moc wytwórcza – dodaje Kubiszewski.

Nowe inwestycje z niższą stopą zwrotu?

Z wcześniejszych wypowiedzi przedstawicieli PGE i Tauronu wynikało, że budowa nowych bloków w Opolu i Jaworznie będzie dla nich rentowna przy cenie hurtowej rzędu 180–200 zł/MWh. Czy inwestycje te będą opłacalne, skoro na razie nie widać tych poziomów, a pojawienie się nowych, sprawniejszych bloków może wpłynąć na obniżenie cen hurtowych? Pytany o to Marek Woszczyk, prezes PGE, jest przekonany, że projekty przyniosą oczekiwaną stopę zwrotu. – Zawdzięczamy to wynegocjowanym w październiku podczas szczytu klimatycznego darmowym uprawnieniom do emisji CO2 dla energetyki po 2020 r. Nie znamy jeszcze mechanizmu ich rozdziału, ale już sam fakt pozwala nam spać spokojnie – mówi.

Enea też ocenia, że projekt będzie rentowny. Krenczyk przypomina, że spółka podejmowała decyzję o inwestycji, myśląc o niej w długim horyzoncie. W podobnym tonie wypowiada się Magdalena Rusinek, rzeczniczka Tauronu. – Na opłacalność inwestycji budowy bloku w Jaworznie bieżące ceny energii na rynku terminowym nie mają większego wpływu. O jej opłacalności zdecydują warunki rynkowe w okresie jego funkcjonowania – twierdzi.

Część analityków patrzy na to sceptycznie. Pawluk z Pekao IB podkreśla, że obecne poziomy cen nie są jeszcze w pełni satysfakcjonujące dla energetyki. – Budowane dzisiaj bloki węglowe potrzebują ceny hurtowej przynajmniej na poziomie 185 zł/MWh. Tymczasem w kontraktach na 2017 r., które nie są jeszcze płynne, widzimy około 180 zł/MWh. Te jednostki nie muszą więc mieć aż tak dobrej stopy zwrotu – wnioskuje.

Zdaniem Mickiewicz jednostki węglowe o wyższej sprawności i niższej emisyjności poradzą sobie z wyzwaniami rynkowymi, wypychając z systemu starsze bloki. – Pozostaje jednak kilka niewiadomych, które mogą wpłynąć na cenę w perspektywie kilku lat, w tym przede wszystkim zmiany popytu na energię, tempo rozwoju OZE, zmiany cen paliw czy też ruchy na cenach uprawnień do emisji CO2 – argumentuje analityk BESI.

Dużym zagrożeniem dla cen energii w ocenie ekspertów byłoby też zwiększenie przepustowości połączeń transgranicznych, pozwalające na importowanie większych wolumenów tańszej niż u nas energii np. z Niemiec.

[email protected]