• Home
  • Wartość spółek energetycznych spada. Jakie są powody?

Wartość spółek energetycznych spada. Jakie są powody?

6 kwietnia 2016 Kamil Moskwik Media 5 min

Miniony rok okazał się dla branży energetycznej jednym z najgorszych w historii. Polska energetyka, obok sektora bankowego, stała się się kulą u nogi, ciągnąc w dół indeks WIG20 i szeroki WIG. Głównym powodem spadków jest forsująca dekarbonizację polityka klimatyczna UE.

Czarny rok dla energetyki węglowej

Indeks branżowy WIG-Energia w 2015 r. zanotował spadek o 32%. Patrząc wstecz, momentem przełomowym był szczyt Rady Europejskiej w Brukseli w październiku 2014 roku, na którym przyjęto nowy pakiet klimatyczny, zatwierdzając cel ograniczenia emisji CO2 przez Unię Europejską o 40% do 2030 r. (w stosunku do roku 1990). Tuż przed negocjacjami akcje polskich spółek energetycznych były na historycznych maksimach. Była premier Ewa Kopacz wróciła do kraju, ogłaszając rzekomy sukces. Od tamtej pory zaczęła się bessa, kapitalizacja „wielkiej czwórki” polskiej energetyki (PGE, Tauron, Enea i Energa) spadła o przeszło jedną trzecią, tj. niemal 25 miliardów złotych. Raport Centrum Analiz Klimatycznych wykazał, iż przyjęte mechanizmy faworyzują lepiej rozwinięte gospodarki UE. Niestety Polska jest w czołówce państw, które relatywnie do swoich możliwości za politykę klimatyczną zapłacą najwyższą cenę.

Marnym pocieszeniem jest fakt, iż potężne spadki w energetyce dotyczą nie tylko Polski. Spośród największych spółek notowanych w Europie, zajmujących się wytwarzaniem, dystrybucją i obrotem energią elektryczną, niemieckie RWE i E.ON w 2015 r. straciły na wartości odpowiednio 52% i 36%, francuski EdF również 36%, a Engie 10%. Spadkom oparł się jedynie włoski koncern Enel, który odnotował wzrost o 9%.

Przecena dotknęła w największym stopniu spółki o wysokim udziale generacji z węgla kamiennego i brunatnego. W tym samym czasie akcje spółki Nordex, niemieckiego producenta turbin wiatrowych, podrożały o ponad 100%. Bessa przyhamowała po paryskim szczycie klimatycznym w grudniu 2015 roku (COP21), prawdopodobnie dlatego, że osiągnięte porozumienie, choć stawia ambitne cele, nie narzuca żadnych konkretnych zobowiązań na sygnatariuszy. Polsce udało się wynegocjować przeforsowanie terminu „neutralności emisji gazów cieplarnianych” wobec „dekarbonizacji”, co w praktyce oznacza możliwość wypełnienia celów poprzez zalesianie.

Unijna polityka energetyczno-klimatyczna kosztuje krocie

Gdyby Polska zdecydowała się na rewolucję na wzór niemieckiej Energiewende, której koszty byłyby proporcjonalne do liczby mieszkańców, przeciętne gospodarstwo domowe w 2015 r. zapłaciłoby za to 3870 zł, czyli 9% dochodu do dyspozycji. W skali całego kraju to niemal 55 mld zł rocznie, czyli przeszło trzykrotnie więcej niż spodziewane koszty programu 500+ w 2016 r. Według ekspertów wsparcie dla OZE będzie dalej drożeć. Zdaniem prof. Andrzeja Strupczewskiego z Narodowego Centrum Badań Jądrowych, powołującego się na prognozy think-tanku Agora Energiewende, dopłaty do OZE w Niemczech w 2017 r. sięgną blisko 30 mld euro i będą rosły do 2021 r. Gros z tego pochłania wsparcie dla prosumenckiej fotowoltaiki – technologii wprawdzie przyszłościowej, najszybciej rozwijającej się – jednak w obecnych warunkach wciąż odstającej efektywnością choćby od technologii wiatrowych, o energetyce konwencjonalnej (z wyłączeniem obciążeń klimatycznych) nie wspominając, szczególnie jeśli panele instalowane są na niesprzyjających obszarach geograficznych o niskiej radiacji. Przy próbie kopiowania zagranicznych rozwiązań należy uwzględnić specyfikę poszczególnych krajów – zarówno bogactwo surowcowe, jak i warunki rozwoju danych technologii, stan sieci elektroenergetycznych czy czynniki makroekonomiczne. Na przykład, na niższą opłacalność fotowoltaiki czy farm wiatrowych w Polsce w stosunku do naszych zachodnich sąsiadów wpływają nie tylko gorsze parametry wietrzności i nasłonecznienia, lecz także konieczność kosztownej modernizacji sieci do zmiennych źródeł, a także – w znaczącym stopniu – wyższy średni ważony koszt kapitału, co powoduje, iż technologie o wysokim udziale CAPEX w relacji do OPEX są kosztowo mniej efektywne. Jednakże w obliczu spodziewanej kontynuacji ambitnych celów ograniczenia emisji przez UE niewątpliwie konieczna jest dywersyfikacja miksu energetycznego. Udział OZE musi wzrosnąć przynajmniej do 15% w 2020 r. Rozwijać się będą też elektrownie gazowe.

PRZECZYTAJ TEŻ  Czy Polsce jest potrzebna elektrownia atomowa?

Zmiany przyjęte pozytywnie

Po październikowych wyborach niektórzy analitycy wskazywali na niepewność inwestorów związaną ze spodziewanymi zmianami zarządów spółek energetycznych kontrolowanych przez Skarb Państwa, jednak obawy o obsadzenie lukratywnych stanowisk osobami o niedostatecznych kompetencjach, wedle partyjnego klucza, okazały się zupełnie niesłuszne. Na pierwszej sesji po nominacji Remigiusza Nowakowskiego na nowego prezesa Taurona rynek zareagował entuzjastycznie, najwyraźniej dając wiarę w miliardowe oszczędności i rychłą rewizję portfela projektów inwestycyjnych (pojawiły się spekulacje o wstrzymaniu projektu w Łagiszy), przez co akcje na zamknięciu zyskały aż 9 procent. W przypadku pozostałych trzech spółek w metodzie studium wydarzeń nie odnotowano abnormalnej stopy zwrotu po powołaniu nowych prezesów i członków zarządu, reakcje rynku były neutralne. Po stagnacji związanej z rokiem wyborczym, inwestorzy oczekują rewizji i daleko idących zmian. Gra toczy się na dłuższą metę o przetrwanie polskich grup energetycznych na trudnym europejskim rynku.

Wyniki księgowe energetyki za ostatni rok zostały mocno obciążone dokonanymi odpisami aktualizacyjnymi, stąd wysoka sumaryczna strata netto sektora. Wynik EBITDA pozytywnie zaskoczył zwłaszcza w przypadku Enei, która odnotowała wzrost o 9,5% r/r, w PGE był to wzrost o 1,2%, a Tauron oraz Energa straciły na wyniku EBITDA niespełna 5%. We wszystkich spółkach wzrosło zadłużenie, najwięcej w Enei, co związane jest z przejęciem Bogdanki. Jednak szybko rosnący współczynnik dług netto/EBITDA w obliczu konieczności sfinansowania wielu projektów inwestycyjnych może okazać się wyzwaniem dla wszystkich firm z wyjątkiem PGE. Na szczęście Tauron, gdzie wskaźnik ten wygląda najgorzej, zapewnił sobie dostęp do finansowania dłużnego z bankami komercyjnymi we współpracy z Bankiem Gospodarstwa Krajowego na kwotę 6,7 mld zł. W kowenantach dopuszczono wskaźnik dług netto/EBITDA na poziomie 3,5x.

W 2016 r. spodziewane jest pogorszenie wyników EBITDA polskiej energetyki, na co wpłynie przewidywane utrzymanie się niskich cen energii przy rosnących cenach uprawnień do emisji CO2 oraz spowolnienie zysków z segmentu dystrybucji, który dotychczas był dojną krową, jednak w którym to regulator decyduje o poziomie cen. Ponadto spółki zmierzą się ze spadającymi marżami w obszarze sprzedaży, gdzie od wejścia Third Party Access rośnie konkurencja.

Górnictwo ciężarem dla sektora

Firmy energetyczne z pewnością poniosą część kosztów ratowania górnictwa węgla kamiennego. W połowie marca zarządy PGE, Energi i PGNiG poinformowały o gotowości objęcia udziałów w podwyższonym kapitale zakładowym powstającej Polskiej Grupy Górniczej. Analitycy postrzegają nieprzychylnie tego typu pomysły. Relatywnie wysokie zaangażowanie Energi, na poziomie 600 mln zł, zaskoczyło inwestorów, którzy natychmiast zaczęli pozbywać się papierów pomorskiej spółki, co zaowocowało spadkiem kapitalizacji o 588 mln zł. Pieniądze przeznaczane na ratowanie kopalń są więc przez rynek traktowane jako stracone. Wcześniej Tauron za symboliczną złotówkę przejął zadłużoną kopalnię Brzeszcze. Wprawdzie niezależność od zewnętrznych dostawców wpisuje się w strategię grupy, a integracja pionowa może okazać się opłacalna, czego dowodzi sukces kopalń Janina i Sobieski, jednakże w przypadku Brzeszcz spółka musi zwrócić 145 mln zł udzielonej pomocy publicznej. Ponadto zakład wymaga wysokich nakładów inwestycyjnych i restrukturyzacji, zanim będzie mógł odzyskać rentowność, co prognozowane jest najwcześniej w roku 2017.

PRZECZYTAJ TEŻ  Zmiany rynkowe to presja dla Gazpromu

Czas na nową strategię dla polskiej energetyki

Właściwie cały sektor oczekuje na decyzje polityczne: nową politykę energetyczną Polski, określenie mechanizmów wsparcia, program reformy górnictwa. Niewątpliwie jest z czego wybierać, zaczynając od promocji kogeneracji, rozwój biogazowni, prac nad czystymi technologiami węglowymi, kończąc na efektywności energetycznej. Czyste technologie węglowe są technologią nad którą pracuje wiele krajów. W skrócie są metodami czystego i efektywnego wykorzystywania węgla w energetyce. Najpopularniejszymi metodami są: zgazowanie węgla, technologie bloku gazowo-parowego ze zintegrowanym zgazowaniem paliwa, spalanie węgla w tlenie. Ciekawym rozwiązaniem są także Inteligentne systemy elektroenergetyczne (ang. Smart Grid) – definiując – jest to dostarczenie odbiorcom energii elektrycznej lub szerzej usług energetycznych z wykorzystaniem środków IT, zapewniając obniżenie kosztów i zwiększenie efektywności oraz zintegrowanie rozproszonych źródeł energii, w tym energii odnawialnej.

Warto podkreślić, że nowe rozwiązania w energetyce mogą ułatwić dostęp do energii, ale także zapewnią nowe źródła jej pozyskiwania.Wśród pomysłów na poprawę efektywności „wielkiej czwórki” pojawiały się też fuzje. Na początku 2015 r. ówczesny Minister Skarbu, Włodzimierz Karpiński, przedstawił zamiar połączenia Taurona z Eneą oraz PGE z Energą, plan ten został jednak wkrótce potem zaniechany. Warto wspomnieć, iż pomysł fuzji PGE i Energi sięga roku 2010, jednak został zablokowany przez UOKiK jeszcze w 2011 r. W naszej ocenie potencjalnie wyższe korzyści synergii leżą w ramach danych grup kapitałowych niż pomiędzy nimi, należy zatem najpierw uprościć model zarządzania spółkami energetycznymi. Wielka konsolidacja sektora w tych trudnych czasach jest nazbyt ryzykowna.

Źródło: Biznes Alert. Czytaj dalej…