Jak inwestować w OZE? Miliardy na transformację Enei budzą pytania

Enea planuje tylko w tym roku przeznaczyć blisko 8 mld zł na inwestycje, w tym ponad 4 mld zł na wytwarzanie. Spółka chce w ten sposób nadgonić "zapóźnienie technologiczne". Inwestycje Enei są dobrym przykładem do dyskusji o modelu transformacji polskich spółek energetycznych, a więc czy powinny one za wszelką cenę i szybko nabywać projekty OZE czy jednak poczekać na zmiany na rynku energetycznych. Rynek żywiołowo komentuje plany poznańskiej spółki.

Konferencja wynikowa Grupy Enea dotyczyła podsumowania poprzedniego roku, jednak dyskusje zdominował temat nakładów inwestycyjnych grupy, które spółka chce niemal podwoić względem roku poprzedniego. Na ponad 7,9 mld zł nakładów inwestycyjnych na ten rok, firma chce wydać aż 4,3 mld zł na sektor wytwarzania, zaś z tej kwoty aż 2,5 mld zł będzie przeznaczone na nowe projekty OZE. W ramach tej kwoty już w marcu za cenę blisko 900 mln zł Enea pozyskała sześć farm wiatrowych o łącznej mocy 83,5 MW od duńskiej firmy European Energy. Jednak ta transakcja w oczach wielu analityków budzi pytania bowiem wysoka cena nabycia tych projektów stawia pod znakiem zapytania czy projekty te osiągną zwrot z inwestycji przekraczający koszt kapitału. Zarząd Enei pytany o tę inwestycje, ale i o nakłady inwestycyjne ogółem na ten rok, odpiera te wątpliwości i argumentuje, że ta cena da spółce zarobić na tych projektach wiatrowych. Otwartym pozostaje jednak pytanie czy w obliczu liberalizacji ustawy wiatrakowej, której projekt jest już w Sejmie tańszą opcją mogła być własna realizacja projektów, aniżeli akwizycja.

Gotowe projekty wiatrowe dadzą zarobić Enei? Rynek ma wątpliwości

Tu rozgrzała wśród analityków, ekspertów oraz samych udziałowców ożywiona dyskusja. Enea w czwartek 10 kwietnia zaraz po otwarciu giełdy zaczęła tracić, a w pewnym momencie było to nawet 11 proc. na minusie. Dzień wcześniej firma opublikowała raport w którym opublikowano plany inwestycyjne na ten rok. Ostatecznie spółka zamknęła dzień z wynikiem 5,2 proc. pod kreską. Inwestorzy obawiają się bowiem, że przy spadającej opłacalności farm fotowoltaicznych (nadpodaż energii w ciągu dnia, wyłączenia instalacji przez operatorów, kiedy jest nadmiar energii) oraz bardzo ograniczonej puli projektów wiatrowych dostępnych jeszcze na rynku, kupowanie gotowych inwestycji może nie być właściwym i opłacalnym wyborem. Same władze Enei zmiany na rynku OZE dostrzegają. – Widzimy co dzieje się na rynku fotowoltaicznym. Obecnie mamy już na rynku 23 GW mocy w słońcu. Patrząc na już wydane warunki, na pewno jeszcze ok. 2-3 GW w tym roku tej mocy przybędzie. My mamy w instalacje o stosunkowo niewielkiej mocy ok. 73 MW, a kolejne projekty rozwijamy już sami. Na szczęście bardzo, bardzo istotnie spadły ceny. Jak jeszcze rok temu czy półtora roku temu projekty próbowano sprzedawać za 4 mln zł za MW, to dzisiaj przy dużym zaangażowaniu, dzięki naprawdę optymalnym inwestowaniu można zejść z ceny do poziomu niecałych 2 mln zł. Będziemy oczywiście budować fotowoltaikę z magazynami, tak żeby zwiększyć wartość tego profilu - mówił Bartosz Krysta wiceprezes Enei ds. handlowych.

Wciąż nienajlepsza jest sytuacja na farm wiatrowych. – Cały biznes, rozwoju nowych farm wiatraków został praktycznie od 2016 r. (data wejścia w życie ustawy odległościowej zaostrzającej wymogi dla budowy nowych farm wiatrowych -red.) w 90 proc. zatrzymany. Jest duży deficyt projektów. Wiele z nich jest na wczesnym stadium rozwoju. Są projekty, są możliwości akwizycyjne, niemniej jednak są one mocno ograniczone – mówił wiceprezes. Skoro zatem tych projektów jest niewiele i nie są tanie to pojawia się pytanie czy nie lepiej poczekać do czasu wejścia liberalizacji ustawy wiatrakowej, kiedy te nowe projekty się pojawią. Zdaniem Enei byłby to za długi horyzont czasowy. – Projekty wiatrowe bardzo długo się rozwija i nierzadko to jest nawet okres powyżej 7-8 lat – dodał Krysta, który wskazał, że Enea ma pomysł jak zarobić na pozyskiwanych projektach wiatrowych już gotowych. – Mamy na to pomysł i mamy to policzone i jest to akceptowalna, dobra, jak na te warunki, jak na ten segment OZE rentowność. Warunkiem jest, budowanie tego w takiej konfiguracji, żeby zwiększyć wartość profilu i sprzedaż tej energii. – argumentował.

Wątpliwości wobec takiej strategii zakupowej jednak pozostają. Piotr Dzięciołowski, analityk sektora energetycznego w DM Citi Handlowy zapytał na konferencji zarząd Enei o wartość EBITDA projektów, zakładając możliwą do zrealizowania rynkową cenę umów PPA (terminowe umowy zakupu i sprzedaży energii po mniej więcej stałej cenie) na poziomie ok. 300zł/MWh. Dodał on jednocześnie, że rynek obawia się, że Enea bierze udział de facto w konkurencyjnych aukcjach z innymi państwowymi spółkami, a w efekcie przepłacają one za te aktywa. Bartosz Krysta dementował i polemizował z takim podejściem. – Stopa zwrotu z inwestycji takie jak IRR (wskaźnik finansowy, który pozwala ocenić rentowność inwestycji red.) są dla nas parametrami korzystnymi, zadowalającymi. Produktywność tych farm (przejętych w marcu red.) jest bardzo dobra. Cena nabycia mieści się w średniej, a nawet bliżej dolnych wartości wskaźnika za MW rzędu 10,5- 10,4 mln zł za MW. Natomiast daje to 130 zł za MWh. To dobry rezultat. (…) Enea nie sprzeda nikomu energii z tej farmy na takim poziomie – wyjaśniał wiceprezes.

Energia z tej farmy ma trafić do zielonego portfela energii OZE, i będzie strukturyzowana i sprzedana na rynku detalicznym, na którym poziomy cen kształtują się dzisiaj od 460 do 600 zł w zależności od kontraktu i tak Enea chce gospodarować tą energią. – Nie mamy zamiaru sprzedawać energii po 300 – 400 zł za MWh. Podkreślę raz jeszcze, że stopy zwrotu są dobre jeśli chodzi o segment OZE – dodał Krysta. Jednocześnie wskazał, że czekanie na rozwój własnych projektów OZE bez akwizycji nie pozwoli Enei szybko nadgonić zaległości technologicznych. – Pamiętajmy, że akwizycja gotowej, działającej, funkcjonującej farmy, też eliminuje potężne ryzyko inwestycyjne, ryzyko techniczne, ryzyko tzw. time to market, czy ryzyko różnego rodzaju przesunięć – mówił na konferencji Krysta, który starł się wyjaśniać podejście Enei.

Komentatorzy mimo to nie są jednak do końca przekonani, a wątpliwości pozostają czy taki model szybkiej zmiany miksu energetycznego jest do końca właściwy i czy ostatnie akwizycje wiatrowe Enei są rynkowo trafne. W sieci rozgorzała dyskusja. – Problem (w kontekście wypowiedzi wiceprezesa Krysty –red.) polega na tym, że w tym procesie realnie nie dodaje się wartości. Jeżeli mamy klienta detalicznego, który kupuje od nas po 460-600zł to nie potrzebujemy mu sprzedawać energii ze swojej farmy wiatrowej. Możemy kupić energię, którą mu sprzedamy, na rynku hurtowym lub np. od farmy wiatrowej, której nie jesteśmy właścicielem za wspomniane ok. 300 zł/MWh. Realna wartość jest tutaj kreowana na różnicy pomiędzy ceną po jakiej sprzedajemy do klientów końcowych a ceną zakupu tej energii z rynku hurtowego – pisze na portalu „X” komentator rynku giełdowego podpisujący się Unfair Value.

Rynek wątpi w miliardy nowych inwestycji na ten rok

Analitycy też z rezerwą pochodzą do planowanych inwestycji, zwłaszcza w sektorze OZE. – Podchodzimy do tego z ostrożnością. Jest coraz większa presja na koszt profilu w OZE, który obniża zrealizowane ceny sprzedaży – komentuje Michał Kozak, analityk DM Trigon. Mimo to, uważa on, że państwowy sektor spółek energetycznych będzie w stanie wygenerować dodatkowe kilka procent IRR na zakupionych gotowych farmach OZE, przez zabezpieczenie ceny wśród klientów detalicznych, na co zwraca uwagę zarząd Enei. Spółka ujęła też w planie inwestycyjnym wydatki na bloki gazowo parowe w Kozienicach rzędu blisko 900 mln zł. Michał Kozak uważa, że to ambitny plan, biorąc pod uwagę wyniki z dogrywkowej aukcji mocy w czerwcu lub w lipcu. Istotny strumień wydatków na Kozienice (Dwa bloki po 700 MW) w kolejnych latach nie powinien być dla rynku zdziwieniem (moce gazowe są potrzebne w systemie i po to organizowana jest aukcja dogrywkowa za kilka tygodni, po „fiasku” aukcji w grudniu ub.r., gdzie większą rolę odegrały magazyny energii), jednak po inflacji kosztowej z ostatnich kwartałów, widać – jak wskazuje Kozak – pole do rewizji nakładów z zakładanych z wcześniejszych 4,8 mln zł na MW do 5,5-6 mln zł na MW. – Negatywnie oceniamy inwestycje w ten obszar przy dzisiejszych cenach energii, marżach zbliżonych do zera i wysokich nakładach inwestycyjnych na budowę (tak, jak potencjalny zakup bloków CCGT Adamów i jego budowę przez PGE), jednak wiele zależeć będzie od wyników aukcji mocy – komentuje Kozak. Jego zdaniem lepszym rozwiązaniem są inwestycje w źródła elastyczne, takie jak „peakery gazowe”, które planuje Tauron.

– Dodatkowym ryzykiem dla Enei są jeszcze większe wydatki na bloki gazowo – parowy i wystawienie dodatkowych wolumenów z Połańca w aukcji głównej w grudniu tego roku na rok dostaw w 2030 r. Zwraca on uwagę na utworzenie 7 kwietnia nowej spółki „Enea Połaniec Gaz”, które będzie odpowiedzialna za nowe projekty gazowe w tej lokalizacji. Wydaje się, że stwarza to pole na dodatkowe 0,7-1,5 GW mocy w instalacjach gazowych CCGT. Planowane wydatki w pozostałych obszarach nie są szczególnie zaskakujące – wskazuje Kozak.

Dalida Gepfert wiceprezes Enei ds. korporacyjnych powiedziała dziennikarzom już po konferencji, że do aukcji uzupełniających dla elektrowni gazowych, które odbędą się w połowie roku przystąpią bloki gazowe w Kozienicach, a ambicją zarządu jest, aby na aukcje główną pod koniec tego roku, które ma dać nowe moce w systemie energetycznym w 2030 r., wystartowały bloki gazowe w Połańcu, które mają dysponować podobną mocą jak planowane bloki gazowe w Kozienicach. Do tych planów aukcyjnych trzeba jednak podchodzić z dużą rezerwą.