Bez wydzielenia węgla, ale z dylematem co do OZE

Słowa szefa rządu, który zalecał przed Wielkanocą większą koncentrację na konkurencyjności naszej gospodarki, zdaniem prezesów PGE i Tauronu już mają przełożenie na inwestycje. Poczynania innych – jak, i Enei – powoli się klarują.

Ubiegły rok był jednym z najlepszych dla wszystkich trzech spółek, jeśli chodzi o wyniki finansowe. Kolejny też zapowiada się dobrze. Wyniki spółek w przyszłym rok powinny być także wysokie przede wszystkim dzięki dystrybucji. Zdaniem naszych rozmówców, którzy w kuluarach konferencji Enei, PGE i Tauronu komentowali wyniki finansowe, rząd pozwala na realizację solidnych wyników spółek energetycznych. Pozwala, to znaczy nie tworzy nowych przepisów prawa, które by te wyniki ograniczały. I niezależnie od ostatniej wypowiedzi premiera rządu otoczenie spółek jest relatywnie dobre. Nowe systemy wsparcia, jak rynki mocy, powstają.

Jednym z tematów ostatniego spotkania premiera Donalda Tuska z kierownictwem spółek energetycznych miały być m.in. ceny energii, choć bez sugestii, ile powinny wynosić. Ministerstwo Klimatu i Środowiska chce przesunąć rewizję taryf dla gospodarstw domowych z lipca na październik.

– Pod koniec września kończy się okres mrożenia cen energii. Być może wypowiedź, że priorytetem spółek energetycznych nie powinna być maksymalizacja zysku, to sygnał, aby ich wnioski taryfowe na IV kwartał odzwierciedlały mniej lub bardziej oczekiwania rządu, a więc były odpowiednio niższe, w kierunku 500 zł/MWh – mówi Michał Kozak, analityk DM Trigon. Niezależnie od tego z konferencji wynikowych spółek wyłaniają się inne długoterminowe kwestie.

Co z wydzieleniem węgla?

Mimo że kwestia wydzielenia węgla ze spółek energetycznych zeszła w dyskusjach energetycznych na dalszy plan, to nadal jest ona kluczowa i ważna, zwłaszcza dla Polskiej Grupy Energetycznej. Według analityków wyniki tej spółki w dużej mierze w ostatnich latach to zasługa wsparcia regulacyjnego dla wytwarzania w postaci rynku mocy. W ostatnim roku zaś, tylko dzięki sprzyjającym warunkom rynkowym, w sektorze wytwarzania PGE wyszła na plus.

Patrząc na strategie wobec węgla, PGE jasno mówi, że nadal liczy na mechanizm wydzielenia, Tauron postanowił samemu zrestrukturyzować swój węglowy sektor, a Enea prawdopodobnie uznała, że wydzielenia nie będzie. Dlatego też będzie chciała te bloki węglowe zastąpić gazem w tych samych lokalizacjach, a także zwiększyć współspalanie biomasy, aby obniżyć poziom emisji. Enea więc podobnie jak Tauron będzie chciała samodzielnie wyjść z węgla, ale patrząc na mniej zaawansowany wiekowo niż Tauronu park wytwórczy, będzie to rozłożone w czasie. Władze spółki dużą wagę przywiązują do „zazielenienia” bloków węglowych biomasą. Spółka zapewnia, że będzie to biomasa krajowa, choć przyznaje nieoficjalnie, że ostatnie plany legislacyjne dotyczące zmiany definicji biomasy mogą wpływać na opłacalność tych decyzji.

Choć tempo zmian jest różne, wszystkie spółki energetyczne jasno deklarują odejście od węgla. Węgiel nie jest postrzegany jako paliwo, które ma przyszłość – gdyby nie luka mocy, firmy już dawno ograniczyłyby jego wykorzystanie, tym bardziej że coraz większa część elektrowni ma ponad 40 czy nawet 50 lat. – Jeszcze niedawno spekulowano o wydzieleniu aktywów węglowych do osobnej spółki, lecz dziś taki scenariusz wydaje się coraz mniej prawdopodobny, co potwierdzają niedawne strategie Enei i Tauronu oraz ton wypowiedzi przedstawicieli rządu. Wydaje się, że rynek mógł się pogodzić już z takim scenariuszem i dziś wydzielenie aktywów węglowych byłoby pozytywnym zaskoczeniem – uważa Andrzej Kędzierski, analityk DM Pekao.

Segment wytwarzania konwencjonalnego nadal generuje dodatnią EBITDA, co najlepiej pokazuje Enea – pomimo coraz trudniejszego otoczenia. – Podkreśliłbym jednak, że zmienia się jej model biznesu – z klasycznej marży z wytwarzania energii w kierunku przychodów z rynku mocy, rynku bilansującego czy handlu energią. W efekcie wydaje się, że aktywa węglowe dziś mniej obciążają spółki, niż zakładano wcześniej – uważa Kędzierski. Wedle naszych nieoficjalnych informacji Ministerstwo Aktywów Państwowych czeka jeszcze na analizę KPMG, a ostateczna decyzja może zapaść na przełomie czerwca i lipca. Jeśli do tego czasu nic się nie zmieni, rząd najprawdopodobniej odstąpi od wydzielenia, ale być może zostaną wprowadzone rozwiązania przeznaczone dla każdej spółki. Tu najwięcej pytań jest wokół PGE.

Strategie wobec OZE

Drugą kwestią, która jawi się jako coraz istotniejsza, jest forma strategii rozwoju OZE. Spółki nie mają własnych zespołów odpowiedzialnych za tworzenie własnych projektów OZE. To jest ich pięta achillesowa, a co gorsza, niewiele się w tej kwestii zmienia. Zdaniem naszych rozmówców to niepokojące, że przez ostatnie lata spółki nie dorobiły się własnych zespołów odpowiedzialnych za stworzenie projektów od zera, zwłaszcza że wszyscy byli świadomi, że transformacja energetyczna będzie tego od nich wymagać.

Jeśli chodzi o strategie rozwoju OZE, widać przekonanie, że w przypadku spółek, jak PGE, Tauron i Enea, dobrze to wygląda na papierze, jednak już w liczbach nie tworzy to spójnej całości. Z jednej strony bowiem firmy wskazują, że cena energii w kolejnych latach spadnie, a jednocześnie kupują projekty OZE, które mają obecnie bardzo wysokie CAPEX-y. Jeśli cena energii dla klienta ma spaść, to być może warto poczekać, aż pula dostępnych projektów będzie znacznie większa, bo i wówczas ich cena będzie niższa.

W tym kontekście przypomnijmy szeroko komentowaną transakcję Enei z marca. Enea Nowa Energia kupiła od European Energy sześć działających farm wiatrowych o łącznej mocy zainstalowanej 83,5 MW. Umowa przewiduje opcję zakupu projektu farmy fotowoltaicznej o mocy 25 MW. Wartość umowy wyniesie maksymalnie 914,8 mln zł. Pojawiły się pytania, czy nabycie tych projektów po tak wysokiej cenie było słuszną decyzją. Enea wskazuje, że prąd z tej farmy ma trafić do zielonego portfela energii OZE i będzie sprzedany na rynku detalicznym, na którym poziomy cen kształtują się dzisiaj od 460 do 600 zł w zależności od kontraktu.

Obecne wyceny projektów są na pewno „wymagające”, co utrudnia osiąganie satysfakcjonujących stóp zwrotu z akwizycji, i wynika to głównie z małej dostępności projektów.

– W przypadku własnego projektu i jego rozwoju wydaje się, że mógłby być on o nawet 30 proc. tańszy. Problemem jest jednak czas rozwoju, który zajmuje często od pięciu do siedmiu lat, i nie wydaje się, żeby ambitne plany przedsiębiorstw w zakresie docelowych mocy ze źródeł odnawialnych mogły zostać zrealizowane bez udziału akwizycji – kwituje Kędzierski.