Krystian Brymora, DM BDM: Ekonomia bezlitosna dla aktywów węglowych

#PROSTOzPARKIETU. Na normalnym konkurencyjnym rynku Bogdanka pracowałaby na pełnych obrotach – mówi Krystian Brymora, analityk DM BDM

Jak spółki energetyczne poradziły sobie w I półroczu?

Spośród największych firm jak dotąd wyniki finansowe opublikowały Tauron i Energa. Okazuje się, że nie były one takie złe, jak wydawało się na początku pandemii. Abstrahuję przy tym od odpisów księgowych, które w energetyce są już chlebem powszednim. Tak jak się spodziewaliśmy, mocno ucierpiał biznes dystrybucji i sprzedaży energii, co było widać w wynikach Energi, gdzie EBITDA oczyszczona ze zdarzeń jednorazowych spadła o blisko 30 proc., a w samej dystrybucji – o 15 proc. Pozytywnym zaskoczeniem był Tauron, którego oczyszczona EBITDA spadła tylko o 8 proc. rok do roku i była powyżej naszych oczekiwań. Przed nami jeszcze raporty Polskiej Grupy Energetycznej i Enei. Tam też spodziewamy się sporych odpisów, ale same wyniki nie powinny być złe.

Pandemia okazała się nie taka straszna dla tej branży?

Na pewno odbiła się na dystrybucji i sprzedaży. Natomiast segment wytwarzania energii to bomba z opóźnionym zapłonem, bo to, co dziś widzimy w tym obszarze, przełoży się na wyniki koncernów dopiero w przyszłym roku. A nie są to dobre tendencje, bo presja wciąż jest spora, zarówno jeśli chodzi o ilość produkowanej energii, jak też o marże, które są o około 30 proc. niższe niż przed rokiem. I to będzie widoczne w wynikach za 2021 r. Za wcześnie jeszcze, by w pełni ocenić wpływ pandemii na branżę, ale możemy już powiedzieć, że nie miała ona tak destrukcyjnego wpływu jak zakładaliśmy w marcu czy kwietniu.

A co czeka spółki energetyczne w kolejnych miesiącach?

Część problemów firmy mają już za sobą, bo zapotrzebowanie na energię elektryczną w zasadzie już wróciło do stanu sprzed pandemii. Ubytek zapotrzebowania na energię sięga już tylko 2–3 proc. w porównaniu z rokiem poprzednim. Natomiast efekt pandemii w biznesie wytwarzania czy pośrednio dystrybucji, wynikający ze spadku stóp procentowych, będą widoczne w 2021 r. Z drugiej jednak strony od przyszłego roku będziemy mieć rynek mocy, który powinien przykryć tę dziurę w wynikach firm.

Minister aktywów państwowych mówi o planie wydzielenia aktywów węglowych do osobnej państwowej spółki. Kto na tym najbardziej skorzysta?

Dla przyszłości koncernów energetycznych plan restrukturyzacji branży jest kluczowy. Nie znamy jeszcze szczegółów, natomiast w naszych modelowych założeniach takim beneficjentem potencjalnych rozwiązań jest Tauron, czyli najsłabsza spółka spośród czterech największych koncernów, bo najmocniej zadłużona, najbardziej obciążona wydobyciem węgla i mająca najstarsze elektrownie węglowe, niemieszczące się w krajowym systemie. Szacuję, że dla Tauronu pozbycie się kopalń przyniesie dodatkowe 1,3 zł w wycenie akcji grupy. Więc ten efekt pozbycia się problematycznych aktywów w Tauronie jest największy.

Czy ten rządowy pomysł w ogóle ma sens?

Jak najbardziej. Większość banków już nie finansuje energetyki węglowej, więc jeśli firmy chcą pozyskać pieniądze na nowe projekty, to muszą się tych aktywów węglowych pozbyć. A dla inwestorów jest to o tyle ważne, że spółki na zachodzie Europy z aktywami dystrybucyjnymi czy OZE wyceniane są na poziomie siedmio-, ośmiokrotności EBITDA. Tymczasem nasze krajowe tylko na trzy, cztery razy EBITDA. Tak więc widzimy potężne dyskonto, które w przypadku wydzielenia aktywów powinno być niwelowane i w zasadzie taki trend notowań obserwujemy już od maja. Kluczowy dla przyszłości firm będzie też program restrukturyzacji górnictwa.

No właśnie, jak ta restrukturyzacja górnictwa powinna przebiegać?

Ekonomia jest bezlitosna dla aktywów węglowych. Patrząc na zapasy węgla przy kopalniach, to mamy 7,25 mln ton na koniec czerwca, czyli o 3,5 mln ton więcej niż przed rokiem. To poziom, który pokazuje, że na rynku powinniśmy mieć o dwie, trzy kopalnie mniej. Zwyczajnie na tyle kopalń nie ma już miejsca. Nawet przy ograniczeniu pracy kopalń w ostatnich miesiącach, zapasy surowca spadły tylko nieznacznie. Dlatego nie da się uniknąć zamknięcia dwóch czy trzech nieefektywnych kopalń.

Największe problemy ma Polska Grupa Górnicza. Jak sytuacja na Śląsku wpływa na Lubelski Węgiel Bogdanka?

Tu niestety wkrada się polityka. Na normalnym konkurencyjnym rynku Bogdanka pracowałaby z maksimum swoich możliwości. To kopalnie z najwyższym kosztem wydobycia powinny tracić rynek, a więc kopalnie PGG. Ale jak wiemy, w Polsce tak nie jest. Zauważmy jednak, że rynek węgla dla energetyki zawodowej w Polsce sięga obecnie ponad 30 mln ton. Celem Bogdanki jest roczna produkcja rzędu 9 mln ton, więc miejsce na lubelski węgiel na pewno jest, zwłaszcza że ta kopalnia ma najlepsze marże. Tak więc wszelkie decyzje ograniczające jej produkcję to bardziej efekt decyzji rządzących niż sytuacji rynkowej.

Z potężnymi problemami zmaga się Jastrzębska Spółka Węglowa. Czy widać na horyzoncie szansę na poprawę warunków rynkowych?

Spółka stoi w obliczu istotnego spadku cen węgla koksowego. Obecnie ceny tego surowca znajdują się poniżej 110 dolarów za tonę, a więc poniżej poziomu rentowności. Podobna sytuacja była w latach 2015–2016, ale wtedy zarząd zdecydował się na drastyczne cięcia inwestycji i szeroko zakrojone oszczędności. Teraz takich ruchów nie ma. Gdyby nie poduszka w postaci funduszu stabilizacyjnego, to trzeba byłoby już wcześniej podejmować trudne decyzje. Pieniądze w funduszu szybko się skończą i JSW stanie pod ścianą. Pomocą mogą być pieniądze z tarczy finansowej, a jeśli nie, to spółka będzie musiała zacząć podejmować trudne decyzje o cięciach kosztów. box