Kamil Kliszcz, dyrektor Departamentu Analiz BM mBanku.
Daniel Paćkowski: Po długim okresie spadków polskie spółki energetyczne wróciły do łask inwestorów. Od tegorocznych dołków notowania PGE i Enei podwoiły swoją wartość, a Tauronu wręcz potroiły. Co takiego wydarzyło się w branży, że inwestorzy zmienili podejście o 180 stopni?
Kamil Kliszcz: Inwestorzy zaczęli wierzyć w scenariusz transformacji sektora zgodnie z propozycją przedstawioną przez prezesa PGE. Przychylne wypowiedzi ministrów uwiarygadniają ten kierunek, choć oczywiście jesteśmy na początku drogi, w zasadzie na etapie opracowywania koncepcji. Rynkowi na pewno spodobały się też deklaracje, iż spółki energetyczne nie będą ratować PGG kolejnym podniesieniem kapitału, a projekt atomowy będzie prawdopodobnie realizowany przez osobny podmiot w 100 proc. zależny od Skarbu Państwa.
Stopy zwrotu z akcji CEZ-u, PGE, Taurona, Enei i Energi liczone od marcowego dołka. Kliknij, aby powiększyć.
W lutym biuro zawiesiło rekomendacje dla czterech czołowych koncernów energetycznych. Co było powodem takiej decyzji i od czego zależy wznowienie wydawania raportów?
W lutym uznaliśmy, że nie jesteśmy w stanie rzetelnie zrewidować naszych prognoz i modeli wyceny, a co za tym idzie odnieść się w rekomendacjach do bieżących kursów akcji w sektorze z uwagi na dużą niepewność w zakresie strategii spółek (kwestia projektów inwestycyjnych) i braku ostatecznej wersji polityki energetycznej państwa PEP40. Rynek przykładał wtedy coraz większe dyskonto za długoterminowe ryzyko węglowe, a bez jednoznacznych deklaracji w sprawie Ostrołęki C, PGG, odkrywki Złoczew czy projektu atomowego trudno było je uwzględnić w wycenie dochodowej. Zgodnie z naszą deklaracją z lutego utrzymujemy pełny monitoring sektora i aktualizujemy na bieżąco prognozy dla spółek. Powrót do pełnych rekomendacji z cenami docelowymi będzie możliwy po oficjalnym zatwierdzeniu kierunków zmian w sektorze.
W czerwcowym raporcie BM mBanku przedstawił nowe szacunki dotyczące możliwych scenariuszy transformacji. Proszę nam je przybliżyć. Ile może kosztować transformacja polskich koncernów energetycznych?
Na ten moment trudno zaaplikować jeden bazowy scenariusz do modelu wyceny, ale zdecydowaliśmy się przedstawić nasze wyliczenia dla najbardziej prawdopodobnego wariantu potencjalnej transformacji. Wzięliśmy pod uwagę zarówno uwarunkowania ekonomiczne jak i prawne, gdyż za hasłem wydzielenia aktywów węglowych kryje się szereg skomplikowanych procesów korporacyjnych. Wydaje się, że najbardziej realny byłby koncept oddolnych podziałów poszczególnych spółek na część „brudną” i „czystą” połączony ze wspierającą rolą spółki restrukturyzacyjnej na wzór SRK (tam trafiałyby aktywa przeznaczone do wygaszenia). Z naszych kalkulacji (opartych na szeregu założeń) wynika, że transformacja może uwolnić jeszcze sporo wartości dla akcjonariuszy poprzez konwergencję mnożników wyceny w stronę europejskich benchmarków (średnio w sektorze nawet >100 proc.). Warunkiem koniecznym jest jednak pełna i kompleksowa realizacja całego procesu. Warto też pamiętać, że póki co główną determinantą tego rewolucyjnego zwrotu jest udrożnienie zewnętrznego finansowania na planowane wielkie projekty OZE, a wzrost wartości akcji koncernów na giełdzie jest niejako produktem „ubocznym”. Jeśli chodzi o koszty procesu transformacji to oczywiście będą one rozłożone w czasie i dziś trudno je dokładnie oszacować. Głównym składowym będą wydatki związane z wygaszaniem aktywów węglowych (koszty społeczne, rekultywacja terenu), ale wydaje się że sektor/regiony mogą w tym wypadku liczyć na środki z funduszu solidarnej transformacji w ramach UE. Będzie to jednak oznaczało tylko przyspieszenie tych wydatków, które i tak musiałyby być poniesione. Wskazujemy, że wymieniane w mediach olbrzymie kwoty rzędu setek miliardów złotych obejmują w dużym stopniu nakłady na nowe projekty OZE, które docelowo zastąpią flotę węglową wycofywaną z eksploatacji.
W jakiej kondycji obecnie są największe polskie koncerny energetyczne. Kto ma przed sobą największe inwestycje, a kto zmaga się z najwyższym zadłużeniem?
Polski sektor energetyczny kończy powoli kilkuletni cykl inwestycyjny (głównie konwencjonalne bloki węglowe oraz rosnące wydatki na dystrybucję), który konsumował bieżące przepływy pieniężne i doprowadził do zwiększenia zadłużenia. Najbardziej „dociążone” bilanse mają obecnie Tauron i Energa, w przypadku PGE i Enei sytuacja jest dużo bardziej komfortowa. Najbliższe lata przyniosą naszym zdaniem spadek wydatków inwestycyjnych i zmniejszenie zadłużenia, szczególnie w kontekście oczekiwanej poprawy wyników po uruchomieniu płatności z rynku mocy. Sektor deklaruje co prawda kolejny skok inwestycyjny, tym razem w stronę OZE, ale większość spółek nie ma jeszcze przygotowanych projektów, a część planowanych wydatków jak chociażby off-shore w PGE to perspektywa lat 2023-26.
Jeszcze 5-6 lat temu branża energetyczna uchodziła za defensywną. Mocnym stabilizatorem notowań spółek były regularnie płacone dywidendy. Czy jest szansa, że w najbliższych latach PGE, Tauron, Enea i Energa będą w stanie odmrozić politykę dzielenia zysków?
Na razie nie pojawiły się żadne sygnały ze strony Skarbu Państwa, aby pomysł powrotu do płacenia dywidend był analizowany. Tak jak wspomniałem, idea transformacji sektora ma pomóc w odzyskaniu szerokiego dostępu do finansowania (kryteria ESG blokują ten dostęp spółkom eksponowanym na węgiel). Kwestia polityki dywidendowej nie jest jej elementem.
Czy Orlen zrobił dobry interes kupując pakiet kontrolny Energi po 8,35 zł za akcję?
Podtrzymujemy opinię, jaką prezentowaliśmy po ogłoszeniu tego wezwania, że te poziomy cenowe transakcji generują dodatkową wartość dla akcjonariuszy Orlenu, szczególnie po decyzji o rezygnacji z węglowej Ostrołęki C i deklaracji o braku konieczności dosypywania pieniędzy do PGG. Naszym zdaniem konsolidacja Energi będzie w najbliższym czasie windować wyceny analityków i będzie buforem dla obniżek prognoz w biznesie rafineryjnym.
Czy Pana zdaniem Orlen w niedalekiej przyszłości wróci z wezwaniem na resztę akcji Energi?
Nie spodziewałbym się, aby Orlen szybko ogłosił ponowne wezwanie na resztę akcji, gdyż aby przekonać mniejszościowych akcjonariuszy musiałby mocno podnieść oferowaną cenę (szczególnie w kontekście obserwowanej zmiany sentymentu w sektorze), co oznaczałoby konieczność „dopłaty” także dla akcjonariuszy, którzy już sprzedali akcje. W trudniejszym otoczeniu makro i planowanych wielkich wydatkach inwestycyjnych (Lotos, capex organiczny) nie będzie na to miejsca w bilansie grupy.
Czeski CEZ jest wyceniany na 45 mld zł, a PGE, Tauron, Enea i Energa łącznie są warte ok. 24 mld zł. Skąd tak gigantyczna przepaść między koncernami? Przecież wszystkie wymienione spółki mają jako głównego akcjonariusza Skarb Państwa i podobne problemy – ciąży im duży udział węgla, mała ekspozycja na OZE i projekt atomowy. W czym Czesi są lepsi?
Wycena giełdowa to nie tylko pochodna posiadanych aktywów czy generowanych zysków, ale także polityki w zakresie relacji z inwestorami. Profil inwestycyjny i zaufanie rynku buduje się latami, a w przypadku spółek utilities stabilizacja i przewidywalność są szczególnie istotne. Niestety, polski sektor energetyczny latami zrażał do siebie kolejnych inwestorów i odbudowa wartości będzie długim procesem. Interesy akcjonariuszy mniejszościowych muszą być traktowane na równi z pozostałymi interesariuszami spółek. W wypadku CEZ, nawet przy trudnych tematach (nowe bloki jądrowe), spółka i główny akcjonariusz brali pod uwagę głosy mniejszych udziałowców. Stąd czeski koncern jest dziś wyceniany na znacznie wyższych mnożnikach niż polski sektor energetyczny, mimo że wyzwań związanych z dekarbonizacją tam także nie brakuje.
Analiza wskaźnikowa CEZ a.s. na tle sektora
Aktualny C/WK czeskiego CEZ-u to 0,99, co oznacza, że inwestorzy płacą 99 groszy za 1 zł wartości księgowej firmy. Wskaźniki polskich koncernów energetycznych są dużo niższe. W wypadku PGE, czyli największej spółki w branży, aktualny C/WK to 0,29! W wypadku Taurona inwestorzy płacą 22 grosze za 1 zł majątku, a Enei zaledwie 20 groszy, co jest najniższym wynikiem w całej branży.
W czerwcu nagle wypadło ok. 4 GW mocy dostępnej, na skutek jednoczesnych awarii w 3 największych spółkach. Braki udało się uzupełnić importem, ale czy w kontekście odwrotu od węgla Polsce grozi blackout?
Oddane (oddawane) do użytku nowe bloki węglowe w połączeniu z dynamicznym rozwojem instalacji OZE (w szczególności fotowoltaiki bilansującej system w szczycie letnim) neutralizują to ryzyko, które było podnoszone kilka lat temu. Nie bez znaczenia jest też fakt, że wbrew niedawnym prognozom zużycie energii w Polsce nie rośnie i to nie tylko ze względu na obecny kryzys COVID.
Dziękuję za rozmowę.
