ΑΝΑΚΟΙΝΩΣΗ ΝΕΑ ΠΟΡΕΙΑ 07.07.25

 

Τον Σεπτέμβριο το market test για την αποθήκη CO2 στον Πρίνο

Τον Σεπτέμβριο του 2025 αναμένεται να ξεκινήσει το market test για την υπόγεια αποθήκη διοξειδίου του άνθρακα στον Πρίνο, όπως ανακοίνωσε η Country Manager και Managing Director της Energean Greece, Κατερίνα Σάρδη, μιλώντας στο ετήσιο συνέδριο της ΕΑΓΜΕ. Πρόκειται για τη διαδικασία μέσω της οποίας θα διερευνηθεί η εμπορική δυναμική της πρώτης γεωλογικής αποθήκης CO₂ στην Ελλάδα, με τη συμμετοχή βιομηχανικών φορτίων που σχεδιάζουν να μεταφέρουν και να αποθηκεύσουν το παραγόμενο CO₂.

Όπως υπογράμμισε η κα Σάρδη, το market test θα ανοίξει τον δρόμο για την κατασκευή της αποθήκης εντός του 2026, υπό την προϋπόθεση ότι θα υπάρξει ικανοποιητική συμμετοχή της αγοράς και σαφές ρυθμιστικό πλαίσιο. Η ίδια σημείωσε ότι η Energean έχει ήδη ολοκληρώσει τις απαιτούμενες τεχνικές μελέτες και βρίσκεται σε ανοιχτή συνεργασία με τις αρμόδιες αρχές για τη διαμόρφωση των κανόνων πρόσβασης και τιμολόγησης, τονίζοντας ότι στόχος είναι η αποθήκη να αποτελέσει έργο ανοικτής πρόσβασης, με δίκαιη και ανταγωνιστική τιμολόγηση για όλους τους χρήστες. Σε αυτό το πλαίσιο, γνωστοποίησε ότι έχουν ήδη υπογραφεί 15 επιστολές πρόθεσης συνεργασίας (Letters of Intent) με φορείς και επιχειρήσεις που ενδιαφέρονται να παραδώσουν CO₂ για αποθήκευση, γεγονός που –όπως τόνισε– αποδεικνύει την υπαρκτή δυναμική και το υψηλό επίπεδο ενδιαφέροντος για το έργο.

Ως εκ τουτου, η αγορά της δέσμευσης και αποθήκευσης διοξειδίου του άνθρακα (CCS) στην Ελλάδα βρίσκεται σε ένα κρίσιμο σημείο καμπής, καθώς επιχειρεί να βρει τον βηματισμό της ανάμεσα στην τεχνική ετοιμότητα, τη βιομηχανική ζήτηση και τις ρυθμιστικές εκκρεμότητες. Οι εμπλεκόμενοι φορείς, από την παραγωγή έως την αποθήκευση, ζητούν τη δημιουργία μιας αξιόπιστης αλυσίδας αξίας, που να εξασφαλίζει σαφείς κανόνες πρόσβασης, σταθερές τιμολογήσεις και μακροπρόθεσμη οικονομική βιωσιμότητα για τα έργα.

Το ζητούμενο δεν είναι μόνο η τεχνική δυνατότητα αποθήκευσης, αλλά και η ύπαρξη του απαραίτητου θεσμικού και οικονομικού πλαισίου που θα επιτρέψει τη μετάβαση από πιλοτικές πρωτοβουλίες σε πλήρως λειτουργικά έργα εμπορικής κλίμακας. Η αποθήκη στον Πρίνο, ως το πρώτο εγχείρημα γεωλογικής αποθήκευσης CO₂ στην Ελλάδα, αναδεικνύεται σε κρίσιμο τεστ για το κατά πόσο η χώρα μπορεί να ενεργοποιήσει αυτή την αλυσίδα αξίας, συνδυάζοντας τεχνική επάρκεια, εμπορική συμμετοχή και θεσμική σαφήνεια.

Η ΕΔΕΥΕΠ χαρτογραφεί τη στρατηγική για την αποθήκευση CO₂ στην Ελλάδα

Ένα πλήρες και ολιστικό ρυθμιστικό πλαίσιο που θα ξεκλειδώσει την αγορά αποθήκευσης διοξειδίου του άνθρακα στην Ελλάδα βρίσκεται σε φάση ολοκλήρωσης, σύμφωνα με τον Ευθύμιο Ταρτάρα, Επικεφαλής Γεωεπιστημών και Σύμβουλο Διοίκησης της ΕΔΕΥΕΠ, ο οποίος παρουσίασε τη στρατηγική της Αρχής από το ίδιο βήμα. Όπως ανέφερε, το πρώτο σχέδιο κανονισμού υποβλήθηκε από την ΕΔΕΥΕΠ στο Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας τον Δεκέμβριο του 2024 και από τότε βρίσκεται σε άτυπη διαβούλευση με όλους τους εμπλεκόμενους φορείς και τη βιομηχανία. Ο στόχος είναι μέχρι το τέλος του 2025 να έχει διαμορφωθεί ένα πλήρως λειτουργικό θεσμικό πλαίσιο για την ανάπτυξη της αγοράς υπόγειας αποθήκευσης CO₂ στην Ελλάδα.

Το πλαίσιο αυτό καλείται να απαντήσει σε μια σειρά από κρίσιμα ζητήματα, με πρώτο την κατανομή της αποθηκευτικής χωρητικότητας και το χρονοδιάγραμμα χρήσης της, ενώ παράλληλα εξετάζονται οι προϋποθέσεις για τη χορήγηση οικονομικών ενισχύσεων και η δυνατότητα ενσωμάτωσης μηχανισμών όπως τα συμβόλαια διαφοράς τιμής (Contracts for Difference – CfDs), κατά τα πρότυπα της Ολλανδίας και της Δανίας. Όπως σημείωσε ο κ. Ταρτάρας, η ΕΔΕΥΕΠ βρίσκεται σε διαρκή συνεργασία με το ΥΠΕΝ, ενώ συμμετέχει ενεργά στο CCS Expert Group της Ευρωπαϊκής Επιτροπής, το οποίο λειτουργεί ως πλατφόρμα ανταλλαγής τεχνικής τεχνογνωσίας και καλών πρακτικών μεταξύ των κρατών-μελών.

Κατά τη διάρκεια της παρέμβασής του, ο κ. Ταρτάρας σκιαγράφησε και τη γεωγραφία της ευρωπαϊκής εξέλιξης στο πεδίο του CCS. Όπως είπε, η μεγαλύτερη πρόοδος καταγράφεται στη Δανία και την Ολλανδία, καθώς και στη Νορβηγία και το Ηνωμένο Βασίλειο, λόγω της εγγύτητας με τη Βόρεια Θάλασσα, όπου υπάρχουν ώριμοι γεωλογικοί σχηματισμοί, μακρά εμπειρία από εξορύξεις και επαρκή δεδομένα για να στηριχθούν τέτοιες επενδύσεις. Ο ίδιος υπογράμμισε τον ευρωπαϊκό στόχο αποθήκευσης 50 εκατομμυρίων τόνων CO₂ έως το 2030 και 250 εκατομμυρίων έως το 2040, χαρακτηρίζοντάς τον φιλόδοξο αλλά αναγκαίο, και τόνισε την ανάγκη να δημιουργηθούν νέες θέσεις αποθήκευσης και στην Ελλάδα, ώστε να διασφαλιστεί η μακροπρόθεσμη διαθεσιμότητα θέσεων για τη βιομηχανία και να αναπτυχθεί εγχώρια αλυσίδα αξίας γύρω από το CCS.

Σε αυτό το πλαίσιο, το στέλεχος της ΕΔΕΥΕΠ ανακοίνωσε ότι εξετάζεται ήδη η δυνατότητα διασυνοριακής εξαγωγής CO₂ για αποθήκευση εκτός Ευρωπαϊκής Ένωσης, με την Αίγυπτο να αποτελεί βασική επιλογή. Όπως εξήγησε, η γεωγραφική εγγύτητα, η ύπαρξη εξαντλημένων κοιτασμάτων και οι τεχνικές δυνατότητες της χώρας δημιουργούν τις προϋποθέσεις για τη δημιουργία μιας θαλάσσιας διαδρομής μεταφοράς CO₂ από την Ελλάδα στην Αίγυπτο. Η ιδέα προβλέπει τη δημιουργία ενός hub, το οποίο θα συγκεντρώνει διοξείδιο του άνθρακα από βιομηχανίες –ιδίως από την Αττική– και θα το αποστέλλει δια θαλάσσης για γεωλογική αποθήκευση.

Το σχέδιο αυτό τελεί υπό την αιγίδα διακρατικού μνημονίου συνεργασίας, το οποίο υπεγράφη μεταξύ των Υπουργείων Περιβάλλοντος και Ενέργειας της Ελλάδας και της Αιγύπτου. Κρίσιμη προϋπόθεση, όπως τόνισε, είναι η ανάπτυξη ρυθμιστικού πλαισίου στην Αίγυπτο που να είναι συμβατό με την ευρωπαϊκή νομοθεσία, ώστε οι ποσότητες που θα αποθηκεύονται εκτός ΕΕ να μπορούν να αναγνωρίζονται στο πλαίσιο του συστήματος εμπορίας εκπομπών (EU ETS). Διαφορετικά, οι εταιρείες θα επιβαρύνονται διπλά – τόσο για την αποθήκευση όσο και για την αγορά δικαιωμάτων εκπομπής.

Ιδιαίτερη έμφαση έδωσε επίσης στους μηχανισμούς χρηματοδότησης, την ανάγκη επιτάχυνσης των αδειοδοτικών διαδικασιών για έργα στρατηγικής σημασίας, αλλά και στη σημασία της διαλειτουργικότητας των εθνικών σχεδίων με τα ευρωπαϊκά εργαλεία, ώστε να διασφαλιστεί η πρόσβαση της ελληνικής αγοράς σε επενδυτικά κεφάλαια.

Μπόζος: Ενεργοποίηση όλης της αλυσίδας CCS

Στο ίδιο πνεύμα, η βιομηχανία ζητά σαφείς και εφαρμόσιμους κανόνες που να προσφέρουν σταθερότητα και ορατότητα για τις επενδύσεις που απαιτούνται. Ο Νίκος Μπόζος, Greece CCUS Manager του Ομίλου ΗΡΑΚΛΗΣ ανέφερε πως η παραγωγή τσιμέντου αποτελεί μια εκ των φύσεως hard-to-abate βιομηχανιών, δηλαδή δραστηριότητες που δεν μπορούν να απαλλαγούν από τις εκπομπές τους μέσω πράσινης ηλεκτροδότησης ή απλής αλλαγής καυσίμου. Η κύρια πηγή εκπομπών CO₂ στην παραγωγή τσιμέντου δεν είναι μόνο η καύση, αλλά και η ίδια η χημική διεργασία αποδόμησης του ασβεστόλιθου, που οδηγεί στη δημιουργία του βασικού συστατικού του τσιμέντου, του κλίνκερ.

Ο όμιλος ΗΡΑΚΛΗΣ έχει θέσει σε εφαρμογή ένα φιλόδοξο σχέδιο CCS με την επωνυμία Olympus το οποίο προβλέπει τη δέσμευση του διοξειδίου του άνθρακα στην παραγωγική μονάδα και τη μεταφορά του με ειδικά διαμορφωμένο πλοίο και την αποθήκευσή του στον υπόγειο σχηματισμό του Πρίνου. Όπως διευκρίνισε, η τελική επενδυτική απόφαση αναμένεται εντός του 2026, ενώ θα ακολουθήσει περίοδος κατασκευής τριών ετών, ώστε η λειτουργία να ξεκινήσει εντός του 2029.

Η ιδιαιτερότητα και η πολυπλοκότητα του εγχειρήματος έγκειται στην ανάγκη πλήρους και ταυτόχρονης ενεργοποίησης όλων των κρίκων της αλυσίδας. Από τη βιομηχανική εγκατάσταση που δεσμεύει CO₂, στο πλοίο που το μεταφέρει, έως και την αποθηκευτική υποδομή στον Πρίνο, η κάθε συνιστώσα είναι αναγκαία για τη βιωσιμότητα του έργου. Ο κ. Μπόζος υπογράμμισε ότι η αλυσίδα αυτή απαιτεί συντονισμό και κοινή ωρίμανση, καθώς η απουσία οποιουδήποτε κρίκου την καθιστά αδύνατη. Στην πράξη, ολόκληρο το επενδυτικό σχέδιο εξαρτάται από την εμπορική λειτουργία της αποθήκης CO₂ στον Πρίνο, την οποία θα πρέπει να μπορεί να αξιοποιήσει σε σταθερή και αδιάλειπτη βάση.

Το συνολικό κόστος της επένδυσης αναμένεται να προσεγγίσει τα 500 εκατομμύρια ευρώ, ενώ η διάρκεια των δεσμεύσεων προς αποθηκευτή, μεταφορέα και παρόχους ενέργειας εκτείνεται σε 15 έως 20 έτη. Πρόκειται, όπως τόνισε, για ένα πολύπλευρο και πολύπλοκο επενδυτικό σχήμα, το οποίο δεν καλύπτεται από ασφαλιστικά εργαλεία και συνεπώς ενέχει σημαντικούς λειτουργικούς και χρηματοοικονομικούς κινδύνους. «Αν για οποιονδήποτε λόγο υπάρξει παύση στη λειτουργία της αποθήκης ή της μεταφοράς, ο παραγωγός του CO₂ θα συνεχίσει να εκπέμπει και θα πληρώνει κανονικά το κόστος των ρύπων στο EU ETS» υπογράμμισε, προσθέτοντας ότι το ρίσκο αυτό δεν μπορεί να επωμιστεί ούτε η εταιρεία αποθήκευσης ούτε ο μεταφορέας.

Σε αυτό το σημείο επανέφερε την ανάγκη ύπαρξης ενός μηχανισμού ασφάλειας, είτε με τη μορφή κρατικής εγγύησης είτε με πρόβλεψη προσωρινών εξαιρέσεων στο ευρωπαϊκό σύστημα εμπορίας εκπομπών, σε περίπτωση που υπάρξουν τεκμηριωμένες διακοπές στη λειτουργία των κρίσιμων υποδομών της αλυσίδας CCS.

Ιδιαίτερη έμφαση έδωσε και στο ενεργειακό σκέλος της επένδυσης. Η τεχνολογία δέσμευσης CO₂ είναι ενεργοβόρα και απαιτεί σημαντική ενίσχυση της παροχής ηλεκτρικής ενέργειας στις μονάδες. Όπως δήλωσε χαρακτηριστικά, η ενεργειακή κατανάλωση του εργοστασίου του ΗΡΑΚΛΗ θα τετραπλασιαστεί, γεγονός που εγείρει νέα ζητήματα ανταγωνιστικότητας. «Η αγορά ηλεκτρισμού στη χώρα μας δεν παρέχει σήμερα τη σταθερότητα τιμών που απαιτείται για να προχωρήσουν τέτοιες επενδύσεις. Οι μεταβολές είναι έντονες και οι δευτερογενείς αγορές δεν λειτουργούν πάντα με διαφάνεια», σημείωσε.

Κεντρικό αίτημα του Ομίλου ΗΡΑΚΛΗΣ, όπως διατυπώθηκε από τον κ. Μπόζο, είναι η ολοκλήρωση του ρυθμιστικού πλαισίου για το CCS, με διαφάνεια και σταθερότητα στους κανόνες λειτουργίας. «Δεν μπορεί να ζητάμε από επενδυτές να δεσμευτούν για δεκαετίες, χωρίς να γνωρίζουν με ακρίβεια το κόστος αποθήκευσης, το κόστος μεταφοράς, ή πώς θα κατανεμηθεί η χωρητικότητα στον Πρίνο», ανέφερε, υπενθυμίζοντας ότι το νέο ΕΣΕΚ προβλέπει ρητά ότι τέτοιες υποδομές πρέπει να εξυπηρετούν κατά προτεραιότητα τις “hard-to-abate” βιομηχανίες.

Την ανάγκη ύπαρξης σταθερού και σαφούς ρυθμιστικού πλαισίου επεσήμανε και ο Καθηγητής του ΕΜΠ, Βασίλειος Γαγάνης, μιλώντας από την πλευρά της επιστημονικής κοινότητας και των ερευνητικών έργων που σχετίζονται με την αποθήκευση CO₂. Ο καθηγητής Γαγάνης τόνισε πως η γεωλογική αποθήκευση απαιτεί ειδικές προδιαγραφές, μακρόχρονες επιτηρήσεις και καθορισμό ρόλων για όλους τους εμπλεκόμενους φορείς. Όπως σημείωσε, ένα τέτοιο έργο δεν μπορεί να στηρίζεται μόνο στις επενδυτικές πρωτοβουλίες των ιδιωτών, αλλά προϋποθέτει και την ενεργό συμμετοχή της Πολιτείας στον καθορισμό των κανόνων, των αδειοδοτήσεων και των μηχανισμών ασφάλειας.

Τι προβλέπει η νέα ευρωπαϊκή έκθεση για τη βιωσιμότητα των έργων CCS

Η ανάγκη για μακροπρόθεσμη σταθερότητα και ελαχιστοποίηση του επενδυτικού ρίσκου στα έργα δέσμευσης και αποθήκευσης διοξειδίου του άνθρακα επιβεβαιώνεται και από την πρόσφατη έκθεση του Global CCS Institute με τίτλο “Carbon Contracts for Difference in Europe”, η οποία αναδεικνύει τη σημασία των μηχανισμών CfD ως καταλύτη για την υλοποίηση τέτοιων έργων σε μεγάλη κλίμακα. Στην ανάλυσή της, η έκθεση συγκλίνει με τις βασικές θέσεις που διατυπώθηκαν στο συνέδριο της ΕΑΓΜΕ: την ανάγκη μακροχρόνιας δέσμευσης για τη στήριξη της αποθήκευσης CO₂, τη θεσμοθέτηση μηχανισμών σταθερών πληρωμών ανεξαρτήτως τιμής δικαιωμάτων CO₂, και τη δημιουργία κατάλληλου ρυθμιστικού πλαισίου που να επιτρέπει τον καταμερισμό ρίσκου μεταξύ επενδυτών και Πολιτείας.

Συγκεκριμένα, το Global CCS Institute τονίζει ότι τα CfD μπορούν να λειτουργήσουν ως εργαλείο εξομάλυνσης εσόδων, διασφαλίζοντας σταθερές πληρωμές στους φορείς υλοποίησης CCS, ακόμα και σε περιόδους πτώσης της τιμής των δικαιωμάτων στο EU ETS. Επισημαίνεται, επίσης, ότι η υιοθέτησή τους σε χώρες όπως η Ολλανδία και η Δανία έχει ήδη συμβάλει στην επιτάχυνση της ανάπτυξης γεωλογικών αποθηκών CO₂, μέσω της παροχής οικονομικής ασφάλειας στις εμπλεκόμενες εταιρείες. Η έκθεση υπογραμμίζει την ανάγκη δημιουργίας tailor-made CfD για τα έργα CCS, δεδομένης της πολυπλοκότητας, της διάρκειας και των υψηλών CAPEX που απαιτούν. Παράλληλα, ζητά τη διαμόρφωση ευρωπαϊκού πλαισίου που να επιτρέπει την ένταξή τους σε κρατικά σχήματα ενίσχυσης χωρίς την πρόσκρουση στους κανόνες περί κρατικών ενισχύσεων.

ΠΗΓΗ:www.energygame.gr

 

Γιατί οι αναλυτές προτιμούν τη μετοχή της Motor Oil από τη HelleniQ Energy το β’ εξάμηνο

Δύο θετικές συστάσεις για Motor Oil και δύο ουδέτερες για τη HelleniQ Energy είναι οι τελευταίες εκτιμήσεις για τους δύο εισηγμένους ομίλους στο ΧΑ, όπου από τις αρχές του χρόνου σημειώνουν επιδόσεις +21% και +2%, αντίστοιχα.

Η Eurobank Equities και ο Νίκος Αθανασούλιας βλέπουν θετικές προοπτικές και για το β’ εξάμηνο του 2025, αναβαθμίζοντας τις προβλέψεις τους για την κερδοφορία και δίνοντας έμφαση στη στρατηγική μετάβασης προς τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας (ΑΠΕ), η οποία, όπως σημειώνει, παραμένει υποτιμημένη από την αγορά.

Η Eurobank διατηρεί τη σύσταση «Αγορά» για τη Motor Oil, αυξάνοντας την τιμή στόχο στα €29,9 από €28,1 προηγουμένως. Όπως τονίζεται, η μετοχή διαπραγματεύεται με σημαντική έκπτωση της τάξης του 17% σε σχέση με τη HelleniQ και παραμένει ελκυστική ακόμη και έναντι των μέσων κυκλικών αποτιμήσεων του κλάδου. Η εκτίμηση για EBITDA το 2025 ανέρχεται στα €932 εκατ., με τις προβλέψεις για τα επόμενα έτη να κινούνται στα €850–900 εκατ.. Αντίθετα, για τη HelleniQ Energy η Eurobank μειώνει τη σύσταση σε «Διακράτηση» από «Αγορά», παρά την αύξηση της τιμής στόχου στα €9,1 (από €8,8). Η υποβάθμιση βασίζεται σε λόγους αποτίμησης, καθώς η μετοχή διαπραγματεύεται ήδη σε επίπεδα αντίστοιχα με τις μεσοπρόθεσμες αποδόσεις EBITDA που αναμένονται στο κάτω εύρος του guidance της εταιρείας (€0,8–1 δισ.). Η νέα εκτίμηση για το EBITDA του 2025 διαμορφώνεται με αύξηση 5%, ενώ για το 2026 η αύξηση φτάνει το 9%.

Τα περιθώρια διύλισης παραμένουν εντυπωσιακά ανθεκτικά, παρά τις αντίξοες μακροοικονομικές και γεωπολιτικές συνθήκες. Οι δείκτες αναφοράς έχουν επιστρέψει στα $7–9/βαρέλι, έναντι των χαμηλών μονοψήφιων επιπέδων του β’ εξαμήνου 2024, υποδεικνύοντας ισχυρή ζήτηση ενόψει και της εποχικά ευνοϊκής θερινής περιόδου. Στην Ελλάδα, η κατανάλωση παραμένει ισχυρή, ενώ οι εκτιμήσεις για επέκταση της παγκόσμιας δυναμικότητας είναι πλέον πιο συγκρατημένες.

Η Eurobank προβλέπει ότι και οι δύο εταιρείες θα επιστρέψουν σε μέγιστη δυναμικότητα παραγωγής το 2026, με την πλήρη αποκατάσταση της μονάδας CDU της MOH (έως τέλος γ’ τριμήνου) και την ολοκλήρωση της συντήρησης της μονάδας της Ελευσίνας της HelleniQ εντός του β’ τριμήνου. Οι εκτιμώμενες ταμειακές ροές από το σκέλος του διύλισης φτάνουν τα €0,5–0,6 δισ. ετησίως ανά εταιρεία.

Και οι δύο εταιρείες εντείνουν τις προσπάθειές τους για ενίσχυση της παρουσίας τους στις ΑΠΕ. Η MOH στοχεύει σε 1,6 GW εγκατεστημένη ισχύ έως το 2027 (από 839MW σήμερα), ενώ η HelleniQ στοχεύει σε 1 GW έως το 2026 (από 494MW σήμερα), ενώ αμφότερες έχουν ως μακροπρόθεσμο στόχο τα 2 GW έως το 2030.

Η Eurobank, αν και παραμένει πιο συντηρητική στις προβλέψεις της (1,51GW για MOH και 1,05GW για HelleniQ το 2027), εκτιμά ότι τα επαναλαμβανόμενα EBITDA από τις ΑΠΕ θα φτάσουν τα €170 εκατ. για τη MOH και τα €100 εκατ. για τη HelleniQ. Επιπλέον, οι δύο όμιλοι δίνουν έμφαση στην κάθετη ολοκλήρωση: η HelleniQ εξαγόρασε πλήρως την Elpedison, ενώ η MOH ενσωμάτωσε την παραγωγή της Komotini CCGT στην NRG, ενόψει και της εμπορικής έναρξης λειτουργίας της μονάδας.

H Pantelakis Securities και οι αναλυτές Βασίλης Κόλλιας και Πάρης Μαντζαβράς, από την πλευρά τους διατηρούν τη σύσταση «υπεραπόδοσης» (Overweight) για τη μετοχή της Motor Oil με τιμή στόχο τα €31,7. Ο όμιλος έχει κεφαλαιοποίηση €2,62 δισ. και EV €4,41 δισ., με ελεύθερη διασπορά 58%. Ο πολλαπλασιαστής EV/EBITDA για την περίοδο 2025–27 κινείται μεταξύ 4,6 φορές και 4,2 φορές, με μερίσματα 6,3%–6,8% και απόδοση κεφαλαίου (ROIC) 10,4%.

Αντιθέτως, για τη HelleniQ Energy (ΕΛΠΕ) η σύσταση υποβαθμίζεται σε «ουδέτερη» (Neutral), παρά την ανοδική αναθεώρηση της τιμής στόχου στα €9,2 (από €8,4). Η κεφαλαιοποίηση του ομίλου φτάνει τα €2,51 δισ. και η επιχειρηματική αξία (EV) τα €5,35 δισ., με ελεύθερη διασπορά 28%. Ο δείκτης EV/EBITDA διαμορφώνεται στις 6,9 φορές για το 2025 και υποχωρεί στις 5,2 φορές το 2027, ενώ τα μερίσματα αυξάνονται σταδιακά από 5,4% σε 6,7%. Η απόδοση κεφαλαίου διαμορφώνεται σε 6,3%–7,8%.

Οι αποτιμήσεις επιβεβαιώνονται και μέσω μεθοδολογίας SOTP, η οποία ενσωματώνει τις πράσινες δραστηριότητες των ομίλων. Για τα ΕΛΠΕ, η πιθανή γεώτρηση νοτιοδυτικά της Κρήτης διατηρεί επενδυτικό ενδιαφέρον, αλλά πρόκειται για μεσοπρόθεσμο σενάριο με ορίζοντα το 2026–27.

Θετικά παραμένουν τα περιθώρια διύλισης στην Ευρώπη, παρά τις έντονες διακυμάνσεις στην τιμή του πετρελαίου και τη γεωπολιτική αβεβαιότητα. Το μπρεντ σκαρφάλωσε έως τα 78 δολάρια ανά βαρέλι στα μέσα Ιουνίου λόγω της έντασης Ισραήλ–Ιράν, όμως γρήγορα αποκλιμακώθηκε στα 67 δολάρια, μετά τη συγκρατημένη αντίδραση της Τεχεράνης και την επίτευξη κατάπαυσης του πυρός. Παρόλα αυτά, τα crack spreads στην Ευρώπη παρέμειναν υψηλά, ενισχυμένα από εποχική ζήτηση, αναταραχές στην προσφορά diesel και προβλήματα στις ροές φυσικού αερίου από το Ισραήλ.

Παρότι η επανεκκίνηση του πολέμου και το ενδεχόμενο κλείσιμο των Στενών του Ορμούζ (από όπου διέρχεται περίπου το 18% του παγκόσμιου πετρελαίου) παραμένει ο βασικός κίνδυνος, το σενάριο θεωρείται απίθανο, καθώς και η ίδια η Τεχεράνη εξαρτάται από τη διέλευση 1,6 εκατ. βαρελιών ημερησίως μέσω του στρατηγικού περάσματος.

Η παγκόσμια ζήτηση πετρελαίου παραμένει ισχυρή, παρά την αύξηση των EVs, χάρη κυρίως στις εισαγωγές των μη ανεπτυγμένων χωρών και ειδικά της Κίνας. Αν και επίκεινται αυξήσεις παραγωγής από τον OPEC+, η όποια υπερπροσφορά εκτιμάται ότι θα απορροφηθεί λόγω της ισχυρής ζήτησης, των προβλημάτων στη Βενεζουέλα και των γεωπολιτικών κινδύνων στη Μέση Ανατολή.

Στο πεδίο των περιθωρίων διύλισης, αυτά υποχώρησαν στα 10 δολάρια ανά βαρέλι το α’ τρίμηνο του έτους – κοντά στον μέσο κυκλικό όρο – και διολίσθησαν περαιτέρω στα 8 δολάρια τον Απρίλιο λόγω των εμπορικών εντάσεων ΗΠΑ. Ωστόσο, από τον Μάιο ανέκαμψαν έντονα στα 13 με 14 δολάρια, στηριζόμενα σε καθυστερημένες νέες επενδύσεις, καθυστερήσεις στο μεγάλο διυλιστήριο Dangote της Νιγηρίας και διαταραχές στον εφοδιασμό από τη Μέση Ανατολή. Ο μέσος όρος του β’ τριμήνου διαμορφώνεται έτσι κοντά στα 12 δολάρια ανά βαρέλι.

Αναθεωρήσεις εκτιμήσεων για ΕΛΠΕ και Motor Oil

Με φόντο τη θετική συγκυρία, οι εκτιμήσεις για τα περιθώρια των ΕΛΠΕ αναθεωρούνται ανοδικά για το 2025/2026, στα 11,7 και 12,2 δολάρια ανά βαρέλι αντίστοιχα (+10%/+12%), ενσωματώνοντας την αναβάθμιση του διυλιστηρίου Ελευσίνας που προσθέτει 0,4 δολάρια ανά βαρέλι.

Αντίθετα, η εκτίμηση για τη Motor Oil στο 2025 μειώνεται κατά 15% στα 9,5 δολάρια ανά βαρέλι (από 8,4 δολάρια το α’ τρίμηνο), λόγω της προσωρινής επίπτωσης από τη φωτιά στο διυλιστήριο. Ωστόσο, η ζημιά αντισταθμίζεται από ασφαλιστικές αποζημιώσεις €250 εκατ., εκ των οποίων τα €200 εκατ. αφορούν διακοπή εργασιών. Μετά την πλήρη επαναλειτουργία της μονάδας στο γ’ τρίμηνο 2025, οι εκτιμήσεις για το 2026 ενισχύονται στα 12,4 δολάρια ανά βαρέλι (+8%). Η αναβάθμιση των προβλέψεων οδηγεί και τις δύο εταιρείες σε επαναφορά σε επίπεδα EBITDA κοντά στο €1 δισ. από το 2027 και μετά. Αυτό βασίζεται στη σταθερή δυναμική του κλάδου, την επιτάχυνση της ενεργειακής μετάβασης (εκτιμώμενος μέσος ετήσιος ρυθμός ανάπτυξης EBITDA από ΑΠΕ στο 17% για την περίοδο 2024–2027), τη συγχώνευση της Elpedison, καθώς και τη διείσδυση της Motor Oil στον τομέα διαχείρισης αποβλήτων.

ΠΗΓΗ:www.mononews.gr

 

Που βρίσκονται τα projects των EDF, Advent, ΔΕΗ – Motor Oil, Helleniq Energy, ΔΕΣΦΑ στο υδρογόνο – Επενδύσεις 2 δις. ευρώ ρέουν στη Βόρεια Ελλάδα

Στήριξη, κίνητρα, απάλειψη της γραφειοκρατίας, ταχύτητα στις διαδικασίες και κυρίως προοπτική ζητά η αγορά υδρογόνου στη χώρα μας, επιταχύνοντας ρυθμούς για την υλοποίηση projects πάνω από 2 δις. ευρώ στα σκαριά, με τη Βόρεια Ελλάδα στο επίκεντρο.

Πρόσφατα, ψηφίστηκε κατά πλειοψηφία από την Ολομέλεια το νομοσχέδιο του ΥΠΕΝ για την μερική κύρωση κοινοτικής οδηγίας που ρυθμίζει και ζητήματα της αγοράς υδρογόνου, με τους ενδιαφερόμενους ωστόσο να ζητούν πολύ πιο γρήγορα βήματα, ξεκάθαρο ρυθμιστικό πλαίσιο, γκάζι στις  αδειοδοτήσεις, επιτάχυνση δημιουργίας των απαραίτητων υποδομών και συγκεκριμένα  κίνητρα στήριξης.

Νέες νομοθετικές ρυθμίσεις αναμένονται τον Σεπτέμβριο, με την αγορά αρκούντως επιφυλακτική για την ώρα.

Σύμφωνα με το νέο νόμο που ψήφισε η Βουλή, στην περίπτωση μονάδων παραγωγής υδρογόνου, απαιτείται έκδοση Βεβαίωσης Παραγωγού Υδρογόνου, έκδοση περιβαλλοντικής άδειας, έκδοση Οριστικής Προσφοράς Σύνδεσης από τον αρμόδιο Διαχειριστή [εφόσον πρόκειται για μονάδα που πραγματοποιεί έγχυση στο Εθνικό Σύστημα Φυσικού Αερίου (Ε.Σ.Φ.Α.) ή σε δίκτυο διανομής ή σε δίκτυο υδρογόνου], χορήγηση έγκρισης εγκατάστασης, σύναψη Σύμβαση Σύνδεσης (εφόσον πρόκειται για συνδεδεμένη μονάδα, ειδάλλως Σύμβαση Κατασκευής και Λειτουργίας Μονάδας Ελέγχου και Μέτρησης Υδρογόνου), και χορήγηση έγκρισης λειτουργίας.

Την ίδια στιγμή, ο γαλλικός πολυεθνικός ενεργειακός όμιλος EDF «ψήνει» μεγάλη επένδυση (θα αφορά ηλεκτροπαραγωγή μέσω υδρογόνου) εκατοντάδων εκατομμυρίων στην περιοχή της Δυτικής Μακεδονίας, σε έκταση 20.000 στρεμμάτων.

Οι διαβουλεύσεις  και οι συζητήσεις βρίσκονται σε πλήρη εξέλιξη για να μπει και αυτό το project σε τροχιά υλοποίησης, με τους οιωνούς να προδιαθέτουν για θετικές εξελίξεις.

Οι κυψέλες υδρογόνου των 70 εκατ. της Advent

Την ίδια στιγμή, η Advent Technologies επενδύει πάνω από 70 εκατ. ευρώ για την παραγωγή κυψελών πράσινης ηλεκτρικής ενέργειας με πρώτη ύλη το υδρογόνο (έργο RHyno), ένα project που ανοίγει νέους αναπτυξιακούς ορίζοντες στην Κοζάνη.

Με δεδομένη την ελληνική γραφειοκρατία, ο ορίζοντας υλοποίησης του μεγαλόπνοου πλάνου της Advent (σε ιδιόκτητη έκταση στην Κοζάνη) «βλέπει» το 2030, βάσει των αρχικών εκτιμήσεων, με τις διαδικασίες αδειοδοτήσεων να υπολογίζεται πως θα ολοκληρωθούν έως το 2027.

Hellenic Hydrogen: Πράσινο υδρογόνο 70 εκατ. στο Αμύνταιο

Αναπτυξιακή ορμή στο Αμύνταιο και την ευρύτερη περιοχή της Δυτικής Μακεδονίας στοχεύει να δώσει η επένδυση (θα αγγίξει τα 70 εκατ. ευρώ, ανοίγοντας 400 θέσεις εργασίας) της Hellenic Hydrogen (κοινοπραξία μεταξύ της Motor Oil και της ΔΕΗ)  για την παραγωγή «πράσινου» υδρογόνου (οι πρώτοι τόνοι θα παραχθούν το 2027).

Σε πρώτη φάση, το υδρογόνο θα χρησιμοποιηθεί στη μονάδα Συμπαραγωγής Ηλεκτρισμού-Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης που αυτή τη στιγμή κατασκευάζεται από τη ΔΕΗ στην Καρδιά, και είναι 20% Hydrogen-ready. Παράλληλα, η χρήση του υδρογόνου στα επόμενα στάδια ανάπτυξης περιλαμβάνει τη διάθεσή του στις βαριές μεταφορές καθώς και στις εξαγωγές.

Helleniq Energy: Διυλιστήρια νέας εποχής στη Θεσσαλονίκη

Την ίδια στιγμή, η Helleniq Energy πρoχωρά το «Green Hub North», ένα επενδυτικό project άνω του 1 δισ. ευρώ, που στοχεύει στη λειτουργία των βιομηχανικών εγκαταστάσεων Θεσσαλονίκης αποκλειστικά με πράσινη ηλεκτρική ενέργεια.

Βάσει των σχεδίων του ομίλου, στο διυλιστήριο της Θεσσαλονίκης θα κατασκευαστεί φωτοβολταϊκός σταθμός από το ρεύμα του οποίου θα παράγεται «πράσινο» υδρογόνο με τη μέθοδο της ηλεκτρόλυσης όπου το νερό θα διασπάται σε υδρογόνο και οξυγόνο.

Hydrogen Backbone made in… ΔΕΣΦΑ

Το project Hydrogen Backbone που ωριμάζει ο ΔΕΣΦΑ (και έχει ενταχθεί στην έκτη λίστα των Έργων Κοινού Ενδιαφέροντος PCI) ύψους 1 δισ. ευρώ, αφορά στην κατασκευή αγωγού μεταφοράς καθαρού υδρογόνου, συνολικού μήκους 570 χιλιομέτρων που θα ξεκινά από τη Νότια Ελλάδα και θα καταλήγει στο σημείο διασύνδεσης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου με τη Βουλγαρία. Το έργο μάλιστα έλαβε πρόσφατα χρηματοδότηση 5,4 εκατ. από την Κομισιόν.

Ο αγωγός θα ξεκινάει από την Αττική, καταλήγοντας στα σύνορα με τη Βουλγαρία, όπου θα ενώνεται με την αντίστοιχη υποδομή μεταφοράς υδρογόνου της Βουλγαρίας, της Ρουμανίας, της Ουγγαρίας, της Σλοβακίας, της Τσεχίας με τελικό «στόχο» τη διασύνδεση με τη Γερμανία, ανοίγοντας τον δρόμο για το «χτίσιμο» του Διαδρόμου Υδρογόνου της Νοτιοανατολικής Ευρώπης (South Eastern European Hydrogen Corridor - SEEHyC). Στο παζλ μπορεί αργότερα να μπει και η Ιταλία.

Το έργο βρίσκεται αυτή τη στιγμή στη φάση της εκπόνησης της Μελέτης Βασικού Σχεδιασμού, με το χρονοδιάγραμμα να κάνει λόγο για λήψη Τελικής Επενδυτικής Απόφασης μέσα στην περίοδο 2026-2028 και εφόσον αυτή είναι θετική ο αγωγός πρόκειται να λειτουργήσει μέχρι το 2035.

Κίνητρο για τη συμμετοχή στη διαδικασία έχουν επιχειρήσεις οι οποίες σχεδιάζουν είτε να παράγουν υδρογόνο στην Ελλάδα ή στη Βουλγαρία, είτε να ενσωματώσουν την κατανάλωση ανανεώσιμου αερίου στην παραγωγική τους διαδικασία, είτε να δραστηριοποιηθούν στην εμπορία και την προμήθεια Η2.

Hydrogen Ready αγωγοί

Ο ΔΕΣΦΑ κατασκευάζει όλους τους νέους αγωγούς μεταφοράς φυσικού αερίου με προδιαγραφές «Hydrogen Ready», ώστε να είναι συμβατοί με τη μεταφορά έως και 100% υδρογόνου. Τέτοιο έργο είναι ο υπό ανάπτυξη αγωγός που θα επεκτείνει το σύστημα μεταφοράς στη Δυτική Μακεδονία, ο οποίος αναμένεται να τεθεί σε λειτουργία μέσα στο 2025.

Συμβατός με την οικονομία του υδρογόνου θα είναι και ο διασυνδετήριος αγωγός αερίου Ελλάδας - Βόρειας Μακεδονίας που εκτιμάται πως μέσα στο 2025 θα μπει σε τροχιά υλοποίησης.

Το καύσιμο του μέλλοντος

Το υδρογόνο είναι ένα άχρωμο, άοσμο και άγευστο αέριο. Λειτουργεί ως ισχυρό καύσιμο και μπορεί να χρησιμοποιηθεί για την παραγωγή ηλεκτρισμού, τη λειτουργία οχημάτων και την παραγωγή θερμότητας.

Ως φορέας καθαρής ενέργειας, το υδρογόνο έχει τη δυνατότητα να μειώσει τις περιβαλλοντικές επιπτώσεις και να συμβάλει στον βιώσιμο ενεργειακό εφοδιασμό

ΠΗΓΗ:www.energymag.gr 

ΑΝΑΚΟΙΝΩΣΗ ΣΥΝΔ.Ε.ΣΥ ΓΙΑ ΔΣ

ΠΗΓΗ:pseep.gr

ΕΚΤΑΚΤΑ ΜΕΤΡΑ ΓΙΑ ΘΕΡΜΙΚΗ ΚΑΤΑΠΟΝΗΣΗ 07.07.25

 ΠΗΓΗ:poenergias.gr

Η επιστροφή της Motor Oil στην κορυφή των επενδυτικών επιλογών

Στα 31,7 ευρώ από 23,66 ευρώ ανεβάζει την τιμή - στόχο για την Motor Oil η Pantelakis Securities με σύσταση Overweight για την μετοχή με  το περιθώριο κέρδους για το 2026 να αυξάνεται κατά 8% στα 12,4 δολάρια/βαρέλι.

Σύμφωνα με το report της Pantelakis η ΜΟΗ αναμένεται να επιστρέψει σε κερδοφορία περίπου 1 δισ. ευρώ από το 2027 ενώ ιδιαίτερα σημαντική είναι η είσοδος της εταιρείας στη διαχείριση αποβλήτων.

Συγκεκριμένα όπως αναφέρεται στην έκθεση τα περιθώρια διύλισης αψηφούν την αστάθεια του πετρελαίου. Το Brent αυξήθηκε στα 78 δολάρια/βαρέλι μέχρι τα μέσα Ιουνίου λόγω των εντάσεων Ισραήλ-Ιράν, αλλά γρήγορα υποχώρησε στα 67 δολάρια/βαρέλι καθώς η απάντηση του Ιράν στην επίθεση των ΗΠΑ περιορίστηκε και σύντομα προέκυψε εκεχειρία.

Ωστόσο, τα ευρωπαϊκά spreads παρέμειναν σταθερά, ενισχυμένα από την εποχιακή ζήτηση, τις κρίσεις στην προσφορά ντίζελ και τις διαταραχές στην παροχή φυσικού αερίου από το Ισραήλ.

Ο βασικός κίνδυνος παραμένει μια εκ νέου κλιμάκωση του πολέμου, που στη χειρότερη περίπτωση θα προκαλέσει το κλείσιμο του Ορμούζ (επηρεάζοντας περίπου το 18% των παγκόσμιων ροών πετρελαίου). Αλλά αυτό είναι μάλλον απίθανο, καθώς το Ιράν βασίζεται στο στενό για 1,6 εκατ. βαρέλια την ημέρα των εξαγωγών.

Η παγκόσμια ζήτηση πετρελαίου παραμένει ανθεκτική παρά την αυξανόμενη υιοθέτηση ηλεκτρικών οχημάτων, υποστηριζόμενη από ισχυρές εισαγωγές εκτός ΟΟΣΑ, ειδικά στην Κίνα.

Παρά τα όσα σχεδιάζονται για αυξήσεις στην προσφορά του ΟΠΕΚ+, οποιοδήποτε προκύπτον πλεόνασμα πετρελαίου θα πρέπει να παραμείνει περιορισμένο από την ισχύ της ζήτησης, τη μείωση της παραγωγής της Βενεζουέλας και τους κινδύνους της Μέσης Ανατολής.

Ισχυρές προοπτικές διύλισης

Στο πρώτο τρίμηνο, τα ευρωπαϊκά περιθώρια διύλισης μειώθηκαν στα 10 δολάρια/βαρέλι (ο μέσος όρος του κύκλου), πριν υποχωρήσουν στα 8 δολάρια/βαρέλι τον Απρίλιο εν μέσω εντάσεων στο εμπόριο δασμών των ΗΠΑ. Ωστόσο, ανέκαμψαν απότομα στα 13-14 δολάρια/βαρέλι από τον Μάιο, τροφοδοτούμενα από τις λιγότερο αναμενόμενες προσθήκες δυναμικότητας, τις διακοπές λειτουργίας στο διυλιστήριο Dagnote της Νιγηρίας, χωρητικότητας 650 kb/d, και τις κρίσεις εφοδιασμού στη Μέση Ανατολή, ανεβάζοντας τον μέσο όρο του δεύτερου τριμήνου στα 12 δολάρια/βαρέλι.

Η εκτίμηση Pantelakis για το περιθώριο κέρδους της ΜΟΗ για το 2025 υποχώρησε κατά 15% στα 9,5 δολάρια/βαρέλι (8,4 δολάρια) το πρώτο τρίμηνο, αλλά έσοδα από ασφάλιση ύψους 250 εκατομμυρίων ευρώ (εκ των οποίων 200 εκατομμύρια ευρώ για διακοπή λειτουργίας) αντισταθμίζουν την απώλεια. Μετά την αποκατάσταση των διυλιστηρίων το τρίτο τρίμηνο του 2025, το περιθώριο κέρδους για το 2026 αυξάνεται κατά 8% στα 12,4 δολάρια/βαρέλι.

Επίσης αναθεώρησε τα περιθώρια κέρδους των ΕΛΠΕ για το 2025/26 στα 11,7 δολάρια/12,2 δολάρια/βαρέλι (+10%/+12%) λόγω ισχυρών ρωγμών και της αναβάθμισης του διυλιστηρίου της Ελευσίνας (+0,4 δολάρια/βαρέλι).

Μετά τις αναβαθμίσεις στα EBITDA για το 2025/26 (6%/13% για τα ΕΛΠΕ, 15% για την MOH), και οι δύο εταιρείες αναμένεται να επιστρέψουν σε κερδοφορία περίπου 1 δισ. ευρώ από το 2027.

Αυτό αντανακλά ένα ανθεκτικό υπόβαθρο στον τομέα της διύλισης, την επιτάχυνση της ενεργειακής μετάβασης (17% 2024-27% EBITDA ΑΠΕ), την ενοποίηση της Elpedison και την είσοδο της MOH στη διαχείριση αποβλήτων.

Overweight για MOH - Neutral για τα ELPE

Μετά την αναπροσαρμογή των κερδών, η Pantelakis προχώρησε σε αύξηση της τιμής - στόχου της MOH στα 31,7€/μήνα από 25,0€/μήνα (άνοδος 34%). Η απόδοση της ELPE αυξήθηκε στα 9,2€/μήνα από 8,4€/μήνα (άνοδος 11%), και υποβάθμιση της μετοχής σε Neutral μετά την πλήρη αποτίμηση.

Ο καταλύτης των ELPE για πιθανές γεωτρήσεις στο οικόπεδο E&P νοτιοδυτικής Κρήτης παραμένει στο επίκεντρο, αλλά είναι μάλλον μια ιστορία του 2026-27.

Βασικό υπόβαθρο του πλαισίου αποτίμησης είναι η υπόθεση ενός ρυθμού ανάπτυξης 0,5% στο διηνεκές. Αυτό αντικατοπτρίζει τους αυξανόμενους διαρθρωτικούς κινδύνους για τις παραδοσιακές δραστηριότητες διύλισης που θέτει η άνοδος των ηλεκτρικών οχημάτων και των εναλλακτικών καυσίμων. Εφαρμόζεται επίσης ένα μη προσανατολισμένο κόστος ιδίων κεφαλαίων (COE) 8,5%, ενώ το σταθμισμένο μέσο κόστος κεφαλαίου (WACC) ανέρχεται σε 9% τόσο για την MOH όσο και για τα ΕΛΠΕ.

Στη γραμμή των συγγενών εταιρειών, το μερίδιο 23,9% της MOH στην Ελλάκτωρ και το 9,6% στην Optima Bank αποτιμώνται στην αγοραία αξία, συμπληρωμένο από μια εκτιμώμενη αποτίμηση 95 εκατομμυρίων ευρώ για το μερίδιό της 50% στη μονάδα CCGT 877MW στην Κομοτηνή, ενώ οι υπόλοιπες μικρές συμμετοχές αποτιμώνται στη λογιστική αξία.

Η MOH προχώρησε σε δύο εξαγορές τον Ιανουάριο. Η πρώτη αφορούσε την αγορά της Helector έναντι 114,7 εκατ. ευρώ, που αντιπροσωπεύει πολλαπλασιαστή 5,9 φορές τα τελευταία κέρδη EBITDA. Αυτή η εξαγορά, σε συνδυασμό με την προηγούμενη εξαγορά της Thales πέρυσι, ενισχύει περαιτέρω τη θέση της MOH στον τομέα της διαχείρισης αποβλήτων. Η δεύτερη συναλλαγή αφορούσε την εξαγορά της αλυσίδας λιανικής πώλησης «TWENTY 4 SHOPEN» έναντι 12,2 εκατ. ευρώ.

Τέλος, προσαρμοσθηκε το καθαρό χρέος του 2024 ώστε να συμπεριλάβει το μέρισμα των 1,40€/έτος της MOH που καταβλήθηκε για το οικονομικό έτος 2024 και την ενδιάμεση πληρωμή των ΕΛΠΕ ύψους 0,20€/έτος τον Ιανουάριο, ενώ η ημερομηνία αποκοπής για τα υπόλοιπα 0,55€/έτος, εκ των οποίων τα 0,30€/έτος αντιστοιχούν στο ήμισυ των εσόδων από την εμπορική πώληση της ΔΕΠΑ, έχει οριστεί για τις 2 Ιουλίου.

Επίσης αυξανόμενη είναι η σημασία της πράσινης μετάβασης στις στρατηγικές προοπτικές και των δύο εταιρειών. Τα τμήματα των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας και της κυκλικής οικονομίας παρουσιάζουν ξεχωριστή δυναμική της αγοράς και χαρακτηριστικά αποτίμησης σε σύγκριση με τη διύλιση και την εμπορία, που παραμένουν οι βασικές δραστηριότητες των εταιρειών.

Είναι κρίσιμο ότι η ανοδική αναθεώρηση των εκτιμήσεων κερδών, λόγω των ισχυρότερων υποθέσεων για το περιθώριο κέρδους, υποστηρίζει τη συνέχιση των γενναιόδωρων πολιτικών αμοιβών των μετόχων και από τις δύο εταιρείες. Για την MOH, αναμένονται ετήσια μερίσματα ύψους 1,5–1,7 €/έτος, που υποδηλώνουν απόδοση περίπου 6,5%.

Για τα ΕΛΠΕ, προβλέπονται μερίσματα της τάξης των 0,4–0,6 €/έτος, που υποδηλώνουν μέση απόδοση περίπου 7% κατά την περίοδο 2025-27.

Επιπλέον, η MOH είναι σε θέση να επωφεληθεί περισσότερο ουσιαστικά από τη μεγαλύτερη έκθεσή της σε αιολικά στοιχεία, τα οποία αντιμετωπίζουν περιορισμένο κίνδυνο περικοπών και επιβάλλουν υψηλότερα feed-in tariffs σε σύγκριση με τα ηλιακά στοιχεία.

Αντίθετα, το χαρτοφυλάκιο ΑΠΕ των ΕΛΠΕ είναι σε μεγάλο βαθμό στρεβλωμένο προς την ηλιακή ενέργεια, η οποία είναι πιο ευάλωτη στις περικοπές.

Επιπλέον, η MOH παραμένει πιο ελκυστικά αποτιμημένη από τα ΕΛΠΕ όσον αφορά την Απόδοση Οικονομικού Κέρδους (REP, δηλαδή EV/IC έναντι ROIC/WACC).

Τα ευρωπαϊκά διυλιστήρια έχουν σημειώσει άνοδο 16% σε ετήσια βάση, χάρη στις σημαντικά βελτιωμένες προοπτικές για τα περιθώρια κέρδους. Η MOH έχει αυξηθεί κατά 14% σε ετήσια βάση, ανακάμπτοντας από την πτώση 7% το 2024 (δείκτης ATHEX General +13%) που είχε πληγεί τότε από τον αποκλεισμό της από τον MSCI, έναν φόρο 2,0 ευρώ/έτος και μια πτώση στα μέσα Σεπτεμβρίου 2024. Με τα περιθώρια κέρδους να ανακάμπτουν, τα έσοδα από ασφαλίσεις να εισρέουν και τις πλήρεις λειτουργίες να αναμένονται στο 3ο τρίμηνο του 2025, το κλίμα έχει μετατοπιστεί αποφασιστικά.

Αντίθετα, τα ΕΛΠΕ σημείωσαν άνοδο 9% σε ετήσια βάση, μετά από ένα ισχυρό κέρδος 16% το 2024. Κρίσιμο είναι ότι, τα κέρδη του 2024 υποστηρίχθηκαν από την ενισχυμένη ελεύθερη διασπορά (+11%) και τη βελτιωμένη ρευστότητα που προέκυψε από την τοποθέτηση μετοχών τον Δεκέμβριο του 2023. Ωστόσο, το βελτιωμένο πλαίσιο διύλισης, η συμφωνία με την Elpedison και η έξοδος από τη ΔΕΠΑ Εμπορίας προσφέρουν ανοδική πορεία, αν και περιορίζονται από μια μάλλον πλήρη αποτίμηση.

Οι γεωπολιτικοί κίνδυνοι

Οι προοπτικές για τα ευρωπαϊκά διυλιστήρια επισκιάζονται από γεωπολιτικούς κινδύνους, κυρίως την πιθανή κλιμάκωση του πολέμου στη Μέση Ανατολή, η οποία θα μπορούσε να ωθήσει το Ιράν να κλείσει το Στενό του Ορμούζ— διαταράσσοντας τις ροές αργού και ενδεχομένως ωθώντας το Brent πάνω από τα 100 δολάρια/βαρέλι.

Μια τέτοια αύξηση θα συμπίεζε τα περιθώρια διύλισης και θα επηρέαζε την κερδοφορία για την MOH και την ELPE. Σύμφωνα με την ανάλυση ευαισθησίας, μια αύξηση 1 δολαρίου/βαρέλι στα περιθώρια διύλισης μεταβάλλει τα προσαρμοσμένα EBITDA για το 2026 κατά περίπου 7% (76 εκατ. ευρώ) για την MOH και περίπου 11% (92 εκατ. ευρώ) για την ELPE.

Είναι σημαντικό ότι η MOH προμηθεύεται η περίπου το 85% του αργού της από το Ιράκ και επομένως είναι εξαιρετικά ευάλωτη σε οποιοδήποτε κλείσιμο του Ορμούζ.

Η ELPE διαφοροποιείται με το 91% της εισαγωγής αργού για το 2024 να είναι απότο Καζακστάν, το Ιράκ, τη Λιβύη, τη Σαουδική Αραβία, τη Νορβηγία και την Αίγυπτο.

Ακολουθούν οι συναλλαγματικοί κίνδυνοι, καθώς και τα δύο διυλιστήρια έχουν σημαντικά έσοδα και κόστη σε δολάρια. Οι διακυμάνσεις στην ισοτιμία €/US$ επηρεάζουν άμεσα την κερδοφορία, με την ανάλυση ευαισθησίας μας να δείχνει σημαντική διακύμανση EBITDA που συνδέεται με τις κινήσεις των συναλλαγματικών ισοτιμιών.

Άλλες προκλήσεις περιλαμβάνουν την αυστηροποίηση των περιβαλλοντικών κανονισμών της ΕΕ, ιδίως τη σταδιακή μείωση των δικαιωμάτων CO₂ στο πλαίσιο του Συστήματος Εμπορίας Εκπομπών, την υποχρέωση των διυλιστηρίων να επιταχύνουν τις δαπανηρές επενδύσεις σε καθαρότερες τεχνολογίες για να διατηρήσουν τη συμμόρφωση και την ανταγωνιστικότητά τους.

Επιπλέον, οι γεωπολιτικές εντάσεις και τα μεταβαλλόμενα πρότυπα ζήτησης - που οφείλονται στις οικονομικές συνθήκες και την ενεργειακή μετάβαση - αποτελούν συνεχείς απειλές για το μερίδιο αγοράς και τη σταθερότητα των κερδών. Τέλος, η μεταβλητότητα της ανανεώσιμης παραγωγής ενέργειας λόγω των καιρικών διακυμάνσεων και των περικοπών προσθέτει ένα ακόμη επίπεδο αβεβαιότητας στις μακροπρόθεσμες προβλέψεις.

 ΠΗΓΗ:www.worldenergynews.gr