NRG przedstawia projekt gazowy o mocy 1,2 GW w Teksasie

NRG Energy (NRG) przedstawiła szczegóły projektu w Teksasie realizowanego w formule BYOP (Bring Your Own Power, czyli „zapewnij sobie własną energię”). Spółka jest zgodna co do głównych warunków handlowych z czołowym globalnym dostawcą usług chmurowych i infrastruktury dla sztucznej inteligencji. Partner ma wesprzeć kapitałowo budowę nowych źródeł wytwarzania o mocy 1,2 GW, z możliwością zwiększenia skali do 2,4 GW.

NRG zamierza opracować, posiadać i eksploatować nową elektrownię gazową w technologii bloku gazowo-parowego. Początkowy okres umowy ma wynosić co najmniej 15 lat od rozpoczęcia działalności komercyjnej, z możliwością przedłużenia.

Przy pełnej pracy elektrownia ma przynosić 500 mln USD rocznie skorygowanej EBITDA. EBITDA to zysk operacyjny przed odliczeniem odsetek, podatków oraz amortyzacji. Roczne przepływy pieniężne po wydatkach operacyjnych, ale przed inwestycjami w rozwój, mają wynosić 375 mln USD. Szacowany koszt inwestycji to 3,2 mld USD.

Rozpoczęcie działalności komercyjnej zaplanowano na koniec 2029 r. Pełny poziom wyników ma zostać osiągnięty po uruchomieniu obiektu. Dyrektor generalny Robert Gaudette powiedział, że pierwszy blok ma wejść do eksploatacji właśnie pod koniec 2029 r. Bruce Chung, dyrektor finansowy NRG, dodał, że kolejny blok można zakładać jako uruchamiany seryjnie w każdym następnym roku po rozpoczęciu działalności pierwszego bloku.

Spółka podtrzymała także plan przeznaczania co najmniej 1 mld USD rocznie na skup akcji własnych. Zarząd podkreślił, że inwestycja w projekt BYOP nie zmienia wcześniejszego zobowiązania wobec akcjonariuszy.

W drugim kwartale 2026 r. NRG wypracowała 1,2 mld USD skorygowanej EBITDA, o 308 mln USD, czyli 34%, więcej niż rok wcześniej. Przepływy pieniężne przed inwestycjami w rozwój wyniosły 1,025 mld USD, co oznacza wzrost o 111 mln USD rok do roku.

### Wyniki finansowe

Skorygowany zysk netto wyniósł 315 mln USD wobec 339 mln USD rok wcześniej. Skorygowany zysk na akcję sięgnął 1,49 USD, podczas gdy rok wcześniej wynosił 1,73 USD. Był to wynik niższy od rynkowych oczekiwań na poziomie 1,74 USD na akcję.

Skorygowana EBITDA segmentu teksańskiego zmniejszyła się o 131 mln USD rok do roku. Głównymi przyczynami były niższe zapotrzebowanie na energię oraz niższe ceny prądu. Średnia całodobowa cena energii w węźle ERCOT Houston wyniosła w kwartale 33 USD za megawatogodzinę. ERCOT to operator systemu elektroenergetycznego w Teksasie.

Wirginia przyjęła przepisy nakazujące powrót stanu do programu RGGI od 1 lipca. RGGI to regionalny program ograniczania emisji dwutlenku węgla. Zmiana ma zwiększyć koszty NRG o szacunkowo 70 mln USD w 2026 r. Wydatek ten nie był uwzględniony w pierwotnych założeniach dotyczących przejętych aktywów.

NRG utworzyła nową kategorię inwestycji w budowę centrów danych. W 2026 r. ma ona obejmować 721 mln USD planowanych wydatków projektowych. Pozostałe 681 mln USD stanowi dodatkową zmianę względem wcześniejszego planu i zostanie sfinansowane przez ograniczenie wydatków na zarządzanie zobowiązaniami.

### Prognozy na 2026 r.

Po dobrych wynikach drugiego kwartału NRG podtrzymała przedziały prognoz finansowych na 2026 r. W pierwszej połowie roku niższe zapotrzebowanie i ceny energii w Teksasie oraz wyższe regionalne koszty dostaw prądu związane z zimową burzą Fern sprawiły jednak, że spółka zmierza do wyniku poniżej środka przedziałów prognoz.

Zarząd zaznaczył, że tegoroczne prognozy nie zakładają istotnego odbicia cen surowców energetycznych. Dzięki temu spółka nadal ocenia, że powinna osiągnąć wyniki mieszczące się w podanych przedziałach.

### Pytania analityków o projekt BYOP

Julien Dumoulin-Smith z Jefferies pytał o tempo zwiększania projektu do 2,4 GW oraz o to, czy pierwsza skala inwestycji stanie się standardem. Robert Gaudette odpowiedział, że przedstawione zwroty z inwestycji są poziomem, do którego spółka zobowiązała się wobec akcjonariuszy. Dodał, że tempo realizacji będzie zależeć od terminów budowy oraz dostaw turbin.

Shahriar Pourreza z Wells Fargo zapytał, dlaczego NRG ogłosiła główne warunki już teraz i jakie zgody są jeszcze potrzebne. Gaudette wyjaśnił, że spółka uznała, iż osiągnęła wystarczający postęp, aby poinformować o projekcie. Strony są zgodne handlowo, ale dalsza realizacja nie jest jeszcze przesądzona. Projekt wymaga wewnętrznych zgód oraz zakończenia negocjacji. Zapytany o rating kredytowy partnera, Gaudette odpowiedział: „Cytując mojego poprzednika: nie”.

Dumoulin-Smith pytał również o typową długość umów i znaczenie zapowiedzi gubernatora Teksasu. Gaudette potwierdził wcześniej komunikowany przedział 15–20 lat, ale zaznaczył, że w przypadku tej konkretnej struktury będzie to 15 lat. Powiedział też, że projekt NRG odpowiada na najważniejsze pytania, a Teksas jest stanem, w którym projekty mają być sprawnie realizowane.

Nicholas Campanella z Barclays zapytał, czy cena odpowiadająca umowie zakupu energii (PPA) będzie teraz wyższa ze względu na zaktualizowane nakłady inwestycyjne. Gaudette stwierdził, że sama cena za megawatogodzinę nie jest najważniejsza, ale na podstawie przewidywanego wykorzystania obiektu prawdopodobny przedział wynosi około 85–90 USD za megawatogodzinę lub więcej.

Carly Davenport z Goldman Sachs pytała o opłacalność zwiększania mocy w PJM przy limicie 555 USD za megawat na dobę oraz o podział kapitału między skup akcji i budowę BYOP. Gaudette ocenił, że prawdopodobnie mniej niż połowa z 2 000 MW trafiłaby do tej aukcji. Bruce Chung powiedział, że możliwość zwiększenia skali skupu akcji będzie częściowo zależeć od osiągniętego poziomu przepływów pieniężnych. Jeśli NRG będzie realizować projekt, środki będą kierowane właśnie na tę inwestycję.

Michael Sullivan z Wolfe pytał o finansowanie i możliwość udziału partnerów. Chung wskazał, że finansowanie projektu z bilansu spółki przesunęłoby moment osiągnięcia dźwigni finansowej na poziomie 3x z 2028 na 2029 r. Struktura z udziałem partnera mogłaby natomiast stworzyć większą przestrzeń do zwiększenia rocznego programu skupu akcji. Gaudette, odnosząc się do prognoz cen energii w ERCOT, powiedział: „Dopóki to nie jest rzeczywiste, to nie istnieje”, i dodał, że Teksas będzie potrzebował nowych źródeł energii w średnim terminie.

Agnieszka Storozynski z Seaport zapytała o wpływ zadłużenia projektu na odsetki oraz o zabezpieczenia cenowe LS Power po 2026 r. Chung wyjaśnił, że odsetki naliczane w okresie budowy zostaną skapitalizowane, czyli dodane do wartości inwestycji zamiast ujmowania ich od razu jako kosztu. W sprawie zabezpieczeń cenowych powiedział, że część z nich obejmowała 2027 r., a szczegóły zostaną przedstawione przy publikacji prognoz na 2027 r. podczas kolejnej telekonferencji wynikowej.

Moses Sutton z BNP Paribas pytał, czy płatność za dostępność mocy będzie stopniowo rosnąć, oraz prosił o potwierdzenie wyliczeń dotyczących umowy. Chung odpowiedział, że płatność zacznie obowiązywać natychmiast po rozpoczęciu działalności komercyjnej. Spółka nie zamierza jednak komentować konkretnych warunków kontraktu.

Nicholas Amicucci z Evercore ISI zapytał o pewność realizacji prognoz na 2026 r. mimo słabszej sytuacji w ERCOT. Chung podtrzymał przekonanie, że wynik znajdzie się w przedziale prognoz. Wskazał, że NRG ma zabezpieczoną znaczną część pozycji na pozostałą część roku, a zakontraktowane zapotrzebowanie zostało w praktyce pozyskane lub odpowiednio przygotowane.

### Reakcja analityków i zmiana względem pierwszego kwartału

Analitycy zareagowali umiarkowanie pozytywnie na ogłoszenie projektu BYOP. Wielokrotnie prosili jednak o więcej informacji dotyczących tempa rozbudowy, cen i wiarygodności kredytowej partnera. Pourreza z Wells Fargo zapytał wprost o jakość kredytową drugiej strony umowy.

Zarząd przedstawiał strukturę projektu w sposób pewny i kontrolowany, jednocześnie wyznaczając granice ujawnianych informacji. Gaudette odmówił podania ratingu partnera, a Chung zaznaczył, że NRG nie będzie komentować konkretnych warunków umowy.

W porównaniu z pierwszym kwartałem spółka przeszła od opisywania umów z centrami danych jako aktywnych i rozwijających się do przedstawienia konkretnego projektu o mocy 1,2 GW, z określonymi parametrami ekonomicznymi i terminem rozpoczęcia działalności pod koniec 2029 r. Pytania analityków przesunęły się z szerokich kwestii regulacyjnych i strategicznych — takich jak proces aukcyjny ERCOT, zasady PJM i wirtualne elektrownie — w stronę szczegółów umowy, partnera oraz finansowania projektu.

W pierwszym kwartale NRG podkreślała, że wzrost zapotrzebowania ze strony dużych odbiorców i nowe inwestycje są dodatkową szansą, a podstawowy plan spółki pozostaje samowystarczalny. W drugim kwartale pojawiły się już konkretne szacunki przyszłych wyników projektu oraz wieloletni plan inwestycji.

Polityka alokacji kapitału pozostała bez zmian. NRG ponownie zadeklarowała skup akcji o wartości co najmniej 1 mld USD rocznie, a jednocześnie uwzględniła 721 mln USD inwestycji w nowe obiekty w 2026 r.

### Najważniejsze ryzyka

Na wyniki segmentu teksańskiego negatywnie wpłynęły niższe zapotrzebowanie i ceny energii. Mniejsza zmienność cen ograniczyła także możliwości optymalizacji działalności.

Powrót Wirginii do programu RGGI oznacza dla NRG około 70 mln USD dodatkowych kosztów w 2026 r. Koszt ten nie został wcześniej uwzględniony w założeniach dotyczących przejętych aktywów.

Realizacja projektu BYOP zależy od zakończenia negocjacji oraz pozostałych kwestii związanych z gruntami. Ostateczna decyzja inwestycyjna wymaga zwyczajowych warunków, w tym odpowiednich zgód wewnętrznych. Projekt ma rozpocząć działalność komercyjną pod koniec 2029 r., a NRG zamierza finansować go przy jednoczesnym utrzymaniu podtrzymanych prognoz na 2026 r. i corocznym skupie akcji o wartości co najmniej 1 mld USD.