Centra danych potrzebują dużo energii elektrycznej. Te 5 firm może na tym zarobić

Po piętnastu latach stagnacji zużycie energii elektrycznej w USA znów rośnie, a głównym motorem tego wzrostu są centra danych. Wyższy popyt nie oznacza jednak automatycznie wyższych zysków. O tym, kto rzeczywiście skorzysta na boomie, decydują sposób produkcji energii, długoterminowe umowy, regulacje i dostępne moce. Pięć firm energetycznych pokazuje, jak różnie ten sam trend może przełożyć się na wyniki i wycenę akcji.

Amerykański rynek energetyczny przechodzi zmianę, jakiej nie widział od początku tysiąclecia. Po piętnastu latach stagnacji zużycia nadchodzi nowa fala popytu napędzana przez sztuczną inteligencję, chmurę i elektryfikację przemysłu. Dla inwestorów ważniejsze od samego wzrostu zużycia jest jednak to, kto potrafi przekuć go w wyższe zyski i przepływy pieniężne. Constellation, Vistra, NRG, Talen i Exelon zajmują zupełnie różne miejsca w łańcuchu energetycznym. Jedne sprzedają energię z własnych elektrowni po cenach rynkowych, inne mają ją zakontraktowaną z góry na dwadzieścia lat, a jedna z nich w ogóle nie produkuje energii, tylko ją dystrybuuje, uzyskując regulowane wynagrodzenie. Te różnice decydują o tym, jaka część boomu trafi do akcjonariuszy i jak dotkliwe byłoby jego spowolnienie.

Dlaczego centra danych zmieniają rynek energii

Zużycie rośnie, ale prognozy wciąż się zmieniają

Według październikowego raportu Short-Term Energy Outlook agencji EIA zużycie energii elektrycznej w USA wzrośnie do 4 288 TWh w 2026 roku i do 4 356 TWh w 2027 roku. W trzecim kwartale 2026 roku całkowite zużycie było o 4 % wyższe niż rok wcześniej, a wśród odbiorców komercyjnych — o 5 %. Sektor komercyjny, do którego EIA zalicza także centra danych, ma w tym roku osiągnąć 1 549 TWh i po raz pierwszy w historii wyprzedzić gospodarstwa domowe, których zużycie wyniesie 1 541 TWh.

EIA nie publikuje w krótkoterminowej prognozie dokładnego udziału centrów danych we wzroście. Sektor komercyjny jest najbliższym dostępnym wskaźnikiem. Warto zwrócić uwagę również na zmienność prognoz: lipcowa zakładała 4 399 TWh w 2027 roku, wrześniowa 4 349 TWh, a październikowa 4 356 TWh. Rozbieżność wynosząca około 50 TWh odpowiada rocznemu zużyciu energii przez mniejszy stan USA i pokazuje, jak niepewne są szacunki tempa budowy.

Zużycie, szczytowe zapotrzebowanie i cena to nie to samo

Przy ocenie firm energetycznych należy rozróżniać trzy wielkości:

• Całkowite zużycie (TWh) określa wolumen sprzedanej energii. Rośnie o kilka procent rocznie.

• Szczytowe zapotrzebowanie (GW) określa, jaka moc musi być dostępna w najbardziej obciążonej godzinie roku. To ono decyduje o cenach mocy. W swojej Long-Term Reliability Assessment ze stycznia 2026 roku NERC prognozuje, że letnie zapotrzebowanie szczytowe wzrośnie w ciągu dziesięciu lat o 224 GW, czyli o 24 % względem 2025 roku. Prognoza jest o 69 % wyższa niż rok wcześniej.

• Cena energii elektrycznej zależy od tego, czy podaż nadąża za zapotrzebowaniem szczytowym. EIA prognozuje średnią hurtową cenę 52 USD/MWh w 2026 roku, o 11 % wyższą niż w 2025 roku. Główną przyczyną były skrajne wahania pogody.

Centra danych są szczególnie wymagające dla sieci, ponieważ pobierają niemal stałą moc przez 24 godziny na dobę. Trenowanie modeli i świadczenie usług chmurowych nie tolerują przerw w dostawie, więc operator potrzebuje gwarantowanej mocy, a nie tylko „zielonych” megawatogodzin wyprodukowanych wtedy, gdy świeci słońce. Dlatego nie wystarczy śledzić mocy zainstalowanej. Liczy się moc, na której można polegać w szczycie — a pod tym względem wyróżniają się elektrownie jądrowe i gazowe.

PJM i Teksas jako dwa główne ogniska napięć

Największe napięcia kumulują się w sieci PJM, zarządzanej przez operatora o tej samej nazwie w 13 stanach od Wirginii po Illinois, oraz w teksańskim ERCOT. W PJM znajduje się północnowirginijska „Data Center Alley”, superkomputer Prometheus firmy Meta w Ohio oraz wart dwadzieścia miliardów kampus Amazona w Pensylwanii. Aukcja mocy PJM na okres 2028/2029 zakończyła się w lipcu 2026 roku na regulacyjnym pułapie 325 USD/MW dziennie we wszystkich strefach i z niedoborem 6 831 MW względem wymogów niezawodności. Według symulacji PJM bez pułapu cena wyniosłaby 554,72 USD, a w strefie ComEd — 776,69 USD. Nowe źródła i zwiększenie mocy zapewniły w aukcji zaledwie 525 MW.

ERCOT odnotowuje około 474 GW wniosków o przyłączenie dużych odbiorców, z czego około 90 % dotyczy centrów danych. Jednak tylko 65 GW przeszło wstępną ocenę jako realne podstawowe zapotrzebowanie. Różnica między zgłoszeniami a rzeczywistymi projektami jest ogromna.

Dlaczego podaż nie nadąża

Nowe źródła energii ogranicza jednocześnie kilka wąskich gardeł: kolejki do przyłączenia do sieci, długotrwałe procedury uzyskiwania pozwoleń, długie terminy dostaw turbin gazowych i opóźnienia w budowie linii przesyłowych. Projekt nowej elektrowni gazowo-parowej NRG w Teksasie ma trwać około trzech lat — od planowanej na koniec 2026 roku decyzji inwestycyjnej do uruchomienia pod koniec 2029 roku — i kosztować około 2 700 USD za kW. NRG zabezpieczyło przy tym moce turbin i dostawców aż do 2032 roku. Centrum danych można zwykle zbudować znacznie szybciej. Ta rozbieżność czasowa stanowi sedno całej tezy inwestycyjnej: istniejące elektrownie są cenne, bo nie da się ich szybko zastąpić nowymi.

Polityka wkroczyła do gry

Rok 2026 przyniósł serię interwencji, które skomplikowały tę tezę. W styczniu Biały Dom i gubernatorzy stanów PJM podpisali wspólne zasady ochrony konsumentów, w tym przedłużenie pułapu cenowego na aukcjach mocy. W sierpniu gubernator Teksasu Greg Abbott wstrzymał zatwierdzanie nowych centrów danych w ERCOT do czasu zakończenia audytu. Pod koniec września FERC odłożyła nadzwyczajny zakup mocy w PJM (tzw. Reliability Backstop Procurement) do 28 lutego 2027 roku. Według S&P Global Market Intelligence w ciągu 12 miesięcy do 28 września akcje Vistry, Constellation, NRG i Talenu straciły odpowiednio 30 %, 22 %, 41 % i 28 %.

Constellation Energy

Największa flota jądrowa w USA

Constellation prowadzi największy park elektrowni jądrowych w Stanach Zjednoczonych, a w styczniu 2026 roku zakończyła przejęcie Calpine, powiększając swoje portfolio o rozległy segment gazowy, zwłaszcza w Teksasie i Kalifornii. W drugim kwartale 2026 roku flota jądrowa wyprodukowała 40 TWh, a podczas lipcowej fali upałów pracowała przy wykorzystaniu mocy przekraczającym 99 %. Przerwy na wymianę paliwa trwały średnio 23 dni, o 40 % krócej niż średnia w branży. Paliwo stanowi tylko niewielką część kosztów elektrowni jądrowej, więc każda dodatkowo wyprodukowana megawatogodzina niemal w całości zwiększa marżę.

Umowy z firmami technologicznymi

Constellation ma jak dotąd najszerszy portfel umów z dużymi odbiorcami technologicznymi:

• Microsoft $MSFT: dwudziestoletnia umowa na odbiór całej produkcji wznowionego bloku Three Mile Island 1, przemianowanego na Crane Clean Energy Center (835 MW). Ponowne uruchomienie zaplanowano na 2027 rok. W marcu 2026 roku badanie PJM wskazało jednak możliwość opóźnienia przyłączenia aż do 2031 roku. W drugim kwartale FERC zezwoliła jednak na przeniesienie praw do przyłączenia z wyłączanej elektrowni Eddystone, a NRC zatwierdziła licencję paliwową.

• Meta $META: dwudziestoletnia umowa na całą produkcję elektrowni Clinton w Illinois od czerwca 2027 roku, obejmująca także zwiększenie mocy o 30 MW.

• CyrusOne: dostawy dla centrum danych przy elektrowni gazowej Thad Hill w Teksasie, uzgodnione jeszcze w okresie Calpine. Kolejna umowa dotyczy centrum danych przy elektrowni Freestone.

• W drugim kwartale zawarto kolejne długoterminowe umowy na około 920 MW, ze średnim okresem obowiązywania wynoszącym 18,5 roku. Długoterminowymi kontraktami objęto tym samym około 30 % bezemisyjnej produkcji podstawowej.

Ceny w tych umowach nie zostały ujawnione. Inwestorzy nie mogą więc dokładnie obliczyć, jaką premię względem cen rynkowych uzyskuje Constellation.

Wyniki i prognozy

W drugim kwartale firma wykazała skorygowany zysk operacyjny w wysokości 2,55 USD na akcję, podczas gdy według GAAP wyniósł on zaledwie 1,42 USD. Różnicę stanowią głównie przeszacowanie instrumentów pochodnych zabezpieczających oraz koszty związane z przejęciem. Zarząd podniósł prognozę skorygowanego zysku na 2026 rok do 11,50–12,50 USD na akcję, co w połowie przedziału oznacza wzrost o 28 % względem 9,39 USD za 2025 rok. Część tego wzrostu wynika jednak z przejęcia Calpine, a nie z centrów danych.

Przejęcie zmieniło bilans. Dług długoterminowy wzrósł z 7,25 do 19,11 mld. USD, a całkowite zadłużenie na 30 czerwca wynosiło 24,7 mld. USD. Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej za pierwsze półrocze (1,55 mld. USD) nie pokryły nakładów inwestycyjnych (2,52 mld. USD), co wiąże się z ponownym uruchomieniem Crane, zwiększaniem mocy i integracją. Mimo to w tym roku spółka odkupiła akcje za 2,2 mld. USD, a na kolejne odkupy ma do dyspozycji 2,8 mld. USD. Liczba akcji jest jednak o 13 % wyższa niż rok wcześniej z powodu akcyjnej części zapłaty za Calpine.

Co uwzględniono w cenie

Przy cenie 253,45 USD (na 23. 10.) akcje są wyceniane na około 21-krotność środkowego poziomu prognozy zysku na 2026 rok. To premia względem regulowanych firm energetycznych. Pod koniec 2025 roku akcje były jednak wyceniane na około 40-krotność historycznego zysku, a obecnie jest to około 28-krotność. Rynek nie zakłada już więc, że każda megawatowa jednostka mocy jądrowej znajdzie odbiorcę wśród firm technologicznych gotowych zapłacić dużą premię. Główne ryzyka dla tej tezy to presja polityczna na ceny mocy w PJM oraz termin ponownego uruchomienia Crane.

Vistra

Energia jądrowa, gaz i sprzedaż detaliczna pod jednym dachem

Vistra łączy produkcję energii elektrycznej z dużą sprzedażą detaliczną w Teksasie. Jej flota ma ponad 44 GW mocy, z czego około 59 % przypada na elektrownie gazowe. Obejmuje również cztery elektrownie jądrowe: Comanche Peak w Teksasie oraz Beaver Valley, Perry i Davis-Besse w PJM, przejęte wraz z Energy Harbor. Segment detaliczny stanowi naturalne zabezpieczenie. Gdy ceny hurtowe rosną, produkcja przynosi większe zyski, a sprzedaż detaliczna mniejsze — i odwrotnie.

Umowy z Metą i Amazonem

Vistra ma długoterminowo zakontraktowane około 3,8 GW mocy jądrowej:

• Meta $META: dwudziestoletnie umowy na 2 609 MW z elektrowni Perry, Davis-Besse i Beaver Valley. Z tego 2 176 MW pochodzi z istniejącej produkcji, a 433 MW z przyszłego zwiększenia mocy. Odbiór rozpoczyna się pod koniec 2026 roku, a pełny wolumen zostanie osiągnięty w 2034 roku. Umowy umożliwiają złożenie wniosków o przedłużenie licencji o kolejne 20 lat.

• Amazon $AMZN: dwudziestoletnia umowa na 1 200 MW z elektrowni Comanche Peak w Teksasie.

Według zarządu umowa z Metą na istniejącą moc nie wymaga żadnych dodatkowych inwestycji, a Comanche Peak również nie wymaga znaczących nakładów. To kluczowa różnica w porównaniu z budową nowych źródeł: dodatkowe przychody niemal bezpośrednio przekładają się na wolne przepływy pieniężne.

Zabezpieczenia i wrażliwość na ceny

Na 3 sierpnia Vistra miała zabezpieczone około 100 % prognozowanej produkcji na 2026 rok, 94 % na 2027 rok i 72 % na 2028 rok. Krótkoterminowe wahania cen energii elektrycznej nie powinny więc niemal wcale wpłynąć na zyski. Ryzyko przesuwa się na lata 2028 i kolejne, kiedy decydujące będzie to, po jakich cenach uda się zabezpieczyć nową produkcję.

Wyniki i prognozy

Prognoza skorygowanego EBITDA na 2026 rok wynosi 6,8–7,6 mld. USD (w 2025 roku: 5,91 mld. USD), a skorygowanych wolnych przepływów pieniężnych przed inwestycjami rozwojowymi — 3,925–4,725 mld. USD. Na 2027 rok zarząd podaje orientacyjny przedział 7,4–7,8 mld. USD, bez uwzględnienia przejęcia Cogentrix (5,5 GW elektrowni gazowych za około 4 mld. USD netto) oraz wkładu umów z Metą. Wyniki według GAAP mocno się wahają: w pierwszym kwartale niezrealizowane przeszacowanie zabezpieczeń, niezwiązane z wynikami operacyjnymi, zwiększyło zysk netto o 1,3 mld. USD.

Trwałość rentowności

Od listopada 2021 roku Vistra odkupiła akcje za 6,5 mld. USD i zmniejszyła ich liczbę o 30 %. Przy cenie 140,16 USD (na 23. 10.) środkowy poziom prognozy wolnych przepływów pieniężnych odpowiada stopie około 9 % kapitalizacji rynkowej. Część obecnych marż wynika jednak z wysokich cen mocy w PJM i gorącego lata w Teksasie. Sam zarząd przyznaje, że wpływ centrów danych na bilans podaży i popytu będzie „odczuwalny” dopiero pod koniec 2027 roku lub na początku 2028 roku.