Utility a historický vývoj odvetvia
Existuje kategória akcií, o ktorej väčšina retailových investorov počas býčieho trhu takmer nepočuje, no ktorá sa pravidelne vracia do centra pozornosti práve vtedy, keď trhy začínajú byť nervózne. Utilities, teda odvetvie verejných služieb, nie je “sexy” ani rýchlorastúce, no napriek tomu tvorí neoddeliteľnú súčasť každého diverzifikovaného portfólia, ktoré myslí na dlhodobú stabilitu. Prečo? Pretože za každým dátovým centrom, každou továrňou a každou domácnosťou stojí niekto, kto dodáva elektrinu, vodu alebo plyn, a ten niekto bude svoju službu poskytovať bez ohľadu na to, či ekonomika rastie alebo sa zmršťuje.
A rovnako bez ohľadu na ekonomický cyklus zostáva stabilný aj dopyt. Domácnosti neznižujú spotrebu elektriny v recesii tak ako znižujú výdavky na dovolenky či reštaurácie. Pod pojmom utilities rozumieme spoločnosti poskytujúce základné služby, bez ktorých si moderná spoločnosť nedokáže predstaviť fungovanie: elektrinu, zemný plyn, vodu, kanalizáciu, odpadové hospodárstvo a telekomunikácie. Príbeh utilities je o tom, ako spoločnosť postupne pochopila, že niektoré odvetvia sú príliš dôležité na to, aby fungovali bez dohľadu, a zároveň príliš kapitálovo náročné na to, aby fungovali v plnej konkurencii.
Ponorme na na chvíľu do histórie. V roku 1882 spustil Thomas Edison prvú komerčnú elektrickú sieť na Pearl Street v New Yorku. Samuel Insull, jeho blízky spolupracovník, pochopil že väčšia sieť je lacnejšia na prevádzku na jednotku dodanej energie ako množstvo malých sietí, a začal skupovať lokálne siete a budovať regionálne monopoly. Vybudoval pritom pyramídové holdingové štruktúry kde každá vrstva vydávala vlastné akcie a dlhopisy predávané verejnosti, leverage násobil zisky aj straty a vrcholové holdingy presúvali peniaze nahor na úkor akcionárov. Komu to pripomína štruktúru hypotekárnych derivátov pred rokom 2008, nemýli sa.
Veľká hospodárska kríza model zrútila. Rooseveltov New Deal reagoval zákonom PUHCA (Public Utility Holding Company Act) z roku 1935, ktorý rozbil holdingové štruktúry a premenil utilities na regulované monopoly so stropovaným, no garantovaným výnosom na investovaný kapitál. V Európe väčšina krajín infraštruktúru jednoducho znárodnila. Ropné šoky 70. rokov prvýkrát spôsobili pokles dopytu po energii. Dnes sektor čelí možno najväčšiemu dopytovému šoku od povojnovej obnovy. IRA (Inflation Reduction Act, Americký zákon o podpore čistej energie a klimatických investíciách) a REPowerEU spustili bezprecedentné stimuly pre čistú energiu, no rovnako dôležitý je nárast dopytu od dátových centier poháňaných umelou inteligenciou.
Ako funguje tento biznis model
Väčšina regulovaných utilities nepredáva elektrinu, vodu ani plyn ako bežnú komoditu na voľnom trhu. Namiesto toho fungujú v systéme, kde regulačný orgán stanovuje, aký výnos smie spoločnosť zarobiť na svojom investovanom kapitáli, tzv. rate base. Rate base je jednoducho suma všetkých aktív, ktoré regulátor uzná ako oprávnené, teda elektrárne, vedenia, transformátory, rozvodne. Na tento základ regulátor aplikuje povolený výnos, anglicky allowed return on equity, ktorý v USA historicky osciloval medzi 9 a 11 %, v Európe o niečo nižšie. Výsledkom je tarifa, ktorú platia zákazníci.
Pre investora z toho vyplýva jedna kľúčová vec. Príjem regulovanej utility je do veľkej miery predvídateľný. Práve preto analytici pri oceňovaní utilities pracujú s dlhodobými diskontovanými cash flow modelmi, kde najcitlivejšou premennou nie je rast tržieb, ale diskontná sadzba. Z toho vyplýva jedna z najdôležitejších charakteristík utilities ako investície, ich citlivosť na úrokové sadzby. Keď sadzby rastú, dejú sa dve veci súčasne. Po prvé, diskontná sadzba v modeli rastie a súčasná hodnota budúcich cash flow klesá.
Po druhé, bezrizikové nástroje ako štátne dlhopisy sa stávajú atraktívnejšou alternatívou voči dividendovému výnosu utilities. Práve preto utilities ako sektor stratili v roku 2022, keď Fed začal agresívne zvyšovať sadzby, výrazne na hodnote napriek tomu, že ich fundamenty sa nezmenili. A práve preto sa od roku 2024, keď trh začal anticipovať znižovanie sadzieb, sektor výrazne zotavil.
Okrem regulovaných utilities existuje druhá skupina spoločností v tomto sektore, čistí výrobcovia energie obchodujúci na veľkoobchodných trhoch. Ich príjmy nie sú regulované, závisia od trhovej ceny elektriny, plynu alebo certifikátov obnoviteľnej energie. Tieto spoločnosti majú vyšší rastový potenciál, no ich rizikový profil je zásadne odlišný. Volatilita cien energií sa priamo prenáša do ich výsledkov, čo z nich robí bližšie k energetickému sektoru ako k tradičným regulovaným utility.
Cyklickosť a defenzívny charakter
Utilities patria medzi tzv. defenzívne sektory, no toto označenie si zaslúži bližšie vysvetlenie, pretože ho investori často používajú nepresne. Defenzívny neznamená, že cena akcií neklesá. Znamená to, že dopyt po službách utilities zostáva relatívne stabilný bez ohľadu na to, kde sa nachádza ekonomický cyklus. Domácnosti platia za elektrinu aj počas recesie. Továrne síce znižujú produkciu, no nezastavujú ju úplne. Tento stabilný dopyt sa priamo premieta do stabilných príjmov, čo je základ defenzívneho charakteru sektora.
V praxi to znamená, že utilities majú typicky nízku betu, teda ich cena sa pohybuje menej než širší trh. Beta sektora sa historicky pohybuje okolo 0,3 až 0,5, čo znamená, že keď trh klesne o 10 %, utilities klesnú priemerne o 3 až 5 %. To robí zo sektora prirodzený tlmič volatility v portfóliu.
Utilities však nie sú imúnne voči všetkým cyklom. Ekonomický cyklus ich príjmy takmer neovplyvní, no úrokový cyklus áno, a tieto dva cykly nie sú to isté. Práve preto sa môže stať zdanlivo paradoxná situácia. Ekonomika rastie, firemné zisky sú silné, trh ide hore, a utilities zaostávajú, pretože sadzby sú vysoké. Naopak, keď ekonomika spomaľuje a centrálne banky začínajú sadzby znižovať, utilities môžu prekonávať trh aj napriek zhoršujúcim sa makropodmienkam.
Investor, ktorý alokuje kapitál do utilities čisto z dôvodu „bezpečnosti počas recesie“, môže byť nemilo prekvapený, ak recesia príde ruka v ruke s vysokými sadzbami. Dividendy sú druhým pilierom príbehu. Utilities historicky vyplácajú 60 až 75 % svojich ziskov formou dividend, čo je výrazne viac ako priemer trhu. Dividendový výnos sektora sa dlhodobo pohybuje medzi 3 a 5 percentami. Pre investora orientovaného na príjem.
Veľkosť trhu a zastúpenie v indexoch
Utilities sú z pohľadu celkových príjmov jedným z najväčších sektorov globálnej ekonomiky. Napriek tejto veľkosti je sektor z pohľadu akciových indexov relatívne malý. V S&P 500 utilities tvoria len okolo 2,87 % celkovej váhy indexu, čo z nich robí jeden z najmenších sektorov vo váhovom zastúpení. Dôvod je, že utilities generujú stabilné, no relatívne pomalé príjmy a ich trhové kapitalizácie len ťažko konkurujú technologickým gigantom, ktorí dominujú indexom. Pasívny investor vlastniaci ETF na S&P 500 má v utilities minimálnu expozíciu, čo znamená, že aktívna alokácia do tohto sektora predstavuje vedomé rozhodnutie odkloniť sa od trhu.
Geografické rozdiely a regulačné prostredia
Utilities nie sú globálne homogénny sektor. Rovnaká spoločnosť s rovnakým biznis modelom môže mať zásadne odlišný rizikový profil v závislosti od toho, v ktorej krajine operuje. Regulačné prostredie v tomto sektore často rozhoduje o výnose viac ako samotná kvalita aktív. USA predstavujú najrozvinutejší a najlikvidnejší utilities trh na svete. Regulácia prebieha na úrovni jednotlivých štátov, čo vytvára zaujímavú mozaiku. Niektoré štáty ako Florida alebo Texas sú pre utility priaznivé, rýchlo schvaľujú tarify a umožňujú primerané výnosy. Iné, historicky napríklad Kalifornia, sú regulačne náročnejšie a investori to dlhodobo zohľadňujú v ocenení tamojších spoločností.
Európa predstavuje príbeh transformácie. Veľké európske energetické spoločnosti ako Enel, E.ON či Iberdrola vstúpili do dekády zelenej transformácie s masívnymi fosílnymi portfóliami a museli sa rozhodnúť, ako rýchlo a za akú cenu sa ich zbavia. Regulácia je tu typicky prísnejšia, politické riziko vyššie a tarify menej flexibilné. Na druhej strane európske utility dnes patria medzi globálnych lídrov v obnoviteľných zdrojoch, čo im otvára nové rastové príležitosti.
Rozvíjajúce sa trhy sú kapitolou samou osebe. Vysoký dopytový rast, mladá infraštruktúra a rastúca urbanizácia sú lákavé. No regulačné riziko je tu kvalitatívne odlišné. Tarify môžu byť zmrazené z politických dôvodov, menové riziko je reálne a vymáhateľnosť zmlúv neistá. Investor, ktorý kúpi utility v rozvíjajúcom sa trhu, kupuje v skutočnosti iný produkt ako keď kúpi NextEra Energy alebo National Grid.
Najväčšie spoločnosti sektora
Utilities nie sú sektor jedného dominantného hráča. Na rozdiel od technológií, kde päť firiem tvorí tretinu S&P 500, je utilities fragmentovaný a geograficky rozptýlený. Napriek tomu niekoľko mien stojí za to poznať, pretože ilustrujú rôzne typy investičného príbehu v rámci jedného sektora. NextEra Energy je s trhovou kapitalizáciou okolo 162 miliárd USD najväčšia utility na svete. Jej príbeh je zaujímavý práve preto, že kombinuje regulovaný biznis cez Florida Power & Light s masívnym portfóliom obnoviteľných zdrojov cez divíziu NextEra Energy Resources.
Iberdrola zo Španielska s kapitalizáciou okolo 143 miliárd EUR je najväčšia európska utility a globálny líder v offshore vetre. Jej transformácia zo španielskej elektrickej spoločnosti na globálneho OZE developera s operáciami v USA, Británii, Brazílii a Austrálii je jedným z najcitovanejších príkladov úspešnej dekarbonizácie v sektore.
Constellation Energy je zaujímavý prípad iného druhu: ide o najväčšieho prevádzkovateľa jadrových elektrární v USA, ktorý ťaží z obnoveného záujmu o jadro ako zdroj čistej, stabilnej energie pre dátové centrá. V júni 2025 podpísala Meta s Constellation 20-ročnú zmluvu na dodávku jadrovej energie, čo je signál ako sa mení štruktúra odberateľov v tomto sektore.
Hlavné riziká
Každý investičný príbeh má svoju tienistú stránku a utilities nie sú výnimkou. Úrokové riziko sme načrtli v predchádzajúcich sekciách. Regulačné riziko je paradoxne jedným z hlavných rizík sektora, ktorý je na regulácii postavený. Orgány môžu zmeniť povolené výnosy, zamietnuť tarify alebo blokovať investície. Schvaľovacie procesy sú pomalé, výsledky neisté a politický kontext sa mení, čo je obzvlášť relevantné dnes, keď utility žiadajú o schválenie masívnych kapitálových výdavkov na modernizáciu sietí.
S regulačným rizikom úzko súvisí aj spôsob, akým Big Tech financuje energetickú infraštruktúru, pretože v ňom je skrytý rizikový faktor, ktorý nie je na prvý pohľad viditeľný. Meta zafinancovala dátové centrum Hyperion v Louisiane prostredníctvom dlhu vo výške 27 miliárd dolárov cez SPV vytvorenú s Blue Owl Capital, mimo svojej hlavnej súvahy. Dôvody sú dva: udržať pomer zadlženosti mimo dosahu ratingových agentúr a analytikov, a vyhnúť sa tomu, aby sa odpisy a vysoký capex objavili na hlavnom výkaze ziskov a strát.
Úverová dokumentácia totiž obsahuje klauzulu, podľa ktorej má Meta po štyroch rokoch zmluvné právo lízing ukončiť, pričom prípadná garancia voči veriteľom sa aktivuje len podmienečne. Ak teda AI boom spomalí a infraštruktúra sa ukáže ako predimenzovaná, Big Tech môže z projektov relatívne elegantne odísť, a riziko nesplateného dlhu zostane na pleciach veriteľov a energetických sietí. Pre investora do utilities to znamená, že nie každá zmluva s hyperscalerom je rovnako hodnotná, a kvalita zmluvnej štruktúry je premenná, ktorú treba skúmať rovnako pozorne ako samotný objem podpísanej kapacity.
Kapitálová náročnosť a dlh idú v tomto sektore ruka v ruke. V prostredí vysokých sadzieb sa refinancovanie dlhu stáva nákladovým tlakom ktorý priamo eroduje voľnýVcash flow. V tejto súvislosti mi napadá zaujímavá paralela z knihy How Big Things Get Done od Benta Flyvbjerga. Flyvbjerg zistil, že jadrové elektrárne sú štatisticky najčastejšie prekračované z pohľadu rozpočtu aj harmonogramu. Dôvod je štrukturálne fascinujúci: každá jadrová elektráreň je jedinečný projekt ktorý sa nedá rozložiť na štandardizované časti zostavované opakovane na rôznych miestach. Chýba tým učiaca krivka, ktorá robí solárne či veterné parky čoraz lacnejšími a predvídateľnejšími na výstavbu. Keď dnes vidím rastúci optimizmus okolo nových jadrových projektov v kontexte AI dopytu, beriem ho s rešpektom, no zároveň s touto historickou skúsenosťou na pamäti.
Tranzičné riziko postihuje spoločnosti s vysokým podielom fosílnych aktív, ktoré čelia rastúcim nákladom na uhlík aj klesajúcej konkurencieschopnosti voči obnoviteľným zdrojom. Odpisy ktoré sme videli u európskych utilities môžu postihnúť aj americké spoločnosti ktoré transformáciu odkladali. Klimatické riziká nie sú abstraktné ESG témy, ale skutočné udalosti s miliardovými dopadmi. PG&E zbankrotovala v roku 2019 čiastočne kvôli zodpovednosti za lesné požiare spôsobené jej infraštruktúrou. Extrémny prípad, no reálny.
Prečo je dnes situácia iná a aktuálny investorský kontext
Utilities boli dekády synonymom predvídateľnosti. Pomalý rast, stabilné dividendy, nuda pre tých, čo hľadajú vzrušenie. Dnes sa tento obraz mení a pochopenie prečo je možno najdôležitejšia vec, ktorú si z tohto článku môžete odniesť. Prvý a najvýznamnejší faktor je dopytový šok z umelej inteligencie. Spotreba elektriny dátovými centrami vzrástla v roku 2025 o 17 %, výrazne prekonávajúc celkový rast globálneho dopytu po elektrine. Dátové centrá tvorili v roku 2025 približne 50 % všetkého rastu dopytu po elektrine v USA, pričom tento podiel do roku 2030 ďalej porastie. Kapitálové výdavky piatich veľkých technologických spoločností presiahli v roku 2025 400 miliárd USD a v roku 2026 majú narásť o ďalších 75 %.
Druhý faktor je obnova priemyselného dopytu. Reshoring výroby, elektromobilita a tepelné čerpadlá pridávajú ďalšie vrstvy rastu ktoré sektor desaťročia nezažíval. Utilities ktoré historicky rástli tempom 2 až 3 % ročne dnes niektoré plánujú rásť na úrovni 6 až 8 %. Sektor s takýmto profilom sa postupne stáva menej závislým od pohybu úrokových sadzieb a viac závislým od schopnosti firiem realizovať kapitálové projekty načas a v rámci rozpočtu. Investičný príbeh utilities sa presúva od jednoduchého „kúp keď sadzby klesajú“ smerom k fundamentálnej analýze rastu rate base a exekúcie manažmentu.
Tretí faktor je infraštruktúrny bottleneck. Skutočným obmedzením rastu nie sú elektrárne, ale distribučné a prenosové siete, ktorých výstavba trvá v USA priemerne 5 rokov. Pipeline podmienených dohôd medzi prevádzkovateľmi dátových centier a projektmi malých modulárnych reaktorov narástla od konca roka 2024 z 25 na 45 gigawattov, čo signalizuje že technologické firmy aktívne hľadajú riešenia mimo existujúcej siete. Regulované sieťové utility sú v tejto situácii v unikátnej pozícii, dopyt rastie, kapacita je obmedzená a ich rate base sa bude rozširovať roky.
No dopytový šok sám osebe nestačí ako investičný argument. Investor musí rozlišovať kto z neho konkrétne profituje. Regulované distribučné utility zarábajú na každom dátovom centre ktoré sa pripojí na ich sieť cez tarifu, bez ohľadu na to kto elektrinu vyrobil. Ich rate base rastie, príjmy sú predvídateľné. Silní nezávislí výrobcovia energie s jadrovými a plynovými kapacitami, ako Constellation alebo Vistra, profitujú inak: Big Tech je v panike z nedostatku zdrojov a uzatvára s nimi dlhodobé kontrakty za 90 až 95 USD za megawatthodinu, kým forwardová trhová cena elektriny (forward curve) v Texase je okolo 55 až 60 USD.
Pre technologické firmy je tento príplatok zanedbateľný, keďže samotné dátové centrum stojí 40 000 USD na kilowatt, kým plynová elektráreň len 3 000 USD. OZE developeri bez dlhodobých zmlúv profitujú menej priamo, ich príjmy závisia od veľkoobchodných cien elektriny ktoré sú aktuálne pod tlakom lacnej solárnej energie. A čistí prevádzkovatelia dátových centier nižšej kategórie sú paradoxne najrizikovejším článkom reťazca, pri ich dlhopisoch dlhopisový trh vyžaduje výnosy na úrovni 10 %, čo naznačuje vysoké refinančné riziko ak AI dopyt spomalí.
Zaujímavý protiargument k téze o nevyhnutnom masívnom capexe ponúkol CEO spoločnosti Constellation Energy cez jednoduchý myšlienkový experiment. Ak by sme vzali úplne každý AI čip od Nvidie vyrobený za celý jeden rok, poslali ho do Texasu a nechali všetky tieto čipy bežať nonstop na plný výkon 24 hodín denne, vytvorilo by to dopyt približne 10 GW. Stress-testy texaskej siete pritom ukazujú, že existujúca infraštruktúra by tento nápor zvládla takmer po celý rok.
Problémových je len 40 až 50 hodín ročne, v najhorúcejších letných dňoch, keď všetci zapnú klimatizáciu súčasne. A riešenie týchto kritických hodín nemusí byť nový prenosový systém za miliardy USD, ekonomicky výhodnejšie je jednoducho zaplatiť priemyselným podnikom, rafinériám či chemickým fabrikám, aby počas týchto hodín obmedzili spotrebu. Demand response je násobne lacnejší ako masívny capex. Tento pohľad neruší investičný príbeh utilities, no naznačuje že reálny bottleneck môže byť menší ako konsenzus predpokladá.
Aktuálna valuácia sektora: sú utilities dnes lacné alebo drahé?
Desaťročia platilo jedno jednoduché pravidlo: utilities platia viac ako dlhopisy. Investor si mohol vybrať medzi istotou štátneho dlhopisu a mierne vyšším dividendovým výnosom regulovanej utility s rastúcou dividendou a zodpovedajúcim rizikom. Tento model fungoval od povojnového obdobia až do roku 2022.
Dnes to tak nie je. Dividendový výnos globálneho utilities indexu dosahuje 3,1 %, kým 10-ročné americké štátne dlhopisy ponúkajú 4,3 %. Spread je mínus 117 bázických bodov, čo je najväčšia záporná hodnota od roku 2008. Podľa analytikov Morningstar to signalizuje jediné: trh prestal vnímať utilities ako príjmový sektor a začal ich oceňovať ako rastové akcie. To je pre sektor s vyše storočnou históriou stabilných dividendinvestícií fundamentálna zmena.
Prečo sa to deje, je zrejmé z čísel rastu. Konsenzuálne odhady EPS rastu pre roky 2025 až 2027 sú na úrovni 7 až 9 % ročne, čo je pre sektor ktorý historicky rástol tempom 3 % výrazné zrýchlenie. Trh toto zrýchlenie zaplatil. Americké utilities obchodujú na mediánovom forward P/E 19,8-násobku oproti historickému priemeru okolo 16 až 17-násobku, európske zostávajú na 14,8-násobku blízko historického priemeru s dividendovým výnosom 3,7 %. Európa tak ponúka zaujímavejší príjmový profil pri nižšom ocenení, Amerika nesie prémiu za AI naratív.
Kľúčová otázka pre investora teda je, či trh správne oceňuje tento rastový príbeh. Ak sa dopytový šok z dátových centier a reshoringu materializuje v plnom rozsahu, dnešné ocenenie bude spätne vyzerať ako primerané. Ak nie, záporný spread voči dlhopisom a prémia oproti historickým násobkom jednoducho vyzerá ako predbiehanie udalostí. Odpoveď na túto otázku nemôže dať žiadna analýza ani žiadny analytik, každý investor si ju musí zodpovedať sám na základe vlastného pohľadu, úsudku na to, kam smeruje dopyt po elektrine v nasledujúcej dekáde.
GE Vernova na EV/EBITDA okolo 100-násobku a Enel na necelých 6-násobku sú formálne v rovnakom sektore, no trh ich oceňuje zásadne odlišne z jedného prostého dôvodu. GE Vernova nevyrába ani nedistribuuje elektrinu, vyrába turbíny, transformátory a sieťové vybavenie, teda infraštruktúru ktorú utilities nakupujú pri expanzii. Trh ju oceňuje ako priameho príjemcu capexového supercyklu, nie ako regulovanú utilitu. Enel naopak je klasická regulovaná európska utility s predvídateľnými príjmami, vysokou dividendou a omezeným rastovým potenciálom. Rovnaký sektor, dve zásadne odlišné investičné tézy.
Na čo sa zamerať pri analyzovaní utilities
Utilities majú špecifický analytický rámec a investor, ktorý aplikuje štandardné metriky bez úpravy kontextu, môže dospieť k zavádzajúcim záverom. Začnem rate base, čo je suma aktív uznaných regulátorom, na ktorú spoločnosť zarába povolený výnos. Čím rýchlejšie rate base rastie, tým rýchlejšie rastú príjmy. Investor by mal sledovať nielen jeho aktuálnu veľkosť, ale predovšetkým päťročný kapitálový plán spoločnosti. Tu leží rastový príbeh regulovanej utility, nie v objeme predanej elektriny. S tým priamo súvisí povolený výnos na vlastný kapitál, ktorý regulátor schvaľuje a ktorý určuje reálnu ziskovosť. V prostredí rastúcich sadzieb ho regulátori zvyšujú, no s oneskorením, a ak zaostáva za nákladmi kapitálu, eroduje ziskovosť napriek nominálne stabilným príjmom.
Rovnako dôležitý je pomer regulovaných príjmov k celkovým. Spoločnosť s 90 % regulovaných príjmov je fundamentálne iný produkt ako spoločnosť s 50 %. Vyššia expozícia na trhovú cenu elektriny znamená vyššiu volatilitu výsledkov a vyššiu rizikovú prémiu, ktorú by mal investor požadovať. Pri dividendách nestačí sledovať samotný výnos, relevantný je výplatný pomer voči voľnému cash flow, nie voči účtovnému zisku. Utilities majú vysoké odpisy a capex, čo znamená že účtovný zisk môže vyzerať zdravo, no skutočný voľný cash flow po investíciách je výrazne nižší. Spoločnosť ktorá vypláca dividendy prevyšujúce voľný cash flow ich financuje dlhom, čo je dlhodobo neudržateľné.
Dlh je v tomto sektore štruktúrálna vlastnosť, no investor by mal sledovať dve veci: priemerný náklad dlhu verzus aktuálne trhové sadzby, čo naznačuje refinančné riziko v nasledujúcich rokoch, a pomer čistého dlhu k EBITDA, ktorý by pri zdravej utility nemal dlhodobo presahovať hodnoty okolo 5 až 6. Mäkkou, no dôležitou premennou je história regulačných vzťahov a schvaľovania taríf. Regulačné prostredie sa mení pomaly a jeho kvalita má priamy dopad na ocenenie. Táto história je verejne dostupná a analytici ju sledujú pozorne.
Na záver ocenenie. Utilities historicky obchodujú s prémiou k účtovnej hodnote, pretože ich regulované aktíva generujú stabilný výnos. Porovnanie tejto prémie naprieč obdobiami a konkurentmi dáva rýchly pohľad na relatívne ocenenie, no pri dôkladnej analýze je DCF model nevyhnutným nástrojom. Ako hovorí Michael Mauboussin, jeden z najrešpektovanejších analytikov v oblasti oceňovania: „You have to earn the right to use multiples.“ Násobky sú skratka, nie náhrada za pochopenie fundamentálneho príbehu.
Ďalšie novinky zo sveta investovania
Akcie spomínaných spoločností si môžete kúpiť TU.
