TRMEW. 10 stycznia 2014 r.

Transkrypt

1 TRMEW Raport dotyczący rentowności elektrowni wodnych w zakresie zainstalowanej mocy 1 MW- 5MW oraz związanych z tym wybranych skutków potencjalnych zmian wsparcia OZE 10 stycznia 2014 r.

2 Zarząd Towarzystwo Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych Wrocław, 10 stycznia 2014 r. Szanowni Państwo, w związku z przeprowadzonymi przez AVANTA Audit pracami w zakresie weryfikacji wybranych aspektów rentowności elektrowni wodnych w zakresie zainstalowanej mocy 1 MW do 5 MW oraz związanych z tym potencjalnych zmian wsparcia Odnawialnych Źródeł Energii, prezentujemy podsumowanie naszych prac. Niniejszy raport został przygotowany w związku z pracami realizowanymi na zlecenie Zarządu Towarzystwa Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych (dalej TRMEW ), który jest bezpośrednim adresatem tego raportu. AVANTA Audit nie ponosi odpowiedzialności za ewentualne skutki, które mogłoby wywołać udostępnienie niniejszego raportu (w całości lub w części) stronom trzecim. W razie jakichkolwiek pytań bądź wątpliwości prosimy o kontakt. Z poważaniem, Piotr Łyskawa Biegły Rewident

3 Spis treści Podsumowanie... 4 I. Wprowadzenie/ Cel raportu Elektrownie wodne w Polsce... 7 II. Analiza rentowności Informacje o analizowanej próbie Przyjęte założenia Progi rentowności III. Wybrane skutki projektowanych zmian w systemie wsparcia dla elektrowni wodnych

4 Podsumowanie System wsparcia dla producentów odnawialnych źródeł energii, zawarty w projekcie Ustawy o odnawialnych źródłach energii w. 4.1 (zwanych dalej OZE ) z dnia 31 grudnia 2013 r. przewiduje następujące istotne zmiany dla funkcjonowania istniejących elektrowni wodnych o mocy zainstalowanej powyżej 1 MW: likwidację świadectw pochodzenia (art. 44 ust. 9: Świadectwo pochodzenia nie przysługuje dla energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii wytworzonej w instalacji odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 1 MW, wykorzystującej do wytworzenia tej energii elektrycznej hydroenergię ), brak obowiązku zakupu energii elektrycznej po cenach prezesa URE (art. 42 ust. 7: W przypadku instalacji odnawialnego źródła energii wykorzystującej do wytworzenia energii elektrycznej hydroenergię, w której energia elektryczna została wytworzona po raz pierwszy przed dniem wejścia w życie niniejszej ustawy, sprzedawca zobowiązany ma obowiązek zakupu energii elektrycznej wytworzonej wyłącznie w instalacji odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej do 1 MW. ), brak możliwości uczestniczenia w systemie aukcyjnym (art. 72 ust. 1 i ust. 2 pkt 2: Wytwórca energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii lub energii elektrycznej z biogazu rolniczego, o której mowa w art. 41 ust. 1 pkt 3 i 4 oraz art. 42, może złożyć do Prezesa URE deklarację o przystąpieniu do aukcji. [ ] ust. 2: Przepisu ust. 1 nie stosuje się do wytwórców energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii lub energii elektrycznej z biogazu rolniczego, wytwarzanej w: [ ] 2) instalacjach odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 1 MW, wykorzystujących do wytworzenia energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, hydroenergię. ). Wejście w życie zmian przywołanych powyżej spowoduje dla tych podmiotów utratę źródła przychodów z praw majątkowych do świadectw pochodzenia, jak również powstanie mechanizmu zbycia energii na warunkach potencjalnie mniej korzystnych niż w systemie dotychczasowym i może w zasadniczy sposób zadecydować o opłacalności działania hydroelektrowni o mocy zainstalowanej powyżej 1 MW. Przeprowadzona przez nas analiza finansowa działających w Polsce elektrowni wodnych o mocy zainstalowanej w przedziale od 1 MW do 5 MW wskazuje, iż wprowadzenie powyższych zmian, a w szczególności odebrania systemu wsparcia dla elektrowni wodnych funkcjonującym przed wejściem w życie Ustawy o OZE wyraźnie obniży rentowność tego sektora. Opłacalność wytwarzania energii ze źródła wodnego może zostać zachowana tylko dla pojedynczych hydroelektrowni. Są to elektrownie wodne wyłącznie o największej produkcji energii (powyżej ok MWh/rocznie). Pozostałe elektrownie wodne o mocy zainstalowanej z przedziału 1-5 MW mogą okazać się trwale nierentowne. Oznaczać to może docelowo likwidację tych przedsiębiorstw. Dokonane przez nas obliczenia wskazują, że przy zastosowaniu nowych uregulowań co najmniej 52 z 61 działających obecnie w Polsce elektrowni wodnych o mocy 1 MW-5 MW mogłyby stać się nierentowne. Taka likwidacja spowodowałaby utracone wpływy dla Skarbu Państwa z tytułu podatków pośrednich (podatek VAT) oraz podatków dochodowych szacujemy, że łącznie mogłaby być to być kwota ok. 30,6 mln zł rocznie. Dodatkowe koszty, które należy wziąć pod uwagę, to koszt utrzymania węzłów hydroenergetycznych zwykle szacowane na około 7%- 10% całkowitych przychodów hydroelektrowni, co skutkowałoby zwiększeniem rocznych kosztów Skarbu Państwa na poziomie około 10,6 mln.

5 Należałoby także się liczyć z dodatkowym wzrostem bezrobocia, co skutkowałoby m. in. zmniejszonymi wpływami z tytułu należnych składek ZUS i koniecznością wypłacania zasiłków dla bezrobotnych ( zwolnienia pracowników), co zostało oszacowane na kwotę ok. 1,4 mln. Ponieważ zakres naszej analizy obejmował elektrownie wodne o mocy zainstalowanej w przedziale 1-5 MW, nie szacowaliśmy skutków wynikających z projektowanych zmian prawnych dla elektrowni spoza tego przedziału. W wyniku prac analitycznych przedstawionych w niniejszym raporcie możliwe jest postawienie tezy, iż ewentualny system wsparcia dla hydroenergetyki powinien być zależny od uzyskiwanej produkcji energii elektrycznej, a nie od mocy zainstalowanej. Analiza dokonanych obliczeń pokazuje, iż produkcja poniżej MWh rocznie nie zapewnia rentowności małych elektrowni wodnych pozbawionych systemu wsparcia. Likwidacja małych elektrowni wodnych, będąca konsekwencją projektowanych zmian, spowoduje utratę znacznego potencjału produkcji odnawialnej energii. Co za tym idzie, w przypadku konieczności odtworzenia tego potencjału, koszt takiej operacji mógłby sięgnąć kwoty nawet 2 mld (przyjmując koszt inwestycji na poziomie 16 mln /MW 1 ). 1 OSR do ustawy o OZE w.4.0 str. 53 tab. 37 5

6 I. Wprowadzenie/ Cel raportu Celem poniższego raportu jest przedstawienie naszych wniosków dotyczących wybranych kwestii finansowych, biznesowych i podatkowych, związanych z projektami wprowadzenia nowych regulacji prawnych dotyczących funkcjonowania oraz systemu wsparcia dla podmiotów wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych ze szczególnym uwzględnieniem hydroenergetyki. Raport opiera się na analizie danych finansowych za lata zebranych od 3 podmiotów wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych, tj. 3 elektrowni wodnych w przedziale mocy zainstalowanej 1 MW-5 MW (najniższa moc zainstalowana w próbie wynosiła kw, najwyższa kw). W przeprowadzonej przez nas analizie bazowaliśmy na następujących przepisach prawnych, projektach przepisów, oraz opracowaniach: - projekt Ustawy o odnawialnych źródłach energii wersja 4.1 z dnia 31 grudnia 2013 roku, - ustawa z dnia 26 lipca 2013 roku o zmianie ustawy Prawo Energetyczne oraz niektórych innych ustaw, - ustawa Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 roku, - uzasadnienie do projektu Ustawy o odnawialnych źródłach energii 2, - ocena skutków regulacji w odniesieniu do projektu Ustawy i odnawialnych źródłach energii 3, jak również na informacjach uzyskanych od kierownictwa Towarzystwa Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych (dalej także TRMEW ). Nasza uwaga skoncentrowała się na analizie rentowności elektrowni wodnych na podstawie ich informacji finansowych za lata 2011 i 2012, przy założeniu, że elektrownie te nie uzyskują przychodów w postaci sprzedaży świadectw pochodzenia, oraz że nie uzyskują ze sprzedaży energii ceny prezesa URE. Ze względu na ograniczony charakter naszego opracowania, niniejszy raport nie może stanowić wyczerpującej podstawy do określenia stopnia opłacalności wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych ze szczególnym uwzględnieniem hydroenergetyki. Niniejszy raport nie zawiera omówienia stanu prawnego oraz szczegółów planowanych zmian w regulacjach dotyczących wsparcia dla elektrowni wodnych oraz innych instalacji OZE. Wyłącznym rezultatem raportu jest analiza potencjalnych skutków sytuacji, gdy elektrownie wodne o mocy zainstalowanej w przedziale 1 MW 5 MW nie będą osiągać przychodów z tytułu sprzedaży świadectw pochodzenia oraz nie uzyskają ze sprzedaży energii ceny prezesa URE. 2 Źródło 3 Jak wyżej 6

7 II. Elektrownie wodne w Polsce Zgodnie z informacjami otrzymanymi od TRMEW na dzień sporządzenia niniejszego raportu w Polsce działa 61 elektrowni wodnych o mocy zainstalowanej od 1 MW do 5 MW. Ich lista (są one identyfikowane po rzece, na której się znajdują, w tabeli nie podano ich nazw) znajduje się w tabeli 1 poniżej: Tabela 1: Elektrownie wodne w Polsce Tabela 1. cd.: Elektrownie wodne w Polsce Lp Rzeka MOC instalowana MOC wytworzona średnia roczna PRODUKCJA szacowana średnia roczna Lp Rzeka MOC instalowana MOC wytworzona średnia roczna PRODUKCJA szacowana średnia roczna MW MW MWh/rok MW MW MWh/rok 1 Bóbr 1,00 0, Radunia 2,41 0, Elma 1,00 0, Kwisa 2,61 0, Odra 1,00 0, Pasłęka 2,64 1, Bóbr 1,01 0, Bóbr 2,93 1, Radew 1,05 0, Wisła 2,94 1, N. Łużycka 1,16 0, Bóbr 2,98 1, Ropa 1,20 0, Wisła 3,03 1, N. Kłodzka 1,20 bd bd 50 N. Kłodzka 3,04 0, Odra 1,22 bd Radew 3,30 0, Bystrzyca 1,25 0, Brda 3,30 1, Odra 1,26 0, Pilica 3,56 1, Odra 1,26 0, Wda 3,90 1, Gwda 1,30 0, Brda 4,00 1, Gwda 1,30 0, Warta 4,00 2, N. Łużycka 1,38 0, Słupia 4,25 1, Odra 1,40 0, Kwisa 4,42 0, Obra 1,49 0, Bóbr 4,71 1, Odra 1,50 bd N. Kłodzka 4,80 1, Odra 1,52 0, Odra 4,83 1, N. Łużycka 1,53 0, N. Kłodzka 1,56 0, Rega 1,60 0, Odra 1,60 0, Skawinka 1,60 bd bd 25 Bóbr 1,68 0, Mała Panew 1,80 0, Gwda 1,80 0, N. Kłodzka 1,80 0, N. Kłodzka 1,85 0, Gwda 1,89 0, Bóbr 1,95 0, Bóbr 2,00 0, Łyna 2,16 0, Wisła 2,20 0, Dunajec 2,20 0, Radunia 2,30 0, Wisła 2,35 1, Bóbr 2,38 0, Słupia 2,40 0, Gwda 2,40 0, Raba 2,40 1, Źródło: Opracowanie AVANTA Audit na podstawie danych TRMEW 7

8 III. Analiza 1. Informacje o analizowanej próbie Naszej analizie podlegały przychody oraz koszty dotyczące 3 elektrowni wodnych (MEW Więcmierzyce, MEW Groszowice i MEW Zawada) o mocy zainstalowanej 1 5 MW, za lata 2011 i Informacje o przychodach, kosztach i średnim zatrudnieniu w tych podmiotach otrzymaliśmy od TRMEW (patrz tabele 2-4 poniżej). Składniki kosztów uwzględnione w niniejszej analizie to koszty działalności operacyjnej - zużycie materiałów i energii, amortyzacja, podatki i opłaty, koszty usług zewnętrznych, wynagrodzeń i obciążeń socjalnych (nie uwzględniano kosztów finansowych, związanych np. z obsługą zadłużenia). Przychody odnoszą się do przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz zbycia świadectw pochodzenia. Tabela 2: Przychody i koszty w 2011 roku elektrownia wodna produkcja MWh/rok przychody ze sprzedaży energii 2011 przychody ze sprzedaży certyfikatów koszty zmienne koszty stałe wynik na sprzedaży (bez systemu wsparcia) MEW Więcmierzyce 5 866, , , , , ,47 MEW Groszowice 4 872, , , , , ,84 MEW Zawada 7 499, , , , , ,21 Źródło: Opracowanie AVANTA Audit na podstawie zgromadzonych danych Tabela 3: Przychody i koszty w 2012 roku elektrownia wodna produkcja MWh/rok przychody ze sprzedaży energii 2012 przychody ze sprzedaży certyfikatów koszty zmienne koszty stałe wynik na sprzedaży (bez systemu wsparcia) MEW Więcmierzyce 6 919, , , , , ,94 MEW Groszowice 5 230, , , , , ,28 MEW Zawada 7 190, , , , , ,26 Źródło: Opracowanie AVANTA Audit na postawie zgromadzonych danych 8

9 Tabela 4: Średnie zatrudnienie w latach elektrownia wodna stan zatrudnienia 2011 stan zatrudnienia 2012 średnie zatrudnienie w latach MEW Więcmierzyce 6,00 7,00 MEW Groszowice 4,50 4,50 MEW Zawada 4,50 4,50 średnie zatrudnienie w latach ,17 Źródło: Opracowanie AVANTA Audit na postawie zgromadzonych danych 2. Przyjęte założenia i metodologia Przy przeprowadzaniu analizy objętej niniejszym raportem i opracowywaniu wyników dokonano następujących założeń i uproszczeń: - analizie podlegały systematyczne przychody oraz koszty bieżące ponoszone przez elektrownie wodne w latach 2011 i W przypadku odnoszenia jednorazowych wydatków na remonty, wydatki te zostały rozłożone w czasie w sposób odzwierciedlający właściwą częstotliwość remontów. Nie uwzględniono kosztów i przychodów z działalności finansowej oraz kosztu podatku CIT. AVANTA Audit nie weryfikowała wartości przychodów i kosztów w analizowanej próbie żadnymi procedurami atestacyjnymi. - jako cenę sprzedaży energii elektrycznej przyjęto średnią arytmetyczną cen sprzedaży energii elektrycznej w transakcjach terminowych na lata na towarowym rynku terminowym, prowadzonym przez Terminową Giełdę Energii S.A., pomniejszoną o koszty bilansowania handlowego (przyjęto 10 zł/mwh). Cena ta wynosi 150 /MWh. Kwotę tę przyjęto, gdyż w przypadku zatwierdzenia ustawy o OZE w kształcie proponowanym przez projekt z dnia 31 grudnia 2013 roku, taki sposób sprzedaży energii będzie najbardziej dostępny i prawdopodobny dla elektrowni o mocy zainstalowanej w przedziale 1 MW 5 MW. Koszty działalności operacyjnej analizowanych elektrowni w latach 2011 i 2012 zostały podzielone na koszty zmienne (zależne od wielkości produkcji) oraz koszty stałe (ponoszone bez związku z ilością produkowanej energii). Dla potrzeb obliczeń przyjęto założenie, iż stosunek kosztów zmiennych do wielkości produkcji jest stały dla wszystkich elektrowni wodnych w przedziale 1 MW 5 MW. Przyjęto także założenie, iż koszty stałe są na tym samym poziomie dla wszystkich elektrowni w tym przedziale. Wykonano następujące obliczenia: 1. Dla analizowanej próby ustalono ilość wyprodukowanej energii w latach 2011 i Przyporządkowano poszczególne rodzaje kosztów w analizowanej próbie do kategorii kosztów stałych i zmiennych, z uwzględnieniem kosztów ponoszonych jednorazowo lub w niektórych latach (np. koszty remontów). 3. Ustalono średni współczynnik kosztów zmiennych do wielkości wyprodukowanej energii w latach 2011 i 2012 dla całej analizowanej próby. 4. Przemnożono wielkość wyprodukowanej energii rocznie (patrz kolumna: Produkcja szacowana średnia roczna ) przez współczynnik (patrz punkt 3 powyżej) dla wszystkich 9

10 elektrowni wodnych z tabeli 1. W ten sposób otrzymano hipotetyczną wartość kosztów zmiennych dla wszystkich elektrowni. Do otrzymanych kwot dodano wartość kosztów stałych (jednakową dla wszystkich elektrowni), co w sumie dało szacowaną wartość rocznych kosztów operacyjnych dla każdej hydroelektrowni. 5. Przemnożono wielkość wyprodukowanej energii rocznie (patrz kolumna: Produkcja szacowana średnia roczna ) przez cenę sprzedaży energii elektrycznej (patrz powyżej) dla wszystkich elektrowni wodnych z tabeli 1. W ten sposób otrzymano szacowaną wartość rocznych przychodów dla wszystkich elektrowni. 6. Poprzez odjęcie kosztów operacyjnych (patrz pkt 4 powyżej) od wartości rocznych przychodów (patrz punkt 5 powyżej) ustalono wartość wyniku na sprzedaży dla każdej elektrowni z tabeli 1. Wyniki powyższej analizy przedstawiono w tabeli 5 i na wykresie 1. Tabela 5: Analiza kosztów i przychodów lp rzeka moc instalowana moc wytworzona średnia roczna produkcja szacowana średnia roczna koszty zmienne koszty stałe przychody (bez świadectw pochodzenia) wynik na sprzedaży koszty całkowite do szacowanej produkcji MW MW MWh/rok /MWh 1 Obra 1,49 0, ,0 2 Radew 1,05 0, ,4 3 Bóbr 1,00 0, ,9 4 Bóbr 1,01 0, ,1 5 Bystrzyca 1,25 0, ,0 6 Radunia 2,30 0, ,2 7 Mała Panew 1,80 0, ,4 8 N. Łużycka 1,38 0, ,6 9 N. Łużycka 1,53 0, ,6 10 Elma 1,00 0, ,5 11 Odra 1,52 0, ,5 12 N. Łużycka 1,16 0, ,0 13 Gwda 1,30 0, ,8 14 Wisła 2,20 0, ,7 15 Odra 1,22 bd ,1 16 Odra 1,40 0, ,0 17 Rega 1,60 0, ,9 18 Odra 1,26 0, ,8 19 Odra 1,00 0, ,8 20 Radunia 2,41 0, ,4 21 Gwda 1,30 0, ,9 22 Ropa 1,20 0, ,4 23 Odra 1,60 0, ,9 10

11 24 Radew 3,30 0, ,6 25 Słupia 2,40 0, ,6 26 Gwda 1,80 0, ,2 27 Bóbr 1,95 0, ,4 28 Łyna 2,16 0, ,2 29 N. Kłodzka 1,56 0, ,6 30 N. Kłodzka 1,80 0, ,2 31 Gwda 1,89 0, ,2 32 Odra 1,26 0, ,4 33 Bóbr 2,00 0, ,4 34 Odra 1,50 bd ,0 35 Kwisa 2,61 0, ,6 36 Gwda 2,40 0, ,0 37 Kwisa 4,42 0, ,4 38 N. Kłodzka 1,85 0, ,3 39 Dunajec 2,20 0, ,3 40 Bóbr 2,38 0, ,2 41 Bóbr 1,68 0, ,0 42 N. Kłodzka 3,04 0, ,9 43 Brda 3,30 1, ,7 44 Bóbr 4,71 1, ,9 45 Bóbr 2,93 1, ,1 46 Wisła 2,35 1, ,0 47 Pasłęka 2,64 1, ,1 48 Wisła 2,94 1, ,7 49 Słupia 4,25 1, ,1 50 Raba 2,40 1, ,7 51 Bóbr 2,98 1, ,5 52 Pilica 3,56 1, ,2 53 N. Kłodzka 4,80 1, ,0 54 Brda 4,00 1, ,8 55 Wisła 3,03 1, ,2 56 Wda 3,90 1, ,3 57 Wisła 2,94 1, ,7 58 Odra 4,83 1, ,5 59 Warta 4,00 2, ,4 60 N. Kłodzka 1,20 bd bd x x x x X 61 Skawinka 1,60 bd bd x x x x X Źródło: Opracowanie AVANTA Audit na podstawie danych TRMEW 11

12 Wykres 1: Kształtowanie się wyniku na sprzedaży w zależności od rocznej produkcji energii Źródło: Opracowanie AVANTA Audit na podstawie danych TRMEW 3. Progi rentowności Przeprowadzona przez nas powyższa analiza sugeruje, że dla przyjętych w niniejszym raporcie założeń, 52 elektrownie wodne (z 61 działających w Polsce jednostek w zakresie mocy zainstalowanej od 1 MW do 5 MW) nie osiągnęłyby dodatniego wyniku na sprzedaży, gdyby ustawa o OZE obowiązywałaby w kształcie zaproponowanym w dniu 31 grudnia 2013 roku. Wskaźnik sumy kosztów operacyjnych na jednostkę wyprodukowanej energii w latach przekraczał 150 /MWh, czyli możliwą do uzyskania cenę energii elektrycznej. Jeśliby uwzględnić koszty finansowe (np. obsługi zadłużenia), które część jednostek dodatkowo ponosi, liczba ta mogłaby jeszcze wzrosnąć, a elektrownie mogłyby być jeszcze bardziej nierentowne. Oznaczać to może, że bez wsparcia w postaci certyfikatów bądź innej, eksploatowanie znacznej część elektrowni wodnych w zakresie zainstalowanej mocy 1-5 MW, mogłoby być trwale nieopłacalne. W konsekwencji mogłoby to prowadzić do stopniowej ich likwidacji. 12

13 IV. Wybrane skutki projektowanych zmian w systemie wsparcia dla elektrowni wodnych Uzasadniając projekt Ustawy o OZE ustawodawca podkreśla, że zmiana funkcjonującego sytemu wsparcia producentów energii ma w końcowym rozliczeniu przynieść oszczędności w budżecie Państwa, zapewnić stabilność energetyczną Państwa oraz mają się zwiększyć wpływy do budżetu Państwa wynikające ze zwiększonej liczby inwestycji związanych z rozwojem mocy wytwórczych energetyki odnawialnej. Analizy przeprowadzone w niniejszym raporcie pokazują, że nowe regulacje prawne dla ok. 52 podmiotów mogą oznaczać konieczność likwidacji działalności i zamknięcie elektrowni wodnych, gdyż przychody tylko ze sprzedaży energii elektrycznej nie pokryją kosztów związanych z jej wytworzeniem w tego typu instalacjach. Spowodować to może spadek wpływów z tytułu VAT, podatku dochodowego oraz powstanie kosztów związanych z utrzymaniem osób, które wcześniej znajdowały zatrudnienie w małych elektrowniach wodnych, W tabeli 6 poniżej zaprezentowano zestawienie szacunków, dotyczących potencjalnie zmniejszonych wpływów Skarbu Państwa z tytułu podatku VAT oraz podatku dochodowego. Tabela 6: Potencjalne utracone wpływy do budżetu Państwa w tys. zł Przychody ze sprzedaży świadectw wg Ustawy Prawo energetyczne Przychody ze sprzedaży energii Podatki pośrednie (VAT) Podatki dochodowe z tytułu sprzedaży świadectw Podatki dochodowe z tytułu sprzedaży energii elektrycznej Razem utracone wpływy do Skarbu Państwa Źródło: Opracowanie AVANTA Audit na podstawie danych wynikających z projektu Ustawy o OZE oraz mpips.gov.pl Powyższa tabela przedstawia szacowane potencjalne utracone wpływy do Skarbu Państwa z tytułu podatku VAT oraz CIT, a także koszty utrzymania węzłów wodnych, w przypadku likwidacji wsparcia w postaci świadectw pochodzenia i w konsekwencji zamknięcia nieopłacalnych hydroelektrowni (przy założeniu zamknięcia 52 elektrowni w zakresie mocy od 1 MW do 5 MW). Obliczono, że łączne zmniejszenie przychodów ze sprzedaży świadectw pochodzenia wynieść może ok. 68,1 mln zł (wartość jednego świadectwa na Towarowej Giełdzie Energii to obecnie 195 zł). Świadectwa pochodzenia podlegają opodatkowaniu podatkiem VAT oraz podatkiem dochodowym, w konsekwencji wpływy do budżetu mogą zmniejszyć się o szacunkowo ok. 30,6 mln zł. Przyjmując założenie, że likwidacja wsparcia w postaci świadectw pochodzenia spowoduje zamykanie części elektrowni, Skarb Państwa może utracić wpływy z tytułu opodatkowania sprzedaży energii elektrycznej. 13

14 W wyniku likwidacji elektrowni wodnych Skarb Państwa będzie musiał również ponosić koszty związane z utrzymaniem węzła hydrotechnicznego tj. regulacja wody, utrzymywanie brzegów, konserwacja. Na podstawie analizy pozwoleń wodnoprawnych dla hydroelektrowni ustalono, że partycypacja operatora hydroelektrowni w tych kosztach wynosi 7-10% przychodów elektrowni. Oznaczać to może, iż koszty, które musiałby ponosić Skarb Państwa, wzrosłyby nawet o ok. 10,6 mln. Na podstawie obliczeń przedstawionych powyżej można wnioskować, iż likwidacja elektrowni wodnych może spowodować zmniejszenie wpływów (i zwiększenie kosztów) do Skarbu Państwa o ok. 41,3 mln. Należałoby także się liczyć z dodatkowym wzrostem bezrobocia, co skutkowałoby m. in. zmniejszonymi wpływami z tytułu należnych składek ZUS oraz kosztami z tytułu zasiłku dla bezrobotnych(zwolnienia pracowników) łącznie oszacowano tę kwotę na 1.4 mln, przy średnim zatrudnieniu w elektrowni na poziomie 5,17 etatów (patrz tabela 7 poniżej). Warto zaznaczyć, iż likwidacja hydroelektrowni spowodować mogłaby także spadek zatrudnienia w sektorach świadczących usługi dla tej gałęzi gospodarki. Tabela 7: Koszty spowodowane wzrostem bezrobocia Liczba osób pozostających bez pracy Utracone wpływy ZUS (w ) Szacunkowa wysokość zasiłku przez pierwsze trzy miesiące (w ) Szacunkowa wysokość zasiłku w kolejnych miesiącach (w ) Razem koszty dla Skarbu Państwa (w ) 269 T Źródło: Opracowanie AVANTA Audit na postawie zgromadzonych danych Jak wskazano powyżej, całkowita wartość (ekstrapolowanych) kosztów elektrowni wodnych w badanym przedziale mocy wynosiła w latach średnio ok. 106,8 mln. Warto zauważyć, że znaczna część tych kosztów jest w ten czy inny sposób przychodami innych podmiotów na rynku. Spodziewać się zatem należy istotnego ograniczenia takich przychodów. Warto ponadto zauważyć, iż dane dotyczące faktycznej produkcji zebrane w tabeli 1 wykazują, że moc instalowana nie jest w żaden sposób powiązana z faktycznie uzyskiwaną produkcją energii. Różnica wynika z następujących zagadnień: 1. Moc instalowana jest to wielkość wynikająca z optymalizacji wykonywanej na etapie obliczeń inżynierskich uwzględniających zmienne warunki hydrologiczne różne stany przepływów zależne od pór roku oraz od charakteru pracy elektrowni ( przepływowa, zbiornikowa) 14

15 2. Optymalizacja doboru mocy musi również uwzględniać warunki prawne wynikające w ustawy z 18 lipca 2001 r Prawa Wodnego art. 32 ust 2 i art. 126 ust 2) nakazujący maksymalne wykorzystanie potencjału hydroenergetycznego na stopniu wodnym i zapobieganiu marnotrawieniu energii wody. 3. Ostateczna moc instalowana wyliczona w wyniku procesu projektowego jest dobierana w oparciu o istniejące typoszeregi turbin i generatorów. Powyższe uwarunkowania sprawiają, że pojęcie mocy instalowanej jest czysto teoretycznym określeniem nie uwzględniającym osiąganych w rzeczywistości parametrów pracy. Powyższa zmienność wyraźnie jest widoczna na wykresie 1, z którego wynika, że dopiero produkcja energii elektrycznej powyżej ok MWh/rok pozwoli na uzyskiwanie dodatniej marży w sytuacji braku jakiegokolwiek systemu wsparcia dla hydroenergetyki powyżej 1 MW. Likwidacja małych elektrowni wodnych, będąca konsekwencją projektowanych zmian, spowoduje utratę znacznego potencjału produkcji odnawialnej energii. Co za tym idzie, w przypadku konieczności odtworzenia tego potencjału, koszt takiej operacji mógłby sięgnąć kwoty nawet 2 mld (przyjmując koszt inwestycji na poziomie 16 mln /MW). 15