TRMEW. 10 stycznia 2014 r.

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.

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

Spis treści Podsumowanie... 4 I. Wprowadzenie/ Cel raportu... 6 1. Elektrownie wodne w Polsce... 7 II. Analiza rentowności... 8 1. Informacje o analizowanej próbie... 8 2. Przyjęte założenia... 9 3. Progi rentowności... 12 III. Wybrane skutki projektowanych zmian w systemie wsparcia dla elektrowni wodnych... 13 3

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. 13.000 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.

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 13.000 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

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 2011-2012 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 1.215 kw, najwyższa 1.890 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 www.rcl.gov.pl 3 Jak wyżej 6

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 0,39 3 379 42 Radunia 2,41 0,62 5 452 2 Elma 1,00 0,48 4 180 43 Kwisa 2,61 0,80 7 014 3 Odra 1,00 0,61 5 384 44 Pasłęka 2,64 1,27 11 131 4 Bóbr 1,01 0,40 3 463 45 Bóbr 2,93 1,20 10 503 5 Radew 1,05 0,37 3 271 47 Wisła 2,94 1,92 16 858 6 N. Łużycka 1,16 0,54 4 716 48 Bóbr 2,98 1,41 12 387 7 Ropa 1,20 0,64 5 637 49 Wisła 3,03 1,59 13 929 8 N. Kłodzka 1,20 bd bd 50 N. Kłodzka 3,04 0,98 8 577 9 Odra 1,22 bd 5 000 51 Radew 3,30 0,66 5 809 10 Bystrzyca 1,25 0,42 3 669 52 Brda 3,30 1,07 9 339 11 Odra 1,26 0,61 5 345 53 Pilica 3,56 1,48 12 962 12 Odra 1,26 0,77 6 764 54 Wda 3,90 1,60 14 047 13 Gwda 1,30 0,56 4 873 55 Brda 4,00 1,58 13 852 14 Gwda 1,30 0,64 5 627 56 Warta 4,00 2,43 21 249 15 N. Łużycka 1,38 0,45 3 924 57 Słupia 4,25 1,36 11 931 16 Odra 1,40 0,58 5 052 58 Kwisa 4,42 0,81 7 120 17 Obra 1,49 0,33 2 881 59 Bóbr 4,71 1,13 9 889 18 Odra 1,50 bd 7 000 60 N. Kłodzka 4,80 1,56 13 667 19 Odra 1,52 0,52 4 536 61 Odra 4,83 1,97 17 287 20 N. Łużycka 1,53 0,46 4 020 21 N. Kłodzka 1,56 0,74 6 521 22 Rega 1,60 0,58 5 106 23 Odra 1,60 0,65 5 713 24 Skawinka 1,60 bd bd 25 Bóbr 1,68 0,98 8 570 26 Mała Panew 1,80 0,44 3 896 27 Gwda 1,80 0,69 6 054 28 N. Kłodzka 1,80 0,75 6 591 29 N. Kłodzka 1,85 0,81 7 125 30 Gwda 1,89 0,77 6 710 31 Bóbr 1,95 0,69 6 075 32 Bóbr 2,00 0,79 6 889 33 Łyna 2,16 0,69 6 079 34 Wisła 2,20 0,57 4 973 35 Dunajec 2,20 0,89 7 756 36 Radunia 2,30 0,43 3 808 37 Wisła 2,35 1,26 11 057 38 Bóbr 2,38 0,96 8 368 39 Słupia 2,40 0,68 5 972 40 Gwda 2,40 0,80 7 032 41 Raba 2,40 1,40 12 271 Źródło: Opracowanie AVANTA Audit na podstawie danych TRMEW 7

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 2012. 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 5 866,05 1 145 894,94 1 763 830,67 241 314,41 1 388 088,00-483 507,47 MEW Groszowice 4 872,76 943 973,17 1 172 711,68 266 454,25 1 739 554,76-1 062 035,84 MEW Zawada 7 499,58 1 464 818,74 1 787 466,28 276 857,53 1 348 111,42-160 150,21 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 6 919,89 1 376 365,92 1 758 426,81 322 708,35 1 397 348,51-343 690,94 MEW Groszowice 5 230,96 1 032 170,47 1 680 809,54 200 158,32 1 695 518,43-863 506,28 MEW Zawada 7 190,39 1 430 168,77 2 308 624,43 219 847,78 1 361 950,25-151 629,26 Źródło: Opracowanie AVANTA Audit na postawie zgromadzonych danych 8

Tabela 4: Średnie zatrudnienie w latach 2011-2012 elektrownia wodna stan zatrudnienia 2011 stan zatrudnienia 2012 średnie zatrudnienie w latach 2011-2012 MEW Więcmierzyce 6,00 7,00 MEW Groszowice 4,50 4,50 MEW Zawada 4,50 4,50 średnie zatrudnienie w latach 2011-2012 5,17 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 2012. 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 2014-2016 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 2012. 2. 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

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 0,33 2 881 119 193 1 488 429 433 285-1 174 337 558,0 2 Radew 1,05 0,37 3 271 135 324 1 488 429 491 923-1 131 830 496,4 3 Bóbr 1,00 0,39 3 379 139 774 1 488 429 508 096-1 120 106 481,9 4 Bóbr 1,01 0,40 3 463 143 275 1 488 429 520 826-1 110 878 471,1 5 Bystrzyca 1,25 0,42 3 669 151 797 1 488 429 551 804-1 088 422 447,0 6 Radunia 2,30 0,43 3 808 157 539 1 488 429 572 677-1 073 291 432,2 7 Mała Panew 1,80 0,44 3 896 161 171 1 488 429 585 880-1 063 720 423,4 8 N. Łużycka 1,38 0,45 3 924 162 346 1 488 429 590 150-1 060 624 420,6 9 N. Łużycka 1,53 0,46 4 020 166 298 1 488 429 604 517-1 050 210 411,6 10 Elma 1,00 0,48 4 180 172 899 1 488 429 628 513-1 032 815 397,5 11 Odra 1,52 0,52 4 536 187 664 1 488 429 682 184-993 909 369,5 12 N. Łużycka 1,16 0,54 4 716 195 081 1 488 429 709 147-974 363 357,0 13 Gwda 1,30 0,56 4 873 201 572 1 488 429 732 742-957 259 346,8 14 Wisła 2,20 0,57 4 973 205 725 1 488 429 747 840-946 314 340,7 15 Odra 1,22 bd 5 000 206 842 1 488 429 751 900-943 371 339,1 16 Odra 1,40 0,58 5 052 209 005 1 488 429 759 762-937 671 336,0 17 Rega 1,60 0,58 5 106 211 211 1 488 429 767 780-931 859 332,9 18 Odra 1,26 0,61 5 345 221 113 1 488 429 803 778-905 764 319,8 19 Odra 1,00 0,61 5 384 222 728 1 488 429 809 646-901 510 317,8 20 Radunia 2,41 0,62 5 452 225 541 1 488 429 819 872-894 098 314,4 21 Gwda 1,30 0,64 5 627 232 784 1 488 429 846 203-875 010 305,9 22 Ropa 1,20 0,64 5 637 233 194 1 488 429 847 692-873 930 305,4 23 Odra 1,60 0,65 5 713 236 329 1 488 429 859 089-865 668 301,9 10

24 Radew 3,30 0,66 5 809 240 326 1 488 429 873 618-855 137 297,6 25 Słupia 2,40 0,68 5 972 247 044 1 488 429 898 039-837 433 290,6 26 Gwda 1,80 0,69 6 054 250 426 1 488 429 910 331-828 523 287,2 27 Bóbr 1,95 0,69 6 075 251 313 1 488 429 913 559-826 183 286,4 28 Łyna 2,16 0,69 6 079 251 495 1 488 429 914 220-825 704 286,2 29 N. Kłodzka 1,56 0,74 6 521 269 780 1 488 429 980 688-777 521 269,6 30 N. Kłodzka 1,80 0,75 6 591 272 672 1 488 429 991 200-769 901 267,2 31 Gwda 1,89 0,77 6 710 277 585 1 488 429 1 009 058-756 955 263,2 32 Odra 1,26 0,77 6 764 279 798 1 488 429 1 017 105-751 122 261,4 33 Bóbr 2,00 0,79 6 889 284 997 1 488 429 1 036 003-737 422 257,4 34 Odra 1,50 bd 7 000 289 579 1 488 429 1 052 660-725 348 254,0 35 Kwisa 2,61 0,80 7 014 290 166 1 488 429 1 054 795-723 800 253,6 36 Gwda 2,40 0,80 7 032 290 890 1 488 429 1 057 424-721 894 253,0 37 Kwisa 4,42 0,81 7 120 294 560 1 488 429 1 070 766-712 223 250,4 38 N. Kłodzka 1,85 0,81 7 125 294 750 1 488 429 1 071 458-711 721 250,3 39 Dunajec 2,20 0,89 7 756 320 873 1 488 429 1 166 418-642 884 233,3 40 Bóbr 2,38 0,96 8 368 346 188 1 488 429 1 258 440-576 176 219,2 41 Bóbr 1,68 0,98 8 570 354 539 1 488 429 1 288 797-554 170 215,0 42 N. Kłodzka 3,04 0,98 8 577 354 817 1 488 429 1 289 809-553 436 214,9 43 Brda 3,30 1,07 9 339 386 334 1 488 429 1 404 378-470 385 200,7 44 Bóbr 4,71 1,13 9 889 409 101 1 488 429 1 487 138-410 391 191,9 45 Bóbr 2,93 1,20 10 503 434 503 1 488 429 1 579 480-343 452 183,1 46 Wisła 2,35 1,26 11 057 457 405 1 488 429 1 662 729-283 104 176,0 47 Pasłęka 2,64 1,27 11 131 460 480 1 488 429 1 673 910-274 999 175,1 48 Wisła 2,94 1,32 11 598 479 770 1 488 429 1 744 032-224 167 169,7 49 Słupia 4,25 1,36 11 931 493 567 1 488 429 1 794 184-187 812 166,1 50 Raba 2,40 1,40 12 271 507 649 1 488 429 1 845 373-150 704 162,7 51 Bóbr 2,98 1,41 12 387 512 446 1 488 429 1 862 812-138 062 161,5 52 Pilica 3,56 1,48 12 962 536 201 1 488 429 1 949 165-75 464 156,2 53 N. Kłodzka 4,80 1,56 13 667 565 366 1 488 429 2 055 183 1 389 150,0 54 Brda 4,00 1,58 13 852 573 052 1 488 429 2 083 123 21 642 148,8 55 Wisła 3,03 1,59 13 929 576 229 1 488 429 2 094 673 30 015 148,2 56 Wda 3,90 1,60 14 047 581 104 1 488 429 2 112 394 42 861 147,3 57 Wisła 2,94 1,92 16 858 697 368 1 488 429 2 535 031 349 234 129,7 58 Odra 4,83 1,97 17 287 715 128 1 488 429 2 599 589 396 033 127,5 59 Warta 4,00 2,43 21 249 879 049 1 488 429 3 195 467 827 989 111,4 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

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 2011-2012 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

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 68 111 Przychody ze sprzedaży energii 52 483 Podatki pośrednie (VAT) 15 666 Podatki dochodowe z tytułu sprzedaży świadectw 12 941 Podatki dochodowe z tytułu sprzedaży energii elektrycznej 1 994 Razem utracone wpływy do Skarbu Państwa 30 601 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

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 264 640 503 1 406 Źródło: Opracowanie AVANTA Audit na postawie zgromadzonych danych Jak wskazano powyżej, całkowita wartość (ekstrapolowanych) kosztów elektrowni wodnych w badanym przedziale mocy wynosiła w latach 2011-2012 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

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. 13.000 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