Efekty zwiększenia obciążeń podatkowych i pozapodatkowych w energetyce wiatrowej Członek Crowe Horwath International (Zurych) stowarzyszenia niezależnych i o odrębnej osobowości prawnej biegłych rewidentów oraz konsultantów
Wprowadzenie Poniższy dokument przedstawia wyniki analizy zmian zaproponowanych w projekcie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych z dnia 19 lutego 2016 r. dotyczących zwiększenia podstawy opodatkowania podatkiem od nieruchomości i wprowadzenia opłaty za czynności UDT. Analiza wpływu powyższych regulacji objęła następujące czynniki: Rentowność przeszłych i obecnych inwestycji w elektrownie wiatrowe Stopy zwrotu z inwestycji (IRR), Wynik finansowy, Marże operacyjne (EBIT i EBITDA), Wartość godziwa inwestycji w 1 MW mocy, Wrażliwość miar finansowych na zmiany cen energii i świadectw pochodzenia. Płynność finansową spółek celowych Ryzyko naruszenia warunków umowy kredytowej (kowenantów), Ryzyko fizycznego braku środków pieniężnych na spłatę długu. Wrażliwość wybranych miar finansowych Wrażliwość na zmiany produktywności farmy wiatrowej spowodowane warunkami atmosferycznymi, Wrażliwość na zmiany cen energii elektrycznej i świadectw pochodzenia. Finanse gmin Spadek wpływów gmin z podatku od nieruchomości spowodowany upadłościami spółek, Spadek wpływów gmin z udziału w przychodach z podatków dochodowych spowodowany upadłościami spółek. 2
Podsumowanie Zwiększenie podstawy podatku od nieruchomości oraz wprowadzenie opłaty UDT będzie miało istotny wpływ na rentowność istniejących elektrowni wiatrowych i w wielu przypadkach może doprowadzić do upadłości spółek celowych. Wewnętrzna stopa zwrotu z inwestycji typowego projektu spada z ok. 7,1% przed wprowadzeniem ustawy do ok. 0,7% po wejściu w życie nowych przepisów. To znacznie poniżej średnioważonej stopy zwrotu oczekiwanej przez właścicieli i wierzycieli, a nawet znacznie poniżej kosztów finansowania dłużnego, które jest tańsze od kapitału własnego. Średnia utrata wartości przez farmy wiatrowe w związku z wprowadzeniem ustawy wynosi niemal 20% na poziomie wartości przedsiębiorstwa oraz ponad 37% na poziomie wartości kapitału własnego (przy założeniu optymistycznego wariantu ścieżek cenowych i produktywności). W związku z niskimi cenami zielonych certyfikatów jeszcze przed wprowadzeniem nowych przepisów ok. 40% ankietowanych spółek celowych nie spełnia wymogów umowy kredytowej dotyczących minimalnego poziomu wskaźnika DSCR*, co oznacza, że mogą mieć one problem z regulowaniem bieżących zobowiązań wobec finansujących je banków. Po wejście w życie przepisów odsetek ten może wzrosnąć do nawet ok. 85%. W przypadku wystąpienia w danym roku gorszych warunków atmosferycznych (produktywność na poziomie P90) odsetek ten może wynieść do 100% wszystkich instalacji. Pod względem obciążenia podatkiem od nieruchomości sytuacja elektrowni wiatrowych będzie wyjątkowo niekorzystna w porównaniu z innymi źródłami wytwarzania energii elektrycznej można wręcz mówić o dyskryminacji Średni koszt produkcji energii elektrycznej przez farmy wiatrowe może wzrosnąć o ok. 42-52 PLN/MWh co może mieć wpływ na cenę oferowaną przez producentów podczas aukcji, a co za tym idzie wyższy koszt systemu wsparcia * Wskaźnik zdolności do obsługi zadłużenia (stosunek wolnych przepływów pieniężnych do raty kredytu). 3
Metodologia W poniższym dokumencie używane są następujące skróty i oznaczenia: Pojęcie Objaśnienie CapEx - Nakłady inwestycyjne DSCR - Debt-Service Coverage Ratio (wskaźnik pokrycia obsługi długu) IRR - Internal Rate of Return (wewnętrzna stopa zwrotu) OpEx - Koszty operacyjne P50 - Wartość oczekiwana produktywności. Oznacza ona, że istnieje 50% prawdopodobieństwo, że farma wiatrowa wyprodukuje nie mniej energii niż wielkość produkcji P50. P90 - Produktywność wyznaczona w ten sposób, że istnieje 90% prawdopodobieństwo, że farma wiatrowa wyprodukuje nie mniej energii niż wielkość produkcji P90. UDT - Urząd Dozoru Technicznego WACC - Weighted Average Cost of Capital (średni ważony koszt kapitału) Wartość godziwa - Kwota, za jaką dany składnik majątku mógłby zostać wymieniony, a zobowiązanie uregulowane, na warunkach transakcji rynkowej pomiędzy zainteresowanymi i dobrze poinformowanymi nie powiązanymi ze sobą stronami Źródło: TPA Horwath. 4
Metodologia Dane ankietowe Jednostka Średnia Mediana TPA Horwath przygotowało ankietę skierowaną do członków PSEW, w której zadało szereg pytań istotnych dla przedstawionych wcześniej aspektów analizy. Respondenci udzielili odpowiedzi w odniesieniu do 38 farm wiatrowych. Łączna moc ankietowanych farm wyniosła 1 118,5 MW co stanowi 20,4% ogółu obecnie zainstalowanej mocy farm wiatrowych, W próbce dominują młode farmy wiatrowe 31,5% powstało w 2015 r. Zbiorcze wyniki ankiety, służące za dane wejściowe do modelu finansowego opisującego wrażliwość na zmiany w ustawie, zostały przedstawione w tabeli obok. Wyniki szczegółowe, opisujące wpływ poszczególnych spodziewanych zmian w ustawie, są przedstawione w sekcji Wyniki. Wielkość farmy wiatrowej MW 29,4 30,0 Produktywność P90 MWh 73 889,1 65 210,5 Liczba godzin pracy z pełną mocą P90 h 2 307 2 256 Produktywność P50 MWh 86 082,5 77 200,0 Liczba godzin pracy z pełną mocą P50 h 2 695 2 711 Początkowy udział finansowania dłużnego w strukturze finansowania projektu % 70,8% 70,0% Nakłady inwestycyjne (CapEx) kpln 6 284,5 6 288,0 Podstawa opodatkowania podatkiem od nieruchomości jako % CapEx Oprocentowanie kredytu ponad stopę referencyjną % 31,5% 27,5% % 3,3% 3,0% Pierwotny okres finansowania dłużnego lata 14,6 15,0 Wymagany umową kredytową DSCR x 1,2 1,2 Koszty operacyjne (OpEx) na MW kpln 229,6 217,0 Roczny koszt dzierżawy działek na MW kpln 17,7 16,8 Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej i zielonych certyfikatów PLN/MWh 304,2 272,6 Źródło: TPA Horwath. 5
Metodologia W modelu przewidziano następujące zmienne: Dwa scenariusze cenświadectw pochodzenia Pierwszy, optymistyczny, w którym przyjęto równomierną ścieżkę wzrostu ceny od 113,6 PLN w 2016 r. (kurs za I kw. 2016 instrumentu PMOZE_A ważony obrotami) do 275,0 PLN w 2030 r. Drugi, pesymistyczny, w którym przyjęto stałą cenę certyfikatu na poziomie 113,6 PLN. Dwa scenariusze cen energii elektrycznej. W obu z nich ceny za lata 2016-2017 stanowią średnie notowania kontraktów futures BASE na Towarowej Giełdzie Energii S.A. na koniec grudnia 2015 r., przy czym od 2018 r.: Pierwszy, optymistyczny, zakłada coroczną indeksację ceny o 3,0%, Drugi, pesymistyczny, zakłada coroczną indeksację ceny o 1,0%. 350 Scenariusze cenowe 300 250 200 150 100 Optymistyczny scenariusz cen energii Pesymistyczny scenariusz cen energii Optymistyczny scenariusz cen zielonych certyfikatów Pesymistyczny scenariusz cen zielonych certyfikatów Źródło: TPA Horwath. 6
Metodologia W modelu przewidziano następujące zmienne (c.d.): Produktywność farmy wiatrowej, każdorazowo przyjętą na podstawie danych ankietowych W wariancie P50 wartość średnia produktywności netto wynosi 30,8% (2695 MWh/MW rocznie, tj. 2695 godzin pracy z pełną mocą rocznie), W wariancie P90 wartość średnia produktywności netto wynosi 26,3% (2307 MWh/MW rocznie, tj. 2307 godzin pracy z pełną mocą rocznie). Podstawę opodatkowania jako % CapEx, każdorazowo przyjętą na podstawie danych ankietowych W obecnej wysokości, której średnia wynosi 31,5%, W wysokości postulowanej, obejmującej 100% nakładów inwestycyjnych. Stawkę opłaty za czynności UDT Brak wprowadzenia opłaty, Stawkę opłaty w wysokości 1% CapEx. 7
Metodologia Założenia dotyczące obliczeń przedstawiają się następująco: IRR (stopę zwrotu) dla każdej instalacji na moment poniesienia nakładów inwestycyjnych obliczono przy użyciu: Szacowanych przepływów do roku 2015 (przy wykorzystaniu historycznych cen energii elektrycznej i zielonych certyfikatów), Wartości godziwej instalacji na koniec 2015 roku (obliczonej metodą dochodową, techniką dyskontowania przyszłych strumieni pieniężnych w ujęciu FCFF przy użyciu stopy WACC) szacunek co do przyszłych przepływów jest dokonywany na moment końca roku 2015 na podstawie obecnych przewidywań co do warunków rynkowych. Kalkulacja wewnętrznej stopy zwrotu dokonywana jest wstecz (na moment poniesienia nakładów), lecz obrazuje średnią stopę zwrotu dla inwestora przez cały okres trwania projektu. Wartość ta będzie różnić się znacząco od stopy zwrotu zakładanej w momencie ponoszenia nakładów. Wskaźnik DSCR jest obliczany dla każdej z instalacji w roku 2016, w scenariuszach: Optymistyczny P50 cena zielonego certyfikatu na poziomie 124,4 PLN/MWh, cena energii elektrycznej na poziomie 166,8 PLN/MWh, produktywność na poziomie P50, Optymistyczny P90 cena zielonego certyfikatu na poziomie 124,4 PLN/MWh, cena energii elektrycznej na poziomie 166,8 PLN/MWh, produktywność na poziomie P90, Pesymistyczny P50 cena zielonego certyfikatu na poziomie 113,6 PLN/MWh, cena energii elektrycznej na poziomie 166,8 PLN/MWh, produktywność na poziomie P50, Pesymistyczny P90 cena zielonego certyfikatu na poziomie 113,6 PLN/MWh, cena energii elektrycznej na poziomie 166,8 PLN/MWh, produktywność na poziomie P90. 8
Metodologia Założenia dotyczące średniego ważonego kosztu kapitału (WACC) przyjętego w modelu przedstawiono w poniższej tabeli. Podane wartości dotyczą przeciętnej farmy wiatrowej w roku 2016. Należy zauważyć, że WACC nie jest stały w okresie prognozy przykładowo, dla przeciętnej farmy wiatrowej wzrasta z 7,50% w 2016 r. do 8,54% w 2027 r. Jego zmiana jest efektem działania dwóch czynników: Stopniowej redukcji udziału długu w finansowaniu, wraz ze spłacaniem kredytu inwestycyjnego. Założenia o wzroście WIBOR 3M z 1,67% w 2016 r. do 3,0% w 2023 r. Średni ważony koszt kapitału Wartość (2016) Źródło Rentowność obligacji Skarbu Państwa (R) 2,90% Ministerstwo Finansów, przetarg obligacji serii DS0726 z dnia 07.04.2016 r. Udział długu w finansowaniu (%D) 56,68% Średni wskaźnik w roku 2016 (w obliczeniach używany bieżący wskaźnik dla danej instalacji w każdym roku) Premia za ryzyko rynkowe (Pr) 7,26% Baza danych prof. Damodarana (ryzyko dla Polski na podstawie Moody s) Beta zalewarowana (B) = (Bo)*(1+(D/E)*(1-T)) 1,04 Obliczona na podstawie bety odlewarowanej i wybranego wskaźnika D/E Rynkowy stosunek długu do kapitału (D/E) 1,31 Liczona indywidualnie na podstawie ankiet członków PSEW Beta odlewarowana (Bo) 0,5 Spółki porównywalne Koszt kapitału własnego (KW) = (R)+(Pr)*(B)+(P) 12,42% Premia za ryzyko (P) 2,00% Założenia TPA Horwath Koszt kapitału obcego brutto (KDB) 4,96% WIBOR 3M 1,67% Wartość na dzień 28 kwietnia 2016 r. marża 3,29% Ankiety członków PSEW Stopa podatku dochodowego (T) 19,00% Koszt kapitału obcego netto (KDN) = (KDB) * (1-T) 4,02% Średni ważony koszt kapitału = (KW)*(1-%D)+(KDN)*(%D) 7,50% Źródło: TPA Horwath. 9
Wyniki Rentowność inwestycji w elektrownie wiatrowe Optymistyczny scenariusz cenowy energii i świadectw pochodzenia, produktywność P50 P50 Jednostka Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po Stopa zwrotu z inwestycji (IRR) na moment budowy % 7,12% 0,68% 5,84% 0,06% 27,52% 16,43% -11,48% -25,36% Wynik finansowy (2016) na 1 MW 000 PLN -22,2-137,9-16,8-119,3 263,8 161,1-300,0-492,9 Marża EBIT (operacyjna) % 17,67% 3,14% 19,46% 3,98% 41,28% 27,64% -12,82% -29,16% Marża EBITDA (EBIT + amortyzacja) % 67,94% 52,67% 69,32% 53,21% 81,66% 68,15% 54,40% 30,14% Wartość godziwa elektrowni na 1 MW mocy 000 PLN 5 588,3 4 573,5 5 695,0 4 650,7 9 666,1 8 359,2 2 395,1 1 352,2 Marża EBITDA przed i po zmianach w danym scenariuszu 100% 80% 60% 67,94% 52,67% 69,32% 53,21% 81,66% 68,15% 54,40% 40% 30,14% 20% 0% Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po Źródło: obliczenia własne TPA Horwath na podstawie odpowiedzi ankietowych. Średnia wartość godziwa inwestycji w 1 MW mocy obniża się o 1 mln PLN w przypadku obu produktywności przyjętych w modelu, przy spadku marż EBIT oraz EBITDA o kilkanaście punktów procentowych. Średnia stopa zwrotu po wprowadzeniu ustawy pozostaje na poziomie dodatnim, ale znacznie poniżej kosztu pozyskania kapitału, co czyni inwestycję całkowicie nieopłacalną. 10
Wyniki Rentowność inwestycji w elektrownie wiatrowe Optymistyczny scenariusz cenowy energii i świadectw pochodzenia, produktywność P90 P90 Jednostka Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po Stopa zwrotu z inwestycji (IRR) na moment budowy % -1,58% -9,15% -1,79% -9,31% 13,21% 12,29% -23,39% -41,39% Wynik finansowy (2016) na 1 MW 000 PLN -130,0-249,0-127,4-247,2 145,9 43,2-409,3-605,9 Marża EBIT (operacyjna) % 3,90% -13,06% 5,30% -11,43% 31,40% 15,46% -32,73% -51,95% Marża EBITDA (EBIT + amortyzacja) % 62,58% 44,75% 63,73% 45,36% 77,75% 63,55% 46,35% 18,38% Wartość godziwa elektrowni na 1 MW mocy 000 PLN 4 493,6 3 436,8 4 548,6 3 410,6 8 335,9 7 028,9 1 668,7 604,3 Marża EBITDA przed i po zmianach w danym scenariuszu 100% 80% 60% 62,58% 44,75% 63,73% 45,36% 77,75% 63,55% 46,35% 40% 20% 18,38% 0% Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po Źródło: obliczenia własne TPA Horwath na podstawie odpowiedzi ankietowych. W przypadku wprowadzenia proponowanych zmian, IRR przy założeniu niższej produktywności (na poziomie P90) przyjmuje w modelu wartości silnie ujemne (nawet w optymistycznym scenariuszu cen energii i świadectw pochodzenia). 11
Wyniki Rentowność inwestycji w elektrownie wiatrowe Pesymistyczny scenariusz cenowy energii i świadectw pochodzenia, produktywność P50 P50 Jednostka Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po Stopa zwrotu z inwestycji (IRR) na moment budowy % -4,83% -13,01% -4,39% -10,19% 16,31% 15,54% -31,16% -53,31% Wynik finansowy (2016) na 1 MW 000 PLN -49,0-166,2-43,9-149,2 239,0 136,3-325,3-521,9 Marża EBIT (operacyjna) % 14,51% -0,58% 16,37% 0,29% 39,03% 24,86% -17,15% -34,11% Marża EBITDA (EBIT + amortyzacja) % 66,71% 50,85% 68,14% 51,41% 80,96% 66,93% 52,65% 27,46% Wartość godziwa elektrowni na 1 MW mocy 000 PLN 3 964,7 2 892,3 3 886,6 2 721,0 6 915,2 5 608,3 1 675,7 604,3 Marża EBITDA przed i po zmianach w danym scenariuszu 100% 80% 60% 66,71% 50,85% 68,14% 51,41% 80,96% 66,93% 52,65% 40% 20% 0% Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po 27,46% Źródło: obliczenia własne TPA Horwath na podstawie odpowiedzi ankietowych. W pesymistycznym scenariuszu cenowym IRR przyjmuje ujemne wartości nawet przy produktywności na poziomie P50 (odpowiadającej długoterminowej wartości oczekiwanej, ale wyższej od produktywności uzyskiwanej w wielu pojedynczych latach). 12
Wyniki Rentowność inwestycji w elektrownie wiatrowe Pesymistyczny scenariusz cenowy energii i świadectw pochodzenia, produktywność P90 P90 Jednostka Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po Stopa zwrotu z inwestycji (IRR) na moment budowy % -13,18% -23,98% -10,97% -20,31% 12,29% 11,28% -45,89% -79,06% Wynik finansowy (2016) na 1 MW 000 PLN -154,3-273,6-158,3-276,1 125,4 22,8-434,1-630,8 Marża EBIT (operacyjna) % 0,21% -17,40% 1,66% -15,71% 28,77% 12,21% -37,83% -57,78% Marża EBITDA (EBIT + amortyzacja) % 61,15% 42,63% 62,34% 43,26% 76,90% 62,15% 44,29% 15,25% Wartość godziwa elektrowni na 1 MW mocy 000 PLN 3 067,9 1 907,4 2 974,0 1 787,1 5 910,2 4 594,7 1 038,4-42,8 Marża EBITDA przed i po zmianach w danym scenariuszu 100% 80% 60% 40% 20% 61,15% 42,63% 62,34% 43,26% 76,90% 62,15% 44,29% 15,25% 0% Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po Źródło: obliczenia własne TPA Horwath na podstawie odpowiedzi ankietowych. W najbardziej pesymistycznym wariancie (niska produktywność i pesymistyczne scenariusze cen energii i świadectw pochodzenia) średni IRR osiąga bardzo niski poziom sięgającym minus kilkunastu procent. Z punktu widzenia inwestorów kapitałowych i banków oznacza to poniesienie tak dużych strat, że poza odwrotem od finansowania inwestycji w energetyce, szczególnie odnawialnej (co obserwujemy już dziś), można spodziewać się nieodwracalnej utraty reputacji Polski jako miejsca inwestycji w ogóle. 13
Wyniki Płynność finansowa spółek celowych (w roku 2016) Cena świadectwa pochodzenia na poziomie 124,4 PLN/MWh, produktywność P50 DSCR w danym roku przed i po zmianach dla danego scenariusza 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 1,60 1,21 1,22 1,32 0,96 0,98 0,62 0,45 Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po Średni DSCR z umowy kredytowej Poziom zapewniający finansowanie z działalności bieżącej Źródło: obliczenia własne TPA Horwath na podstawie odpowiedzi ankietowych. Przy założeniu średniej produktywności na poziomie P50 jeszcze przed wprowadzeniem zmian w ustawie znaczna część spółek celowych (a także przeciętna ankietowana spółka) wykazuje wskaźnik zdolności do obsługi długu poniżej poziomu zapisanego w umowach kredytowych (co wynika z obecnych cen energii i zielonych certyfikatów). Oznacza to, że już w chwili obecnej część spółek nie spełnia wymogów, których przestrzeganie w okresie umowy było warunkiem jej zawarcia. Po wejściu w życie projektu ustawy w obecnej proponowanej formie średni wskaźnik DSCR zbliża się do jedności, co oznacza, że spółki bardzo często nie będą w stanie pokrywać zobowiązań wobec banków z generowanych na bieżąco przepływów. 14
Wyniki Płynność finansowa spółek celowych (w roku 2016) Cena świadectwa pochodzenia na poziomie 124,4 PLN/MWh, produktywność P90 DSCR w danym roku przed i po zmianach dla danego scenariusza 1,6 1,4 1,35 1,2 1,0 0,8 0,99 0,72 1,00 0,74 1,05 0,6 0,4 0,2 0,46 0,24 0,0 Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po Średni DSCR z umowy kredytowej Poziom zapewniający finansowanie z działalności bieżącej Źródło: obliczenia własne TPA Horwath na podstawie odpowiedzi ankietowych. W optymistycznym scenariuszu cenowym, ale przypadku wystąpienia w 2016 r. niesprzyjających warunków atmosferycznych (produktywność na poziomie P90), średni wskaźnik DSCR po wprowadzeniu zmian sięga ok. 0,7, co oznacza, że przepływy generowane z bieżącej działalności są o ok. 30% niższe niż zapadająca rata kredytu. W przypadku utrzymywania się takiego scenariusza, nawet jeśli bank finansujący nie zdecyduje się na wypowiedzenie umowy kredytowej skutkujące wymagalnością całego kredytu, to spółka nie będzie w stanie obsługiwać zobowiązań kredytowych z bieżących przepływów. 15
Wyniki Płynność finansowa spółek celowych (w roku 2016) Cena świadectwa pochodzenia na poziomie 113,6 PLN/MWh, produktywność P50 DSCR w danym roku przed i po zmianach dla danego scenariusza 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 1,53 1,15 1,16 1,25 0,90 0,92 0,58 0,40 Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po Średni DSCR z umowy kredytowej Poziom zapewniający finansowanie z działalności bieżącej Źródło: obliczenia własne TPA Horwath na podstawie odpowiedzi ankietowych. Przy założeniu pesymistycznych scenariuszy cenowych w roku 2016 płynność finansowa średniej spółki jest na poziomie zbliżonym do przedstawionego wcześniej scenariusza z wyższą ceną świadectwa pochodzenia (strona 14) średnia wartość DSCR spada nieznacznie poniżej jedności. 16
Wyniki Płynność finansowa spółek celowych (w roku 2016) Cena świadectwa pochodzenia na poziomie 113,6 PLN/MWh, produktywność P90 DSCR w danym roku przed i po zmianach dla danego scenariusza 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 1,29 0,94 0,95 1,00 0,67 0,68 0,42 0,19 Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po Średni DSCR z umowy kredytowej Poziom zapewniający finansowanie z działalności bieżącej Źródło: obliczenia własne TPA Horwath na podstawie odpowiedzi ankietowych. W najbardziej pesymistycznym scenariuszu środki pieniężne generowane z bieżącej działalności pozwalają na spłatę jedynie ok. 67% raty kredytowej zapadającej w danym okresie. 17
Wyniki Płynność finansowa spółek celowych (w roku 2016) Odsetek spółek niespełniających wymogu minimalnego DSCR przed i po wprowadzeniu zmian* Cena świadectwa pochodzenia na poziomie 124,4 PLN/MWh Cena świadectwa pochodzenia na poziomie 113,6 PLN/MWh Jednostka Przed Po Przed Po Produktywność P50 przeciętny rok. % 40,00% 85,00% 50,00% 85,00% Produktywność P90 gorszy rok % 80,00% 100,00% 85,00% 100,00% Dla farm spełniających kryterium DSCR policzyliśmy również średnią nadwyżkę wskaźnika ponad wartością z umowy kredytowej. Wyniki analizy przedstawione zostały w poniższej tabeli. Jednostka Cena świadectwa pochodzenia na poziomie 124,4 PLN/MWh Cena świadectwa pochodzenia na poziomie 113,6 PLN/MWh Przed Po Przed Po Produktywność P50 przeciętny rok x 0,23 0,20 0,20 0,09 Produktywność P90 gorszy rok x 0,14 0,00 0,11 0,00 Źródło: obliczenia własne TPA Horwath na podstawie odpowiedzi ankietowych. * We wszystkich zaprezentowanych scenariuszach cena energii elektrycznej w roku 2016 wynosi 166,8 PLN/MWh 18
Wyniki Płynność finansowa spółek celowych (w roku 2016) Cena świadectwa pochodzenia na poziomie 124,4 PLN/MWh 15% Cena świadectwa pochodzenia na poziomie 113,6 PLN/MWh 15% 40% 50% P50 Przed Po Przed Po 60% 50% 85% 85% 20% 0% 15% 0% P90 Przed Po Przed Po 80% 100% 85% 100% Projekty naruszające warunek Projekty spełniające warunek W okręgu przedstawiono odsetek projektów spełniających lub nie wymóg minimalnego wskaźnika DSCR na średnim poziomie podanym w ankiecie (1,20x) w roku 2016. Strzałką oznaczono wejście w życie ustawy odległościowej w omawianym kształcie 19
Implikacje dla systemu aukcyjnego Pod względem obciążenia podatkiem od nieruchomości sytuacja elektrowni wiatrowych będzie wyjątkowo niekorzystna w porównaniu z innymi źródłami wytwarzania energii elektrycznej można wręcz mówić o dyskryminacji. Technologia Podstawa opodatkowania jako % wartości aktywów brutto Podatek od nieruchomości w przeliczeniu na 1 MWh wyprodukowanej energii elektrycznej Elektrownia węglowa ok. 17% ok. 3,2 PLN/MWh Elektrociepłownia gazowa ok. 17% ok. 2,9 PLN/MWh Elektrownia wiatrowa (aktualne regulacje) ok. 30-40% ok. 12-13 PLN/MWh Elektrownia wiatrowa (po wejściu w życie ustawy odległościowej w proponowanym kształcie) Źródło: PSEW. ok. 100% ok. 50 PLN/MWh Wyższe obciążenie farm wiatrowych wpływa więc znacząco na ich rentowność i powinno spowodować zwiększone oczekiwania inwestorów co do uzyskanej ceny aukcyjnej, co podniesie koszt wspierania energii z OZE przez konsumenta. Łącznie LCOE powinno wzrosnąć o ok. 30-40 PLN/MWh w związku z podniesieniem opodatkowania podatkiem od nieruchomości oraz ok. 12 PLN/MWh w związku z wprowadzeniem opłaty UDT. Jest to równoznaczne ze zwiększeniem progu rentowności nowych instalacji, a co za tym idzie, cen żądanych na aukcjach. 20