Analiza wpływu proponowanych zmian w systemie wsparcia na energetykę wiatrową w Polsce

www.pwc.pl/ Analiza wpływu proponowanych zmian w systemie wsparcia na energetykę wiatrową w Polsce Październik 2012

Spis treści Wstęp... 3 Podsumowanie... 4 System wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce...12 Aktualny system wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce...12 Proponowane zmiany w systemie wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce...14 Analiza założeń przyjętych przez Ministerstwo Gospodarki na potrzeby projektu ustawy o OZE... 20 Czynniki determinujące potrzebę rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce... 24 Analiza wpływu zmian w systemie wsparcia na ekonomikę przykładowej farmy wiatrowej... 28 Zakres analizy i źródła danych... 28 Analiza wpływu proponowanych zmian w systemie wsparcia na nowe farmy wiatrowe... 28 Analiza wpływu proponowanych zmian w systemie wsparcia na istniejące farmy wiatrowe... 40 Wnioski końcowe... 44 Definicje i skróty... 46 Podsumowanie w języku angielskim (summary)... 47 Załącznik 1 Wsparcie rozwoju energetyki odnawialnej w Unii Europejskiej... 55 Załącznik 2 Analiza wrażliwości na dyskonto w rynkowej cenie energii elektrycznej... 61 PwC / Strona 2

Wstęp Raport Analiza wpływu proponowanych zmian w systemie wsparcia na energetykę wiatrową w Polsce został przygotowany w związku z trwającymi pracami nad ustawą dotyczącą odnawialnych źródeł energii. Do chwili obecnej Ministerstwo Gospodarki przedstawiło opinii publicznej cztery projekty ustawy o odnawialnych źródłach energii pierwszy projekt w grudniu 2011 r., drugi projekt w lipcu 2012 r., kolejne zaś w październiku 2012 r. Wszystkie projekty zawierają propozycje, które spowodowałyby istotne zmiany w systemie wsparcia energetyki odnawialnej, w tym energetyki wiatrowej. Głównym celem niniejszego dokumentu było przeanalizowanie wpływu zmian w systemie wsparcia zaproponowanych w projekcie ustawy o OZE z 9 października 2012 r. na lądowe farmy wiatrowe. Dokument zawiera następujące elementy: Opis aktualnego systemu wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce oraz zmian zaproponowanych w tym systemie przez Ministerstwo Gospodarki (rozdział System wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce ); Przegląd kluczowych czynników wywołujących potrzebę rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce (rozdział Czynniki determinujące potrzebę rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce ); Oszacowanie wskaźników opłacalności przykładowej farmy wiatrowej przy uwzględnieniu różnych scenariuszy dotyczących systemu wsparcia (rozdział Analiza wpływu zmian w systemie wsparcia na ekonomikę przykładowej farmy wiatrowej ); Kluczowe wnioski z przeprowadzonych analiz (rozdział Wnioski końcowe ). Raport został opracowany na zlecenie Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej. PwC / Strona 3

Podsumowanie Konieczność wspierania rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce wynika z krajowych celów dotyczących wzrostu udziału OZE oraz z pozytywnego wpływu tej branży na otoczenie społeczno-ekonomiczne i środowisko. Rozwój energetyki wiatrowej w Polsce jest niezbędny dla realizacji krajowego celu w zakresie udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto, wynikającego z dyrektywy 2009/28/WE (15% OZE w 2020 r.). Przekonanie to znalazło wyraz m.in. w Krajowym planie działań w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, wydanym w 2010 r. W dokumencie tym zakłada się ponad 6-krotny wzrost produkcji energii w elektrowniach wiatrowych w latach 2010-2020. W 2020 r. energetyka wiatrowa ma stanowić główne odnawialne źródło energii elektrycznej. Potrzeba rozwoju energetyki wiatrowej wynika nie tylko z dokumentów rządowych, ale również z jej pozytywnego wpływu na środowisko naturalne, bezpieczeństwo energetyczne i rozwój społeczno-gospodarczy. Zapewnienie szybkiego rozwoju energetyki wiatrowej (zgodnie z założeniami rządowymi) wymaga zagwarantowania odpowiedniego wsparcia dla elektrowni wiatrowych w horyzoncie długoterminowym. W projekcie ustawy o OZE z 9 października 2012 r. zaproponowano zmiany w systemie wsparcia energetyki odnawialnej, które mogą istotnie ograniczyć chęć inwestowania w energetykę wiatrową. W grudniu 2011 r. Ministerstwo Gospodarki przedstawiło pierwszy projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii. Projekt ten został zmodyfikowany w lipcu, a następnie w październiku 2012 r. Wszystkie opublikowane projekty zawierają propozycje istotnych zmian w systemie wsparcia energetyki odnawialnej. Analizując aktualny projekt ustawy o OZE (z 9 października 2012 r.), w powiązaniu z projektem ustawy wprowadzającej ustawę o OZE (ustawa Przepisy wprowadzające ustawę Prawo energetyczne, ustawę Prawo gazowe oraz ustawę o odnawialnych źródłach energii), szczególną uwagę warto zwrócić na poniższe kwestie, mające zasadnicze znaczenie dla rentowności i opłacalności OZE, w tym farm wiatrowych: Brak waloryzacji opłaty zastępczej projekt zakłada wprowadzenie stałej nominalnej wartości jednostkowej opłaty zastępczej na poziomie obowiązującym w 2012 r. (286,74 PLN/MWh), podczas gdy w obecnych przepisach opłata zastępcza podlega waloryzacji o stopę inflacji. Opłata zastępcza wpływa na wysokość cen zielonych certyfikatów, w związku z czym powyższa zmiana w istotny sposób obniży przyszłą rentowność odnawialnych źródeł energii. Dodatkowym czynnikiem negatywnie wpływającym na ocenę opłacalności projektów OZE będzie konieczność uwzględnienia przez inwestorów niekontrolowanego przez nich ryzyka inflacji w kalkulacjach, a w tym ryzyka stale rosnącego niedopasowania osiąganych wpływów i ponoszonych wydatków oraz rosnących napięć w gospodarce finansowej projektu, co może spowodować podwyższenie oczekiwanego zwrotu z kapitału; Wprowadzenie ograniczonego okresu wsparcia w obowiązującej ustawie Prawo energetyczne okres wsparcia dla energetyki odnawialnej nie jest ograniczony w czasie, zaś w dokumencie Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych z 2010 r. stwierdzono, że koncesjonowany wytwórca OZE może uczestniczyć w systemie przez cały okres wytwarzania energii elektrycznej z OZE. Wprowadzenie 15-letniego okresu wsparcia w wyniku uchwalenia ustawy o OZE będzie zatem odbierane przez wielu inwestorów jako działanie zmniejszające strumień ich przychodów w długim okresie; PwC / Strona 4

Obniżenie liczby przyznawanych certyfikatów za 1 MWh dla farm wiatrowych zgodnie z projektem ustawy wprowadzającej ustawę o OZE z 9 października 2012 r., farmy wiatrowe, które zostaną uruchomione w latach 2013-2014 będą otrzymywały 0,9 certyfikatu za 1 MWh; farmy uruchamiane w następnych latach będą otrzymywały jeszcze mniejszą ilość certyfikatów. W porównaniu z obecnymi przepisami, powyższe propozycje spowodują zmniejszenie opłacalności przyszłych farm wiatrowych. Propozycje te należy uznać za szczególnie niekorzystne dla projektów farm wiatrowych, które są aktualnie w zaawansowanym stadium przygotowania. Brak okresu przejściowego dla takich projektów może znaczenie opóźnić lub zablokować realizację szeregu z nich; Wprowadzenie maksymalnej ceny sprzedaży energii elektrycznej z OZE zgodnie z interpretacją przyjętą na potrzeby niniejszego dokumentu, w myśl art. 61 ust. 2 projektu ustawy o OZE z 9 października 2012 r., sprzedaż energii elektrycznej wyprodukowanej w jednostce OZE po cenie wyższej niż 105% ceny ustawowej na rzecz jakiegokolwiek podmiotu spowoduje utratę prawa do zielonych certyfikatów. Powyższa cena ustawowa ustalana będzie jako minimum z kwoty 198,9 PLN/MWh podlegającej waloryzacji o stopę inflacji i ceny energii na rynku konkurencyjnym w roku poprzednim. Ustawa o OZE wprowadzi więc maksymalny poziom ceny energii elektrycznej z OZE, ograniczając jednocześnie swobodę właścicieli OZE w funkcjonowaniu na rynku energii. Jednostki OZE będą narażone na ryzyko znaczącego spadku przychodów w okresach gorszej koniunktury rynkowej (na skutek spadku cen energii elektrycznej na rynku, a także spadku cen certyfikatów w wyniku nadpodaży), nie będą jednak miały możliwości odrobienia strat w okresach lepszej koniunktury; Nieefektywny mechanizm zapobiegania nadpodaży certyfikatów projekt ustawy o OZE z października 2012 r. zawiera przepisy, które zobowiązują Ministra Gospodarki do analizy sytuacji na rynku zielonych certyfikatów w momencie, gdy zjawisko nadpodaży już wystąpi (ceny certyfikatów przez co najmniej 2 kwartały będą na poziomie poniżej 75% opłaty zastępczej). W wyniku powyższej analizy Minister Gospodarki może, lecz nie jest zobowiązany do podniesienia wysokości obowiązkowego udziału energii elektrycznej z OZE w wolumenie sprzedaży energii do odbiorców końcowych, co mogłoby skutkować ograniczeniem zjawiska nadpodaży w kolejnych latach. Inwestorzy muszą się zatem liczyć z ryzykiem nie tylko przejściowej, ale również trwałej nadpodaży na rynku zielonych certyfikatów; Zmiana zasad funkcjonowania dla istniejących instalacji OZE przepisy zaproponowane w październiku 2012 r. przewidują niekorzystne zmiany zasad wsparcia nie tylko dla przyszłych instalacji, ale również dla istniejących jednostek. Dotyczy to w szczególności: zmiany sposobu kształtowania opłaty zastępczej (brak indeksacji), zmiany sposobu ustalania ustawowej ceny energii elektrycznej z OZE, odebrania możliwości sprzedaży energii elektrycznej po cenie wyższej niż 105% ceny ustawowej oraz wprowadzenia limitowanego okresu wsparcia. Niekorzystne zmiany w systemie wsparcia będą krzywdzące przede wszystkim dla właścicieli instalacji, które zostały wybudowane w okresie obowiązywania obecnego systemu (po 2005 r.). PwC / Strona 5

System wsparcia zaproponowany w projekcie ustawy o OZE z 9 października 2012 r. utrudni realizację nawet projektów farm wiatrowych charakteryzujących się wysoką produktywnością i niskimi nakładami inwestycyjnymi. W poniższej tabeli przedstawiono opłacalność inwestycji (przy zastosowaniu wskaźnika wartości bieżącej netto NPV 1 ) w przykładową nową lądową farmę wiatrową, w zależności od poziomu nakładów inwestycyjnych i produktywności, w scenariuszu zakładającym wprowadzenie w życie projektu ustawy z 9 października 2012 roku i sprzedaż energii po cenie równej 105% ceny ustawowej w okresie wsparcia 2. Wykres pod tabelą przedstawia natomiast skumulowane zdyskontowane wolne przepływy pieniężne dla przykładowej farmy wiatrowej o bazowej produktywności (2 100 MWh/MW) i nakładach inwestycyjnych (1,6 mln EUR/MW), w poszczególnych latach realizacji i funkcjonowania farmy, dla powyższego scenariusza. Tabela 1. Wartość bieżąca netto* przykładowej nowej farmy wiatrowej przy założeniu wdrożenia projektu ustawy o OZE z 9 października 2012 r. (mln PLN) *Przy WACC = 9,6%. Produktywność netto farmy wiatrowej Źródło: opracowanie własne. Nakłady inwestycyjne (mln EUR/MW) 1,5 1,6 1,7 1,8 2 500 9-10 -30-49 2 400-6 -26-45 -65 2 300-22 -41-61 -81 2 200-37 -57-77 -98 2 100-53 -73 (wariant bazowy) -94-115 2 000-69 -90-111 -132 1 900-86 -107-128 -150 1 800-102 -124-146 -168 Rysunek 1. Skumulowane zdyskontowane przepływy pieniężne* w okresie prognoz dla analizowanej farmy wiatrowej o bazowej produktywności i nakładach inwestycyjnych w scenariuszu zakładającym wdrożenie projektu ustawy o OZE z 9 października 2012 r. (mln PLN) 0-100 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033-200 -300 NPV = -73 mln PLN -400 *Przy WACC = 9,6%. Źródło: opracowanie własne. 1 NPV oznacza sumę zdyskontowanych na moment bieżący wydatków (w tym wydatków inwestycyjnych i operacyjnych) oraz wpływów związanych z projektem. 2 Kluczowe bazowe założenia analizy: moc farmy 50 MW, produktywność bazowa 2 100 MWh/MW, nakłady inwestycyjne bazowe 1,6 mln EUR/MW, koszt zakupu projektu bezpośrednio przed rozpoczęciem inwestycji 150 tys. EUR/MW, okres eksploatacji 20 lat, WACC 9,6%, moment na który wykonano szacunki 31 lipca 2012 r., ścieżki cen energii na rynku konkurencyjnym przyjęte w oparciu o raport Redpoint z lipca 2012 r., ceny certyfikatów przyjęte na poziomie 90% opłaty zastępczej. Szczegółowe założenia przedstawiono na stronie 25. PwC / Strona 6

Wprowadzenie w życie projektu ustawy z października 2012 r. doprowadziłoby do sytuacji, w której rentowność większości projektów farm wiatrowych byłaby niewystarczająca do ich podjęcia. Nawet w przypadku spełnienia jednocześnie warunków wysokiej produktywności farmy (2 500 MWh/MW) oraz niskiego poziomu nakładów inwestycyjnych (1,5 mln EUR/MW), oszacowany poziom zwrotu z inwestycji byłby zbyt niski, aby inwestycja została podjęta.poniżej dla porównania przedstawiono wyniki analizy opłacalności dla przykładowej nowej farmy wiatrowej w scenariuszu zakładającym utrzymanie obecnego systemu wsparcia, a także w scenariuszu zakładającym wdrożenie projektu ustawy z grudnia 2011 r. (przy założeniu wskaźnika korekcyjnego na poziomie 0,75). Tabela 2. Wartość bieżąca netto* przykładowej nowej farmy wiatrowej przy założeniu utrzymania obecnego systemu wsparcia oraz wdrożenia projektu ustawy o OZE z grudnia 2011 r. Produktywność netto farmy wiatrowej Utrzymanie obecnego systemu wsparcia Wdrożenie propozycji z grudnia 2011 r. Nakłady inwestycyjne (mln EUR/MW) Produktywność netto farmy Nakłady inwestycyjne (mln EUR/MW) 1,5 1,6 1,7 1,8 wiatrowej 1,5 1,6 1,7 1,8 2 500 180 160 141 122 2 500 28 9-11 -31 2 400 157 138 119 100 2 400 12-8 -28-48 2 300 135 116 97 77 2 300-5 -24-45 -65 2 200 113 94 74 55 2 200-21 -41-62 -82 2 100 91 71 (wariant bazowy) 52 32 2 100-38 -58 (wariant bazowy) -79-100 2 000 68 49 29 9 2 000-55 -76-97 -118 1 900 46 26 6-14 1 900-72 -93-114 -136 1 800 23 3-17 -38 1 800-90 -111-132 -154 *Przy WACC = 9,6 %. Źródło: opracowanie własne. W porównaniu do obecnego systemu wsparcia, zarówno system zaproponowany w grudniu 2011 r., jak i ten przedstawiony w październiku 2012 r. jest niekorzystny dla przyszłych lądowych farm wiatrowych. Scenariusz zakładający wprowadzanie projektu ustawy z grudnia 2011 r. (przy uwzględnieniu wskaźnika korekcyjnego na poziomie 0,75 dla farm wiatrowych) jest nieznacznie korzystniejszy niż scenariusz zakładający wprowadzenie w życie projektu ustawy z października 2012 r. Poniższy wykres prezentuje skumulowane zdyskontowane wolne przepływy pieniężne dla przykładowej farmy wiatrowej o bazowej produktywności (2 100 MWh/MW) i nakładach inwestycyjnych (1,6 mln EUR/MW), w poszczególnych latach realizacji i funkcjonowania farmy, dla scenariusza zakładającego utrzymanie obecnego systemu wsparcia. PwC / Strona 7

Rysunek 2. Skumulowane zdyskontowane przepływy pieniężne* w okresie prognoz dla analizowanej farmy wiatrowej o bazowej produktywności i nakładach inwestycyjnych w scenariuszu zakładającym utrzymanie obecnego systemu wsparcia (mln PLN) 100 0-100 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033-200 -300 NPV = 71 mln PLN -400 *Przy WACC = 9,6%. Źródło: opracowanie własne. Przy założeniu kontynuacji obecnego systemu wsparcia dla elektrowni wiatrowych, przykładowa farma o produktywności 2 100 MWh/MW i nakładach 1,6 mln EUR/MW osiąga próg rentowności dopiero w 17-stym roku od rozpoczęcia budowy. Należy podkreślić, że powyższe wyniki są uzależnione od przyjętej ceny energii elektrycznej. Nieefektywny mechanizm ograniczania nadpodaży certyfikatów zaproponowany w projekcie ustawy o OZE z 9 października 2012 r. dodatkowo pogarsza sytuację inwestorów na rynku farm wiatrowych. Poniżej przedstawiono analizę opłacalności inwestycji w przykładową nową farmę wiatrową, w zależności od poziomu nakładów inwestycyjnych i produktywności, dla scenariusza zakładającego wprowadzenie w życie projektu ustawy z października 2012 roku (w tym sprzedaż energii elektrycznej po cenie równej 105% ceny ustawowej w okresie wsparcia) oraz utrzymywanie się ceny świadectw pochodzenia na poziomie 75% opłaty zastępczej w wyniku nadpodaży certyfikatów na rynku. Tabela 3. Wartość bieżąca netto* przykładowej nowej farmy wiatrowej przy założeniu wdrożenia projektu ustawy o OZE z 9 października 2012 r. i utrzymywaniu się ceny certyfikatów na poziomie 75% opłaty zastępczej (mln PLN) Produktywność netto farmy wiatrowej Nakłady inwestycyjne (mln EUR/MW) 1,5 1,6 1,7 1,8 2 500-19 -39-59 -79 2 400-34 -54-74 -94 2 300-48 -69-89 -110 2 200-63 -84-105 -126 2 100-78 -99 (wariant bazowy) -121-142 2 000-94 -115-137 -159 1 900-110 -132-154 -176 1 800-126 -148-171 -193 *Przy WACC = 9,6%. Źródło: opracowanie własne. PwC / Strona 8

Długoterminowa nadpodaż certyfikatów, przy założeniu wdrożenia aktualnego projektu ustawy o OZE, spowodowałaby, że nawet projekty farm wiatrowych o wysokiej wietrzności i niskich nakładach kapitałowych znalazłyby się poniżej progu opłacalności. Modyfikacja aktualnego projektu ustawy o OZE, zakładająca przywrócenie indeksacji opłaty zastępczej i możliwości sprzedaży energii po bieżącej cenie rynkowej, zwiększyłaby szanse na odrabianie strat powodowanych nadpodażą certyfikatów i wahaniami cen energii oraz na dalszy niezbędny rozwój energetyki wiatrowej. W poniższej tabeli przedstawiono opłacalność przykładowej farmy wiatrowej, w zależności od poziomu nakładów inwestycyjnych i produktywności, dla scenariusza zakładającego wprowadzenie w życie projektu ustawy z 9 października 2012 r. po modyfikacji polegającej na indeksacji opłaty zastępczej zgodnie ze stopą inflacji CPI oraz umożliwieniu sprzedaży energii elektrycznej po cenach rynkowych w całym okresie życia farmy wiatrowej. Tabela 4. Wartość bieżąca netto* przykładowej nowej farmy wiatrowej przy założeniu wdrożenia projektu ustawy o OZE z 9 października 2012 r. z modyfikacją zakładającą indeksację opłaty zastępczej i sprzedaż energii po cenach rynkowych (mln PLN) Produktywność netto farmy wiatrowej Nakłady inwestycyjne (mln EUR/MW) 1,5 1,6 1,7 1,8 2 500 120 101 81 62 2 400 100 81 61 42 2 300 80 61 42 22 2 200 60 41 21 2 2 100 40 21 (wariant bazowy) 1-19 *Przy WACC = 9,6%. Źródło: opracowanie własne. 2 000 20 1-20 -40 1 900 0-20 -40-61 1 800-21 -41-61 -82 W przypadku wprowadzenia modyfikacji w systemie wsparcia zaproponowanym w projekcie ustawy z października 2012 roku, w postaci indeksacji opłaty zastępczej i możliwości sprzedaży energii po cenie rynkowej, przykładowa farma wiatrowa o bazowej produktywności i kosztach budowy znajduje się nieznacznie powyżej progu opłacalności, osiągając NPV na poziomie 21 mln PLN. Nadal jednak poziom zwrotu z inwestycji dla farm wiatrowych o produktywności 2 100 MWh/MW i poniżej może nie być wystarczający dla potencjalnych inwestorów. Poniżej przedstawiono wyniki analizy opłacalności dla przykładowej nowej farmy wiatrowej w scenariuszach zakładających poprawę jednego czynnika, tj. w scenariuszu oznaczającym wdrożenie projektu z października 2012 r. (z uwzględnieniem sprzedaży energii elektrycznej po cenie równej 105% ceny ustawowej w okresie wsparcia) i indeksację opłaty zastępczej oraz w scenariuszu zakładającym wdrożenie projektu z 9 października 2012 r. i sprzedaż energii elektrycznej po cenach rynkowych w całym okresie życia farmy. PwC / Strona 9

Tabela 5. Wartość bieżąca netto* przykładowej nowej farmy wiatrowej przy założeniu wdrożenia projektu ustawy o OZE z 9 października 2012 r. w scenariuszu zakładającym indeksację opłaty zastępczej oraz w scenariuszu zakładającym sprzedaż energii po cenach rynkowych Indeksacja opłaty zastępczej Sprzedaż energii po cenach rynkowych Produktywność netto farmy wiatrowej Nakłady inwestycyjne (mln EUR/MW) Produktywność netto farmy Nakłady inwestycyjne (mln EUR/MW) 1,5 1,6 1,7 1,8 wiatrowej 1,5 1,6 1,7 1,8 2 500 64 45 26 6 2 500 65 45 26 7 2 400 47 27 8-11 2 400 47 28 8-11 2 300 29 10-10 -29 2 300 29 10-10 -30 2 200 11-8 -28-48 2 200 12-8 -28-48 2 100-6 -26 (wariant bazowy) -46-66 2 100-6 -26 (wariant bazowy) -46-67 2 000-24 -44-65 -85 2 000-24 -44-65 -86 1 900-43 -63-83 -104 1 900-43 -63-84 -105 1 800-61 -82-102 -124 1 800-61 -82-103 -124 *Przy WACC = 9,6 %. Źródło: opracowanie własne. W przypadku wprowadzenia modyfikacji w systemie wsparcia zaproponowanym w projekcie ustawy z października 2012 roku, w postaci indeksacji opłaty zastępczej, farma wiatrowa w wariancie bazowym osiąga ujemny wskaźnik NPV. Podobne wyniki farma wiatrowa osiąga w przypadku umożliwienia sprzedaży energii elektrycznej po bieżących cenach rynkowych (bez indeksacji opłaty zastępczej). W przypadku wprowadzenia w życie projektu ustawy o OZE z 9 października 2012 r., szereg istniejących farm wiatrowych, które przy obecnym systemie wsparcia były opłacalne, straci rentowność. Część z nich może nie być nawet zdolna do spłaty zaciągniętych wcześniej kredytów na budowę i zostać narażona na bankructwo. Poniżej zaprezentowano porównanie poziomu opłacalności dla przykładowej farmy wiatrowej przy założeniu, że jej uruchomienie nastąpiło w 2011 r., w zależności od przyjętej produktywności i nakładów inwestycyjnych, dla opcji zakładającej utrzymanie obecnego systemu wsparcia w całym okresie funkcjonowania farmy oraz dla opcji zakładającej zmianę systemu wsparcia począwszy od 2013 r. (zgodnie z projektem ustawy z października 2012 r.). Analiza została przeprowadzona na dzień 31 grudnia 2009 r. PwC / Strona 10

Tabela 6. Wartość bieżąca netto* przykładowej farmy wiatrowej wybudowanej w przeszłości w zależności od produktywności i poziomu nakładów inwestycyjnych (mln PLN)** Produktywność netto farmy wiatrowej Utrzymanie obecnego systemu wsparcia Zmiana systemu wsparcia w 2013 r. Nakłady inwestycyjne (mln EUR/MW) Produktywność netto farmy Nakłady inwestycyjne (mln EUR/MW) 1,5 1,6 1,7 1,8 wiatrowej 1,5 1,6 1,7 1,8 2 500 120 101 83 64 2 500 2 400 101 82 64 46 2 400 2 300 82 64 45 27 2 300 2 200 63 45 26 8 2 200 2 100 44 26 7-11 2 100 2 000 25 7-12 -30 2 000 1 900 7-12 -30-49 1 900 1 800-12 -31-49 -68 1 800 *Przy WACC = 10,2%. 23 (-97)** 8 (-93) -7 (-89) -22 (-85) -37 (-81) -52 (-78) -67 (-74) -82 (-70) **Wartości w nawiasach w tabeli dla opcji 2 oznaczają różnicę pomiędzy NPV w opcji 2 i w opcji 1. Źródło: opracowanie własne. 4 (-97) -11 (-93) -26 (-89) -41 (-85) -56 (-81) -71 (-78) -86 (-74) -101 (-70) -14 (-97) -29 (-93) -44 (-89) -59 (-85) -74 (-81) -89 (-78) -104 (-74) -119 (-70) -33 (-97) -48 (-93) -63 (-89) -78 (-85) -93 (-81) -108 (-78) -123 (-74) -138 (-70) Na podstawie przeprowadzonej analizy można stwierdzić, że zmiana zasad systemu wsparcia począwszy od 2013 r. (zgodnie z projektem ustawy z 9 października 2012 r.) istotnie pogorszy warunki funkcjonowania istniejących farm wiatrowych. Zakładając, że w momencie podejmowania decyzji inwestycyjnej (koniec 2009 r.) inwestorzy przewidzieliby zmianę systemu wsparcia od 2013 r., najprawdopodobniej nie podjęliby się realizacji inwestycji w szereg farm wiatrowych. Wprowadzenie w życie projektu ustawy o OZE z 9 października 2012 r. doprowadzi do sytuacji, w której nawet projekty farm wiatrowych o dobrej wietrzności i niskich nakładach (w szczególności niskich kosztach przyłączenia) mogą zostać niezrealizowane. Proponowana ustawa ograniczy poziom przychodów lądowych farm wiatrowych, powodując jednocześnie wzrost ich ekspozycji na ryzyko (w tym ryzyko inflacji). PwC / Strona 11

System wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce Aktualny system wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce Podstawowym mechanizmem wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce jest obecnie system świadectw pochodzenia, popularnie określanych jako zielone certyfikaty. System zielonych certyfikatów o charakterze zbywalnym został wprowadzony w wyniku nowelizacji ustawy Prawo energetyczne uchwalonej 4 marca 2005 r. 3 Certyfikaty otrzymują podmioty produkujące energię elektryczną ze źródeł odnawialnych. Każdy producent za daną ilość wyprodukowanej energii ze źródeł odnawialnych otrzymuje obecnie certyfikaty opiewające na tą samą ilość, bez względu na stosowaną technologię produkcji, moment rozpoczęcia wytwarzania, czy inne okoliczności związane z jego działalnością. Podmioty sprzedające energię elektryczną do odbiorców końcowych, odbiorcy kupujący we własnym imieniu energię na giełdzie towarowej oraz domy maklerskie realizujące na giełdzie towarowej transakcje na zlecenie odbiorców końcowych mają obowiązek uzyskać i przedstawić do umorzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki odpowiednią ilość zielonych certyfikatów lub zapłacić opłatę zastępczą. Podmiot zobowiązany, który nie przestrzega powyższego obowiązku, podlega karze pieniężnej ustalonej zgodnie z Prawem energetycznym na poziomie różnicy pomiędzy wymaganą wysokością opłaty zastępczej a uiszczoną opłatą, przy czym różnica ta mnożona jest przez 1,3. Dotychczasową wymagań w zakresie udziału energii elektrycznej z OZE w sprzedaży energii do odbiorców końcowych przez przedsiębiorstwa energetyczne, wynikającą z rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. 4, przedstawiono na wykresie poniżej. Na wykresie zaprezentowano również poziom obowiązku wynikający z nowego rozporządzenia w sprawie świadectw pochodzenia, które zostało podpisane przez Ministerstwo Gospodarki 18 października 2012 r. 3 Wcześniej, tj. od początku 2005 r. producentom wydawane były świadectwa pochodzenia o charakterze niezbywalnym, a przedsiębiorstwa energetyczne sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym miały obowiązek zakupu energii ze źródeł odnawialnych przyłączonych do ich sieci. 4 Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii. PwC / Strona 12

Rysunek 3. Obowiązkowy udział energii elektrycznej z OZE w końcowej sprzedaży energii elektrycznej przez przedsiębiorstwa energetyczne w Polsce 25% 20% 15% 10% 13,0% 14,0% 15,0% 12,0% 10,4% 10,4% 10,4% 10,9% 11,4% 11,9% 12,4% 16,0% 12,9% 17,0% 18,0% 19,0% 20,0% 5% 0% 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Obowiązek wynikający z rozporządzenia z 2008 Obowiązek wynikający z rozporządzenia z 2012 Źródło: rozporządzenie MG z dnia 14 sierpnia 2008 r., rozporządzenie MG podpisane w dniu 18 października 2012 r. Rozporządzenie z 2012 r. zawiera wyższe wartości obowiązkowych udziałów na lata 2013-2017 w stosunku do rozporządzenia z 2008 r. Podpisane ostatnio rozporządzenie wskazuje również wartości obowiązku dla lat 2018-2021. Podwyższenie obowiązkowego udziału energii ze źródeł odnawialnych podyktowane jest prawdopodobnie obserwowaną w ostatnich miesiącach nadpodażą zielonych certyfikatów, która stwarza zagrożenie dla rentowności istniejących źródeł odnawialnych i jest postrzegana jako istotne ryzyko przez inwestorów planujących inwestycje w nowe źródła. Wyjściowy poziom i sposób kształtowania opłaty zastępczej określono w ustawie Prawo energetyczne. Zgodnie z art. 9a ust. 2 tej ustawy wysokość opłaty zastępczej na rok 2006 ustalono na poziomie 240 PLN/MWh. Opłata zastępcza podlega corocznej waloryzacji o stopę inflacji (średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych) z poprzedniego roku. Poziom opłaty zastępczej począwszy od 2010 r. oraz średnią cenę zielonych certyfikatów na Towarowej Giełdzie Energii przedstawiono na wykresie poniżej. Rysunek 4. Jednostkowa opłata zastępcza oraz rynkowe ceny zielonych certyfikatów na TGE 300 280 260 240 220 275 282 268 275 287 287 287 287 287 287 287 284 279 278 278 275 261 246 200 2010 2011 I 2012 II 2012 III 2012 IV 2012 V 2012 VI 2012 VII 2012 Cena zielonych certyfikatów na TGE (indeks PMOZE_A) Opłata zastępcza Źródło: TGE, URE. W latach 2010-2011 cena zielonych certyfikatów na TGE utrzymywała się powyżej poziomu opłaty zastępczej w wyniku braku nadpodaży certyfikatów oraz dzięki zwolnieniu energii odnawialnej z akcyzy 5. W 2012 r., pomimo utrzymania zwolnienia z akcyzy, ceny certyfikatów na TGE spadły istotnie, osiągając średni poziom około 246 PLN/MWh w lipcu 2012 r. (średnia ważona cena certyfikatów na TGE w okresie od stycznia do lipca 2012 r. wyniosła 274 PLN/MWh). 5 Od 1 marca 2009 r. obowiązuje zwolnienie energii elektrycznej z OZE sprzedawanej odbiorcom końcowym z podatku akcyzowego, który dla energii elektrycznej z pozostałych źródeł wynosi aktualnie 20 PLN/MWh. PwC / Strona 13

Opłata zastępcza jest kluczowym czynnikiem kształtującym poziom rynkowych cen zielonych certyfikatów w sytuacji gdy na rynku nie występuje nadpodaż certyfikatów. Zjawisko nadpodaży certyfikatów, które można było zaobserwować w ostatnich miesiącach, spowodowało obniżenie rynkowych cen zielonych certyfikatów znacząco poniżej opłaty zastępczej. Certyfikaty dostarczają dodatkowy przychód producentom energii elektrycznej z OZE w stosunku do przychodu uzyskiwanego ze sprzedaży energii elektrycznej. Energia elektryczna sprzedawana jest na rynku konkurencyjnym, przy czym Prawo energetyczne nakłada na wyznaczone podmioty zajmujące się sprzedażą energii elektrycznej (tzw. sprzedawców z urzędu) obowiązek zakupu energii ze źródeł odnawialnych przyłączonych do sieci na terenie obsługiwanym przez danego sprzedawcę, po cenie równej średniej cenie energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w roku poprzednim. Minimalna cena zakupu energii z OZE przez sprzedawców z urzędu na rok 2012 wynosi 198,9 PLN/MWh. W celu uzyskania kredytów na sfinansowanie budowy odnawialnego źródła energii (w szczególności farmy wiatrowej), inwestorzy często zawierają długoterminowe umowy na sprzedaż energii elektrycznej i certyfikatów. W umowach takich ceny ustalane są nierzadko na poziomie znacznie niższym niż ceny rynkowe lub opłata zastępcza. Zakładając dyskonto w cenie certyfikatów w stosunku do opłaty zastępczej na poziomie np. 15% (w praktyce dyskonto może wynieść znacznie więcej), jednostkowy przychód farmy wiatrowej w 2012 r. wyniósłby około 443 PLN/MWh (przy uwzględnieniu ceny sprzedaży energii elektrycznej na poziomie 198,9 PLN/MWh i opłaty zastępczej na poziomie 286,74 PLN/MWh). Opierając się na średniej cenie certyfikatów na TGE w 2011 r. oraz wysokości obowiązkowego udziału energii elektrycznej z OZE w energii sprzedawanej odbiorcom końcowym w 2011 r., szacunkowy koszt systemu wsparcia OZE dla odbiorców końcowych w przeliczeniu na 1 MWh w roku poprzednim wyniósł około 27 PLN. Szacunek został wykonany przy założeniu, że sprzedawcy energii elektrycznej uwzględniają zwrot akcyzy (20 PLN/MWh) za energię odnawialną w kalkulacji cen dla odbiorców końcowych. Proponowane zmiany w systemie wsparcia energetyki odnawialnej w Polsce W poniższym zestawieniu zaprezentowano porównanie zasad systemu wsparcia dla odnawialnych źródeł energii (nie zaliczanych do mikroinstalacji i małych instalacji 6 ), ze szczególnym uwzględnieniem energetyki wiatrowej, według aktualnych przepisów, projektu ustawy o OZE z grudnia 2011 r. oraz projektu ustawy o OZE z 9 października 2012 r. 6 Zgodnie z projektem ustawy o OZE z 9 października 2012 r. za mikroinstalacje uznawane będą instalacje OZE o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 40 kw lub zainstalowanej łącznej mocy cieplnej lub chłodniczej do 70 kw. Za małe instalacje uznawane będą instalacje OZE o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej powyżej 40 kw do 200 kw lub zainstalowanej łącznej mocy cieplnej lub chłodniczej powyżej 70 kw do 300 kw. Dla wybranych mikroinstalacji i małych instalacji projekt ustawy z OZE przewiduje wsparcie w postaci systemu gwarantowanych taryf. PwC / Strona 14

Tabela 7. Porównanie zasad systemu wsparcia dla energetyki odnawialnej (z wyjątkiem mikroinstalacji i małych instalacji) według aktualnych przepisów oraz propozycji Ministerstwa Gospodarki Elementy systemu wsparcia Aktualne przepisy Propozycje zmian z grudnia 2011 r. Propozycje zmian z 9 października 2012 r. Poziom opłaty zastępczej Jednostkowa opłata zastępcza ustalona na 2006 r. na poziomie 240 PLN/MWh podlegająca corocznej waloryzacji o stopę inflacji z roku poprzedniego Opłata zastępcza na rok 2012 wynosi 286,74 PLN/MWh Jednostkowa opłata zastępcza stanowiąca różnicę pomiędzy kwotą 470 PLN/MWh a średnią ceną energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w roku poprzednim Kwota 470 PLN/MWh podlegałaby corocznej waloryzacji o stopę inflacji z roku poprzedniego Opłata zastępcza ustalona na stałym nominalnym poziomie (brak waloryzacji) wynoszącym 286,74 PLN/MWh Długość okresu wsparcia Brak jednoznacznie określonego okresu wsparcia Dla nowych instalacji (oddanych do użytku po wejściu w życie ustawy) wsparcie w postaci certyfikatów obowiązywałoby przez 15 lat od momentu oddania instalacji do użytku Dla instalacji oddanych do użytku po 1997 r. lecz przed wejściem w życie ustawy wsparcie w postaci certyfikatów obowiązywałoby przez 15 lat od wytworzenia po raz pierwszy energii, za którą przysługiwało świadectwo pochodzenia Dla instalacji oddanych do użytku przed 1997 r. wsparcie w postaci certyfikatów nie obowiązywałoby, chyba że instalację poddano znaczącej modernizacji po wejściu w życie ustawy o OZE w takim przypadku wsparcie obowiązywałoby przez 15 lat od modernizacji Wsparcie w postaci certyfikatów będzie obowiązywało przez 15 lat (5 lat w przypadku współspalania) od momentu oddania instalacji do użytkowania, lecz nie dłużej niż do 2035 r. W przypadku instalacji, które zostaną poddane znaczącej modernizacji, wsparcie w postaci certyfikatów będzie obowiązywało przez 15 lat od modernizacji, lecz tylko w odniesieniu do przyrostu mocy lub wydajności instalacji, i nie dłużej niż do 2035 r. Liczba certyfikatów na 1 MWh (poziom współczynnika korekcyjnego) 1 certyfikat za 1 MWh bez względu na technologię i inne czynniki Zróżnicowanie liczby certyfikatów przyznawanych za 1 MWh (poprzez współczynniki korekcyjne) w zależności od rodzaju technologii Brak gwarancji wysokości współczynników korekcyjnych w okresie wsparcia możliwy spadek współczynnika dla danej instalacji w każdym kolejnym roku Brak okresu przejściowego dla istniejących instalacji i projektów w toku Brak wysokości współczynników korekcyjnych bezpośrednio w ustawie o OZE Rozważany współczynnik korekcyjny dla lądowych farm wiatrowych o mocy > 200 kw (zgodnie z dodatkowymi informacjami Ministerstwa Gospodarki) 0,75 Zróżnicowanie liczby certyfikatów przyznawanych za 1 MWh (poprzez współczynniki korekcyjne) w zależności od rodzaju technologii Wprowadzenie zasady stałego współczynnika korekcyjnego dla danej instalacji w całym okresie wsparcia Utrzymanie współczynnika korekcyjnego równego 1 dla istniejących instalacji (zgodnie z projektem ustawy wprowadzającej z dnia 9.10.2012 r.*) Brak okresu przejściowego dla projektów w toku Podanie wartości współczynników korekcyjnych na okres 2013-2017 w ustawie wprowadzającej* dla farm wiatrowych o mocy > 500 kw: 2013 0,90 2014 0,90 2015 0,88 2016 0,86 2017 0,83 Współczynniki na kolejne lata zostaną ustalone w drodze rozporządzenia Obowiązek zakupu energii z OZE Obowiązek zakupu energii elektrycznej z OZE przez sprzedawców z urzędu po średniej cenie energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w roku poprzednim Brak obowiązku zakupu energii elektrycznej z OZE (z wyjątkiem energii z mikroinstalacji) Obowiązek zakupu energii elektrycznej z OZE przez sprzedawców zobowiązanych po niższej z dwóch cen: 198,9 PLN/MWh cena podlegająca corocznej waloryzacji o stopę inflacji z roku poprzedniego Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku PwC / Strona 15

konkurencyjnym ogłaszana przez Prezesa URE Sprzedaż energii elektrycznej po cenie wyższej niż 105% ceny określonej w ustawie skutkowałaby utratą prawa do świadectw pochodzenia Mechanizm ograniczania nadpodaży Brak ustalonego mechanizmu Brak ustalonego mechanizmu W przypadku gdy średnie ceny certyfikatów na giełdzie przez co najmniej dwa kolejne kwartały będą niższe niż 75% opłaty zastępczej, podmiot prowadzący giełdę będzie zobowiązany powiadomić o tym fakcie ministra właściwego ds. gospodarki w ciągu 14 dni po zakończeniu kwartału Jeżeli na podstawie powyższej informacji minister stwierdzi, że konieczne jest podwyższenie obowiązkowego udziału energii elektrycznej z OZE w wolumenie sprzedaży energii do odbiorców końcowych, wówczas powinien dokonać takiej zmiany w drodze rozporządzenia biorąc jednak pod uwagę możliwość realizacji celu krajowego w zakresie udziału energii i paliw wytworzonych z OZE, zużywanych w energetyce oraz w transporcie *Projekt ustawy Przepisy wprowadzające ustawę Prawo energetyczne, ustawę Prawo gazowe oraz ustawę o odnawialnych źródłach energii z dnia 9.10.2012 r. Źródło: Prawo energetyczne, projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii z grudnia 2011 r., projekt ustawy o odnawialnych źródła energii z 9 października 2012 r., projekt nowej ustawy Prawo energetyczne z grudnia 2011 r., projekt ustawy wprowadzającej z 9 października 2012 r. Analizując aktualny projekt ustawy o OZE (z 9 października 2012 r.), w powiązaniu z projektem ustawy wprowadzającej ustawę o OZE, szczególną uwagę warto zwrócić na poniższe kwestie, mające zasadnicze znaczenie dla rentowności i opłacalności OZE, w tym farm wiatrowych. Brak waloryzacji opłaty zastępczej Projekt ustawy o OZE z października 2012 r. zakłada wprowadzenie stałej nominalnej wartości jednostkowej opłaty zastępczej na poziomie obowiązującym w 2012 r. (286,74 PLN/MWh), podczas gdy w obecnych przepisach opłata zastępcza podlega waloryzacji. Zważywszy na fakt, że opłata zastępcza wpływa na wysokość cen zielonych certyfikatów, powyższa zmiana w istotny sposób obniży przyszłą rentowność odnawialnych źródeł energii. Należy przy tym pamiętać, że koszty operacyjne źródeł odnawialnych nie są stałe w czasie, i często rosną o wskaźnik inflacji. Inflacja wpływa również na koszty finansowania. Usztywnienie poziomu opłaty zastępczej spowoduje więc powstanie dodatkowego ryzyka inwestycyjnego w postaci zmian stopy inflacji. Może to doprowadzić do wzrostu kosztu kapitału (poziomu zwrotu oczekiwanego przez inwestorów). Wyeliminowanie mechanizmu indeksacji opłaty zastępczej, stanowiącej kluczowy czynnik kształtujący ceny zielonych certyfikatów, będzie miało istotny negatywny wpływ na bezpieczeństwo finansowe i rentowność istniejących instalacji OZE i opłacalność planowanych inwestycji w tej branży. Wprowadzenie ograniczonego okresu wsparcia Aktualne przepisy dotyczące systemu wsparcia nie wskazują terminu zakończenia obowiązywania tego systemu, ani w kategoriach ogólnych (tj. likwidacja całego systemu wsparcia), ani w odniesieniu do poszczególnych instalacji. Niektórzy właściciele OZE jako potencjalny termin zakończenia obecnego systemu wsparcia PwC / Strona 16

traktowali w przeszłości ostatni rok, dla którego w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z 2008 r. określono poziom obowiązkowego udziału energii z OZE (tj. rok 2017). Interpretację tą należy jednak uznać za podejście pesymistyczne, biorąc pod uwagę między innymi fakt, że w przeszłości nastąpiło już przedłużenie okresu, dla którego wyznaczono obowiązkowy udział energii z OZE (w rozporządzeniu z 2005 r. obowiązkowe udziały były określone do 2014 r., zaś w rozporządzeniu z 2008 r. już do 2017 r.). Jako założenie realistyczne jeszcze do niedawna można było przyjąć, że system wsparcia dla OZE będzie obowiązywał przez cały okres funkcjonowania danej instalacji. Warto przy tym zwrócić uwagę, że w dokumencie Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych z 2010 r. stwierdzono, że koncesjonowany wytwórca OZE może uczestniczyć w systemie przez cały okres wytwarzania energii elektrycznej z OZE. Projekt ustawy o OZE z października 2012 r. jednoznacznie wskazuje, iż okres wsparcia dla instalacji z OZE będzie ograniczony w większości przypadków do 15 lat od uruchomienia instalacji. Okres ten jest znacznie krótszy niż czas eksploatacji instalacji OZE (np. dla farm wiatrowych wynosi on około 20-25 lat). Wielu inwestorów może zatem uznać, że projekt ustawy o OZE skraca czas obowiązywania systemu wsparcia. Dodatkowo warto zwrócić uwagę, iż system wsparcia w postaci zielonych certyfikatów ma zostać zlikwidowany całkowicie w 2035 r. Na skutek braku przepisów wskazujących jednoznaczny termin obowiązywania aktualnego systemu wsparcia, w przeszłości często zakładano utrzymanie tego mechanizmu przez cały okres działania instalacji OZE. Wprowadzenie 15-letniego okresu wsparcia w wyniku uchwalenia ustawy o OZE będzie zatem odbierane przez wielu inwestorów jako działanie zmniejszające strumień ich przychodów w długim okresie. Obniżenie liczby przyznawanych certyfikatów za 1 MWh dla farm wiatrowych Zgodnie z projektem ustawy wprowadzającej z 9 października 2012 r., farmy wiatrowe, które zostaną uruchomione w latach 2013-2014 będą otrzymywały 0,9 certyfikatu za 1 MWh. Farmy uruchamiane w następnych latach będą otrzymywały jeszcze mniejszą ilość certyfikatów w przeliczeniu na 1 MWh produkowanej energii elektrycznej. W porównaniu z obecnymi przepisami, powyższe propozycje spowodują zmniejszenie opłacalności przyszłych farm wiatrowych. Propozycje te należy uznać za szczególnie niekorzystne dla projektów farm wiatrowych, które są aktualnie w zaawansowanym stadium przygotowania. W przypadku takich projektów obniżenie przewidywanych kosztów inwestycyjnych (w celu dostosowania projektu do nowych warunków systemu wsparcia) jest często niemożliwe, ponieważ wymagałoby ponownego przeprowadzenia szeregu procedur w związku ze zmianą planowanych urządzeń. Opóźnienie projektu mogłoby natomiast skutkować utratą warunków przyłączenia do sieci w wyniku przekroczenia terminów. Za pozytywne elementy proponowanych przepisów z października bieżącego roku (w stosunku do propozycji z grudnia 2011 r.) należy uznać zagwarantowanie stałego poziomu współczynnika korekcyjnego (ilości przyznawanych certyfikatów w przeliczeniu na 1 MWh energii) w całym okresie wsparcia dla danej instalacji, a także zachowanie współczynnika korekcyjnego równego 1 dla istniejących instalacji. Brak okresu przejściowego dla projektów w toku w zakresie wysokości współczynnika korekcyjnego może znaczenie opóźnić lub zablokować realizację szeregu z nich. PwC / Strona 17

Wprowadzenie maksymalnej ceny sprzedaży energii elektrycznej z OZE W myśl art. 58 projektu ustawy o OZE z 9 października 2012 r., tzw. sprzedawca zobowiązany będzie miał obowiązek zakupu energii elektrycznej z OZE po cenie równej 198,9 PLN/MWh (podlegającej waloryzacji o stopę inflacji z roku poprzedniego), nie wyższej jednak niż średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w roku poprzednim. Jednostki OZE będą miały możliwość skorzystania z powyższego uprawnienia (tj. sprzedaży energii na rzecz sprzedawcy zobowiązanego po cenie ustawowej) przez okres 15 lat od momentu ich oddania do użytkowania, nie dłużej niż do 2035 r. Zgodnie z art. 61 ust. 2 projektu ustawy o OZE, w przypadku gdy sprzedaż energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii lub energii elektrycznej wytworzonej z biogazu rolniczego w instalacji odnawialnego źródła energii przyłączonej do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej znajdującej się na terenie obejmującym obszar działania tego sprzedawcy zobowiązanego, oferowanej przez przedsiębiorstwo energetyczne lub wytwórcę, o którym mowa w art. 7 lub art. 23, następuje po cenie wyższej niż 105% ceny zakupu, określonej w art. 58, świadectwa pochodzenia nie wydaje się dla energii sprzedanej po wyższej cenie. Przytoczony powyżej fragment art. 61 projektu ustawy o OZE został sformułowany w sposób niejasny. Na potrzeby niniejszej analizy przyjmuje się jednak, że przepis ten oznacza utratę prawa do zielonych certyfikatów w przypadku sprzedaży energii elektrycznej po cenie wyższej niż 105% ceny ustawowej na rzecz jakiegokolwiek podmiotu. Interpretacja ta wskazuje na ograniczenie swobody rynkowej właścicieli jednostek OZE, którzy do tej pory mieli możliwość sprzedaży wyprodukowanej energii elektrycznej po dowolnej cenie bez ryzyka utraty przychodów z certyfikatów. Podsumowując powyższe, projekt ustawy o OZE wprowadza maksymalny poziom ceny energii z OZE (dla podmiotów, które nie chcą utracić prawa do zielonych certyfikatów), nie wprowadza natomiast poziomu minimalnego. Jednostki OZE będą więc narażone na ryzyko znaczącego spadku przychodów w okresach gorszej koniunktury rynkowej (na skutek spadku cen energii elektrycznej na rynku, a także spadku cen certyfikatów w wyniku nadpodaży), nie będą jednak miały możliwości odrobienia strat, kiedy sytuacja rynkowa ulegnie poprawie. Jest to kolejny czynnik ograniczający opłacalność nie tylko nowych instalacji OZE, ale również wszystkich istniejących jednostek OZE. Wprowadzenie maksymalnej ceny po jakiej producent powinien sprzedawać energię elektryczną z OZE, aby zachować wsparcie w postaci certyfikatów, ogranicza dotychczasową swobodę jednostek OZE w funkcjonowaniu na rynku energii. Zmiana ta wystawi jednostki OZE na ryzyko znaczącego spadku przychodów w okresach gorszej koniunktury rynkowej, przy jednoczesnym braku możliwości odrobienia strat w okresach dobrej koniunktury. Nieefektywny mechanizm zapobiegania nadpodaży certyfikatów Projekt ustawy o OZE z października 2012 r. zawiera przepisy, które zobowiązują Ministra Gospodarki do analizy sytuacji na rynku zielonych certyfikatów w momencie, gdy zjawisko nadpodaży już wystąpi (ceny certyfikatów przez co najmniej 2 kwartały będą na poziomie poniżej 75% opłaty zastępczej). W wyniku powyższej analizy Minister Gospodarki może, lecz nie jest zobowiązany do podniesienia wysokości PwC / Strona 18

obowiązkowego udziału energii elektrycznej z OZE w wolumenie sprzedaży energii do odbiorców końcowych 7, co mogłoby skutkować ograniczeniem zjawiska nadpodaży w latach następnych. W szczególności, Minister Gospodarki może nie zdecydować się na podniesienie obowiązkowego udziału energii z OZE, jeżeli uzna, że nie ma zagrożenia dla osiągnięcia krajowego celu w zakresie udziału energii i paliw wytworzonych z OZE, zużywanych w energetyce oraz w transporcie. Warto przy tym podkreślić, że wystąpienie nadpodaży na rynku certyfikatów może stanowić sygnał dla Ministra, że rozwój OZE w obszarze elektroenergetyki postępuje zgodnie z założeniami i w związku z tym nie ma potrzeby korygowania obowiązkowego udziału energii ze źródeł odnawialnych. Zakładając natomiast że Minister uzna za uzasadnione podwyższenie obowiązkowego udziału energii z OZE, należy się liczyć z możliwością niedoszacowania popytu niezbędnego do zaabsorbowania przyszłej podaży certyfikatów (w związku z niepewnością rynkową). Podsumowując powyższe, inwestorzy muszą się liczyć z ryzykiem nie tylko przejściowej, ale również trwałej nadpodaży na rynku zielonych certyfikatów. Jeżeli na skutek wystąpienia nadpodaży cena certyfikatów będzie się utrzymywała na poziomie 75% i powyżej (próg wskazany w projekcie ustawy o OZE), Minister Gospodarki nie będzie zobowiązany do podjęcia żadnych kroków w celu ograniczenia tego zjawiska. Co więcej, w powyższej sytuacji podmiot prowadzący giełdę nie będzie miał obowiązku informowania Ministra o nierównowadze na rynku certyfikatów. Obowiązku tego nie będzie również w przypadku wystąpienia głębokich spadków cen certyfikatów (znacznie poniżej 75% opłaty zastępczej), które będą trwały krócej niż dwa kolejne kwartały (część przedsiębiorstw prowadzących obrót certyfikatami może przetrzymywać je w okresie głębokich spadków cen w oczekiwaniu na zwyżki, prowadząc do chwilowego ograniczenia podaży certyfikatów, a w efekcie do powrotu cen powyżej granicy 75% opłaty zastępczej). W przypadku gdy Minister Gospodarki zdecyduje się podnieść obowiązkowy udział energii z OZE po wystąpieniu niekorzystnej sytuacji na rynku zielonych certyfikatów, jego działania mogą być znacznie opóźnione. Od momentu wystąpienia istotnej nierównowagi na rynku certyfikatów (wyrażającej się spadkiem cen certyfikatów do poziomu poniżej 75% opłaty zastępczej) do momentu przekazania Ministrowi informacji o tej sytuacji przez podmiot zobowiązany upłynie ponad pół roku. Minister po przeanalizowaniu powyższej informacji powinien wydać rozporządzenie zmieniające poziom obowiązkowego udziału energii z OZE, co również wymaga czasu. Od momentu wystąpienia nadpodaży do wprowadzenia nowych przepisów może upłynąć przynajmniej rok. Projekt ustawy o OZE z października 2012 r. nie zawiera przepisów zapobiegających nadpodaży, a jedynie mechanizm, który może złagodzić jej skutki w dłuższym okresie. Inwestorzy powinni się liczyć z istotnym ryzykiem utrzymywania się ceny certyfikatów na poziomie zbliżonym do 75% opłaty zastępczej. Zmiana zasad funkcjonowania dla istniejących instalacji OZE Przepisy zaproponowane w październiku 2012 r. przewidują niekorzystne zmiany zasad systemu wsparcia nie tylko dla przyszłych instalacji, ale również dla istniejących jednostek. Dotyczy to w szczególności: zmiany sposobu kształtowania opłaty zastępczej (brak indeksacji), zmiany sposobu ustalania ustawowej ceny energii 7 Dotyczy to również obowiązkowego udziału energii elektrycznej z OZE w wolumenie zakupu energii przez towarowe domy maklerskie lub domy maklerskie na rzecz ich klientów, w wolumenie zakupu energii przez odbiorców końcowych w odniesieniu do transakcji zawieranych przez nich bezpośrednio na giełdzie, a także w wolumenie zakupu energii przez odbiorców przemysłowych zużywających co najmniej 100 GWh energii elektrycznej rocznie i dla których udział kosztu energii w wartości produkcji wynosi co najmniej 3%. Obowiązek uzyskania zielonych certyfikatów lub uiszczenia opłaty zastępczej przez odbiorców przemysłowych stanowi nowy przepis zaproponowany w projekcie ustawy o OZE. PwC / Strona 19

elektrycznej z OZE, odebrania możliwości sprzedaży energii elektrycznej po cenie wyższej niż 105% ceny ustawowej oraz wprowadzenia limitowanego okresu wsparcia. Niekorzystne zmiany w systemie wsparcia będą krzywdzące przede wszystkim dla właścicieli instalacji, które zostały wybudowane w okresie obowiązywania obecnego systemu (od 2005 r.). Ich decyzje inwestycyjne zostały podjęte w warunkach diametralne różnych od tych, które będą konsekwencją wdrożenia projektu ustawy o OZE z 9 października 2012 r. Analiza założeń przyjętych przez Ministerstwo Gospodarki na potrzeby projektu ustawy o OZE Komentarz do danych zaprezentowanych na stronie 43 OSR Na stronie 43 Oceny skutków regulacji (OSR) z dnia 9 października 2012 r. zaprezentowano informacje dotyczące kosztów wytwarzania w energetyce wiatrowej. Dane zawarte w powyższym fragmencie mogły posłużyć Ministerstwu Gospodarki do oceny aktualnego poziomu wsparcia dla elektrowni wiatrowych. Jednostkowy przychód Zgodnie z danymi przedstawionymi przez Ministerstwo, w 2010 r. farmy wiatrowe mogły liczyć na jednostkowy przychód rzędu 450 PLN/MWh, co wyliczono jako sumę średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w 2009 r. (197,21 PLN/MWh) oraz średniej ceny sprzedaży prawa majątkowego do świadectw pochodzenia na rynku giełdowym (255,50 PLN/MWh 8 ). Wydaje się, iż obliczając powyższy jednostkowy przychód, Ministerstwo nie wzięło pod uwagę faktu, że w kontraktach długoterminowych na sprzedaż energii elektrycznej i zielonych certyfikatów (zawieranych często w celu pozyskania finansowania dłużnego), ceny ustalane są zwykle z dyskontem w stosunku do ceny rynkowej lub opłaty zastępczej. Dyskonto szczególnie często stosowane jest w odniesieniu do zielonych certyfikatów, w przypadku których nie występuje obowiązek zakupu przez wyznaczone podmioty (w przeciwieństwie do energii elektrycznej). Zakładając niewielkie dyskonto w cenie certyfikatów w stosunku do opłaty zastępczej na poziomie 10% - i uwzględniając wysokość opłaty zastępczej na rok 2010 (267,95 PLN/MWh), otrzymamy jednostkowy przychód dla farmy wiatrowej w 2010 r. na poziomie 438 PLN/MWh. Przy dyskoncie równym 20%, jednostkowy przychód na 2010 r. wyniósłby natomiast 412 PLN/MWh. Rentowność sprzedaży energetyki wiatrowej Z danych zaprezentowanych przez Ministerstwo Gospodarki wynika, że w polskich warunkach jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych wyniosły 233,47 zł/mwh. Przy uwzględnieniu tego poziomu kosztów i jednostkowego przychodu przytoczonego powyżej, Ministerstwo oszacowało teoretyczną rentowność sprzedaży energetyki wiatrowej w Polsce na poziomie blisko 48%. Analizując jednostkowe koszty wytwarzania w elektrowniach wiatrowych należy mieć na uwadze fakt, że znacząca część kosztów w tego typu jednostkach ma charakter stały (niezależny od wielkości produkcji). W związku z tym, koszty w przeliczeniu na jednostkę produkcji energii elektrycznej będą się istotnie różniły w farmach o różnej produktywności (im mniejsza produktywność farmy, tym koszty jednostkowe będą wyższe). Formułowanie wniosków na temat rentowności branży energetyki wiatrowej w oparciu o uśrednione koszty w 8 Cena świadectw pochodzenia wykorzystana w tym miejscu przez Ministerstwo odnosi się do instrumentu giełdowego PMOZE, który dotyczy świadectw pochodzenia energii elektrycznej wyprodukowanej do 28 lutego 2009 r. Należy pamiętać, iż w 2010 r. w obrocie znajdował się już instrument PMOZE_A, dotyczący świadectw pochodzenia energii wyprodukowanej od 1 marca 2009 r. Średnia cena tego instrumentu na TGE w 2010 r. wyniosła około 275 PLN/MWh. PwC / Strona 20