Analiza: efekty zwiększenia obciążeń podatkowych wenergetyce wiatrowej

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 (w formie zaprezentowanej podczas III czytania projektu). 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 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. 6,2% przed wprowadzeniem ustawy do ok. 1,5%
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 15% na poziomie
wartości przedsiębiorstwa oraz 30% 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. 50%
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. 80%. 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. 30-40 PLN/MWh co może mieć
wpływ na cenę oferowaną przez producentów podczas aukcji, a co za tym idzie wyższy koszt systemu wsparcia.
3
* Wskaźnik zdolności do obsługi zadłużenia (stosunek wolnych przepływów pieniężnych do raty kredytu).

Metodologia
W poniższym dokumencie używane są następujące skróty i oznaczenia:
4
Źródło: TPA Horwath.
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.
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

Metodologia
 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.
5
Dane ankietowe Jednostka Średnia Mediana
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
% 31,5% 27,5%
Oprocentowanie kredytu ponad stopę
referencyjną
% 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

Metodologia
W modelu przewidziano następujące zmienne:
 Dwa scenariusze cen świadectw pochodzenia
 Pierwszy, optymistyczny, w którym przyjęto równomierną ścieżkę wzrostu ceny od 99,1 PLN w 2016 r. (kurs
instrumentu PMOZE_A ważony wolumenem obrotów za okres od 1 do 19 maja 2016 r.) do 275,0 PLN w 2030 r.
 Drugi, pesymistyczny, w którym przyjęto stałą cenę certyfikatu na poziomie 99,1 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%.
6
Scenariusze cenowe
100
150
200
250
300
350
Optymistyczny scenariusz cen energii Optymistyczny scenariusz cen zielonych certyfikatów
Pesymistyczny scenariusz cen energii Pesymistyczny scenariusz cen zielonych certyfikatów

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.
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 110,8 PLN/MWh, cena energii elektrycznej na poziomie
166,8 PLN/MWh, produktywność na poziomie P50,
 Optymistyczny P90 – cena zielonego certyfikatu na poziomie 110,8 PLN/MWh, cena energii elektrycznej na poziomie
 Pesymistyczny P50 – cena zielonego certyfikatu na poziomie 99,1 PLN/MWh, cena energii elektrycznej na poziomie
 Pesymistyczny P90 – cena zielonego certyfikatu na poziomie 99,1 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.
9
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%

Wyniki – Rentowność inwestycji w elektrownie wiatrowe
10
 Średnia wartość godziwa inwestycji w 1 MW mocy obniża się o 0,75 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.
Optymistyczny scenariusz cenowy energii i świadectw pochodzenia, produktywność P50
Źródło: obliczenia własne TPA Horwath na podstawie odpowiedzi ankietowych.
P50
Średnia Mediana Maksimum Minimum
Jednostka Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po
Stopa zwrotu z inwestycji (IRR) na moment budowy % 6,18% 1,46% 5,02% 0,85% 24,73% 16,49% -12,92% -23,46%
Wynik finansowy (2016) na 1 MW 000 PLN -56,0 -140,2 -50,9 -147,4 232,6 177,9 -332,8 -457,0
Marża EBIT (operacyjna) % 13,65% 2,83% 15,53% 4,24% 38,42% 29,97% -18,32% -35,46%
Marża EBITDA (EBIT + amortyzacja) % 66,38% 54,92% 67,82% 55,78% 80,77% 72,22% 52,18% 36,41%
Wartość godziwa elektrowni na 1 MW mocy 000 PLN 5 437,0 4 693,9 5 540,8 4 787,8 9 454,4 8 457,7 2 286,8 1 513,8
Marża EBITDA przed i po zmianach w danym scenariuszu
66,38%
54,92%
67,82%
55,78%
80,77%
72,22%
52,18%
36,41%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Przed Po Przed Po Przed Po Przed Po

11
 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).
Optymistyczny scenariusz cenowy energii i świadectw pochodzenia, produktywność P90
P90
Stopa zwrotu z inwestycji (IRR) na moment budowy % -2,49% -8,01% -2,55% -8,21% 13,07% 12,39% -24,91% -38,48%
Marża EBIT (operacyjna) % -0,79% -13,41% 0,68% -11,75% 28,06% 18,19% -39,20% -59,36%
Wartość godziwa elektrowni na 1 MW mocy 000 PLN 4 360,6 3 587,1 4 416,8 3 584,8 8 149,2 7 152,4 1 573,8 785,1
60,76%
47,39%
61,96%
47,82%
76,67%
66,30%
43,74%
25,71%
0%
20%
40%
60%
80%
100%

12
Pesymistyczny scenariusz cenowy energii i świadectw pochodzenia, produktywność P50
P50
Marża EBIT (operacyjna) % 9,84% -1,45% 11,80% 0,02% 35,70% 26,88% -23,54% -41,43%
Wartość godziwa elektrowni na 1 MW mocy 000 PLN 3 715,1 2 927,7 3 622,3 2 745,9 6 540,6 5 543,9 1 528,5 730,5
 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).
64,90%
52,93%
66,40%
53,83%
79,92%
70,99%
50,07%
33,61%
0%
20%
40%
60%
80%
100%

13
Pesymistyczny scenariusz cenowy energii i świadectw pochodzenia, produktywność P90
P90
Marża EBIT (operacyjna) % -5,23% -18,41% -3,70% -16,68% 24,88% 14,58% -45,34% -66,39%
Wartość godziwa elektrowni na 1 MW mocy 000 PLN 2 836,4 1 981,9 2 739,3 1 858,7 5 579,9 4 583,1 912,0 105,0
 W najbardziej pesymistycznym wariancie (niska produktywność i niekorzystne ceny energii
i świadectw pochodzenia) średni IRR osiąga bardzo niski poziom – do 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.
59,03%
45,07%
60,29%
45,52%
75,64%
64,81%
41,26%
22,43%
0%
20%
40%
60%
80%

Wyniki – Płynność finansowa spółek celowych (w roku 2016)
14
Cena świadectwa pochodzenia na poziomie 110,8 PLN/MWh, produktywność P50
 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.
DSCR w danym roku przed i po zmianach dla danego scenariusza
1,13
0,96
1,15
0,98
1,52
1,34
0,57
0,40
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
Średni DSCR z umowy kredytowej Poziom zapewniający finansowanie z działalności bieżącej

15
 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.
0,93
0,73
0,94
0,75
1,27
1,09
0,42
0,25
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6

16
 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 już jednak znacząco poniżej jedności.
1,07
0,90
1,08
0,91
1,44
1,26
0,53
0,36
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6

17
 W najbardziej pesymistycznym scenariuszu środki pieniężne generowane z bieżącej działalności pozwalają na
spłatę jedynie ok. 67% raty kredytowej zapadającej w danym okresie.
0,87
0,67
0,88
0,69
1,21
1,02
0,38
0,21
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6

18
Odsetek spółek niespełniających wymogu minimalnego DSCR przed i po wprowadzeniu zmian*
Dla farm spełniających kryterium DSCR policzyliśmy również średnią nadwyżkę wskaźnika ponad wartością z umowy
kredytowej. Wyniki analizy przedstawione zostały w poniższej tabeli.
Cena świadectwa pochodzenia na
poziomie 110,8 PLN/MWh
Jednostka
Przed Po Przed Po
Produktywność P50 – przeciętny rok. % 50,00% 80,00% 65,00% 90,00%
Produktywność P90 – gorszy rok % 85,00% 100,00% 90,00% 100,00%
Jednostka
Przed Po Przed Po
Produktywność P50 – przeciętny rok x 0,18 0,16 0,16 0,11
Produktywność P90 – gorszy rok x 0,07 0,00 0,04 0,00
* We wszystkich zaprezentowanych scenariuszach cena energii elektrycznej w roku 2016 wynosi 166,8 PLN/MWh

19
P50
P90
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
Przed
Przed
Przed
Przed
Po
Po
Po
Po
50%50%
80%
20%
65%
35%
90%
10%
85%
15%
100%
0%
90%
10%
100
%
0%

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.
20
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)
ok. 100% ok. 40 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. Jest to równoznaczne ze zwiększeniem progu rentowności nowych instalacji, a co za tym idzie, cen
żądanych na aukcjach.
Źródło: PSEW.

Analiza: efekty zwiększenia obciążeń podatkowych wenergetyce wiatrowej

Recommended

Recommended

More Related Content

Similar to Analiza: efekty zwiększenia obciążeń podatkowych wenergetyce wiatrowej

Similar to Analiza: efekty zwiększenia obciążeń podatkowych wenergetyce wiatrowej (20)

More from Grupa PTWP S.A.

More from Grupa PTWP S.A. (20)

Analiza: efekty zwiększenia obciążeń podatkowych wenergetyce wiatrowej