Przyszłość inwestycji wiatrowych okiem bankowca
– Zaraz po uchwaleniu nowego systemu wsparcia, mając na uwadze nadpodaż projektów (mocy) chcących wziąć udział w pierwszej aukcji, szacowaliśmy stopy zwrotu na kapitale w przedziale 6–10 proc. Dziś, biorąc pod uwagę wspomniane propozycje zmian legislacyjnych, ale też zachowując te same założenia, właściwie należałoby istotnie zrewidować te oczekiwania w dół – komentuje Grzegorz Linowski, dyrektor Biura Energii i Paliw w DNB Bank Polska S.A.
Należy w tym miejscu zauważyć, że sama propozycja „opodatkowania” całej instalacji wiatrowej może przełożyć się na nawet ponad 4-krotny nominalny wzrost tego podatku. Kiedy do tego dodamy opłatę do UDT (nie jest to oczywiście podatek per se, jednak należy ją traktować jako dodatkowe obciążenie administracyjne), to wzrost ten w niektórych przypadkach były 5-krotny. To oczywiście miałoby istotne odzwierciedlenie w poziomie kosztów operacyjnych ponoszonych przez projekty wiatrowe, które w pewnych przypadkach uległyby podwojeniu spychając rentowność EBITDA takich aktywów poniżej 50 proc. Trzeba podkreślić, że to są już poziomy dramatycznie ograniczające atrakcyjność projektów OZE w Polsce.
Oczywiście na odpowiedź, czy wspomniane zmiany wejdą czy też nie będziemy musieli jeszcze chwilę poczekać, dopiero wówczas będziemy w stanie ocenić ich wpływ na obecny, jak i przyszły kształt polskiego rynku wiatrowego. Można natomiast z dużym prawdopodobieństwem powiedzieć, że ewentualne kolejne, negatywne zmiany zdecydowanie ograniczą atrakcyjność naszego kraju dla potencjalnych, szczególnie zagranicznych, inwestorów OZE. Muszę jednak powiedzieć, że nie do końca wierzę, że do tego dojdzie w pełnym, proponowanym zakresie. Uważam natomiast, że podwyższone koszty (o ile proponowane zmiany zostaną wprowadzone w życie) będą raczej odzwierciedlone w zgłaszanej cenie aukcyjnej – co koniec końców przełoży się na wyższe koszty energii z perspektywy odbiorców końcowych.
Czy w pełni uda się przenieść koszty do zgłaszanej ceny aukcyjnej? Zapewne nie wszystkie projekty chcące wziąć udział w pierwszej aukcji będą w stanie utrzymać oczekiwaną stopę zwrotu spełniając wymóg maksymalnej, dopuszczonej ceny aukcyjnej. Można sobie bowiem wyobrazić, że bardziej efektywne projekty będą w stanie zaabsorbować część tych kosztów, co w ostatecznym rozrachunku poprawi konkurencyjność zgłaszanej przez projekt ceny aukcyjnej w ramach danego koszyka. Trzeba także podkreślić, że projekty wiatrowe w momencie obłożenia ich dodatkowymi podatkami i opłatami stracą na atrakcyjności w stosunku do innych instalacji energetyki wiatrowej. W Polsce przygotowano znaczący potencjał mocy i szkoda byłoby go utracić w efekcie decyzji administracyjnych.
Jeszcze inne, ważne pytanie, to jak na proponowane regulacje będzie patrzył sektor bankowy. Z perspektywy ostatnich lat finansowanie projektów wiatrowych było strukturyzowane w sposób pozwalający na uzyskanie dźwigni finansowej na poziomie 70/30 (dług/kapitał). W znacznej większości projekty były strukturyzowane w oparciu o rynkowe ryzyko cen energii elektrycznej oraz zielonych certyfikatów (o łącznej wartości powyżej 320 PLN/MWh) – ze względu na ograniczoną dostępność długoterminowych umów odbioru po stałej lub minimalnej cenie. Niestety w międzyczasie sytuacja rynkowa uległa zmianie i ceny rynkowe utrzymują się od dłuższego czasu poniżej 300 PLN/MWh. To może mieć wpływ na jakość kredytów, które finansują takie projekty.
Jeśli obecne ceny będą się utrzymywały, kredytobiorcy mogą mieć problemy z obsługą swojego zadłużenia zgodnie z pierwotnie ustalonymi harmonogramami spłaty. Problemy pojawią się oczywiście wcześniej i będą wynikały z niedotrzymania zobowiązań finansowych (a mianowicie kowenantów obsługi zadłużenia). Oczywiście w tej sytuacji rozwiązań jest co najmniej kilka. Wydaje się, że wśród nich najbardziej prawdopodobne są następujące: (i) restrukturyzacja skutkująca wydłużeniem okresu finansowania (należy pamiętać że po 15 roku od uruchomienia projektom wiatrowym będzie przysługiwał jedynie strumień pieniężny pochodzący ze sprzedaży energii elektrycznej po cenie występującej na rynku w danym momencie), (ii) przedpłata kredytu poprzez wniesienie dodatkowego kapitału własnego, ewentualnie gwarancja sponsora (gwarancja obsługi zadłużenia lub zabezpieczenie ceny energii oraz zielonego certyfikatu). Pytanie, czy wszyscy sponsorzy projektów będą w stanie wnieść dodatkowy kapitał lub poręczyć za projekt.
Grzegorz Linowski, Dyrektor Biura Energii i Paliw w DNB Bank Polska S.A.
