Prawo Włoch Cz III

Modernizacja Krajowego Systemu Elektroenergetycznego – wpływ kosztów
przyłącza do sieci na rentowność inwestycji. Cz. III
Autor: Paweł Włoch, EPA Szczecin
(„Czysta Energia” – nr 12/2009)
Opisane w cz. II zjawiska wywierają ewidentny wpływ na rentowność inwestycji budowy farm
wiatrowych. Najlepszą metodą zaprezentowania tego oddziaływania jest skorzystanie z analizy
wskaźnikowej oceny inwestycji.
W tym celu sporządzono analizę finansową dla różnych sytuacji1. Analizy dokonane były w oparciu o
ideę spółki celowej (struktura project finance). Wskaźnikami, którymi się posłużono są NPV i IRR.
Założenia do analizy finansowej
Za część wspólną analizy finansowej uznano następujące założenia:
•
inwestycja funkcjonować będzie przez 25 lat,
•
farma wiatrowa o mocy 30MW,
•
produktywność 1 MW = 2500 MWh/rok,
•
koszt budowy 1MW = 1,5 mln euro,
•
koszt budowy 1 km linii kablowej 110 kV = 1,2 mln zł,
•
cena 1 MWh energii elektrycznej w roku 0 = 140 zł,
•
cena 1 prawa majątkowego w roku 0 = 240 zł,
•
koszt bilansowania 1 MWh w roku 0 = 10 zł,
•
kurs zł/euro = 3,70 zł,
•
dzierżawy gruntów w roku 0 = 500 000 zł,
•
ubezpieczenie inwestycji w roku 0 = 500 000 zł,
•
koszty eksploatacyjne w roku 0 = 20 000 euro/MW,
•
inflacja = 3%,
•
stopa dyskonta 7%.
Wartości, takie jak cena energii elektrycznej, prawa majątkowego, bilansowania, dzierżawy,
ubezpieczenia, eksploatacji indeksowane były rokrocznie o wartość inflacji.
Nawet w przypadku korzystnie ulokowanej inwestycji względem sieci elektroenergetycznej nie można
wykluczyć kosztów związanych z opłatą przyłączeniową. Biorąc pod uwagę fakt, że obiekty są
przyłączane do napięcia 110 kV, konieczne stają się przynajmniej takie inwestycje jak pole liniowe czy
związane z tym dostosowanie szyny 110 kV. Jako korzystne założenie przyjęto, że opłata
przyłączeniowa wynosić będzie 2 mln zł. Dodatkowo ustalono, iż sama inwestycja oddalona jest od
punktu przyłączenia o 4 km, a infrastruktura sieciowa ma długość 5 km pomiędzy stacjami.
Dla takiej inwestycji NPV wynosi 206 mln zł, a IRR z całej inwestycji 8,89%.
W pierwszym analizowanym przypadku w wyniku wykonanej ekspertyzy stwierdzono, że nie zachodzi
konieczność wykonania jakichkolwiek kosztownych modernizacji, ale sam punkt przyłączenia jest
oddalony o kilkadziesiąt kilometrów. Takie sytuacje zdarzały się w szczególności w północnozachodniej Polsce, gdzie gęstość sieci elektroenergetycznej jest mała. Do analizy przyjęto dwie wartości
parametru, tzn. długość infrastruktury sieciowej określono jako 30 i 60 km, a wysokość opłaty
przyłączeniowej pozostała bez zmian. Dla tak zdefiniowanej inwestycji w tabeli 1 przedstawiono
wyniki.
Tab. 1. Wartości wskaźników dla różnej długości infrastruktury sieciowej
Długość sieci
30 km
60 km
NPV
176 mln zł
140 mln zł
IRR
6,70%
4,70%
Rys. 1. NPV i IRR dla różnej długości sieci WN
Kolejnym przypadkiem jest wysokość opłaty przyłączeniowej. W pierwszej kolejności założono
sytuację, w której operator przyjmuje zasadę, że modernizacje stanowią podstawę do obliczenia opłaty
przyłączeniowej. Efekt skali, jaki obecnie obserwuje się w branży energetyki wiatrowej, może
powodować, że ekspertyzy będą wykazywały konieczność znaczących modernizacji w celu
przyłączenia poszczególnych inwestycji. Spotykane są inwestycje, dla których koszt wymaganych
modernizacji, szacowany jest na setki milionów złotych. W ramach niniejszej analizy przyjęto dwa
przypadki, w których koszty modernizacji oszacowano na poziomie 60 mln zł i 160 mln zł, przez co
opłaty przyłączeniowe stanowiły połowę tych kwot. W tabeli 2 przedstawiono wyniki dla tych
scenariuszy.
Tab. 2. Wartości wskaźników dla różnej opłaty przyłączeniowej
Opłata
przyłączeniowa
30 mln zł
80 mln zł
NPV
IRR
178 mln zł
128 mln zł
6,83%
4,14%
Rys. 2. Wartości NPV i IRR dla róznej opłaty przyłaczeniowej
Inaczej sytuacja wygląda wtedy, gdy modernizacje są w pełni finansowane przez operatora, ale
skutecznie odwlekają w czasie przyłączenie inwestycji. Wynika to z faktu, iż same modernizacje
wymagają odpowiedniego czasu na ich realizację.
W celu wykazania wpływu takiego zjawiska na efektywność inwestycji przyjęto opóźnienie wynoszące
pięć i 10 lat. W tabeli 3 i na rysunku 2 przedstawiono wyniki wskaźników w zależności od opóźnienia
w realizacji inwestycji.
Tab. 3. Wartości wskaźników w zależności od opóźnienia.
Opóźnienie
5 lat
10 lat
NPV
127 mln zł
74 mln zł
IRR
6,84%
5%
Rys. 3. NPV i IRR dla różnego opóźnienia
Przedstawiony wariant jest stosunkowo specyficznym przypadkiem, gdyż zakłada podejmowanie
decyzji inwestycyjnych dotyczących odroczonych w czasie przedsięwzięć.
Za skrajny przypadek należy uznać taki, w którym mamy do czynienia z odległym punktem
przyłączenia i wysoką opłatą przyłączeniową, wynikającą z dużego zakresu modernizacji.
Dla wykonania analizy posłużono się jedynie wariantem, w którym modernizacje są uwzględniane w
opłacie przyłączeniowej. Do analizy przyjęto trzy warianty:
•
odległość od punktu przyłączenia 15km i opłata przyłączeniowa 15 mln zł,
•
odległość od punktu przyłączenia 25 km i opłata przyłączeniowa 25 mln zł,
•
odległość od punktu przyłączenia 50 km i opłata przyłączeniowa 50 mln zł.
W tabeli 4 i na rysunku 4 przedstawione zostały wartości wskaźników dla powyższych przypadków.
Tab. 4. Wartości wskaźników przy różnych założeniach
Założenia
15km, 15 mln zł
25km, 25 mln zł
50km, 50 mln zł
NPV
181 mln zł
159 mln zł
104 mln zł
IRR
7,02%
5,69%
3,14%
Rys. 4. Wartości NPV i IRR przy różnych założeniach
Oczywiście przy ocenie powyższych wyników należy mieć na uwadze, że przyjęte założenia nie są
wiążące i charakteryzują się odpowiednią zmiennością. Niemniej celem powyższej analizy było
wykazanie dynamiki zmienności wartości wskaźników, do czego te ustalenia w zupełności wystarczyły.
Już nie warunki a zakres ekspertyzy
Jak wynika z treści artykułu, dynamiczny rozwój energetyki wiatrowej postawił branżę w niezwykle
trudnej sytuacji. Tak jak kiedyś uznawano uzyskanie warunków przyłączenia za element dewelopmentu
projektu, obecnie uzyskanie zakresu ekspertyzy dla niektórych projektów wydaje się być istotnym
osiągnięciem. Dodatkowo szereg projektów, które posiadają warunki przyłączenia, również nie mają
gwarancji, że zostaną zrealizowane, a to z uwagi na treść samych warunków.
Oczywiście, jak wykazano w przedstawionych zestawieniach, w każdym przypadku mamy do czynienia
z rentowną inwestycją, a NPV stanowi dodatnią wartość. Ale sam fakt, że NPV jest dodatni, nie
sprawia, że wszystkie inwestycje zostaną realizowane. Dlatego też w celu uzupełnienia oceny
posłużono się wskaźnikiem IRR.
Ma on o tyle istotne znaczenie, że powiązany jest ze wskaźnikiem HR (hurdle rate), czyli wymagana
stopa zwrotu. Określa on wymagany poziom rentowności, poniżej którego projekty nie kwalifikują się
do realizacji. Jest to stricte korporacyjny zabieg, związany raczej ze stosowaną dyscypliną
inwestycyjną, aniżeli z obroną przed nierentownymi inwestycjami. Niemniej, przyjmując, że HR
stanowi wartość progową i obserwując zachowanie IRR przy symulowanych zmianach, można
zauważyć, że jego tendencja spadkowa jest dynamiczna, przez co bardzo łatwo uda się zejść poniżej
wymaganej stopy zwrotu. W ten sposób skutecznie wyklucza się przygotowane projekty z realizacji.
Abstrahując od idei wskaźnika HR, konsekwencją opisanych w artykule działań jest duża dynamika
spadkowa rentowności inwestycji. Należałoby zastanowić się nad tym, jakie ma to znaczenie, jeśli
inwestycja nadal jest rentowna.
Trzeba mieć na uwadze, że energetyka wiatrowa nie jest jedyną możliwością inwestowania. W sytuacji,
gdy rentowność przedsięwzięć spada, inwestorzy zaczynają poszukiwać innych inwestycji, co w
konsekwencji może w znaczący sposób spowolnić rozwój energetyki wiatrowej. Jednakże pozostałe
formy odnawialnych źródeł energii nie charakteryzują się tak dużym potencjałem w Polsce jak
energetyka wiatrowa, przez co osiąganie wyznaczonych celów może zostać w znaczący sposób
utrudnione.
Obserwując te zmagania z boku, można by dojść do wniosku, że nie ma w tym nic złego. W zaistniałej
sytuacji mamy do czynienia z pośrednim sterowaniem dynamiką branży, która zaczyna funkcjonować
na tle istniejącego od wielu lat Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Można byłoby założyć, że
przyjęta polityka rozwoju nie rodzi złych skutków z punktu widzenia gospodarki krajowej, do momentu
gdy przywołany zostanie jeden istotny argument – „rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie
szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw
pochodzenia…”2.
Ten akt prawny, a dokładnie jego postanowienia, są efektem ustaleń, do których przestrzegania
zobowiązał się nasz kraj przed Unią Europejską. Niespełnienie wymogu udziału energii odnawialnej w
całej produkcji energetycznej niesie za sobą duże ryzyko kar, jakie może nałożyć na Polskę Unia
Europejska. Kary te będą miały bardzo dotkliwy charakter, a to na pewno nie świadczy dobrze o
sposobie, w jaki sterowany jest rozwój energetyki wiatrowej w Polsce, będący istotnym elementem
rozwoju energetyki odnawialnej w kraju.
Źródła
1. Rogowski W.: Rachunek efektywności inwestycji. Oficyna a Wolters Kluwer Business. 2008.
2. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 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 (DzU z 2008 r. nr 156, poz. 969).