Energetyka wiatrowa w Polsce Wind energy in Poland - TPA Horwath
Energetyka wiatrowa w Polsce Wind energy in Poland - TPA Horwath
Energetyka wiatrowa w Polsce Wind energy in Poland - TPA Horwath
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
8.5<br />
74<br />
stanowić nawet około 40% ogólnych kosztów działalności<br />
farmy. Wysokość tych kosztów silnie uzależniona<br />
jest od struktury f<strong>in</strong>ansowania, oprocentowania oraz<br />
udziału preferencyjnych źródeł kapitału. Z danych rynkowych<br />
wynika, iż wskaźnik ogólnego zadłużenia kształtuje<br />
się na dość wysokim poziomie 0,8 a to oznacza<br />
istotne ryzyko prowadzenia działalności i silne uzależnienie<br />
się od kredytodawcy. Średnioroczne oprocentowanie<br />
zadłużenie wyniosło około 6%. Należy zwrócić<br />
jednak uwagę, iż obecne warunki f<strong>in</strong>ansowania uległy<br />
pogorszeniu. Zauważalny jest wzrost oprocentowania<br />
dla nowych <strong>in</strong>westycji do poziomu 7-9%, jak również<br />
wzrost wymogu udziału własnego do nawet 50%.<br />
W trakcie trwania całej <strong>in</strong>westycji, <strong>in</strong>westor zobowiązany<br />
jest do ponoszenia opłat z tytułu dzierżawy<br />
gruntu. Wysokość dzierżawy zależy przede wszystkim<br />
od <strong>in</strong>dywidulanych ustaleń pomiędzy <strong>in</strong>westorem<br />
a wydzierżawiającym. Koszt ten może wynosić rocznie<br />
około 25 tys. zł za 1 MW za<strong>in</strong>stalowanej mocy. Ryzyko<br />
związane z wysokością kosztu dzierżawy wynika<br />
przede wszystkim z charakteru umowy. W przypadku<br />
uzależnienia wysokości dzierżawy od przyszłej produktywności<br />
farmy, koszty istotnie wzrosną na etapie<br />
uruchomienia parku wiatrowego. Takie rozwiązanie<br />
może wpłynąć niekorzystanie na przyszłą rentowność<br />
projektu. Świadomość właścicieli ziemi w zakresie<br />
korzyści płynących z dzierżawy gruntu jest coraz<br />
większa, w związku z czym negocjują oni coraz lepsze<br />
warunki umów. Należy pamiętać, iż zabezpieczeniu<br />
podlegają nie tylko grunty zajęte bezpośrednio pod<br />
<strong>in</strong>westycję, ale także grunty związane z całą <strong>in</strong>frastrukturą,<br />
tj. dojazdem do farmy, zlokalizowaniem l<strong>in</strong>ii energetycznych,<br />
GPZ lub służebnością dla śmigła, które może<br />
wykraczać poza obszar zajęty przez wiatrak.<br />
Analiza opłacalności <strong>in</strong>westycji<br />
Investment profitability analysis<br />
Z przeprowadzonej analizy danych ankietowych wynika,<br />
że w dalszym ciągu istnieje istotne zróżnicowanie<br />
struktury kosztów <strong>in</strong>westycyjnych dla realizowanych<br />
projektów. Średni poziom nakładów <strong>in</strong>westycyjnych<br />
wybranych farm wiatrowych prowadzących działalność<br />
operacyjną wynosu od 6 do 6,6 mln zł w przeliczeniu<br />
na 1 MW za<strong>in</strong>stalowanej mocy. Średnia produktywność<br />
farm wiatrowych wyniosła około 2 100 MWh/MW.<br />
Koszty operacyjne wytworzenia energii w przeliczeniu<br />
na 1 MWh wyniósł nieco ponad 285 zł. Biorąc pod<br />
uwagę poziom szacowanych przychodów z 1 MWh,<br />
zysk ze sprzedaży 1 MWh wynosi około 177 zł. Należy<br />
wziąć pod uwagę fakt, iż powyższy koszt wytworzenia<br />
energii nie zawiera kosztów f<strong>in</strong>ansowania długu, a ten<br />
ze względu na wysokie nakłady <strong>in</strong>westycyjne może<br />
stanowić nawet około 40% kosztów działalności.<br />
Przeprowadzona analiza wskazuje na zróżnicowaną<br />
strukturę f<strong>in</strong>ansowania projektów wiatrowych. Należy<br />
wziąć pod uwagę fakt, że często poziom długu wynika<br />
z pożyczek od jednostek powiązanych a zatem stanowi<br />
<strong>Energetyka</strong> <strong>wiatrowa</strong> w <strong>Polsce</strong> / <strong>W<strong>in</strong>d</strong> <strong>energy</strong> <strong>in</strong> <strong>Poland</strong><br />
of total operat<strong>in</strong>g costs of a farm. Their level strongly<br />
depends on the structure of f<strong>in</strong>anc<strong>in</strong>g, <strong>in</strong>terest rate and<br />
share of preferential sources of capital. Market data<br />
<strong>in</strong>dicate that the general debt ratio stands at a fairly<br />
high level of 0.8, and that means a considerable risk<br />
for pursu<strong>in</strong>g the bus<strong>in</strong>ess activity as well as strong<br />
dependency on the lender. Average annual <strong>in</strong>terest rate<br />
on debt was ca. 6 percent. Yet, one should consider<br />
the current, less favourable conditions of f<strong>in</strong>anc<strong>in</strong>g, with<br />
a noticeable rise <strong>in</strong> the <strong>in</strong>terest rate for new <strong>in</strong>vestments<br />
to 7-9% and an <strong>in</strong>creased share of the required own<br />
contribution, which can currently equal up to 50% of<br />
the <strong>in</strong>vestment.<br />
Throughout the whole <strong>in</strong>vestment period, the <strong>in</strong>vestor<br />
is obliged to pay the land lease fee. Its level depends<br />
ma<strong>in</strong>ly on the <strong>in</strong>dividual agreement between the<br />
<strong>in</strong>vestor and the lessor. That cost may amount to ca.<br />
25 thousand PLN per 1 MW of <strong>in</strong>stalled capacity. The<br />
risk related to the level of the land lease fee results<br />
ma<strong>in</strong>ly from the type of agreement. Should the land<br />
lease fee depend on the future productivity of the farm,<br />
the costs will rise significantly once the w<strong>in</strong>d park is<br />
set <strong>in</strong> operation. This type of agreement may affect<br />
the future profitability of the project. As landowners<br />
become <strong>in</strong>creas<strong>in</strong>gly more aware of potential benefits<br />
result<strong>in</strong>g from land lease, they negotiate more<br />
favourable terms and conditions of lease agreements.<br />
One should bear <strong>in</strong> m<strong>in</strong>d that, apart from the land<br />
earmarked for the <strong>in</strong>vestment site as such, landowners<br />
provide also the land for <strong>in</strong>frastructure <strong>in</strong>clud<strong>in</strong>g access<br />
to the farm, power l<strong>in</strong>es, transformer/switch<strong>in</strong>g station,<br />
or easement to <strong>in</strong>stall a rotor blade <strong>in</strong> case it reaches<br />
beyond the area occupied by a w<strong>in</strong>d turb<strong>in</strong>e.<br />
The survey data analysis shows that the structure<br />
of <strong>in</strong>vestment costs for projects <strong>in</strong> development<br />
rema<strong>in</strong>s strongly differentiated. The average level of<br />
<strong>in</strong>vestment expenditures for specific w<strong>in</strong>d farms <strong>in</strong><br />
operation ranges from 6.0 to 6.6 million PLN per 1 MW<br />
of <strong>in</strong>stalled capacity. The average productivity of w<strong>in</strong>d<br />
farms was ca. 2,100 MWh/MW. The operat<strong>in</strong>g costs<br />
of power generation per 1 MWh were slightly above<br />
285 PLN. Given the estimated level of revenue per<br />
1 MWh, sell<strong>in</strong>g 1 MWh of <strong>energy</strong> br<strong>in</strong>gs ca. 177 PLN<br />
<strong>in</strong> profit. It should be taken <strong>in</strong>to account that the<br />
abovementioned cost of <strong>energy</strong> generation does not<br />
<strong>in</strong>clude the costs of debt f<strong>in</strong>anc<strong>in</strong>g, which, due to high<br />
<strong>in</strong>vestment expenditures, may account for up to ca.<br />
40% of the operat<strong>in</strong>g costs. The analysis <strong>in</strong>dicates<br />
a differentiated structure of f<strong>in</strong>anc<strong>in</strong>g w<strong>in</strong>d projects.<br />
One should take <strong>in</strong>to consideration that the level of<br />
debt is often a result of loans granted by affiliates<br />
or subsidiaries, which <strong>in</strong> this way represent a form<br />
of <strong>in</strong>direct f<strong>in</strong>anc<strong>in</strong>g with equity. Tak<strong>in</strong>g <strong>in</strong>to account