- Na podstawie obecnie obowiązujących regulacji w zakresie cen maksymalnych i podatków od zysków nadzwyczajnych w krajach będących głównymi rynkami Grupy w CEE, zarząd spodziewa się niewielkiego, negatywnego wpływu na przychody w Czechach oraz na Węgrzech.
- Brak negatywnego wpływu regulacji na działalność w Słowacji i w Rumunii, przy możliwym spowolnieniu budowy nowych instalacji w Polsce.
- Oczekuje się, że nowe moce oddane do użytku w 2023 r. w Rumunii i na Węgrzech przyczynią się do istotnego wzrostu przychodów i EBITDA w 2023 r. i kolejnych latach.
Zarząd PEN (PHOTON) przedstawia ocenę wpływu na wyniki spółki wprowadzonych rozwiązań w zakresie cen maksymalnych oraz podatku od nadzwyczajnych dochodów generowanych przez działające (i przyszłe) aktywa fotowoltaiczne spółki w Czechach, Słowacji, na Węgrzech, w Rumunii i w Polsce w 2023 r.
Republika Czeska
Spółka nie podlega podatkowi od zysków nadzwyczajnych, ponieważ w roku obrotowym 2021 nie przekroczyła progu przychodów z tytułu sprzedaży energii elektrycznej w wysokości 2 mld CZK (82,2 mln EUR). Limit cenowy w wysokości 180 EUR/MWh (liczony miesięcznie) został wprowadzony od 1 grudnia 2022 r. do 31 grudnia 2023 r. dla instalacji PV o mocy zainstalowanej przekraczającej 1 MWp. Powyżej ceny maksymalnej obowiązuje podatek w wysokości 90%. Trzy elektrownie znajdujące się w portfelu spółki o łącznej mocy zainstalowanej 1,273 MWp nie podlegają opodatkowaniu, natomiast pozostałe osiem elektrowni o łącznej mocy zainstalowanej 13,723 MWp jest objętych cenami maksymalnymi.
Zarząd spółki podjął decyzję o pozostaniu w programie wsparcie „Green Bonus” z całym portfelem instalacji własnych i kontynuowaniu sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej na rynku dnia następnego za pośrednictwem swojej spółki zależnej Lerta. Premia „Green Bonus” stanowi dotację w czeskimi programie wsparcia i podlega opłacie w wysokości 21%, czyli takiej samej stawce jak w 2022 r. Jedna elektrownia o zainstalowanej mocy 0,795 MWp będzie kwalifikować się do dotacji w wysokości 13 022 CZK (535 EUR) za MWh, podczas gdy pozostałe dziesięć elektrowni o mocy zainstalowanej 14, 201 MWp będzie kwalifikować się do dotacji w wysokości 11 853 CZK (487 EUR) za MWh.
W Czechach kontrakty futures na 2023 r. wynoszą obecnie 375 EUR/MWh (base load) oraz 475 EUR/MWh (peak).
Zarząd oczekuje, że w porównaniu do 2022 r. całkowity wpływ na przychody i EBITDA generowane przez portfel elektrowni własny w Czechach powinien być umiarkowany.
Słowacja
Słowacki portfel instalacji własnych spółki składający się z jedenastu elektrowni o łącznej mocy zainstalowanej 10,429 MWp sprzedaje wytworzoną energię elektryczną na podstawie taryf gwarantowanych w przedziale od 257 EUR do 273 EUR za MWh i nie ma na niego wpływu żadne
z rozwiązań przyjętych przez rząd słowacki.
Węgry
Na Węgrzech Spółka posiada i eksploatuje 63 elektrownie własne o łącznej mocy zainstalowanej 51,814 MWp. Portfel ten jest podzielony na pięć różnych typów elektrowni:
- 51 elektrowni o łącznej mocy zainstalowanej 34,98 MWp, które1 kwietnia 2022 r. opuściły systemy wsparcia KÁT i METÁR-KÁT (otrzymując taryfę gwarantowaną w wysokości 85 EUR za MWh)
z jednorazową możliwością powrotu do systemu wsparcia po dwunastu miesiącach, o ile w dalszym ciągu obowiązywała będzie licencja. Od 1 kwietnia 2022 r. cała wytworzona energia elektryczna jest sprzedawana na rynku dnia następnego (RDN)za pośrednictwem Lerty. ("Typ 1") - Jedna elektrownia o mocy zainstalowanej 1,358 MWp, która nigdy nie ubiegała się o żaden program wsparcia ani nie uzyskała żadnego wsparcia i od momentu oddania do eksploatacji w maju 2022 r. sprzedaje wytworzoną energię elektryczną na rynku dnia następnego za pośrednictwem Lerty r. („Typ 2”)
- Cztery elektrownie o łącznej mocy zainstalowanej 5,612 MWp sprzedają całą wytworzoną energię elektryczną w ramach kontraktu różnicowego opartego na koncesjach METÁR w cenie 85 EUR za MWh. Cała wytworzona energia elektryczna jest sprzedawana na rynku dnia następnego za pośrednictwem Lerty, a saldo jest przekazywane wyznaczonemu węgierskiemu podmiotowi państwowemu. („Typ 3”)
- Sześć elektrowni o łącznej mocy zainstalowanej 8,506 MWp opuściło 1 kwietnia 2022 r. koncesjonowane przez METÁR systemy kontraktów różnicowych (bez możliwości powrotu do systemu wsparcia) i sprzedaje wytworzoną energię elektryczną na rynku dnia następnego za pośrednictwem Lerty. („Typ 4”)
- Jedna elektrownia o mocy zainstalowanej 1,358 MWp uzyskała w aukcji koncesję METÁR, ale nie wykonała kontraktu różnicowego z wyznaczonym węgierskim podmiotem państwowym (co jest nadal możliwe, tak długo jak obowiązuje jej pozwolenie) i od momentu rozpoczęcia eksploatacji w grudniu 2021 r. sprzedaje energię na rynku dnia następnego za pośrednictwem Lerty. („Typ 5”)
W czerwcu 2022 r. węgierski rząd wydał rozporządzenie wprowadzające 65% podatek od nadwyżki przychodów (tj. powyżej taryfy gwarantowanej/ceny kontraktu różnicowego wynoszącej 85 EUR za MWh) generowanych przez licencjonowane elektrownie fotowoltaiczne (licencja jest wymagana dla instalacji
o mocy przyłączeniowej do sieci przekraczającej 500 KW AC), które albo opuściły jeden z programów wsparcia lub uzyskały koncesję METÁR w aukcji, ale nie zawarły kontraktu różnicowego z wyznaczonym węgierskim podmiotem państwowym na lata obrotowe 2022 i 2023, z wyłączeniem elektrowni
o wbudowanej mocy poniżej 0,5 MW. Jak dotąd rząd węgierski nie przyjął żadnych dalszych regulacji
w odniesieniu do przychodów generowanych przez elektrownie fotowoltaiczne.
Na tej podstawie elektrownie Typu 1 są zwolnione z nadwyżki podatku dochodowego, ponieważ nie mają licencji na wytwarzanie, gdyż ich moc przyłączeniowa do sieci wynosi poniżej 500 KW AC. Elektrownia Typu 2 jest zwolniona z podatku, ponieważ jest to instalacja, z której energia sprzedawana jest na ryzyku rynkowym. Elektrownie Typu 3 są nadal objęte systemem wsparcia i otrzymują cenę kontraktu różnicowego w wysokości 85 EUR za MWh, nie podlegają więc przyjętym regulacjom. Jedynie instalacje Typu 4 i 5, tj. siedem elektrowni o łącznej mocy zainstalowanej 9,86 MWp (co stanowi 19,3% łącznej mocy spółki na Węgrzech) jest i będzie objętych nowym podatkiem od nadwyżki przychodów.
Wszystkie elektrownie, które mają zostać dodane do portfela spółki w 2023 r., będą elektrowniami opartymi o ryzyko rynkowe (Typ 2) sprzedającymi swoją energię elektryczną na rynku dnia następnego za pośrednictwem Lerty, w związku z czym oczekuje się, że nie będą podlegać podatkowi od nadwyżki przychodów.
Rozporządzenie rządu nr 197/2022 w sprawie dodatkowych podatków od zysków (podatek Robin Hooda) zostało zaktualizowane, tak aby dodatkowa stawka podatku na rok 2023 została podwyższona z 31 do 41%. Nowe podatki obowiązują we wszystkich elektrowniach typu 2, 4 i 5 o łącznej mocy zainstalowanej 11,22 MWp (co stanowi 21,58% całkowitej mocy Spółki na Węgrzech).
Na Węgrzech kontrakty futures na 2023 r. wynoszą obecnie 394,5 EUR/MWh (base load) oraz 499,50 EUR/MWh (peak). Kontrakty na 1 kwartał 2023 r. wynoszą 399,99 EUR/MWh (base load)
i 514,68 EUR/MWh (peak).
Przed opisanymi powyżej wyjściami z poszczególnych systemów wsparcia w dniu 1 kwietnia 2022 r., czyli w I kwartale 2022 r., cały węgierski portfel spółki otrzymywał cenę 85 EUR/MWh za wyjątkiem elektrowni typu5. Biorąc pod uwagę obecną sytuację oczekuje się, że węgierski portfel spółki przyczyni się do istotnie wyższych przychodów i EBITDA w I kwartale 2023 r. w ujęciu rok do roku, podczas gdy przez pozostałą część 2023 r. istniejący portfel prawdopodobnie dorówna wynikom finansowym z ostatnich trzech kwartałów 2022 r. Planowane w 2023 r. zwiększenie węgierskiego portfela instalacji własnych wpłynie na dalszy wzrost wyników finansowych.
Rumunia
Spółka jest w trakcie uruchamiania siedmiu elektrowni o łącznej mocy zainstalowanej 28 MWp. Elektrownie, które generować będą rocznie 50 GWh zielonej energii, mają zostać podłączone do sieci w I kwartale 2023 r. Wyprodukowaną energię elektryczną będą sprzedawać na rynku dnia następnego za pośrednictwem Lerty.
Rząd rumuński wprowadził cenę maksymalną w wysokości 450 RON (91 EUR) za MWh energii elektrycznej wytwarzanej z fotowoltaiki na okres od 1 września 2022 r. do 31 sierpnia 2023 r., który niedawno przedłużono do 31 marca 2025 r. Powyżej ceny maksymalnej obowiązuje podatek solidarnościowy w wysokości 80%. W marcu 2022 r. uchwalono ustawę 27/2022, która wyraźnie zwalnia wszystkie nowe moce wytwórcze energii elektrycznej oddane do użytku po 1 września 2022 r. z jakichkolwiek ograniczeń cenowych. W oparciu o obecnie obowiązujące rozwiązania elektrownie spółki w Rumunii nie będą podlegać pułapowi cenowemu.
W Rumunii kontrakty futures na 2023 r. wynoszą obecnie 383,5 EUR/MWh (base load) oraz 488,50 EUR/MWh (peak).
W oparciu o obecne otoczenie regulacyjne oczekuje się, że nowo oddane elektrownie spółki w Rumunii przyczynią się do znacznego wzrostu przychodów i EBITDA w 2023 r. Planowane dalsze moce wytwórcze (ponad wyżej opisane 28 MWp), które dodane zostaną do rumuńskiego portfela w 2023 r. zapewnią dalsze zwiększenie osiąganych przez grupę wyników finansowych w 2023 r.
Polska
Obecnie spółka nie posiada żadnych elektrowni w Polsce. Portfel projektów na różnych etapach rozwoju wynosi 280,8 MWp, a spółka planuje doprowadzić projekty o zainstalowanej mocy ok. 30 MWp do stanu gotowości do budowy w 2023 r., z czego część mogłaby zostać oddana do użytku jeszcze w 2023 r.
Polski rząd wprowadził pułap cenowy w wysokości 355 zł (75,50 euro) za MWh dla elektrowni fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej powyżej 1 MWp, obowiązujący do końca 2023 r. Elektrownie o mocy zainstalowanej poniżej 1 MWp są zwolnione z pułapu cenowy w wysokości 375 PLN (79,78 EUR) za MWh, jeżeli łączna moc należąca do jednego przedsiębiorstwa (generatora) jest mniejsza niż 3 MWp. Przepisy dotyczące limitów cenowych nie są jeszcze ostateczne i mogą ulec dalszym zmianom przed końcem roku. Spółka jest w trakcie przeglądu szczegółów nowej legislacji i wszystkich związanych z nią regulacji i zamierza dostosować swoją strategię rozwoju na polskim rynku w celu optymalizacji zwrotu na zainwestowanym kapitale w kontekście obowiązujących regulacji.
W Polsce kontrakty futures na 2023 r. wynoszą obecnie 243,31 EUR/MWh (base load) oraz 304,35 EUR/MWh (peak).
Oczekuje się, że wpływ regulacji na wyniki finansowe Grupy w 2023 r. będzie minimalny. Jednak konsekwencją obecnych regulacji może być mniejszy niż wcześniej przewidywano w planach strategicznych, wpływ polskiego portfela instalacji własnych na wyniki Grupy w 2024 r. i latach kolejnych.
Australia
W Australii żadne regulacje nie zostały wprowadzone, ani też nie oczekuje się ich wprowadzenia.
Podsumowanie
W oparciu o obecny status regulacji w zakresie cen maksymalnych oraz podatków od zysków nadzwyczajnych przyjętych przez rządy na głównych rynkach grupy w regionie CEE, zarząd spółki spodziewa się ich niewielkiego, negatywnego wpływu na wyniki spółki w Czechach i na Węgrzech, braku negatywnego wpływu na wyniki na Słowacji i w Rumunii oraz potencjalnego spowolnienia realizacji planów rozwoju w Polsce. Oczekuje się, że nowe moce wytwórcze w Rumunii i na Węgrzech oddane do użytku w 2023 r. przyczynią się do istotnego wzrostu przychodów i EBITDA w 2023 r. i później.
