Photon Energy N.V. (FSX: A1T9KW) gab einen Überblick über den aktuellen Stand der regulatorischen Situation und die erwarteten Auswirkungen von Preisobergrenzen und Übergewinnsteuern auf die laufenden (und zukünftigen) PV-Anlagen des Unternehmens in der Tschechischen Republik, der Slowakei, Ungarn, Rumänien und Polen im Jahr 2023.
Tschechische Republik
Das Unternehmen unterliegt nicht der generellen Übergewinnsteuer, da es im Geschäftsjahr 2021 den Schwellenwert von 2 Mrd. CZK (82,2 Mio. Euro) an Stromerzeugungserlösen nicht überschritten hat. Vom 1. Dezember 2022 bis zum 31. Dezember 2023 wurde für PV-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 1 MWp allerdings eine Preisobergrenze von 180 Euro pro MWh (auf monatlicher Basis berechnet) eingeführt. Für den Betrag über der Preisobergrenze wird eine Steuer von 90% erhoben. Drei Kraftwerke im Portfolio des Unternehmens mit einer installierten Gesamtleistung von 1,273 MWp unterliegen nicht der Steuer, während die übrigen acht Kraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 13,723 MWp der Besteuerung über der Preisobergrenze unterliegen.
Der Vorstand des Unternehmens hat beschlossen, für das gesamte Portfolio des Unternehmens am System des Grünen Bonus weiterhin teilzunehmen und den gesamten erzeugten Strom über die Tochtergesellschaft Lerta im Day-Ahead-Markt zu verkaufen. Der Grüne Bonus stellt das Subventionselement der tschechischen Förderregelung dar und unterliegt einer Abgabe von 21%, wie bereits im Jahr 2022. Ein Kraftwerk mit einer installierten Leistung von 0,795 MWp wird einen grünen Bonus von 13.022 CZK (535 Euro) pro MWh erhalten, während die übrigen zehn Kraftwerke mit einer installierten Leistung von 14,201 MWp einen grünen Bonus von 11.853 CZK (487 Euro) pro MWh erhalten.
Der aktuelle Terminpreis für 2023 für tschechischen Grundlaststrom liegt bei 375 Euro pro MWh und für tschechischen Spitzenlaststrom bei 475 Euro.
Im Vergleich zu 2022 werden die Auswirkungen auf die Einnahmen und das EBITDA des Kraftwerksportfolios des Unternehmens in der Tschechischen Republik voraussichtlich moderat sein.
Slowakei
Das slowakische Portfolio des Unternehmens, bestehend aus elf Kraftwerken mit einer installierten Gesamtleistung von 10.429 MWp, verkauft seinen erzeugten Strom auf der Grundlage von Einspeisetarifen zwischen 257 und 273 Euro pro MWh und ist von keiner der von der slowakischen Regierung beschlossenen Maßnahmen betroffen.
Ungarn
Das Unternehmen besitzt und betreibt 63 Kraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 51.814 MWp in Ungarn. Das Portfolio gliedert sich in fünf verschiedene Kraftwerkstypen:
• 51 Kraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 34,98 MWp, die ihre KÁT- und METÁR-KÁT-Förderprogramme (mit einer Einspeisevergütung von 85 EUR pro MWh) am 1. April 2022 mit der Möglichkeit nach mindestens zwölf Monaten wieder jederzeit während der Gesamtlaufzeit des Förderprogrammes in dieses zurückzukehren, beendet haben. Seit dem 1. April 2022 wird der gesamte erzeugte Strom über Lerta im Day-Ahead-Markt verkauft. ("Typ 1")
• Ein Kraftwerk mit einer installierten Leistung von 1,358 MWp, das nie eine Förderregelung beantragt oder erhalten hat und seit seiner Inbetriebnahme im Mai 2022 seinen erzeugten Strom über Lerta im Day-Ahead-Markt verkauft. („Typ 2“)
• Vier Kraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 5.612 MWp, die den gesamten erzeugten Strom über ein Contract-for-Difference-Programm basierend auf ihren METÁR-Lizenzen für 85 Euro pro MWh verkaufen. Der gesamte erzeugte Strom wird über Lerta im Day-Ahead-Markt verkauft, wobei der Differenzbetrag an eine designierte ungarische staatliche Stelle übertragen wird. („Typ 3“)
• Sechs Kraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 8.506 MWp sind am 1. April 2022 aus ihren METÁR-lizenzierten Contract-for-Difference-Programmen (ohne die Möglichkeit, zum Förderprogramm zurückzukehren) ausgestiegen und verkaufen ihren erzeugten Strom im Day-Ahead-Markt über Lerta. („Typ 4“)
• Ein Kraftwerk mit einer installierten Leistung von 1.358 MWp erhielt bei einer Auktion eine METÁR-Lizenz, führte jedoch den Differenzvertrag mit der designierten ungarischen staatlichen Stelle nicht aus und verkauft seitdem seinen erzeugten Strom im Day-Ahead-Markt über Lerta seine Inbetriebnahme im Dezember 2021. („Typ 5“)
Im Juni 2022 erließ die ungarische Regierung ein Dekret zur Einführung einer Steuer von 65% auf die überschüssigen Einnahmen (d. h. über dem Einspeisetarif oder Contract-for-Difference-Preis von 85 Euro pro MWh), die von lizenzierten PV-Kraftwerken (solche Lizenzen werden von Kraftwerken mit einer Anschlußleistung von über 500 kW AC benötigt) erzeugt wurden, die beides hatten und aus einem der Förderprogramme ausgestiegen sind oder eine METÁR-Lizenz in einer Auktion erhalten haben, aber den Differenzvertrag mit der designierten ungarischen staatlichen Stelle für die Geschäftsjahre 2022 und 2023 nicht ausgeführt haben,. Bisher wurden von der ungarischen Regierung keine weiteren Maßnahmen in Bezug auf PV-Kraftwerke verabschiedet.
Auf dieser Grundlage sind Kraftwerke des Typs 1 von der Überschusssteuer befreit, da sie eine Anschlüßleistung von weniger als 500 kW AC haben. Das Kraftwerk vom Typ 2 ist ausgenommen, da es sich um ein Kraftwerk ohne Einspeisetarif oder Contract-for-Difference-Preis handelt. Die Kraftwerke vom Typ 3 sind weiterhin in der Förderregelung und erhalten den Differenzkontraktpreis von 85 Euro/MWh und sind somit ebenfalls befreit. Nur Typ 4 und Typ 5 i. e. Sieben Kraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 9,86 MWp (was 19,3% der Gesamtleistung des Unternehmens in Ungarn entspricht) waren und sind weiterhin von der Überschüß-Umsatzbesteuerung betroffen.
Alle Kraftwerke, die 2023 in das Portfolio des Unternehmens aufgenommen werden sollen, werden Kraftwerke ohne Förderungen vom Typ 2 sein, die ihren Strom im Day-Ahead-Markt über Lerta verkaufen und daher voraussichtlich nicht der Überschüß-Umsatzbesteuerung unterliegen.
Die Regierungsverordnung Nr. 197/2022 über Sondergewinnsteuern (Robin-Hood-Steuer) wurde aktualisiert, sodass der Sondersteuersatz für das Jahr 2023 von 31 auf 41 % erhöht wird. Diese zusätzlichen Gewinnsteuern gelten für alle Kraftwerke des Typs 2, 4 und 5 mit einer installierten Gesamtleistung von 11,22 MWp (was 21,6 % der Gesamtleistung des Unternehmens in Ungarn entspricht).
Der aktuelle Terminpreis 2023 für ungarischen Grundlaststrom liegt bei 394,50 Euro je MWh und für ungarischen Spitzenlaststrom bei 499,50 Euro. Für das 1. Quartal 2023 beträgt der Terminpreis für ungarischen Grundlaststrom 399,99 Euro pro MWh und für ungarischen Spitzenlaststrom 514,68 Euro.
Vor den oben beschriebenen Austritten aus den verschiedenen Förderprogrammen am 1. April 2022, also im ersten Quartal 2022, erhielt das gesamte ungarische Portfolio des Unternehmens (mit Ausnahme des Kraftwerkes vom Typ 5) 85 Euro pro MWh. Basierend auf dem Status quo wird erwartet, dass das ungarische Portfolio des Unternehmens im ersten Quartal 2023 im Vergleich zum Vorjahr zu wesentlich höheren Umsätzen und EBITDA beitragen wird, während das bestehende Portfolio für den Rest des Jahres 2023 voraussichtlich die finanzielle Leistung der letzten drei Quartale von 2022erreichen wird. Die geplanten Zugänge zum ungarischen Portfolio im Jahr 2023 werden das weitere Wachstum der finanziellen Performance des ungarischen Portfolios vorantreiben.
Rumänien
Das Unternehmen ist dabei, sieben Kraftwerke mit einer installierten Gesamtkapazität von 28 MWp in Betrieb zu nehmen. Die Kraftwerke, die jährlich 50 GWh Ökostrom erzeugen sollen, werden voraussichtlich im ersten Quartal 2023 ans Netz gehen. Die Anlagen werden den erzeugten Strom auf dem Day-Ahead-Markt über Lerta verkaufen.
Die rumänische Regierung hat für den Zeitraum vom 1. September 2022 bis zum 31. August 2023 eine Preisobergrenze von 450 RON (91 Euro) pro MWh durch Photovoltaikanlagen erzeugten Stroms eingeführt, die kürzlich bis zum 31. März 2025 verlängert wurde. Für den die Preisobergrenze überschreitenden Betrag wird eine Solidaritätssteuer von 80% erhoben. Im März 2022 wurde jedoch das Gesetz 27/2022 verabschiedet, das alle neuen Stromerzeugungskapazitäten, die nach dem 1. September 2022 in Betrieb genommen werden, ausdrücklich von jeglichen Preisobergrenzen ausnimmt. Die Kraftwerke des Unternehmens in Rumänien werden nach diesem Status quo nicht der Preisobergrenze unterliegen.
Der aktuelle Futures-Preis für 2023 für rumänischen Grundlaststrom liegt bei 383,50 Euro pro MWh und für rumänischen Spitzenlaststrom bei 488,50 Euro.
Auf der Grundlage des aktuellen regulatorischen Umfelds wird erwartet, dass die neu hinzugekommenen Kraftwerke des Unternehmens in Rumänien im Jahr 2023 einen signifikanten Beitrag zu Umsatz und EBITDA leisten werden. Die geplanten Erweiterungen (zusätzlich zu den 28 MWp) des rumänischen Portfolios im Jahr 2023 werden der finanziellen Performance der Gruppe im Jahr 2023 einen weiteren Schub verleihen.
Polen
Das Unternehmen betreibt derzeit keine Kraftwerke in Polen. Die Entwicklungspipeline mit Projekten in verschiedenen Entwicklungsstadien beläuft sich auf 280,8 MWp und das Unternehmen plant, im Jahr 2023 Projekte mit einer installierten Leistung von ca. 30 MWp zur Baureife zu bringen, von denen einige noch im Jahr 2023 in Betrieb genommen werden könnten.
Die polnische Regierung hat eine Preisobergrenze von 355 PLN (75,50 Euro) pro MWh für PV-Kraftwerke mit einer installierten Leistung von mehr als 1 MWp eingeführt, die bis Ende 2023 gilt. Für Kraftwerke mit einer installierten Leistung unter 1 MWp gilt eine Preisobergrenze von 375 PLN (79,78 Euro) pro MWh. Das Unternehmen prüft derzeit die Einzelheiten dieser neuen Gesetzgebung und aller damit verbundenen Vorschriften und beabsichtigt, seine Roll-out-Strategie auf dem polnischen Markt mit dem Ziel einer optimalen Wertschöpfung aus dem Kapitaleinsatz unter Berücksichtigung des Status quo anzupassen.
Der aktuelle Terminpreis 2023 für polnischen Grundlaststrom liegt bei Euro 243,31 pro MWh und für polnischen Spitzenlaststrom bei Euro 304,35.
Es wird erwartet, dass die regulatorischen Auswirkungen auf die finanzielle Leistung der Gruppe im Jahr 2023 minimal sein werden. Als Ergebnis des Status quo könnte der Beitrag eines zukünftigen polnischen Kraftwerksportfolios im Jahr 2024 und darüber hinaus jedoch geringer ausfallen als in der strategischen Planung der Gruppe vorgesehen war.
Australien
In Australien wurden keine Maßnahmen ergriffen und es werden auch keine erwartet.
Zusammenfassung
Basierend auf dem Status quo der von den Regierungen in den Kernmärkten des Konzerns in der CEE-Region verabschiedeten Preisobergrenzen und Übergewinnsteuern erwartet der Vorstand des Unternehmens geringfügige negative Auswirkungen in der Tschechischen Republik und in Ungarn und keine negativen Auswirkungen in der Slowakei und Rumänien sowie. Mit einer möglichen Verlangsamung der Rollout-Pläne in Polen. Neue Kapazitäten in Rumänien und Ungarn im Jahr 2023 werden voraussichtlich den Umsatz und das EBITDA aus der Stromproduktion im Jahr 2023 und darüber hinaus steigern.
Über die Photon Energy Group – photonenergy.com
Die Photon Energy Group liefert weltweit Solar- und Wasseraufbereitungslösungen. Die Solarenergielösungen der Gruppe werden von Photon Energy geliefert: Seit der Gründung im Jahr 2008 hat Photon Energy Photovoltaikanlagen mit einer kombinierten Kapazität von über 120 MWp installiert und in Betrieb genommen und verfügt inzwischen über ein Eigenportfolio von 91,9 MWp. Derzeit werden Projekte mit einer kombinierten Kapazität von 900 MWp in Australien, Ungarn, Polen und Rumänien entwickelt und Betrieb und Instandhaltung von über 380 MWp weltweit gewährleistet. Photon Water, der zweite Hauptgeschäftsbereich der Gruppe, bietet Wasserbehandlungsdienstleistungen, einschließlich Wasseraufbereitung und -sanierung sowie Entwicklung und Management von Brunnen und anderen Wasserressourcen an. Photon Energy N.V., die Holding der Photon Energy Group, ist an den Börsen in Warschau, Prag und Frankfurt gelistet. Der Hauptsitz des Unternehmens befindet sich in Amsterdam, weitere Büros in Australien und Europa.
www.green-bonds.com
Foto: © Photon Energy
Photon Energy Group erwartet minimale Auswirkungen auf Umsatz aufgrund jüngster regulatorischer Änderungen in seinen Märkten
