Dylematy inwestorów na rynku energii elektrycznej

Według artykułu J. Popczyka w „Polskie elektrownie 2005"

O ile zmiany regulacyjne w elektroenergetyce i w gazownictwie, zapoczątkowane przez najbardziej spektakularną demonopolizację i prywatyzację brytyjskiej elektroenergetyki w latach 1989-1990, objęły w tych sektorach ekonomikę (co oznaczało w praktyce uznanie możliwości konkurencji na rynkach energii elektrycznej i gazu w oparciu o zasadę TPA), zarządzanie (co z kolei oznaczało, przede wszystkim, uznanie potrzeby odchodzenia od formuły użyteczności publicznej) i wreszcie prywatyzację, to siłą sprawczą współczesnych zmian są nowe technologie o globalnym zasięgu.

Mianowicie, są to technologie rozproszone w wytwarzaniu energii elektrycznej oraz wykorzystanie na masową skalę transportu gazu skroplonego (we Francji ponad 20% gazu importuje się w postaci skroplonej), jest to rozwój wykorzystania biomasy do produkcji ciepła oraz energii elektrycznej (w Danii około 50% produkcji), wreszcie jest to wykorzystanie biopaliw w transporcie drogowym (w Brazylii około 25% zapotrzebowania).

Nowe technologie są z natury prorynkowe (ograniczają siłę monopolu wielkich systemów sieciowych). Zatem trzeba - w perspektywie inwestycyjnej - zupełnie inaczej spojrzeć na problematykę bezpieczeństwa energetycznego, które zresztą musi być już rozpatrywane łącznie z bezpieczeństwem środowiska.

Otwarcie się na nowe technologie energetyczne musi na początek oznaczać co najmniej aktywność przedsiębiorstw energetycznych w zakresie przejęcia i finansowania badań w stopniu umożliwiającym im wybór długoterminowych rynkowych strategii rozwojowych.

Koszt kapitału versus ryzyko regulacyjne na rynku energii elektrycznej

Na początek opisu sytuacji niezależnych inwestorów przedstawia się przykład wpływu ryzyka związanego ze sposobem funkcjonowania elektroenergetyki (głownie ryzyka regulacyjnego) na warunki finansowe/ekonomiczne realizacji inwestycji w zakresie wytwarzania energii elektrycznej. Przykład dotyczy warunków charakterystycznych dla USA w połowie lat 90. minionego stulecia. Przyjmuje się przy tym, że najważniejszymi wielkościami stanowiącymi o warunkach inwestowania są: struktura finansowania inwestycji (udziały kredytów bankowych i kapitału własnego), stopa procentowa i okres zwrotu kredytu bankowego oraz wymagana stopa zwrotu kapitału własnego.

Objaśnienia do tabeli 1 są następujące:

Inwestycja polega na budowie czterech bloków gazowo-parowych o mocy 250 MW każdy.
Struktura biznesu w poszczególnych przypadkach jest następująca:
1 - PZ/M, 2 - PZ/SB, 3 - PZ/TPA(H), 4 - NW z KDT/SB, 5 - NW bez KDT/SB, 6 - NW z KDT/TPA(H), 7 - NW bez KDT/TPA(H), 8 - W z KDT/TPA, 9 - W bez KDT/TPA. Poszczególne symbole oznaczają:
PZ - tradycyjne przedsiębiorstwo elektroenergetyczne, pionowo zintegrowane, NW - niezależny wytwórca, W - wytwórca (funkcjonujący na rynku w pełni otwartym), M - monopol w elektroenergetyce, SB - elektroenergetyka z konkurencją w wytwarzaniu i regułą Single Buyer, TPA(H) - elektroenergetyka z zasadą TPA w handlu hurtowym, TPA - elektroenergetyka z rynkiem w pełni otwartym (TPA obowiązuje w stosunku do sieci przesyłowej i do sieci rozdzielczych), KDT - kontrakt długoterminowy na sprzedaż energii elektrycznej.

Wszystkie struktury biznesu uwzględnione w tabeli 1 mają związek z modelami funkcjonowania elektroenergetyki, które kształtowały się) bądź jeszcze się kształtują) w procesie rozwojowym.

Przyjmuje się cztery charakterystyczne modele:

• I - elektroenergetyka całkowicie monopolistyczna,
• II - elektroenergetyka z podsektorem niezależnych wytwórców i ustanowionym przez regulatora Single Buyer-em,
• III - elektroenergetyka z podsektorem otwartego handlu hurtowego, czyli z obowiązującą zasadą TPA względem sieci przesyłowej,
• IV - elektroenergetyka z całkowicie otwartym rynkiem energii elektrycznej dla odbiorców, czyli z obowiązującą zasadą TPA względem sieci przesyłowej i sieci rozdzielczych.

Z tabeli wynika silna zależność wymaganego przez banki okresu zwrotu kredytu oraz wymaganej przez inwestorów stopy zwrotu kapitału od struktury biznesowej (i zdecydowanie słabsza zależność stopy procentowej kredytu). W szczególności charakterystyczna jest bardzo wysoka (zdecydowanie najwyższa) stopa zwrotu kapitału, wynosząca aż 25%, i niski oczywiście okres zwrotu kredytu dla struktury 5. Taka stopa zwrotu kapitału odzwierciedla wielkie ryzyko niezależnego wytwórcy, sprzedającego energię elektryczną do przedsiębiorstwa typu Single Buyer. Wymagana natomiast przez niezależnego wytwórcę stopa zwrotu kapitału dla pełnego otwarcia rynku, czyli dla struktur biznesowych 6 i 8, jest znacznie mniejsza, bo ryzyko inwestycyjne przy pełnym otwarciu jest mniejsze niż w przypadku reguły Single Buyer. W przypadku struktur 6 i 8 charakterystyczne jest dodatkowo to, że możliwy udział banków w finansowaniu inwestycji jest najwyższy i wynosi aż 95%. To odzwierciedla niskie ryzyko inwestycyjne na rynku energii elektrycznej, jeśli tylko jest on zdemonopolizowany w pełni. (Banki rozumiejące dobrze naturę ryzyka rynkowego, przy tym nienarażone na ryzyko regulacyjne i na monopolistyczne działania elektroenergetyki, są gotowe finansować w bardzo wysokim stopniu inwestycje, jeśli nawet są one tak kapitałochłonne jak w elektroenergetyce.)

Ryzyko inwestorów versus rozwój technologii wytwórczych na rynku energii elektrycznej

Wielkość nakładów inwestycyjnych na wybudowanie źródła wytwórczego, diametralnie różna dla różnych technologii, ma podstawowe znaczenie z punktu widzenia warunków rozwoju konkurencji i niezależnych inwestorów. Jednak istnieją inne, również bardzo ważne czynniki. Są to: ryzyko technologiczne, struktura kosztów (stosunek kosztów stałych do zmiennych), konieczna sieć do powiązania źródeł z odbiorami, wpływ na środowisko (zakres inwestycji towarzyszących, wymaganych dla ochrony środowiska). Wreszcie ważne jest ryzyko związane z podatkami.

W tabeli 2 przedstawiono propozycję „wyceny" jakościowej ryzyka, na które narażeni są niezależni inwestorzy, związanego z każdym z wymienionych czynników dla czterech podstawowych technologii wytwórczych. Ostatni wiersz tabeli uwzględnia proefektywnościowe technologie w obszarze użytkowania energii elektrycznej, gdzie mechanizmy konkurencji działają na skalę masową od dawna i są ustabilizowane.
Jest jasne, że ta propozycja „wyceny" jest bardzo zgrubna. Pozwala jednak ona ustalić z dużym prawdopodobieństwem preferencje inwestorów. Mianowicie, w miarę jak będą się wzmacniać mechanizmy rynkowe i będzie rosła świadomość ryzyka podmiotów na rynku, najwyższy priorytet będą miały inwestycje w proefektywnościowe technologie popytowe (czyli inwestycje poza elektroenergetyką). Potem dopiero będą technologie wytwórcze w elektroenergetyce, kolejno: gazowe, odnawialne, węglowe i atomowe.

Ryzyko inwestora versus współczesne miejsce lokalnego, gazowego systemu kogeneracyjnego (trójgeneracyjnego)

Na rysunku 1 przedstawiono lokalny system elektroenergetyczny o dwóch szczególnych cechach. Po pierwsze, system jest dostosowany do potrzeb odbiorców ciepła i zimna/chłodu (energia elektryczna jest produktem dodatkowym). Po drugie, układ ten musi funkcjonować w strefie ścierania się dwóch potężnych systemów: elektroenergetycznego i gazowniczego (zatem, z punktu widzenia tego układu, konkurencji na rynkach energii elektrycznej i gazu jest tylko tyle, ile wynika z realnie stosowanej zasady TPA, czyli obecnie niewiele).
Umacnianie się zasady TPA (w wymiarze realnym) będzie bez wątpienia poprawiać sytuację niezależnych inwestorów w obszarze elektroenergetyki rozproszonej, jednak opłaty przesyłowe zawsze będą w takich układach bardzo mocno ograniczać efektywność konkurencji (będą barierą strukturalną wzrostu efektywności).

Ryzyko inwestora w przypadku lokalnego systemu elektroenergetycznego, autonomicznego z punktu widzenia produkcji i użytkowania energii elektrycznej

W lokalnym układzie elektroenergetycznym przedstawionym na rysunku 2 obowiązuje zupełnie inny mechanizm działania konkurencji niż w układzie z rysunku 1. W tym przypadku główne znaczenie ma konkurencja dostawców na rynku urządzeń. Jest ona znacznie silniejsza i efektywniejsza od konkurencji rozwijającej się w oparciu o zasadę TPA. Jest tak przede wszystkim dlatego, że obejmuje ona obszar kosztów całkowitych (nie ma wyłączenia spod działania konkurencji kosztów przesyłu, bo ich albo nie ma, albo są marginalne). Ponadto dlatego, że jej podstawą jest masowa produkcja fabryczna urządzeń (nie ma dodatkowych kosztów związanych z budową wielkich źródeł, a te wymagają indywidualnych rozwiązań konstrukcyjnych oraz szczególnych technologii budowlanych). Należy podkreślić, że park energetyczny przedstawiony na rysunku 2 nie jest już tylko wizją przyszłości.

Zgodnie z dalekosiężną strategią Unia Europejska realizuje przedsięwzięcie polegające na stworzeniu stu osiedli samowystarczalnych energetycznie, czyli z całkowicie autonomicznymi systemami energetycznymi (te projekty idą nawet dalej niż przedstawiony na rysunku 2). Przykładem unijnej strategii jest projekt oznaczony roboczo Bo01 - „Miasto Jutra", zrealizowany już w Szwecji przez miasto Malmoe we współpracy z przedsiębiorstwem energetycznym Sydkraft.