Według artykułu J. Popczyka „Przyszłość przedsiębiorstw sieciowych", opublikowanego w: „Przesył, dystrybucja i obrót energią 2005".
Główne ryzyka okresu przejściowego Poniżej wymienia się pięć głównych ryzyk okresu przejściowego, z których każde musi być właściwie zarządzane. Są to:
- Ryzyko głębokiej zmiany priorytetów w Polsce po akcesji do Unii, nadanie najwyższego priorytetu środowisku i infrastrukturze w gminach. Ryzyko to będzie charakterystyczne w okresie do 2006 roku (a następnie, w mniejszym stopniu, w okresie nowego budżetu Unii, tzn. w latach 1007-2013).
- Ryzyko związane z przebiegiem deregulacji europejskich rynków energii elektrycznej i gazu. Ustabilizowanie podstaw prawnych w tym obszarze nastąpi w 2007 roku i będzie związane z formalnym otwarciem wymienionych rynków dla ludności.
- Ryzyko związane z nadpodażą w kompleksie paliwowo-energetycznym w Polsce, zróżnicowaną w różnych sektorach. Okres porządkowania rynku w obszarze zdolności wytwórczych w elektroenergetyce i zdolności magazynowych w gazownictwie oraz w sektorze paliw płynnych zakończy się - z dużym prawdopodobieństwem - do końca dekady. Ujawnienie stranded costs w obszarze sieciowym nastąpi na dużą skalę w końcu dekady, a porządkowanie zdolności przesyłowych w elektroenergetyce i w gazownictwie będzie trwać przez całą kolejną dekadę
- Ryzyko technologiczne, związane z rozwojem technologii wodorowych w elektroenergetyce, w tym z rozwojem nowych technologii transportu gazu ziemnego (technologii LNG i CNG), nowych technologii biomasy/biopaliw (z wykorzystaniem osiągnięć inżynierii genetycznej) oraz nowych technologii energetycznego wykorzystania węgla (w szczególności jego zgazowania w złożach). Ryzyko to będzie narastać do końca dekady, a rynkowe „wytwarzanie" nowej struktury technologii w kompleksie paliwowo-energetycznym będzie następować głównie w następnej dekadzie.
- Ryzyko nowej polityki podatkowej na świecie, w tym głównie akcyzowej, zmieniającej strukturę konkurencyjności paliw i sieciowych nośników energii w skali globalnej, w szczególności zmieniającej wzajemną konkurencyjność gazu, biomasy/biopaliw, ropy naftowej oraz węgla. Ryzyko to będzie się kształtować podobnie jak ryzyko technologiczne, tj. będzie narastać do końca dekady, a porządkowanie podatków będzie następować głównie w następnej dekadzie.
(Oczywiście, jest wiele ryzyk dodatkowych. Niektóre z nich mogą okazać się w przyszłości ważniejsze od przedstawionych powyżej. Do takich potencjalnie należy ryzyko cen transferowych w grupach kapitałowych, które już zaczyna się ujawniać w Polsce.)
Stopa dyskontowa jako charakterystyczny problem nowej ekonomiki w elektroenergetyce
Powiązanie stopy dyskontowej, jednej z najważniejszych wielkości makroekonomicznych, z ryzykiem inwestycji w elektroenergetyce może być wyrażone teoretycznie w sposób następujący:
gdzie:
sa jest kosztem alternatywnym kapitału (najczęściej równym oprocentowaniu państwowych obligacji długoterminowych),
sr jest stopą ryzyka, charakterystyczną dla danej działalności gospodarczej.
Wzór (1) umożliwia łatwy sposób budowy modelu probabilistycznego stopy dyskontowej dla inwestycji na rynkach usług infrastrukturalnych, tzn. łatwy sposób wyznaczenia rozkładu prawdopodobieństwa iloczynu dwóch zmiennych losowych, z których pierwsza jest związana z rynkiem kapitałowym, a druga z regulacją rynków usług infrastrukturalnych (przy założeniu, że rozkład zmiennej losowej sa, będącej emanacją dochodowości rynku, jest znany z rynku kapitałowego, a rozkład zmiennej losowej sr w sektorach infrastrukturalnych, będący emanacją ich regulacji, jest podawany w postaci wielkości referencyjnych do publicznej wiadomości inwestorów przez właściwych regulatorów.
Wybór stopy dyskontowej do zilustrowania problemu ryzyka w elektroenergetyce rynkowej i - ogólnie, na rynkach z wymaganą kapitałochłonną infrastrukturą - ma charakterystyczne znaczenie z różnych punktów widzenia, z których dwa są najważniejsze. Po pierwsze, podejście do stopy dyskontowej, wyrażone za pomocą wzoru (1), wskazuje, rynek będzie wymuszał zbliżanie się tradycyjnych metodologii ocen ekonomicznych materialnych inwestycji infrastrukturalnych do metodologii ocen inwestycji kapitałowych. Oczywiście, oznacza to uniwersalizację i zrównywanie, w tendencji, dochodowości inwestycji infrastrukturalnych i dochodowości rynku wyrażanej za pomocą dochodowości akcji wchodzących w skład charakterystycznych indeksów akcji, np. indeksu Dow Jones. Inaczej oznacza to trend na konkurencyjnych rynkach usług infrastrukturalnych od rachunku ekonomicznego do finansowego, i od rachunku długoterminowego do krótkoterminowego. Po drugie, wzór (1) wskazuje na podstawowe zadanie do wykonania w zakresie niezbędnego unowocześnienia systemów regulacyjnych rynków infrastrukturalnych. Mianowicie, zadaniem tym jest niezwłoczne stworzenie przez regulatorów podstaw do wyznaczania stopy ryzyka sr i określenie jej wartości referencyjnej w poszczególnych fragmentach infrastruktury.
Ryzyko inwestycyjne (regulacyjne) przez pryzmat różnych technologii
Odrębną sprawą jest praktyka regulacyjna. Pierwszą skrajnością w tym zakresie jest regulacja ekonomiki bloku 833 MW w Elektrowni Bełchatów II (prawdopodobnie jednego z dwóch największych bloków na węgiel brunatny, planowanych/budowanych obecnie na świecie). Otóż w tym przypadku jest ciekawe, czy zostało zbadane przez URE, kto poniesie ryzyko regulacyjne i będzie finansował przez 30 lat różnicę przychodów, która wyniknie po nieuchronnej jednak (obiektywnie) zmianie obecnego systemu stawek w opłacie przesyłowej grupowej i cen na rynku bilansującym (na system rynkowy krańcowych cen węzłowych).
Bardzo ciekawa jest też druga skrajność. Wiąże się ona z potrzebą objaśnienia podstaw merytorycznych rozwiązania z zakresu regulacji, pokazującego, jak uwalniając wytwórców, produkujących energię elektryczną w skojarzeniu, z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia przez URE, można zablokować systemowo konkurencję w kogeneracji gazowej. Rozwiązanie to pokazało niezależnym inwestorom, chcącym wejść w przestrzeń rynkową elektroenergetyki z technologiami rozproszonymi, czym jest w Polsce ryzyko regulacyjne. Mianowicie, regulacja eliminująca od 1 stycznia 2005 roku taryfy dla elektrociepłowni (decyzja URE z września 2004 roku), przy pozostawieniu kontraktów długoterminowych, w szczególności dla wszystkich nowych elektrociepłowni gazowych (Gorzów, Nowa Sarzyna, Wrotków, Rzeszów, Zielona Góra), zmusiła inwestorów w segmencie gazowej kogeneracji rozproszonej (CEEV-Starachowice, ECO-Opole, Fortum-Świebodzice, OZC-Ostrów Wielkopolski, PE-Siedlce i wiele innych) do wstrzymania się z włączeniem do ruchu wybudowanych źródeł lub wszczęcia działań mających na celu wyłączenie źródeł z ruchu w przypadku utrzymania w mocy wypowiedzeń przez zakłady energetyczne wcześniej zawartych umów na zakup energii elektrycznej. Nieważne okazało się przy tym, że rozwój gazowej energetyki rozproszonej, realizowany przez inwestorów prywatnych, wpisuje się w oficjalną strategię gospodarczą rządu, a ponadto jest w najbliższych latach jedyną realną alternatywą wobec istniejącej zawodowej elektroenergetyki węglowej.
Zatem zasadnicze znaczenie ma ograniczenie ryzyka regulacyjnego, na które nadmiernie są obecnie narażeni niezależni wytwórcy, oraz stworzenie systemu oddziaływania za pomocą podatków na dopływ kapitału i inwestycje zapewniające bezpieczeństwo energetyczne w obszarze wytwarzania w horyzoncie długoterminowym.
Wyzwaniem dla URE jest określenie stopy ryzyka zróżnicowane dla elektroenergetyki węglowej, gazowej, odnawialnej oraz atomowej. Jest oczywiste, że ryzyko rynkowe budowy tradycyjnego bloku atomowego o mocy 1000 MW, czyli technologii schyłkowej, za dwa i pół miliarda euro, jest inne niż ryzyko budowy bloku 800 MW, za 800 mln euro, na węgiel brunatny, którego rynek się kurczy. Z kolei jest oczywiste, że to ostatnie zdecydowanie się różni od ryzyka budowy mikroelektrociepłowni gazowej za 100 tys. euro na szybko rosnącym rynku elektroenergetyki rozproszonej, zwłaszcza jeśli uwzględni się perspektywę szokowego wzrostu konkurencji w najbliższych latach na rynku gazu.
