The cost of equity in the energy sector
P. W. Saługa 1  
,  
 
 
More details
Hide details
1
AGH University of Science and Technology, the Faculty of Management, Kraków
2
Mineral and Energy Economy Research Institute of Polish Acadamy of Science, Kraków
 
Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal 2018;21(3):81–96
KEYWORDS
ABSTRACT
Taking the importance of time and risk into account has a significant impact on the value of investment projects. Investments in the energy sector are long-term projects and, as such, are burdened with uncertainty associated with the long-term freezing of capital and obtaining the expected return. In the power industry, this uncertainty is increased by factors specific to the sector, including in particular changes in the political and legal environment and the rapid technological development. In the case of discounted cash flow analysis (DCF), commonly used for assessing the economic efficiency of investments, the only parameter expressing investor uncertainty regarding investment opportunities is the discount rate, which increases with the increasing risk of the project. It determines the value of the current project, thus becoming an important criterion affecting investors’ decisions. For this reason, it is of great importance for the assessment of investment effectiveness. This rate, usually in the form of the weighted average cost of capital (WACC), generally includes two elements: the cost of equity capital and borrowed capital. Due to the fluctuant relationship between these two parameters in project financing, performing a WACC analysis in order to compare the risks associated with the different technologies is not completely justified. A good solution to the problem is to use the cost of equity. This article focuses on the analysis of this cost as a measure of risk related to energy investments in the United States, Europe and worldwide.
METADATA IN OTHER LANGUAGES:
Polish
Koszt kapitału własnego przedsięwzięć inwestycyjnych w energetyce
inwestycje w energetyce, ryzyko, koszt kapitału własnego, stopa dyskontowa dostosowana do ryzyka
Istotny wpływ na wartość przedsięwzięć inwestycyjnych ma uwzględnienie wpływu czynnika czasu i ryzyka. Inwestycje w energetyce są projektami długoterminowymi i już jako takie obarczone są niepewnością, związaną z wieloletnim zamrożeniem kapitału i uzyskaniem oczekiwanego zwrotu. W energetyce niepewność tę zwiększają czynniki specyficzne charakterystyczne dla sektora, w tym w szczególności zmiany otoczenia polityczno-prawnego i szybkiego postępu technicznego. W stosowanej powszechnie do oceny efektywności ekonomicznej inwestycji – analizie zdyskontowanych przepływów pieniężnych (discounted cash flow, DCF) – jedynym parametrem wyrażającym niepewność inwestorów w zakresie realizacji inwestycji jest stopa dyskontowa – tym większa, im większe ryzyko przedsięwzięcia. Decyduje ona o wartości bieżącej projektu stając się tym samym istotnym kryterium oddziałującym na decyzje inwestorów. Z tego powodu jej dobór ma doniosłe znaczenie dla oceny efektywności inwestycji. Stopa ta, występując zwykle w postaci średnioważonego kosztu kapitału, WACC – obejmuje zasadniczo dwa elementy: koszt kapitału własnego oraz obcego. Ze względu na różną relację tych dwóch źródeł w finansowaniu projektów przeprowadzanie analiz WACC w celu porównywania ryzyka związanego z różnymi technologiami jest nie do końca czytelne. Dobrym rozwiązaniem problemu jest stosowanie jako wskaźnika kosztu kapitału własnego. Niniejszy artykuł obejmuje analizy tego kosztu jako miernika ryzyka związanego inwestycjami energetycznymi w Stanach Zjednoczonych, Europie i świecie.
 
REFERENCES (18)
1.
Bartnik, P. 2008. Technical and economic efficiency calculation in professional power engineering (Rachunek efektywności techniczno-ekonomicznej w energetyce zawodowej). Publishing House of the Opole University of Technology, Opole, 242 pp. (in Polish).
 
2.
Copeland et al. 1997 – Copeland, T., Koller, T. and Murrin, J. 1997. Valuation: Measuring and Managing the Value of Companies. WIG-Press, Warsaw, 516 pp.
 
3.
Damodaran Online, 2018 – Data. Costs of Capital by Industry (US, Europe, Global). Website of Aswath Damodaran, [Online] pages.stern.nyu.edu/~adamodar/ [Accessed: 2018-07-15].
 
4.
Davis, K. 2010. Why Pre-Tax Discount Rates Should be Avoided. The Journal of Applied Research in Accounting and Finance Vol. 5, Iss. 2, pp. 2–5.
 
5.
DECC, 2011 – Review of the Generation Costs and Deployment Potential of Renewable Electricity Technologies in the UK, Study Report, Department of Energy & Climate Change, London, REP001, Ove Arup & Partners Ltd, Job No 215030, October, 295 pp.
 
6.
DECC, 2013 – Electricity Generation Costs 2013. Department of Energy & Climate Change, London, 13D/185, 67 pp.
 
7.
ERO, 2015 – A method for the calculation of return on capital employed for Distribution System Operators in the years 2016–2020 (Metoda określania wskaźnika zwrotu kosztu zaangażowanego kapitału dla operatorów systemów elektroenergetycznych na lata 2016–2020). The Energy Regulatory Office, Warsaw, 10 pp. (in Polish).
 
8.
Frontier Economics, 2010 – NERSA’s Tax Treatment of the Risk-Free Rate when Applying the CAPM, A Note Prepared for Transnet Pipelines, Frontier Economics Ltd, September, 8 pp.
 
9.
Grant Thornton, 2018 – Renewable Energy Discount Rate Survey Results – 2017. Grant Thornton and Clean Energy Pipeline Initiative, Grant Thornton UK LLP, 26 pp.
 
10.
Hern et al. 2015 – Hern, R., Radov, D., Carmel, A., Spasovska, M. and Guo, J. 2015. Electricity Generation Costs and Hurdle Rates. Lot 1: Hurdle Rates update for Generation Technologies, Report Prepared for the Department of Energy and Climate Change (DECC), NERA Economic Consulting, London, July, 102 pp.
 
11.
Lonergan, W. 2009. Pre and Post Tax Discount Rates and Cash Flows – A Technical Note. The Journal of Applied Research in Accounting and Finance Vol. 4, Iss. 1, pp. 41–45.
 
12.
Mayo, H.B. 1997. Investments: An Introduction. Warsaw: Wydawnictwo K.E. Liber, 909 pp. [Online] https://bip.ure.gov.pl/downloa... [Accessed: 2018-07-02].
 
13.
Oxera, 2011 – Discount Rates for Low-Carbon and Renewable Generation Technologies, Report prepared for the Committee on Climate Change, Oxera Consulting Ltd, April, Oxford-Brussels, p. 46.
 
14.
Pindred, R.J. 1995. (Mis)use of Monte Carlo Simulations in NPV Analysis – Discussion. Mining Engineering 47(12), pp. 861–862.
 
15.
Redpoint, 2010 – Electricity Market Reform Analysis of Policy Options, A Report by Redpoint Energy in Association with Trilemma UK. Version 1.0, 15/12/10, Redpoint Energy Ltd, 141 pp.
 
16.
Stenibach, J. and Staniaszek, D. 2015. Discount Rates in Energy System Analysis, Discussion Paper, BPIE, Fraunhofer ISI, pp. 17, [Online] http://bpie.eu/uploads/lib/doc... [Accessed: 2018-07-02].
 
17.
Zamasz, K. 2015. Economic efficiency of an electricity undertaking in the context of capacity market introduction (Efektywność ekonomiczna przedsiębiorstwa energetycznego w warunkach wprowadzenia rynku mocy). PWN, Warsaw, 196 pp. (in Polish).
 
18.
Zamasz, K. 2017. Discount Rates for the Evaluation of Energy Projects – Rules and Problems, Scientific Papers of Silesian University of Technology, Organization and Management Series, issue 101 No. 1974, pp. 571–583.
 
ISSN:1429-6675