Fortum

Introduktion

Fortum är ett finskt energiföretag som producerar, distribuerar och säljer el, kraftvärme och värme med fokus på Norden, Ryssland och Östersjöområdet. Bolaget börsnoterades 1998 efter att tidigare varit statligt ägt. Nu äger finska staten dryga 50 % och resten av aktierna handlas på NASDAQ OMX Helsinki Large Cap. Tidigare har Fortum bedrivit oljeverksamhet, men 2005 knoppades Neste Oil av och bolaget är nu helt inriktade på el och värme.

Branschen

El- och värmebranschen i Europa och Ryssland består av ett tjugotal stora aktörer, där många av dessa både är producenter och distributörer. De flesta är även internationellt stora, så som EDF, Enel, E.ON, GDF Suez, Iberdrola och RWE. Andra bolag verkar mer lokalt, som t.ex. Fortum. Branschen är under omfattande konsolidering, med en stor mängd större affärer på senare tid. Några exempel på dessa är Franska EDF:s köp av den brittiska kärnkraftsproducenten British Energy, Vattenfalls köp av Nederländska Nuon och Italienska Enels köp av Spanska Endesa. I samtliga dessa fall handlar det om bolag betydligt större än Fortum som har blivit ännu större.

Fortum verkar till största delen i Norden, men har på senare år genom förvärv expanderat mot Ryssland, som är världens fjärde största elmarknad. Efterfrågan på el förväntas öka måttligt i Norden under överskådlig tid (ungefär 1 % per år), medan förbrukningen väntas öka med uppemot 3-4 % årligen i Ryssland under de kommande 10-15 åren.

Den största delen av den svenska elförbrukningen kommer från uppvärmning av hushåll. Drygt hälften av elen förbrukas av hushållen och i princip den andra hälften av industrin, enligt statistik från SCB. Således finns alltid en relativt hög efterfrågan på el även om industrin går på halvfart. Det är i dessa lägen fördelaktigt för elproducenterna om de kan minska produktionen av den el som är dyrast att producera och skifta över till billigare kraftslag.

Eftersom elpriset bestäms av den senast producerade kilowattimmen kan kraftbolag med produktion från flera kraftslag producera billig el (vatten- och kärnkraft) i dåliga tider och blanda in mer dyr el (kolkraft och kraftvärme) i tider med högre efterfrågan. Ju dyrare det dyraste produktionsslaget är desto dyrare blir elpriset, vilket gynnar bolag som Fortum med mestadels billig kraftproduktion. Detta gäller när elpriset är lågt, men framförallt när det är högt och elen kan säljas med mycket goda marginaler.

Hela branschen påverkas kraftigt av politik eftersom samtliga kraftslag på ett eller annat sätt särbehandlas. Kolkraften har ett pris för koldioxidutsläpp i form av utsläppsrätter, kärnkraften har en speciell kärnkraftsskatt och vattenkraften får inte byggas ut i de fyra stora outbyggda älvarna i Sverige och det ser i princip likadant ut i Finland. Samtidigt subventioneras så kallad förnyelsebar energi i form av vindkraft, solceller med mera. Detta till trots satsar de stora elbolagen på det som efterfrågas, dvs. stabil elproduktion som vatten-, kol- och kärnkraft. De förnyelsebara källorna byggs endast i mindre mängder, mätt både i satsade pengar och i megawatt. I nuläget byggs förnyelsebar energiproduktion sannolikt på grund av kombinationen av subventioner, bland annat i form av elcertifikat, och positiv PR. Dessa kraftkällor lider av problemen att de är dyra, inte bidrar med några större energimängder och heller inte går att reglera eftersom man inte kan styra över när det blåser, när solen skiner, när vågorna guppar osv.

Historik

Fortum grundades 1998 genom en sammanslagning mellan det statsägda Imatran Voima Oy (”Imatras kraft AB”) och oljebolaget Neste Oyj. År 2000 köptes Stora Ensos krafttillgångar på ungefär 1500 MW för 1,7 miljarder euro. 2001 köptes Birka Energi av Stockholms stad till vrakpris: 4 800 MW el plus 4 800 MW värme kostade 1,5 miljarder euro plus övertagande av skulder och minoritetsandelar för 1,9 miljarder euro. 2005 knoppades Neste Oil av till Helsingforsbörsen så att Fortum blev en renodlad producent och distributör av kraft och värme. 2006 förvärvades E.ON Finland, vilket medförde att man tvingade sälja ett kraftvärmeverk efter krav från finska konkurrensverket. 2007 inleddes förarbetet för att bygga en tredje kärnreaktor i Lovisa. 2008 förvärvades Ryska Territorial Generating Company 10 (TGC-10), vilket ökade Fortums elkraftproduktion med 3 000 MW och fördubblade värmeproduktionen. Nu står fokus på att göra TGC-10 lönsamt och arbeta mot en koldioxidfri kraftproduktion.

Bolaget

Bolaget är uppdelat i fem segment: kraftproduktion, värme, distribution, markets och Ryssland.

Kraftproduktion

Fortums största segment, som står för cirka 50 % av omsättningen och 70 % av vinsten, är Kraftproduktion. Precis som namnet antyder bedriver man kraftproduktion i Norden, dvs. man producerar elkraft på diverse sätt och säljer elen till den nordiska elmarknaden Nord Pool. Man prissäkrar även delar av elförsäljningen, vilket kan minska riskerna vid volatilitet i elpriset. Försäljningen är ca 50 TWh el per år, vilket innebär att man är ett relativt litet elbolag i Europa. Även om man inkluderar Fortums ryska elproduktion, som hör till ett eget segment, är man fortfarande relativt små för att vara elbolag, men man når ändå upp till topp-15 i storlek i Europa.

Kraftproduktionen består ungefär till lika stora delar av kärnkraft och vattenkraft, men även till viss del av kraftvärme, dvs. kondenskraft från ett kombinerat kraft- och värmeverk. Vindkraft, vågkraft, solkraft och annat finns i försumbara mängder.

Ett av Fortums mål är att ha en koldioxidfri kraftproduktion och redan idag är den Nordenbaserade delen av produktionen till 98 % fri från koldioxidutsläpp. Detta tyder på realism eftersom man uttrycker sig i termer av ”koldioxidfri kraftproduktion” och inte ”förnyelsebar kraftproduktion”. Det tyder även på lönsamhetsfokus eftersom koldioxid kostar pengar att släppa ut inom EU på grund av utsläppsrättssystemet. Inom EU är Fortums andel koldioxidfri el lite lägre, ca 92 %, men detta är fortfarande en mycket hög andel jämfört med andra kraftproducenter. Det är bara norska Statkraft med i princip enbart vattenkraftsproduktion som har lägre koldioxidutsläpp i Europa.

Produktionspriset på el är relativt konstant för Fortum i Norden, vilket betyder att en ökning i elpris direkt ökar lönsamheten. Senare beskrivs kostnader samt för- och nackdelar för de olika kraftslagen.

Värme

Värme är Fortums tredje största segment, med ungefär en 25 % av omsättningen och 20 % av vinsten. Affärsområdet omfattar produktion från 20 kraftvärmeverk och ett flertal hundra värmeverk, samt försäljning av värme och kraftvärme i Norden, Baltikum och Polen. Ungefär 80 % av försäljningen är värme och 20 % är industriell ånga.

Om verksamheten kan kort sägas att diverse bränslen så som torv, biobränsle, avfall, kol och olja eldas i kraftvärmeverk och värmeverk. Man omvandlar även el till värme via värmepumpar.

Distribution

Affärsområdet Distribution äger lokala och regionala elnät huvudsakligen i Sverige och Finland, men även i Norge och Estland och tar betalt av sammanlagt 1,6 miljoner kunder för distribution av el, vilket kan jämföras med Vattenfalls cirka 800 000 elnätskunder som det har varit mycket uppståndelse om senaste tiden. Lokala och regionala elnät finns inte i dubbel uppsättning, vilket betyder att bolaget bedriver lokal monopolverksamhet, som är kraftigt reglerad av myndigheter som försöker uppnå balans i prissättningen. Segmentet Distribution är omsättningsmässigt ungefär hälften så stort som segmentet Värme, men gör en vinst som är ungefär lika stor. Detta innebär förstås att marginalerna är mycket goda

Markets

Affärsområdet Markets köper el från Nord Pool och säljer elen vidare främst till företagskunder, men även till privatkunder, och man är det, i kunder räknat, största elhandelsföretaget i Norden. Markets har under flera år gjort nollresultat eller små plusresultat med små marginaler trots att man står för hela 35 % av Fortums omsättning. Den troligaste anledningen till detta är hård konkurrens från cirka 350 elhandelsbolag i Norden.

Under 2008 genomfördes ett omfattande effektiviseringsprogram som förväntas ge effekt under kommande år. Bland annat sparkades 300 personer, nästan en tredjedel av de anställda. Man påstår sig även ha förnyat inköpsmodellen, oklart hur, för att säkra marginalerna. Markets har i och med detta vänt en förlust på 33 miljoner euro under de tre första kvartalen 2008 mot en vinst på 11 miljoner euro under de tre första kvartalen 2009 trots en minskad försäljning på över 30 %.

En vinst på 11 miljoner med en omsättning av 1 039 miljoner euro under de tre första kvartalen 2009 innebär dock inga goda marginaler. Jämfört med segmentet Kraftproduktions vinst under motsvarande period på 1 005 miljoner euro så måste marginalerna mångdubblas för att segmentet Markets ska bidra med ett resultat som påverkar Fortums resultat nämnvärt. Historiskt har dock segmentet markets som bäst visat upp rörelsemarginaler på drygt 2 %, vilket är i linje med konkurrerande elhandelsbolag. Därför bör man inte hoppas på bättre marginaler, utan man får nöja sig med att Fortum säljer störst volymer el i Norden och på så sätt ändå lyckas relativt väl.

Markets är sammanfattningsvis Fortums svagaste segment eftersom man har usla marginaler jämfört med resten av bolaget, men det kan ändå tyckas logiskt att ett elproducerande företag säljer el till kund, varför detta segment trots allt är existensberättigat. Dessutom är detta segment Fortums ansikte utåt mot både privat- och företagskunder, där man kan profilera sig och framhäva sin jämförelsevis miljövänliga el och på så sätt försöka förstärka varumärket Fortum.

Ryssland

Fortum verkar i Ryssland genom det näst intill helägda (93,8 % i slutet av 2008) dotterbolaget Territorial Generating Company 10 (TGC-10), numer OAO Fortum, som förvärvades för totalt 3,8 miljarder euro år 2008 (inklusive teckning av aktieemission), samt genom delägda TGC-1, där Gazprom försöker bli majoritetsägare.

Expansionen mot Ryssland är ett kraftigt avbräck från Fortums koldioxidfria strategi eftersom i princip all värme- och elproduktion från TGC-10 kommer från kol och gas. Däremot tyder återigen denna strategi på realism och fokus på lönsamhet. Exempelvis kommer Fortum tack vare utsläppsminskande åtgärder i Ryssland få utsläppskrediter för motsvarande 6,5 miljoner ton koldioxid i Ryssland, som bolaget delvis kan tillgodoräkna sig i utsläppsrättssystemet i EU och på så sätt minska sina kostnader. Samtidigt planerar bolaget för att förbereda en testanläggning för CCS (Carbon Capture and Storage) i TGC-10, så bolaget menar samtidigt allvar med sin koldioxidfria vision. Att TGC-10 ligger nära stora olje- och gasfält gör denna teknik extra intressant eftersom det är där man tänker pumpa ner koldioxiden för förvaring.

Den ryska verksamheten går ännu med förlust, men kan på sikt bidra med stora delar av Fortums omsättning, och förhoppningsvis även visa vinst med dugliga marginaler. Ett mål Fortum har är att förbättra resultatet med 100 miljoner euro per år i TGC-10 genom effektiviseringar, vilket är ambitiöst eftersom det motsvarar i storleksordningen en femtedel av deras omsätting. I nuläget går TGC-1 med vinst med rörelsemarginaler runt 5 %, medan motsvarande siffror för TGC-10 inte har kunnat hittas. Detta är siffror som bör kunna förbättras på en avreglerad marknad.

Bolaget har investeringsplaner på en total installerad effekt för kraftproduktion på drygt 5 000 MW i Ryssland, att jämföra med total effekt för kraftproduktion i Norden som idag ligger på knappt 11 000 MW. Nuvarande installerad värmeeffekt i Ryssland är knappt 14 000 MW, medan installerad effekt i Norden plus övriga Europa är drygt 10 000 MW. Förvärvet av TGC-10 är således en kraftig expansion för Fortum och en stor möjlighet, men även en stor risk.

Den ryska elmarknaden är under avreglering. Andelen el såld till marknadspris ökade i juli 2009 från 30 % till 50 % och väntas öka till 60 % januari 2011 för att därefter bli helt avreglerad under 2011. Elen som ännu inte säljs till marknadspris, utan till reglerat pris, justeras en gång per år efter gaspriset och inflationen, vilket innebär att svängningar i gaspriset är en risk så länge den ryska elmarknaden fortfarande är reglerad. Därefter bör marknadspriset på el följa marknadspriset på gas eftersom gas och kol står för den största delen av den ryska kraftproduktionen.

Ägarandelen i TGC-1 är drygt 25 %. Bolaget har en produktionskapacitet på drygt 6 000 MW, varav runt hälften vattenkraft. TGC-1 skall till 2015 öka sin kraftproduktion med knappt 4 000 MW och Fortum har som mål att behålla ägarandelen runt 25 %.

Kostnader för olika kraftslag

Vattenkraft

Vattenkraft är i teorin billigt både att bygga och driva, men i och med att de flesta outbyggda älvar i Sverige och Finland är skyddade i lagen så finns bara ogynnsamma vattendrag kvar att bygga vattenkraft i. Därmed blir nybyggnation relativt dyrt. De befintliga vattenkraftverken kostar däremot endast pengar i form av drift, underhåll, administration och uppgraderingar (nya turbiner osv.). Detta innebär att omvärldsfaktorer egentligen inte påverkar produktionskostnaderna nämnvärt och därmed är befintlig vattenkraft rena sedelpressarna.

Kärnkraft

Kärnkraft har en mycket hög anskaffningskostnad, men därefter relativt låga driftkostnader. Även här är det, i de befintliga kärnkraftverken, underhåll, drift och administration som kostar pengar. Dock tillkommer en speciell skatt, effektskatten, per installerad effekt som tas ut oavsett om kärnkraftverket producerar el eller ej. Den ligger för nuvarande på 12 648 kr/MW termisk maxeffekt och månad, vilket innebär att ägarna till en stor reaktor som Oskarshamn 3 betalar nästan 50 miljoner kronor i månaden i punktskatt, oavsett om reaktorn är igång eller inte.

Kärnbränslet i kärnkraftverken står för runt 1 % av totala kostnaderna i ett kärnkraftverk, vilket innebär att uran- och bränslepriserna kan öka mångdubbelt innan det slår mot kostnaderna. Det använda kärnbränslet, som med nuvarande svensk och finsk strategi skall slutförvaras i 100 000 år enligt metoden KBS-3, bekostas kontinuerligt av kraftbolagen själva. I både Sverige och Finland tas pengar från såld kärnkraftsel och stoppas in i en kärnavfallsfond i respektive land.

En åsikt som är populär att lägga fram är att ny kärnkraft är olönsam. Det ter sig ganska självklart att helt avskrivna anläggningar som fortfarande producerar el, kommer producera billigare el per kWh än ett nytt kärnkraftverk som bara är marginellt bättre och där varje kWh behöver belastas med en avskrivningskostnad. Vad gäller kostnaderna för att bygga ny kärnkraft räknar vissa analytiker fram diverse siffror och rekommendationer, medan kraftbolagen själva uppenbarligen räknar fram något annat. Då det är kraftbolagen som faktiskt satsar pengar i vinstsyfte medan analytikernas agenda är mer oklar bör man tänka över vem som kan branschen bäst. Fortum själva bedömer i vilket fall som helst att ny kraft, förutom kärnkraft, kräver ett elpris på över 60 euro/MWh.

Ett konkret räkneexempel som visar kostnaderna för ny kärnkraft följer här, där 10 kronor antas växlas till 1 euro för att slippa blanda in kronor. I exemplet antas ett kärnkraftverk av samma typ som Olkiluoto 3, som är under uppbyggnad och som Fortum är delägare i. Olkiluoto 3 kostade för ägaren 3 miljarder euro i fast pris, men eftersom leverantören går med förlust i detta projekt antas ett pris på 4 miljarder euro för kommande anläggningar. Detta medför med 12 % kalkylränta och 40 års avskrivningstid, inklusive svensk effektskatt, en produktionskostnad på 59 euro/MWh. Exklusive effektskatt blir kostnaden 54 euro/MWh, vilket är i linje med Fortums beräkningar. Detta är högre än nuvarande elpris, men samtidigt bedömer både Fortum och Elforsk att samtliga övriga kraftslag kräver ett elpris på 60 euro/MWh och högre för att vara lönsamma. Således innebär detta i förlängningen antingen ingen nybyggnad av elproduktion pga. att det inte är lönsamt, eller så medför det helt enkelt ett framtida högre elpris.

Övrig kondenskraft

Kol- och gaskraftverk har låga anskaffningskostnader, men höga driftkostnader eftersom de påverkas i mycket hög grad av kol- och gaspriser. Samma kostnadsberoende gäller för övrigt även värme- och kraftvärmeverk, för motsvarande bränsle som kan vara exempelvis biomassa, torv, avfall eller olja. Utöver bränslepriser påverkas kol-, gas-, värme- och kraftvärmeverk även av priset på koldioxidsläpp enligt EU:s utsläppsrättssystem. Ett räkneexempel i DN illustrerar att om priset på utsläppsrätter ökar till 35-45 euro per ton koldioxid (priset har sedan 2005 legat på i snitt 15 euro per ton) medför detta en kostnad på 30-40 öre/kWh (ungefär euro/MWh). Detta är förstås ett problem för kolkraften, men det är inget avgörade hot eftersom elpriset kan höjas i motsvarande grad (och förstås för att kolkraften behövs). Detta ökar samtidigt marginalerna för övrig kraftproduktion och därmed incitamenten att satsa på dessa.

Något som flera elbolag satsar kraftigt på, däribland Fortum och Vattenfall, är Carbon Capture and Storage (CCS), dvs. infångning och förvaring av koldioxid från fossileldade kraftverk. Preliminära beräkningar visar att detta kan komma att kosta 20-30 öre/kWh, vilket är värt pengarna så länge utsläppsrättssystemet finns kvar och är dyrare än kostnaden för CCS.

Övrigt förnyelsebart

Under denna kategori placeras små kraftkällor som inte bidrar nämnvärt till någon elproduktion, nämligen vind-, sol- och vågkraft samt övriga utvecklingsprojekt. Teoretiskt sett skulle dessa källor kunna byggas ut för att täcka i storleksordningen 15 % av elproduktionen, men då samtliga förnyelsebara energikällor förutom vattenkraft i nuläget inte är konkurrenskraftiga kommer det kommer bara göras under subventionering. Dessutom lider samtliga förnyelsebara energikällor förutom vattenkraft av problemet att produktionen inte är möjligt att styra, dvs. att man kan inte producera el då det behövs utan endast då det blåser, då solen skiner, då vågorna guppar osv.

Risker

Slutligen kan nämnas något om de risker produktionsslagen medför. För dammhaveri gäller i Sverige ett strikt och obegränsat ansvar för skador på tredje man. Fortum har tillsammans med andra svenska vattenkraftsägare en gemensam försäkring som täcker skador upp till 7 miljarder svenska kronor. Dessa pengar räcker sannolikt till haverier hos små och medelstora dammar, men skulle ett större dammhaveri ske kan detta kraftigt drabba dammägaren ekonomiskt.

Även för kärnkraftsolyckor gäller strikt ansvar mot tredje man i både Sverige och Finland, dock ej med obegränsat ansvar. I Sverige sträcker sig ansvaret till 3,3 miljarder kronor per olyckstillfälle (ett olyckstillfälle innebär radiologiska utsläpp som ger upphov till skada på tredje part), men denna summa kan komma att ändras till 7 miljarder kronor. I Finland sträcker sig ansvaret till 240 miljoner euro per olyckstillfälle plus en obligatorisk ansvarsförsäkring som uppgår till 175 miljoner euro. Om en svår kärnkraftsolycka skulle inträffa så skulle den politisk-ekonomiska skadan bli långt större än ansvarsbeloppet på 7 miljarder kronor i form av hot om nedläggning av anläggningar, höjda straffskatter, etc.

Elpriset

Faktorer som påverkar eller inte påverkar produktionskostnader nämns här för att man ska kunna bilda sig en uppfattning om det kortsiktiga och det långsiktiga elpriset.

• Tillgång och efterfrågan på el.
• Bränslepriser på kol, gas, torv, avfall och annat brännbart påverkar direkt produktionskostnaderna. Här finns en viss korrelation med oljepriset.
• Kostnader för utsläppsrätter påverkar direkt all förbränningsbaserad kondenskraft.
• Vattenbalansen dvs. hur mycket vatten som finns i vattenkraftsdammarna. Vid torrår går elpriset upp och vid kraftiga regn tvingas elbolagen släppa genom vatten och tvingas då sänka priserna.
• Kärnkraftsbränsle påverkar inte produktionskostnader nämnvärt om inte en mångdubbling av priset sker.
• Subventioner. Beräkningar från Elforsk visar att ny vindkraft tack vare subventioner kostar 50 öre/kWh istället för 70 öre/kWh vid 12 % kalkylränta.
• Enligt beräkningar från ovan nämnda källa kostar CCS 20-30 öre/kWh, vilket kan förväntas bli den produktionskostnadsökning kolkraften får ta på sig så länge utsläppsrättssystemet finns kvar.

Personligen tror jag på ett långsiktigt högre elpris eftersom ny kraftproduktion i princip kostar 60 euro/MWh eller mer, vilket bör innebära att elpriset långsiktigt lägger sig högre på högre nivåer än detta. På kort och medellång sikt är det svårare att säga något konkret om elpriset, utan det blir förmodligen tillgång och efterfrågan som styr, vilket i sin tur beror på den allmänna konjunkturen. Dessutom drar dyra förnyelsebara energikällor upp produktionskostnaderna så länge dessa inte är konkurrenskraftiga.

Styrelse och ägarbild

I årsrapporten 2008 ser ägarlistan ut som följer:

Finska staten 50,80 %
Ömsesidiga pensionsförsäkringsbolaget Ilmarinen 1,74 %
Folkpensionsanstalten, (Kela) 0,81 %
Kurikka stad 0,70 %
Ömsesidiga pensionsförsäkringsbolaget Varma 0,69 %
Statens pensionsfond 0,56 %
Placeringsfonden OP-Delta 0,30 %
Ömsesidiga pensionsförsäkringsbolaget Etera 0,23 %
Svenska Handelsbanken, Finland 0,19 %
Ömsesidiga pensionsförsäkringsbolaget Tapiola 0,15 %
Förvaltarregistrerade aktier 34,82 %
Övriga aktieägare totalt 9,01 %

Med finska staten som dominant majoritetsägare finns en stor och mycket långsiktig ägare, vilket när det gäller elbolag enbart är positivt eftersom investeringar görs med en oerhört lång tidshorisont. Dessutom eliminerar detta risken för uppköp då finska staten har ett intresse i att säkra den långsiktiga el- och värmeförsörjningen i Finland.

Fortum är delägare i ett flertal kraft- och värmeproducenter tillsammans med andra elbolag. Några exempel är de svenska kärnkraftverken Forsmark och Oskarshamn, där man är delägare tillsammans med i huvudsak Vattenfall respektive E.ON, men det finns även fler exempel så som finska Kemijoki Oy och norska Hafslund ASA.

Strategi

Fortums klart uttalade strategi är att satsa på koldioxidfri kraftproduktion (till skillnad från förnyelsebar elproduktion) och lönsamhet.

Bolaget uppger att det krävs ett elpris på över 60 euro/MWh för att bygga ny elproduktion förutom kärnkraft, varför man just nu är med som delägare och bygger en ny kärnreaktor i Olkiluoto, samt ansöker om att få bygga en ny reaktor i Lovisa. Ny kol- och gaskraft är lite dyrare än ny kärnkraft på grund av koldioxidutsläppskostnader, medan kol med CCS-teknik uppskattas kosta upp mot 100 euro/MWh. Priset på ny vattenkraft varierar kraftigt beroende på lokalisering och villkor och detsamma gäller vindkraft.

Ovan nämnda anledningar är skälen till att Fortum nu köper befintlig produktion i Ryssland, liksom att hela branschen genomgår en omfattande konsolidering. Det kan också i och med detta inses att ny produktion i form av förnyelsebar el inte görs på grund av lönsamhetsskäl, utan av andra skäl. Antingen PR- eller forskningsskäl.

Fortum har en relativt realistisk långtidsvision som sträcker sig till år 2100. Fram till 2020 tror bolaget att elproduktionen ser ut som idag, med betydande utbyggnad av kärnkraft samt kraftiga ökningar av vindkraft och bioenergi samt små ökningar av solenergi. Tester av CCS-teknik pågår i stor skala och el- och hybridfordon är på frammarsch. År 2050 tror man att elmixen består av 25 % kärnkraft, 50 % förnyelsebart och resten av kol-, gas- och biomassadrivna anläggningar med CCS. Fossila fordonsbränslen är utfasade mot el, väte och andra icke-matbaserade biobränslen. År 2100 har utvecklingen gått ännu längre framåt och systemet bygger på ren el och en ren energibärare som väte. Förnyelsebar energi är nu betydande och i övrigt används fjärde generationens kärnkraft och fusionskraft.

Nulägesanalys

Marknaden

Elpriset har gått ner från runt 70 euro/MWh i början av 2008 till runt 40 euro/MWh i nuläget (november 2009), vilket har slagit hårt mot elmarknaden med minskade vinster i ungefär motsvarande utsträckning. Däremot har inte Fortum drabbats i riktigt lika hög utsträckning eftersom man har lyckats få närmare 50 euro/MWh för sin el tack vare prissäkringar. Prissäkringar medför även en risk att vinsten ökar långsammare än elpriset, om elpriset stiger hastigt.

Fortum prissäkrar alltså sin el med derivat och liknande. Man har prissäkrat 75 % av elen för resten av 2009 till ca 50 euro/MWh, vilket verkar bra eftersom elpriset i nuläget är lägre. För 2010 har man prissäkrat 65 % till 44 euro/MWh och 2011 är 35 % prissäkrat till 42 euro/MWh. Detta innebär att Fortum med säkerhet kommer sälja stora delar ev sin el med goda marginaler eftersom en genomsnittlig MWh kostar runt 20 euro för Fortum att producera. Om strategin ska vara optimal ska elpriset börja vända upp under 2011. Elpriset ligger just nu (15 nov 2009) strax under 40 euro/MWh, så hur strategin faller ut återstår att se.

Konkurrenter

De huvudsakliga konkurrenterna inom kraftproduktion i Norden är svenska statliga Vattenfall och tyska börsnoterade E.ON. Båda dessa bolag har även eldistribution och elförsäljning. De andra stora elbolagen håller mestadels till utanför Norden, med verksamhet i centrala och södra Europa och konkurrerar därför inte direkt med Fortum eftersom Europa ännu inte har en gemensam elmarknad.

Vattenfall säljer ungefär 3 gånger så mycket el som Fortum totalt sett (innan köpet av Nuon 2008) och har som mål att vara klimatneutralt till 2050. Detta skall uppnås genom satsningar på kärnkraft, CCS-teknik för kolkraft och andra förnyelsebara energikällor. Förutom el, värme och gas har man även egen kolbrytning. Geografiskt fokus är i norra Europa.

E.ON är den andra stora konkurrenten i Norden, som säljer ungefär 8 gånger så mycket el som Fortum totalt sett. I och med detta är E.ON ett av de större elbolagen i Europa och man satsar även på gas. Geografiskt fokus är Europa, men på längre sikt utgör USA en tillväxtmöjlighet.

När det gäller elförsäljning finns en stor mängd konkurrenter i Norden, cirka 350 stycken, vilka delvis är de elproducerande företagen och delvis rena elhandelsbolag. Bland de rena elhandelsbolagen finns både de som konkurrerar med låga priser och de som konkurrerar med att till exempel bara sälja vindkraftsel. Oavsett strategi verkar elhandelsbolagen inte lyckas få bättre vinstmarginaler än Fortum, runt 1-3 %, varför Fortum lyckas relativt bra eftersom man säljer störst volymer el i Norden.

Produkterna

Fortum tillhandahåller i princip fyra produkter/tjänster: el, värme, distribution av el samt försäljning av el till kund.

Till produkten el finns inga egentliga alternativ förutom att använda mindre el genom energieffektiviseringar, bergvärme, använda mindre energi i hemmet/i industrin osv. El är en samhällsbärande produkt och trenden går mot en större andel el av den totala energianvändningen, dvs. elförbrukningen ökar fortare än den övriga energiförbrukningen i världen. Om elbilar utvecklas till mer än en nischprodukt kan el även tränga bort fossila bränslen för drift av personbilar och ta en ännu större andel av energianvändningen.

Till produkten värme finns ett par alternativ, nämligen ved, pellets, olja och, sist men inte minst, el. De privatpersoner som är anslutna till ett fjärrvärmenät är dock relativt låsta till att värma sina bostäder på detta vis eftersom det medför ytterligare kostnader att byta uppvärmningsform när det redan finns fjärrvärme installerat.

Till distribution av el finns inga alternativ. Lokal- och regionalnäten ägs av ett företag och köper ett företag eller en privatperson el som transporteras via det nätet får man betala en avgift till nätägaren. Hur mycket elnät ett bolag får äga samt hur prissättningen skall ske styrs av myndighetsregleringar. Vinstmarginalerna på att äga elnät är dock goda.

Inköp av el från Nord Pool och vidareförsäljning till kund görs under stor konkurrens i Norden. Om man som privatperson vill köpa produkten el måste man göra det via ett elförsäljningsbolag. Tidigare köptes el från det nätägande elbolaget, men sedan 1996 är marknaden avreglerad, vilket betyder att man kan välja fritt mellan elförsäljningsbolag. Om man inte aktivt har valt elförsäljningsbolag köps elen vidare från försäljningsdelen av bolaget som äger nätet. Detta gynnar sannolikt nätägande elförsäljningsbolag eftersom många av okänd anledning ogärna gör aktiva, rationella val och därmed får nätägarna både fler kunder och kan dessutom ta ut högre priser (jämför med storbankerna som behåller kunder trots jämförelsevis ogynnsamma villkor).

SWOT

Nedanstående är Fortums nuvarande styrkor, svagheter, möjligheter och hot. Punkterna är till stor del subjektiva.

Styrkor

• Man har en realistisk framtidssyn i kombination med en stor och långsiktig ägare i form av finska staten, vilket är viktigt när det gäller långsiktiga investeringar.
• Affärsområdena Kraftproduktion och Distribution visar mycket goda marginaler och resultat tack vare billig elproduktion och god lönsamhet i elnätsverksamheten.
• Blandad produktionsportfölj i form av vatten-, kärn- och övrig kraft som medför att man kan sälja el med vinst ner till mycket låga elpriser, samtidigt som den största delen av produktionen är koldioxidfri.
• Man bedriver genom elnätsverksamheten i praktiken monopolverksamhet, dock under reglering.
• Stark historisk finansiell utveckling med stark vinsttillväxt.

Svagheter

• Affärsområdet Markets har mycket små vinstmarginaler jämfört med övriga segment, men man gör vinst, är störst i Norden och har marginaler i linje med konkurrenter.
• Elmarknaden i Norden växer bara med 1 % per år, vilket innebär att man måste expandera på annat håll för en långsiktig tillväxt.

Möjligheter

• Den ryska elmarknaden väntas vara helt avreglerad år 2011, vilket innebär att den ryska verksamheten då bör kunna ge avkastning.
• Ett högre elpris medför bättre marginaler då produktionskostnaderna för majoriteten av Fortums el är relativt konstanta.
• Det mer eller mindre hypotetiska fallet att Sverige börjar exportera koldioxidfri el i stor skala, till exempel till Tyskland, skulle medföra större volymer och dessutom bättre marginaler eftersom elpriset generellt är högre nere på kontinenten. Detta motverkas dock politiskt i Sverige, men eventuellt kan det ändå bli möjligt om man via EU-nivå vill minska koldioxidutsläppen genom att utnyttja de möjligheter som finns.
• Om alla fossildrivna bilar byts ut mot elbilar kommer elförbrukningen öka något, ungefär 10-20 %.

Hot

• Avregleringen av den ryska elmarknaden kan gå långsammare än förväntat.
• Allmän politisk risk i Ryssland som innebär nackdelar för utländska ägare.
• Allmän politisk risk i Sverige/EU, som kan medföra ytterligare nackdelar för redan drabbade kraftslag via straffskatter och dylikt.
• Euro. Då Fortum är noterade på Helsingforsbörsen handlas aktien i euro, vilket medför en valutarisk som jag mest ser som ett hot eftersom många Euroländer har betydligt sämre ekonomi än Sverige.
• En stor vattenkraftsolycka eller kärnkraftsolycka som medför stor direkt eller indirekt kostnad.
• På mycket lång sikt måste elpriset gå upp för att ny kraft ska vara lönsam.

Analys av nyckeltal

Sedan 2000 har Fortum haft en årlig vinsttillväxt på 15 % per år rensat för den tidigare oljeverksamheten (vinst år 2000: 0,55 euro per aktie, 2008: 1,74 euro per aktie), samtidigt som man har renodlat verksamheten. Tillväxttakten har till stora delar varit bestått av mycket lyckade förvärv. Detta är därmed sannolikt en tillväxttakt bolaget inte kommer kunna hålla de närmsta 5-10 åren utan ytterligare stora förvärv, vilket inte är troligt med tanke på att man nyligen har gjort ett större förvärv i Ryssland. Den nuvarande aktiekursen återspeglar dock inte förväntningar på en bibehållen hög tillväxttakt.

2008 gjorde Fortum en vinst på 1,74 euro per aktie och gav 1,00 euro per aktie i utdelning. Man har som mål att på lång sikt dela ut 50-60 % av vinsten. Min prognos för 2009 är en lite lägre vinst än förra året på 1,54 euro per aktie, vilket medför en utdelning på 0,77-0,92 euro/aktie. Sannolikt delar man dock ut 1,00 euro per aktie för att inte sänka utdelningen från 2008. Till nuvarande kurs på runt 17 euro (2009-11-20) innebär det ett P/E för 2009 års vinst på drygt 10 och en direktavkastning på 5,9 %, vilket är godkänt och ungefär i linje med andra europeiska elbolag som tyska E.ON och RWE. Beräkningar finns här.

Nettoskuld/EBITDA har ökat från runt 2 till 2,5 efter köpet av TGC-10. Detta kan jämföras med t.ex. Vattenfall som 2008 hade en nettoskuld/EBITDA på 1, men efter köpet av Nuon har ökat till 3,3. Fortums finansiella mål är att ha en nettoskuld/EBITDA i intervallet 3,0-3,5 och därmed förväntar bolaget sig antingen en ännu högre skuldsättning eller en kommande lägre omsättning. Troligtvis en högre skuldsättning i och med att man ansöker om att bygga ytterligare ett kärnkraftverk i Finland.

Räntetäckningsgraden har historiskt legat runt 10 och är i nuläget 9,4. Detta är högre än, eller i linje med, andra europeiska elbolag, vilket är bra. Skuldsättningsgraden har gått upp kraftigt efter TGC-10-köpet, till 73 %. Tidigare under åren 2004-2007 låg skuldsättningsgraden runt 50 %, vilket är i linje med övriga europeiska elbolag. Skuldsättningsgraden är alltså möjligen något hög. Likvida medel är ca 1,5 euro per aktie medan långfristiga räntebärande skulderna är ca 8,5 euro per aktie.

Soliditeten har historiskt legat på runt 40 % för att under de goda åren 2004-2007 öka till 50 %. Efter förvärvet av TGC-10 2008 har soliditeten återigen minskat till historiska värden, 41 %. Detta är en godkänd nivå.

Fortums rörelsemarginaler är mycket höga. Sedan 2004 har de legat mellan 30-40 %. Detta är överlägset bland energibolag i Europa, där de flesta övriga ligger på rörelsemarginaler runt 10-20 %. Förklaringen till detta är med största sannolikhet den stora andelen billig elproduktionen. Avkastning på sysselsatt kapital ligger runt 15 %, vilket är godkänt i jämförelse med övriga elbolag.

Se även en Graham-analys om Fortum från början av oktober.

Slutsatser

Den framtida utvecklingen beror till den absolut största delen på elpriset, men även på utvecklingen i Ryssland. Antar man ett elpris under 2010 på drygt 40 euro/MWh (och att detta är det Fortum får betalt för sin el, vilket är rimligt eftersom man har prissäkrat 65 % av elen till 44 euro/MWh) samt att Ryssland gör nollresultat är prognosen för 2010 en vinst på 1,34 euro och en utdelning på 1,00 euro per aktie eftersom utdelningen knappast sänks om inget extraordinärt inträffar, vilket innebär ett P/E på knappt 13 och 5,9 % direktavkastning till nuvarande kurs. Det närmsta året förväntas alltså en något lägre vinst och utdelning. Det bör noteras att segmentet Ryssland till denna kurs värderas lågt med tanke på potentialen, sannolikt beroende på att marknaden bedömer att risken är hög.

En prognos på något längre sikt, 3-6 år, följer med nedanstående antaganden:

• Elpris 60 euro/MWh.
• Markets håller 2 % vinstmarginal.
• Marginalerna på värmeförsäljning ser ut ungefär som idag.
• Distributionen ökar marginellt.
• Ryssland byggs ut till 5 290 MW enligt plan och lyckas få nästan halva marginalerna jämfört med den nordiska kraftförsäljningen när den ryska elmarknaden är avreglerad. (kommentar: detta är ett alldeles för optimistiskt antagande när det gäller gas- och kolkraftsproduktion! Man bör snarare anta bara någon procents marginal)
• Investeringar i Norden är i princip ej medräknade, trots att 1 200 MW redan är planerade, plus att ansökningar pågår om att få bygga en ny kärnreaktor i Lovisa på minst 1 600 MW. Detta kan dock anses räknas in i prognosen, om man anser att prognosen för Ryssland är för positiv.

Med ovanstående antaganden fås ett prognosticerat resultat på 2,8 euro per aktie, vilket innebär att aktien på några års sikt kan handlas för runt 30 euro till P/E 10, vilket är 75 % upp jämfört med dagens kurs.

Sammanfattningsvis kan sägas att Fortum är ett bolag med stabil verksamhet och billig, koldioxidfri kraftproduktion, som samtidigt har stor potential i Ryssland. Tror man att Rysslandssatsningen lyckas är aktien definitivt köpvärd på nuvarande nivåer runt 16-18 euro. Tror man att det inte går att sälja el med vinst på en avreglerad elmarknad i Ryssland kan man ändå köpa aktien och få en hygglig direktavkastning till nuvarande nivåer. Tror man på ett stigande elpris så är Fortums befintliga vatten- och kärnkraft guld värda eftersom hela ökningen i elpris slår direkt på vinsten och kommer så göra i många år framöver.

Jag har personligen en relativt stor del av min portfölj i Fortum och avvaktar för tillfället med att köpa mer tills Ryssland börjar visa resultat eller om elpriset går upp kraftigt. Även om kronan stärks kraftigt mot euron eller om kursen sjunker ned mot 12-13 euro köper jag mer.

Kommentar: Rysslandssegmentet har en för optimistisk prognos. Se inläggsserien Fortum i Ryssland.

* Elimineringar består av nettning av transaktioner med Nord Pool och koncernintern omsättning mellan segment. I prognoserna påverkar denna post endast omsättningen och sätts till omsättningen för segmentet Markets.