Fortum i Ryssland del 3: OAO Fortums olönsamma fossilkraftverk och kapacitetsersättningen

Den ryska elmarknaden har under de senaste åren genomgått stora reformer och Ryssland är även landet där tyngdpunkten för Fortums investeringar de senaste åren har legat. Fortums har två stora innehav i Ryssland: OAO Fortum som man är majoritetsägare i med ca 98 % av aktierna och TGC-1 som man äger ca 26 % av, där Gazprom är majoritetsägare. Detta inlägg granskar OAO Fortum för att dra slutsatser om de stora investeringarna i nya fossilkraftverk i Uralbergen och västra Sibirien kan löna sig och hur OAO Fortum egentligen tjänar sina pengar.

Detta är den sista delen av tre i serien om Fortum i Ryssland. Del 1 handlar om historik och den ryska elmarknadsreformen medan del 2 handlar översiktligt om Fortums innehav TGC-1 och OAO Fortum.

Verksamheten

OAO Fortum har sin verksamhet i Tiumen- och Tjeljabinsk-regionerna kring Uralbergen och västra Sibirien som domineras av olje-, gas- och metallindustrier. Bolaget säljer el och värme producerad i fossilkraftverk med ca 95 % gas och 5 % kol. Intäkterna kommer från två håll:

• Försäljning av el och värme. Elen säljs nästan uteslutande till marknadspris medan värmeförsäljningen är reglerad. Fossilkraftverk har stora rörliga produktionskostnader i form av bränsle och gynnas inte alls av stigande elpris i samma utsträckning som andra kraftslag med fasta produktionskostnader eftersom bränslekostnaderna också stiger i tider med höga elpriser. Dock kan marginalerna förstås förändras.
• Kapacitetsersättning, en statlig subvention vars syfte är att locka investerare till att investera i annars olönsam kraftproduktion.

Kapacitetsersättningen är en väsentlig intäkt för kraftproducenter i Ryssland. Enligt en presentation från Fortum för investerare och analytiker från december 2011 så kommer ca 35 % av intäkterna för ett koleldat kraftvärmeverk (CHP) respektive ca 55 % för ett gaseldat kraftvärmeverk (CCGT) från kapacitetsersättning. Kapacitetsersättningen betalas ut månadsvis och baseras på installerad effekt, dvs. produktionskapacitet. Kapacitetsersättningen är olika hög beroende på om kraftverket är byggt före eller efter 2007.

OAO Fortum har i nuläget ca 3400 MW produktionskapacitet för elproduktion fördelat på 2800 MW gammal och 600 MW ny kapacitet (före respektive efter 2007). Bolaget har dessutom ca 13 800 MW värmeproduktion. Tabellen nedan visar genomsnittlig installerad effekt fram till 2015. Den genomsnittliga effekten över ett år är den effekt som berättigar till kapacitetsersättning. Fortums stora investeringar ska vara genomförda under 2014 och man får därmed full ersättning för all ny kapacitet 2015.

2011 var ca 600 MW eleffekt installerad men knappt 400 MW i genomsnitt under året. Med denna installerade effekt har följande volymer el och värme producerats.

Majoriteten av OAO Fortums kostnader (ca 2/3) är bränslekostnader efter att effektiviseringar på ca 100 M€ årligen har genomförts under perioden 2008-2011.

Kapacitetsersättning

Som vi nu har förstått så är kapacitetsersättningen väsentlig för Fortums lönsamhet i Ryssland. Kapacitetsersättningen skiljer sig som sagt mellan kraftverk byggda före respektive efter 2007. För gammal kraft så sätts priset enligt Fortums presentation via auktion med möjlighet till pristak. Hur denna auktion går till har jag inte tagit reda på, men Fortum skriver själva att de förväntar sig att priserna fortsättningsvis kommer att vara låga. Låga innebär omkring 150 000 rubel per megawatt per månad.

För ny kapacitet förväntar sig Fortum att ersättningen kommer att vara ca 3-4 gånger högre, dvs. 450-600 kRUB/MW/månad. Kapacitetsersättningen för kraftverk byggda efter 2007 baseras på:

• kraftverkets storlek
• bränsletyp (regleras mot exempelvis gaspris)
• geografiskt läge (elpriset är olika i olika regioner)
• kapitalkostnader
• räntan på ryska statsobligationer
  

Fortum anger att kapacitetsersättningen är konstruerad för att ge 12-14 % ROCE (avkastning på eget kapital, före skatt), vilket kan jämföras med Fortums ROE (avkastning på eget kapital, efter skatt) som har legat på i snitt 18 % de senaste fem åren. Under två tillfällen (2014 och 2020) kommer en översyn av systemet att göras då lönsamheten från elförsäljningen granskas för att eventuellt kunna minska kapacitetsersättningarna. Med andra ord så kommer kapacitetsersättningen att minska om kraftverken blir lönsamma.

Det är svårt att förstå varför Fortum har investerat i Ryssland under dessa förutsättningar. Förutsättningarna medger visserligen i teorin att bolaget tjänar pengar på ny kraftproduktion tack vare subventioner, men det finns inga förutsättningar att uppnå ens i närheten av den lönsamhet som man redan har på befintliga marknader. Om god lönsamhet uppnås så kommer vinsterna via kapacitetsersättningarna att minskas. Kraftverk byggda innan 2007 lär inte bli lönsammare än vad de är idag och dessa bidrar till att Fortums Rysslandssegment går med förlust före skatt om man tar hänsyn till räntekostnader, även efter effektiviseringsprogrammet på 100 M€. 2011 blev rörelseresultatet ca 75 M€ och ränteutgifterna 100 M€ antaget en skuld på 2,5 miljarder euro och 4 % ränta. Fossilkraft gynnas inte alls i samma utsträckning som andra energislag av ett stigande elpris vilket innebär att Fortum Rysslands hopp står till kapacitetsersättningar från den ryska staten.

Intäkter och kostnader samt räkneexempel efter genomfört investeringsprogram

Resultaträkningen (fram till rörelseresultat) redovisas nedan för 2010, 2011 samt ett räkneexempel på hur det kan se ut 2015 med förutsättningar som vi går igenom i detta avsnitt. Förutsättningarna är tänkta att vara en hyfsat god uppskattning på hur det kan komma att se ut efter OAO Fortums stora investeringsprogram (exklusive förändringar i TGC-1 som också genomför ett stort investeringsprogram). Om de två viktigaste faktorerna (kraftförsäljning i TWh och kapacitetsersättning) båda minskar med 10 % så minskar rörelseresultatet med ca 15 % jämfört med räkneexemplet.

Rörelsemarginalen lyfter kraftigt upp till ca 25 % från dagens knappa 10 % enligt räkneexemplet.

I räkneexemplet för 2015 antas att de fasta kostnaderna (personal etc.) ökar med 20 % från 2011 års nivå medan avskrivningarna ökas med 100 M€  från 2011 års nivå (20 års genomsnittlig avskrivningstid på 2000 M€ investeringar vilket totalt ger ca 4500 M€ investeringar i form av lån). De rörliga kostnaderna baseras på bibehållen försäljning per installerad effekt (knappt 6,5 GWh/MW) och att gaspriset ökar något (se tabellerna nedan). Tabellerna visar också marknadspris på el som sätts till dagens nivå liksom nivån på kapacitetsersättningen för gammal kapacitet. Kapacitetsersättningen för ny kapacitet ökas med ca 10 % från dagens nivå.

Tabellen ovan visar att med dessa förutsättningar så ökar intäkterna i €/MWh med ca 33 % från 2011. Den rena produktionskostnaden ökar endast marginellt eftersom det är antaget att både gaspriset och elpriset hålls på befintliga nivåer (och om den ena ändras så följer den andra förmodligen med). Detta innebär att de stora kostnadsökningarna består av avskrivningar.

Kapacitetsersättningen står idag för drygt 30 % av intäkterna från elproduktionen men beräknas öka till ca 40 % av intäkterna när investeringsprogrammet är genomfört, vilket samtidigt innebär att räkneexemplet är oerhört känsligt för antagandet om nivån på kapacitetsersättningen.

De goda nyheterna från detta räkneexempel är att det faktiskt är möjligt för Fortum att komma upp och nosa på rörelseresultat i Ryssland som är kring fem gånger högre än idag. Med antagandena ovan fås 450 M€ i rörelseresultat. Om kapacitetsersättningen och elproduktionen minskar med 10 % jämfört med räkneexemplet så blir rörelseresultatet istället 380 M€. Vi kan avrunda till 400 M€ så är det förhoppningsvis inte allt för långt från sanningen om några år.

Räntekostnader för Fortum i Ryssland

Ränteexemplet ovan slutar vid EBIT kring 400 M€. Eftersom rörelseresultatet inte inkluderar räntor och skatt så är det ett måste att göra en uppskattning av räntekostnaderna. Det ryska skattesystemet undviker jag…

Enligt not 3 i Financials 2011  hade Fortum en genomsnittlig ränta på 4,4 % på den räntebärande nettoskulden på ca 7 miljarder euro där ca 2,5 miljarder euro härstammar från Ryssland. I räkneexemplet antas att ytterligare 2 miljarder euro investeras i Ryssland vilket ger en total skuld på 4,5 miljarder euro i Ryssland efter genomfört investeringsprogram. Denna skuld medför följande kostnader vid några olika räntenivåer:

• 200 M€ räntekostnader om man får behålla en genomsnittlig ränta på 4,4 %.
• 270 M€ räntekostnader vid 6 % ränta
• 360 M€ räntekostnader vid 8 % ränta

Även vid relativt höga räntor går alltså Fortums Rysslandssegment med vinst om man lyckas komma upp i EBIT på 400 M€, som räkneexemplet antyder att man kan klara.

Den presentation för investerare och analytiker från december 2011 som jag hänvisade till i Fortum i Ryssland del 2 nämner att den viktade kapitalkostnaden (WACC) i Ryssland 2009 var ca 12 %. Siffran representerar den minsta avkastning på totalt kapital som Fortums Rysslandssegment kan ha för att betala räntor på lån och samtidigt svara upp till Fortums avkastningskrav. Baserat på en total investering på 4 miljarder euro krävs enligt presentationen EBIT på ca 500 M€ för att leva upp till Fortums avkastningskrav. Enligt räkneexemplet når man inte riktigt upp dit, utan man hamnar i gränslandet mellan att inte gå med förlust och att gå med tillräckligt mycket vinst.

Slutsatser

Fortums satsning i Ryssland på fossilkraftverk är ingen framgångssaga, men det är åtminstone troligt att bolaget inte går back på sin Rysslandssatsning under förutsättningen att den ryska staten betalar ut tillräckligt höga subventioner i form av kapacitetsersättning för nya kraftverk. Optimisten hoppas på att marknadspriset på el stiger mer än bränslekostnaderna så att elförsäljningen, som på sikt ska stå för intäkterna, kan ta över lönsamheten i Ryssland. Optimisten nöjer sig inte här, utan ser dessutom Rysslandssatsningen som en diversifiering från Fortums hemmamarknad Norden. Personligen är jag av den omvända uppfattningen och anser att det är högst tveksamt att fördubbla nettoskulden genom att låna 4-5 miljarder euro för att investera i fossilkraft i Ryssland som inte är lönsam utan subventioner. En investering i geografiskt mer lämpliga TGC-1 med 50 % vattenkraft hade känts OK, men OAO Fortum gör det inte givet de risker som finns. Tänk om Ryssland gör en Argentina och förstatligar viktig energiinfrastruktur?

Frågan som jag egentligen hade velat svara på är hur mycket Fortums Rysslandssegment bidrar med i vinst i (euro per aktie) men en realistisk slutsats blir ”inte mycket”. Om man vill bedöma Fortums intjäningsförmåga på ett hyfsat försiktigt sätt så kan man nog sätta resultatet för Rysslandssegmentet till noll.

Slutligen vill jag ge en känga till Fortum som inte redovisar OAO Fortums årsredovisningar på engelska, som exempelvis TGC-1 gör. Mycket har gått bra att översätta med hjälp av mina egna kunskaper i ryska men de resultat översättningen har lett fram till har väckt fler frågor än de har gett svar. Ursprungligen hade jag en ambition om att pussla ihop resultatet för segmentet Ryssland baserat på OAO Fortums och TGC-1:s årsredovisningar, men detta visade sig resultera i siffror som inte gick ihop och ett antal timmar av mitt liv som jag aldrig får tillbaks. Samtliga siffror som har använts baseras därför på Fortums redovisning för segmentet Ryssland. Vad har Fortum att dölja?