Etikettarkiv: Artikel

Tønder banks konkurs – kan det hända Nordjyske, Nordfyns eller Lollands bank?

Postat av
5

Danska banker går dåligt och enligt norska E24 kan 2013 bli ett krisår för de danska bankerna. Som följd av detta är också många banker lågt värderade vilket bland annat har fångat mitt intresse, speciellt för de tre bankerna Nordjyske, Nordfyns och Lollands bank (se analys av de tre bankerna här).

En händelse som ger ytterligare vatten på kvarnen för de som är skeptiska mot små danska banker är Tønder banks konkurs under 2012 som är värd att nämna för de som inte känner till den. Tønder bank såg ut att vara en liten och frisk bank (med ungefär 18000 kunder) som visserligen hade problem i efterdyningarna av finanskrisen, precis som alla andra danska banker, men som ändå gick hyfsat bra. Banken hade dock inte besökts av tillsynsmyndigheten Finanstilsynet på fem år, dvs. under hela den akuta fasen av finanskrisen. Vid tillsynsbesök från myndigheten under slutet av 2012 visade det sig att nedskrivningsbehoven av lån var så stora att Tønder banks egna kapital skulle komma att utraderas och som en blixt från klar himmel begärdes banken i konkurs och togs över av Sydbank.

Vid halvårsskiftet mitt under 2012, bara några månader innan konkursen, såg nyckeltalen för Tønder bank ut på följande vis:

  • Förlust efter skatt 2008, men vinst 2007 och 2009-2011
  • Kapitaltäckningsgrad: 17,3 %
  • Primärkapitalrelation: 12,7 %
  • Utlåning/eget kapital: 6,8
  • Ingen stor utlåningsexponering mot någon enskild kund
  • Stora nedskrivningar 2009-2011, mellan 1,7 % – 2,8 % av total utlåning.

Av nyckeltalen att döma såg banken alltså ut att dels ha relativt solida finanser i förhållande till många andra danska banker och dels att ha klarat sig genom finanskrisen hyfsat bra med endast ett förlustår. Tønder bank visade sig dock vara ett luftslott uppblåst av fejkade räkenskaper som av någon anledning gick revisorerna förbi.

I en artikel hos Sveriges radio säger Finanstilsynets chef Ulrik Nødgaard till Danmarks Radio att han tror att Tønder Banks sätt att systematiskt bedöma värdet på sin utlåning för högt är ett undantag i bankvärlden.

Kan det hända igen?

Ja, naturligtvis. Uppblåsta och felaktiga räkenskaper eller annat fiffel har vi sett förr och det kommer vi också att få se igen även om just danska banker lär granskas hårdare i framtiden.

När det gäller de tre bankerna Nordjyske, Nordfyns och Lollands i synnerhet så har alla tre besökts av myndigheten nyligen vilket borde minska risken för obehagliga överraskningar som i fallet Tønder bank. Nordjyske hade tillsynsbesök under början av 2012, Nordfyns under mitten av 2011 och Lollands under slutet av 2012. Det besök som gav störst påverkan av dessa tre var besöket hos Lollands bank som medförde ganska kraftigt ökade nedskrivningar av lån, men inte värre än att banken ändå kunde visa vinst för helåret.

Lärdomen jag tar med mig från historien om Tønder bank är att undvika små banker eller andra små finansbolag om de inte har besökts av en tillsynsmyndighet nyligen, även om finanserna kan se ganska starka ut. Finansbolag verkar med en hög finansiell hävstång vilket innebär att risken blir mycket hög om bedömningar i den ekonomiska redovisningen görs felaktigt. Det är mycket svårt att sätta sig in i bankers finansiella ställning i detalj annat än via nyckeltal som kapitaltäckningsgrad och primärkapitalrelation, som innehåller parametrar som bedöms av bankerna själva vilket allt mer konspiratoriska Andreas Cervenka brukar påpeka.

När det gäller de tre bankerna Nordjyske, Nordfyns och Lollands bedömer jag risken för liknande överraskningar som i fallet Tønder bank som låg eftersom alla tre har fått sitt senaste tillsynsbesök relativt nyligen. Även om nedskrivningsbehoven skulle vara fortsatt stora i ytterligare några år så borde bankerna kunna återhämta sig till normala vinstnivåer inom några år vilket innebär att alla tre bankerna handlas kring P/E 5-6 på denna normala vinstnivå i nuläget vilket är en attraktiv nivå jämfört med en i övrigt dyr börs.

Lärdomar från en misslyckad investering i Eletrobras

Postat av
9

Oftast berättar folk om sina lyckade investeringar, men desto mer sällan om de misslyckade. Alla begår vi misstag ibland och jag tror att det är viktigt att lära av dessa. Vad som till en början kan se ut som ett ypperligt investeringstillfälle kan resultera i stora förluster om misstag begås. Här kommer några slutsatser om min misslyckade investering i Eletrobras som förhoppningsvis kan få mig själv och andra att inte upprepa samma misstag.

Till att börja med så skrevs en analys om bolaget där slutsatserna var att bolaget hade en gedigen historik med vinst och utdelning i minst tio år. Lönsamheten var dock låg (usel avkastning på eget kapital) men värderingen var därefter (P/E kring 4 och P/B kring 0,3). Bolaget verkar visserligen på en reglerad elmarknad i Brasilien, men lönsamheten borde inte kunna bli mycket sämre. Tji, fick jag! Koncessionerna (tillstånden) för kraftproduktion för anläggningar vars tillstånd skulle ha gått ut 2015-2017 förnyas istället från 2013 med kraftigt försämrade villkor. I korthet så kommer Eletrobras påverkas på följande vis:

  • Hälften av kraftproduktionen och majoriteten av transmissionsnäten (som är det bolaget tjänar pengar på) kommer att förnyas med villkoren att EBITDA (rörelseresultat före avskrivningar, räntor och skatt) vid nuvarande rörelsekostnader blir ungefär noll. Anläggningarna är visserligen i stort sett avskrivna, men man hade garanterat räknat med intäkter från anläggningarna i framtiden, om inte annat för att betala räntor på Eletrobras snabbt växande lån.
  • De delar av anläggningarna som inte ännu är avskrivna (de skulle bli avskrivna till 2015-2017) kommer att ersättas med ungefär 14 miljarder BRL av den brasilianska staten. Eletrobras hade förväntat sig minst det dubbla, vilket kommer innebära en ungefär lika stor engångsförlust som förmodligen bokförs på 2013 års resultat. Det kommer å andra sidan uppstå ett stort engångskassaflöde som man kan använda till att betala av delar av lånen eller täcka delar av de investeringar på 14 miljarder BRL årligen som man har åtagit sig.
  • Villkoren gäller i 30 år, så de dåliga villkoren är riktigt långsiktiga.

Det finns också ett alternativ för Eletrobras, som innebär att man inte förnyar koncessionerna utan kör anläggningarna med befintliga intäkter fram till 2015-2017 och därefter lämnar över tillgångarna till staten. Pest eller kolera med andra ord. Dessutom har Eletrobras uttryckt att man överväger försäljningar av de olönsamma eldistributörerna i Brasiliens glesbygd. Dessa bolag har Eletrobras på grund av sitt statliga ägande tidigare tvingats köpa och de är alltså olönsamma, så frågan är vem de ska sälja till?

Aktien har förstås sjunkit rejält på beskeden. Som jag har skrivit tidigare så kommer bolaget att ha tuffa tider och som en enkel beräkning visar så kommer bolag ha svårt att gå med vinst även om man räknar in de enorma investeringar som bolaget genomför (som i princip fördubblar bolagets kraftproduktion). I analysen spekulerade jag om nyemission redan på grund av investeringsprogrammet och de senaste beskeden lär vara det som kommer att kräva nyemission i Eletrobras. Ett köp i Eletrobras aktie i nuläget ser jag mot bakgrund av allt detta som en ren chansning och det var inte alls tanken då jag köpte Eletrobras.

Lärdomar

Följande lärdomar tar jag till mig och delar av det finns redan med i mina tankar om aktieportföljen:

  • Reglerade marknader innebär hög risk! Även om villkoren redan ser dåliga ut så kan det bli värre. Förmodligen gäller detta speciellt tillväxtmarknader som Brasilien, där politikerna verkar kunna visa krafttag och inte tassar på tå.
  • Bolag som verkar i endast ett land innebär hög risk för negativ påverkan från enskilda händelser i det landet. I detta fall så har Eletrobras all sin verksamhet i Brasilien (och dessutom på en reglerad marknad) och detta tog jag för lite hänsyn till. Jag vill inte påstå att det var på grund av brist på information som det gick fel, utan snarare på grund av ignorans. ”Det kan inte bli mycket värre”. Jo, det kan det visst det.
  • Ovanstående två punkter behöver i sig inte vara anledningar att undvika ett bolag, men det gäller att inte ha för stor del av sin aktieportfölj i denna typ av bolag. Ett absolut max är enligt mig 5-10 % i enlighet med mina tankar om aktieportföljen. Själv hade jag dessvärre drygt 20 % av portföljen i bolaget vid inköpstillfället vilket innebar att nästan 10 % av hela portföljens värde försvann i ett nafs.
  • En gedigen historik är visserligen viktigt, men man måste också se framåt. Hade jag läst på ordentligt om att Eletrobras skulle förnya hälften av sina koncessioner så hade jag förhoppningsvis dragit öronen åt mig och varit extra försiktig. Redan i analysen så skrev jag att den brasilianska regeringen har som mål att hålla elpriserna låga och det är klart att det slår mot elbolagen.
  • Det hade varit en fördel att investera på hemmamarknaden, i det här fallet Norden. Här känner jag till förutsättningarna bättre och hänger med automatiskt på ett bättre sätt. Dock påstår jag att det hade gått att läsa sig till det mesta även i Brasilien, men det är lite mer krävande.
  • Bara för att man begriper den nordiska elmarknaden så begriper man inte den brasilianska.

Mitt råd är att hålla sig borta från Eletrobras. Ska man leta bolag i Brasilien så skulle jag leta efter ett som gynnas av lägre elpriser. Ska man leta efter kraftbolag (utanför Brasilien) så tycker jag att Iberdrola är ett bra val. Även Iberdrola hotas av politiska regleringar i Spanien, men bolaget har även stora delar av sin verksamhet utomlands (bland annat i Brasilien!) så här hotas bara delar av bolaget. Annars kan man leta bland de jämförelser bland kraftbolag som finns här på Aktiefokus: amerikanska kraftbolag respektive europeiska kraftbolag.

Man brukar säga att det är lätt att vara efterklok. Så är det, men det är inte roligt att bita i det sura äpplet. Tänk istället i förväg på om ett bolag är utsatt för extra stora risker och ta hänsyn till det.

Fortum i Ryssland del 2: OAO Fortum och TGC-1

Postat av
2

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. Fortum 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.

Som jag skrev i det första inlägget om Fortum i Ryssland så visade Fortum tydliga ansträngningar under 10 år för att köpa det ryska kraft- och värmebolaget TGC-1 som verkar i Nordvästra Ryssland. När Fortum ägde 26 % av bolaget och det var dags för det ryska elmonopolet RAO UES att sälja aktier i TGC-1 så såldes aktierna inte till Fortum, utan till Gazprom. Gazprom kontrollerar nu TGC-1 med 51 % av bolagets aktier och Fortum köpte istället TGC-10 (sedermera OAO Fortum), som kan framstå som en nödlösning för att komma in på allvar i Ryssland. Detta inlägg tittar lite närmare på bolagen. Del 3 kommer så småningom att gå in ytterligare på räkenskaperna i OAO Fortum.

OAO Fortum (ägarandel: 98 %)

TGC-10 köptes 2008 för ca 2,5 miljarder helt lånefinansierade euro och bytte 2009 namn till OAO Fortum. Bolaget producerar el (3,4 GW installerad effekt) och värme (14 GW installerad effekt) i Uralområdet och i västra Sibirien med ungefär 95 % gas och 5 % kol som bränsle, dvs. stick i stäv med Fortums ambitioner om en koldioxidfri elproduktion. TGC-10 köptes med ett löfte om att investera i 2300 nya MW kraftproduktion för ytterligare några miljarder euro där det nu återstår ca 1700 MW uppdelat på fem kraftverk. Totalt kommer OAO Fortum alltså att producera ca 5100 MW el när investeringsprogrammet är genomfört 2014. Förvärvet har för Fortum inneburit ungefär en fördubbling av värmekapaciteten och en ökning av kraftproduktionen med ca 25 %. Fortums Rysslandssatsning är alltså rejäl.

Fortums el- och värmeproduktion i Ryssland sedan 2008 ser ut enligt tabellen nedan. Volymerna har legat relativt stilla sedan 2009 trots en ökad installerad kapacitet.

TGC-1 (ägarandel: 26 %)

TGC-1 har en helt annan inriktning än fossilgassatsande OAO Fortum. Bolaget har ca 6400 MW installerad kraftproduktion varav ungefär hälften är vattenkraft. Bolaget har även värmekraftproduktion och sammantaget producerade man 2010 ca 27 TWh el och 31 TWh värme (OAO Fortum: 17 TWh el, 25 TWh värme). Med 26 % ägarandel innebär detta att TGC-1 för Fortums del bidrar med drygt 6 TWh elproduktion (1600 MW installerad kapacitet) och 7 TWh värmeproduktion.

Eftersom TGC-1 ligger i nordvästra Ryssland har man gräns mot Finland och Norge och exporterar ca 1 TWh el årligen (ca 56 MW överföringskapacitet till Norge och 176 MW till Finland). Med tanke på att det nordiska elpriset är ca 3 gånger högre än det ryska elpriset enligt en figur i del 1 i denna inläggsserie så exporterar rimligen TGC-1 så mycket el de bara kan till Norden. Påståendet styrks av att exporten har varit relativt konstant de senaste åren trots att exportintäkterna för TGC-1 ökade kraftigt under de kalla vintrarna 2009 och 2010 då elpriset var högt i Norden.

TGC-1 investerar också kraftigt och ska bygga 1600 MW ny elproduktion dels genom nya verk och dels genom uppgradering av befintliga vattenkraftverk.

Hela segmentet Fortum Ryssland

Resultaträkningen för Fortums Rysslandssegment ser ut enligt följande sedan inköpet av OAO Fortum 2008. Fortum har under perioden 2008-2011 genomfört ett effektiviseringsprogram, främst genom personalnedskärningar, som har minskat bolagets kostnader med ca 100 M€. Effektiviseringarna står för en stor del av resultatförbättringen under perioden. Fortum redovisar gärna nyckeltalen EBITDA och EBIT för Rysslandssegmentet, vilket bör få varningsklockor att ringa. Detta innebär att man inte gärna talar högt om avskrivningar och räntor vilket är stora kostnader. Enligt en presentation så är den viktade kapitalkostnaden i Ryssland 12 %, men som en vaken läsare påpekade så är detta orimligt. Antar vi istället att räntan på Fortums lån för OAO Fortum är 4 % (ungefär i linje med resten av Fortums ränteutgifter) och lånen är på 2,5 miljarder euro så har man ränteutgifter på 100 miljoner euro och gör därmed förlust i Ryssland.

Under perioden 2008-2011 har rörelseresultatet ökat med ca 180 M€ till 74 M€, vilket kan ställas i relation till hela Fortums rörelseresultat som 2011 blev ca 1800 M€. Fortum Ryssland bidrar alltså för tillfället med knappt 5 % av hela Fortums rörelseresultat medan man inom några år bidrar med hälften av Fortums skulder. 2007 var Fortums skulder ca 4,5 miljarder euro, men sedan intåget i Ryssland 2008 har Fortums skulder ökat till ca 7 miljarder euro och skulderna fortsätter stiga eftersom investeringarna görs med lånade pengar (eller utdelningarna, beroende på hur man ser på saken). Kring 2014 kommer förmodligen Fortums skulder att ha fördubblats jämfört med innan intåget i Ryssland och detta ökar naturligtvis risken i bolaget.

Ett citat från en presentation för investerare och analytiker från december 2011 illustrerar hur långt Fortum har kvar för att Rysslandssegmentet ska bli lönsamt.

The annual comparable operating profit in Russia needs to be in excess of ~EUR 500 million in order to beat to cost of capital (WACC) …soon after  the completion of the investment programme

Siffran 500 M€ baseras på en total investering på 4 miljarder euro och en viktad kapitalkostnad på 12 %, vilket gällde för investeringarna i Ryssland år 2009. Den viktade kapitalkostnaden kan användas som ett mått på lägsta avkastningskrav på totalt kapital. För Fortum var avkastningen på totalt kapital (net assets) 3,5 % 2011, vilket var Fortum Rysslands bästa år hittills. Jag ställer mig frågande till om Fortum Ryssland verkligen kommer att bli lönsamt och ännu mer frågande till om Fortum inte borde ha gjort något bättre av sina pengar, men i nästa inlägg ska vi titta lite närmare på OAO Fortum och dyka ner lite djupare i bolagets siffror och vad man faktiskt tjänar sina pengar på.

Länkar

Avslutningsvis några intressanta länkar för den som vill läsa ännu mer om Fortum i Ryssland.

Fortums egen sida om segmentet Ryssland

Presentation från Fortum om Rysslandssatsningen.

Presentation från Fortum om Ryssland 2010

Nyckeltal för TGC-10 vid tidpunkten för köpet

Presentation för investerare och analytiker från december 2011. Se framförallt sid 39-46 för Ryssland.

Info från Fortum.ru om kapacitetsersättning m.m. (på ryska).

Fortum i Ryssland del 1: historik och den ryska elmarknadsreformen

Postat av
7

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. 2008 förvärvades TGC-10 för ca 2,5 miljarder euro och från förvärvet fram till 2014 ska lika mycket till investeras. Detta inlägg går igenom den ryska elmarknadsreformen och Fortums historia i Ryssland sedan börsnoteringen 1998.

Den ryska elmarknadsreformen

Efter Sovjetunionens kollaps bildades år 1992 bolaget RAO UES för att förvalta det statliga elmonopolet i form av ett stort antal regionala energibolag (”Energo”-bolag). RAO UES tog över i princip alla kraftverk och elnät i Ryssland, med undantag för kärnkraft. Precis som man i Sverige missköter viktig infrastruktur så missköttes elproduktion och elnät under RAO UES förvaltning. Detta vållade inga större problem under en tid eftersom elförbrukningen under perioden 1990-1998 stadigt minskade, från ca 1100 TWh till 800 TWh (källa). Efter Rysslandskrisen 1998 vände elförbrukningen för att 2007 åter vara uppe på ca 1000 TWh. Misskötseln av den viktiga infrastrukturen elproduktion och elnät visade sig dock till slut exempelvis genom upprepade strömavbrott i Moskva 2005 eller olyckan i vattenkraftverket i Sayano-Shushenskaya 2009.

Lösningen på misskötsel är nya investeringar, vilket också är syftet med den ryska elmarknadsreformen som påbörjades 2003. En del av reformen bestod av privatisering av bolagen under RAO UES. Privatiseringen skedde under flera år där ”Energo”-bolagen delades upp i kraftproducenter (TGC=Territorial Generating Company),  elgrossister (WGC=Wholesale Generating Company) och elnätsbolag. Elnäten delades upp i olika IDGC-bolag (Interregional and regional Distribution Grid Company) och hamnade i bolaget FGC UES.

Uppdelningen i TGC-bolag framgår av figur 1 nedan (figur tagen och något avskalad från Abdurafikov, Russian Electricity Market, 2009).

Uppdelning i TGC-bolag i Ryssland

Figur 1. Uppdelning i TGC-bolag i Ryssland.

2006 började privata investerare tillåtas investera i bolagen med både morot och piska. Piskan i form av ett krav på motprestationen består av löften om att investera i ny kraftproduktion. Om de utlovade investeringarna försenas så drabbas det investerande bolaget av straffavgifter. Enligt Abdurafikov, Russian Electricity Market, 2009 går gränsen vid 1 års försening mot utlovat. Som morot för att investera garanteras investeraren ersättning i form av kapacitetsersättning, dvs. en viss ersättning varje månad för installerad effekt (RUB/MW/månad) oberoende av faktisk elproduktion och elpris. Jämfört med Norden och övriga Europa så är elpriset i Ryssland relativt lågt, vilket innebär att kapacitetsersättningen är en viktig morot för utländska investerare som Fortum. Figur 2 nedan, som är tagen från Fortums årsrapport 2010, visar elpriset i Norden, Ryssland och Tyskland. Det ryska elpriset inkluderar kapacitetsersättningen som enligt Fortum uppskattas till 9,4 €/MWh för 2009 och 2010.

Elpris i Norden, Ryssland och Tyskland från Fortums årsrapport 2010.

Figur 2. Elpris i Norden, Ryssland och Tyskland från Fortums årsrapport 2010.

Kapacitetsersättningen garanteras under 10 år och baseras för gaskraftverk bland annat på gaspriset, eftersom gas säljs till ett reglerat pris i Ryssland. Den ersättning som Fortum får för sina gamla kraftverk i Ryssland ligger på ca 165 000 RUB/MW/månad medan ersättningen för nya kraftverk (byggda efter 2007) ligger 3-4 gånger högre. Mer om detta i ett kommande inlägg.

En annan del i den ryska elmarknadsreformen är att elpriset ska sättas enligt marknadsmässiga principer. Tidigare har elpriset varit reglerat men med start i slutet av 2008 har större och större delar av elpriset till företag som säljs via grossistmarknaden sålts till marknadsmässiga priser. Under 2011 uppnåddes målet att all el förutom hushållsel, vilket motsvarar ca 90 % av såld el, såldes till marknadsmässiga priser. Fortum sålde under de tre första kvartalen 2011 ca 84 % av sin el i Ryssland till marknadsmässiga priser. Tidigast 2014 beräknas även marknaden för hushållsel reformeras.

En evig risk för kraftbolag är politiska beslut och så sent som häromdagen bestämdes att elpriset i Ryssland (på okänt vis) ska frysas fram till valet i mars (Gazeta.ru, Moscow Times). Så kan en valkampanj bedrivas, men jag vet inte om det är mycket konstigare än ständigt höjda skatter och avgifter på el som genomförs här i Norden.

Fortum i Ryssland: investeringar i TGC-1

Fortum har enligt egen utsago i följande intressanta presentation om Rysslandssatsningen samarbetat med föregångaren till TGC-1 i mer än 50 år vilket innebär att man har en lång historia i Ryssland. Exempelvis är Fortums kärnkraftverk i Lovisa av rysk typ. Fortum äger idag ca 26 % av TGC-1 i nordvästra Ryssland och nära 100 % av OAO Fortum (före detta TGC-10) i Uralområdet och västra Sibirien (se även figur 1). Vägen dit har inte varit spikrak och de viktigaste stegen sedan Fortums börsnotering 1998 beskrivs nedan.

Vid tiden för börsnoteringen 1998 äger Fortum en liten del av det ryska ”Energo”-bolaget Lenenergo som är verksamt i nordvästra Ryssland. Under 1998 ökar Fortum ägarandelen i Lenenergo till ca 5 %. 2002-2003 ökar Fortum ägarandelen i Lenenergo till ca 16 % och 2005 ökar man ägarandelen ytterligare, till ca 33 %. Lenenergo delas 2005 upp som del av den ryska elmarknadsreformen och Fortum kommer via uppstyckningen åt det avknoppade bolaget TGC-1. TGC-1 producerar el och värme genom egenägda eller leasade enheter för bolagen Lenenergo (St Petersburg), Kolenergo (Kolahalvön) och Karelenergo (Karelen). Hälften av produktionen består av vattenkraft, i linje med Fortums övriga produktion, vilket Fortum nöjt framhäver i årsredovisningen 2005. Resten av produktionen består av gas och kol. Lenenergo blir vid uppdelningen ett renodlat distributionsbolag.

Fortums intresse i TGC-1 är tydligt och 2005 köps också 25 % av Kolenergo. 2006 fortsätter investerandet i TGC-1 genom inköp av 12,5 % av bolaget St Petersburg Generating Company. Sammantaget äger nu Fortum via Lenenergo och St Petersburg Generating Company 25,7 % av TGC-1 vilket ger en blockerande minoritet som gör att andra bolag inte kan köpa upp hela TGC-1. Vid denna tidpunkt var den största ägaren av TGC-1 det ryska elmonopolet RAO UES på väg att avvecklas. 2007 säljer Fortum Lenenergo samtidigt som man deltar i en nyemission för TGC-1 vars syfte var att öka elproduktionen i bolaget med 50 %. Fortum stoppar efter åtminstone 10 års uppenbart intresse in ca 250 miljoner euro i nyemissionen och behåller därmed sin ägarandel i TGC-1 på drygt 25 %. Däremot stod det klart redan vid nyemissionen 2007 att det även fanns en annan intressent av TGC-1.

RAO UES säljer TGC-1 till Gazprom och Fortum köper TGC-10 istället

Så blev det alltså dags för monopolet RAO UES att sälja TGC-1. Trots Fortums uppenbara intresse så säljer RAO UES delar av TGC-1 till gasjätten Gazprom och dotterbolag. Under året blir Gazprom största ägare i TGC-1 med 47 % av aktierna och rösterna. 2008 ökar Gazprom till egen majoritet i bolaget med 51 % av aktierna, men Fortum behåller sin post på 26 %.

Det finns i princip inget skrivet om affären som jag har kunnat hitta, men det är uppenbart att Fortum efter många år av ökande intresse hade velat köpa TGC-1 om möjlighet hade funnits. Än idag (i början av 2012) har Fortum kvar sin 26 %-andel i TGC-1. Det har ryktats om att Gazprom och Fortum på något vis ska göra upp och dela upp bolaget och ryktena verkar rimliga eftersom Fortum knappast kan ha för avsikt att sitta med 26 % av ett bolag i Ryssland. Situationen liknar den som Fortum råkade ut för i Hafslund, där man 2004 försökte köpa sig till majoritet i Hafslund och var överens med ägaren Oslo kommun, men där kommunen så småningom sade nej i kommunfullmäktige. Fortum behåller visserligen aktierna i Hafslund än idag, men en godtagbar anledning till detta kan vara att Hafslund har varit en riktigt bra investering som idag ger god direktavkastning till det låga inköpspris Fortum fick i början på 2000-talet.

Eftersom Fortum inte lyckades köpa TGC-1 så storsatsar man istället 2008 genom att förvärva i princip hela TGC-10 för ca 2,5 miljarder helt lånefinansierade euro. Året därefter byter TGC-10 namn till OAO Fortum. Bolaget producerar el och värme i Uralområdet och i västra Sibirien (geografiskt långt från Fortums övriga verksamhet, se figur 1) med ungefär 95 % gas och 5 % kol som bränsle, dvs. stick i stäv med Fortums ambitioner om en koldioxidfri elproduktion. TGC-10 köps med ett löfte om att investera i 2300 nya MW kraftproduktion (för ytterligare ca 2,5 miljarder euro). Sedan dess pågår dels ett nedskärnings-/effektiviseringsprogram och dels ett investeringsprogram. Målet med effektiviseringarna (bland annat genom personalminskning) var att minska kostnaderna med 100 miljoner euro från 2008 till 2011 och målet verkar man ha lyckats med. Investeringarna i ny kraftproduktion fortlöper och i slutet av 2010 hade tre nya kraftverk av åtta planerade startats.

Mot bakgrund av ansträngningarna i TGC-1 så framstår köpet av TGC-10 lite som en panikåtgärd eller nödlösning. Fortum ville uppenbarligen in i Ryssland men det verkar som man fick köpa det som blev över. Den optimistiske Fortum-investeraren kanske istället hoppas att Fortum hittade superinvesteringen TGC-10 borta vid Uralbergen och avstod från att ge sig in i kampen mot Gazprom om TGC-1, men jag tycker det verkar som om Fortum blev snuvade på konfekten. Det är inte orimligt att någonting i ägarförhållandena i TGC-1 kommer att ändras under de närmaste åren.

Frågan är om det ändå går att få ut något bra av investeringen i TGC-10/OAO Fortum? Kommande inlägg kommer att titta närmare på förutsättningarna för lönsamhet i bolaget, vilket är det som räknas i slutändan. Sannolikheten är också hög att det blir en jämförelse mellan TGC-1 och OAO Fortum för att se vilket av bolagen som egentligen var russinet i kakan!

Elpriset i Sverige efter zonindelningen: en månad senare

Postat av
4

Det har nu gått nästan en månad sedan Sverige delades in i fyra elzoner. Det har varit upprört i södra Sverige och på vissa håll hävdas till och med att industrin hotas. Som vanligt när det gäller elmarknaden så tar ofta känslorna över vilket kan leda till högt tonläge. Här görs därför en objektiv undersökning av hur elpriserna har påverkats sedan införandet av elzonerna den 1 november 2011.

Zonindelningen

Först en kort sammanfattning av zonindelningen, som beskrivs närmare här. Sverige har delats in i fyra zoner (SE1-SE4) där det finns ett elöverskott i zonerna SE1-SE2, ett underskott i zon SE3 och ett större underskott i SE4. Figur 1 nedan visar zonindelningen.

Elzoner från och med 2011-11-01

Figur 1. Elzoner från och med 2011-11-01

Elpriset efter zonindelningen

Elpriset redovisas i figurer och tabeller nedan. All data är hämtad från Nord Pool Spot. Priser anges generellt i SEK/MWh. Omräkning mellan SEK/MWh och det något vanligare öre/kWh sker genom att dividera med 10, dvs. 100 SEK/MWh = 10 öre/kWh.

Figur 2 visar hur elpriset har utvecklats i Sverige efter att zonindelningen infördes. Det framgår att elpriset har blivit högst i SE4 (Malmö), näst högst i SE3 (Stockholm) och lägst i SE1 (Luleå) och SE2 (Sundsvall). Det kan noteras att priset i SE1 och SE2 inte har skiljt sig överhuvudtaget! Detta innebär att SE1 döljer sig bakom SE2 i figuren.

Elpriset i Sverige efter zonindelningen 1 nov-26 nov 2011

Figur 2. Elpriset i Sverige efter zonindelningen 1 nov-26 nov 2011

Tabell 1 nedan sammanfattar egentligen allt väsentligt om hur elpriserna i Norden har påverkats av den svenska zonindelningen. Tabellen visar det genomsnittliga elpriset i oktober och november (t.o.m. 26 november) i alla zoner som angränsar till de svenska zonerna. Den högra kolumnen visar ändringen i procent från oktober till november. För Sverige (SE) har ändringen beräknats genom att ta ett förbrukningsviktat medelvärde* av SE1-SE4 för november som jämförs med SE i oktober.

Jämförelse mellan elpriset i olika zoner oktober och november 2011.

Tabell 1. Jämförelse mellan elpriset i olika zoner oktober och november 2011.

Ur tabell 1 kan följande av intresse avläsas:

  • Elpriset i norra Sverige (SE1 och SE2) var lägst i Sverige, ca 388 SEK/MWh.
  • Elpriset i SE3 (Stockholm) var ca 5 %, eller 20 SEK/MWh, högre än i norra Sverige.
  • Elpriset i SE4 (Malmö) var ca 21 %, eller 80 SEK/MWh, högre än i norra Sverige.
  • I oktober hade Danmark ett högre elpris än Sverige, men i november har elpriset i södra Sverige (SE4) jämnats ut mot elpriset i DK2.
  • Förhållandet mellan norra Sverige och norra Norge har inte förändrats avsevärt. SE1 och SE2 hade både i oktober och november något högre elpris än de angränsande zonerna NO3 och NO4.
  • Det svenska elpriset var avsevärt lägre än det finska i oktober, men i november har elpriset jämnats ut mellan Finland och norra Sverige.
  • Elpriset har ökat kraftigt i genomsnitt i Sverige (beroende på SE3 och SE4) och i NO1 (Oslo). För Oslos del beror prisökningen på en utjämning mot SE3 som har elunderskott, medan ökningen i Sverige till stor del beror på att SE4 som har elunderskott jämnas ut mot Danmark.
  • Priserna har ökat i samtliga zoner, men ökningen beror inte på den svenska zonindelningen, utan på ökad elförbrukning (trots den milda hösten).
  • Priserna har ökat minst i Finland och Danmark på grund av en ökad import av billigare el från Sverige.

Ytterligare några figurer som visar utvecklingen över tid som stöd för punkterna ovan följer.

Figur 3 visar att SE4 (Malmö) har haft identiska priser med den angränsande danska zonen DK2 med undantag för en dag (12 november).

Elpriset efter den svenska zonindelningen: jämförelse SE4 (Malmö) och DK2

Figur 3. Elpriset efter den svenska zonindelningen: jämförelse SE4 (Malmö) och DK2

Figur 4 visar att priserna i norra Sverige/Norge/Finland har legat relativt lika under november. Framförallt har norra Sverige och Finland fått utjämnat elpris. SE2 visas inte i figuren eftersom SE1 och SE2 hade identiska priser under hela perioden.

Elpriset efter den svenska zonindelningen: Jämförelse mellan norra Sverige/Norge/Finland

Figur 4. Elpriset efter den svenska zonindelningen: Jämförelse mellan norra Sverige/Norge/Finland.

Slutsatser

  • Elproducenter i framförallt zonerna NO1, SE3 och SE4 gynnas av ökade elpriser. Ett exempel på bolag som gynnas är Hafslund som har all sin produktion i NO1.
  • Det omvända gäller för elkunder i NO1, SE3 och SE4 som drabbas av ökade elpriser.
  • Elkunder i Danmark och Finland gynnas av zonindelningen genom att kunna köpa billigare svensk el.
  • Även här gäller naturligvis det omvända förhållandet för elproducenter som får sälja sin el något billigare. Ett exempel på bolag som missgynnas är Fortum (via sin produktion i Finland och i norra Sverige, men å andra sidan gynnas de av sin produktion i södra Sverige.

De nya svenska elzonerna som denna undersökning baseras på har som sagt bara funnits i knappt en månad när detta skrivs. De prisskillnader som finns mellan de nya elzonerna kommer sannolikt att bli ännu tydligare under vintern 2011/2012 när elförbrukningen ökar för att sedan minska fram mot vårfloden 2012 när produktionen ökar eller sommaren 2012 när förbrukningen minskar. Tidigast 2014 är Sydvästlänken färdigbyggd, som förstärker överföringskapaciteten till södra Sverige.

* Fotnot. Förbrukningsviktat medelvärde har beräknats genom att ge prisena i de svenska zonerna följande viktfaktorer som motsvarar zonens andel av den totala svenska förbrukningen:

SE1: 6 %
SE2: 12 %
SE3:  64 %
SE4: 18 %.

Resultatet blir för övrigt identiskt med att bara ta medelvärdet av de fyra zonernas elpris.