Att säkra upp elpris och elleveranser är en förutsättning för båda parter för att få ned finansieringsrisken, säger Mats Persson på Fortum. Indelningen i fyra elområden har lett till att att det blivit svårare att prissäkra sig på den traditionella elbörsen Nasdaq. Prissäkringsmarknaden rör sig mot bilaterala avtal.

Våren 2023 tecknade H2 Green Steel, numera Stegra, ett ramavtal med den finländska energikoncernen Fortum om elleveranser till Stegras planerade vätgasbaserade fabrik för grönt stål i Boden. Enligt ramavtalet ska Fortum leverera el till Stegras projekt om totalt 2,3 TWh fördelade på två delavtal. Ett ramavtal av den här digniteten innebär motpartsrisker för båda parter som måste hanteras.

– En motpartsrisk innebär risken att parterna inte kan leva upp till de åtaganden som anges i avtalet, säger Mats Persson, analyschef på den finska energijätten Fortum.

Bild: Mats Persson förklarar hur Fortum arbetar med riskhantering.

Han säger att Fortum kunnat ingå det här avtalet med Stegra dels för att Fortum har en stark balansräkning dels för att Fortum har tillgång till en bred kraftslagsportfölj.

– Vi är en finansiellt stark aktör och har idag en bred kraftslagsportfölj bestående av kärnkraft, vattenkraft och förnybar elproduktion. Det betyder att vi upp till en viss motpartsrisknivå kan åta oss om att leverera en viss mängd el till ett förutbestämt pris.

Förutom motpartsrisker finns även andra risker som till exempel volym- och profilrisker. Dessa risker hör samman med att vindkraften är prispåverkande på så sätt att priserna pressas ned de timmar som det blåser mycket. Det betyder i sin tur att det blir svårare att göra antaganden för volymer och pris över tid och därmed svårare att prissäkra produktionen.

Dessa risker realiseras när elförbrukning och elproduktion inte matchar varandra. Vilken part som tar den risken ska regleras i avtalet, konstaterar Mats Persson. För stora aktörer som till exempel Fortum och Vattenfall med tillgång till en diversifierad kraftportfölj är det som sagt lättare att erbjuda stora kunder som Stegra ett avtal som kan matcha kundens förbrukning genom att de olika kraftslagen kompletterar varandra.

En väg för att minska volym- och profilrisken är att vara flexibel i både elkonsumtion och produktion eftersom aktörerna då har möjlighet att lagra el eller spara el och endast använda elen när den behövs.

– Det pågår en snabb utveckling inom batterier, pumpkraftverk och lastflexibilitet och om aktörerna investerar mer i de lösningarna så är det klart att det påverkar riskkalkylen om man kan variera sin produktion och förbrukning.

Nu rör sig prissäkringsmarknaden mot bilaterala avtal där långa avtal om stora volymer el sluts mellan parter.

– Att säkra upp elpris och elleveranser är en förutsättning för båda parter för att få ned finansieringsrisken. Särskilt om det gäller en nyinvestering, säger Mats Persson.

Han kan bara uttala sig å Fortums vägnar men konstaterar att det också är så flera stora elektrifieringsprojekt resonerar.

– De arbetar ofta med att paketera ett projekt med långa avtal för att få ner risken i projektet, och på så sätt få tillgång till finansiering

Men riskerna försvinner så klart inte helt bara för att aktörerna tecknar långa avtal. Man undviker visserligen risken att vara fullt exponerade mot kortsiktiga förändringar på spotmarknaden men det finns andra risker som måste hanteras.

Här gäller det att skilja mellan de nämnda motpartsriskerna och volym- och profilriskerna. Det är två olika saker men hänger ändå samman, resonerar Mats Persson.

Ett aktuellt exempel är vindkraftsparken Aldermyrberget som ligger i rekonstruktion efter att ha förlorat stora pengar på att inte kunna uppfylla sitt avtal om att leverera el till gruvbolaget Boliden.

När Aldermyrberget inte kunnat leverera el till Boliden har man varit tvingen att köpa dyr el på marknaden vilket sänkt bolaget. Nu har Boliden stämt Aldermyrberget på 675 miljoner kronor.

Det är troligen ett exempel på en motpartsrisk och en volym- och prisrisk i ett, resonerar Mats Persson.

– Avtalet har resulterat i stora förluster och det är rimligt att anta att man kanske inte kände till eller missbedömt riskerna.

Just den här problematiken har drabbat flera vindkraftsparker de senaste åren.

Ett sätt att hantera motpartsrisk är att en part, ofta den finansiellt starkare, kräver en garanti för att ingå ett avtal med en aktör med svagare finanser. Till exempel i form av en bankgaranti eller en moderbolagsgaranti som faller ut om motparten inte kan uppfylla sitt åtagande.

– På så sätt kommer man en bit på vägen, menar Mats Persson.

Det här fenomenet brukar kallas ett ”missing money problem”. Det betyder bland annat att vind- och solkraft pressar ned elpriserna så mycket att driften av, och investeringar i ny kraftproduktion blir olönsam.

Men varför rör sig aktörerna mot den här bilaterala avtalsformen där parterna får ta hela risken i stället för att köpa prissäkring på den finansiella marknaden? En anledning är att det blivit svårare att prissäkra sig på den traditionella elbörsen Nasdaq, menar Mats Persson.

Det beror främst på att Sverige är indelade i fyra elområden. Tidigare var elpriset i de olika områdena i princip det samma, men de senaste åren har prisskillnaderna ökat radikalt. Det betyder det att det inte längre går att komma fram till ett geografiskt enhetligt marknadspris.

– Nackdelen med att ha olika prisområden är att omsättningen och likviditeten i dem var för sig blir för liten för att man ska kunna handla så stora volymer som krävs.

Det finns visserligen ett kontrakt för det nordiska systempriset men det är inte relevant just eftersom det inte speglar prisskillnaderna mellan de olika elområdena.

Ytterligare en orsak till minskade volymer på Nasdaq är att aktörerna måste betala mycket stora säkerheter till ett så kallat ”clearinghus” som agerar mellanhand och tar den största delen av motpartsrisken.

–  När EU införde ett nytt regelverk för den clearade handeln för drygt 12 år sedan höjdes beloppen för säkerheten kraftigt.

Sedan februari 2023 erbjuder Svenska kraftnät auktioner av så kallade EPAD-kontrakt (Electricity Price Area Differentials)) i de olika elområdena SE2, SE3 och SE4.

–  EPAD-kontrakten är ett prissäkringskontrakt som ska spegla prisskillnaden mellan ett systemkontrakt och priset i de olika prisområdena, säger Mats Persson.

Men eftersom elområdena är små är likviditeten i de kontrakten dålig vilket gör dem i princip omöjliga att använda för längre avtal.

– Det finns också en obalans mellan utbud och efterfrågan i de mindre prisområdena. Södra Sverige är ett exempel där det finns många köpare men få producenter. I norra Sverige är det tvärtom, säger Mats Persson.

Just nu har kraftproducenterna och elkonsumenterna olika uppfattningar om vad elen får kosta. Det gör det svårare för aktörerna att komma överens om en avtalsnivå för de tidigare nämnda volym- och prisriskerna. Till exempel planerar Vattenfall för att bygga flera stora landbaserade vindkraftsparker i norra Sverige men kommer inte överens om priset med elanvändarna.

Orsaken är att elkonsumenterna vant sig vid väldigt låga elpriser i de norra elområdena uppgav Marie Kimming, chef för den landbaserade vindkraften på Vattenfall, i somras till Vindkraftspodden.

”När vi nu ska bygga ut den landbaserade vindkraften så hamnar priset på en nivå som är högre än vad aktörerna betalar idag. Men vi menar att det är ofrånkomligt att aktörerna måste vänja sig vid ett högre elpris än idag om det ska bli någon utbyggnad”.