Miljarder från pensionssparare har investerats i vindkraft i norra Sverige. Men i flera projekt räcker elintäkterna inte till för att bära räntekostnaderna. När kalkylerna brister skjuts skulder framåt – och nytt kapital fylls på uppifrån. ”En avsaknad av kompletterande riskhantering i investeringskalkylerna för pensionsspararnas bästa”, uppger en riskexpert.

Turbinerna snurrar. Elen produceras. Ändå redovisar stora vindkraftsprojekt i norra Sverige betydande förluster, år efter år.

Den främsta orsaken är det mycket låga elpriset som beror att elen är instängd i norra Sveriges elområden – samtidigt som den gröna industriella efterfrågan som projekten byggdes för ännu inte har materialiserats.

Avgörande är också vem som ytterst bär risken. I dag är det i stor utsträckning institutionella investerare – pensionsfonder och försäkringsbolag – och därmed pensionssparare, som finansierar de största vindkraftsprojekten.

Vindkraftparken Önusberget utanför Piteå är en av Europas största vindkraftsparker med en total effekt på över 700 MW. Den ger ett tydligt exempel på vad som händer när denna modell pressas över tid.

Pensionspengarna bakom vindkraften
Önusberget ägs ytterst av fonder som förvaltas av Luxcara, en av Europas största förvaltare av förnybar energiinfrastruktur.

Projektet ingår i fonden FLAVEO IV Green Energy, som till slutet av 2022 hade åtaganden om över 1 miljard Euro i eget kapital från internationella institutionella investerare – däribland pensionsfonder och försäkringsbolag.

Utöver eget kapital finansierades Önusberget genom vad som beskrivits som världens största obligationsfinansiering för ett landbaserat vindkraftsprojekt.

Finansieringen strukturerades av Luxcara tillsammans med MEAG, kapitalförvaltare åt bland annat Munich Re-gruppen. Obligationen tecknades av 17 institutionella investerare och uppgår till cirka 6 miljarder kronor.

Detta är alltså långsiktigt pensionskapital- och försäkringssparande med krav på stabilitet, ESG-klassificering och real avkastning över decennier.

Varför uppstår förlusterna i driftbolaget?
Önusberget är extremt kapitalintensivt. När samtliga turbiner togs i drift började investeringar på flera hundra miljoner euro skrivas av. Avskrivningarna uppgår till över 30 miljoner euro per år.

Därtill kommer finansieringen. Driftbolaget är kraftigt belånat:
– banklån och obligationsfinansiering på över 400 miljoner euro,
– samt koncerninterna lån från Lagom Energy på över 300 miljoner euro.

Totalt cirka 8 miljarder kronor.

Samtidigt uppgår räntekostnaderna till närmare 30 miljoner euro per år.

Sammantaget innebär detta att driftbolaget Önusberget AB, trots betydande elproduktion, redovisade förluster på omkring 77 miljoner euro (cirka 850 miljoner kronor) för de två första driftåren.

Förlusterna i Sverige
Tanken är att Önusbergets kassaflöde bestående av elförsäljning på spotmarknaden, eller inom ett elhandelsavtal (PPA) ska täcka driftkostnader och för att betala räntor till investerare och amorteringar på lånen.

Problemet är att intäkterna från elförsäljningen i norra Sverige varit för låga för att bära denna struktur.

Huvudförklaringen är välkänd:

– elpriserna i elområde SE1 är mycket låga
– produktionen i norr överstiger efterfrågan
– flera industrisatsningar har skjutits på framtiden

Maskinrummet: en struktur byggd för institutionellt kapital
Önusberget Vind AB är driftbolaget som äger och driver vindparken. Det är också här som de stora förlusterna uppstår och redovisas. Bolaget är dock bara den nedersta nivån i en längre struktur.

Ägarkedjan ser i korthet ut så här:

Önusberget Vind AB
↓ (100 %)
Lagom Energy AB
↓ (79,5 %)
Polarvind Energy AB
↓
FLAVEO Energy 1 S.à.r.l. (Luxemburg)
+
FLAVEO Green Energy 1 S.à.r.l. (Luxemburg)

Dessa Luxemburgbolag fungerar som holding- och finansieringsbolag för en portfölj av vind- och energiprojekt i flera europeiska länder. Det är här pensionskapitalet samlas – och där riskerna i praktiken hanteras.

Lagom Energy – där bryggan byggs
Nästa nivå i strukturen är Lagom Energy AB. Det är här den finansiella logiken blir tydlig.

Lagom tar emot ränta från Önusberget på de koncerninterna lånen, men betalar samtidigt ännu högre ränta uppåt till Polarvind och vidare till fondstrukturen.

Resultatet är att Lagom Energy, trots ränteintäkter, själv går med förlust – med konsekvensen att Lagom Energy mottagit omfattande aktieägartillskott – totalt närmare 70 miljoner euro.

Det är här pensionskapital tillförs för att täcka gapet mellan svagt kassaflöde och finansiella krav.

Ett förändrat marknadsläge ökar risken
Många av de här projekten byggdes med antagandet att elförbrukningen i norra Sverige snabbt skulle öka genom gröna industrisatsningar. I stället har flera projekt pausats eller lagts ned, samtidigt som elpriserna i SE1 och SE2 varit mycket låga under en längre period.

Gustaf Sundelius är ansvarig på Bodecker Partner för strategisk rådgivning till investerare i storskalig förnybar elproduktion.

– Det har talats om en fördubbling av elefterfrågan på relativt kort tid vilket jag tycker är ett helt orealistiskt antagande. Men med det scenariot har varit lätt för projektutvecklare att sälja in till de här projekten till stora institutionella investerarna, men nu har verkligheten hunnit ifatt vilket betyder att många högbelånade projekt får problem vid låga elpriser, särskilt när marknaden varit volatil och oförutsägbar, säger Sundelius.

För Önusberget innebär detta att kassaflödet sannolikt inte kommer att öka i närtid, vilket gör beroendet av ägartillskott större och mer långvarigt än planerat.

– Ägarna behöver göra aktieägartillskott för att täcka driftbolagets underskott. Det är en standardstruktur som används när sådana här projekt säljs in till institutionella investerare, där det ofta finns Luxemburglokaliserade samlingspunkter för kapital och utdelningar. Problemet är att modellen fungerade bra så länge marknadsantagandena höll – men nu måste ägarna i stället skjuta till pengar till driftbolaget den vägen, konstaterar Sundelius.

PPA:n som låser in kassaflödet
En viktig pusselbit är elavtalet, PPA:n. Önusbergets PPA är ett fastprisavtal med ett inbäddat derivat. Det skyddar projektet mot ännu lägre priser – men låser också intäkterna.

I bolagets egen redovisning anges att PPA-avtalet har ett negativt marknadsvärde på cirka 28,5 miljoner euro. Det innebär att avtalet i dagens marknad är sämre än rådande prisnivåer. Förlusten syns inte i balansräkningen, men är ekonomiskt verklig.

Detta begränsar möjligheten att dra nytta av framtida prishöjningar samtidigt som de stora industrisatsningar i norr som skulle lyfta efterfrågan ännu inte kommit på plats.

– För att bygga en stor vindkraftspark idag måste man få en väldigt bra PPA och de finns inte på marknaden idag. En del av de parker som nu kommit i produktion kan ha lyckats teckna bra avtal under högprisåren 2022–2023 och då företrädesvis ett så kallat ”pay-as produced” avtal, menar Gustaf Sundelius.

I praktiken skapas en struktur där riskerna med det låga elpriset inte försvinner utan skjuts fram i tiden.

– Min främsta kritik är inte nödvändigtvis investeringarna i sig, utan snarare avsaknaden av kompletterande riskhantering i investeringskalkylerna för pensionsspararnas bästa, säger Gustaf Sundelius.

Via mejl svarar Luxcara att:

”Precis som för alla våra tillgångar följer vi noggrant marknadsutvecklingen. Önusberget AB har uppfyllt samtliga sina finansiella åtaganden gentemot långivare, entreprenörer och servicepartners.”