Kraftmilliarder forsvinner i finansielt tapssluk

Med dagens strømpriser har de fleste av oss antatt at det som et plaster på såret i hvert fall ville bli rekordstore overskudd i de kommunale og statseide kraftselskapene.

Tidligere i år luftet da også leder for landets største kraftkommune, byrådsleder i Oslo Raymond Johansen, ideen om bruke de store inntektene fra kraftsalget fra kommunens kraftselskap Hafslund til en egen strømstøtteordning for Oslo. Høyres Anne Rygg har på sin side vært bekymret for at kommunen rett og slett skal få for mye penger på hendene. «Jeg håper de besinner seg», uttalte hun i forrige uke, og advarte samtidig å spre om seg med den nyvunne kraftformuen.

Men Ryggs bekymring ser dessverre ut til å være grunnløs, både for Oslo og andre kraftkommuner. For i takt med med at de offentlig eide kraftselskapene har presentert sine kvartals- og halvårsregnskap, har en helt en annen og oppsiktsvekkende virkelighet kommet til syne: Ekstraprofitten selskapene skulle ha oppnådd som følge av høyere strømpris, er i stor grad gått tapt.

I forrige uke la det kommunale kraftselskapet Hafslund frem sin halvårsrapport for 2022. Resultatet er at selskapets overskudd etter skatt ikke er nevneverdig større enn i første halvår i fjor: 1,15 milliarder kroner nå mot 1,07 milliarder kroner da. Det innebærer en økning på bare syv prosent sammenlignet med fjoråret, til tross for at prisen i området der Hafslund produserer strøm, er mer enn doblet.

Taper milliard på finansiell handel

I regnskapet fremvises flere årsaker til at det store overskuddet selskapet skulle ha hatt, er uteblitt.

Den første årsaken er at selskapet produserer mindre strøm enn i fjor grunnet lavere fyllingsgrad i magasinene. I første halvår i år har Hafslund produsert og solgt 6,8 TWh mot 9,9 TWh for første halvår i fjor, og 18 TWh for hele 2021. Sagt med andre ord solgte Hafslund for mye strøm i fjor, da prisen var lavere enn i år, og har dermed mindre tilgjengelig å selge i år.

Men det er ikke bare gjennom vanndisponeringen den kommunale kraftgiganten har gått glipp av store inntekter. I tillegg kommer nemlig et tap på rundt 2,5 milliarder kroner knyttet til handel i det som kalles finansielle derivater. Det består i hovedsak i at selskapet har solgt strøm frem i tid for en lavere pris enn dagens markedspris. Avviket mellom markedspris og hva selskapet har solgt strømmen for, går dermed tapt.

Til sammen oppgir Hafslund her et tap til sammen 1,45 milliard kroner på strøm selskapet allerede har solgt til under markedspris, og ytterligere 1 milliard kroner i tap på slike forpliktelser som selskapet ennå ikke har realisert. Det sistnevnte tapet kan bli større og mindre avhengig av hvordan prisen på strøm vil utvikle seg fremover. Går strømprisen ytterligere opp vil tapet på disse posisjonene bli enda større.

– I likhet med andre kraftprodusenter sikrer Hafslund prisen på deler av kraftproduksjonen for å oppnå mer stabile resultater. Når kraftprisen går opp, vil man tape på sikringshandelen, og motsatt når kraftprisen går ned, som den gjorde i 2020. Vi har i 2022 opplevd historisk høye priser, og da blir utslagene på sikringen tilsvarende store, forklarer kommunikasjonssjef i Hafslund Per Storm-Mathisen til Minerva.

Dermed forsvinner nesten hele det ekstra overskuddet som følge av høyere kraftpriser for selskapets eier, Oslo kommune.

Ikke desto mindre uttrykte nærings- og eierskapsbyråd i Oslo kommune, Victoria Marie Evensen (Ap), tilfredshet med resultatet: «Dette er et godt halvårsresultat til tross for at Hafslund i første halvår har hatt betydelig lavere produksjon som følge av mindre tilsig til magasinene og at de etter snøsmeltingen har spart vann for å sikre forsyningen av kraft til vinteren», sa hun til Avisa Oslo i forrige uke.

Når Minerva konfronterer Evensen med at det kommunale selskapet har tapt over 2 milliarder kroner på derivathandel svarer hun:

– Det er styret og selskapets ledelse som har ansvaret for selskapsdriften.

Evensen er likevel positiv til at Hafslund sikrer deler av produksjonen sin gjennom fastpriskontrakter for å ha stabil inntjening:

– Det mener jeg over tid er riktig strategi, selv om det i en ekstremsituasjon som vi er inne i nå, har negative regnskapsmessige konsekvenser, sier hun

Konsekvensene er imidlertid mer enn bare regnskapsmessige: Grunnrenteskatten for produksjon av strøm fra vannkraft tilsier at strømsalg skal skattes av som om det er solgt til markedspris, selv når selskapet har gjort som Hafslund og tapt deler av inntektene.

Konsekvensen er derfor at Hafslund tvinges til å skatte av penger selskapet ikke lenger har, skattebyrden og den kortsiktige gjelden blir derfor svært stor. For første halvår ender Hafslund opp med 77 prosent effektiv skatt. Hafslund har ikke mer enn 5 millioner kroner i positiv kontantstrøm fra driften i andre halvår 2022. Balanseoppstillingen viser i tillegg at selskapet har over 10 milliarder kroner i kortsiktig gjeld, men under 4 millioner kroner i kontanter og andre omløpsmidler. Minerva har i lys av dette også spurt Byråden om hva strategien mest salg av strøm på slike fastpriskontrakter er ment til å oppnå.

– Er det å sikre at Hafslund har stabil inntjening før skatt, eller er det å sikre at Oslo kommune som eier kan ha stabil inntjening fra Hafslund i form av utbytte? Og er byråden enig i at denne strategien ser ut til å motvirke den sistnevnte målsetningen?

– Å selge deler av kraftproduksjonen på langsiktige kontrakter er en strategi Hafslund har fulgt over tid. De regnskapsmessige effektene fremgår av selskapets regnskap. Hafslund har over tid levert stabilt utbytte til Oslo kommune og vi er trygge på at det vil fortsette med det. Kommunens forventninger for 2023 vil bli offentlig når budsjettet fremmes 21.september, svarer byråden Victoria Marie Evensen (AP).

Sørlandsstrøm under markedspris

Hafslund er heller ikke det eneste kommunale selskapet som har satt seg i denne situasjonen.

Til tross for at Agder Energi produserer og selger strøm i prisområde NO2, der prisene på strøm har økt med 237 prosent sammenliknet med første halvår i 2021, viser selskapet regnskap at Agder Energi gikk med 1,2 milliarder kroner i underskudd i første halvår 2022.

Forklaringen er den samme som i Hafslund: «Konsernets sikringsstrategi skal bidra til stabile og forutsigbare utbytter over tid. I 1. halvår har sikringsaktiviteter medført at de oppnådde kraftprisene har vært vesentlig lavere enn spotprisene», skriver selskapet.

Av regnskapet fremkommer det at Agder Energi i første halvår produserte 3,4 TWh og solgte dette volumet for 4,2 milliarder kroner. Det innebærer at selskapet i snitt solgte strømmen sin for 1,2 kroner, hvilket er om lag 40 øre lavere enn snitt markedspris på 1,62 kroner i produksjonsområdet NO2 for første halvår. Differansen mellom markedspris og oppnådd pris for Agder Energi for første halvår i år utgjør dermed 1,4 milliarder kroner

I tillegg oppgir selskapet et hittil urealisert tap på slike kontrakter på 4,5 milliarder kroner så langt i år. Minerva har spurt selskapet om hvorvidt dette urealiserte tapet nå vil bli større i takt med at kraftprisene fortsetter å stige og når Agder Energi i så fall må realisere disse.

– Salg av kraft er Agder Energis viktigste inntektskilde. Prisene i kraftmarkedet påvirkes av blant annet nedbør, temperatur, samt prisen på fossilt brensel og CO2-kvoter. For å sikre et jevnere inntektsnivå når disse faktorene varierer inngår vi langsiktige avtaler. Dette gjøres for å redusere risiko og usikkerhet, og bidrar til stabile og forutsigbare priser over tid. Noe både vi og kraftkrevende industri er tjent med. Som følge av energikrisen i Europa og tørke har fremtidsprisen på strøm steget betydelig, mer enn noen kunne sett for seg på forhånd. Dette har ført til at de oppnådde kraftprisene gjennom sikringsaktiviteten i første halvår har vært betydelig lavere enn spotprisen, der differansen gjenspeiles i minusresultat etter IFRS til tross for sterk vekst i omsetningen, svarer konsernsjef Steffen Syvertsen

Andre store offentlige kraftselskap som Eveny og Skagerak Energi har enda ikke publisert tall fra andre kvartal 2022.

Tapte inntekter i Statkraft

Konsekvensene av denne praksisen i Hafslund og Agder Energi blekner likevel sammenlignet med situasjonen i Norges største kraftkonsern: Statkraft

Den statseide kraftgiganten eier og forvalter en tredjedel av all norsk kraftproduksjon og flere av landets aller viktigste magasiner, men i likhet med Agder Energi og Hafslund fremkommer det i Statkrafts siste kvartalsregnskap at selskapet ikke kaprer oppsiden i strømprisen.

Resultatet før skatt er på 2,6 milliarder kroner, hvilket er 2,4 milliarder mindre enn hva selskapet tjente i andre kvartal i fjor.

Etter skatt er Statkrafts resultat negativt med 1,2 milliarder kroner, hvilket skyldes at selskapet ilegges 145 prosent effektiv skatt. Den høye skattebyrden henger sammen med at selskapet i likhet med de kommunale selskapene må betale grunnrenteskatt av sin vannkraftproduksjon, men samtidig har tap i andre deler av driften.

Og måten tapene i Statkraft har blitt til på handler i likhet med Hafslund og Agder Energi om når Statkraft har valgt å produsere strøm av vannet i magasinene sine, og bruken av finansielle instrumenter.

Full bonus for år med nedtapping av norske vannmagasiner

I kvartalsrapportens skriver Statkraft at effekten av de høye kraftprisene motvirkes av lavere produksjonsvolumer og selskapets finansielle sikringsaktiviteter.

I særdeleshet fremhever rapporten at produksjonen i prisområde Sørvest-Norge (NO2), der prisen nå er svært høy, likevel har vært lav grunnet tørt vær og lav fyllingsgrad i selskapets magasiner.

En viktig medvirkende årsak til dette er imidlertid ikke bare vær og vind, men også hvordan Statkraft selv forvaltet sin magasiner i dette området i 2021. Prisområdet NO2 har en samlet magasinkapasitet på hele 34 TWh, og hadde ved inngangen til fjoråret nær den høyeste fyllingsgraden noensinne for årstiden, med 28,8 TWh vann i magasinene den første uken i januar.

Fra og med uke 22 begynte man å tappe ned disse magasinene i et unormalt høyt tempo, og i uke 38 var fyllingsgraden i magasinene 17,7 TWh, som er nær å være det laveste nivået noen gang registrert for dette ukenummeret.

Fyllingsgraden i NO2 er nå på sitt laveste nivå noensinne for denne tiden av året, og Statnett vurderer risikoen for rasjonering til mellom 5 og 20 prosent.

En viktig delforklaring for hvordan NO2 ble tappet for magasinkraft, handler om hvordan Statkraft forvaltet det største og viktigste magasinet i NO2, den kunstige innsjøen Blåsjø.. Blåsjø består av flere demninger som til sammen muliggjør lagring av 7,8 TWh.

Demningen er derfor å regne som et flerårsmagasin, fordi det det er stort stort nok til å lagre mer vann enn det som faller som nedbør i et normalår. Hensikten med slike magasiner er å kunne lagre vann i år med høy nedbør som kan benyttes til kraftproduksjon i år med lav nedbør.

Men i likhet med den generelle trenden blant vanndisponenter i NO2 begynte Statkraft å tappe Blåsjø for svært store volumer i 2021. Hos nettstedet Energy Watch har energijournalist Anders Lie Brenna fremvist hvordan demningene ved Blåsjø ble tappet fra 90 prosent fyllingsgrad til henholdsvis 36,7 og 46,9 prosent.

Fjorårets nedtapping av blant annet Blåsjø har ført til at Statkraft har gått glipp av potensielt svært store inntekter ved at vannet ble solgt til fjorårets lavere priser fremfor til årets priser. Kanskje enda viktigere er det at nedtappingen er en medvirkende årsak til at forsyningssikkerheten for strøm i Sør-Norge nå anses som stram.

Inntektsbortfallet som følger av å ha solgt for mye magasinkraft 2021, og at man dermed har mindre å selge i 2022, er ikke noe som direkte må resultatføres av statkraft. Det er likevel lett å illustrerer effekten: Snittprisen for en megawattime strøm kostet 200 euro mer i år enn i juli i fjor. Per TWh time som ble produsert i fjor som kunne vært lagret og produsert i år, har med andre ord selskapet gått glipp av 2 milliarder kroner i inntekter.

Til tross for denne utviklingen ble konsernledelsen i Statkraft så sent som i juni i år tildelt full bonus for sin forvaltning av den norske vannkraften i 2021.

På foretaktsmøtet 28. juni ble selskapets lederlønnsrapport behandlet, og ledelsens disponering av norsk vannkraft vurdert til «outstanding». Dette kriteriet utgjør 7 prosent av det samlede bonusgrunnlaget til konsernledelsen i Statkraft, og innebærer dermed en bonus til konserndirektør Christian Rynning-Tønnesen på i overkant av 100 000 kroner.

På spørsmål om hvorfor konsernledelsen i Statkraft har fått tildelt en slik bonus, svarer pressetalsperson Geir Fuglseth:

– Årsaken til at full bonus ble nådd på dette punktet var at Statkraft hadde en svært god vanndisponering.

– Er Statkraft fremdeles av den oppfatning at selskapets forvaltning av egen vannkraft i 2021 var klok?

– Ja, med tilgjengelig informasjonen da, var dette god disponering, svarer Fuglseth.

– Var det lønnsomt og forsvarlig å produsere så høye volumer i 2021 når 2021 og året vi nå er inne i sees under ett?

– Vi vil alltid tilstrebe å ha vann tilgjengelig i de kalde vintermånedene så vi kan produsere mye når behovet er størst. Hvis vi hadde visst at Russland skulle invadere Ukraina og strupe gasstilførselen til Europa ville vi ha spart mere vann, men dette er informasjon som har kommet i ettertid. Basert på det vi hadde av informasjon, mener vi disponeringen av vannet var riktig.

Statkraft opplyser om at de ikke ønsker å gi mer informasjon om hvordan bonusen er beregnet utover det som fremkommer i lederlønnsrapporten.

Minerva har forespurt næringsminister Jan Christian Vestre om en kommentar til bonusordningene i Statkraft, men næringsdepartementet ønsker ikke å kommentere saken og henviser til styret i selskapet.

I helgen sendte Minerva denne saken til kommunikasjonsavdelingen i Statkraft med tilhørende spørsmål til styreleder Thorild Widvey:

– Slo ikke denne bonustildelingen styret som noe umusikalsk med tanke på hva man visste om kraftmarkedet på foretaksmøtet i juni i år?

Etter å ha bedt om utsatt frist for å besvare spørsmålet, opplyste kommunikasjonsavdelingen i Statkraft i går at de verken har videreformidlet denne saken eller spørsmålet til styreleder Widvey.

8,7 milliarder i urealiserte tap

Disponeringen av vannet er imidlertid ikke den eneste måten Statkraft nå går glipp av inntekter på.

I likhet med Hafslund og Agder Energi har Statkrafts strategi for inntektssikring låst store volum av selskapets strømsalg til lavere priser enn dagens markedspris.

Les også:

Pluss

Pluss

– Gjennom Statkraft driver staten nå antagelig Norges største hedgefond

Statkraft gikk i underskudd i andre kvartal tross skyhøye kraftpriser. Årsaken er urealiserte tap på energiderivater. Finansekspert Peter Warren mener befolkningen blir ufrivillige investorer i noe man ikke har mulighet til å følge med på.

Om resultatet for halvåret skriver Statkraft at «svært høye kraftpriser har bidratt til en økning i det underliggende driftsresultatet før renter og skatt på 5,6 milliarder kroner», men at «økningen er motvirket av et redusert bidrag på 5,5 milliarder kroner fra finansielle sikringer av produksjonsinntekter».

Tapet på 5,5 milliarder kroner oppgis som i hovedsak urealisert, og vil først inntreffe når kontraktene Statkraft har inngått forfaller. For hele Statkraft konsernet oppgis til sammen 8,7 milliarder kroner i hittil urealiserte tap fordelt på segmentene European Flexible Generation, og et annet segment Statkraft omtaler som Market operations. Tapet forklares i hovedsak som et avvik mellom hva Statkraft har solgt strømmen for, og markedsverdien av dette salgsvolumet i forwardmarkedet.

For segmentet Market Operations ble det i 2021 også rapportert om et negativt driftsresultat på 4 milliarder kroner.

Til Minerva opplyser pressetalsperson Geir Fuglseth at Statkrafts praksis med slik inntektssikring er noe som har vært med selskapet lenge.

– Dette er en praksis Statkraft har hatt siden rett etter at kraftmarkedet ble liberalisert der man bruker en kombinasjon av ulike typer kontrakter for å oppnå ønsket sikring.

– Bruk av lange industrikontrakter i inntektssikring er mye mindre vanlig på kontinentet enn blant annet i Norge. Mange store børsnoterte kraftselskaper i Europa har en sikringsstrategi med 3 års rullerende sikring der mesteparten av produksjonen er sikret, sier han.

Minerva har til denne saken spurt Statkraft om hvor stor andel av de hittil urealiserte tapene som må realiseres innen et år. Og hvorvidt det urealiserte tapene på 8,7 milliarder kroner nå har blitt større eller mindre som følge av kraftprisene har steget ytterligere.

På dette svarer Statkraft at de ikke kommenter på sikringsposisjoner fordi det er kommersielt sensitivt. På generelt grunnlag opplyser Statkraft likevel at selskapet har lav sikringsgrad sammenliknet med andre store kommersielle selskaper.

I sist kvartalsregnskap oppgis tredjedel av selskapets kraftproduksjon som sikret. Statkraft har ikke villet presisere hvor store andeler av produksjonen innen European Flexible Generation som er sikret gjennom henholdsvis langsiktige industrikontrakter, forhåndsbetalte langsiktige kraftsalgsavtaler og finansiell sikring.

De urealiserte tapene opplyses likevel til å i hovedsak skyldes posisjoner innenfor segmentet markedsoperasjoner samt finansiell sikring av fremtidig kraftproduksjon i segmentet europeisk fleksibel kraftproduksjon.