1 Kostnader för olika aktörer av kärnkraftbortfallet förra vintern

Transkript

1 Miljoner SEK UPPDRAG Kärnkraftsföretagens vinster Q1 år 21 UPPDRAGSNUMMER UPPDRAGSLEDARE Kaj Forsberg UPPRÄTTAD AV Pär Lydén, Per Erik Springfeldt och Kaj Forsberg DATUM 1 Kostnader för olika aktörer av kärnkraftbortfallet förra vintern I rapporten Kärnkraften vintern 29/21, Sweco, gjordes modellberäkningar av hur mycket elpriserna ökade p g a det stora bortfallet av kärnkraft jämfört med normal svensk kärnkrafttillgänglighet. Dessa modellberäkningar baserades på simulerade spotpriser. I figur 1.1 har dessa kostnader fördelats ut på olika användarsektorer inom Bostäder&service; småhus, flerbostadshus och övrigt inom sektorn. Extrakostnaderna p g a den låga tillgängligheten i svensk kärnkraft har fördelats under vintermånaderna utifrån prisskillnaden multiplicerat med delsektorernas förbrukning. Denna fördelning mellan december 29 och mars 21 beror dels på att prisskillnaden mellan verklig och normal kärnkrafttillgänglighet varierar mellan de olika vintermånaderna och att elvärmeförbrukningen är som högst under de kallaste vintermånaderna Småhus Flerbostadshus Övrigt B&S Figur 1.1: Kostnader för olika typer av elanvändare inom sektorn Bostäder&service. Källa: Energimyndighetens Energistatistik för småhus, flerbostadshus och lokaler 28, SCB, Energimyndighetens Energiläget samt egna beräkningar 1 (9) Sweco Gjörwellsgatan 22 Box 3444, 1 26 Stockholm Telefon Telefax Sweco Energuide AB Org.nr säte Stockholm Ingår i Sweco-koncernen Pär Lydén Projektledare Telefon direkt par.lyden@sweco.se

2 I tabell 1.1 redovisas figur 1.1 i tabellform. Total drabbades sektorn av extrakostnader på nästan fyra miljarder. Småhusägarna verkar ha drabbats mest, med en beräknad extrakostnad på två miljarder, beroende på hög förbrukning av elvärme under de kalla vintermånaderna. I lokaler beräknas extrakostnaden bli nästan lika stor, beroende på att driftel utgör en stor del av den svenska elanvändningen. Inom flerbostadshus uppstår den minsta extrakostnaden Totalt Småhus Flerbostadshus Övrigt B&S Totalt Tabell 1.1: Kostnader för olika typer av elanvändare inom sektorn Bostäder&service. Detta är modellberäkningar baserade på spotpriserna. Elanvändare som prissäkrat sig i god tid innan vintern 9/1 kanske inte drabbades alls. Däremot drabbades elanvändare som prissäkrade sig under förra vintern eftersom terminspriserna ökade kraftigt ju längre vintern led. Utfallet av extrakostnaderna kan därför variera kraftigt mellan olika elanvändare i Bostäder&service. Elvärmen har i våra beräkningar antagits stå för hela säsongsvariationen inom Bostäder&service. Samma säsongsprofil har antagits för elvärmen i småhus, i flerbostadshus samt i lokaler. Vi har gjort det enkla antagandet att övriga elanvändning i sektorn (framförallt hushållsel och driftel i lokaler) är lika stor under årets alla månader. Inom småhusen dominerar elvärmen, där förbrukningen var högst under januari. Inom övrigt dominerar driftel, som antagits ha en jämn förbrukningsprofil under alla månader. 2 (9)

3 TWh Småhus Flerbostadshus Övrigt B&S Figur 1.2:Elanvändning i sektorn Bostäder&service vintern 9/1. Källa: SCB, Energimyndighetens Energiläget och Energistatistik för småhus, flerbostadshus och lokaler 28 I Kärnkraften vintern 29/21 redovisades modellsimuleringar med PoMo för verklig kärnkrafttillgänglighet respektive normal kärnkrafttillgänglighet för Sverige för vintern 9/1. Dessa priser framgår av figur 1.3. De största prisskillnaderna mellan modellkörningarna uppkom kring årsskiftet och under den senare delen av vintern. 3 (9)

4 SEK/MWh Verklig modellkörning Normal kärnkrafttillgänglighet STO SEK/MWh Figur 1.31:Priser med modellkörningar med PoMo med verklig tillgänglighet och med normal tillgänglighet i svensk kärnkraft vintern 9/1, (Sweco) 2 Kvartalsresultat Q1 21 för E.ON, Vattenfall och Fortum E.ON Nordic redovisar ett förbättrat resultat för Q1 21, jämfört med Q1 29. Anledningen är dock en stark utveckling av eldistribution till följd av höjda nättariffer och en högre energiomsättning till följd av den kalla vintern. Den icke-reglerade andelen av E.ON Nordics resultat sjönk från 161 MEUR (Q1 29) till 137 MEUR (Q1 21). Anledningen var den minskade kärnkraftproduktionen, vilket dock delvis kompenseras av högre elpriser och en starkare krona. För Q1 21 redovisar E.ON Nordic en total produktion om 6,7 TWh, varav 3, TWh kärnkraftproduktion. E.ON Nordic har ett stort inslag av kärnkraft i sin produktion, vilket förstärktes av 28 års försäljning av vattenkraft till Statkraft. Fortum redovisar ett förbättrat resultat för Q1 21, jämfört med Q1 29. Divisionerna Power, Heat och Distribution gör alla bättre resultat. För Power bidrar starkare krona och högre spotpriser och ökad termisk produktion samtidigt som lägre kärnkraft- och vattenkraftvolymer reducerar resultatet. Heat ökar produktion av både värme och elkraft som tillsammans med högre spot- och terminspriser skapar ett bättre resultat. Distribution förbättrar resultatet på grund av högre energiomsättning och starkare krona. Fortums elhandel gör ett försämrat resultat till följd av högre elpriser och den kalla vintern som man inte lyckades prissäkra sig emot. Elhandel minskar resultatet med 11 MEUR från föregående resultat, medan Power ökar resultatet med 9 MEUR. En viss del av Heats förbättrade resultat (18 MEUR) kan härledas till ökade elpriser. För Fortum utgörs knappa 3 procent av produktionskapaciteten i Norden av kärnkraft. Procenttalet är ungefär detsamma i Sverige och Finland. 4 (9)

5 Vattenfall, geografiskt område Norden redovisar ett förbättrat resultat för Q1 21, jämfört med Q1 29. Det förbättrade resultatet beror i huvudsak på affärsenheten Hydros (Vattenkraft) förbättrade resultat på grund av högre elpriser. Därutöver bidrar även värmeproduktionen till det bättre resultatet på grund av den kalla vintern. Elhandel försämrar resultatet på grund av höga elpriser och den kalla vintern av samma skäl som Fortum. Kärnkraften bidrar till ett försämrat resultat genom låg tillgänglighet. Vattenfall är en stor producent av el från både vattenkraft och kärnkraft i Norden med cirka 35 TWh årlig produktion av vardera och har därutöver även annan elproduktion, bland annat i Danmark. 5 (9)

6 Resultat Figur 2.1 visar kärnkraftföretagens rörelseresultat Q1 21. För Fortum och E.ON Nordic visar graferna totalt rörelseresultat för de affärsenheter som direkt påverkas av högre elpriser i Norden. Eldistribution har exkluderats även om de har en komponent (förlustel) som påverkas negativt. Elhandel har exkluderats. Den höga förbrukningen resulterade i höga förluster som man inte lyckats att prissäkra sig emot. Grafen för Vattenfall är totalt aggregerat resultat för geografiskt område Norden, då kvartalsredovisningen inte tillåtit en bättre uppdelning. Vattenfall inkluderar även en positiv valutaeffekt på grund av omräkning till EUR. MEUR 8 Jämförbart Resultat (EBIT) EUR/MWh Q1 28 Q1 29 Q1 21. Vattenfall, geografiskt område Norden Fortum (Power, Heat, Market) E.ON Nordic Icke-reglerade NP Spot SE Figur 2.1: Rörelseresultat, rensat från jämförelsestörande poster (kvartalsredovisningar) För att ett energiföretag skall kunna öka sin vinst genom försämrad kärnkrafttillgänglighet skall andelen kärnkraft i produktionen vara så liten som möjligt (gärna noll). För att anses kunna påverka kärnkrafttillgängligheten krävs dock en ägarandel, vilken kan tänkas vara proportionell mot det inflytande energiföretaget kan ha över kärnkraften. Övrig produktion multiplicerat med ökat elpris (all produktion exklusive den ej tillgängliga kärnkraften) skapar den hävstång som används för att kompensera den bortfallna intäkten. 6 (9)

7 För att studera huruvida en kärnkraftsägare genom sänkt kärnkrafttillgänglighet skapar en nettovinst genom ökad vinst för övrig produktion krävs att man bryter isär energiföretaget i dess affärsenheter och bedömer hur, och i vilken omfattning de var för sig inverkar på det aggregerade resultatet. I tabellen nedan beskrivs de tre stora kärnkraftsägarna i Sverige enligt ovan. Affärsenhet Vattenfall (geografiskt område Norden) E.ON Nordic Fortum Elhandel - Kall vinter, höga elpriser - Kall vinter, höga elpriser - Kall vinter, höga elpriser, (-11 MEUR är nettoeffekten Q1-9 till Q1-1) Eldistribution ++ På grund av kall vinter (ökad omsättning) - Högre pris för förlustel ++ på grund av kall vinter (ökad omsättning) och höjda tariffer. - Högre pris för förlustel E.ON Nordic ökade resultatet med 28 MEUR för reglerad verksamhet (eldistribution) ++ på grund av kall vinter (ökad omsättning) - Högre pris för förlustel (+21 MEUR är nettoeffekten Q1-9 till Q1-1). Värme ++Förbättring tack vare högre priser och volymer inom både elförsäljning och värmeförsäljning till följd av det kalla vädret. + Ökad värmeproduktion och högre elpriser. + Ökad värmeproduktion, ökad elproduktion, höga elpriser volymer (+18 MEUR är nettoeffekten Q1-9 till Q1-1) Elproduktion, ej tillgänglig kärnkraft -- Icke tillgänglig kärnkraft --- Stor andel icke tillgänglig kärnkraft -- Icke tillgänglig kärnkraft Elproduktion, övrig produktion, inkl tillgänglig kärnkraft +++ Huvudsakligen på grund av affärsenheten Hydros förbättrade resultat på pga. höga elpriser + Höga elpriser, startar reservkraftverk. ++ Höga elpriser, dock lägre volymer (+9MEUR är nettoeffekten av elproduktionen Q1-9 till Q1-1) Övrigt Ökade det aggregerade resultatet för Geografiskt område Norden med 1358 SEK eller ca 14 MEUR Positiv valutaeffekt (EUR/SEK) E.ON Nordic minskade resultatet med 24 MEUR för icke-reglerad verksamhet, fördelat på Värme, Elhandel och Elproduktion enligt ovan. Positiv valutaeffekt (EUR/SEK) 7 (9)

8 Slutsats I grafen på sida 2 syns rörelseresultat för Fortum och E.ON Nordic rensade från eldistribution som inte direkt påverkas av kärnkrafttillgängligheten (bortsett från förlustel) i Norden. För Vattenfall syns det aggregerade resultatet. Därtill bör man väga in: Positiv valutaeffekt på rörelseresultatet för E.ON Nordic och Fortum Positiv effekt på rörelseresultatet på grund av den kalla vintern och höga elpriser för värmeproduktion med tillhörande elproduktion (CHP). Negativ effekt för Elhandel på grund av vintern och kärnkraft (ej tillräckligt prissäkrade). Slutsatsen blir att E.ON Nordic och Fortum varken kunde (modellkörningar) eller gjorde (kvartalsredovisningar) ett förbättrat resultatet genom minskad tillgänglighet på kärnkraft Q1 21. Högre spotpriser uppväger endast i mindre utsträckning den minskade kärnkraftproduktionen. Vägs även de båda företagens prissäkringar in reduceras den potentiella fördelen ännu mer. Detta resultat ligger även i linje med de resultat som presenteras i rapporten Kärnkraften vintern 29/21, Sweco, se figuren nedan. 4 3 MSEK Vattenfall MSEK Fortum MSEK E.on MSEK Figur 2.2: Möjligt nettoresultat vecka för vecka utan konkurrensbegränsande samverkan mellan kraftföretagen (Modellkörningar, Sweco) Modellkörningarna (figuren ovan) för Vattenfall tyder på att även Vattenfall försämrade nettoresultatet på grund av den låga tillgängligheten på kärnkraft. Vattenfall har samtidigt en kraftig hävstång i sin övriga produktion som tillsammans med högre elpriser kan uppväga minskad tillgänglighet i kärnkraften. I figur 2.3 syns visas övrig produktion i förhållande till ej tillgänglig kärnkraft. Vattenfall har ett mer fördelaktigt förhållande här än Fortum och E.ON. 8 (9)

9 1% 8% 6% 4% 2% % Vattenfall Fortum E.on Figur 2.3: Bortfall av kärnkraft i förhållande till övrig produktion. Sweco har till detta inte kunnat bryta ner Vattenfalls (geografiskt område Norden) rörelseresultat för Q1 på samma sätt som för de båda andra kraftbolagen. Enligt figur 1 sker dock en förbättring av det aggregerade resultatet med cirka 2 MEUR. Borträknat 5 MEUR i valutaeffekt, 25 MEUR för eldistribution, 25 MEUR för Värmeproduktion och ej medräknad effekt på elhandel kvarstår ca 1 MEUR, vilka enligt resonemanget ovan skulle kunna härledas till ett bättre resultat för elproduktionen. Det bör dock beaktas att en viss del av detta kan ses som konsekvens av den opåverkbara omständigheten som den kalla vintern utgjorde. 9 (9)