Prissætning af øget risiko ved fast tillæg ift. fast pris (CfD)

Transkript

1 Prissætning af øget risiko ved fast tillæg ift. fast pris (CfD) Dato: Når investor står overfor at skulle opstille en business case for et kommende vindmølleprojekt (samme gælder for sol m.v.) har tilskudsmodellen stor betydning for, hvilken risikopræmie, der lægges til grund for business casen. En tilskudsmodel, hvori investor eksponeres over for elprisen (fast tillæg), er forbundet med en højere risiko end en tilskudsmodel, hvori investor ikke eksponeres overfor elprisen (fast pris (CfD)). ESP Consulting har i foråret 2017 udarbejdet en rapport for Vindmølleindustrien hvori denne forskel i risiko belyses. Af rapporten fremgår det, at investors forrentningskrav ligger ca. 2,5 pct.-point højere ved en tilskudsmodel baseret på fast tillæg i 20 år sammenlignet med en tilskudsmodel baseret på fast pris (CfD) i 20 år. De 2,5 pct. point er uafhængige af hvilket niveau for elprisen, investor lægger til grund for sin business case. Når investor opstiller sin business case må han nødvendigvis gøre sig nogle betragtninger om elprisen i fremtiden. Man kan danne sig et indtryk af investors forventninger til elprisen i fremtiden ved at se på det finansielle forwardmarked for el. Her ligger den danske elpris på omkring 20 øre/kwh i 2019 og forventes at stige til omkring 25 øre/kwh frem mod 2025, hvilket resulterer i en estimeret vindvægtet elpris på omkring 17 øre/kwh i 2019 stigende til omkring 20 øre/kwh i Samtidig er det pt. muligt at prissikre strømmen fra landvind til ca. 18 øre/kwh for en 10-årig prissikringsperiode ( ) 1. Den pris man kan prissikre til er en lille smule lavere i Vestdanmark og en lille smule højere i Østdanmark. Der er en forskel på ca. 0,7 øre/kwh mellem de to prisområder set over en 10-årig periode, men efter 2025 ventes den lille forskel stort set at forsvinde som følge af ikke mindst Kriegers Flak udlandsforbindelsen og netudbygning internt i Sverige. I det følgende forventes det, at investor opstiller sin business case på baggrund af forwardprisen korrigeret for vindens prispres, altså den grå kurve i figuren herunder, og det antages, at han ikke prissikrer sin strøm. Betydningen af prissikring beskrives sidst i notatet. 1 Kilde: Energi Danmark ( ). Se også bilag 1 i dette notat. 1/6

2 Figur 1: Elpriser på forwardmarkedet og ved prissikring i 10 år ( ). Bemærk, at forwardmarkedet kun rækker frem til 2026, hvorfor det for perioden herefter er antaget, at prisen stiger med 1,5 pct. årligt. Vindmølleindustrien vurderer, at investor kan byde ind med en pris på 28 øre/kwh i en model baseret på fast pris (CfD). På grund af den højere risiko vil investor kræve en pris på ca. 33,4 øre/kwh hvis modellen i stedet baseres på fast tillæg, og han vil således byde ind med en pris på 12,3 øre/kwh (33,4 øre/kwh minus 21,1 øre/kwh som er den gennemsnitlige forventede elpris i den 20-årige tilskudsperiode). Man kan ikke umiddelbart forvente, at investor vil basere sin business case på myndighedernes elprisfremskrivning. Det er mere logisk, at han vil basere den på forwardmarkedet, som den pris man kan prissikre til også baserer sig på. Hvis han kan købe el til 23 øre/kwh i 2022 på forwardmarkedet og han samtidig tror på myndighedernes elprisfremskrivning på 28 øre/kwh i 2022, forventer han at kunne sælge den selv samme strøm dyrere og altså opnå en profit. Det vil dermed være i uoverensstemmelse med et velfungerende finansielt marked hvis investor generelt har en tro på systematisk højere elpriser end forwardmarkedet 2. Hvis man som eksempel regner på et projekt på 200 MW idriftsat primo 2019 og med en årlig produktion svarende til fuldlasttimer, så vil investor forvente tilskudsindtægterne angivet i figuren herunder hvis tilskudsmodellen er baseret på hhv. fast pris på 28 øre/kwh (CfD) eller fast tillæg på 12,3 øre/kwh. Der er anvendt 2 Det har, bl.a. med reference til DONG Energys nul-bud for havvind i Tyskland, været fremført at store spillere som Vattenfall og Dong Energy bedre kan håndtere risiko og derfor tør tro på højere elpriser end mindre vindmølleinvestorer, hvor bankerne kræver at der indgås prissikringsaftaler. Det tyske nulbud er imidlertid afgivet i det tyske elprisområde og for en park der skal producere strøm i perioden , hvorfor man ikke herfra kan drage parraller til aktuelle forventninger til danske elpriser. Hertil kommer at DONG Energy har meldt ud at de 1) baserer deres bud på egne prognoser for elprisen, som er relativt konservative ift. førende analysefirmaers elprisprognoser, hvilket viser at heller ikke de store spillere investerer ud fra officielle elprisfremskrivninger, og 2) har benyttet højere forrentningskrav på projektet end de gør på deres projekter med CfD-baserede tilskudsordninger, hvilket viser at der ikke kun i teorien men også i praksis er belæg for at konkludere at VE-projekter på CfD-baserede tilskudsmodeller vitterligt tillægges lavere risikopræmie. 2/6

3 samme elpris, som investor har anvendt i sin business case (den grå kurve i figur 1). For begge tilskudsmodeller er der regnet med en 20-årig tilskudsperiode. Forskellen i tilskudsindtægter mellem de to tilskudsmodeller er prisen for den øgede risiko, der er forbundet med en model baseret på fast tillæg. Beregningerne viser således, at risikoen ved en model baseret på fast tillæg, hvor der er fuld eksponering overfor elprisen, har en merpris på ca. 530 mio. kr. opgjort i 2017-priser. Figur 2: Investors forventede tilskudsindtægter ved forskellige tilskudsmodeller (mio. kr., løbende priser). I eksemplet er der regnet med et projekt på 200 MW idriftsat primo 2019 og med en årlig produktion svarende til fuldlasttimer. Det tilskud som investor skal have udbetalt når møllerne producerer, finansieres over finansloven, og der er derfor løbende behov for, at myndighederne laver en beregning af de forventede fremtidige tilskudsudgifter. Disse beregninger laves som udgangspunkt på baggrund af myndighedernes egne vurderinger af den fremtidige elpris, hvilket vil være Energistyrelsens seneste elprisfremskrivning, som oftest er direkte koblet til den seneste basisfremskrivning. Den seneste elprisfremskrivning indeholder dels et grundforløb (BF2017 Grundforløb) og dels et højt og lavt forløb for udviklingen i elprisen. Figuren herunder viser statens forventede tilskudsudgifter hvis tilskudsmodellen er baseret på hhv. fast pris (CfD) eller fast tillæg. Beregningen er lavet med udgangspunkt i grundforløbet for elprisen (BF2017 Grundforløb). Såfremt det høje forløb anvendes bliver de forventede tilskudsudgifter ved en model baseret på fast pris (CfD) lavere, mens de bliver højere såfremt det lave forløb anvendes. Tilskudsudgifterne ved en model baseret på fast tillæg er uafhængige af den fremtidige elpris. Beregningen viser således, at hvis elprisen bliver så høj som myndighederne forventer med Energistyrelsens elprisfremskrivning, vil der kun være udgifter for staten til og med 2024 ved en model baseret på fast pris (CfD), mens der vil være udgifter for staten i hele tilskudsperioden ved en model baseret på fast tillæg. Følger elprisen prisen på forwardmarkedet vil der også ved en model baseret på fast pris (CfD) være udgifter for staten i hele tilskudsperioden omend disse vil være ca. 530 mio. kr. (opgjort i 2017-priser) lavere end ved modellen baseret på fast tillæg, jf. figur 2. 3/6

4 Figur 3: Statens forventede tilskudsudgifter ved forskellige tilskudsmodeller (mio. kr., løbende priser). I eksemplet er der regnet med et projekt på 200 MW idriftsat primo 2019 og med en årlig produktion svarende til fuldlasttimer. En model baseret på fast pris (CfD) giver i eksemplet med en udbygning på 200 MW dermed en forventet besparelse for staten på ca mio. kr. opgjort i 2017-priser. De 530 mio. kr. af denne besparelse kan henføres til tilskudsmodellen, jf. ovenfor, mens de resterende 510 mio. kr. kan henføres til myndighedernes forventning om en højere elpris fremadrettet ift. markedets forventning. Bemærk, at dette er et eksempel, der illustrerer forskellen mellem de to tilskudsmodeller, og de beregnede besparelser er derfor ikke direkte sammenlignelige med dem der fremgår af Vindmølleindustriens udspil, hvor forudsætninger om indfasningsprofil og mængder er anderledes. Hvilken betydning har det for investors bud i en model baseret på fast tillæg, såfremt han vælger at prissikre en del af sin produktion? Det er som nævnt muligt for en investor at prissikre en del af sin produktion på markedsvilkår, også i en model med fast tillæg. Deraf kunne man tro, at investorens omkostning ved højere risiko i modellen med fast tillæg forsvandt, i alt fald i de år der prissikres. Dette er kun delvist rigtigt. Det skyldes, at udbyderen af prissikring tager en risikopræmie, for at overtage den risiko som investoren ellers selv stod med. Denne risikopræmie vil typisk komme til udtryk ved, at prissikringen sker til en lavere pris end markedets generelle forventning til elmarkedet, se også figur 1. Vi kan altså opstille følgende illustration af, hvordan tilskudssatsen vil blive beregnet i de forskellige tilskudsmodeller: Tilskudsmodel med fast pris: Det forventede tilskud svarer til budpris minus den forventede elpris. Budprisen sættes således, at indtjeningen sikrer at nutidsværdien af investeringen er 0 givet en lav forretning, grundet lav risiko. 4/6

5 Tilskudsmodel med fast tillæg: Det forventede tilskud er de facto lig det krævede pristillæg. Pristillægget sættes således, at forventet elpris + tillæg sikrer, at nutidsværdien af investeringen er 0 givet en høj forrentning, grundet høj risiko. Tilskudsmodel med fast tillæg og investor køber 8-årig prissikring: Det forventede tilskud er de facto lig det krævede pristillæg. Pristillægget sættes således, at prissikret elpris (prissikret elpris = forventet elpris risikopræmie) + tillæg i 8 år og forventet elpris + tillæg i resten af perioden sikrer, at nutidsværdien af investeringen er 0, givet en mellem forrentning (lav forrentning de første 8 år med lav risiko, herefter høj forrentning i resten af perioden grundet høj risiko). Der vil typisk gå ca. 2 år fra investoren indleverer sit bud, til vindmøllen er opført og producerer, hvilket betyder at investoren på det tidspunkt han afgiver sit bud, kun kan prissikre sin produktion i 8 år af møllens levetid, selvom prissikringsproduktet er 10- årigt. Heraf kan vi se, at investoren kan købe sig sikkerhed via prissikring, og dermed have en lav forrentning og dermed et lavt pristillæg, svarende til modellen med fast pris. Men den sikkerhed kommer med en pris for investoren (nemlig risikopræmien til modparten for prissikringen), hvilket modsat trækker pristillægget op. Hvis vindmølleinvestoren og modparten de prissikrer hos (fx Energi Danmark) prissætter risiko ens, så vil pristillægget med og uden prissikring de facto blive det samme. Der kan dog være forskel på, hvordan de to parter prissætter risiko, hvilket betyder at prisstillægget i begge modeller ikke nødvendigvis er helt ens. Den økonomiske teori tilsiger, at selvom der kan opnås lav risiko via prissikring og dermed lav forrentning, så vil den lavere forrentning alt andet lige modsvares af tilsvarende højere pristillæg, fordi den pris der prissikres til er lavere en den ellers forventede elpris. Det er klart, at størrelsen på pristillægget, uanset prissikring, og den forventede gennemsnitlige tilskudsudgift i en model med fast pris er afhængig af den forventede fremtidige elpris. Priserne på forwardmarkedet bevæger sig konstant, og størrelsen på de beregnede tillæg vil derfor altid være afhængige af, hvornår man foretager beregningen. Tabellen herunder viser de forventede pristillæg med og uden prissikring baseret på priserne på forwardmarkedet pr. 21. august 2017, og en 8-årig prissikring på 18 øre/kwh. Beregningerne tager udgangspunkt i, at budprisen ved en fast pris lander på 28 øre/kwh. Antaget fast pris (øre/kwh) Forventet pristillæg (øre/kwh) Fast pris i 20 år 28 - Fast prisstillæg i 20 år, uden - 12,3 prissikring Fast prisstillæg i 20 år, med prissikring - 11,7 5/6

6 Bilag 1: Prissikring pr , Energi Danmark. 6/6