Risikohåndtering i vindkraftprosjekter

Transkript

1 Risikohåndtering i vindkraftprosjekter NVE s Lindesnesseminar Smøla, 7. juni 2006 Hans Jacob Bull-Berg Nordea Eksport- and prosjektfinansiering Middelthunsgt. 17 Majorstuen, Oslo Tlf eller

2 ! " # $ % & ' $ ( ) 2

3 Sweden Finland Denmark Norway Note: Acquisitions in Poland and the Baltic countries are excluded as well as divestments 3

4 * +,,-./ $ ' 4%45 1))67, %7, :; 445 1))"47( < =..7>3 444 >31 7( (7(-.? >31 " < 87-7>3,,, >31,76 7,-.. ;7>3,, >31 (7,,7,-. 3 3A B ),, 1)) 67, (7%-. < ;;.7 A',, &)55, ",7,-. :878',, 1))%7,,7,-. <. 7,, 8>: %7, %7, ,, 8>: %7, 57"-. :.7,," >31 %7, %7,-. <.##7,,% >31 % <,. 73A,,( >31 %7, 3 ; 4 3' 3$ $

5 Globalt er det 56,000 MW installert vindkraft, hvorav 8,000 MW ble etablert i 2005 Norge har en målsetting om å nå MW (3 TWh) innen år 2010 Norge har imidlertid en ressurssituasjon som er unik; ressursbasen er langt større enn dagens definerte fremtidige prosjekter (under utbygging + til konsesjons-behandling) på 15 TWh (5.000 MW) Antar vi at 2/3 av dette volumet bygges ut over de neste 5-10 år, kan vi anslå kapitalbehovet for 10 TWh til mrd. kroner, hvorav mrd. bør kunne lånefinansieres - under rette forhold 5

6 ! Egenkapital Gjeld Nøkkelferdig EPC kontrakt Offentlige aktører Konsesjon, tillatelser, etc. Kjøper Salgsavtale(r) (PPA) Operatør 6 Drifts- og vedlikeholdsavtale

7 #.. fordi restrisikoen påvirker risikoprofilen til prosjektselskapet og således belåningsgrad ( gearing ), løpetid og prising. Hovedrisikiene som finansinstitusjonene er opptatt av: A. Kredittrisikoen på investorer og motparter B. Vindressursrisikoen C. Teknisk risiko (før- og etter Ferdigstillelse) D. Markedsrisikoen E. Finansiell risiko F. Politisk og juridisk risiko 7

8 ) Investorrisiko kredittrating på hovedinvestor(ene) må være Investment Grade -ekvivalent sterk industriell investor med sektorerfaring bør være blant investorene løsning: dialog med vindkraftutviklere om hva bankene krever (er prosjektet finansérbart, øker verdien av det for utvikler...) Vindmølle (WTG) leverandørrisiko kredittrating på mølleleverandør må være Investment Grade -ekvivalent løsning: hvis risikoen anses for høy for låntaker, vil banken forutsette at prosjektets investorer garanterer Kraftkjøperrisiko kredittrating på avtaker av kraften og/eller grønne sertifikater må være Investment Grade -ekvivalent 8 løsning: hvis risikoen anses for høy for låntaker, vil banken forutsette at prosjektets investorer garanterer

9 <* en grunnleggende risiko som ligger hos prosjektselskapet. Denne, som er en nøkkel til kontantstrømmen, stilles det strenge krav til analysen av: 9 vindmålinger on-site over minimum 2 vintre og én sommer, korrelasjon med målepunkter som har lange tidsserier av data må etableres, investor lager vindstudie som beregner den estimerte vindenergien, Arrangørbanken vil be en uavhengig ekspert gjøre en kritisk gjennomgang av vindstudien og normalt justere vindenergiberegningene NVE kan hjelpe sektoren til å bli bedre ved å muliggjøre at vindstudier i ettertid testes mot det som virkelig skjedde. Vindstudiene konkluderer med en estimert Annual Energy Production (AEP) Base Case AEP må være en langsiktig kalkyle på et P75 konfidensnivå, hvilket betyr at i 75% av tilfellene vil produksjonen ligger høyere - og innfrielse av lånet bør også være mulig på et P90 konfidensnivå (sensitivitetskalkyle).

10 9? /$ 0 før Ferdigstillelse 10 vil vindmøllene og relatert utstyr (veier, telekom, nettilknytning) stå klart på tid og på budsjett? vil mølleparken oppnå lovet power curve (effekt v/ulike vindhastigheter)? løsning: leverandørgarantier, muligens kombinert med investorgarantier for sikre Ferdigstillelse og oppnåelse av lovet effekt. etter Ferdigstillelse vil møllene fungere tilfredsstillende og oppnå forventet produksjon? løsning: leverandør må utstede garantier på utstyret, gi minstetilgj. hetsgarantier og en langsiktig O&M-avtale som må underskrives med en leverandør/et tilfredsstillende driftsselskap - driftsrisikoen blir således lukket. hoveddelen av teknisk risiko legges på leverandør og driftsoperatør - NVE s ferske analyse av driftserfaringene i norsk vindkraft viser at bankene bør være aktsomme på dette punkt.

11 1 Kraftprisen Nord Pool har de siste 10 år internasjonalt vært en av de mest volatile råvaremarkeder, investorene er ofte interessert i få en direkte oppside i prosjektet, løsning: en langsiktig Power Purchase Agreement (PPA) eller kraftkjøpsavtale med investor(ene) med to til tre års lengre løpetid enn finansieringen. Grønn sertifikatpris eller CO 2 -kvoter Prisutviklingen i disse markeder er preget av så stor usikkerhet at denne risikoen ikke bør legges på prosjektet, løsning: langsiktig kjøpsavtale undertegnet av akseptabel 3. part. Samspillrisken mellom produksjon og pris overføres til kjøper 11

12 8 Produksjonsnivå og usikkerhet er nøkkelen til den gjenværende kontantstrømrisikoen, som bestemmer belåning, løpetid og krav til gjeldsbetjeningsgrad: Løpetid prosjektets livsløp; løpetiden på hovedavtalene må være to til tre år lenger enn finansieringen; markedet aksepterer i dag omlag 12 år + i løpetid gjeldsbetjeningsgrads (DSCR)- vurderinger, prosjektets livsløp omlag 20 år, de først årene etter Ferdigstillelse: långivers hovedrisiko er vinden, de senere år i prosjektets liv: tilleggsrisiki er driftskostnadene samt behovet for reinvesteringer (selv proven technology -møller inneholder i dag en viss teknologisk innovasjon som representerer en risiko), gjeldsbetjeningsgrads (DSCR)- krav må reflektere risikiene knyttet til vindressursen og andre kontanstrømrisiki. Reservekonti (gjeldsbetjening, driftsreserve) må fylles før dividende utbetales, 12 lukker teknisk residualrisk, som øker med tiden.

13 Politiske rammebetingelser som påvirker prosjektet stabiliteten på konsesjonsregimet, miljøreguleringer, skattesystemet, etc. løsning: due diligence på lover og forskrifter, vurdering av den politiske risiko knyttet til betydelige endringer i noen av disse parametre. Hvis betydelig risiko: risikoen må overføres til investor gjennom en garanti. Juridisk risiko er alle prosjektavtaler juridisk bindende og tar de hensyn til alle relevante sider ved norsk lov? løsning: juridisk due diligence. Hvis betydelig risiko: risikoen må overføres til investor gjennom en garanti. 13

14 & ' $ Vindkraft er kun bedriftsøkonomisk lønnsom med subsidierte priser. Prosjektene er kapitalintensive og sårbare overfor økte kostnader. Det offentlige må skape insentivsystemer som sørger for at de site er med de beste vindressurser bygges ut først, Når konsesjon er gitt, må ikke nye pålegg kunne gis i ettertid som endrer forventet kontantstrøm fra prosjektet, Krav om hjemfall på vindkraftprosjekter er fremkommet i den offentlige debatt. Da konsesjonslengden i dag er begrenset til 25 år, har man i praksis dette. Denne lengden ser vi som et minimum; ellers gis gale insentiver mht. driftsvedlikehold av utstyret, Krav om avsetninger til fjerning av utstyret bør ikke belaste kontantstrømmen de første år av prosjektet; slike avsetninger bør gjøres i år 15 til 20 av prosjekt-levetiden. 14

15 ) Et felles løft mellom banker og investorer for å finansiere mrd. kroners vindkraftinvesteringer de neste 5-10 år krever: langsiktige og forutsigbare rammebetingelser som sikrer lønnsomheten i vindkraftprosjekter; finansieringen av en eventuell innmatningstariff bør f.eks. ikke være budsjettavhengig, men finansieres utenom statsbudsjettet, f.eks. ved øremerket avgift innkrevet med nettariffen - for å bedre forutsigbarheten, måtehold påkrevet fra det offentliges side mhp. kostnadskrevende pålegg. Norge er i konkurranse med andre land om kapital og kompetanse innen vindkraft. De siste årenes utsettelser av etablering av tilfredsstillende rammebetingelser vitner om dette: norske selskaper går inn i Storbritannia, Sverige og de baltiske land for å investere i vindkraft, 15 utenlandske selskaper har vist tilbakeholdenhet med å gå inn i vindkraftprosjekter i Norge.

16 Nordeas vindfinansieringsteam %!!!!"#$ & ###$'"" ()*+,- '##.".. /0, & '1 #1. 1 2) 34)3 /0, "."51!. & "'$1'5!#"" 16