Vindparkfinansiering curtailment risk – risiko for redusert produksjon

Hva er vindparkfinansiering curtailment risk?

Vindparkfinansiering curtailment risk er en risiko som oppstår når en vindpark ikke får levert all den strømmen den produserer til strømnettet. Dette kan skyldes at nettet er fullt, at det er flaskehalser i overføringsnettet, eller at systemoperatøren av hensyn til balansen i kraftsystemet ber om redusert produksjon. For investorer og långivere i vindparkprosjekter er dette en kritisk faktor, fordi det direkte påvirker inntektene og dermed evnen til å betjene lån og gi avkastning.

I prosjektfinansiering av vindparker blir lån og egenkapital tilbakebetalt av kontantstrømmen fra strømsalget. Curtailment reduserer denne kontantstrømmen, og jo høyere sannsynligheten er for curtailment, desto mer usikker blir prosjektets lønnsomhet. Derfor må långivere og investorer vurdere curtailment risk nøye før de binder kapital.

Begrepet er sammensatt av 'vindparkfinansiering' (finansiering av vindkraftprosjekter) og 'curtailment risk' (risiko for reduksjon i produksjon). Selv om ordet 'curtailment' er engelsk, brukes det ofte i norsk finanssammenheng, spesielt i kontrakter og analyser. Det finnes ikke et fullgodt norsk ord som dekker alle nyansene, så 'curtailment' har blitt stående som fagterm.

Forstå vindparkfinansiering curtailment risk

For å forstå curtailment risk må vi først skille mellom to hovedtyper: fysisk curtailment og økonomisk curtailment. Fysisk curtailment skjer når nettet ikke har kapasitet til å overføre den produserte strømmen. Dette kan være på grunn av linjebegrensninger, transformatorkapasitet eller nettstabilitet. Økonomisk curtailment oppstår når strømprisen blir negativ eller svært lav, slik at det ikke lønner seg å produsere, selv om nettet har kapasitet. I praksis vil en vindpark ofte bli bedt om å redusere produksjonen i begge tilfeller.

Curtailment risk er spesielt relevant i områder med høy konsentrasjon av fornybar energi. For eksempel har Kina opplevd svært høye curtailment-rater for vindkraft, med nasjonale gjennomsnitt på 17 % i 2016 ifølge Bloomberg New Energy Finance (BNEF). I Norge har curtailment vært lavere, men med utbygging av havvind og økt eksport til Europa kan risikoen øke. Norske vindparker på land har tradisjonelt hatt god tilgang til nettet, men lokale flaskehalser kan oppstå i perioder med mye vind og lite forbruk.

Investorer må vurdere curtailment risk i lys av prosjektets avtaler. Noen vindparker har såkalte 'take-or-pay'-avtaler der nettselskapet garanterer å ta imot all strøm, men slike avtaler blir stadig sjeldnere. Uten slike garantier må investorene selv bære risikoen for at nettet ikke kan ta imot produksjonen.

Hvordan fungerer vindparkfinansiering curtailment risk?

I prosjektfinansiering av vindparker blir curtailment risk analysert gjennom kontantstrømsmodeller som inkluderer sannsynlighetsvektede scenarier. Långivere vil typisk kreve at prosjektet har en minimumsdekning av gjeldstjeneste (DSCR) selv under et stress-scenario med høy curtailment. Hvis curtailment risk er høy, må prosjektet ha høyere forventet avkastning for å tiltrekke seg kapital, noe som øker finansieringskostnadene.

Mekanismen for curtailment varierer fra marked til marked. I Norden styres produksjonsreduksjoner av systemoperatøren (Statnett i Norge) gjennom balansemarkedet. Vindparker kan bli bedt om å nedregulere mot kompensasjon, men kompensasjonen dekker ofte ikke hele inntektstapet. I andre markeder, som i Kina, kan curtailment skje uten kompensasjon, noe som gjør risikoen enda større.

For å redusere curtailment risk kan vindparkutviklere inngå avtaler om nettforsterkning, bygge energilagring (batteri) eller diversifisere geografisk. Batterilagring kan lagre overskuddsstrøm i perioder med mye vind og slippe den på nettet når det er ledig kapasitet. Dette reduserer både fysisk og økonomisk curtailment, men krever ekstra investeringer. En annen strategi er å selge strømmen direkte til store industrikunder via såkalte PPA-er (Power Purchase Agreements) som inkluderer fleksible leveringsprofiler.

Historisk bakgrunn

Curtailment risk har blitt stadig viktigere ettersom andelen fornybar energi i kraftsystemet har økt. I 2010-årene så man spesielt høye curtailment-rater i Kina, hvor kraftsystemet var bygget for kullkraft og ikke kunne håndtere den raske veksten i vind- og solkraft. Ifølge BNEF var Kinas kraftsystem overforsynt med 35 % i slutten av 2016, noe som førte til at mye fornybar energi måtte kastes bort. Dette skapte store tap for investorer og førte til strengere reguleringer.

I Europa har curtailment vært lavere, men ikke fraværende. Tyskland har opplevd perioder med negativ strømpris og påfølgende nedregulering av vindparker. Danmark, som har mye vindkraft, har håndtert curtailment gjennom god nettinfrastruktur og samkjøring med naboland. Norge har hatt svært lite curtailment takket være vannkraftens fleksibilitet og et sterkt overføringsnett, men med planer om store havvindprosjekter kan situasjonen endre seg.

I prosjektfinansiering har långivere tradisjonelt vært forsiktige med å akseptere høy curtailment risk. Etter erfaringene fra Kina og andre markeder har det blitt vanlig å kreve uavhengige curtailment-vurderinger fra konsulentselskaper som DNV. Disse vurderingene tester antakelser om nettkapasitet, værforhold og regulatoriske rammer for å gi et realistisk bilde av risikoen.

Praktisk eksempel

La oss se på en tenkt norsk vindpark på 100 MW installert effekt. Med en kapasitetsfaktor på 35 % vil den årlig produsere omtrent 306 GWh. Anta en gjennomsnittlig strømpris på 40 øre/kWh. Uten curtailment blir årlige inntekter 122,4 millioner NOK. Hvis curtailment er 5 %, tapes 15,3 GWh, noe som tilsvarer 6,12 millioner NOK i tapte inntekter per år.

Tabellen under viser hvordan ulike curtailment-rater påvirker inntekter og internrente (IRR) for et typisk prosjekt med en investering på 1,2 milliarder NOK og en levetid på 25 år. IRR er beregnet med forenklede forutsetninger.

Fordeler og ulemper

En fordel med å forstå og kvantifisere curtailment risk er at det gir investorer og långivere et mer presist bilde av prosjektets risikojusterte avkastning. Det gjør det mulig å prissette risikoen riktig, for eksempel gjennom høyere rente eller lavere lånebeløp. I tillegg kan bevissthet om curtailment risk føre til bedre prosjektutforming, som inkludering av batterilagring eller valg av lokasjoner med god nettkapasitet.

Ulempene er at curtailment risk øker kompleksiteten i finansieringsprosessen. Det krever omfattende analyser og ofte uavhengige vurderinger, noe som koster tid og penger. For små prosjekter kan kostnadene ved å gjennomføre en grundig curtailment-analyse være uforholdsmessig høye. Videre er curtailment risk vanskelig å forutsi nøyaktig, fordi den avhenger av fremtidig nettutvikling, reguleringer og markedsforhold som kan endre seg.

For investorer i aksjer og børs kan curtailment risk påvirke verdsettelsen av børsnoterte vindkraftselskaper. Selskaper med høy eksponering mot markeder med høy curtailment (som Kina) kan ha høyere risikopremie. I Norge har selskaper som Statkraft og Nordex (via datterselskaper) måttet forholde seg til denne risikoen i enkelte prosjekter.

Vanlige misforståelser

En vanlig misforståelse er at curtailment risk er det samme som risiko for lav vind. Det er to forskjellige ting: lav vind reduserer produksjonen fordi det blåser lite, mens curtailment betyr at det blåser nok, men at nettet eller reguleringene hindrer levering. Curtailment kan derfor oppstå i perioder med mye vind, noe som er spesielt frustrerende for investorer.

En annen misforståelse er at curtailment bare er et problem i utviklingsland eller i land med dårlig infrastruktur. Selv i Norge kan lokale flaskehalser oppstå, for eksempel i områder med mye vindkraft og svak nettkapasitet. Med økende elektrifisering og utbygging av havvind kan curtailment bli mer aktuelt også her.

Noen tror også at curtailment alltid kan unngås gjennom bedre planlegging eller avtaler. Selv om gode avtaler og nettforsterkning kan redusere risikoen, kan den aldri elimineres helt. Systemoperatøren kan alltid pålegge nedregulering av hensyn til systembalansen, og fremtidige regulatoriske endringer kan påvirke kompensasjonsordninger.

Oppsummering

Vindparkfinansiering curtailment risk er en viktig faktor i prosjektfinansiering av vindkraft. Den representerer risikoen for at en vindpark ikke kan levere all produsert strøm på grunn av nettbegrensninger eller regulatoriske pålegg. Dette reduserer kontantstrømmen og kan true prosjektets lønnsomhet.

For investorer er det avgjørende å forstå hvordan curtailment risk påvirker avkastningen, og å inkludere realistiske scenarier i sine analyser. Historisk har curtailment vært et større problem i land som Kina, men også i Europa kan det oppstå lokale flaskehalser. Norske prosjekter har så langt hatt lav risiko, men fremtidig utbygging kan endre dette.

Gjennom grundige vurderinger, bruk av energilagring og gode avtaler kan curtailment risk reduseres, men den kan aldri fjernes helt. Investorer bør derfor alltid vurdere denne risikoen når de analyserer vindkraftinvesteringer, enten det er direkte prosjektinvesteringer eller aksjer i børsnoterte selskaper.