Hvordan fallrettseiere kan sikre en optimal inntjening fra sin fallrett

Et småkraftverk kan innebære store økonomiske verdier for fallrettseiere. Men, utviklingen
av et småkraftverk har historisk krevd en egenkapital som går utover de normale
privatøkonomiske rammer. Historisk sett har derfor de relativt høye utviklingskostnadene
ført til at fallrettseiere ikke har hatt muligheten til å ta nok del i de verdiene som skapes.
Dagens nye finansieringsprodukter, støttet av fordelaktig rente og kraftpris, har gjort at det
nå er mulig for en fallrettseier å utvikle og eie et småkraftverk med små eller ingen krav til
egne privatøkonomiske rammer (egenkapital), og således sikre at verdiene forbundet med
utviklingen av småkraftverket forblir lokalt hos fallrettseieren og dennes kommende
generasjoner.

Vi vil i denne artikkelen rette søkelyset mot en type tilnærming til finansiering som muliggjør finansiering av små og store kraftverk for fallrettseiere med
normale privatøkonomiske midler. Artikkelen er skrevet rundt tre sentrale punkter: · Ordinære finansieringsløsninger for en fallrettseier er dårlig tilpasset de spesielle
risikoforhold man finner i et småkraftverk og krever for høy andel egenkapital. · En kombinasjon av finansielle produkter fra blant annet kraft-, kreditt- og
pengemarkeder gjør det mulig å utvikle småkraftverk med minimal egenkapital · Dagens historiske høye kraftprisnivå komb inert med historisk lav rente medfører at tidspunktet for finansiering av kraftverk i dag er særdeles godt Ordinære finansieringsløsninger er dårlig tilpasset de spesielle risikoforhold man finner i et småkraftverk og krever for høy andel egenkapital Driftsresultatet fra et kraftverk er i hovedsak gitt ved kraftpris, vannføring, og rentekostnader. Alle disse er meget variable. Videre er prosjektering, utvikling og bygging av kraftverk omfattet av vesentlig risiko. Kraftverk med påstemplet merkeytelse på generatoren over 5500 kVA omfattes i tillegg av et komplisert skattesystem med grunnrentesatt og naturressursskatt som påvirker risikoen ved inngåelse av fastprisavtaler m.v.

Lånegivere generelt er pr i dag således ikke trent i å finansiere kraftverk der risikoen kommer så klart frem som den gjør i et enkeltstående småkraftverk med liten eller ingen egenkapital. Bygging av kraftverk tradisjonelt vært gjort av store, solide og kommunale kraftselskaper. Dette har kompensert for lånegivers risiko forbundet med utvikling og drift
av kraftverk. De store kraftutbyggingers tid er foreløpig forbi. Dette har trolig gjo rt at en del kompetanse på finansiering av kraftverk har forvitret gjennom årenes løp.
Lånegivere og tilsvarende institusjoner har heller ingen merfortjeneste hvis kraftverket går bra økonomisk. Deres inntekt er uansett begrenset til rentesatsen på lånet. Typiske
lånegivere er derfor naturlig nok mer opptatt av hva som kan gå galt i et prosjekt i forhold til hva som kan gå bra.
Utvikling av småkraftverk fordrer god kunnskap om blant annet ingeniørtekniske emner, juss, kraftmarkedet og finans. Av denne årsak har private eiere av fallretter ofte valgt å
utvikle sin fallrett til et kraftverk i samarbeid med en ekstern samarbeidspartner som innehar både den nødvendige kapital og ekspertise. Denne samarbeidspartneren har ofte
vært det lokale energiselskapet eller et rent utviklingsselskap. Ulempen med et samarbeid med én slik aktør, som også har en egen intere sse for selve kraftverket, er at det øker sjansene for at en stor del av verdiene relatert til kraftverket overføres til denne eksterne aktøren via direkte eierskap eller via andre (kraft)avtaler.
En kombinasjon av finansielle produkter fra blant annet kraft-, kreditt- og pengemarkeder gjør det mulig å utvikle småkraftverk med minimal egenkapital
Kort fortalt. For å sikre en optimal finansiering av småkraftverk må a lle potensielle risikofaktorer forbundet med det enkelte kraftverk avdekkes gjennom en nøyaktig analyse.
Videre må man bestemme størrelsen på de enkelte risikofaktorene. Avslutningsvis sikres (gjennom bl.a. fastprisavtaler) de viktigste risikofaktorene til et nivå der inntekter og utgifter blir tilstrekkelig forutsigbare til å kunne finansieres med ulike typer lån. Finansielle produkter fra rente-, kraft-, kreditt- og kapitalmarkeder benyttes her for å oppnå slike forutsigbare resultater, og således muliggjøre en høy grad av lånekapital og tilsvarende liten egenkapital. Basert på en slik type sikring vil kraftverket/selskapet da uten problemer kunne betjene sine lån og forpliktelser; selv om de første årene etter utbygging skulle bli tørrår, kombinert med fallende kraftpriser, og stigende renter. I enkelte tilfeller kan faktisk småkraftverk således fullfinansieres med lån.
Vi vil ikke her gjennomgå en fullstendig modell for sikring av et kraftverk, men kun illustrere noen sentrale poeng via eksempler på konsesjons-, utviklings- og driftsrisiko.
Det finnes en risiko for at en fallrett ikke får konsesjon til utbygging av kraftverk. Prosessen med å drive prosjektet frem til konsesjon innebærer derfor en risiko, og kostnader
forbundet med dette kan vise seg å være tapt. Dersom en utbygger ikke ønsker å bære denne risiko økonomisk kan også dette løses via en ”vennligsinnet” samarbeidspartner/investor med sammenfattende interesser som utbygger. Samarbeidspartneren vil da eksempelvis motta en avtalt kompensasjon når kraftverket er ferdig bygget.
Etter at konsesjon for utbygging er gitt, kan man grovt dele risikofaktorene inn i utviklingsrisikoer og driftsrisikoer. Utviklingsrisikoer omfatter de faktorene som kan gi kostnadsoverskridelser og kvalitetsfeil i utviklings og byggefasen. Driftsrisiko omfatter de faktorer som kan endre kontantstrøm og resultat under driftsfasen. Siden disse risikofaktorene er så vidt forskjellige vil byggelån og driftslån ha en ulik (optimal) sammensetning. Her er det penger å spare for utbygger.
Risikobildet i byggefasen er mer sammensatt og uforutsigbart en det som er tilfelle i driftsfasen. I forhold til en lånegiver ønsker man i byggefasen å unngå risiko for budsjettavvik samt forsikre seg om at kvaliteten på leverte varer og tjenester holder en tilfredsstillende kvalitet. Utfordringer som korrekt konstruksjon av inntak og riktig
dimensjonering av turbin er eksempler på felles risikofaktorer for alle kraftverk det her er snakk om. Andre risikofaktorer er mer spesifikke for det enkelte prosjekt. Eksempler kan være tunnelboring , sikring av fjell med sprøytebetong, bolting av fjell og andre fjellarbeider.
Vanskelige værforhold på høsten kan forsene byggearbeidet til den konsekvens at ferdigstillelse må vente til over vinteren. Feilaktig eller ufullstendig konstruksjon av inntak, rørgate eller dimensjonering av turbin og generator innebærer risiko både i byggefasen via kostnadsoverskridelser og potensielt også i driftsfasen pga unødvendige stans, havari eller at kraftverket ikke lever den estimerte mengde energi. Første bud er her å rådføre seg med flere kompetente (og konkurrerende) ingeniørtekniske rådgivere og fagfolk både
under planlegging og gjennomføring av byggefa sen. Her legges grunnlaget for mange tiår med vellykket drift av kraftverket. Utbygger bør i tillegg som et minstekrav kvalitetssikre (i) økonomisk situasjon hos leverandører og garantister, (ii) selve avtaleverket som inngås (hvem har ansvaret hvis ting ikke går etter planen?) samt (iii) referanser. Inngåelse av avtaler til fastpris reduserer risiko for budsjettavvik og kan vurderes. Alt dette bidrar til å redusere risikoen i byggefasen. Eksempler på viktige risikofaktorer i driftsfasen er kraftpris, vannføring, låne rente, risiko for havari/ avbrudd og eventuelt grønne sertifikater. Alle disse faktorene kan sikres med ulike typer forsikringer. Disse forsikringene kan eksempelvis være fastpris på strøm og rente (termin, forward) eller kontrakter som begynner å gjelde hvis en kraftpris eller volum går over/under spesielt avtalte nivåer (opsjon). Selv risiko for lav vannføring i vassdraget der kraftverket står kan faktisk sikres gjennom en finansiell forsikring (værforsikring) uten at dette i praksis innebærer noen videre komplikasjon for eieren av kraftverket. Ved sikring av kraftverk bør således fire forhold legges til grunn for å sikre en optimal vurdering: (i) hvilke krav setter lånegiver? (ii) Hvor stor del av inntekter og utgifter må sikres for at kraftverket skal kunne betjene sine forpliktelser på tross av flere tørrår eller vedvarende lav kraftpris ? (iii) Hvilke ønsker om forutsigbarhet har eieren av kraftverket (i.e. risikoprofil kontra lengde på sikringen)? og (iv) Hvilken sikringsstruktur er kraftverket naturlig tjent med? (Et eksempel på det siste kan illustreres med bakgrunn i kraftverk som svarer grunnrenteskatt. Grunnrenteskatt beregnes på bakgrunn av reell produksjon og reel pris pr time. En eventuell sikring av inntektsiden må derfor innehold e elementer som gjør at kraftverket ikke ko mmer i en presset situasjon dersom prisen og/ eller produksjonen stiger, og dermed grunnrenteskatten, samtidig som inntekten er bundet til en fast avtale på et lavere nivå .)
Med tanke på kraftverkets fremtidige verdier er det viktig at alle kjøp av varer og tjenester både i byggefase og driftsfase (inkludert kjøp av forsikringer og inngåelse av andre sikringsavtaler) gjøres til en beste markedspris. Det er i denne sammenheng viktig at de
rådgivere som benyttes er helt uavhengige i forhold til valg av leverandører.
Avtaleinngåelser vil da ikke innebære et potensielt tap for fallrettseier på bakgrunn av at samarbeidspartnere har flere hatter. Leverandører av finansiering , kraftavtale, forsikringer, entreprenørarbeid er, utstyr og eventuelle konsulenter i prosjektet bør således settes i en anbudslignende prosess for å avdekke de aktører med best priser forutsatt tilstrekkelig kvalitet. Historien viser at en skikkelig gjennomført anbudsprosess – som også inkluderer kraftpris og finansiering m.v. – vil bedre økonomien i et prosjekt dramatisk.
I tillegg til de rent finansielle betraktninger, forutsetter e n finansiering med høy lånekapital og liten egenkapital en høy grad av tillit mellom lånegiver og lånetaker. Forholdet mellom disse partene skal bestå i mange år fremover. Utvikleren sin evne og vilje til å inngå langsiktig forpliktelse r til prosjektet er avgjørende. Investerte sparepenger og høy egeninnsats i form av arbeid er eksempler på slike forpliktelser. Størrelsen på beløpet er ikke nødvendigvis det sentrale her, men at utbygger faktisk ønsker å yte en forpliktelse/ innsats som står i forhold til den situasjonen utbyggeren er i. Man står fritt til å velge størrelsen på fallrettsavgiften, og hvorvidt fallrettsavgiften har prioritet før pant til lånegivere. En fornuftig størrelse på fallrettsavgift (også kalt fallrettsleie) kan også bidra til å gi riktige signaler til lånegiver. Dersom fallrettseier tar en høy fallrettsavgift ut av prosjektet vil dette i utgangspunktet bidra til å redusere det maksimale beløp som kan finansieres med lån. Hvis fallrettseier er identisk med personen som bygger ut kraftverket bør man her også tenke på signaleffekten ovenfor lånegiver.

Dagens historiske høye kraftprisnivå kombinert med historisk lav styringsrente medfører at tidspunktet for finansiering av kraftverk i dag er særdeles godt Kraftpris og rentenivå påvirker muligheten for å utvikle kraftverk med liten grad av egenkapital. Dagens historisk høye kraftprisnivå kombinert med historisk lav styringsrente
medfører at tidspunktet for slik finansiering av kraftverk i dag er særdeles godt. En avtale som låser inn dagens høye pris- og rentenivå og samtidig er sikret mot variasjoner i
produksjon (nedbør), vil gi en fast høy inntektside og en svært forutsigbar utgiftside for kraftverket i den perioden som sikringsavtalene gjelder for (eksempelvis frem til lånebyrden er på et akseptabelt nivå i forhold til inntekt og lokale variasjoner i kraftpris og vannføring ).
Man opplever også en økende politisk aksept for småkraftverk. Statsbudsjettet for 2004 vedtok å heve grensen for å ilegge naturressurs- og grunnrenteskatt til bare å omfatte kraftverk med påstemplet merkeytelse over 5500 kVA. Forslaget innebærer også en samordning med forslaget om å heve konsesjonsgrensen til 4000 naturhestekrefter.
Begrunnelsen er å gi insentiver til utbygging av småkraftverk samt å forenkle regelverket for skattyterne og skatteetaten for eksisterende og nye verk.
Endringer i rammebetingelser og etableringen av et sertifikatmarked gjennom Grønne sertifikater vil sannsynligvis ytterligere øke verdien av småkraftverk. I Sverige trådte ”Lag
om elcertifikat” (2002:113) i kraft 1. mai. i 2003. Loven innførte et obligatorisk marked for grønne sertifikater. Ikrafttredelsen var i tråd med Sveriges forpliktelse gjennom RESdirektivet (2001/77/EF) som trådte i kraft i EU høsten 2001. Direktivet er ikke en del av EØS avtalen, men den norske regjeringen har bedt Stortinget om å etablere et marked for handel med grønne sertifikater i Norge. Det ligger i føringene fra Stortinget at Lag om elcertifikat vil få betydning for utforming av det norske regelverket. I Sverige utstedes sertifikater på alle vannkraftverk med installert effekt under 1,5 MW. Videre utstedes sertifikater for nye anlegg som settes i drift etter 2002, samt for gamle anlegg som startes etter 2002 og samtidig har vært ute av drift siden før 1. juli 2001. Kapasitetutvidelser på eksisterende kraftverk gir også rett til sertifikater. Staten garanterer en minstepris på 6 øre pr kWh. Det påløper et straffegebyr for de aktører som ikke følger pålegget på hhv 17,5 og 24 øre pr kWh for årene 2004 og 2005. Markedsprisene på sertifikater har ligget over 20 øre pr kWh. Et sertifikatmarked vil således kunne representere en betydelig merverdi for eiere av småkraftverk i Norge

Et småkraftverk kan innebære store økonomiske verdier for fallrettseier. Endring i rammebetingelser og etableringen av et sertifikatmarked vil ytterligere øke verdien på
småkraftverk. Historisk sett har ikke fallrettseier tatt tilstrekkelig del i verdiøkningen fra fallrett til kraftverk. Utviklingen av nye finansieringsprodukter kombinert med fordelaktig
rente og kraftpris gjør at dette i dag er mulig for en fallrettseier med liten egenkapital. De aller fleste kraftverk i Norge kan utvikles og finansieres i tråd med de prinsipper som
omtales i denne artikkelen. En rekke slike prosjekter er allerede ferdigstilt. Enkelte prosjekter kan fullfinansieres mens andre krever en vist minimum av egenkapital. Gjennom
en modell som skissert kort over, vil man uansett optimere verdiene for fallrettseieren og kunne utvikle kraftverket i tråd med fallrettseierens ønsker. Med andre ord sikre at
verdiene forbundet med utvikling av små kraftverket forblir lokalt hos fallrettseieren og dennes kommende generasjoner. Det forutsetter imidlertid at fallrettseier faktisk griper denne muligheten.