EnergiWatch

Ørsted taber 1,6 mia. kr. på britisk strømsats

En kombination af nedbrud på et skib, corona, blæst og komponentproblemer har betydet, at Ørsted frem for at høste ekstragevinst fra høje elpriser er endt med at måtte købe dyr strøm på markedet.

Foto: Casper Dalhoff/ERH

For en havvindudvikler som Ørsted er det seneste års eksplosivt stigende elpriser en noget ambivalent størrelse. For selv om det i de fleste forretninger er en positiv ting, når værdien af ens produkt stiger, så kommer det ikke rigtigt producenterne til gavn på grund af den model, havmølleparker typisk opføres efter især på de modne markeder i Europa.

Det sker således via de såkaldte differencekontrakter (CFD). Det simple koncept er, at hvis strømprisen er lavere, end det beløb CFD-kontrakterne er indgået til, så dækkes differencen af statskassen i det land, parken opføres. Omvendt så høster landene selv gevinsten, hvis elprisen omvendt er højere, som tilfældet i den grad har været siden sommeren 2021.

Helt så binært er systemet dog ikke. I CFD’ernes hjemland, Storbritannien, er det således muligt at udskyde, hvornår kontrakterne skal træde i kraft, hvilket giver udviklerne mulighed for at sælge strømmen til markedspris i møllernes første driftsperiode. Historisk set en ren teknikalitet, men med prisstigningerne pludselig en potentiel lukrativ løsning – og en løsning, Ørsted har gjort brug af på Hornsea 2.

Det danske energiselskab har således valgt, at CFD-kontrakten på de første 462 MW skal træde i kraft i slutningen af marts 2023. Mens den resterende del af det 1.386 MW store projekt først meldes ind fra april 2024. Det på trods af, at Ørsted forventede, at hele parken ville være i drift i løbet af første halvdel af i år.

En rigtig god idé

Imidlertid har virkeligheden stukket en kæp i hjulet for den gode forretning. Eller snarere en række kæppe. For faktum er, at Ørsted allerede har lavet aftagskontrakter på strømmen fra Hornsea 2, men en række omstændigheder har medført forsinkelser for såvel den endelige drift som i høj grad den løbende.

Derfor har energiselskabet været nødt til at gå i markedet og købe strømmen for at leve op til de kontrakter. En manøvre, der forventes at koste 1,6 mia. kr., som er blevet udgiftsført i det seneste kvartal.

”Det har været en kommerciel beslutning, der var en rigtig god idé,” siger adm. direktør Mads Nipper.

”Lige indtil vi blev ramt af en kombination af en langsom ramp up-profil og stigende energipriser.”

Umiddelbart er det ikke fordi, den fulde idriftsættelse af Hornsea 2 ser ud til at blive voldsomt forsinket. Topchefen regner med, at den kommercielle driftsdato (COD) bliver ”et par måneder senere” end den hidtidige plan om 1. halvdel af i år.

Men vejen derhen har været mere flad end forventet. Lige nu er ”pænt over 50” af projektets 165 møller gået i produktion, siger Mads Nipper – men det er altså ikke pænt nok til at være planmæssigt.

Firtrinsraket af uheld

Årsagen er en kombination af ganske forskellige faktorer.

Den første ramte i efteråret, hvor det skib, der skulle transportere transformerstationen fra Singapore til Nordsøen, blev ramt af et nedbrud på den ene motor. Et nedbrud der forlængede transporttiden med mellem en og to måneder. Men ikke mere end at Ørsted fortsat var fortrøstningsfulde omkring at holde tidsplanen.

I hvert fald lige indtil udbruddet af omikron-varianten slog igennem midt i december. En opblomstring i den smitsomme corona-variant, der gjorde det tæt på umuligt at få mandskab ud på havet.

Da restriktionerne atter blev løftet, blev energiselskabet ramt af noget i udgangspunktet positivt; stærk vind. Men hvor en gennemsnitlig vindhastighed på omkring 14,5 m/s i Nordsøen var godt nyt for Ørsteds eksisterende havmølleparker, så vanskeliggjorde det yderligere installationsprocessen. Blot fire dage i februar var det muligt for energiselskabets installatører og teknikere at være til søs.

Endelig er Hornsea 2 løbet ind i en teknisk udfordring, der taler ind i problemerne med at få leveret de rette komponenter tidsnok. For selv om møllerne er installeret, så er der opstået et problem med dem.

”Vores partner på projektet har opdaget, at der er en inverter i møllerne, der skal geninstalleres. Så de skal fysisk ud og sætte en ny komponent ind i møllerne,” forklarer Mads Nipper.

Hele den forventede ekstraregning til indkøb af strøm for at dække kontrakterne – også den der forventes at dække 2. og 3. kvartal – er indeholdt i de 1,6 mia. kr., der er bogført i fredagens kvartalsregnskab som ”ineffektive hedges”. I årets første tre måneder var prisen for det britiske strømsats omkring 800 mio. kr.

Leverandørkriserne udfordrer Ørsted

Milliarderne styrter ind hos Ørsted

Mere fra EnergiWatch

Dansk energiselskab presset helt i bund

Et vanskeligt 2021 gav GNP Energy et stort tab og sendte egenkapital så langt ned, at der er tvivl om den fortsatte drift. Moderselskabet er dog kommet til undsætning, selvom det selv kæmper med et stort underskud og negativ egenkapital.

Læs også

Relaterede

Seneste nyt

EnergiWatch job

Se flere jobs

Se flere jobs

Watch job

Se flere jobs

Se flere jobs