Helgelands Kraft Regn med oss Helgelands Kraft AS

Helgelands. Kraft Regn med oss

Helgelands. Kraft AS • • • eies av 14 kommuner 278 årsverk (ISO 9001/14001) divisjonsstruktur -produksjon 1 TWh -nett 1 + 5 TWh 44. 000 anlegg 7800 km -sluttbrukersalg 1, 5 TWh omsetning 1, 1 mrd. kr driftsresultat 104 mill. kr (103/16/-15 mill. kr) resultat før skatt 102 mill. kr årsresultat 55 mill. kr totalkapital 2, 8 mrd. kr deleier i Mo Fjernvarme, Helgeland Invest, Kyst. Tele, Signal Bredbånd, Storuman Energi, Trade Analytics, Elinor, Stamfiber

Eierkommuner Alstahaug 10, 1 % Leirfjord 3, 2 % Brønnøy 9, 6 % Dønna 4, 4 % Grane 2, 5 % Hattfjelldal 2, 5 % Hemnes 7% Herøy 3, 8 % Nesna 4, 6 % Rana 26, 8 % Sømna 3, 2 % Vefsn 18, 3 % Vega 2, 8 % Vevelstad 1, 2 %

Organisasjonsstruktur i HK Administrerende direktør ORGANISASJONSSTAB - IKT - Sekretariat - Lønn/Personal - Kvalitet/HMS DIVISJON MARKED -Kraftsalg -Kundesenter - Krafthandel DIVISJON NETT - Operativ drift - Teknologi/utvikling - Montasje -Det Lokale Eltilsyn - Prosjektavd. -Avregning ØKONOMISTAB - Regnskap - MA DIVISJON PRODUKSJON - Teknisk stab - Vedlikeholdsavd.

HMS – tall trend (totalt) 11/26/2020

Helse

HK-resultatregnskap

Forretningsområder - inntekter/driftsresultat 2012 • • Produksjon 297 mill. kr Nett 404 ” marked 418 ” annen virksomhet 14 ” Total / 103 mill. kr / -15 ” / 16 ” / 0 ” 1 133 mill. kr / 104 mill. kr 9 11/26/2020

Eieruttak (mill. kr)

HK ambisjoner 2013 - 2022 • Vannkraft 11 prosjekt i prosess • Opprusting eksisterende kraftverk • Nett basis • Nett uavklart (produksjonsrelaterte nettanlegg) • Andre områder 320 GWh • Beregnet kapitalbehov • Låneopptak • Beregnet eieruttak NOK 4, 3 MRD NOK 2 MRD NOK 1, 1 MRD (utbytte+rente/avdrag ansvarlig lån 300 mill. kr 1700 mill. kr 2100 mill. kr ? 200 mill. kr NOK 450) Framtidig kraftpris: + elsertifikater ny kraft: 30 - 35 øre/k. Wh ? ? 17 - 23 øre/k. Wh ? ?

Kraftbalanse Helgeland Naturressurser på Helgeland Statkraft HK og andre 5400 GWh 1400 GWh Sentralnettt Sentralnett NETT Nord/øst 3000 GWh 1200 GWh Alcoa 1700 GWh MIP Alminnelig forbruk på Helgeland

Kraftpriser på kort og lang sikt + litt om el-sertifikat

Kraftforbruket i industrien faller • Treforedling redusert i Norge, Sverige og Finland. 2007 -forbruk: 6+23+26 TWh. Vår 2013 -prognose: 3+20+20 TWh • Solar-industri redusert i Norge, : ca 1 TWh • Ferro-/ stålindustri og aluminiumindustri har svake resultater: kutt kan komme • Industri som reduserer i EU: gir lavere EU ETS-utslipp (redusert kraftforbruk, lavere direkte utslipp): Sementindustri: -20%, stålindustri: -7% • Industri som reduserer «worldwide» : gir lavere kull-forbruk.

Hvilken vei går strømprisen på kort sikt? • Hydrologisk underskudd ca 6 TWh i manko. Dvs i sum pr i dag en relativt robust vannressurs situasjon • Total kraftbalanse styrket med økt fornybar produksjon og redusert industriforbruk (hhv. +15 TWh og -20 TWh) • Svensk kjernekraft forventes å gi høyere tilgjengelighet fremover enn i årene 2009 -11 (opp minst 10 TWh/y) ? • Simuleringer gir fundamentale svake ned-signaler for vinterproduktene Q 413 og Q 1 -14, svakt nedsignal for året 2014. For øvrig har vi stort sett nøytrale signaler • Mulig nedside-potensial også på kull og EUA kvotepris (CO 2). Industriaktiviteten kan falle dypere på ett-to års sikt (utsettelse av «recovery» ), deretter uvisst. Vi så en (foreløpig) bunn i begynnelsen av august. • Største usikkerhet: Været fremover, se neste slide

Veien videre forts. . . ? • Tre værscenarier for høsten/vinteren: • Normalt vær =>. Prisene bør ligge 3 -4 €/MWh over båndet for SRMC kullkraft (31, 7 €/MWh (yr 14)). Prognose strømpris 28 øre/k. Wh • Nedbørs-svikt fremover => svak pris-stigning noen flere Euro over båndet for SRMC kullkraft (til 37 €), kanskje time-episoder med tyske peak-priser over 50 €. Prognose strømpris 30 øre/k. Wh • Våte måneder fremover => hydrologisk underskuddssituasjon snus til nøytral og evt. overskudd. Systempris kan falle ned til SRMC kullkraft, og noen prisområder under dette nivået i de våteste periodene. Prognose strømpris 25 øre/k. Wh

Glidende 12 -måneders sum av norsk nedbør GWh Precipitation 52 week Norway 170, 000 52 week Actual Normal 160, 000 150, 000 140, 000 130, 000 120, 000 110, 000 100, 000 90, 000 80, 000 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 w 1 w 1 w 1 w 53 w 52 w 52 w 51

Langsiktig kraftpris-utvikling i Norden 2013 -2035 (Markedskraft-rapport august 2013) Vi forventer 53 TWh/år nordisk kraftoverskudd i 2020. Begrunnelse: • Elcert system (N+S): 26, 4 TWh, og fornybare mål (F+DK): 11 TWh/år • Olkiluoto 3 (start 2016): 13 TWh/år • Økt svensk kjernekraft-tilgjengelighet: 10 -18 TWh/år ? • “Lavt” forbruksnivå: dropp i nåværende industri-forbruk på ca 20 TWh/år. Lav forbruksvekst fremover: 0, 6% p. a. • CO 2 20 % reduksjon er allerede oppfylt pga redusert aktivitet i industrien i Europa • EU’s mål om å øke energieffektiviseringen med 20 %; redusert forbruk på 8 TWh i 2020. • Endret kraft flyt fra Russland tar bort 12 TWh fast import

Infrastructure – main Nordic grid Thursday, November 26, 2020 www. markedskraft. com 20

Nordic power balance Generation available <= SRMC Coal Thursday, November 26, 2020 www. markedskraft. com 21

Nordic Power price scenarios 2013 -2035: Markedskrafts three latest base scenario calculations 22

Helgelands. Kraft Regn med oss