Revidert nasjonalbudsjett 2008

3.10 Investeringsincentiver for fornybar energi

3.10.1 Bakgrunn og oppsummering

Tilnærmet all kraftproduksjon i Norge er basert på vannkraft. Vannkraftproduksjonen er i et normalår beregnet til om lag 122 TWh. I tillegg kommer produksjon av vindkraft som i 2007 var på om lag 0,9 TWh. Regjeringen har som mål at årsproduksjonen av fornybar energi, samt energieffektivisering, skal økes med 30 TWh fra 2001 til 2016.

I statsbudsjettet for 2008 ble det foreslått endringer som sikret nøytraliteten i grunnrenteskatten. En nøytral grunnrenteskatt hindrer ikke utbygging av lønnsom kraftproduksjon, men vil kun sikre fellesskapet en rimelig andel av inntektene fra kraftverk med høy lønnsomhet. Flertallet i finanskomiteen sluttet seg til Regjeringens forslag om bl.a. adgang til å samordne ny, negativ grunnrenteinntekt på foretaksnivå, fjerne risikotillegget i rentene som gjelder ved beregning av grunnrenteskatt, reduksjon av nedre grense for beregning av grunnrenteinntekt til 1 500 kVA og å øke grunnrenteskattesatsen til 30 pst.

Flertallet ba samtidig Regjeringen om å legge fram en bred vurdering av incentivene for økt miljøvennlig utbygging av vannkraft og annen fornybar energi i Revidert nasjonalbudsjett 2008, jf. Innst. O. nr. 1 (2007 – 2008):

I tråd med anmodningen fra finanskomiteens flertall legger departementet med dette fram en bred vurdering av incentiver for økt utbygging av vannkraft og annen fornybar energi. Det gis en oversikt over utbyggingspotensial, ulike teknologier og kostnader ved de ulike teknologiene for fornybar energi. Videre vurderes virkningene skattesystemet og de konsesjonsbaserte ordningene (konsesjonsavgift og konsesjonskraft) har på investeringsincentivene for vannkraftutbygginger.

Gjennomgangen viser at de vesentligste fiskale hindringene for nye, lønnsomme vannkraftutbygginger er knyttet til konsesjonskraft, konsesjons­avgift og eiendomsskatt. Årsaken er at disse ordningene i stor grad er uavhengige av lønnsomheten i kraftverkene og dermed kan hindre utbygging av prosjekter som har lav, men positiv samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Dette er imidlertid ordninger som gir vertskommunene en andel av verdiskapingen samt virker som en kompensasjon for ulemper av vannkraftproduksjon.

Grunnrenteskatt og ordinær selskapsskatt er derimot basert på overskuddet i kraftverket. Dagens grunnrenteskatt er nøytralt utformet og hindrer dermed ikke samfunnsøkonomisk lønnsomme utbygginger.

Regjeringen foreslår følgende tiltak:

• Fjerne skattemessige hindre for opprusting og utvidelse av eksisterende kraftverk. Opprusting og utvidelse av kraftverk er viktig for å nå målene om økt utbygging av fornybar energi. I høst ble det varslet at departementet ville komme tilbake med ev. tiltak for å fjerne skattemessige vridninger for opprusting og utvidelse av eksisterende kraftverk. Departementet har nå sendt på høring et forslag til unntaksregel som vil fjerne skattemessige vridninger og legge til rette for slike investeringer.

• Innføre en årlig utbetalingsordning av skatteverdien dersom selskapet har ny negativ grunnrenteinntekt. Departementet vil i statsbudsjettet for 2009 legge fram en ordning for årlig utbetaling av fradragsverdien i grunnrenteskatten dersom selskapet har ny, negativ grunnrenteinntekt (oppstått etter 2006). Dette vil sikre små utbyggere like tidlige fradrag som større selskap, og kan dermed bedre deres likviditet. I petroleumssektoren har tilsvarende ordninger bidratt til økt aktivitet fra mindre aktører. En slik utbetalingsordning vil ikke påvirke grunnrenteskattens nøytralitetsegenskaper.

• Departementet vil vurdere fradrag i grunnrenteinntekten for driftskostnader i byggetiden og komme tilbake med forslag i statsbudsjettet for 2009.

• Etter en samlet vurdering vil Regjeringen øke nedre grense for plikt til å beregne grunnrente­inntekt tilbake til 5 500 kVA for alle kraftverk.

• En begrensende faktor for fremdriften i utbygging av fornybar energi er Norges vassdrags- og energidirektorats (NVE) kapasitet til konsesjonsbehandling. I tillegg til den effektiviseringen som pågår, foreslår Regjeringen i St.prp. nr. 59 (2007 – 2008) å øke NVEs bevilgning med 10 mill. kroner for dette formålet.

• I tråd med klimaforliket foreslås å øke bevilgningen til forskning og utvikling innen fornybare energikilder og karbonfangst og lagring med 70 mill. kroner i 2008.

Det største potensialet for økt utbygging av vannkraft er knyttet til utbygging av småkraftverk samt opprusting og utvidelser av eksisterende kraftverk , jf. figur 3.17. Regjeringens forslag er derfor målrettet mot de områdene hvor potensialet for økt utbygging er størst.

Utviklingen i kraftmarkedet og kraftprisen er beskrevet i avsnitt 3.10.2. I avsnitt 3.10.3 omtales ulike teknologier for fornybar energi og anslag på tilhørende investeringskostnader. I avsnitt 3.10.4 vurderes kraftverksbeskatningen med særlig vekt på om elementer i skattesystemet kan hindre samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer. I avsnitt 3.10.5 drøftes eiendomsskatten og i avsnitt 3.10.6 gjennomgås konsesjonssystemet og hvordan ordningene med konsesjonskraft og konsesjonsavgift påvirker investeringsincentivene for vannkraft. I avsnitt 3.10.7 beskrives virkningene på lønnsomheten av ulike skatter. Støtteordningene for fornybar energi omtales i avsnitt 3.10.8. Enkelte utredninger om kraftverksbeskatningen omtales i avsnitt 3.10.9, mens det i avsnitt 3.10.10 drøftes enkelte innspill departementet har mottatt fra kraftbransjen. Departementets forslag til oppfølging er det redegjort for i avsnitt 3.10.11.

3.10.2 Kraftmarkedet

Norsk kraftproduksjon består hovedsakelig av vannkraft. Produksjon av kraft fra vannfall har en lang historie i Norge, og de tidligste vannkraftverkene ble etablert for over 100 år siden.

Innføringen av energiloven i 1991 la grunnlaget for omfattende endringer i norsk kraftforsyning. Energiloven bygger på en markedsbasert kraftomsetning. I forbindelse med innføringen av energiloven ble Statskraftverkene delt, og kraftanleggene skilt ut av statsforvaltningen og lagt til statsforetaket Statkraft SF. Overføringsnettet ble lagt til Statnett SF.

I dag har Norge, gjennom overføringsnett og kabler, nettforbindelser til Danmark, Sverige, Finland og Nederland. De nordiske landene er en del av et felles kraftmarked, og store deler av den produserte kraften omsettes på den nordiske kraftbørsen Nord Pool. Spotprisen for perioden 2002 – 2008 og forwardpris per 13. mai er vist i figur 3.15. I perioder vil det være flaskehalser i nettet, og Norden deles opp i flere prisområder. Prisene i områdene vil da avvike fra systemprisen i en periode. Systemprisen er regnet ut som om det ikke var flaskehalser internt i det nordiske kraftmarkedet.

Store deler av de langsiktige prisene på kraft blir bestemt i bilaterale avtaler, men det omsettes også standardiserte forwardkontrakter for de nærmeste årene på Nord Pool. Prisen på forwardkontraktene på Nord Pool er den stiplete delen av kurven på figur 3.15. Figuren illustrerer at markedet nå forventer kraftpriser på over 40 øre per kWh i årene som kommer.

3.10.3 Aktuelle teknologier for økt utbygging av fornybar energi

Fornybar energi er et samlebegrep for en gruppe energikilder med enkelte felles egenskaper. Elektrisitetsproduksjon fra fornybare energikilder basert på vann, vind, biobrensel, bølger eller solenergi gir ikke klimagassutslipp. Med unntak av forbrenning av biobrensel har fornybare energikilder ikke lokale utslipp til luft. Videre kan tilgangen på en ikke uttømmelig, rimelig innsatsfaktor (for eksempel vannkraft, vind eller bølge) isolert sett bidra til kostnadseffektiv energiproduksjon. Mange fornybare energikilder kan imidlertid være kostbare. Det må også sikres at fornybare energikilder ikke gir uakseptable miljøulemper i form av naturinngrep, fortrengsel av annen aktivitet eller tap av biologisk mangfold. En økning av fornybar energiproduksjonen vil isolert sett gi en midlertidig forbedring av forsyningssikkerheten. Totalt sett er det innen kategorien «fornybar energi» kun klimaeffekten som er felles egenskap. 

Norge er rikt på fornybare energiressurser, og det teoretiske potensialet for utnyttelse av fornybare energikilder er stort. Samtidig er det begrensninger på hvor stor del av potensialet som kan utnyttes i dag. Disse begrensningene kan ha sitt utspring i at teknologiene for å utnytte potensialet ennå ikke er modne, negative virkninger for miljø- og andre samfunnsinteresser, eller at kostnadene gjør prosjektene ulønnsomme. I tillegg kommer begrensninger i overføringskapasiteten for elektrisitet og begrensninger knyttet til at infrastruktur for vannbåren varme er lite utbygd.

Figur 3.15 Kraftpris. Årsgjennomsnitt. Øre per kWh

Kilde: Olje- og energidepartementet, Nord Pool og Norges Bank.

Det er stor usikkerhet i anslagene for utbygging av fornybar energi, bl.a. fordi den teknologiske utviklingen er usikker. Dette gjelder særlig energikilder som er lite utnyttet, men hvor Norge har et stort teknisk potensial (for eksempel havbasert vindkraft).

Miljøhensyn tilsier at det teoretiske potensialet ikke fullt ut vil realiseres. Identifisering og tallfesting av miljøkostnader er komplisert, og en vurdering av samfunnsøkonomisk lønnsomhet kan ofte være usikker og gjenstand for skjønn. Ved konsesjonsbehandlingen veies fordeler og ulemper mot hverandre. De negative virkningene av et energitiltak kan være avhengig av hvordan anlegget utformes og hvilke avbøtende tiltak som gjøres. I konsesjonsbehandlingen legges det stor vekt på å tilpasse prosjektene slik at virkningene for miljø og andre samfunnsinteresser er akseptable. Slike tilpasninger og avbøtende tiltak medfører ofte en lavere energiproduksjon og lønnsomhet enn det utbygger har lagt til grunn i sin konsesjonssøknad. Dersom energitiltakets ulemper vurderes å være større enn fordelene, gis det ikke konsesjon.

Figur 3.16 illustrerer kostnadene ved ulike teknologier, med et usikkerhetsspenn, slik de er anslått av Energibedriftenes Landsforening (EBL) og Econ Pöyry. Det er vannkraft som i dag er den billigste teknologien av de fornybare energikildene. Vindkraft på land, bioenergi og havbasert vindkraft har høyere kostnader, mens andre teknologier fremdeles er umodne med høye kostnader.

Figur 3.16 Illustrasjon av kostnader ved ulike teknologier

Kilde: Energibedriftenes Landsforening og Econ Pöyry.

Det er en betydelig interesse for utbygging av vann- og vindkraft, og de siste årene har det kommet et stort volum av meldinger og søknader om konsesjon, jf. tabell 3.8. Det store volumet nye saker har ført til at kapasiteten til konsesjonsbehandling i dag er en begrensende faktor for fremdriften i utbyggingen. Tabell 3.8 gir en oversikt over status for fornybar elektrisitetsproduksjon fra vann- og vindkraft.

Vannkraft

Vannkraft er den fornybare energiressursen som i størst grad er utnyttet i Norge, og hvor potensialet er kartlagt best. Av det totale potensialet på om lag 205 TWh per år er det bygget ut en årlig produksjonskapasitet på om lag 122 TWh. Det er da teoretisk mulig å øke produksjonen med om lag 83 TWh per år. Over halvparten av dette er i vernede vassdrag. Av figur 3.17 fremgår det at om lag 18 TWh per år av det potensialet som ikke ligger i vernede vassdrag, er i små kraftverk under 10 MW.

Figur 3.17 Vannkraftpotensialet. TWh per år

Kilde: NVE.

For øvrig er om lag 11 TWh per år opprustings- og utvidelsesprosjekter (O/U-prosjekter) eller ny kraftproduksjon over 10 MW. Deler av dette potensialet er prosjekter som inngår i Samla Plan kategori II, og som i utgangspunktet ikke kan konsesjonsbehandles nå. Om lag 7 TWh per år er ulike typer vannkraftprosjekter som myndighetene har gitt konsesjon til, eller som det er søkt konsesjon om, men som ikke er utbygd ennå. Produksjons­kapasiteten som kan bygges ut, vil være lavere enn potensialet gjengitt over fordi hensynet til miljø og andre samfunnsinteresser gjør at noen prosjekter reduseres eller ikke får konsesjon, at det ikke er tilstrekkelig nettkapasitet, eller at prosjektene ikke er lønnsomme. Videre gjøres det oppmerksom på at potensialet for O/U-prosjekter er usikkert, og at NVE arbeider med en oppdatering av potensialet for O/U-prosjekter.

Figur 3.18 viser kostnadskurver for ulike typer vannkraftutbygginger utarbeidet av NVE.

I kostnadskurvene er det beregningsteknisk lagt til grunn 40 års levetid. Som kalkulasjonsrente benyttes 6,5 pst. De årlige driftskostnadene er satt til 1 pst. av utbyggingskostnaden uten renter i byggetiden. Kurvene tar utgangspunkt i prosjektenes investeringskostnad og driftskostnader. Utbyggere vil imidlertid også stå overfor kostnader som kurvene ikke tar hensyn til. Utgifter til nett blir ofte beregnet i konsesjonssøknaden av utbygger, men denne nettkostnaden tar ikke høyde for anleggsbidrag som utbygger kan bli pålagt å betale i konsesjonsvilkårene. Nettkostnader er derfor bare delvis tatt høyde for i kostnadskurvene. For kraftverk hvor det kan gjennomføres O/U-prosjekter, tar kostnadskurvene ikke hensyn til alternativkostnaden av at kraftverkets produksjon reduseres under gjennomføringen av prosjektet. Størrelsen på denne alternativkostnaden avhenger av hvor mye produksjonen reduseres og kraftprisene i ombyggingsperioden.

I tillegg kan det i konsesjonsvilkårene bli stilt krav til at utbygger gjennomfører andre avbøtende tiltak for at miljø- og andre samfunnsinteresser blir ivaretatt. De avbøtende tiltakene medfører ofte at prosjekter blir redusert i konsesjonsbehandlingen, noe som reduserer produksjonen sammenlignet med det teoretiske potensialet. I tillegg kan de avbøtende tiltakene føre til at kostnadene per kWh blir høyere enn utbygger har estimert i søknaden. I enkelte tilfeller pålegges utbygger i konsesjonsvilkårene å sette av en sum til et næringsfond eller utføre en veibygging. Disse kostnadene er det heller ikke tatt hensyn til i kostnadskurvene. Konsesjonsprosessen fører derfor ofte til at kostnadene øker, mens produksjonsvolumet reduseres. Begge deler trekker i retning av at kostnadene per kWh blir høyere enn kurvene i figur 3.18 indikerer.

Eiendomsskatt, konsesjonskraft og konsesjonsavgifter er ikke lønnsomhetsavhengige og vil være med på å øke kostnaden ved et prosjekt. Jf. avsnitt 3.10.7 der det i et eksempel viser at nødvendig kraftpris for at større kraftverk skal være lønnsomt etter skatt øker med 5 øre per kWh pga. disse ordningene. Disse kostnadene er heller ikke reflektert i figur 3.18.

Figur 3.18 Kostnader for vannkraftutbygging. Øre per kWh

Kilde: NVE.

Kostnadskurvene i figur 3.18 er splittet opp i småkraft, ny stor kraft og O/U-prosjekter. I tillegg er det vist en kurve for alle prosjekter. Figur 3.18 indikerer at vel 11 TWh per år i 2006 hadde kostnader inntil 20 øre per kWh. Disse kostnadene inkluderer utbyggings-, driftskostnader og alternativ avkastning på kapitalen. Det inkluderer ikke miljøkostnader, fulle nettkostnader, ikke lønnsomhetsbaserte skatter og virkning av andre konsesjonsvilkår som omtalt over. Dersom forventet kraftpris dekker alle kostnader for selskapet vil det være lønnsomt å bygge ut årlig produksjonskapasitet på vel 11 TWh. Tilsvarende kan det være lønnsomt å bygge ut i størrelsesorden 26 TWh dersom kraftprisen dekker kostnader på 30 øre per kWh samt andre forhold kurvene ikke tar hensyn til. Dette betyr likevel ikke at hele dette potensialet vil bli bygget ut, fordi miljøhensyn og andre samfunns­interesser kan tilsi at prosjektene ikke får konsesjon eller blir redusert i konsesjonsbehandlingen. Dette gir lavere energivolum og høyere kostnader per kWh enn det kurvene viser.

Figur 3.18 sier ikke noe om når utbyggingen vil finne sted. Prosjektene har ulik grad av modenhet. Utbyggere av et vannfall står også overfor et valg om når de ønsker å sette i gang bygging av et kraftverk. Usikkerhet rundt fremtidige priser og kostnader gjør at utbygger må velge mellom å investere i dag eller på et senere tidspunkt. Dette kan føre til at utbygginger som isolert sett er lønnsomme nå, kan bli forskjøvet pga. forventninger om enda høyere lønnsomhet på et senere tidspunkt. Over tid vil alle lønnsomme utbygginger bli realisert.

Vindkraft

Norge har betydelige vindressurser og derfor også et stort potensial for produksjon av elektrisitet basert på vindressursene. Det samlede fysiske landbaserte vindkraftpotensialet i Norge er anslått til i størrelsesorden 200 TWh per år. Størstedelen av dette tekniske potensialet er ikke realiserbart på grunn av miljømessige, økonomiske og systemtekniske forhold.

Ved utgangen av 2007 var det 15 vindkraftverk i drift i Norge. Disse hadde en installert effekt på om lag 360 MW, og kraftproduksjonen var 0,9 TWh i 2007. NVE har gitt konsesjon til ytterligere 17 vindkraftverk på land, med samlet installert effekt på 1 400 MW og en forventet årsproduksjon på 4,2 TWh. Av disse er to prosjekter under bygging og 11 prosjekter er til klagebehandling i Olje- og energidepartementet (OED). Det er OEDs ambisjon å avklare klagesakene innen utgangen av 2008. For de resterende fire av vindkraftprosjektene med konsesjon er det ikke tatt endelig investeringsbeslutning. Interessen for å bygge vindkraft i Norge er stor, og NVE har 49 vindkraftprosjekter til konsesjonsbehandling. I tillegg kommer et stort antall forhåndsmeldinger.

ENOVA har siden 2002 gitt 787 mill. kroner i investeringsstøtte til 11 vindkraftparker med forventet produksjon på vel 1,5 TWh per år. Syv av prosjektene som har fått tilsagn om investeringsstøtte, er i drift, to er under bygging, mens to fortsatt er i prosjekteringsfasen. ENOVAs hovedmål for vindkraft er en årlig produksjon av 3 TWh vindkraft innen 2010.

Landbasert vindkraft er en mer moden teknologi og er nærmere kommersiell lønnsomhet enn havbasert vindkraft og solenergi. Lønnsomheten i vindkraftprosjektene varierer. Den viktigste årsaken til at prosjektene har ulik lønnsomhet er forskjellige vindforhold ved ulike lokaliseringer. I følge Fornybar Energi 2007 (et informasjonshefte utgitt av NVE, Enova, Norges forskningsråd og Innovasjon Norge) lå investeringskostnadene for et vindkraftprosjekt i 2006 på minst 8 000 – 11 000 kroner per kW inkludert nettilknytning. Det er vanlig å anta at drifts- og vedlikeholdskostnader er om lag 2 til 3 pst. av investeringskostnadene de første årene, for deretter å øke noe. I informasjonsheftet fra 2007 er de samlede kostnadene for vindkraft i 2006 anslått til å variere mellom 30 og 60 øre per kWh.

De siste årene har utbyggere rapportert til NVE at de totale kostnadene ved utbygging av vindkraft har steget kraftig. En stor del av utbyggingskostnaden er selve turbinkostnaden. Prisene på vindturbiner er svært prisfølsomme for blant annet råvareprisen på stål som har økt betydelig de siste årene. I tillegg har det vært høy etterspørsel etter vindturbiner på grunn av stor satsning på fornybar energi i mange land, og kostnadene i anleggsbransjen har økt på grunn av høy aktivitet i norsk økonomi. Dette har vært kostnadsdrivende for vindkraftinvesteringer. Kostnadene for vindkraft i 2008 er derfor høyere enn anslagene fra 2006 indikerer.

Havbasert vindkraft

Det teoretiske potensialet for havbasert vindkraft er svært stort, men store havdyp utenfor Norge gjør slik utbygging krevende. NVE har anslått potensialet på vannområder med dybder på inntil 20 meter til om lag 30 000 MW. Dette tilsvarer en årlig produksjon på om lag 80 TWh når minsteavstanden til land er 1 km. Økes maksimaldybden til 50 meter anslås potensialet til hele 55 000 MW eller ca. 150 TWh, jf. NVE-rapport 1/2007 «Vindkraftpotensialet utenfor norskekysten». Det forskes på teknologi for å utnytte vindenergi der havdybden er på mer enn 80 meter. Potensialet for havbasert vindkraft vil i vesentlig grad begrenses av nettkapasitet, kraftsystemets stabilitet, hensynet til fiskeriinteresser og arealbeslag.

StatoilHydro har utviklet et konsept for havbasert vindkraft (Hywind) som vil bruke flytende vindmøller til havs. I september 2006 fikk Hywind-prosjektet konsesjon fra NVE til å plassere en flytende vindmølle, som et demonstrasjonsprosjekt, i havområdet utenfor Karmøy. Enova ga i 2007 59 mill. kroner i støtte til Hywind som etter planen skal være i drift i 2009.

NVE har tre konsesjonssøknader for vindparker til havs til behandling. Disse tre parkene er lokalisert utenfor Møre og Romsdal og har en installert effekt på til sammen 1 500 MW.

Teknologien for havbasert vindkraft er umoden og kostbar. Det er store utfordringer knyttet til installasjon, nettilknytning, fundamentering og drift/vedlikehold. Fornybar Energi 2007 anslår at investeringskostnadene i dag ligger om lag 50 til 100 pst. høyere enn for landbaserte anlegg.

Bioenergi

Regjeringen la 1. april 2008 fram en bioenergistrategi. Målet for bioenergistrategien er å sikre målrettet og koordinert virkemiddelbruk for økt utbygging av bioenergi med 14 TWh innen 2020. Dette kan være energi i form av kraft- eller varmeproduksjon. Til sammenlikning ble bruken av bioenergi i 2006 anslått til om lag 14,5 TWh per år.

Det er gjennomført en rekke utredninger av potensialet for bioenergi. Det teoretiske potensialet er meget høyt, men store deler av bioenergiressursene er lite tilgjengelig for energiformål. Bioenergi omfatter en rekke ulike råstoff og sluttprodukter, og kan anvendes i ulike samfunnssektorer. Det eksisterer derfor ulike verdikjeder, som delvis er sammenkoblet. Innenfor hver enkelt verdikjede vil det være ulike utfordringer.

I dag er det hovedsaklig avfallsressurser, biprodukter fra skogsindustri og skogsved som nyttes til bioenergi. Det er gode muligheter for å øke tilgangen på bioenergi fra avfalls-, skogs- og jordbrukssektoren. Tall for kostnader og potensial varierer, og det er stor usikkerhet knyttet til dette.

På etterspørselssiden er det i dag industrien, med et forbruk på om lag 4,5 TWh per år, og i husholdningene, med et vedforbruk på noe over 6 TWh per år, som står for mesteparten av bruken av bioenergi. Noe går også til produksjon av elektrisitet og varme i større anlegg, blant annet i fjernvarmeanlegg. I industri og husholdninger er det muligheter for betydelig økt bruk. Utviklingen vil i stor grad avhenge av utviklingen i prisforholdet mellom bioenergi og andre energikilder og energibærere. I tillegg kommer mulighetene for å ta i bruk bioenergi i fjernvarmeanlegg, nærvarmeanlegg og i lokale varmesentraler. Utfordringene på dette området knytter seg blant annet til at infrastruktur for vannbåren varme er lite utbygd. På lengre sikt vil kraftproduksjon basert på biomasse kunne bli mer aktuelt. Lønnsomheten avhenger av at det finnes avsetning for varme. Biomasse kan i årene fremover også bli aktuelt i transportsektoren, ved foredling til biodrivstoff.

Annen fornybar energi

Norge har store fornybare energiressurser som i dag i liten grad er utnyttet til elektrisitetsproduksjon. Dette gjelder i første rekke marine fornybare energikilder som offshore vind, bølge, tidevann og saltkraft. Også fotovoltaiske solceller har flere bruksområder, men regnes til de umodne teknologiene for storskala kraftproduksjon i Norge. Bioenergi, avfall og geotermisk energi representerer også store muligheter for kraftproduksjon, men i Norge vil det være mest aktuelt å utnytte dette til varmeproduksjon i fjernvarmeanlegg eller mindre varmesentraler.

Det er knyttet stor usikkerhet til kostnadene for kraftproduksjon basert på de umodne energikildene. Mange av teknologiene for kraftproduksjon basert på de marine fornybare energiressursene er i dag på demonstrasjonsstadiet, og det er fortsatt behov for mye forskningsinnsats og innovasjon før man kan gå over mot en kommersiell fase. Det internasjonale energibyrået (IEA) skisserte i 2006 kostnader for havbasert vindkraft fra om lag 45 øre per kWh til om lag 120 øre per kWh, mens det for tidevann og bølgekraft skisseres et kostnadsbilde fra om lag 55 øre per kWh til om lag 130 øre per kWh. Dette er beregnet med 15 års tilbakebetalingstid for investeringen.

Umodne teknologier kan få støtte gjennom både Enovas investeringsstøtteprogrammer og gjennom Norges forskningsråds RENERGI-program. Forskningsrådet og Enova har også et felles program kalt «Innovative energiløsninger» for å sikre god koordinering mellom virkemiddelaktørene. RENERGI-programmet ble gjennom statsbudsjettet for 2008 tilført om lag 160 mill. kroner, hvorav 100 mill. kroner over Olje- og energidepartementets budsjett. Enova brukte i 2007 om lag 75 mill. koner på støtte til prosjekter innen utvikling av ny teknologi.

3.10.4 Investeringsincentiver og skatt

Generelt om skatt og investeringsincentiver

Næringsvirksomhet i Norge er som hovedregel underlagt felles regler for beskatning av overskudd. Skattepliktig overskudd skattlegges som alminnelig inntekt med 28 pst. Investeringskostnadene kommer gradvis til fradrag som årlige avskrivninger. Avskrivningssatsene skal i prinsippet tilsvare faktisk økonomisk verdifall i løpet av et år. Underskudd kan fremføres nominelt uten rente. Det norske skattesystemet er i stor grad karakterisert ved skattemessig likebehandling og brede skattegrunnlag. Dette bidrar til at investeringene blir foretatt der de kaster mest av seg for samfunnet. Eiendomsskatt, som er en frivillig kommunal skatt, vil også kunne bli ilagt næringsvirksomhet som benytter grunn, bygninger eller andre faste installasjoner.

Fornybare energikilder utenom vannkraft er underlagt den ordinære bedriftsbeskatningen. Det er dermed ingen særlige skattemessige forhold som påvirker investeringsincentivene i bedrifter som produserer annen fornybar energi.

Enkelte næringer gir opphav til særskilt høy avkastning. Denne avkastningen kan skyldes at de utnytter en begrenset naturressurs eller mer markedsmessige forhold. I Norge skattlegges den ekstraordinære avkastningen i petroleums- og vannkraftsektoren. Særskilt høy avkastning skattlegges også generelt gjennom skjermingsmodellen for aksjeinntekter. De særskilte skattereglene for vannkraftproduksjon er nærmere omtalt nedenfor.

Hovedtrekk i beskatningen av vannkraftverk

Kraftskattereformen av 1997 var en oppfølging av skattereformen i 1992. Formålet var å innføre et skattesystem basert på kraftforetakenes lønnsomhet, slik at skattesystemet i minst mulig grad skulle påvirke investeringsbeslutningene til selskapene. Det ble derfor lagt stor vekt på at det faktiske overskuddet skulle beskattes med ordinær selskapsskatt som for annen næringsvirksomhet. I tillegg ble det innført skatt på grunnrente fra produksjon av vannkraft. For en generell beskrivelse av prinsippene for en nøytral grunnrenteskatt vises det til avsnitt 2.3.2 i St. prp. nr. 1 Skatte-, avgifts- og tollvedtak (2007 – 2008).

Etter 1997 har det vært gjennomført noen mindre endringer i regelverket knyttet til skatt på utnyttelse av vannkraft, men hovedprinsippene ligger fast. Endringene i kraftverksbeskatningen har ført til at grunnrenteskatten har blitt mer nøytral.

Skattereglene for kraftforetak består i hovedtrekk av:

• Skatt på overskudd (alminnelig inntekt) på 28 pst. i likhet med annet næringsliv.

• Grunnrenten fastsettes som en normert markedsverdi av det enkelte kraftverks produksjon i inntektsåret fratrukket driftsutgifter, konsesjonsavgift, eiendomsskatt og avskrivninger. I tillegg gis det fradrag for en friinntekt som skal hindre at alternativavkastningen blir ilagt grunnrenteskatt. Eventuell gjenstående negativ grunnrenteinntekt kan fremføres med rente og nye underskudd (underskudd oppstått etter 2006) kan samordnes mot overskudd i andre kraftverk i foretaket. Grunnrenteskattesatsen ble økt fra 27 til 30 pst. fra og med 2007. Den nedre grensen for betaling av grunnrenteskatt ble samtidig redusert fra 5 500 kVA til 1 500 kVA. Kraftverk med påstemplet merkeytelse under 5 500 kVA, og som har søkt om konsesjon før 5. oktober 2007 er imidlertid nå fritatt for grunnrenteskatt.

• Av kraftverk med påstemplet merkeytelse over 5 500 kVA beregnes det en naturressursskatt på 1,3 øre per kWh av gjennomsnittet av det enkelte kraftverks samlede produksjon over de siste syv inntektsårene. Naturressursskatten er fradragsberettiget krone for krone mot skatt på alminnelig inntekt og vil derfor i hovedsak virke som en omfordeling av skatt fra staten til kommuner og fylker. Naturressursskatten fordeles med 1,1 øre til kommunen og 0,2 øre til fylkeskommunen som kraftverket ligger i.

• Kommunene kan skrive ut eiendomsskatt på kraftproduksjonsanlegg på tilsvarende måte som for annen næringseiendom. Det er imidlertid særskilte regler for å verdsette slike anlegg. For kraftverk over 10 000 kVA beregnes eiendomsskatten til kommunene som inntil 0,7 pst. av formuesverdien av verket. Formuesverdien beregnes på grunnlag av gjennomsnittlige historiske inntekter og kostnader samt anslag på fremtidig investeringsbehov. Skattegrunnlaget kan ikke være lavere enn 0,95 kroner per kWh av gjennomsnittlig produksjon de siste syv årene og ikke høyere enn 2,35 kroner per kWh. For småkraftverk (kraftverk under 10 000 kVA) beregnes eiendomsskatten på grunnlag av skattemessig verdi av investeringene.

• Særskilte driftsmidler i kraftverkene (dammer, tunneler, kraftstasjoner, maskinteknisk utrustning, generatorer og enkelte andre driftsmidler) avskrives lineært. Andre driftsmidler avskrives etter saldometoden. Avskrivningsreglene påvirker særlig skatt på overskudd og grunnrenteskatten, men indirekte også eiendomsskatten.

Tabell 3.9 viser en oversikt over skatteinntekter fra kraftsektoren.

Grunnrenteskattens virkning på incentiver til kraftverksinvesteringer

En nøytralt utformet grunnrenteskatt vil ikke påvirke selskapenes investeringsincentiver. Det innebærer at dersom prosjektet er lønnsomt før skatt vil det også være lønnsomt etter skatt. På den andre siden skal et prosjekt som er ulønnsomt før skatt, også være ulønnsomt etter skatt. På denne måten vil selskapene ha incentiver til å bygge ut de ressursene som er lønnsomme for samfunnet.

I vurderingen av grunnrenteskatten fokuseres det på virkningen for et marginalt lønnsomt prosjekt. Et marginalt lønnsomt prosjekt får akkurat dekket alle relevante kostnader og den alternative avkastning på kapitalen. I ordinær næringsvirksomhet vil forventet avkastning ofte være lik alternativavkastningen siden konkurranse vil presse marginene ned og selskapene kan derfor ikke forvente ekstraordinær avkastning. Et marginalt prosjekt har dermed nåverdi lik null og selskapet får den avkastningen de ville ha fått ved en alternativ plassering av kapitalen med samme risiko. En nøytralt utformet grunnrenteskatt vil for et marginalt lønnsomt prosjekt ikke redusere prosjektets verdi etter skatt og dermed ikke svekke investeringsincentivene for selskapene. For et prosjekt med høyere lønnsomhet vil grunnrenteskatten redusere den ekstraordinære verdien, men prosjektet vil fortsatt være lønnsomt etter skatt. En nøytral grunnrenteskatt vil derfor ikke påvirke selskapenes investeringsincentiver.

Grunnrenteskatten for kraftverk er etter endringene i 2007 nøytralt utformet. En nøytralt utformet grunnrenteskatt hindrer ikke utbygging av lønnsomme kraftverk. Grunnrenteskatten vil imidlertid sikre staten en større del av overskuddet i prosjekter med høy lønnsomhet enn før regelendringene. På den andre siden vil muligheten for samordning av negativ grunnrenteinntekt mv. medføre at staten tar en større del av tapet for prosjekter som blir ulønnsomme. Manglende sikkerhet for fradrag i prosjekter med tap kunne tidligere hindre gjennomføring av samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter. Før 2007 var det ikke mulig å samordne negativ grunnrenteinntekt fra ett kraftverk med positiv grunnrenteinntekt fra andre kraftverk selskapet eide. Selskapet hadde derfor en risiko for å ikke få utnyttet skattefradraget dersom kraftverket aldri kom i grunnrenteskatteposisjon. Dette måtte selskapene ta høyde for, og grunnrenteskatten kunne derfor tidligere hindre gjennomføring av samfunnsmessig lønnsomme prosjekter. Muligheten til samordning av negativ grunnrenteinntekt mv., innebærer at staten tar en like stor del av overskuddet som av ev. underskudd i vannkraftverk. Staten står da overfor den samme risiko som selskapet, og det overføres ikke lenger risiko for grunnrenteskattedelen til selskapet. Så lenge det ikke overføres risiko fra staten til selskapet, skal det ikke kompenseres for risiko i fremføringsrenten og friinntekten. Det er dette som er bakgrunnen for at risikotillegget i fremføringsrenten og friinntekten ble fjernet. Det vises til boks 3.7 og 3.8 for en nærmere redegjørelse av betydningen av sikkerhet for fremtidige fradrag i grunnrenteskatten.

Figur 3.19 illustrerer egenskapene til grunnrenteskatten etter gjeldende regler for 2008. Figuren viser lønnsomheten etter skatt for et prosjekt med lav, moderat og høy lønnsomhet. Den første søylen i hver kategori viser lønnsomhet etter skatt dersom det ikke hadde vært grunnrenteskatt for kraftverket, mens den andre søylen viser lønnsomheten etter skatt når det også er tatt hensyn til grunnrenteskatt. I nåverdiberegningene i figur 3.19 er ulike deler av kontantstrømmen verdsatt med det relevante avkastningskravet. For å få en fullstendig verdsetting er det nødvendig å verdsette fremtidige skattefradrag i grunnrenteskatten med et risikofritt avkastningskrav, og de øvrige delene med et relevant risikojustert avkastningskrav. Når selskapene har full sikkerhet for fremtidige fradrag i grunnrenteskatten, vil en forenklet nåverdiberegning med et felles avkastningskrav ikke lenger gi en korrekt og fullstendig verdsetting.

Dagens grunnrenteskatt har de samme egenskaper som om en statlig medeier i prosjektet tar like stor del av opp- og nedside. For å vurdere grunnrenteskattens egenskaper er det viktig å se hva som skjer med prosjekter med ulik lønnsomhet:

Figur 3.19 viser at dersom prosjektet blir ulønnsomt, vil tapet for selskapet bli mindre med grunnrenteskatt enn uten grunnrenteskatt. Årsaken er at staten har sikret selskapet fullt fradrag i grunnrenteskatten for alle kostnader selv om prosjektet skulle gå med tap, jf. også illustrasjonen i boks 3.8.

Ved moderat lønnsomhet vil grunnrenteskatten i liten grad påvirke lønnsomheten for selskapet. Grunnrenteskatten vil dermed ha liten innvirkning på selskapenes vurdering av et prosjekt med moderat lønnsomhet.

Dersom lønnsomheten er høy, vil grunnrenteskatten sikre staten en høyere andel av de ekstraordinære verdiene. Den økte grunnrenteskatten vil imidlertid aldri føre til at prosjektet blir ulønnsomt etter skatt. Den høyere skatteandelen i prosjekter med høy lønnsomhet er i samsvar med grunnrenteskattens formål om å sikre fellesskapet en rimelig andel av overskuddet i prosjekter med høy lønnsomhet.

Figur 3.19 Egenskapene til grunnrenteskatten – selskapets nåverdi etter skatt

Kilde: Finansdepartementet.

Endringene i forbindelse med statsbudsjettet for 2008 legger til rette for at selskapene gjennomfører samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer. På denne måten har endringene bidratt til at en kan nå målet for satsingen på fornybar energi, samtidig som fellesskapet sikres en rimelig del av overskuddet i prosjekter med høy lønnsomhet.

3.10.5 Eiendomsskatten

For kraftverk over 10 000 kVA fastsettes eiendomsskatten til kommunene med en sats på inntil 0,7 pst. av formuesverdien av kraftanlegget. Formuesverdien beregnes på grunnlag av gjennomsnittlige historiske inntekter med fradrag for kostnader samt anslått fremtidig investeringsbehov. Skattegrunnlaget kan ikke være lavere enn 0,95 kroner per kWh middelproduksjon og ikke høyere enn 2,35 kroner per kWh middelproduksjon. For kraftverk under 10 000 kVA (såkalte småkraftverk) beregnes eiendomsskatten på grunnlag av skattemessig verdi av investeringene per 1. januar i ligningsåret.

Eiendomsskatt på produksjonsanlegg utgjør en ekstrakostnad for kraftforetakene og vil dermed bidra til å redusere avkastningen etter skatt på investeringer i kraftproduksjon. I utgangspunktet skulle ikke denne ekstrakostnaden være spesiell for kraftnæringen, ettersom også annen næringseiendom kan ilegges eiendomsskatt. Gitt at eiendomsskattegrunnlaget for både kraftproduksjonsanlegg og annen næringseiendom tilsvarte markedsverdien, burde ikke eiendomsskatten føre til vridninger mellom ulike realinvesteringer innenfor den enkelte kommune som har innført eiendomsskatt. I praksis vil imidlertid eiendomsskatt på kraftproduksjonsanlegg ofte fremstå som en særlig skatt for vannkraftproduksjon. Dette har sammenheng med at så godt som alle kraftkommuner har innført eiendomsskatt med høy sats, mens mange andre kommuner ikke ilegger eiendomsskatt eller gjør bruk av såkalt reduksjonsfaktor (f.eks. 60, 70 eller 80 pst. av markedsverdien). Samlet eiendomsskatt fra kraftverk inkl. nettanlegg, utgjør om lag like mye som eiendomsskatten på alt annet næringsliv, selv om kraftforsyningen bare utgjør om lag 3 pst. av samlet bruttoprodukt for fastlandsnæringene i 2007.

Eiendomsskatten bidrar isolert sett til at investeringsincentivene for vannkraft svekkes og kan dermed bidra til at samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer ikke blir gjennomført, jf. også avsnitt 3.10.7. De uheldige investeringsincentivene til eiendomsskatten er også drøftet i Econ Pöyrys rapport «Vilkår for ny kraftproduksjon» (Rapport 2007 – 097).

3.10.6 Investeringsincentiver og konsesjonssystemet mv.

I konsesjonsvilkårene for de fleste større vannkraftverk er det bestemmelser om konsesjonskraft og konsesjonsavgifter som gir kommunene og fylkeskommunene kraft/inntekter fra vannkraftproduksjon. Bestemmelsene er hjemlet i industrikonsesjonsloven, vassdragsreguleringsloven og vannressursloven.

Industrikonsesjonslovens bestemmelser gjelder for kraftverk over 4 000 naturhestekrefter, noe som sjelden vil omfatte småkraftverk. Småkraftverk blir også i liten grad berørt av vassdragsreguleringsloven fordi reguleringer i vassdrag i liten grad forekommer som følge av et småkraftverk. Vannressurslovens bestemmelser for konsesjonsavgifter gjelder for kraftverk med en produksjon over 40 GWh per år, noe som også kan omfatte store småkraftverk. Generelt kan det sies at småkraftverk sjelden må avstå konsesjonskraft eller betale konsesjonsavgift.

Konsesjonskraft og konsesjonsavgift vil være aktuelt for de fleste tilfeller med opprusting og utvidelser av eksisterende større kraftverk. Inntektene fra konsesjonskraft og konsesjonsavgifter gir vertskommuner en andel av verdiskapingen, og virker også som en kompensasjon for ulemper ved vannkraftproduksjon.

Konsesjonskraft

Med konsesjonskraft forstås den delen av kraftproduksjonen som eierne av et vannkraftverk i henhold til gitte konsesjoner er pålagt å levere til kommunene som er berørt av utbyggingen, eventuelt også fylkeskommunen og staten. Formålet var opprinnelig å sikre kommunene tilstrekkelig kraft til alminnelig forsyning til en rimelig pris.

Konsesjonæren skal avgi inntil 10 prosent av kraftproduksjonen, beregnet etter spesielle regler, til kommuner og fylkeskommuner og inntil 5 prosent til staten. Staten har ikke benyttet sin rett til å ta ut konsesjonskraft. Utbyggingskommunene kan ikke ta ut en større mengde enn det som tilsvarer forbruket i alminnelig forsyning innen kommunen. Fylkeskommunen har en rett til å ta ut en konsesjonskraftmengde som tilsvarer differansen mellom 10 prosent av kraftproduksjonen og kommunenes uttak. Totale konsesjonskraftforpliktelser utgjør om lag 8,5 TWh årlig, hvorav anslagsvis 6 TWh avgis under konsesjoner gitt etter 1959. I 2006 utgjorde verdien av konsesjonskraft om lag 2,6 mrd. kroner.

Prisen som betales for konsesjonskraft, skal tilsvare om lag produksjonsomkostningene eller selvkost av leveransen. For konsesjoner gitt etter 1959 fastsettes prisen av Olje- og energidepartementet i henhold til selvkost i et representativt utvalg av kraftverk som er bygget ut etter 1959. Selvkost i nye vannkraftverk i dag er i all hovedsak betydelig høyere enn dette gjennomsnittet. De viktigste kostnadskomponentene i selvkost er drifts- og vedlikeholdskostnader, kapitalkostnader og skattekostnader med unntak av grunnrenteskatt samt ordinær inntektsskatt på ekstraordinær avkastning. For 2008 er konsesjonskraftprisen for kraftverk med konsesjon gitt etter april 1959 fastsatt til 9,48 øre per kWh

Prosjekter som er marginalt lønnsomme før avståelse av konsesjonskraft, vil måtte avstå konsesjonskraft til den fastsatte selvkostprisen i stedet for markedsprisen. Dette kan føre til at marginalt lønnsomme prosjekter ikke er lønnsomme for selskapene etter avståelse av konsesjonskraft. Dette må imidlertid veies opp mot hensynet om å gi lokalsamfunnene en del av verdiskapingen fra vannkraftprosjekter.

Konsesjonsavgifter

Ved tillatelser gitt etter vassdragsreguleringsloven og industrikonsesjonsloven skal det pålegges årlige avgifter til stat og kommuner. I tillegg følger det av vannressursloven at det skal betales konsesjonsavgift fra kraftverk med en produksjon over 40 GWh per år.

Konsesjonsavgiftsmidlene danner et særskilt fond for hver kommune som skal anvendes til fremme av næringslivet i kommunen. Konsesjonsavgiftene til staten inngår i statens konsesjonsavgiftsfond. I 2006 ble det totalt betalt 640 mill. kroner i konsesjonsavgifter.

Konsesjonsavgiftene fastsettes på bakgrunn av kraftmengden, som beregnes etter spesielle regler. Avgiftssatsen blir skjønnsmessig vurdert for hver konsesjon, basert på skadeomfang og utbyggingens lønnsomhet. Satsene blir indeksjustert hvert femte år.

Konsesjonsavgiftene betales uansett om kraftverket har et overskudd før avgiftene beregnes eller ikke, noe som betyr at avgiftene direkte påvirker lønnsomheten i kraftverkene. Et kraftverk som er lønnsomt før konsesjonsavgiftene, kan derfor bli ulønnsomt etter betaling av konsesjonsavgifter. Dette må imidlertid veies opp mot hensynet til å gi lokalsamfunnene en del av verdiskapingen samt kompensere dem for ulemper av vannkraftproduksjon.

Konsesjonsbehandlingen

Konsesjonsbehandlingen av små vannkraftverk (under 10 MW), vindkraftanlegg og kraftledninger er delegert til NVE. Avgjørelsene kan påklages til OED. Vannkraftverk med installert effekt over 10 MW med dertil hørende reguleringer og overføringer behandles av OED og vedtas av Kongen eller Stortinget. Vannkraftverk som ikke berører allmenne interesser i nevneverdig grad, kan etableres uten konsesjon. Tiltakshaver kan få konsesjonsspørsmålet vurdert av NVE som egen sak. Vannkraftverk som ikke er konsesjonspliktige, behandles av kommunen som byggesak.

Styrking og effektivisering av NVEs konsesjonsbehandling gjennom flere år har ført til at effektiv behandlingstid per sak er redusert de siste årene, og antallet ferdigbehandlede søknader per år er stigende. Likevel har etterslepet og saksbehandlingstiden økt de siste årene. Lang saksbehandlingstid påvirker tiden det tar fra et prosjekt blir planlagt til det blir klargjort om prosjektet får konsesjon, og utbygger eventuelt kan ta investeringsbeslutning.

De siste årene har antallet meldinger og søknader om konsesjon til nye produksjons- og overføringsanlegg økt kraftig. Over 130 vindkraftprosjekter og nesten 400 småkraftprosjekter er under behandling hos NVE og OED i dag. Det er positivt at interessen for å bygge ut fornybar energi er stor, og at det er mange konsesjonssøknader. Det store omfanget av prosjekter skaper imidlertid utfordringer for NVEs saksbehandlingskapasitet, og mange saker blir liggende uavklart i lang tid.

NVEs kapasitet på konsesjonsbehandling av energitiltak ble styrket i 2007 og i statsbudsjettet for 2008. Videre er det gjort tiltak for å effektivisere konsesjonsbehandlingen. Det er utarbeidet retningslinjer og veiledningsmateriell som skal gi bedre kvalitet på søknadene og økt forutsigbarhet i saksbehandlingen. NVE har gjennomført tiltak for å effektivisere rutinene sine.

Regjeringen legger til grunn at effektivisering av saksbehandlingen ikke må gå på bekostning av kvaliteten. Et ensidig fokus på å redusere NVEs behandlingstid for konsesjonssøknader vil ikke være forsvarlig. Det kreves tid og ressurser for å gjennomføre forsvarlige, helhetlige vurderinger og en behandling som inkluderer konsekvensutredninger, høringer, folkemøter og befaringer innenfor lovfastsatte krav. Utbygging av fornybar energi har i varierende grad negative virkninger for miljø og andre samfunnsinteresser. Disse virkningene avhenger av hvordan prosjektene utformes og hvilke krav som stilles til avbøtende tiltak ved konsesjonsvedtak. Det bør være høy grad av sikkerhet om at en konsesjon til utbygging står seg for ettertiden.

For å bruke eksisterende saksbehandlerkapasitet hos NVE mest mulig rasjonelt er det i St.prp. nr. 1 (2007 – 2008) presisert at konsesjonsbehandling av prosjekter som kan bidra til å styrke forsyningssikkerheten, skal tildeles størst andel av de tilgjengelige ressurser. Det innebærer at NVE skal gi førsteprioritet til kraftledninger i sentral- og regionalnettet, dernest prioriteres vannkraft og fjernvarmeanlegg. Dette betyr ikke at andre, lavere prioriterte sakstyper (herunder vindkraft) legges bort, men at saker innenfor de prioriterte saksområdene vil få en større andel av tilgjengelige ressurser. I klimaforliket er det lagt til grunn at, fram til et pliktig sertifikatmarked er på plass, vil investeringsstøtte til fornybar kraft innenfor dagens notifiserte ordning styrkes gjennom å åpne for høyere støttenivå for å utløse nye prosjekter. I lys av dette vil prioriteringene av NVEs saksbehandlingskapasitet bli vurdert på nytt. En faktor ved prioritering av prosjekter er også at NVE skal legge til rette for en hensiktsmessig koordinering av nye produksjons- og nettanlegg, herunder samordne konsesjonsbehandlingen i utvalgte regioner.

Figur 3.20 Illustrasjon av effekten av fiskale element for et tenkt vannkraftverk. Øre per kWh

Kilde: Finansdepartementet.

3.10.7 Virkningene på lønnsomheten av ulike skatter

I lønnsomhetsvurderinger vil selskapene ta hensyn til alle relevante kostnader og fiskale ordninger som ikke er overskuddsbaserte. Betydningen av de ulike elementene er illustrert i figur 3.20 som viser den kraftprisen som er nødvendig for at et tenkt prosjekt skal være lønnsomt å bygge ut for selskapet.

Det illustrerte eksemplet viser nødvendig kraftpris for å dekke alle kostnader og alternativ avkastning etter skatt. Prosjektet har relativt høye investeringskostnader (4,5 kroner per kWh årsproduksjon). Investeringer, alternativ avkastning med tilsvarende risiko (antatt 6,5 pst. nominelt etter ordinær skatt) og driftskostnader har derfor betydelig vekt. For dette prosjektet er det nødvendig med en kraftpris på knapt 31 øre per kWh for at prosjektet skal være lønnsomt etter ordinær selskapsskatt.

For kraftverk over 4 000 naturhestekrefter vil det normalt settes vilkår om konsesjonsavgift og konsesjonskraft. Småkraftverk vil sjelden omfattes av disse ordningene. Konsesjonskraft og konsesjonsavgift vil imidlertid påløpe for de fleste opprustings- og utvidelsesprosjekter i eksisterende kraftverk over 4 000 naturhestekrefter. Figur 3.20 illustrerer effekten ved en eventuell konsesjonsavgift på 0,5 øre per kWh og en konsesjonskraftforpliktelse på 10 pst. av produksjonen. Effekten av konsesjonsvilkårene ville i dette tilfellet være at kraftprisen må være om lag 3 øre per kWh høyere for at prosjektet skal være lønnsomt etter skatt.

De fleste kommuner krever full sats i eiendomsskatt for vannkraftverk (7 promille), som vil påløpe uavhengig av lønnsomheten i prosjektet. I eksempelet vil eiendomsskatten medføre at kraftprisen må være 2 øre per kWh høyere for at prosjektet skal være lønnsomt etter skatt. Eiendomsskatten er her beregnet på basis av skattemessige verdier som vil ligge til grunn for småkraftverk. Ved oppgradering-/utviding eller nyinvestering i større vannkraftprosjekter vil eiendomsskatten beregnes ut fra den lønnsomhetsbaserte metoden.

Grunnrenteskatten er basert på overskuddet i prosjektet og vil bare ha effekt for prosjekter med høy lønnsomhet. Grunnrenteskatten vil derfor aldri medføre at selskapet må ha en høyere kraftpris for at prosjektet skal være lønnsomt å bygge ut for selskapet.

Den samlede effekten av konsesjonsavgift, konsesjonskraft og eiendomsskatt i dette eksempelet er at kostnadene etter skatt øker med om lag 5 øre per kWh. I eksemplet må selskapet dermed minst forvente en langsiktig kraftpris på 36 øre per kWh for at prosjektet skal være lønnsomt å bygge ut etter skatt. Eksempelet illustrerer at de ikke-lønnsomhetsbaserte fiskale ordningene (konsesjonskraft, konsesjonsavgift og eiendomsskatt) kan ha vesentlig virkning på selskapenes incentiver til investeringer i samfunnsøkonomisk lønnsomme vannkraftprosjekter.

3.10.8 Støtteordninger for fornybar energi

Redegjørelse for eksisterende støtteordninger for fornybar energi

Regjeringens satsing på omlegging av energibruk og energiproduksjon tar utgangspunkt i Soria Moria-erklæringen, klimameldingen og klimaforliket. Regjeringens visjon er at Norge skal være en miljøvennlig energinasjon, og være ledende innenfor utviklingen av miljøvennlig energi. Satsing på energieffektivisering, varme og elektrisitet fra fornybare energikilder er sentrale elementer i denne politikken. Statsforetaket Enova og Energifondet er det viktigste verktøyet for å stimulere til en målrettet energiomlegging. Hovedmålet til Enova er en langsiktig utvikling av markedet for fornybar energi og energieffektivisering. Enova skal gjennom sin virkemiddelbruk utløse prosjekter som gir ny miljøvennlig energiproduksjon og energisparing tilsvarende 12 TWh per år innen utgangen av 2010, i forhold til 2001.  Fra 2001 til 2007 har Enova gitt tilsagn om støtte til prosjekter som forventes å gi et energiresultat på 10,1 TWh per år. Av dette er om lag 5 TWh per år fra produksjon av fornybar energi, mens om lag 5 TWh per år er knyttet til energieffektivisering

Støtteordning for vindkraft

Enova utlyste investeringstøtteordningen for vindkraft 21.4.2008. Ordningen er forbedret og lanseres i tråd med målsettingen om 3 TWh per år økt produksjon av vindkraft innen utgangen av 2010, sammenliknet med 2001. Fram til i dag har Enova gitt tilsagn om investeringsstøtte for vel 1,5 TWh per år vindkraft. Investeringstøtteordningen baserer seg på å gi utbyggerne en normalavkastning på investeringen. Det forutsettes konkurranse blant prosjektene, og at de mest kostnadseffektive prosjektene vil bli støttet. Støttebeløpene vil derfor variere fra prosjekt til prosjekt, ut fra de respektive prosjektenes produksjons- og kostnadstall.

Støtteordninger for fornybar varmeproduksjon

Det er fastsatt et mål om at Enova skal bidra til 4 TWh per år økt utbygging av fornybar varme innen utgangen av 2010, sammenlignet med 2001. Ved utløpet av 2007 hadde Enova oppnådd et kontraktsfestet resultat for fornybar varme på om lag 2,6 TWh per år. I 2008 har Enova lagt om og styrket sine programmer på varmeområdet. Varmesatsingen er nå delt inn i tre programmer: fjernvarme nyetablering, infrastruktur for fjernvarme og lokale energisentraler. Det registreres stigende interesse for utbygging av fjernvarme og lokale energisentraler. Satsingen forventes å øke i 2008 sammenlignet med tidligere år.

Støtteordninger for mer effektiv energibruk

Enova har støtteordninger rettet mot mer effektiv energibruk i industri, bygg, boliger og i anlegg. I perioden 2001 – 2007 har Enova oppnådd kontraktsfestede resultater på i overkant av 2 TWh per år innen bygg, bolig og anlegg. Gjennom industriprogrammet har Enova oppnådd et kontraktsfestet resultat på noe over 2,7 TWh per år i samme periode. Enova har gjennomført studier som viser at det er mulig å utløse betydelige resultater i årene fremover.

Endret støtteform for vind– og vannkraft

Høsten 2006 la Regjeringen opp til å innføre en ny støtteordning for fornybar elektrisitet, jf. St.meld. nr. 11 (2006 – 2007). Etter planen skulle ordningen settes i verk fra 1. januar 2008. I forbindelse med behandlingen av St.meld. nr. 34 (2006 – 2007), om norsk klimapolitikk ble det i januar 2008 enighet om at Norge skulle gjenoppta forhandlingene med Sverige om et felles pliktig elsertifikatmarked for fornybar elektrisitet. I påvente av et pliktig, svensk-norsk elsertifikatmarked er Enovas investeringsstøtte forbedret. Enova kan støtte fornybar el-produksjon med unntak av vannkraft. Den planlagte elstøtteordningen vil som følge av dette ikke tre i kraft som planlagt.

Hjemfallsordningen

I konsesjoner for vannkraftutbygging etter industrikonsesjonsloven og vassdragsreguleringsloven settes det vilkår om hjemfall for private aktører. Hjemfall innebærer at vannfallet og kraftanlegget tilfaller staten vederlagsfritt ved utløpet av konsesjonsperioden. Bakgrunnen for vilkåret om hjemfall har vært å sikre offentlige eierskap av vannkraftressursene.

26. juni 2007 avgjorde EFTA-domstolen at Norges praktisering av hjemfallsreglene var i strid med EØS-avtalen. For å komme ut av traktatbruddssituasjonen ble det vedtatt en provisorisk anordning den 10. august 2007. Regjeringen vil foreslå endringer i industrikonsesjonsloven for å få loven i samsvar med EØS-avtalen. Regjeringens forslag vil bygge på konsolideringsmodellen, som medfører en ytterligere styrking av det offentlige eierskapet til vannkraftsektoren. Regjeringens forslag om offentlig eierskap vil bare gjelde en begrenset del av småkraftprosjektene siden småkraftverk sjelden ligger over konsesjonsgrensen på 4 000 naturhestekrefter.

For flere opplysninger rundt hjemfallsordningen og konsolideringsmodellen vises det til høringsnotat fra Olje- og energidepartementet av 14. mars 2008 og høringsmerknader.

3.10.9 Tidligere utredninger om kraftverksbeskatningen

Kraftverksbeskatningen har vært vurdert tidligere både av Finansdepartementet og av andre, jf. bl.a.:

• NOU 1992: 34 Skatt på kraftselskap

• Ot. prp. nr. 23 (1995 – 96) Skattlegging av kraftforetak

• «Kraftskatt i Norden» Rapport 27/2000 Econ Pöyry (Utarbeidet for Energiforsyningens Fellesorganisasjon)

• Bye T. og E. Fjærli, Dagens skattesystem i kraftsektoren –finnes det bedre alternativer. Rapporter 2003/3. SSB

• St. prp. nr. 1 (2003 – 2004) Skatte-, avgifts- og tollvedtak

• St. prp. nr. 1 (2004 – 2005) Skatte-, avgifts- og tollvedtak

• St. prp. nr. 1 (2007 – 2008) Skatte-, avgifts- og tollvedtak

• «Konsekvenser av statsbudsjettet for investeringer i småkraftverk». Notat 2007 – 073. Econ Pöyry. Utarbeidet for Småkraft AS.

• «Vilkår for ny kraftproduksjon». Rapport 2007 – 097. Econ Pöyry Utarbeidet for Olje– og energidepartementet

• «Provenyvirkninger av bunnfradrag for nye kraftverk» Memo til Småkraftforeninga. Econ Pöyry 2008

• «Beskatningen av norsk vannkraftproduksjon – noen komparative illustrasjoner» Memo til EBL. Econ Pöyry april 2008.

I Econ Pöyrys rapport om vilkår for ny kraftproduksjon heter det bl.a. at:

Econ Pöyry peker på følgende områder hvor reglene kan forbedres: manglende sikkerhet for å få nyttiggjort skatteverdien av negativ grunnrenteinntekt, terskelverdien for fritak for grunnrenteskatt og skattereglene for opprusting og utvidelser av kraftverk.

I rapporten viser Econ Pöyry også til at eiendomsskatten og konsesjonskraftordningen kan medføre at samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer ikke blir gjennomført. For øvrig påpekes det at det er behov for å styrke koordineringen mellom kraftproduksjon og nett, dvs. forbedringer i konsesjonsbehandlingen.

I rapporten «Konsekvenser av statsbudsjettet for investeringer i småkraftverk» skriver Econ Pöyry at de foreslåtte endringene i kraftverks­beskatningen i teorien gjør systemet fullstendig nøytralt:

Econ Pöyry mener likevel at det vil være en residual politisk risiko for at skattesystemet kan bli endret i fremtiden, og at de investeringsbaserte fradragene derfor ikke er fullstendig sikre likevel. I rapporten vises det også til at det er kostnader til drift og prosjektutvikling i byggetiden som ikke er fradragsberettiget mot grunnrenteskatten. Videre hevder Econ Pöyry at systemet vil favorisere store aktører med brede porteføljer av vannkraftverk i forskjellige skatteposisjoner og gode vilkår med hensyn til kredittilgang. Econ Pöyry peker også på at utbyggere har incentiver til å gjøre skattemotiverte endringer av verksstørrelsen under den foreslåtte nedre grenseverdien for grunnrenteskatt.

3.10.10 Innspill fra kraftbransjen

Etter at statsbudsjettet for 2008 ble lagt fram har det kommet en rekke innspill angående bl.a. den nedre grensen for beregning av grunnrenteinntekt, bruken av risikofri rente i fremførings- og friinntektsrenten og innføring av et bunnfradrag. Nedenfor diskuteres innspill som departementet har mottatt om disse temaene.

Nedre grense for å betale grunnrenteskatt

Alle kraftverk over en viss størrelse er pliktig til å beregne grunnrenteinntekt, og dersom grunnrenteinntekten er høyere enn friinntekten, må kraftverket betale grunnrenteskatt på 30 pst. Grensen for å beregne grunnrenteinntekt var i 2006 på 5 500 kVA (påstemplet merkeytelse), men ble i forbindelse med statsbudsjettet for 2008 senket til 1 500 kVA. Tabell 3.10 illustrerer noen størrelsesforhold for småkraftverk.

Den nedre grensen i kraftverksbeskatningen kan føre til at selskapene nedjusterer merkeytelsen under grensen slik at årsproduksjonen blir lavere enn det som er samfunnsøkonomisk optimalt. For å unngå en slik tilpasning må den nedre grensen fjernes helt.

Beregninger departementet har gjort indikerer at det eksisterer et potensiale for produksjonstap ved skattemessige tilpasninger rundt den gamle grensen på 5 500 kVA.

I Ot.prp. nr. 31 (2007 – 2008) foreslo Regjeringen etter en fornyet vurdering at nedre grense likevel ikke burde endres for utbygde og planlagte småkraftverk. Forslaget ble vedtatt og innebærer en mykere overgang slik at den tidligere nedre grensen på 5 500 kVA skulle beholdes for eksisterende og planlagte kraftverk. Avgrensingskriteriet er om søknad om konsesjon eller melding er regi­strert hos vassdragsmyndigheten senest 5. oktober 2007.

Bunnfradrag for nye småkraftverk

Småkraftforeninga har lansert et forslag om bunnfradrag på inntil 20 GWh for nye småkraftverk. Småkraftforeninga foreslår at bunnfradraget utformes ved at grunnrenteinntekten avkortes for den andelen av årsproduksjonen som ligger under et produksjonsvolum på 20 GWh per år. Bunnfradraget gis kun til nye småkraftverk, dvs. ikke til kraftverk over 10 000 kVA og kun til nye kraftverk over nedre grense på 1 500 kVA. Et slikt bunnfradrag har etter departementets vurdering en rekke uheldige effekter.

Siden grunnrenteskatten ikke reduserer verdien av marginalt lønnsomme prosjekter vil Småkaftforeningas forslag ikke gi incentiver til ny, lønnsom utbygging.

For prosjekter med høy lønnsomhet vil forslaget gi en vesentlig økning i lønnsomheten etter skatt. Figur 3.21 viser først skattefordelen for et lite småkraftverk med god lønnsomhet, deretter et medium småkraftverk med god lønnsomhet og til slutt et medium småkraftverk med høy lønnsomhet. Det fremgår at de største skattelettelsene vil gå til medium og store småkraftverk med høy lønnsomhet .

Forslaget om bunnfradrag vil heller ikke fjerne incentiver til skattemessige tilpasninger. Forslaget vil gi incentiver til oppdeling av nye utbygginger for å oppnå flere bunnfradrag,  og nedjustering av større kraftverk under grensen på 10 000 kVA for å oppnå bunnfradrag. Dessuten vil selskapene få incentiver til å bygge om eller utvide eksisterende kraftverk på en slik måte at de defineres som nye kraftverk med rett til bunnfradrag. Småkraftforeningas forslag vil derfor også gi produksjonstap og redusert samfunnsmessig lønnsomhet ved fremtidige utbygginger.

Forslaget vil over tid gi et betydelig provenytap. Et bunnfradrag, på samme nivå som den tidligere nedre grensen for grunnrenteskatt (5 500 kVA), vil gi langt større provenytap siden grunnrenteskatten også reduseres for verk over nedre grense. Provenyanslag for fremtidige utbygginger er svært usikre fordi det avhenger av utbyggingstakten, utbyggingskostnad, kraftpris mm. Provenyeffekten de første årene vil være liten, men vil øke gradvis. Når et potensial på 5 TWh ny småkraft er kommet i drift, kan provenytapet av bunnfradraget anslås til i størrelsesorden 100 mill. kroner per år. På lengre sikt er potensialet for nye småkraftverk langt større enn 5 TWh, og provenytapet vil derfor bli høyere over tid.

Figur 3.21 Effekt av Småkraftforeningas bunnfradrag på selskapets nåverdi etter skatt

Kilde: Finansdepartementet.

Påslag i rentene for friinntekt og fremføring av negativ grunnrenteinntekt

EBL har i et innspill til Finansdepartementet argumentert for at det bør gjeninnføres risikopåslag i renten for beregning av friinntekt i grunnrenteskatten.

Selskapene har nå full sikkerhet for fremtidige skattefradrag i grunnrenteskatten, og et risikopåslag ville derfor være en systemmessig feil. Den risikofrie renten i friinntekten og fremføring har en parallell i den risikofrie renten i skjermingsmodellen for aksjeinntekter. Et risikopåslag vil etter departementets vurdering ikke gi incentiver til ny, lønnsom utbygging, men gi et stort provenytap fra lønnsomme kraftverk som allerede er i drift.

I dag beregnes friinntekten av skattemessige verdier i kraftverk på om lag 85 mrd. kroner. Et risikopåslag i friinntekten på 1 prosentpoeng vil dermed føre til en total årlig redusert grunnrenteskatt på om lag 255 mill. kroner. Siden bare en del av kraftverkene er i grunnrenteskatteposisjon, vil provenytapet de første årene være i størrelsesorden 135 mill. kroner pr år. Et høyere risikopåslag vil øke provenytapet tilsvarende.

Når det argumenteres for at manglende risikopåslag vil hindre nye utbygginger, innebærer det i så fall at selskapene gjør en forenklet beregning som fører til at de undervurderer verdien av prosjektet etter skatt. Med de endringer som ble gjort i statsbudsjettet for 2008, er det riktig å verdsette sikre fremtidige skattefradrag med en risikofri rente etter skatt for å få en fullstendig og korrekt verdsetting. Bruk av forskjellige avkastningskrav for verdsetting av prosjekter med ulik risiko er vanlig for selskapene. Selskapene må nå bruke denne metodikken for å få en korrekt verdsetting av ulike deler av kontantstrømmen fra et kraftprosjekt.

Figur 3.22 illustrerer at effekten av en korrekt beregningsmetode er vesentlig. Den første søylen viser at prosjektet er samfunnsmessig lønnsomt før skatt. I den andre søylen vises lønnsomheten ved forenklet, felles diskontering av hele kontantstrømmen som undervurderer lønnsomheten etter skatt. Prosjektet ville da fremstå som ulønnsomt etter skatt. Den siste søylen viser en fullstendig og korrekt verdsetting, der det skilles mellom de sikre fremtidige skattefradragene og øvrig kontantstrøm. Det er rimelig å anta at selskapene over tid vil bygge ut lønnsomme prosjekter for å maksimere sine overskudd. Grunnrenteskattens egenskaper er nærmere omtalt i avsnitt 3.10.4.

3.10.11 Departementets forslag til oppfølging

Endringene som ble vedtatt i høst, er viktige fordi de sikrer at grunnrenteskatten gir økonomisk korrekte incentiver. Regjeringen ønsker likevel å legge fram tiltak knyttet til grunnrenteskatten som kan bidra til ytterligere å sikre incentiver til å bygge ut fornybar energi innenfor rammene av et nøytralt system for grunnrenteskatten. Dette gjelder skattereglene for opprustings- og utvidelsesprosjekter, behandlingen av driftskostnader i bygge­tiden og innføring av en årlig utbetaling av fradragsverdien i grunnrenteskatten dersom selskapet har negativ grunnrenteinntekt. I tillegg til endringene i skattereglene, kan tiltak for å øke effektiviteten i saksbehandling og konsesjonsprosesser i NVE også bidra til raskere utbygging av fornybar energi. I tråd med klimaforliket foreslås å øke bevilgningen til forskning og utvikling innen fornybare energikilder og karbonfangst og lagring med 70 mill. kroner i 2008.

Endringene som ble innført i høst, og de forslagene som vurderes i denne meldingen, innebærer også at de fleste av de punktene som Econ Pöyry (i flere notater skrevet på oppdrag fra kraftbransjen) har pekt på som mulige ikke-nøytrale elementer i kraftverksbeskatningen, nå er ivaretatt. Regjeringen vil komme tilbake med detaljerte skatteforslag i statsbudsjettet for 2009, med sikte på at forslagene kan gjøres gjeldende f.o.m. 2008.

Figur 3.22 Nåverdi for småkraftverk på 30 GWh (utbyggingskostnad på 4,5 kr/kWh) ved ulike diskonteringsrenter.

Kilde: Finansdepartementet.

Skattemessige barrierer for opprusting og utvidelser av kraftverk

Opprusting og utvidelse av eksisterende kraftverk utgjør et betydelig potensiale for ny, fornybar energi. Opprustings- og utvidelsesprosjekter (O/U-prosjekter) knyttet til eksisterende kraftverk kan imidlertid medføre at det for skatteformål anses etablert et nytt kraftverk. I slike tilfeller kan gammel, negativ grunnrenteinntekt (dvs. negativ grunnrenteinntekt beregnet for inntektsåret 2006 og tidligere) beregnet i det eksisterende verk, ikke fremføres og samordnes med positiv grunnrenteinntekt i det nye kraftverket som anses etablert ved O/U-prosjektet. Selv om fremføringsadgangen for gammel negativ grunnrenteinntekt er i behold i det opprinnelige kraftverket, vil denne fremføringsadgangen ha liten eller ingen verdi dersom produksjonen i dette verket nedlegges. Dette kan medføre at samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter ikke blir gjennomført, eller blir gjennomført på en mindre hensiktsmessig måte. Etter departementets oppfatning er det behov for å endre regelverket slik at skattereglene ikke er til hinder for gjennomføring av samfunnsøkonomisk lønnsomme O/U-prosjekter. En regelendring vil bedre incentivene for en samfunnsmessig god utnyttelse av vannressursene i allerede utbygde vassdrag.

I Ot. prp. nr. 1 (2007 – 2008) Skatte- og avgiftsopplegget for 2008 – lovendringer, ble det varslet at departementet ville komme tilbake til dette spørsmålet. Finansdepartementet har nå sendt på høring et forslag om enkelte endringer i kraftverksbeskatningen i forbindelse med opprustings- og utvidelsestiltak. I høringsnotatet foreslås en særskilt unntaksregel om utvidet anvendelse av gammel negativ grunnrenteinntekt.

En årsak til at det settes i gang O/U-prosjekter i gamle kraftverk er at disse ble bygget med en annen teknologi, og at anleggene var tilpasset andre forhold i kraftforsyningen enn de som gjelder i dag. O/U-prosjekter vil således kunne være av høyst ulik teknisk karakter og omfang. I NOU 1998: 11 Energi- og kraftbalansen i Norge mot 2020 er det gitt følgende definisjon av opprusting og utvidelse (O/U-prosjekter) i vannkraftverk:

«Opprusting omfatter:

• Å redusere falltapene, blant annet ved å utvide tverrsnittene i vannveiene

• Å modernisere og automatisere kraftverkene for å øke den totale virkningsgrad, redusere driftsutgiftene og forbedre driftssikkerheten

Utvidelse omfatter:

• Å overføre vann fra hittil ikke utnyttede felt, eller føre vann fra ett felt til et annet som kan nytte det bedre

• Å øke eksisterende magasiner eller etablere nye

• Å øke fallhøyden, enten ved å bygge helt nye kraftverk eller ved å heve overvannet og/eller senke undervannet

• Å øke maskininstallasjonen/slukeevnen for å få mer disponibel effekt under topplast og redusere flomtapene»

Departementet er kjent med at skatteetaten har til behandling spørsmål knyttet til adgangen til fortsatt fremføring av negativ grunnrenteinntekt i forbindelse med at det foretas oppgraderingsinvesteringer for bedre utnyttelse av vannfall/vassdrag med eksisterende kraftverk. Basert på en konkret vurdering vil ulike prosjekter som faller inn under denne definisjonen, kunne medføre at det anses etablert et nytt kraftverk etter den definisjon av kraftverk som benyttes for grunnrenteskatteformål. Ulike O/U-prosjekter vil således kunne få ulik skattemessig behandling. Dersom det anses bygget et nytt kraftverk, vil gjeldende kraftverksdefinisjon i kombinasjon med samordningsforbudet medføre at gammel negativ grunnrenteinntekt fra det opprinnelige verk ikke kan fremføres mot positiv grunnrenteinntekt fra det nye kraftverk.

Departementet foreslår innført en særskilt unntaksregel om utvidet anvendelse av gammel, negativ grunnrenteinntekt i skatteloven. Forslaget medfører at gammel, negativ grunnrenteinntekt i eksisterende verk kan fremføres og fradragsføres mot fremtidig positiv grunnrenteinntekt i det nye kraftverket skattyter anses å ha etablert som følge av opprusting eller utvidelser (som definert ovenfor) knyttet til det eksisterende verk den gamle negative grunnrenteinntekten er beregnet ved. Det foreslås at unntaksregelen bare skal gjelde nye kraftverk, dvs. i de tilfellene hvor skattyter første gang har aktivert kostnader med virkning for friinntektsgrunnlaget for det nye verk i inntektsåret 2008 eller senere år.

Forslaget ble sendt på høring den 15. mai 2008.

Driftskostnader i byggetiden

Skattegrunnlaget for en nøytral overskuddsbasert grunnrenteskatt er brutto inntekter fratrukket alle relevante kostnader, herunder kostnader til prosjektering, drift og kapitalslit. I tillegg gis det fradrag for en friinntekt som skal hindre at alternativavkastningen blir beskattet med grunnrenteskatt.

Etter gjeldende rett gis det fradrag i grunnrenteinntekten for påløpte driftskostnader som har sammenheng med produksjonen ved kraftverket. Det gis imidlertid ikke fradrag i grunnrenteinntekten for driftskostnader og bl.a. eiendomsskatt påløpt i byggetiden. Kraftverket må med andre ord være satt i drift før det er anledning til å trekke fra driftskostnader.

I Ot. prp. nr. 1 (2006 – 2007) presiserte departementet at selskapene kunne beregne friinntekt fra det tidspunkt det investeres i driftsmidler som kan knyttes til produksjonen i kraftverket og uavhengig av det tidspunkt driftsmidlene faktisk blir satt i produksjon. Investeringskostnadene hensyntas fra og med det inntektsår det oppstår en ubetinget forpliktelse til å dekke eller innfri kostnaden.

Etter en nærmere vurdering har departementet kommet til at også driftskostnader og bl.a. eiendomsskatt i byggetiden bør være fradragsberettiget i grunnrenteinntekten. Departementet vil vurdere fradrag for disse kostnadene og komme tilbake med konkrete forslag til endringer i forbindelse statsbudsjettet for 2009.

Årlig refusjon av skatteverdien av negativ grunnrenteinntekt

Fra mindre utbyggere har det vært hevdet at de har en skattemessig ulempe fordi de ikke kan samordne ny, negativ grunnrenteinntekt mot positiv grunnrente i andre kraftverk. Selv om mindre utbyggere etter gjeldende rett er sikret fullt fradrag i grunnrenteskatten i fremtiden, foreslås en endring slik at disse fradragene kan få effekt løpende på tilsvarende måte som samordningen for de større kraftselskapene.

En løsning som bl.a. vil legge til rette for nye småkraftutbyggere, er å åpne for en årlig utbetaling av fradragsverdien i grunnrenteskatten dersom selskapet har ny, negativ grunnrenteinntekt (oppstått etter 2006). I en slik ordning vil en utbygger som et år har negativ grunnrenteinntekt, få utbetalt 30 pst. av den negative grunnrenteinntekten i forbindelse med årets ligning. I den utstrekning skatteverdien utbetales, kan den negative grunnrenteinntekten ikke fremføres til fradrag i senere år. Dette vil sikre små utbyggere like tidlige fradrag som større selskap som kan samordne. Dermed vil forslaget bedre likviditeten for små utbyggere. Dette vil gi tidligere fradrag for små, nye utbyggere, selv om det ikke vil endre nåverdien av de samlede investeringsfradragene. En slik utbetalingsordning vil derfor ikke påvirke grunnrenteskattens nøytralitetsegenskaper.

Noen viktige effekter ved en slik ordning er:

• De første driftsårene kan fradragene inkl. friinntekt være så store at grunnrenteinntekten blir negativ. Etter dagens regler må den negative grunnrenteinntekten fremføres, og selskapet vil måtte vente på å få utnyttet skattefradragene dersom den ikke kan samordnes med positiv grunnrenteinntekt i skattyters øvrige verk. Ved årlig utbetaling vil skatteverdien av den negative grunnrenteinntekten utbetales løpende, og likviditeten til selskapet vil dermed kunne styrkes de første årene.

• I år med svært lave kraftpriser kan et selskap med ett eller få kraftverk oppleve at inntekten blir så lav at de får underskudd, og at beregnet grunnrenteinntekt blir negativ. Etter dagens regler må selskapet fremføre negativ grunnrenteinntekt med rente, og vente på å få utnyttet fradragene for den negative grunnrenteinntekten. Med forslaget om refusjon vil skatteverdien av negativ grunnrenteinntekt utbetales løpende slik at selskapets lønnsomhet styrkes i år med svært lave kraftpriser.

• En årlig utbetaling av negativ grunnrenteinntekt vil også tydeliggjøre at selskapet har full sikkerhet for fremtidige fradrag. Det blir da klarere at fremtidige fradrag i grunnrenteskatten må verdsettes med et risikofritt avkastningskrav etter skatt. Det kan også være enklere for selskapene å forklare sine eiere og långivere at fremtidige skattefradrag er risikofrie.

I petroleumssektoren har en lignende utbetalingsordning for letekostnader vært et effektivt virkemiddel for økt aktivitet fra mindre aktører. Ordningen har også bidratt til en sterk vekst i antallet nye aktører på norsk sokkel. Siden 2000 har det kommet 48 nye, og fortsatt eksisterende, selskaper som er blitt prekvalifisert som rettighetshaver eller operatør på norsk sokkel. Utbetalingsordningen er én av flere faktorer som har bidratt til denne veksten i antallet nye selskaper. I 2006 var det 30 selskaper utenfor skatteposisjon som fikk refundert skatteverdien av letekostnader. Til sammenligning var det i 2006 totalt 66 aktive selskaper som var pliktige til å beregne petroleumsskatt.

Regjeringen foreslår derfor en ordning med årlig utbetaling av fradragsverdien i grunnrenteskatten dersom selskapet har ny, negativ grunnrenteinntekt (oppstått etter 2006). Departementet vil arbeide videre med detaljutformingen av en slik ordning med sikte på konkrete forslag i statsbudsjettet for 2009.

Nedre grense for beregning av grunnrenteinntekt økes til 5 500 kVA også for nye kraftverk

Regjeringen foreslår å sette den nedre grensen for plikt til å beregne grunnrenteinntekt tilbake til 5 500 kVA også for nye kraftverk. Nye småkraftverk under 5 500 kVA vil dermed ikke bli ilagt grunnrenteskatt. Forslaget innebærer dermed at nedre grense for grunnrenteskatt blir den samme for nye kraftverk som for eksisterende kraftverk. Departementet vil komme tilbake med forslag til endringer i forbindelse med statsbudsjettet for 2009.

Effektivisering av prosessen med konsesjonssøknader

En begrensende faktor for fremdriften i utbygging av fornybar energi i dag, er kapasitet i NVE til å behandle nye konsesjonssøknader. Det har blitt en kø av konsesjonssøknader som venter på behandling i NVE. Det er ønskelig å øke antall konsesjonsvedtak per år. Dersom hele den store søknadsmengden skulle ha blitt behandlet uten opphold i NVE, ville imidlertid trolig andre flaskehalser ha oppstått i utbyggingsfasen. 

Mye er allerede gjort for å øke effektiviteten i saksbehandlingen og konsesjonsprosessene i NVE. OED vil i tiden fremover gå gjennom konsesjonssystemet for å sikre at gode prosjekt blir raskt og effektivt behandlet. Et sentralt prinsipp er at effektivisering av saksbehandlingen ikke skal gå på bekostning av kvaliteten.

Regjeringen foreslår i St.prp. nr. 59 (2007 – 2008) å øke bevilgningene til NVE med 10 mill. kroner. Dette vil styrke NVEs kapasitet til konsesjonsbehandling med ti stillinger, og NVE kan oppgradere IKT-systemer som bl.a. skal bidra til å effektivisere konsesjonsbehandlingen .