Aktiver Javascript i din nettleser for en bedre opplevelse på regjeringen.no

NOU 2019: 16

Skattlegging av vannkraftverk

Til innholdsfortegnelse

3 Egenskaper og perspektiver for kraftsektoren

3.1 Innledning

Norge har store fornybare energiressurser og vår kraftproduksjon er i all hovedsak basert på fornybare kilder som vann- og vindkraft. Dette gjør at Norge har den høyeste fornybarandelen og de laveste utslippene fra kraftproduksjon i Europa. Helt siden 1880-tallet har Norge utviklet en kraftsektor som produserer kraft på en effektiv måte uten klimagassutslipp. Kraftsektoren skaper verdier i seg selv og legger grunnlag for verdiskaping i norsk økonomi.

Norsk kraftproduksjon er dominert av store vannkraftverk med magasiner, som gir svært fleksibel kraftproduksjon. Om lag halvparten av all europeisk magasinkapasitet ligger i Norge. Elektrisk strøm er en vare som ikke kan lagres. Derfor må det alltid være balanse mellom mengden kraftproduksjon og mengden kraft som forbrukes, for at stabiliteten i overføringsnettet skal opprettholdes. Fleksibel vannkraftproduksjon er viktig for å balansere kraftmarkedet.

Den norske vannkraftproduksjonen er væravhengig og stedbunden. Overføringsnettet i Norge og kabler til utlandet gjør at forsyningssikkerheten regionalt og nasjonalt blir mindre væravhengig, og gir en sikrere kraftforsyning. I tillegg bidrar handelen i det integrerte nordiske og europeiske kraftmarkedet til en effektiv bruk av kraftressursene. Handelen skjer ved at forbrukerne og produsentene melder inn kraftvolum for ulike prisnivå. På kraftbørsen fastsettes spotmarkedsprisen som gir balanse mellom forbruk og produksjon.

Utviklingen i kraftsektoren fremover vil skje i et samspill mellom utviklingen i det norske ressursgrunnlaget, etterspørselen etter kraft, teknologiutvikling samt klima- og energipolitikken i Norge og Europa. Alle disse faktorene kan ha sterk påvirkning på utviklingen i kraftprisene, som igjen vil være avgjørende for avkastningen i norsk kraftproduksjon. I en tid der de globale energi- og kraftmarkedene er i sterk endring, er det betydelig usikkerhet om fremtidig utvikling i kraftbransjen.

3.2 Egenskaper ved norsk kraftproduksjon

Norsk kraftproduksjon omfatter et stort antall kraftverk med ulike egenskaper. Samlet installert kapasitet er om lag 35 000 MW som til sammen gir en normalårsproduksjon på om lag 144 TWh.1 Om lag 98 pst. av dagens kraftproduksjonen er fornybar, jf. figur 3.1. Vannkraft står for 94 pst. av produksjonen, vindkraft 4 pst., og termisk kraft 2 pst. Andelen vindkraft er økende.

Figur 3.1 Sammensetningen av norsk kraftproduksjon i pst., normalårsproduksjon

Figur 3.1 Sammensetningen av norsk kraftproduksjon i pst., normalårsproduksjon

Kilde: NVE, 2019.

Norsk produksjonsvolum avhenger derfor i stor grad av nedbørsmengden og installert produksjonskapasitet.

Over 3/4 av den installerte kapasiteten i Norge er knyttet til regulerbar vannkraft. At vannkraften er regulerbar innebærer at vann kan lagres i magasiner og produksjonen utsettes til forventede priser er høyere. Mange norske kraftverk kan dermed produsere kraft selv i perioder med lite nedbør og lavt tilsig. Det gir mulighet til utjevning og markedstilpasning av produksjonen over år, sesonger, uker og døgn innenfor de begrensningene som er gitt i vannvei og konsesjon. Evnen til fleksibel, markedstilpasset produksjon er et særtrekk ved norsk, regulerbar vannkraftproduksjon.

Dette er annerledes i de termiske kraftsystemene i Europa. Termiske kraftverk er varme- og dampdrevne, og benytter gjerne kull, kjernekraft eller gass som energikilde. Produsentene kan kjøpe så mye brensel de trenger på verdensmarkedet, og maksimal produksjonsevne er i stor grad gitt ut fra den installerte kapasiteten. Avhengig av type kraftverk og driftsmønster, kan det være både teknisk og kostnadsmessig mer krevende å regulere produksjonen i termiske kraftverk. Kraftproduksjon fra eldre kjernekraftverk og kullkraftverk utgjør derfor ofte grunnlasten i systemet. Dette innebærer at de produserer jevnt hele tiden, uten store muligheter til å tilpasse seg endringer i markedet. Gasskraftverk med fleksibel teknologi kan raskere tilpasse seg endringer i markedsforhold, men det krever likevel noe mer tid og kostnader enn for regulerbar vannkraft.

Fleksibiliteten i norsk vannkraft er også viktig i samspillet med produksjon av vind- og solkraft som ikke er regulerbar. I Norge og i Europa bygges det ut stadig mer uregulerbar kraftproduksjon, som bare produserer når vind og sol er tilgjengelig, jf. punkt 3.8.1. Et stort innslag av uregulerbar produksjon stiller større krav til fleksibilitet i det resterende kraftsystemet for å oppnå balanse mellom produksjon og forbruk. Økt etterspørsel etter fleksibel produksjonskapasitet kan øke verdien av norsk vannkraft med magasinkapasitet.

Fleksibel vannkraft gir god ressursutnyttelse i seg selv, men bidrar også til bedre markedsforhold for vind- og solkraft. Det kommer av at den regulerbare vannkraften reduserer den såkalte kannibaliseringseffekten. Den oppstår når store mengder uregulerbar produksjon mates inn på strømnettet samtidig. Høy kraftproduksjon uten tilsvarende høy etterspørsel etter kraften, kan føre til lave priser, noe som vil redusere den gjennomsnittlige oppnådde kraftprisen for uregulerbar produksjon. Kannibaliseringseffekten reduseres imidlertid vesentlig når regulerbar vannkraft produserer i samspill med vindkraft. Den regulerbare vannkraften kan redusere produksjonen slik at samlet kraftproduksjon blir lavere, noe som gjør at kraftprisen ikke faller så mye.

3.2.1 Nærmere om norsk kraftproduksjon og kraftverk

I følge NVEs databaser for vann-, vind- og termiske kraftverk, finnes det over 1600 vannkraftverk, 37 vindparker og 33 termiske kraftverk i Norge. Disse er spredd utover hele landet, og figur 3.2 illustrerer kraftproduksjonen i de fem norske prisområdene. En stor del av magasinkapasiteten er i Sør-Norge, på Vestlandet, samt i Nordland. Det meste av stor elvekraft finnes i Sørøst-Norge. Vindkraftverkene ligger hovedsakelig langs kysten fra Sør-Vestlandet og nordover, men også noe i innlandet.

Stor vannkraft er kraftverk med installert kapasitet over 10 MW. Det er 340 store vannkraftverk i Norge. Det er regulerbare magasinkraftverk som dominerer, men det finnes også mange store elvekraftverk. Disse elvekraftverkene er i utgangspunktet ikke regulerbare, men siden flere av dem ligger i elver nedenfor store reguleringsmagasiner, blir også elvekraftverkenes driftsmønster i noen grad påvirket av reguleringer og dermed noe mer tilpasset etterspørselen. Til sammen produserer den store vannkraften 124,3 TWh i et normalår.

Småkraftverk er vannkraftverk med installert kapasitet under 10 MW. De er gjerne bygd i mindre elver og sideelver, og har sjelden mulighet til å benytte regulert vann. De er mange i antall, og bidrar med 10,8 TWh kraftproduksjon i et normalår.

Vindkraften bidrar i et normalår med en kraftproduksjon på 5,4 TWh, men det bygges ut svært mye som vil bli satt i drift i løpet av 2019 og de neste årene, jf. punkt 3.8.1. De termiske kraftverkene har de siste årene produsert om lag 3,5 TWh.

Figur 3.2 Fornybar kraftproduksjon i Norge fordelt på prisområder (normalårsproduksjon)

Figur 3.2 Fornybar kraftproduksjon i Norge fordelt på prisområder (normalårsproduksjon)

Kilde: Olje- og energidepartementet, 2019 .

3.2.2 Nærmere om Norges kraftressurser

Vannkraft

Det samlede teknisk-økonomiske potensial for vannkraft i Norge er illustrert i figur 3.3. Av det samlede potensialet på 215 TWh, anslått for nedbørsperioden 1981–2010. Av dette er 134,9 TWh allerede bygd ut. 49,5 TWh er vernet fra utbygging gjennom Samlet plan for vassdrag. Av gjenstående potensial på 24,3 TWh er 5,6 TWh knyttet til stor vannkraft over 10 MW, men mindre enn halvparten av dette er regulerbar produksjon. 7,9 TWh knytter seg til småkraftverk under 10 MW.

Figur 3.3 Vannkraftpotensialet i Norge på 215 TWh. Fordeling per 1. januar 2019

Figur 3.3 Vannkraftpotensialet i Norge på 215 TWh. Fordeling per 1. januar 2019

Kilde: NVE, 2019 .

Vindkraft

Norge har også svært gode vindressurser, blant de beste i Europa. Dette innebærer at det kan produseres mer kraft per vindturbin i Norge. Vindkraft i Norge er også mindre utsatt for kannibaliseringseffekter som omtalt tidligere. Disse forholdene utgjør en fordel for norsk vindkraftproduksjon.

Samtidig er de gjennomsnittlige kraftprisene lavere i Norge enn på kontinentet. I tillegg er Norge et land med urørt natur og store miljøverdier. Utfordringer ved nettilknytning som kan transportere kraften til markedet, samt miljøkonsekvensene av å bygge vind, reduserer den samfunnsøkonomiske verdien av vindkraft i Norge.

1. april 2019 leverte NVE et forslag til en nasjonal ramme for vindkraft til Olje- og energidepartementet. Rammen gir et oppdatert kunnskapsgrunnlag for landbasert vindkraft og forslag til de mest egnede områder for lokalisering av vindkraft på land i Norge. Områdene er anbefalt på bakgrunn av tilgjengelige vindressurser, de anslåtte samlede produksjonskostnadene, tilgang på overføringsnett og andre miljø- og samfunnsverdier. Rammen er sendt på en bred høring. Selv om rammen vil gi informasjon om hvor vindkraftutbygging er mest egnet, skal vindkraftprosjekter fortsatt være gjenstand for konsesjonsbehandling på vanlig måte.

3.2.3 Aldersprofilen og reinvesteringsbehovet i norsk kraftproduksjon

Utbygging av norsk kraftproduksjon startet for over 100 år siden. De fleste store vannkraftverkene ble bygd i perioden 1950–1990, jf. figur 3.4. Etter dereguleringen av kraftmarkedet i 1991 har ny produksjon i stor grad vært småkraft og vindkraft. Noe stor vannkraft har også kommet til i senere tid, men etter 1990 er det er i stor grad eldre kraftverk som har gjennomført omfattende utvidelser.

Figur 3.4 Utbygging av nye vann- og vindkraftverk i Norge. Normalårsproduksjon

Figur 3.4 Utbygging av nye vann- og vindkraftverk i Norge. Normalårsproduksjon

Kilde: NVE, 2019 .

Figur 3.4 viser når kraftverk har blitt bygd ut, og illustrerer dermed også aldersfordelingen. Levetiden for store vannkraftverk er mellom 40–70 år. Mange av de opprinnelige kraftverkene begynner nå å få behov for reinvesteringer og behovet vil øke i årene fremover.

Norske vannkraftverk er godt vedlikeholdt, men omfattende rehabiliteringer må påregnes de neste 30 årene. NVE har anslått behovet for reinvesteringer i store norske vannkraftanlegg til om lag 40 mrd. kroner frem mot 2030 og ytterligere 75 mrd. kroner mot 2050 (NVE, 2019). Dette inkluderer bare maskin- og elektrotekniske komponenter, og ikke reinvesteringer i dammer og vannveier, som blant annet må oppgraderes på grunn av myndighetskrav til damsikkerhet, jf. Meld. St. 25 (2015–2016).

Boks 3.1 Opprusting og utvidelse

Opprusting og utvidelse (O/U) av vannkraftverk dekker tiltak som modernisering, effektivisering og ombygging av vannkraftverk. Det skilles mellom opprusting og utvidelse.

Opprusting innebærer typisk utskifting av elektromekanisk utstyr som turbiner eller generatorer, samt tiltak for å redusere energitapet i selve vannfallet. Det siste kan oppnås ved at tunnelene får større tverrsnitt og gjøres glattere. Opprusting er i stor grad beslektet med vedlikehold. Potensialet for ny kraftproduksjon fra opprusting isolert sett er begrenset.

Utvidelser er tiltak som gjør det mulig å utnytte mer vann, enten ved å overføre vann fra tilliggende områder til eksisterende magasin eller ved å redusere flomtapene. Det siste kan oppnås ved å øke slukeevnen eller magasinkapasiteten i kraftverk. Det er også vanlig å definere et prosjekt som en utvidelse dersom en lengre elvestrekning blir berørt. Det vil være tilfelle dersom inntak eller kraftstasjon flyttes for å oppnå større fallhøyde. Utvidelser vil ofte kunne medføre miljøulemper på linje med nye utbyggingsprosjekter. Utvidelsene vil være gjenstand for konsesjonsbehandling med vekting av nytte og kostnader. Utvidelser representerer et større energipotensial enn opprustninger i og med at kraftverket blir ombygd for å kunne utnytte mer vann eller større fallhøyde.

Ofte kan et prosjekt omfatte både opprusting og utvidelse av et eksisterende vannkraftverk. Når en investor skal vurdere å reinvestere i et eksisterende kraftverk som nærmer seg slutten av levetiden, står investoren overfor flere valg om hvor omfattende prosjektet bør være. Avhengig av lønnsomhet, kan investor velge flere forskjellige løsninger som gir ulike investeringskostnader, energipotensial og forventet avkastning. Disse alternativene kan blant annet være:

  • Bygge et helt nytt anlegg

  • Bytte ut komponenter i kraftverket

  • Strekke levetiden i kraftverk og utsette investeringen

  • Legge ned kraftverket

Ved inngangen til 2019 anslo NVE (2019) det tekniske teoretiske potensialet for produksjonsøkning gjennom opprusting i eksisterende kraftverk over 10 MW til 3,4 TWh. Samlet potensial for opprusting og utvidelse anslås til 5-6 TWh.

Reinvesteringer i vannkraft gjennom O/U-prosjekter er imidlertid ikke noe nytt. I løpet av de siste 20 årene har rundt halvparten av norske vannkraftverk gjennomgått reinvesteringer og opprusting- og utvidelsesprosjekter. Det har medført en økning i produksjon på 4,5 TWh. Informasjon utvalget har mottatt fra Statkraft viser at det har vært reinvesteringsbehov i de nordiske vannkraftverkene deres siden 1960-tallet, jf. figur 3.5. Figuren viser et fem års gjennomsnitt av modellert reinvesteringsbehov i Statkrafts nordiske kraftverk basert på forventet levetid (avskrivningstiden).

Statkrafts investeringskostnader fordeler seg med om lag 60 pst. til bygg og anlegg (dam, tunneler, kraftstasjon) 20 pst. til mekanisk utstyr (luker, ventiler, turbiner) og 20 pst. til elektrisk utstyr (generator, transformator, kabler og koblingsanlegg). Det er behov for noe reinvesteringer i et kraftverk om lag hver 30. år. I tillegg må elektrisk og mekanisk utstyr gjennomgå en komplett rehabilitering hvert 40–80 år, og etter 70–100 år anslås det investeringer i bygg og anlegg i samme størrelsesorden som den opprinnelige investeringen.

Det er med andre ord et kontinuerlig behov for reinvesteringer i vannkraften. De kommende årene er fornyelsesbehovet særlig stort for elektrisk og mekanisk utstyr. Behovet for reinvesteringer vil heller ikke forsvinne ved slutten av denne investeringssyklusen. En ny stor bølge av reinvesteringer vil bli nødvendig fra 2040 og utover, jf. figur 3.5.

Figur 3.5 Modellert 5-årig gjennomsnitt for reinvesteringsbehov i Statkrafts nordiske vannkraftportefølje basert på forventet levetid. 2016-kroner

Figur 3.5 Modellert 5-årig gjennomsnitt for reinvesteringsbehov i Statkrafts nordiske vannkraftportefølje basert på forventet levetid. 2016-kroner

Kilde: Statkraft .

Boks 3.2 Rammebetingelser for investeringer i vannkraft før 1990

Innføringen av energiloven i 1990 betydde slutten på perioden med politisk styrt kraftutbygging, og endret grunnlaget for investeringsbeslutninger i vannkraften. Etter Storbritannia var Norge det andre landet i Europa som la til rette for mer markedsbaserte prinsipper for kraftomsetning. I hovedtrekk ble kraftproduksjon og kraftleveranse konkurranseutsatt, mens nettvirksomhet forble et monopol. Bakgrunnen for omorganiseringen var et ønske om mer effektiv utnyttelse av de tilgjengelige vannkraftressursene og overføringsnettet. Et viktig hensyn var å sikre at det ikke ble overinvestert, og at billigere kraftprosjekter ble bygd ut før dyrere prosjekter.

Før 1990 var kraftforsyningen organisert rundt Statskraftverkene, som hadde ansvar for bygging og drift av statens kraftverk og kraftledninger, samt lokale elektrisitetsverk som hadde oppdekningsplikt for kraftforbruket i sitt konsesjonsområde. De lokale verkene var stort sett ansvarlige for både produksjon og overføring av kraft. Hvert elektrisitetsverk måtte dermed sørge for at de hadde nok strøm til å forsyne sine forbrukere, og at det over tid ble investert tilstrekkelig i nett og produksjon til å dekke veksten i det lokale strømforbruket.

Investeringer i ny produksjon skjedde både i regi av Statskraftverkene og sammensatte kraftselskap eid av fylker, kommuner og andre parter. For Statskraftverkene ble utbyggingene basert på forbruksprognoser, som ble forelagt Stortinget for beslutning. I de lokale elektrisitetsverkene ble investeringsbeslutningene styrt av lokalt leveringsbehov. Beslutningene om utbygging tok i liten grad hensyn til hvorvidt det var kraftoverskudd eller lavere utbyggingskostnader i tilgrensende områder.

Det var imidlertid tatt høyde for at elektrisitetsverkene ikke alltid kunne overholde oppdekningsplikten med egen kraftproduksjon. Gjennom organisasjonen Samkjøringen ble det tilrettelagt for utveksling mellom Statskraftverkene og de lokale elektrisitetsverkene, og etter hvert i økende grad mellom kraftverk i ulike regioner. Statskraftverkene, som stod for om lag 1/3 av all norsk kraftproduksjon på 1980-tallet, var særlig viktig for å sikre kraftforsyningen i underskuddsområder.

Kraftprisen i hvert område ble politisk bestemt slik at inntektene skulle dekke kostnadene som elektrisitetsverkene hadde til å dekke nåværende og forventet fremtidig strømforbruk i sin region. Dette tilsvarte den langsiktige grensekostnaden ved kraftproduksjon og nettdrift. Kraftprisene ble fastsatt en gang i året av Stortinget og av de lokale kommunestyrer og fylkesting som eide elektrisitetsverkene. De regionale forskjellene i kraftprisene kunne derfor være betydelige.

Etter innføringen av energiloven ble samlet lønnsomhet ved utbygging og drift av kraftverk viktigere for investeringsbeslutningene. Da måtte de lokale kraftselskapene innrette drift og investeringer etter markedsprisen og rammevilkårene de ble underlagt. Omorganiseringen førte til at kraftprisene falt markant, siden det historisk hadde blitt overinvestert i lokal kraftproduksjon. Tilbudet av kraft på landsbasis var langt større enn etterspørselen. Særlig i det første tiåret etter 1991 dekket overskuddet av produksjonskapasitet mye av veksten i kraftetterspørselen, og utbyggingen av ny produksjonskapasitet var i en periode svært lav, jf. figur 3.4.

Skattleggingen av kraftproduksjon ble også lagt om for å være tilpasset en markedsbasert kraftforsyning. Skattleggingen gikk fra å være produksjonsbasert til i større grad å bli lønnsomhetsbasert. Rødseth-utvalget leverte i 1992 en utredning som blant annet anbefalte å innføre overskuddsbasert inntektsskatt og grunnrenteskatt på kraftproduksjon. Grunnrenteskatt for vannkraft ble innført fra inntektsåret 1997.

3.3 Strømnettet i Norge og til utlandet

I Norge er det ofte langt fra der strømmen produseres til der den forbrukes. Produksjonen ligger der tilgangen på ressurser er best slik som i de store vannkraftverkene på Sør- og Vestlandet og i Nord-Norge. Strømnettet er nødvendig for å frakte kraften fra der den produseres til der den forbrukes, både i andre regioner i Norge og til utlandet.

Siden 1960-tallet har strømnettet i Norge gradvis blitt koblet tettere sammen med resten av Norden. De nordiske landene har overføringsforbindelser til Nederland, Tyskland, Baltikum, Polen og Russland. Norges utvekslingskapasitet med utlandet er i dag 6200 MW. Om lag 90 pst. av dette er til nordiske land og legger grunnlaget for et felles nordisk kraftmarked. To nye utlandsforbindelser til Tyskland og Storbritannia på 1400 MW hver er under bygging, og Statnett forventer idriftssettelse i henholdsvis 2020 og 2021.

Det pågår betydelige investeringer i det norske strømnettet. NVE anslår behovet for nettinvesteringer de neste 10 årene til å være på om lag 138 mrd. kroner (NVE, 2018). Nettet skal i årene fremover håndtere økt elektrifisering av norsk energibruk. Investeringer i de nye utlandsforbindelsene utgjør også en vesentlig andel av det anslåtte behovet for nettinvesteringer.

3.4 Kraftmarkedet

Kraftmarkedet er viktig for balansen mellom forbruk og produksjon av kraft. Nord Pool er kraftbørsen for fysisk krafthandel for de nordiske og baltiske landene. Der handler kraftprodusenter, kraftleverandører, meglere og store forbrukere. Strømleverandørene har deretter avtaler om salg av strøm til sluttforbrukere i næring, industri og husholdninger, jf. figur 3.6.

Figur 3.6 Illustrasjon av kraftmarkedet

Figur 3.6 Illustrasjon av kraftmarkedet

Kilde: Olje- og energidepartementet, 2019.

I spotmarkedet melder produsentene inn til kraftbørsen hvor mye de ønsker å produsere til ulike prisnivå, og kraftleverandører og store forbrukere melder hvor mye de vil kjøpe. I spotmarkedet skjer prisdannelsen i hver time for det påfølgende døgnet basert på aktørenes tilbud og etterspørsel og tilgjengelig nettkapasitet. Fra og med 2014 har kraftprisene på Nord Pool blitt fastsatt gjennom en felles prisalgoritme for store deler av Europa.

Handel på spotmarkedet utgjør hovedinntektskilden til kraftprodusentene. På Nord Pools spotmarked solgte norske kraftprodusenter i 2018 145 TWh, noe som utgjorde over 95 pst. av Norges samlede kraftproduksjon det året.

Aktørene i kraftmarkedet kan også prissikre seg. Gjennom finansiell krafthandel på Nasdaq- børsen eller gjennom bilaterale avtaler mellom aktører, kan aktørene handle langsiktige produkter og derivater.

3.4.1 Nærmere om prisdannelsen

Kraftprisen gir både kortsiktige og langsiktige signaler til markedet og investorer. Den kortsiktige markedstilpasningen sørger for at de rimeligste produksjonsressursene tas i bruk først. Jo høyere etterspørselen blir, jo høyere blir prisene, og da vil også de dyrere produksjonsressursene bli aktivert. På lengre sikt skal dette gi investeringssignaler til kraftutbyggerne slik at det blir bygget ut tilstrekkelig ny lønnsom kraftproduksjon.

Vannkraftprodusentenes bud på kraftbørsen påvirkes av både langsiktige og kortsiktige forhold. Det inkluderer blant annet produksjonskostnader, forventet nedbør og tilsig til magasinene, i tillegg til vannverdien for kraftverk med magasinkapasitet. I motsetning til annen fornybar kraftproduksjon kan innsatsfaktoren, vannet, lagres i magasiner til et senere tidspunkt der prisen forventes å være høyere. Vannkraftprodusentene med magasinkapasitet vil derfor til enhver tid vurdere om det er mest lønnsomt å produsere i dag eller om vannet skal holdes tilbake til forventede priser er høyere. Vannet har dermed en alternativ verdi, vannverdien, som kan gjøre det lønnsomt å lagre vann i kortere eller lengre perioder for å oppnå høyere salgspris.

I spotmarkedet er det kostnadene ved å produsere kraft i den «siste» kraftenheten, marginalkostnaden, som setter prisen. Dette sørger for at de rimeligste energiressursene med lavest alternativkostnad benyttes først, slik at kraftbehovet blir dekket til en lavest mulig kostnad for samfunnet. Viktige faktorer som påvirker den norske kraftprisen er blant annet kraftprisen i land vi har utvekslingskapasitet med, nedbørsmengde, magasinfylling samt vindforholdene. Prisene på kull og gass, sammen med kvoteprisene, er svært viktig for de europeiske kraftprisene og dermed også viktige for de nordiske kraftprisene. I tillegg vil kraftprisen påvirkes av forhold som påvirker etterspørselen etter strøm som for eksempel temperatursvingninger og økonomisk aktivitet.

Selv om mesteparten av krafthandelen foregår i spotmarkedet for levering neste dag, kan markedsforhold endre seg i løpet av døgnet. I intradagmarkedet kan kraftprodusenter og kraftleverandører handle seg i balanse nærmere driftstimen hvis markeds- eller produksjonsforholdene endrer seg. I intradagmarkedet kan aktørene som har fått tilslag i spotmarkedet endre posisjonene sine frem til en time før driftstimen. Etter dette tar balansemarkedene over. Statnett er systemansvarlig, og har ansvar for at det til enhver tid er balanse mellom produksjon og forbruk i kraftsystemet. Det gjør de blant annet ved hjelp av balansemarkedene, der de kjøper opp- og nedreguleringsressurser til bruk i balanseringen. Hvis det oppstår uforutsette hendelser, eller at produksjonen eller forbruket blir annerledes enn det som er meldt inn i spot- og intradagmarkedet, blir dette rettet opp ved at Statnett regulerer produksjon eller forbruk opp eller ned i driftstimen. I balansemarkedene er den regulerbare vannkraften en av de største aktørene fordi de raskt og billig kan regulere produksjonen. Kraftvolumene som handles i intradag og balansemarkedene i Norge og Norden i dag er svært små sammenliknet med spotmarkedet.

Etter hvert som mye ny, uregulerbar kraftproduksjon kobles på kraftsystemet forventes intradag- og balansemarkedene å bli viktigere. Det kommer av at uregulerbar produksjon er mer uforutsigbar, og at det derfor blir større behov for å justere posisjonene nærmere den enkelte driftstimen.

Prisområder

Kraftprisen blir beregnet for ulike prisområder. Norge er inndelt i fem slike prisområder, jf. figur 3.7. Bakgrunnen for opprettelsen av prisområder er at det er knapphet på overføringskapasitet mellom områder i Norge. De ulike områdeprisene gir geografiske signaler om forskjeller i produksjonsressurser og forbruk. Aktører på Vestlandet (NO5 eller NO3) og i Nord-Norge (NO4) kan dermed stå overfor ulike priser. I områder med høy produksjonskapasitet vil det for eksempel ofte være høyere tilbud av kraft og lavere priser. Prisområdene kan dermed også vise hvor det er behov for mer overføringskapasitet.

Figur 3.7 Prisområdene i Norden

Figur 3.7 Prisområdene i Norden

Kilde: Olje- og energidepartementet, 2019.

Boks 3.3 Utviklingen i kraftprisene

Prisene på kraft varierer betydelig over tid. Figur 3.8 illustrerer hvordan prisen i ulike perioder har tilpasset seg markedsutviklingen i den norske kraftforsyningen, og viser årlig gjennomsnittlig spotmarkedspris i Norge.

Etter dereguleringen i 1991 fulgte en periode med relativt lavt prisnivå, som følge av et overskudd av produksjonskapasitet. Kraftprisene på 2000-tallet var preget av et marked i vekst og økende priser på gass, kull, og utslippskvoter i Europa. 2010 og 2011 var to kalde tørrår i Norge med høye kraftpriser. Etter dette falt kraftprisene. Den norske kraftprisutviklingen fra 2012 til 2017 var preget av et betydelig prisfall i de europeiske energimarkedene, stor utbygging av fornybar kraft i Norden, svak vekst i etterspørselen etter kraft og høyt tilsig for vannkraften. Fra 2018 har imidlertid brensels- og kvoteprisene i Europa igjen økt, samtidig som vanntilsiget har vært noe lavere enn normalt. Det medførte at den gjennomsnittlige spotmarkedsprisen i Norge for 2018 var betydelig høyere enn i foregående år. De gjennomsnittlige spotmarkedsprisene så langt i 2019 samt terminprisene, tyder på at gjennomsnittsprisene i 2019 vil være i underkant av 40 øre per kWh.

En sammenlikning av norske og tyske kraftpriser viser at norske kraftpriser i de fleste år siden starten av 2000-tallet har ligget lavere enn de tyske. Selv om norske kraftpriser blir påvirket av prisnivået i Europa, vil tilgangen til rimelig vannkraft og annen fornybar kraftproduksjon gi noe lavere prisnivå i Norge og Norden. Unntaket var 2010 og 2011 da prisene var høyere i Norge enn i Tyskland siden det var tørrår og kaldt i Norge.

Figur 3.8 Gjennomsnittlig spotmarkedspris på kraft i Norge og Tyskland, 1991–2018. Løpende priser

Figur 3.8 Gjennomsnittlig spotmarkedspris på kraft i Norge og Tyskland, 1991–2018. Løpende priser

Kilde: NVE, 2019 og Nord Pool, 2019.

Boks 3.4 Elsertifikatordningen

Siden 1. januar 2012 har Sverige og Norge hatt en felles støtteordning for ny fornybar kraftproduksjon gjennom et marked for elsertifikater. Støtteordningen gir produsenter av ny fornybar kraftproduksjon en mulig ekstra inntekt i tillegg til kraftprisen de oppnår i markedet.

Det norsk-svenske markedet er basert på det svenske elsertifikatmarkedet som eksisterte fra 2003. Målet er at det felles elsertifikatmarkedet skal gi 28,4 TWh ny kraftproduksjon basert på fornybare energikilder i Norge og Sverige i tidsperioden 2012–2020. Dette vil bidra til at landene når sine mål i henhold til EUs fornybardirektiv. Av det samlede målet på 28,4 TWh har Norge forpliktet seg til å finansiere 13,2 TWh, mens Sverige finansierer 15,2 TWh. Rammene for ordningen er regulert i en traktat mellom Norge og Sverige og i en egen lov om elsertifikater.

Elsertifikatmarkedet er en markedsbasert støtteordning til fornybar energi. Produsenter av ny fornybar kraft får tildelt ett elsertifikat per megawattime (MWh) kraft de produserer i 15 år etter produksjonsstart. Elsertifikatordningen er teknologinøytral, det vil si at all ny, fornybar produksjonskapasitet kvalifiserer for elsertifikater, herunder vannkraft, vindkraft, solkraft og biokraft. Ny norsk fornybarproduksjon må være satt i drift innen 2021 for å få tildelt elsertifikater. Våren 2017 ble det inngått en endringsavtale mellom Norge og Sverige som la til rette for at Sverige kunne forlenge det felles elsertifikatsystemet. Den norske finansieringsforpliktelsen er uendret og avsluttes i 2035.

Alle norske strømleverandører og visse forbrukere som kjøper strøm direkte er pålagt å kjøpe elsertifikater for en bestemt andel av sitt strømforbruk. For disse vil denne andelen (elsertifikatkvoten) gradvis øke hvert år til 2020, før den reduseres mot 2035. Sluttbrukere er dermed med på å bidra til utbygging av ny fornybar kraftproduksjon gjennom strømregningen.

Som følge av den myndighetspålagte kvoteplikten oppstår det en etterspørsel etter elsertifikater slik at disse kan få en verdi. Det er altså myndighetene som har bestemt hvor mange elsertifikater som skal kjøpes, mens det er markedet som bestemmer prisen på elsertifikater og hvilke prosjekter som blir lønnsomme å bygge ut. Produsentene av fornybar elektrisitet kan få en inntekt fra salg av elsertifikater, i tillegg til inntekten fra salg av elektrisitet. Inntekten fra elsertifikatene skal bidra til å gjøre det lønnsomt å bygge ny fornybar kraftproduksjon.

Figur 3.9 viser utviklingen i elsertifikatprisene fra ordningen ble innført i Norge i 2012 og frem til i dag. Variasjonen i prisene har vært betydelig.

Nivået på elsertifikatprisen forventes å falle fremover. I forwardmarkedet handles det elsertifikatkontrakter for 2023 på vel 1 øre per kWh (Skm, 2019). Høy vindkraftutbygging som følge av teknologiutvikling, fall i utbyggingskostnader og økende kraftpriser, kan føre til at behovet for støtte faller helt bort innenfor elsertifikatordningens levetid.

Figur 3.9 Elsertifikatpriser 2012–2019. Gjennomsnittspris per måned. Kroner per MWh. Løpende priser

Figur 3.9 Elsertifikatpriser 2012–2019. Gjennomsnittspris per måned. Kroner per MWh. Løpende priser

Kilde: NVE, 2019.

Boks 3.5 Opprinnelsesgarantier

Opprinnelsesgarantier er en frivillig merkeordning for elektrisitet som er ment å vise strømkunder at en mengde kraft er produsert fra en spesifisert energikilde. Ordningen ble innført med EUs første fornybardirektiv (Direktiv 2001/77/EC) i 2001 og gir forbrukere mulighet til å kjøpe et bevis på at det er produsert like mye fornybar kraft som de forbruker. Kraftprodusenter som selger opprinnelsesgarantier får med dette en ekstra inntekt fra sin fornybare kraftproduksjon.

Som en oppfølging av Energi- og miljøkomiteens behandling av Energimeldingen (Innst. 401 S (2015–2016)) jobber Olje- og energidepartementet med endringer for at opprinnelsesgarantiordningen skal fungere bedre enn i dag.

3.4.2 Handel med utlandet

Gjennom kraftutveksling er det mulig å dra gjensidig nytte av forskjeller i naturressurser, produksjonssystemer og forbruksmønstre på tvers av regioner og landegrenser. I Norden, og i økende grad mellom Norden og Europa, er det lagt til rette for dette.

Kraftutveksling gjør at kraften til enhver tid flyter dit den har størst verdi, det vil si fra områder med lav pris til områder med høy pris. Gjennom utveksling mellom Norges vannkraftbaserte system og de termiske systemene i resten av Norden og på kontinentet utfyller kraftsystemene hverandre. Prisstrukturen i Norge og andre land er ofte ulik over døgnet og året som følge av ulike produksjonsressurser og forbruksprofiler. Utvekslingskapasitet gir også bedre forsyningssikkerhet i Norge i tørrår.

Prisene på strøm varierer over døgnet, med lav etterspørsel og pris om natten og i helgene, og høyere etterspørsel og pris på dagtid. Variasjonen i norske kraftpriser er likevel lavere enn i mange andre land på grunn av regulerbarheten i de store vannkraftverkene med magasinkapasitet. Regulerbarheten bidrar til å utjevne de kortsiktige prissvingningene mellom dag og natt, samt mellom ukedag og helger. Ved å redusere produksjonen om natten og heller bruke vannet på dagtid, får produsentene bedre betalt for produksjonen, ressursutnyttelsen blir bedre, og regulerbarheten utnyttes godt. I termiske kraftsystemer vil mye av produksjonskapasiteten fortsette å produsere gjennom natten og i helgene fordi det ikke lønner seg å regulere den ned. Dermed blir det større forskjell i prisene mellom dag og natt og mellom ukedager og helger. Forskjellene i prisstruktur mellom Norge og utlandet gjør dermed at Norge kan importere relativt rimelig kraft fra utlandet om natten og eksportere kraft om dagen, når etterspørselen og priser er høyere på kontinentet.

Den norske krafteksporten er tradisjonelt sett høyest i sommerhalvåret når tilsiget er høyt og det norske forbruket er lavt. Importen er som regel størst om vinteren når mindre tilsig og høyere forbruk gir høyere norske kraftpriser. Kraftutvekslingen demper prisoppgangen i Norge på vinteren, samtidig som prisene på sommerhalvåret blir høyere. På samme måte gir handel tilgang til relativt billig kraft i tørrår, og øker verdien på den norske kraften i overskuddsår. De siste ti årene har Norge har hatt en gjennomsnittlig nettoeksport på om lag 8 TWh per år. Den har variert betydelig med en nettoimport på 7,7 TWh i 2010 og en nettoeksport på 18 TWh i 2012.

3.5 Eierskap i den norske kraftsektoren

Det er i stor grad det offentlige som eier både kraftproduksjon og overføringsnett i Norge. Norske kommuner, fylkeskommuner og staten har investert store verdier og eier samlet sett om lag 90 pst. av vannkraftproduksjonen i landet. Staten, ved Nærings- og fiskeridepartementet, er eneeier av Statkraft SF, som eier 35 pst. av normalårsproduksjonen i Norge. Statkraft eier i tillegg andeler i flere kraftselskaper.

Resten av bransjen er dominert av flere eiere og stor grad av krysseierskap. De største eierne eier en høy andel av den samlede kraftproduksjonen. Tabell 3.1 viser de 10 største kraftselskapene i Norge målt etter normalårsproduksjon. Det fremgår av tabellen at de 10 største selskapene eier 76 pst. av kraftproduksjonen i et normalår.

Tabell 3.1 De 10 største kraftselskapene i Norge

Selskap

Midlere årsproduksjon i TWh

Prosent av 135 TWh

Statkraft AS

47,0

35,0

Hafslund E-CO AS

12,8

9,5

Norsk Hydro ASA

9,1

6,7

BKK AS

8,0

5,9

Agder Energi AS

8,0

5,9

Lyse AS

6,5

4,8

NTE Energi AS

3,4

2,5

Eidsiva Energi AS

3,4

2,5

Akershus Energi AS

2,5

1,9

Glitre Energi AS

2,2

1,6

Sum ti største kraftselskap

102,9

76,0

I denne oversikten er indirekte eierskap over 50 pst. inkludert i hovedeieren. Eksempelvis vil Skagerak Energi, der Statkraft eier 67 pst. inngå i porteføljen til Statkraft. Statkraft eier også andeler i BKK og Agder Energi, men de regnes ikke inn under Statkraft siden disse eierandelene er under 50 pst.

Kilde: NVE, 2019.

3.5.1 Konsolideringsmodellen for stor vannkraft

I 2008 ble det gjort endringer i vassdragslovgivningen for å sikre det offentlige eierskapet til landets vannkraftressurser. Dette innebærer at nye konsesjoner for eiendomsrett til vannfall, samt konsesjon for videre overdragelse av allerede konsesjonsgitte vannfall, nå bare kan gis til offentlige eiere som statsforetak, kommuner og fylkeskommuner. I tillegg kan slik konsesjon gis til selskaper som er delvis offentlig eid, så fremt det offentlige har minst to tredeler av kapitalen og stemmene i selskapet, og organiseringen er slik at det er et reelt offentlig eierskap. Dette gjelder for stor vannkraft med over 4000 naturhestekrefter og som er regulert av vannfallsrettighetsloven.2 Eksisterende konsesjoner gitt til private aktører før 2008 opprettholdes, men har vilkår om hjemfall til staten, normalt etter 60 år. I perioden før kraftverkene hjemfaller vil de private aktørene ha mulighet til å selge eller fusjonere sine kraftverk inn i et offentlig eid kraftselskap som får tidsubegrenset konsesjon.

Dette innebærer at private aktører på sikt bare kan eie inntil en tredel av store norske vannkraftverk. Det er kun slike eierskapsrestriksjoner på kraftproduksjon som er konsesjonspliktig etter vannfallsrettighetsloven. Det er ikke krav om offentlig eierskap for vindkraft, solkraft og småkraftverk samt middels store kraftverk i uregulerte vassdrag.

3.5.2 Eierskap i stor norsk vannkraft

For å undersøke hvordan konsolideringsmodellen påvirker eierskapet i stor norsk vannkraft har NVE sett på eiersammensetningen for vannkraftverk over 10 MW. Det er en tilnærming til grensen for konsolideringsmodellen. Enkelte elvekraftverk over 10 MW er ikke omfattet av konsolideringsmodellen, men mange av disse kraftverkene vil likevel være offentlig eid.

Det er 340 vannkraftverk over 10 MW i Norge. Tabell 3.2 viser fordelingen mellom ulike typer eiere i de store vannkraftverkene. Andelen er gitt ut ifra andel av midlere årsproduksjon. Tallene i tabellen er medregnet indirekte eierskap. Det offentlige eierskapet utgjør totalt 93,3 pst. av all vannkraftproduksjon over 10 MW. Statkraft AS er største eier med 44,1 pst., men kommunene og fylkeskommunene eier også store andeler. De største bidragsyterne i kategorien «offentlige investeringsfond» er Folketrygdfondet, som har eierskap i Norsk Hydro ASA, og Kommunal Landspensjonskasse (KLP). «Øvrig statlig» omfatter statlig eierskap som ikke går under de andre kategoriene. Nærings- og Fiskeridepartementet står for hoveddelen av «Øvrig statlig» gjennom deres eierskap i Norsk Hydro. Ukjent/annet er selskap som ikke passer inn i noen av de andre eierkategoriene. Dette er hovedsakelig banker.

Av de 340 store norske vannkraftverkene har 86 kraftverk helt eller delvis privat eierskap. Det medfører at private aktører eier totalt 6,5 pst. av produksjonen i de store norske vannkraftverkene. 1,5 pst. har norske private eiere, mens 5 pst. har utenlandske eiere.

Tabell 3.2  Eierskap i stor norsk vannkraft. Andel av midlere årsproduksjon

Eiere

Prosent

Offentlige eiere

93,3

Statkraft AS

44,1

Kommunene

37,3

Fylkeskommunene

8,6

Offentlige investeringsfond

0,8

Øvrig statlig

2,5

Private eiere

6,5

Norsk privat eierskap

1,5

Utenlandske eiere

5,0

Ukjent/annet

0,2

Kilde: NVE, 2019.

Av de 86 kraftverkene over 10 MW som er helt eller delvis privat eid, er det 24 kraftverk med en privateid andel over en tredjedel. I tillegg er det 5 kraftverk der vannfallene ble ervervet før den første lovgivningen om hjemfall kom i 1909. Det er verdt å merke seg at flere av disse kraftverkene har en offentlig eierandel, slik at den private eiendelen ikke er 100 pst.

Det private eierskapet i disse 29 kraftverkene utgjør majoriteten av det private eierskapet i norsk vannkraft over 10 MW, men er ikke omfattet av konsolideringsmodellen. Ekskluderer man disse kraftverkene fra oversikten over, står man igjen med 1,4 pst. privat eierskap. Norsk Hydro ASA er den største private eieren av norsk vannkraft. Kartleggingen viser at den private eierandelen i gjennomsnitt er langt under den tredjedelen privat eierskap som er tillatt.

3.5.3 Eierskap i vindkraft

Utenlandske eierinteresser i norsk kraftsektor er begrenset, men økende. Det er flere utenlandske aktører som har investert, eller som er på vei inn på eiersiden i ny norsk vindkraftproduksjon og småkraft. Vindkraft og småkraft er ikke underlagt eierskapsrestriksjonene som konsolideringsmodellen medfører for stor vannkraft.

Tabell 3.3 gir en oversikt over eierskapet i norsk vindkraft. Svært mye vindkraft er i dag under bygging, og disse tallene vil derfor raskt endre seg. Private eiere står for 56,5 pst. av norsk vindkraftproduksjon i dag. Utenlandske eiere utgjør hele 49,2 pst. Statkraft AS er største offentlige eier med en andel på 21,1 pst., mens kommunene og fylkeskommunene til sammen eier 19,7 pst. Offentlige investeringsfond (Folketrygdfondet og KLP) eier 0,9 pst. mens øvrige statlige eiere som Finnmarkseiendommen og Equinor eier 0,5 pst.

Tabell 3.3 Eierskap i norsk vindkraft etter andel av normalproduksjon. Per 1. juni 2019

Eiere

Prosent

Offentlige eiere

41,2

Statkraft AS

21,1

Kommunene

15,4

Fylkeskommunene

4,3

Offentlige investeringsfond

0,9

Øvrig statlig

0,5

Private eiere

56,5

Norsk privat

7,7

Utenlandske eiere

49,2

Ukjent/Annet

1,9

Kilde: NVE, 2019 .

3.6 Konsesjonsbehandling og relevant lovverk

3.6.1 Konsesjonsbehandling

For å bygge, eie og drive kraftverk i Norge er det nødvendig med konsesjon. Både ved planlegging, bygging og drift av produksjonsanlegg kan det oppstå konflikter mellom parter med ulike bruks- og miljøinteresser. Formålet med konsesjonsregelverket er blant annet at de ulike interessene skal bli hørt og vurdert. Tiltakene og utbyggingene settes under offentlig kontroll slik at nødvendige vilkår for å ivareta de ulike interessene er til stede.

Lovgivningen skal sørge for en effektiv forvaltning av ressursene. Hensynet til en sikker energiforsyning og et velfungerende kraftmarked står sentralt. Mange av påleggene og kravene som følger av lovgivningen er til for å ta hensyn til de ikke prissatte konsekvensene av utbygginger som er viktige i et samfunnsøkonomisk perspektiv. Gjennom konsesjonsbehandlingen kan også myndighetene stoppe åpenbart samfunnsøkonomisk ulønnsomme prosjekter.

Energi- og vassdragslovgivningen omfatter blant annet vannfallsrettighetsloven, vassdragsreguleringsloven, vannressursloven, energiloven, havenergilova, og elsertifikatloven samt en rekke forskrifter. Avhengig av hva slags type kraftverk eller nettanlegg man skal bygge, eie eller drive må man søke om konsesjon etter ulike lover.

Små vannkraftverk må ha konsesjon etter vannressursloven. Større vannkraftverk over 40 GWh, samt reguleringer og overføring av vann, må ha konsesjon etter vassdragsreguleringsloven. Erverv av vannfall over 4 000 naturhestekrefter krever konsesjon etter vannfallrettighetsloven. Elektriske anlegg som vindkraftverk, generatorer i vannkraftverk, transformatorstasjoner og kraftledninger må i tillegg ha konsesjon etter energiloven. Konsesjoner til vindkraftverk og nettanlegg etter energiloven er normalt tidsbegrenset, mens konsesjoner til vannkraftverk nå normalt er tidsubegrenset. Figur 3.10 gir en oversikt over hvilke deler av kraftsystemet som omfattes av hvilke lovverk.

Figur 3.10 Oversikt over konsesjonslovverket for kraftsystemet

Figur 3.10 Oversikt over konsesjonslovverket for kraftsystemet

Kilde: Olje- og energidepartementet, 2019.

Miljøkrav

Gjennom konsesjonen kan konsesjonæren pålegges en rekke vilkår for å sikre mot skade på mennesker, miljø og eiendom. Vilkårene skal sikre en god landskapsmessig tilpasning og opprettholde det naturlige livet i vassdragene. I konsesjonsbehandlingen etter vannressursloven og vassdragsreguleringsloven kan et omsøkt prosjekt justeres med hensyn til minstevannføring, flytting av inntak eller utløp, reduksjon av slukeevne eller magasinstørrelse, samt å fjerne omsøkt overføring av vann for å ivareta miljø- og brukerinteresser.

I driftsfasen kan det pålegges ytterligere miljøkrav gjennom revisjon av konsesjonsvilkårene. Det åpnes for revisjon 50–60 år etter at konsesjonen ble gitt. Også revisjoner vil være underlagt konsesjonssystemet der nytten vurderes opp mot kostnader ved f.eks. endringer i minstevannsføring eller magasinrestriksjoner.

Hvis utbygger vil legge ned et kraftverk må det søkes om tillatelse fra NVE etter energilovforskriften. Ved en eventuell nedleggelse forplikter konsesjonæren seg til å fjerne anlegget, og så langt som mulig føre landskapet tilbake til sin naturlige tilstand.

Jo større utbyggingsprosjektene og naturinngrep er, jo større krav er det til utredninger og kunnskapsgrunnlag i konsesjonsprosessen. Dette reguleres av plan- og bygningsloven og forskriften om konsekvensutredning. Vindkraftverk over 10 MW og vannkraftverk over 40 GWh produksjon og/eller med magasiner over 10 millioner m3, må gjennomføre en konsekvensutredning. Utbygger må bekoste konsekvensutredning i forbindelse med konsesjonssøknaden. NVE kan også pålegge tilleggsutredninger etter den pålagte høringen av konsekvensutredningen.

3.6.2 Andre krav

Videre finnes det en rekke andre lover og forskrifter som kan ha betydning for kraftverksprosjekter. Relevant regelverk er for eksempel regelverk knyttet til beredskap, driftssikkerhet, damsikkerhet og økonomiske vilkår knyttet til prosjektene som konsesjonskraft og konsesjonsavgifter.

Eiere av større vannkraftverk har plikt til å betale konsesjonsavgifter til staten og kommuner som er berørt av kraftutbyggingen. De har også plikt til å levere deler av produksjonen sin som konsesjonskraft til berørte kommuner og eventuelt fylkeskommuner. Ordningene blir ofte omtalt som en form for skattlegging, selv om de er knyttet til vilkår i kraftverkenes konsesjoner etter vannfallsrettighetsloven og vassdragsreguleringsloven, jf. nærmere omtale under punkt 4.6.

Konsesjonsgitte anlegg pålegges videre krav om å holdes i driftsikker tilstand etter energilovsforskriften, krav om opprettelse av internkontrollsystem etter beredskapsforskriften, gjennomføring av eksterne og interne tilsyn, samt vurderinger av sikkerheten ved anleggene etter damsikkerhetsforskriften.

Utbyggere kan også pålegges å betale årlige godtgjørelser til flere formål, og opprette engangsfond av ulike størrelser etter vassdragsreguleringsloven og vannfallsrettighetsloven. Eksempler på slike fond kan være næringsfond, miljøfond, reindriftsfond og fiskefond. Frivillige næringsfond og tiltak er også vanlig, dette gjøres vanligvis i forbindelse med en utbyggingsavtale mellom vertskommunen og utbygger. Ved revisjon av konsesjonsvilkår og ved fornyelse av reguleringskonsesjoner pålegges innbetaling av kulturminneavgift. I noen tilfeller endres vilkår om konsesjonskraftpris fra individuell selvkost til OED-pris. Dette gjelder i revisjonssaker i kombinasjon med fornyelse av konsesjoner eller der det er gitt konsesjon til opprusting eller utvidelse.

Tabell 3.4 gir en oversikt over administrative vilkår og krav til ulike fornybare energikilder. Som det fremgår av tabellen er stor vannkraft underlagt mange ordninger som vindkraft, småkraft og solkraft ikke har.

Tabell 3.4 Oversikt over administrative vilkår og krav til fornybar kraftproduksjon

Vannkraft

Andre teknologier

Magasin (>10MW)

Elv (>10MW)

Småkraft (1-10MW)

Vindkraft (>10MW)

Solkraft (på bygg)

Krav til konsesjonsbehandling

Ja, men ikke for alle O/U-prosjekter

Ja, men ikke for alle O/U-prosjekter

Ja

Ja

Nei

Krav til konsekvensutredning

Ja, men ikke for alle O/U-prosjekter

Ja, men ikke for alle O/U-prosjekter

Nei

Ja1

Nei

Næringsfond/øvrige fond

Ja

Ja

Nei

Nei

Nei

Kjøp av grunn og fall /erstatning ved ekspropriasjon

Ja

Ja

Ja (ekspropriasjon forekommer sjelden)

Ja

Nei

Revisjonsadgang

Ja

Ja

Nei

Nei

Nei

Kulturminneavgift (ved revisjon eller fornyelse)

Ja

Ja

Nei

Nei

Nei

1 Vindkraftprosjekter under 10 MW har ikke krav til konsekvensutredning. Prosjekter under 1 MW behandles etter plan- og bygningsloven.

Kilde: NVE, 2019.

3.7 Anslag på grunnrenten i norsk kraftproduksjon

Tilgangen til en evigvarende og kostnadsfri ressurs som det er knapphet på, kan gi opphav til avkastning ut over det en kan forvente i øvrige investeringer. Denne renprofitten kalles gjerne grunnrente. Størrelsen på grunnrenten vil variere mellom prosjekter med ulikt kostnadsnivå og mellom perioder med ulik kraftpris. Rødseth-utvalget la i NOU 1992: 34 til grunn følgende definisjon av grunnrente: «Den kapitalavkastningen utover avkastningen i andre næringer som oppstår fordi det er gitt tilgang på utbyggbare vassdrag, kalles grunnrente.» I Norge skattlegges vannkraftverk gjennom flere skatter, samt konsesjonskraft og konsesjonsavgift, slik at en stor del av verdiene deles med fellesskapet.

Det er gjort anslag på utviklingen i grunnrenten i flere norske næringer, blant annet kraftsektoren. Sist er dette gjort i Greaker og Lindholt (2019) på oppdrag for Havbruksskatteutvalget. I rapporten anslås grunnrente for perioden 1984–2018 for næringer som utnytter naturressurser. Grunnrenten anslås med utgangspunkt i bruttoprodukt (basisverdien av produksjon minus produktinnsats) med fradrag for estimerte lønns- og kapitalkostnader. Forutsetningene er nærmere forklart i rapporten. Grunnrenten anslår merinntekten av å disponere en naturressurs. Den er dermed ikke sammenlignbar med grunnlaget for grunnrenteskatten, som omfatter hele overskuddet i virksomheten, jf. omtale i boks 6.1.

Figur 3.11 Grunnrenten i kraftproduksjon. Mill. 2018-kroner

Figur 3.11 Grunnrenten i kraftproduksjon. Mill. 2018-kroner

Kilde: Greaker og Lindholt, 2019.

Figur 3.11 viser anslaget for grunnrenten i kraftproduksjon for årene 1984–2018. Fra 2001 har det vært en betydelig økning i bruttoproduktet uten en tilsvarende økning i kapitalkostnad eller lønnskompensasjon. Kraftproduksjon er en kapitalintensiv virksomhet, og de senere årene utgjør kapitalkostnaden opp mot halvparten av bruttoproduktet. I basisalternativet er det brukt et avkastningskrav for kapitalen på 4 pst. reelt. Utviklingen i grunnrente, særlig etter år 2000, henger nært sammen med kraftprisene, og grunnrenten stiger utover 2000-tallet som følge av økning i kraftprisen. På sitt høyeste har grunnrenten vært om lag 30 mrd. 2018-kroner per år. Etter noen år med lavere kraftpriser, steg kraftprisen i 2018 og grunnrenten økte igjen opp mot 30 mrd. kroner.

Før liberaliseringen av kraftmarkedet i 1991 ble kraftprisene politisk bestemt ut ifra langsiktig grensekostnad, jf. boks 3.2. Mange investeringer i vannkraft ble gjort i perioden 1950–1990, jf. figur 3.4. Dette gjorde at det var stor produksjonskapasitet, og i årene etter liberaliseringen var kraftprisen dermed lav. Grunnrenten var dermed også lav frem til begynnelsen av 2000-tallet. I 1992–1994 og flere år på 1980-tallet var grunnrenten negativ.

I rapporten er grunnrenten i kraftsektoren også anslått med sensitiviteter for lønns- og kapitalkostnader.

Som alternativ til å benytte gjennomsnittlige lønnskostnader for fastlands-Norge, er det brukt faktiske lønnskostnader for kraftsektoren slik de fremkommer i nasjonalregnskapet. Dette viser at de faktiske lønnskostnadene fra og med 2003 ligger gjennomgående 15–20 pst. over de gjennomsnittlige lønnskostnadene. Dersom en tar hensyn til faktiske lønnskostnader vil grunnrenten i kraftproduksjon være noe lavere i perioden etter 2002.

I sensitivitetsanalysen for avkastningskravet for kapitalen er det gjort anslag med avkastningskrav på 7 pst. reelt i stedet for 4 pst. som i basisalternativet. Effekten av høyere avkastningskrav er vist i figur 3.12, der det fremgår at grunnrenten blir noe lavere gjennom perioden. I rapporten vurderes også sensitiviteter ved å benytte kapitalavkastningen i industrien og i fastlandsnæringer. Sensitivitetsanalysen viser at selv om det benyttes høyere avkastningskrav har det vært en betydelig grunnrente i kraftproduksjon i perioden etter 2002.

Figur 3.12 Beregnet grunnrente med 4 og 7 pst. avkastningskrav. Mill 2018-kroner

Figur 3.12 Beregnet grunnrente med 4 og 7 pst. avkastningskrav. Mill 2018-kroner

Kilde: Greaker og Lindholt, 2019.

3.8 Utviklingstrekk og perspektiver for kraftsektoren fremover

Det norske kraftsystemet er tett integrert med det nordiske og europeiske kraftmarkedet, og påvirkes også av utviklingen i internasjonale markeder. Energimarkedene gjennomgår store endringer på grunn av politisk og teknologisk utvikling. Den langsiktige utviklingen i norsk kraftsektor vil blant annet avhenge av utviklingen i det norske ressursgrunnlaget, etterspørselen etter energi, teknologiutviklingen samt energipolitikken i Norge og Europa. Mange påvirkningsfaktorer gir et stort utfallsrom for fremtidig utviklingen av det norske kraftsystemet.

De norske og nordiske kraftmarkedene vil de kommende årene knyttes enda tettere sammen med Europa, både gjennom kabler og gjennom implementering og utvikling av markedsregelverk under EØS-avtalen. Norske kraftpriser kan i økende grad få et nivå og en struktur tilsvarende europeiske kraftpriser. I Europa er det særlig utviklingen i kvoteprisen for CO2-utslipp, utbyggingen av uregulerbar fornybar kraftproduksjon, teknologiutvikling og elektrifisering av energiforbruk, som kan få stor påvirkning på fremtidige kraftpriser. Hvorvidt den fremtidige kraftprisen i gjennomsnitt blir høy eller lav, og hvor skiftende prisen blir over døgn og sesonger, vil ha betydning for verdien av fleksibel norsk vannkraftproduksjon.

Norske forhold vil også være av betydning. Kraftprisene vil påvirkes av utbygging av vind- og vannkraft, endringer i vær og tilsigsmønster, samt myndighetskrav og behov for reinvesteringer i store regulerbare vannkraftverk.

NVE har anslått behovet for reinvesteringer i store norske vannkraftanlegg til om lag 40 mrd. kroner mot 2030 og ytterligere 75 mrd. kroner mot 2050, se punkt 3.2.4. Dette inkluderer bare maskin- og elektrotekniske komponenter, og ikke reinvesteringer i dammer og vannveier. I forbindelse med reinvesteringene er det et stort potensiale for opprustning- og utvidelsesprosjekter som gjør kraftverkene mer fleksible. I hvilken grad de gjennomføres vil avhenge av markedsutviklingen. Samlet potensial for opprusting og utvidelser er anslått til 5-6 TWh, jf. boks 3.1.

Hvorvidt reinvesteringsprosjektene gjennomføres kan også påvirke kostnadene ved å opprettholde god forsyningssikkerhet. Utviklingen mot et norsk og nordisk kraftsystem der både kraftproduksjon og forbruk blir mer volatilt, vil isolert sett være utfordrende for kraftsystemets stabilitet. Vannkraftverkenes evne til å regulere opp og ned kraftproduksjonen vil derfor være avgjørende for en fortsatt stabil drift av kraftsystemet.

Omtalen i dette kapittelet bygger i hovedsak på NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse 2018–2030 (NVE, 2018). Formålet er å belyse sentrale utviklingstrekk og betydningen dette kan få for norsk kraftproduksjon. Analysene er forbundet med betydelig usikkerhet, og usikkerheten øker over tid. På lengre sikt kan det skje betydelig utvikling i teknologi og markeder som kan endre sammenhengene på energiområdet.

3.8.1 Mer fornybar kraftproduksjon og økt fleksibilitetsbehov frem mot 2030

De europeiske energimarkedene har de senere årene gjennomgått store endringer, og står også overfor omfattende omstillinger fremover. Energi- og klimapolitikken er en avgjørende drivkraft, men den økonomiske utviklingen, teknologiutviklingen og utviklingen i internasjonale energimarkeder er også viktig.

I 2009 ble EUs 2020-mål lansert, med mål om 20 pst. reduksjon i klimagassutslipp fra 1990-nivå, 20 pst. fornybar energi i energimiksen og 20 pst. energieffektivisering. Gjennom reguleringer, kvotemarked og støtteordninger til fornybar energi ser 2020-målene ut til å bli nådd. Målene har de siste årene bidratt til store endringer i Europas kraftsystemer gjennom mye ny, uregulerbar fornybar kraftproduksjon fra sol og vind. Effektene av innfasing av ny, fornybar energi er allerede synlige, til tross for at andelen fortsatt er relativt lav og varierer betydelig fra land til land. Store svingninger i produksjonen på grunn av uregulerbar vind- og solkraft har gitt mer volatile priser og utfordringer med kraftoverføring mellom områder.

I 2018 ble det vedtatt nye energi- og klimamål for 2030 som bygger på 2020-målene. EU ønsker å redusere klimagassutslippene med 40 pst. fra 1990-nivå, øke fornybarandelen til 32 pst. og bidra til 32,5 pst. energieffektivisering. EUs 2030-mål kan medføre at fornybarandelen i den europeiske kraftsektoren utgjør opp mot 50 pst. i 2030. Denne utviklingen vil blant annet avhenge av hvor mye av energiforbruket som blir elektrifisert, og hvor raskt utbyggingskostnader for fornybar kraftproduksjon faller.

NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse mot 2030 har blant annet tatt hensyn til disse politiske målene når de har anslått retningen kraftmarkedsutviklingen i Europa vil ha i årene fremover. De peker på at de følgende trendene vil dominere:

  • Nedgang i fossil kraftproduksjon: Reduksjon i termisk kraftproduksjon fra kull- og kjernekraft som følge av aldrende kraftverk, politiske føringer og konkurranse fra fornybare teknologier.

  • Økning i uregulerbar fornybarproduksjon: Storstilt utbygging av vind- og solkraft som følge av EUs fornybarmål mot 2030, lavere utbyggingskostnader og høyere kraftpriser.

  • Økt betydning av fleksibel produksjon: Nedleggelsen av kull- og kjernekraft og høyere CO2-priser kan føre til at gasskraft blir viktigere i det europeiske kraftmarkedet, og sammen med regulerbar vannkraft tar en større rolle for å balansere et mer variabelt kraftsystem.

  • Større behov for overføringsnett: Høy nettutbygging mellom ulike europeiske land, noe som bidrar til å utjevne kraftprisene mellom ulike regioner i Europa.

  • Elektrifisering av forbruk: Økning i kraftforbruket som følge av elektrifisering av varme- og transportsektoren, befolkningsutvikling og økonomisk vekst.

Klima- og energipolitiske virkemidler på EU-nivå vil påvirke kraftsektoren. Utfordringen for den europeiske kraftsektoren vil være å kunne integrere et slikt omfang av uregulerbar, fornybar kraftproduksjon i kraftsystemet på en måte som verken svekker forsyningssikkerheten eller verdiskapingen. Innfasingen av mer uregulerbar kraft vil skje parallelt med at en stor del av de tradisjonelle termiske kraftverkene fases ut som følge av alder, lønnsomhet eller myndighetskrav.

Utviklingen mot mindre termisk kraftproduksjon og mer uregulerbar, fornybar kraftproduksjon forventes å gi større behov for fleksibilitet og overføringsnett. Dette er nødvendig for å sikre balansen mellom forbruk og produksjon både på kort og lang sikt. Å opprettholde stabilitet i kraftsystemet uten kraftverk med høy brukstid eller tilgang på regulerbare kraftressurser vil være vanskelig. Fleksibiliteten den regulerbare vannkraften bidrar med, er derfor viktig.

Norge og Norden

Mange av de samme utviklingstrekkene finner man igjen i Norge og Norden. NVE anslår en økning i nordisk kraftproduksjon som følge av betydelig utbygging av vind- og solkraft. Samtidig ventes det utfasing av termisk kraftproduksjon. NVE anslår at kraftforbruket vil øke som følge av vekst i industrien, elektrifisering av transport og utbygging av store datasentre. Samlet vil landene i Norden fortsatt produsere mer kraft enn de bruker, og kraftoverskuddet vil øke.

I likhet med Europa, vil Norden få et mer væravhengig kraftsystem med en lavere andel regulerbar produksjon. Bare i Norge forventer NVE at vindkraftproduksjonen vil komme opp i omtrent 15 TWh i 2022. Per andre kvartal 2019 er allerede 8,6 TWh under bygging i tillegg til de 5,4 TWh som er satt i drift. NVE anslår at det kan bygges ytterligere 10 TWh mellom 2022 og 2030. Det vil imidlertid avhenge av kostnads- og teknologiutviklingen samt politisk og lokal aksept for ny vindkraft. I Norge vil mer uregulerbar vann- og vindkraft føre til økt variasjon i tilgangen på kraft. I tillegg kan klimaendringer over tid føre til at tilsiget til vannkraftmagasinene varierer mer over sesonger og år.

Med en mindre andel regulerbar kraftproduksjon i kraftsystemet, får Norden samlet sett mindre evne til å utjevne svingninger mellom tørre og våte år, og til å justere for løpende variasjoner i kraftsystemet. For fortsatt å kunne håndtere disse utfordringene, vil store vannkraftverk med magasinkapasitet samt et velutbygd overføringsnett være avgjørende for å ivareta forsyningssikkerheten i det norske og nordiske kraftsystemet.

Fra Norden planlegges nye forbindelser til Tyskland, Storbritannia, Nederland, Polen, Russland og Baltikum. Totalt sett innebærer planene at utvekslingskapasiteten til Europa vil tredobles mot 2030, jf. figur 3.13. 4 620 MW er allerede under bygging, mens det er tatt beslutning om utbygging av ytterligere 1 400 MW. Videre er 6 900 MW i konsesjonsprosess eller på utredningsstadiet. De planlagte utlandsforbindelsene vil føre til økt handel og endring i prisstrukturen.

Figur 3.13 Økende overføringskapasitet ut av Norden. 2005–2025

Figur 3.13 Økende overføringskapasitet ut av Norden. 2005–2025

Kilde: NVE, 2019 .

Figur 3.13 viser summen av anslått utvekslingskapasitet fra nordiske land til land utenfor Norden. Import er større enn eksport da enkelte overføringslinjer bare brukes til import.

Med de to nye utenlandsforbindelsene til Tyskland og Storbritannia vil norsk utvekslingskapasitet være omlag 9000 MW. Dette er en økning på om lag 50 pst. sammenlignet med dagens kapasitet.

Med flere utlandsforbindelser får Norge større muligheter for krafthandel i perioder med over- og underskudd i det norske kraftsystemet. Økt overføringskapasitet vil innebære at norske kraftpriser påvirkes mer av prismønsteret og hendelser i europeiske land.

3.8.2 Forventet prisutvikling mot 2030

Reformen av EUs kvotesystem (ETS) frem mot 2030 vil ha stor betydning for prisutvikling og lønnsomhet av ulike typer kraftproduksjon i Europa. Høye kvotepriser trekker i retning av høyere kraftpriser og økt lønnsomhet i fornybar kraftproduksjon. Samtidig forventes det at teknologiutviklingen og politikken for å øke fornybarandelen vil bidra til mer utbygging av fornybar kraftproduksjon. I NVEs analyser mer enn dobles produksjonen av sol- og vindkraft i Europa mot 2030, med en samlet produksjon på nærmere 1000 TWh i 2030. Det vil innebære at fornybarandelen i europeisk kraftproduksjon øker fra 36 pst. i 2018 til 53 pst. i 2030. Isolert sett vil det senke de gjennomsnittlige kraftprisene og gjøre kraftprisene mer volatile, noe som kan påvirke lønnsomheten i all kraftproduksjon.

Forutsatt en økende CO2-pris og svak økning i prisene på kull og gass, ligger det an til en svak økning i gjennomsnittlig prisnivå i Norge.3 Det kommer av at termiske teknologier som kull- og gasskraft trolig fortsatt vil være viktig i prisdannelsen frem mot 2030, selv med en økende andel fornybar kraftproduksjon. Frem mot 2030 vil derfor nivået på kraftprisene både i Norge, Norden og Europa påvirkes av utviklingen i brenselspriser og kvoteprisen for CO2, som er bestemmende for kostnaden ved å produsere kraft i termiske kraftverk.

Figur 3.14 NVEs anslag for utvikling i kraftpriser 2007–2030

Figur 3.14 NVEs anslag for utvikling i kraftpriser 2007–2030

Kilde: NVE kraftmarkedsanalyse 2018–2030, publisert oktober 2018 .

Figur 3.14 viser utviklingen i historiske kraftpriser, terminpriser for 2020 og NVEs fremskrivinger fra 2020. NVEs basisframskriving, fra oktober 2018, anslår at kraftprisen i Norge i gjennomsnitt stiger fra 2020 til 2025 før utviklingen flater ut mot 2030. Utfallsrommet er likevel stort, og de regionale forskjellene i Norge kan være betydelige. Prisøkningen skyldes forutsetningen om høyere CO2-priser og idriftsettelsen av nye kabler fra Norden til Storbritannia. På tross av en stigende CO2-pris i hele perioden, bidrar økt fornybarproduksjon i Europa og et større kraftoverskudd i Norden til at gjennomsnittsprisene er relativt stabile utover i perioden mot 2030. NVEs høy- og lavalternativ for prisutviklingen, illustrert ved det skraverte området i figur 3.14, tar utgangspunkt i ulike forutsetninger.4

De nordiske kraftprisene i 2019 har på grunn av høy CO2-pris og hydrologisk underskudd i gjennomsnitt vært om lag 40 øre per kWh. Terminprisene for resten av 2019 tilsier at kraftprisen i snitt vil fortsette å ligge på rundt 37 øre per kWh ut året. Mot 2020 og 2021 viser terminprisene at kraftprisnivået beveger seg til om lag 33 øre per KWh.

Uavhengig av det gjennomsnittlige prisnivået, vil de kortsiktige variasjonene i den norske kraftprisen øke og få en mer europeisk struktur. De europeiske kraftprisene preges allerede av en stor andel solkraft og perioder med høy vindkraftproduksjon på dagtid, noe som gir lavere priser på dagtid.

Foreløpig er ikke denne utviklingen like sterk i Norge, men kan bli mer fremtredende i årene fremover. Det gjelder spesielt i Sør-Norge som er nærmest knyttet til kraftmarkedet på kontinentet. Nettbegrensninger gjør at priseffekten lengre nord i landet vil bli mindre. Kraftprisvariasjonene er illustrert i figur 3.15, der linjene viser anslått utvikling i kraftprisen i Sør-Norge over året i 2018 og 2030. Det skraverte området viser prisvariasjonen innad i uken, og illustrerer at prisvariasjonen innad i uken er forventet å stige markant fra 2018 til 2030.

I 2018 er den gjennomsnittlig prisforskjellen mellom dag og natt rundt 2 øre per kWh på vinteren, og noe høyere i sommerhalvåret. For 2030 anslår NVEs at denne prisforskjellen mellom dag og natt vil kunne firedobles til 8 øre per kWh både på sommeren og vinteren. Prisene vil dermed være mer volatile over døgnet og dermed også innad i uken, som vist i figur 3.15.

Figur 3.15 Anslag for variasjon i kraftpris over året og innad i uken for Sør-Norge. Faste 2018-priser

Figur 3.15 Anslag for variasjon i kraftpris over året og innad i uken for Sør-Norge. Faste 2018-priser

Kilde: NVE, 2018.

Figur 3.15 illustrerer også hvor mye kraftprisen vil variere mellom sommer og vinter. Isolert sett vil økt overføringskapasitet føre til mindre sesongvariasjon i årene frem mot 2025. I perioden 2025–2030 anslår NVE imidlertid at sesongvariasjonen i kraftprisene totalt sett vil være omtrent lik som i 2018. Det kommer av at mer solkraft trekker kraftprisene ned om sommeren, og at redusert termisk kapasitet og høyere sesongpriser for gass vil gi flere pristopper på vinteren.

Konsekvenser for norsk kraftproduksjon

Med flere utlandsforbindelser forventes det isolert sett at prisene blir jevnere mellom sommer og vinter, og at prisvariasjonene over døgnet øker. Selv om økt overføringskapasitet gir større utslag på kortsiktige variasjoner i kraftprisen, reduserer det samtidig prisforskjellene mellom sesonger, og mellom tørrår og våtår. Muligheten til å eksportere kraft i perioder med stort tilsig bidrar til å holde prisen på et høyere nivå, og tilsvarende bidrar importmuligheten til at prisene blir lavere i tørrår. Et forventet økt nordisk kraftoverskudd mot 2030 fører til at våtår og tørrår igjen får større prisutslag. Størrelsen på det nordiske kraftoverskuddet vil fortsatt være viktig for utfallsrommet for den norske og nordiske kraftprisen, selv med en sterkere påvirkning fra Europa.

En svak økning i den anslåtte gjennomsnittlige kraftprisen de kommende årene kan bidra til økt verdi av norsk fornybar kraftproduksjon. Økt volatilitet vil også gjøre det mer attraktivt å regulere vannkraftproduksjon eller kraftforbruk hurtig opp eller ned for å tilpasse seg prisene. Dette kan isolert sett øke inntjeningen for regulerbare kraftverk i Norge. For vindkraften kan økte priser kombinert med en forventet reduksjon i produksjonskostnader medføre at investeringer blir lønnsomme uten støtte, jf. punkt 3.8.3.

Muligheten det enkelte kraftverk har til å oppnå de faktiske kraftprisene i markedet vil variere. Blant annet vil det avhenge av prisen i området kraftverket ligger i, når på året det er mest produksjon og i hvilken grad det er mulig å regulere produksjonen etter variasjoner i kraftprisen. NVEs kraftmarkedsanalyse viser at regulerbare vannkraftverk i Sør-Norge kan få 30 pst. høyere inntjening enn for eksempel vindkraftverk i Nord-Norge. Det skyldes at prisforskjellene mellom Sør- og Nord-Norge blir større og at regulerbar vannkraft har best evne til å tilpasse seg variasjon i kraftpriser. Gjennomsnittsprisene for vindkraft er imidlertid betraktelig bedre lengre sør, der samlokalisering av regulerbar vannkraft og vind gir mindre utslag i kraftprisene.

Den regulerbare vannkraften har gode muligheter til å skape verdier av fleksibiliteten som ligger i evnen til rask produksjonstilpasning. På sikt kan det imidlertid være flere løsninger som kan bidra til økt kortsiktig fleksibilitet, og det forventes konkurranse mellom disse. Både regulerbar vannkraft, strømnett, batterilagring og forbrukerfleksibilitet vil kunne dekke behovet for fleksibilitet innenfor kortere tidsperioder. Når det gjelder langsiktig fleksibilitet innenfor dager og uker kan vannkraften i fremtiden konkurrere med overføringskabler, forbrukerfleksibilitet i industrien eller hydrogen som energibærer. Innføring av én type fleksibilitet i markedet vil ha en dempende effekt på prisvolatiliteten og dermed redusere lønnsomheten for andre tilbydere av fleksibilitet.

Den økende verdien av vannkraftens reguleringsevne de neste tiårene ligger ikke bare i evnen til å produsere når kraftprisen er høyest, eller i å bidra til redusert kannibaliseringseffekt for vindkraft. Perspektivene til kraftsystemet tilsier at vannkraftens regulerbarhet i økende grad vil være en nødvendig forutsetning for en fortsatt stabil drift av det norske og nordiske kraftsystemet, samt kraftsystemets evne til å møte de endringer som er beskrevet under punkt 3.8.1. Den samlede verdien dette utgjør vil ikke prissettes fullt ut i markedet, men bidrar til at kostnadene ved å drifte et kraftsystem i stor endring blir lavere i Norge enn i de fleste europeiske land. I Europa er det stor usikkerhet om hvordan kraftsystemet over tid skal håndtere de økende svingningene i produksjon, og om dagens kraftmarked er i stand til å fremskaffe tilstrekkelige investeringer i regulerbar produksjon. De gjennomsnittlige prisforventningene for kraft er i dag for lave til å dekke investeringskostnadene for nye kraftverk i Europa, særlig for ny regulerbar produksjon. Den eksisterende regulerbare norske vannkraften demper den typen bekymringer i Norge. Det er derfor viktig å opprettholde vannkraftens regulerbarhet.

3.8.3 Investeringskostnader i ny kraftproduksjon

Parallelt med at investeringene i sol- og vindkraft globalt har økt, har investeringskostnadene falt. Det forventes at denne utviklingen fortsetter. Trolig vil det over tid muliggjøre en større andel investeringer uten behov for subsidier og produksjonsstøtte. I følge IRENA (IRENA, 2018) har investeringskostnaden for vindkraft blitt redusert med om lag 23 pst. i perioden 2010–2016. Investeringskostnaden for solkraft har falt med over to tredjedeler i samme periode. Lavere teknologikostnader, gradvis økt virkningsgrad på solceller og stadig større vindmøller med høyere brukstid reduserer den gjennomsnittlig produksjonskostnad over levetiden (LCOE) både for sol- og vindkraft.5

De totale utbyggingskostnadene varierer likevel betydelig i Europa og verden forøvrig, avhengig av vind og solforhold samt andre kostnader som nettutbyggingskostnader. Investeringskostnader inkluderer som oftest ikke kostnaden med å koble seg til nettet og undervurderer dermed den totale samfunnsøkonomiske kostnaden.

Solkraft har fortsatt vesentlig høyere investeringskostnader enn vindkraft, men store deler av utbyggingen skjer ved at husholdnings- og næringskunder installerer solceller på tak og andre ledige areal. For forbrukeren kan samfunnsøkonomisk ulønnsom solkraft likevel være privatøkonomisk lønnsomt, når utbyggingskostnadene ses opp mot den samlede strømprisen for sluttforbrukeren, inkludert kraftpris, nettleie og avgifter.

Andre teknologier slik som batterier, termiske sesonglagre og hydrogenlagring har også fallende kostnader. Blant annet har kostnadene for batterilagring falt vesentlig de siste årene.

Utviklingen i Norge

I Norge har vannkraft tradisjonelt vært den klart billigste formen for ny kraftproduksjon. Dette bildet er i ferd med å endre seg. Informasjonen i dette avsnittet er basert på NVEs analyser av kostnader i energisektoren (NVE, 2019), som viser at teknologiutviklingen i de senere årene har ført til at kostnadsnivået i landbasert vindkraft nå er på nivå med vannkraft.

Figur 3.16 viser LCOE og anslått utvikling for vindkraft på land, bunnfast havvind og solkraft på næringsbygg i perioden 2018–2040. LCOE for vannkraft er tatt ut, og fremgår av figur 3.17, siden det er større variasjoner i kostnadsnivået mellom vannkraftverkene.

For landbasert vindkraft er tallene basert på innsamlede kostnader for vindkraftverkene som ble idriftsatt i Norge i 2018. LCOE-utviklingen i bunnfast havvind er basert på et tenkt eksempelprosjekt med norske forhold. Utbyggingskostnadene er hentet fra IEA Wind. Kostnader for bygging av havvind er svært stedsavhengig og vil variere ut fra hvor vindkraftverket lokaliseres. Solkrafttallene er basert på en rapport om solceller i Norge utarbeidet av Multiconsult og Asplan Viak. I kostnadsutviklingen for perioden 2018 til 2040 legger NVE til grunn at gjennomsnittlig LCOE for bunnfast havvind vil falle med 56 pst. og LCOE for solkraft vil falle med 50 pst. og LCOE for landbasert vindkraft vil falle med 38 pst. Tilknytning til nettet er en viktig og potensiell stor kostnad som ikke er inkludert i denne figuren. Hvis kraftverksutbyggingen utløser nyinvesteringer i strømnettet vil det aktuelle nettselskapet kreve anleggsbidrag fra investor. Det vil øke de samlede utbyggingskostnadene for prosjektene. Landbasert vindkraft ventes å bli en stadig sterkere konkurrent til ny vannkraft, jf. figur 3.16.

Figur 3.16 Anslag på gjennomsnittlig LCOE for ny fornybar kraftproduksjon 2018–2040. Faste 2018-øre

Figur 3.16 Anslag på gjennomsnittlig LCOE for ny fornybar kraftproduksjon 2018–2040. Faste 2018-øre

Kilde: NVE, 2019 .

Figur 3.17 viser anslag på LCOE for vannkraft som har fått endelig konsesjon, men som ikke er bygd ut. Da det er få nye store vannkraftprosjekter, inkluderer tallene både små og store vannkraftprosjekter. Midlere årsproduksjon fra disse er om lag 4 TWh, mens det samlede tekniske-økonomiske potensialet er større, jf. punkt 3.2.2. Vannkraft er en moden teknologi, der NVE ikke forventer fallende kostnadsnivå. Samtidig er mye av vannkraften allerede bygd og mange av de beste vannfallene er allerede utnyttet. Enkelte prosjekter har relativt lave utbyggingskostnader, mens de mest kostbare vannkraftprosjektene ikke vil være konkurransedyktige.

Figur 3.17 Anslag for LCOE for konsesjonsgitte vannkraftverk som ikke er under bygging. Faste 2018-øre

Figur 3.17 Anslag for LCOE for konsesjonsgitte vannkraftverk som ikke er under bygging. Faste 2018-øre

Kilde: NVE, 2019.

Konkurranseforholdet mellom ny vann- og vindkraft kan illustreres av byggeaktiviteten i Norge i 2019. Etter mange år med lite vindkraftutbygging er det ved utgangen av andre kvartal 2019 8,6 TWh med vindkraftprosjekter under bygging. Til sammenligning er det 2,3 TWh vannkraftprosjekter under bygging (NVE, 2019).

3.8.4 Fleksibilitetsløsninger og reinvesteringer i norske vannkraftverk

Forventning om varige endringer i prisstrukturen over døgnet og i ulike perioder, kan gi økt lønnsomhet for fleksibilitet i kraftproduksjon og kraftforbruk.

Nye fleksibilitetsløsninger kan påvirke kraftsystemet på en måte det er vanskelig å forutse, og kan på sikt bidra til å endre prisstrukturen. Det kan påvirke kraftprisene i Norge og endre verdien av regulerbar vannkraft. Utfordringene for enkelte fleksibilitetsløsninger er at periodene med knapphet kan oppstå sjelden og være for kortvarige til at det blir lønnsomt å investere.

Hvilke fleksibilitetsløsninger som blir lønnsomme i det europeiske markedet avhenger både av teknologisk utvikling, behovet for fleksibilitet og hvorvidt fleksibilitetsløsninger får tilstrekkelig betalt i markedet. Det er stor forskjell på løsningene som kreves for å møte umiddelbare behov i kraftsystemet, og den fleksibiliteten som kreves når væravhengig kraftproduksjon er svært lav over flere uker.

Det eksisterende vannkraftsystemet i Norge har stor reguleringsevne, og kan brukes til å håndtere både kortsiktige og langsiktige fleksibilitetsbehov. Det er imidlertid ikke en utømmelig kilde til fleksibilitet. Hvor mye fleksibilitet som kan leveres avhenger blant annet av kostnader og naturulemper med økt effektkjøring av vannkraftverk, av lokal aksept for endret vannføring, av tilgjengeligheten på overføringsforbindelser og av kostnadene for annen fleksibilitet i Europa. Det vil bli nødvendig med reinvesteringer i mange av de norske regulerbare vannkraftverkene, jf. punkt 3.2.3.

Samtidig som det reinvesteres, er det potensial for opprustning og utvidelse, og til å tilpasse kraftanleggene slik at man bedre utnytter fleksibiliteten i vannkraften. Kraftverkene kan bygges om og øke effekten slik at mer kraft kan produseres på kortere tid, i de timene hvor prisen er høyest. Hvorvidt det er lønnsomt avhenger av hvor store ekstrakostnader som kommer i tillegg til rehabilitering, og hvor mye det er å tjene på dette i form av høyere forventet kraftpris i høypristimene.

Stor usikkerhet om fremtidig utvikling i kraftsystemet gjør at vannkraftutbyggerne står overfor komplekse investeringsbeslutninger. Et dilemma for vannkraftutbyggere er knyttet til den lange levetiden slike prosjekter har. Det kan ta flere år fra selskapet fatter en investeringsbeslutning til det oppgraderte kraftverket kan starte produksjon. Med dagens forhold er det lite lønnsomt med effektutvidelser. Flere pristopper i fremtiden kan gjøre investeringer mer lønnsomme, men nye fleksibilitetsløsninger kan også begrense denne oppsiden. Utbyggerne må enten fatte en investeringsbeslutning mens kraftprisene fortsatt er relativt lave og lite volatile, eller vente til markedet har tilstrekkelige variasjoner i prisene som gir insentiver til investeringer i flere typer fleksibilitet. I begge tilfeller er det betydelig risiko.

3.8.5 Endringer i markedsdesign

For at det skal bli utviklet nok fleksibilitetsløsninger til å kunne håndtere de forventede svingningene i produksjon og forbruk, er det viktig at det gis korrekte investeringsinsentiver. Da må kraftmarkedet være organisert på en slik måte at tilbydere av fleksibilitet får betalt for det de tilbyr. For å imøtekomme behovet for bedre verdsetting av fleksibilitet i kraftsystemet, har EU startet utvikling av felles balansemarkeder. I tillegg skal budperiodene i markedene reduseres fra 1 time til 15 minutter og minimumsstørrelsen på budene skal reduseres. Det medfører at mindre aktører også kan delta, slik at likviditeten forhåpentligvis vil øke. Tiltakene kan gi markedene bedre informasjon om når ubalansene oppstår og en mer effektiv bruk av nett- og produksjonsressurser til å håndtere dem. Forutsatt at det er tilgjengelig overføringskapasitet, vil norske regulerbare vannkraftverk kunne tjene på disse endringene.

Mange land i Europa er likevel bekymret for at det i perioder ikke vil være nok produksjonskapasitet tilgjengelig for å dekke etterspørselen. De har innført, eller vurderer å innføre, såkalte kapasitetsmekanismer. Kapasitetsmekanismer er en tilleggsbetaling utover kraftprisen for å ha tilgjengelig produksjonskapasitet som kan levere ved behov. Dersom flere land innfører slike ordninger uten å ta hensyn til overføringsnett og produksjonskapasitet i naboland, kan det medføre betydelig samlet overkapasitet. Det kan gi lite effektive kraftmarkeder. Kapasitetsmekanismer kan dermed bidra til lavere markedspriser slik at det blir vanskelig å oppnå lønnsomhet i investeringer for økt fleksibilitet.

3.9 Oppsummering

Norsk kraftproduksjon er fornybar, fleksibel, og har gode forutsetninger for å bidra til fortsatt verdiskapning i årene fremover. Den store vannkraften har også en rekke egenskaper som er viktig for forsyningssikkerheten som ikke fullt ut blir prissatt i markedet.

Energi- og klimapolitikk, markedsdesign samt teknologiutvikling er blant faktorene som kan påvirke rammevilkårene for kraftproduksjon. Utviklingstrekkene viser at norske kraftpriser i årene fremover i økende grad vil påvirkes av forhold i Europa fordi vi blir tettere fysisk og regulatorisk integrert. Det innebærer blant annet at prisvariasjonene over døgnet øker. Prognosene for det gjennomsnittlige nivået på kraftprisen fremover er imidlertid svært usikre og har et stort utfallsrom. Utviklingen i CO2- og brenselsprisene og utbyggingen av mye uregulerbar kraftproduksjon både i Norge og resten av Europa er viktige drivere, sammen med utfasing av termisk produksjon, og økt overføringskapasitet.

Samtidig som markedsutsiktene er usikre, er det økende behov for større rehabiliteringer av de store vannkraftanleggene. Kraftverk som står for nærmere 50 pst. av all kraftproduksjon i Norge ble bygget før 1980 og har nå behov for reinvesteringer. Samtidig viser investeringstallene i kraftproduksjon at det investeres mye i vindkraft i Norge, betydelig mer enn i vannkraft.

Stor vannkraft krever høye investeringer i byggefasen, og de offentlige eierne er tilbakeholdne med å ta store og komplekse investeringsbeslutninger i et marked preget av stor usikkerhet. Norsk vannkraft kan tjene godt på økt behov for fleksibilitet i årene fremover, men hvorvidt kraftverkene vil kunne realisere verdien er usikkert. Så lenge selskapene finner det lønnsomt å fortsette driften, kan investorene velge å utsette investeringene så lenge som mulig, bytte ut komponenter eller bygge nye og mer fleksible kraftverk. Med et stort investeringsbehov i et marked med usikre utsikter er det viktig at skatter og konsesjonsordninger for kraftproduksjonen er utformet slik at de ikke vrir selskapenes insentiver bort fra samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter.

Fotnoter

1.

Normalårsproduksjon er definert ut ifra gjennomsnittlig produksjon gitt forholdene i en tredveårsperiode. Den gjeldende hydrologiske referanseperioden er 1981–2010. Denne rulleres hvert 10. år.

2.

Naturhestekrefter er et mål på effekt, og beregnes i denne sammenheng ut på bakgrunn av regulert vannføring og fallhøyden som utnyttes i kraftverket.

3.

Sammenliknet med gjennomsnittlig pris for 2017, legges det til grunn en flat utvikling i kullprisen (75 $/tonn), en svak økning i gassprisen (17,5 €/MWh), og en CO2 – pris på rundt 15 €/tonn. Utfallsrommet i alle scenariene er svært stort.

4.

Forutsetningene for kull-, gass-, og CO2-prisene i lav- og høyprisscenarioene er henholdsvis 50 og 100 USD/tonn for kull, 12 og 22 EUR/MWh for gass og 1 og 40 EUR/tonn for CO2-utslipp.

5.

Nivået på LCOE gir uttrykk for hvilken gjennomsnittlig oppnådd kraftpris over levetiden et kraftverk må ha for å være lønnsomt.

Til toppen
Til dokumentets forside