St.prp. nr. 53 (2003-2004)

Statens eierskap i Statkraft SF

Til innholdsfortegnelse

3 Utviklingen i kraftbransjen

3.1 Systemforandringen

3.1.1 Innføring av markedsreform i kraftbransjen

Kraftmarkedet i Norge var tidlig ute med å åpne for allmenn konkurranse. Mot slutten av 80-tallet økte interessen for en markedsorientert prisdannelse på elektrisk energi. Samtidig var det en situasjon med relativt store kraftoverskudd, som ble eksportert til lave priser. Videre ble det stilt økende krav om avkastning og effektivitet til investeringer i kraftsektoren. En del av disse problemstillingene ble adressert gjennom forslaget til ny energilov som medførte en ny regulering av det norske kraftmarkedet.

Ved siden av energiloven, som blant annet deler kraftmarkedet i en konkurranseutsatt del og en monopoldel, var delingen av forvaltningsbedriften Statkraft i 1991 et viktig tiltak fra statens side for å fremme markedsutviklingen innenfor kraftsektoren. Forvaltningsbedriften ble delt i et produksjons- og salgsselskap (Statkraft SF) og et nettselskap (Statnett SF). Begge selskapene ble organisert etter ny lov om statsforetak. En nøytral og uavhengig nettfunksjon var en grunnleggende forutsetning i intensjonen bak energiloven og for omdannelsen av forvaltningsbedriften Statkraft. Det vises om dette til Ot.prp. nr. 43 for 1989-1990, Innst. O. nr 67 for 1989-1990 og St.prp. nr. 100 for 1990-1991, Innst. S. 28 for 1990-1991.

I 1996 ble kraftutvekslingen mellom Norge og Sverige omorganisert og landene etablerte et mer integrert el-marked, med blant annet en felleseid kraftbørs, Nord Pool. Senere sluttet også Finland (1998) og Danmark (1999 og 2000) seg til dette felles el-markedet.

Som følge av disse endringene gjenspeiler prisdannelsen i kraftmarkedet i større grad tilbuds- og etterspørsels-, samt overføringsforholdene i Norden. Kraft skaffes til veie på billigst mulig måte. I år med lave tilsig til vannkraftverkene vil de termiske kraftverkene øke produksjonen. I år med høye tilsig dekker vannkraften en større del av forbruket med reduserte kostnader og lavere miljøutslipp som resultat. På denne måten utfyller de nordiske kraftprodusentene hverandre. Nord Pool er den sentrale markedsplassen hvor disse aktørene møtes.

3.1.2 Konkurranse i ulike deler av verdikjeden

Etter hvert som markedet i Norden er blitt mer liberalisert, noe som har ført til en sterkere konkurranse, har flere aktører begynt å konsentrere sin virksomhet til enkelte deler av verdikjeden. Verdikjeden for elektrisk energi kan i hovedsak deles opp i fire: Produksjon, engroshandel, sluttbrukeromsetning, og overføring/distribusjon av kraft (nett). Det er konkurranse innenfor de første tre delene, mens overføring og distribusjon anses som naturlige monopol som er underlagt energimyndighetenes monopolkontroll.

Produksjon

Produksjonen i Norden er hovedsakelig basert på vannkraft, kjernekraft, kullkraft, gasskraft, vindkraft og bioenergi. I Norge er vannkraften nærmest enerådende. Karakteristisk for kraftproduksjonsområder som benytter vann- eller vindkraft, er at anleggene er svært kapitalkrevende å bygge, men med relativt lave driftskostnader. Kraftselskapene i Norden styrer sin produksjon i forhold til løpende markedspriser og forventninger om pris i fremtiden på Nord Pool.

Engroshandel

Produsentene leverer kraft til nettet basert på de avtaler som blir gjort med kjøpere av kraften. En del av krafthandelen i engrosmarkedet skjer på kraftbørsen Nord Pool. Daglig blir kraft omsatt for levering neste dag (spot). Krafthandel har en økende betydning for Statkraft. På bakgrunn av den kompetanse Statkraft har opparbeidet gjennom markedsoperasjoner i Norden, har selskapet også etablert markedsoperasjoner i Düsseldorf og Amsterdam.

Sluttbrukeromsetning

Omsetningen mot sluttkunder skjer gjennom egne salgsselskaper. Statkraft SF er ikke direkte involvert i sluttkundesalg, men har gjennom Statkraft Holding AS eierandeler i flere selskaper med virksomhet mot sluttbrukere. Denne virksomheten består i å kjøpe kraft på bilaterale kontrakter med produsenter, eller gjennom Nord Pool eller å skaffe kraft til veie på annen måte, og selge kraften i detalj til sluttkunder.

Distribusjon/overføring

Nettselskapene overfører kraften fra produsentene til sluttkundene. Nettselskapenes virksomheter utgjør naturlige monopoler blant annet fordi det i praksis kun er ett nettselskap tilknyttet hver forbruker/husstand. Gjennom dereguleringen av kraftmarkedet var det nødvendig å innføre spesielle reguleringer knyttet til nettvirksomheten, blant annet for å hindre kryss-subsidiering mellom monopolbasert og konkurranseutsatt virksomhet, og å sikre markedsadgang på like og ikke-diskriminerende vilkår til alle aktører. Det er derfor blant annet innført inntektsrammeregulering på nettsiden, som er myndighetenes styringsmekanisme for de naturlige monopolene. Disse inntektsrammene fastsettes på årlig basis av NVE og danner basis for den nett-tariff som nettselskapene kan fastsette mot sine kunder. Hensikten bak reglene er å fremme effektivisering i bransjen, samt å forhindre at nettselskapene utnytter sin monopolsituasjon.

3.2 Generelle utviklingstrekk

3.2.1 Behov for miljøvennlig energiproduksjon

Klimaavtaler

Gjennom Kyoto-protokollen har industrilandene påtatt seg å redusere sine samlede utslipp av drivhusgasser i 2008-2012 med om lag 5 prosent i forhold til nivået i 1990. Dette vil legge viktige føringer på fremtidig miljø- og energipolitikk for disse landene. Kyoto-protokollen har gjennomføringsmekanismer som åpner for kvotehandel mellom land med forpliktelser og godskriving av kreditter fra utslippsreduserende tiltak i andre land. I følge Kyoto-protokollen er Norge forpliktet til ikke å øke sine utslipp av klimagasser med mer enn 1 prosent fra 1990 til perioden 2008-2012. For å nå utslippsforpliktelsene innfører mange land blant annet insentiver som skal bidra til å redusere kraftproduksjon fra fossile brensler gjennom prising av CO2-utslipp og insentiver for utbygging av ny produksjonskapasitet fra fornybare energikilder.

Kvotehandel i EU

EU har vedtatt et kvotesystem for klimagasser med kvoteplikt fra 2005. Det omfatter i første omgang utslipp av CO2 - hovedsakelig fra produksjon av elektrisitet og varme i større enheter, samt enkelte industrisektorer, men ikke transportsektoren. Hvert medlemsland skal utarbeide nasjonale allokeringsplaner for kvoter som skal fremlegges i mars/april 2004. Kvotene vil hovedsakelig bli tildelt vederlagsfritt til de enkelte virksomheter, men det er adgang til å selge inntil 5 prosent av den totale kvotemengden. Danmark og Storbritannia har allerede innført kvotesystemer for CO2, og disse systemene vil bli endret. Kvotesystemet etablerer en pris på CO2 og vil øke produksjonskostnadene for kraft fra fossile brensler og derved gjøre dette mindre konkurransedyktig. Kvoteprisen i det europeiske markedet er usikker, men den vil kunne ha betydelig effekt på prisdannelsen i det europeiske kraftmarkedet og vil kunne øke prisen på elektrisitet.

Grønne sertifikater

Et internasjonalt marked for grønne sertifikater vil være et virkemiddel som kan stimulere til nybygging av miljøvennlig energiproduksjon. Kraftselskaper kan under en slik ordning få sertifisert sin produksjon av elektrisk kraft, slik at den kan leveres i et marked med kjøpsplikt for en gitt andel fornybar energi. Det oppnås med dette en bedre pris for miljøvennlig produsert energi.

EU vedtok i 2001 et direktiv om fremme av elektrisitet basert på fornybare energikilder i det indre elektrisitetsmarkedet. I direktivet er det satt et mål om at produksjon av kraft fra fornybare kilder skal øke fra 13,9 prosent i 1997 til 22,1 prosent i 2010 for EU-landene samlet sett. Direktivet klassifiserer vindkraft, solenergi, geotermisk energi, bølge- og tidevannsenergi, vannkraft, biomasse, avfalls-, avløps- og biogasser som fornybare energikilder. Vannkraft utgjør den største andelen, men vindkraft er i mange land også vokst frem som vesentlig bidragsyter til kraftproduksjonen. Hovedbestemmelsen i direktivet går ut på at hvert medlemsland skal iverksette tiltak for å sikre større forbruk av elektrisitet fra fornybare energikilder i samsvar med nasjonale indikative mål. De hovedvirkemidlene EU-landene bruker for å oppnå sine mål om fornybar energi faller i to hovedkategorier; såkalte feed-in tariffer (garanterte innmatingstariffer) og grønne sertifikater.

For tiden har disse systemene et nasjonalt fokus. Det forventes en viss harmonisering av systemene over tid. Sverige etablerte et pliktig grønt sertifikatmarked i 2003. Stortinget har bedt regjeringen ta initiativ til - fortrinnsvis - et felles norsk/svensk pliktig grønt sertifikatmarked, som eventuelt kan samordnes med et internasjonalt sertifikatmarked, jf St.meld. nr. 9 for 2002-2003 og Innst. S. nr. 167 for 2002-2003.

Konsekvenser for Statkraft

Fornybare energikilder antas å spille en stadig viktigere rolle i den fremtidige energiforsyningen. Avgifter på utslipp av CO2 vil gjøre fornybare energikilder som vannkraft mer konkurransedyktige og øke verdien av Statkrafts produksjonsportefølje. Prisene i det nordiske kraftmarkedet påvirkes i økende grad av kraftprisene på Kontinentet. Utforming av EUs miljøpolitikk vil derfor ha betydning for langsiktige el-priser og derved Statkrafts inntekter. Det forventes også å bli økt fokus på energieffektivitet og økt fleksibilitet både på tilbuds- og etterspørselssiden. I Norge og Norden forventes det videre å bli fokus på oppgradering og utvidelse av eksisterende vannkraft.

3.2.2 Utvikling av integrerte markeder

Fra nasjonale monopoler til flernasjonale selskaper

For om lag ti år siden foregikk internasjonal handel med elektrisk kraft i stor grad mellom nasjonale monopoler. Dette mønsteret har i de senere årene blitt vesentlig endret. Med bakgrunn i dereguleringen av energisektoren i Europa pågår det en betydelig omstrukturering av kraftnæringen.

Det skjer også en betydelig restrukturering i den norske kraftbransjen. De tre siste årene er det omsatt eierandeler i norske kraftselskaper for om lag 50 milliarder kroner. Ønsker i en rekke kommuner om å omplassere sin formue, slik at mindre deler bindes i kraftproduksjon og energileveranser, synes å ville opprettholde dette .

I takt med at regionale flaskehalser i overføringsnettet reduseres, vil Norden utgjøre et tettere integrert marked, og på sikt vil også det nordiske markedet integreres med det europeiske kraftmarkedet. Av nordiske selskaper har særlig Vattenfall vært aktivt og har oppnådd en markant størrelse i Tyskland. Det finske selskapet Fortum er det selskapet som sterkest har fulgt en strategi mot nordisk integrasjon. Fortum har blant annet sikret seg 34 prosent av aksjene i Hafslund. For begge selskapenes vedkommende har de hatt en sterk basis i sitt hjemmemarked. Ellers har i første rekke det tyske selskapet E.ON vært aktiv mot Norden og har sikret seg majoritet i det nest største svenske selskapet, Sydkraft, hvor Statkraft eier 44,6 prosent. I Danmark, som lenge har vært det minst liberaliserte markedet, er det tegn til en åpnere eierstruktur, blant annet vurderer den danske staten sitt eierskap i DONG.

Kraftmarkedets geografiske utstrekning begrenses imidlertid av overføringsnettets fysiske utstrekning og kapasitet. I perioder der det ikke er kapasitetsbegrensninger i det internordiske transmisjonsnettet, vil den nordiske regionen (Norge, Sverige, Finland og Danmark) utgjøre ett felles marked. Hvis det derimot oppstår flaskehalser mellom land, eller regioner innen et land, vil markedet deles geografisk. Dette innebærer at det i et marked som tilsynelatende er nordisk, også må tas hensyn til forhold som gjør at vedkommende marked i perioder er nasjonalt eller regionalt. Konkurransemyndighetene har på denne bakgrunn vurdert det relevante geografiske marked til nordisk i perioder uten flaskehalser i overføringsnettet. Ved fulle flaskehalser er imidlertid henholdsvis de norske elspotområde NO1 og NO2 separate prisområder og dermed til tider egne geografiske markeder.

Bransjeglidning mellom elektrisitet og gass

Det forventes at elektrisitetsproduksjon basert på gass i større grad vil danne basis for fremtidig prisdannelse. Gasskraftverk er langt mindre forurensende enn kullkraftverk og innebærer ikke den langsiktige miljørisikoen som er knyttet til kjernekraftverk. For kraftprodusenter er det derfor i økende grad viktig å følge utviklingen på gassmarkedet for å skaffe informasjon om prisdannelsen i kraftmarkedet.

I mange sammenhenger kan det være aktuelt for brukerne å veksle mellom de alternative energikildene elektrisitet og gass. Dette vil kunne medføre at enkelte selskaper ønsker å kunne tilby begge energikilder. Et eksempel på dannelsen av et el-gasskonsern er E.ON sitt kjøp av Ruhrgas.

3.2.3 Kraftbransjen i Europa

Deregulering av det europeiske kraftmarkedet har medført økt fokus på lønnsom utvikling innenfor det enkelte virksomhetsområde. Produksjon og engroshandel, nettvirksomhet og sluttbrukeraktivitet er kjennetegnet ved ulike suksesskriterier, risiki, avkastningsmuligheter og myndighetskontroll. Stadig økende krav til kompetanse, innovasjon og systemer innen alle deler av verdikjeden kan trekke i retning av en sterkere funksjonell oppdeling for mindre til mellomstore aktører (nisjeaktører). Siden den forretningsmessige risikoen i de ulike delene av verdikjeden varierer ulikt i tid, kan imidlertid større aktører oppnå en risikospredning ved å eie aktivitet over hele verdikjeden (integrerte selskap).

Utviklingen i det nordiske og kontinentale kraftmarkedet i de siste årene har vært preget av en betydelig grad av restrukturering. Det er de store aktørene i markedet som dominerer denne utviklingen, og som dermed ytterligere forsterker sine posisjoner.

I de fleste europeiske land ser man ingen klar tendens til strukturell oppsplitting av verdikjeden. Inntil det er etablert mer likvide engrosmarkeder for gass og kraft, vil kraftselskaper vurdere å være etablert i hele verdikjeden for kraft.

På lengre sikt ventes økt bruk av gass til kraftproduksjon å kunne medføre at gass- og kraftprisene vil påvirke hverandre sterkere. En betydelig del av det fremtidige kapasitetsbehovet for kraft i Europa vil kunne bli dekket gjennom ny gasskraft. Avhengig av gasskraftens andel i den totale kraftproduksjonen, vil markedsintegreringen mellom gass og kraft variere i de ulike nasjonale og regionale energimarkedene og påvirke graden av konsolidering.

Til dokumentets forside