2 Samandrag

Kapittel 3 Politikken for å framskunde gasskraftverk med CO₂ -handtering

I kapittel 3 blir det gjort greie for Regjeringas sats­ing på miljøvennlege gasskraftverk, fondet til utvikling av miljøvennlege gasskraftteknologiar og den nye innovasjonsverksemda i Grenland.

Satsinga på miljøvennlege gasskraftverk er eit hovudelement i Regjeringas energipolitikk. For å framskunde fullskala gasskraftverk med CO₂ -handtering, vil Regjeringa auke innsatsen for å redusere kostnadene gjennom pilot- og demonstrasjonsanlegg. Pilot- og demonstrasjonsanlegg er viktige for å utvikle dei mest kostnadseffektive og framtidsretta løysingane for fullskala gasskraftverk. Men pilotanlegga har sjølv høge kostnader, og dei krev langsiktig og stø oppfølging. Regjeringa ser det derfor som viktig at det blir etablert eit robust opplegg for dei stønadsordningane som verksemda skal forvalte.

I Revidert nasjonalbudsjett for 2004 la Regjeringa fram forslag om å opprette ei statleg innovasjonsverksemd som mellom anna skal gi stønad til pilotar for gasskraftverk med CO₂ -handtering, jf. St.prp. nr. 63 (2003–2004). Verksemda skal lokaliserast til Grenland. Det blei fremja forslag om å etablere eit fond på 2 milliardar kroner etter modell av Fondet for forsking og nyskaping, der avkastninga skal tildelast gjennom den nye innovasjonsverksemda. Regjeringa vil òg kunne vurdere eventuelle fullmakter og løyvingar ut over avkastninga frå fondet for å sikre tilstrekkeleg finansiering av aktuelle pilotprosjekt.

Den offentlege innsatsen for forsking på miljøvennlege gasskraftteknologiar er i hovudsak organisert gjennom programma i Noregs forskingsråd. Forskingsrådet utformar forskingspolitikken og forvaltar tildelingar til forsking ut frå dei retningslinene som Regjeringa og Stortinget trekkjer opp. Til saman er det gitt 205 millionar kroner i offentleg stønad spesielt retta mot utvikling av teknologiar for gasskraftverk med CO₂ -handtering sidan 1997.

Det er fleire oppgåver som må løysast før ein kan gjere ei sikker vurdering av kva for teknologiar for CO₂ -handtering som er dei beste for fullskala drift. Den viktigaste oppgåva er å redusere kostnadene ved dei ulike teknologikonsepta, og å etablere store nok marknader for slike teknologiar. Utprøving av teknologiane i pilot- og demonstrasjonsanlegg er naudsynt for å redusere kostnadane og den teknologiske risikoen ved fullskala drift. Å få fram desse anlegga krev andre verkemidlar enn dei som brukast i forskinga. Prosjekta er større, og krev finansiering i eit langt større omfang enn kva FoU-programma er laga for. Mellom anna vil det vere ei utfordring å sikre større medverknad frå leverandørindustrien enn i dag.

I gassmeldinga blei opprettinga av eit statlig innovasjonsverksemd lagt til grunn som eit hovudelement i Regjeringa sin strategi for gasskraftverk med CO₂ -handtering. Innovasjonsverksemda ble føresett lagt til Grenland. Ved behandlinga av gassmeldinga fekk Regjeringa tilslutning for dette forslaget. Stortinget bad Regjeringa om å komme tilbake med ein plan for ei om mogeleg raskare etablering av verksemda enn det som var lagt til grunn og eit forslag til kapitalisering og utvida verkeområde for verksemda, medrekna hydrogen og eventuell petrokjemi, jf. vedtak nr. 352 for 2002–2003.

Vurderinga av verkeområde inneber avgrensingar knytt til kva for teknologiar og fagområde som skal inngå i teknologiprogrammet til verksemda. For å medverke til nødvendig kompetansebygging og framdrift i teknologiutviklinga vil Regjeringa at satsing på utvikling og utprøving av teknologiar for gasskraft med CO₂ -handtering skal vere hovudoppgåva for verksemda.

Samtidig som verksemda må fokusere på teknologiar for gasskraft med CO₂ -handtering, er det formålstenleg å sjå andre gassteknologiar som har grenseflater mot CO₂ -handtering i samanheng, slik det òg blir gjort i programma til Forskings­rådet i dag. Ein stor del av FoU-aktivitetane innanfor gasskraft med CO₂ -handtering har grenseflater mot hydrogen. På same måte som for gasskraft med CO₂ -håndtering vil ei vellukka langsiktig satsing på hydrogenområdet krevje kompetansebygging i Noreg gjennom prøveordningar og gjennomføring av demonstrasjonsprosjekt. Hydrogenutvalet la fram sin rapport 1. juni. Når rapporten har vore på høyring, vil departementet komme tilbake til korleis utviklinga av hydrogen i Noreg skal organiserast.

For petrokjemi synest det ikkje å vere grunnlag for ei tilsvarande teknologisk samordning i ein utprøvings- og demonstrasjonsfase som det til dømes er for gasskraft med CO₂ -handtering og hydrogen. Forsking og utvikling på petrokjemi bør skje gjennom andre innovasjonsprogram som i større grad kan fokusere på internasjonale marknadsforhold og det kommersielle utviklingsbehovet til prosessindustrien enn det som vil vere naturleg for innovasjonsverksemda

Føremålet til innovasjonsverksemda skal vere å stimulere til utviklinga av kostnadseffektive teknologiløysingar for gasskraft med CO₂ -handtering. Hydrogen kan og bli et arbeidsområde for verksemda. Det er lagt opp til at Forskingsrådet skal gi stønad til den langsiktige forskinga på området og tidlege fasar for utprøving av prosjekta. Innovasjonsverksemda skal gi stønad til prosjekt som i utvikling ligg mellom forsking og utvikling, til dømes demonstrasjons- og pilotanlegg. Kostnadene i samband med utvikling av teknologi til gasskraftverk med CO₂ -handtering vil auke utover i innovasjonskjeda. Reglane om offentleg stønad i EØS-avtalen gir likevel klare avgrensingar av mogelege stønadsordningar. Nye stønadsordningar må meldast til ESA og godkjennast før dei kan settast i verk.

Ei vellukka utvikling av teknologiane krev tette band og eit sterkt samspel mellom dei ulike fasane i innovasjonskjeda. Det er derfor avgjerande at det blir etablert ein organisasjonsmodell med tett samvirke mellom Forskingsrådet og innovasjonsverksemda. Olje- og energidepartementet vil òg ha merk­semd på arbeidet til innovasjonsverksemda i høve til dei aktivitetane som blir støtta av Enova og Innovasjon Norge.

Det har vore ein føresetnad at innovasjonsverksemda skal vere statleg eigd for å sikre habilitet og sjølvstende i vurderingane verksemda gjer. I vurderinga av organisasjonsløysingar har det òg vore vektlagt at verksemda i hovudsak skal ha forvaltningsfunksjonar, samtidig som det er ønskeleg å sikre sjølvstende for verksemda på ulike område. Ut frå dette er det vurdert at det er formålstenleg å organisera innovasjonsverksemda som eit forvaltningsorgan med særskilde fullmakter. Regjeringa legg opp til at organet skal vere oppretta innan årsskiftet 2004–2005.

Finansieringa av verksemda vil skje gjennom opprettinga av eit fond der innovasjonverksemda forvaltar avkastninga av fondet etter same modell som Fondet for nyskaping som ble etablert i 1999. Fondet vil vere på 2 milliardar kroner. Regjeringa vil vurdere mogeleg ekstra finansiering utover avkastninga til fondet til konkrete prosjekt for å sikre naudsynt framdrift i teknologiutviklinga.

Ein nærmare omtale av organiseringa av verksemda vil bli gitt i St.prp. nr. 1 (2004–2005).

Kapittel 4 Innanlands bruk av gass

Regjeringas politikk for auka miljøvennleg bruk av naturgass er presentert i St.meld. nr. 9 (2002–2003) om innenlands bruk av naturgass mv. (Gassmeldinga). Regjeringa legg vekt på:

• å leggje til rette for at meir naturgass kan nyttast til innanlands verdiauking.

• å ha ei tilskotsordning for utbygging av infrastruktur for naturgass for å auke bruken av gass og for å hauste erfaring.

• stønaden til utbygging av infrastruktur for gass må vere innanfor rammene av Noregs internasjo­nale miljøplikter

Regjeringa legg opp til ein vidareføring av satsinga på naturgass. Dei utgreiingane som er gjennomført, støttar opp under ein politikk for ei gradvis utbygging av infrastruktur for naturgass.

Kapittel 5 Dei økonomiske sidene ved transport av gass

NVE har gjort omfattande vurderingar av økonomien ved gasstransport og utforma ein rapport for departementet. Rapporten er trykt som vedlegg til meldinga (vedlegg 2).

I analysane av lønsemda ved gasstransport har NVE spesielt vurdert transportløysingar til område med eit relativt stort potensial for bruk av gass. Til enkelte stader er kostnadene ved både rørtransport og LNG-løysingar vurdert.

Det er gjort ei brei vurdering av marknadspotensialet ulike stader.

NVE har rekna på mogelegheitene for å etablere LNG-ruter med skip i ei nordleg og ei sørleg rute. Ei LNG-rute kan tilpassast tilhøva i Noreg og oppgraderast når etterspurnaden etter gass aukar. NVE har samanlikna kostnadene ved etablering av LNG-distribusjon og gassrør til område som ligg nær ilandføringsstadene. På denne bakgrunnen er det gjort kostnadsoverslag for eit gassrør til Trondheim. NVE har også sett på kostnadene ved eit rør til Bergen.

Grenland har det største potensialet for å auke bruken av gass på kort sikt i Noreg. NVE har analysert fleire alternativ for transport av gass til dette området. Både eit tørrgassrør, eit såkalla kombirør (for tørrgass og våtgass), ei LNG-rute og ei CNG-rute som er spesielt tilpassa industriell bruk er analysert.

For kundane er det totalprisen på naturgass som avgjer om dei er interessert i å bruke gass. Totalprisen er summen av prisen på transport og engrosprisen på gass. På denne bakgrunnen er det gjort vurderingar av engrosprisar på naturgass frå ulike leveringsstadar.

For å vurdere lønnsemda ved å etablere ein infrastruktur for naturgass er det òg viktig å gjere eit overslag over kva for totalpris det er mogeleg å oppnå i sluttbrukarmarknaden. Dette er kalla den maksimale betalingsvilja for gass levert til sluttbrukar.

Den nordlege LNG-ruta omfattar Trondheim, Fosen, Rana, Mosjøen og Narvik. Etter berekningar frå MARINTEK er dei totale investeringskostnadene for eitt skip og mottaksterminalar 390 millionar kroner. Driftskostnadene er utrekna til å bli omlag 40 millionar kroner årleg. Etter NVE sine vurderingar kan det vere mogeleg å selje om lag 135 millionar Sm³ på lang sikt, til ein pris som dekkjer desse kostnadene.

Den sørlege LNG-ruta omfattar Østfold, Oslo, Drammen, Vestfold, Grenland, Kristiansand, Lista og Egersund. Dei totale investeringskostnadene for to skip og mottaksterminalar er estimert til 620 millionar kroner. Driftskostnadene vil vere om lag 79 millionar kroner per år. Etter NVE sine vurderingar kan det vere mogeleg å selje om lag 315 millionar Sm³ på lang sikt, til ein pris som dekkjer desse kostnadene.

NVE har vurdert kostnadene for gassrør frå Tjeldbergodden til Trondheim. Kostnadene ved å levere gass til brukarane i Trøndelag synest å bli mykje høgare med ei slik rørløysing enn med levering frå den nordlege LNG-ruta. Det gjeld så lenge gassvoluma er små.

NVE har lagt til grunn at det kan være mogeleg med ein samla etterspurnad på om lag 30 millionar Sm³ i Sør-Trøndelag. Dersom bruken av gass blir monaleg høgare kan lønsemda bli betre enn ved LNG-transport. Det gjeld særleg om det planlagde gasskraftverket på Skogn blir bygd. Det opnar for greinrør til ei rekkje ulike område i regionen. Det er lagt planar for greinrør mellom anna til Trondheim, Verdal og Orkanger.

Statleg deltaking i finansieringa av gassrør føreset at staten ikkje subsidierer konvensjonelle gasskraftverk. Regjeringa vil vurdere gassløysingar til ulike område i Trøndelag meir konkret når det blir klart om gasskraftverket vert realisert.

Bergensområdet har eit relativt stort potensial for bruk av naturgass, knytt til transportsektoren, oppvarming av bygningar og ein del industribruk. Vurderingane av kostnadene ved å føre naturgass til Bergen, er basert på utrekningar gjort av Naturgass Vest. Naturgass Vest terminerte arbeidet med rørprosjektet i 2001 til fordel for ei LNG-løysing. NVE har komme fram til at investeringskostnadene for eit tilsvarande rør i dag er 215 millionar kroner. Eit slikt rør vil i følgje NVE gi transportkostnader på omkring 150 øre/Sm³ .

NVE har analysert fire løysingar for transport av naturgass til Grenland:

• tørrgassrør frå Kårstø

• LNG-rute frå Zeebrugge

• CNG-rute frå Kårstø

• kombirør (for våtgass og tørrgass) frå Kårstø

I vurderingane av lønsemda ved dei ulike transportløysingane til Grenland har NVE lagt til grunn eit basisalternativ der etterspurnaden etter tørrgass fem år etter oppstart vil vere 560 millionar Sm³ i året. I basisalternativet er etterspurnaden etter våtgass satt til 820 000 tonn per år.

I følgje analysane som Aker Kværner har gjort for NVE, vil investeringskostnadene i eit tørrgassrør frå Kårstø kunne bli om lag 2 750 millionar kroner. Dei årlege driftskostnadene kan bli om lag 41 millionar kroner.

Industribedriftene i området har lagt vekt på at dei må ha vilkår ved kjøp av naturgass som er like gode som for industrien på kontinentet. Slike vilkår vil gi ein negativ noverdi på omlag 1 800 millionar kroner for eit slikt tørrgassrør.

NVE og Aker Kværner har utrekna investeringskostnadene ved å etablere ein fast leveranse av CNG på båt frå Kårstø til Grenland til omlag 1 100 millionar kroner. Drifta av ei slik rute vil koste om lag 84 millionar kroner per år. Med om lag same vilkår som på kontinentet (det vil seie ein transporttariff på 25 øre/Sm³ ) får CNG-ruta ein negativ noverdi på om lag 800 millionar kroner.

Investeringskostnadene knytt til etablering av ei LNG-rute frå Zeebrugge til Grenland med ein maksimalkapasitet på 880 millionar Sm³ vil, i følgje den analysen MARINTEK har gjort for NVE, kunne bli om lag 840 millionar kroner. Driftskostnadene er utrekna til 73 millionar kroner per år. Dei samla einingskostnadene ved å levere LNG i Grenland er berekna til 116,5 øre/Sm³ . Dette er høgare enn for ei CNG-rute og ei LNG-rute synest såleis i utgangspunktet å vere eit mindre aktuelt alternativ.

Eit kombirør kan dekkje etterspurnaden etter transport av både våtgass og tørrgass i Grenlandsområdet. Investeringskostnadene for kombirøret er utrekna til 4 150 millionar kroner, eller 1 400 millionar kroner meir enn tørrgassrøret. Dei årlege driftskostnadene er utrekna til 62 millionar kronar per år. NVE har lagt til grunn at industrien betaler 165 kr per tonn transport av våtgass. Om transporttariffen for tørrgass er 25 øre/Sm³ også i dette alternativet, blir noverdien for eit kombirør minus 2 100 millionar kroner.

NVE har vurdert korleis økonomien i dei ulike alternativa for transport av tørrgass til Grenland vil bli endra ved endringar i dei viktigaste føresetnadene. Større årleg volum, lengre økonomisk levetid, høgare transporttariff og lågare rente vil gi ein betre prosjektøkonomi.

Den samfunnsøkonomiske analysen av dei ulike transportalternativa til Grenland trekk i retning av betre lønsemd. Men korkje tørrgassrør, kombirør eller sjøtransport står i analysane fram som samfunnsøkonomisk lønsame løysingar for gass til Grenland.

Då Stortinget handsama St.meld. nr. 9 (2002–2003), vart det lagt vekt på at det var uvisse rundt kostnadene ved gasstransport i Noreg. Tala som no er presentert, gir etter departementet si vurdering eit godt grunnlag for å vurdere hovudtrekk ved kostnadene knytt til å etablere ulike løysingar for infrastruktur for naturgass i Noreg.

Sjølv om det framleis er uvisse knytt til ei rekkje sider ved utbygging av infrastruktur for gass, meiner departementet at vurderingane knytt til kva for transportalternativ som er mest konkurransedyktige, er relativt robuste.

Analysen til NVE viser at uvissa for utbyggarane knytt til volum og betalingsvilje er viktige faktorar i vurderingane av lønnsemda.

Både for den sørlege og den nordlege LNG-ruta er det lagt til grunn at dei fleste kundane har ei betalingsvilje som speglar prisen for alternative energiberarar i Noreg. Det vil vere krevjande for seljarane å oppnå ein pris som tilsvarar den høgaste betalingsvilja. Kva for pris som blir avtala, vil mellom anna vere avhengig av forhandlingsstyrken til kjøpar og seljar. Mykje er òg avhengig av korleis dei eksisterande energileverandørane vil reagere ved introduksjon av LNG i marknaden. Ein kan ikkje sjå bort ifrå at dei vil redusere prisane for å møte den nye konkurransen.

For konkurranseutsette verksemder er det lagt til grunn at dei ikkje vil betale meir for gass enn det konkurrentane på kontinentet gjer. Fleire tilhøve trekk i retning av at det kan vere mogeleg å oppnå høgare transporttariff enn det NVE har lagt til grunn.

NVE har gjort grundige studiar for å komme fram til dei mest aktuelle innanlandske brukarane av naturgass. Departementet vurderer det slik at utvalet av aktuelle innanlandske brukarar og alternative løysingar gir eit godt bilete av økonomien i dei mest aktuelle prosjekta for framføring av naturgass.

Analysane viser at etterspurnaden på kort sikt er avgrensa på kvar enkelt stad, og at det er stor avstand mellom forbruksområda. Dette er også årsaka til at NVE har lagt stor vekt på analysar av kostnadene ved LNG-transport. Vurderingane av LNG-løysingar famnar store delar av landet.

Analysene viser at det kan vere mogeleg å selje LNG i Noreg til ein pris som dekkjer kostnadene. LNG- og CNG-infrastruktur har større fleksibilitet enn rør og kan byggast opp etter kvart som marknaden veks. LNG- og CNG-infrastruktur har òg lågare investeringskostnader, ein potensiell andrehandsverdi og dei kan betre tilpassast dei forventa voluma dei nærmaste åra framover.

Store rør over lange avstandar er svært kostbare. Med dei føresetnadene som er lagt til grunn i desse utgreiingane vil det ikkje vere lønsamt å ­byggje store rør over lengre avstandar i Noreg no. Men det kan ikkje utelukkast at ein seinare kan få betre balanse mellom kostnader og inntekter. Til dømes vil langsiktige forpliktingar frå industrien om avtak av større volum og høgare betalingsvilje i marknaden kunne vere viktige i ein slik samanheng.

Regjeringa vil støtte opp under ei stegvis oppbygging av marknaden for naturgass. Naturgass er den reinaste av dei fossile energikjeldene og introduksjon av naturgass i det norske energisystemet, vil vere med å auke fleksibiliteten i energisystemet. Det er da viktig at ein legg opp til å introdusere naturgass på ein fleksibel måte, for eksempel ved å byggje infrastruktur for gass transportert med skip som kan nyttast andre stader når etterspurnaden veks og marknaden etter­spør andre løysingar med større kapasitet. Når marknaden er blitt etablert på denne måten, kan det i neste omgang vere aktuelt å byggje gassrør for å forsyne enkelte område. Regjeringa vil i oppbyggingsfasen halde kontakten med industrien.

Det samla potensialet for bruk av naturgass er spreidd på mange stader og det vil ta tid å byggje opp marknadene. Ein må finne fram til transportløysingar som er i samsvar med denne bruken. Det beste er å ha løysingar som kan vekse i takt med marknaden.

Gassrør kan òg vere aktuelt enkelte stader. Men det skal mykje til å få ein forsvarleg økonomi i slike rør om marknaden ligg langt frå gasskjelda. Gassrør kan bli meir aktuelt når marknaden er meir etablert. Også i den førre gassmeldinga vart LNG-løysingar framheva som særleg aktuelt i ein startfase. Analysane som nå er gjennomførde støttar opp under ein politikk for ei stegvis utbygging av infrastruktur for gass, der den mest omfattande bruken i første omgang kjem i områda som har dei beste naturlege føresetnadene.

I Gassmeldinga blei dei økonomiske rammene for bruk av naturgass drøfta. Departementet slo fast at det i ein introduksjons- og utviklingsfase vil vere naudsynt med offentleg stønad. Stønad bør givast som tilskot til private aktørar som ønskjer å byggje ut rør for overføring eller anlegg for transport av LNG for å gjere gass tilgjengeleg til nye område. Eit viktig kriterium for å få stønad er at ho er utløysande for prosjektet. Enova SF forvaltar i dag denne stønadordninga.

Kapittel 6 Eigarskap og finansiering

I rapportane er det lagt vekt på at omfanget og karakteren av offentleg engasjement når det gjeld utbygging av infrastruktur har variert mellom land og sektorar. Dei omsyna det har vore lagt vekt på har variert mykje. Nokre tilhøve som ofte blir sett på som viktige når styresmaktene har engasjert seg i utbygging av gassinfrastruktur er:

• stønad til infrastruktur i ein oppbyggingsfase

• større infrastrukturnett treng ofte offentleg koordinering

• utbygging av infrastruktur kan gi ei naturleg monopolstilling og krevje offentlege tiltak for å sikre ein god ressursbruk

• offentlege tiltak av miljømessige omsyn

• ønskje om å skape vekst gjennom ei særleg satsing på infrastruktur

• fordelings- og distriktspolitiske mål

Når bruken av naturgass startar opp har både styresmaktene og brukarane av naturgass avgrensa kunnskap om tryggleik, tekniske løysingar og løns­emd. Slike tilhøve tilseier at det offentlege ofte bør ha ei aktiv rolle i ein start- og oppbyggingsfase for ny infrastruktur.

I den tidlege fasen har utbygging av infrastruktur i mange land likevel primært vore gjennomført med privat kapital. Også i Noreg har private interesser vore pionerar i utbygging av infrastruktur.

I fasen etter at private har starta opp ser ein ofte eit auka offentleg engasjement. I denne fasen vil koordineringsbehovet ofte vere langt større. Det kan vere aktuelt å få kopla saman lokale nett og å etablere eit sentralnett for større områder.

Ein vanleg grunn til at det offentlege har engasjert seg i infrastrukturbygging, har vore fordelings- og distriktspolitiske omsyn, til dømes å sikre eit likt basistilbod til alle, uavhengig av inntekt og bustad. Det har også i mange land vore lagt stor vekt på slike omsyn ved infrastrukturutbygging for gass. Men i Noreg er det ein godt utbygd elektrisitetsforsyning. Det gjer at det er mindre grunn til å leggje stor vekt på fordelings- og distrikspolitiske omsyn i høve til utbygging av ny gassinfrastruktur i Noreg, enn i mange andre land.

I USA har det i sterk grad vore lagt vekt på å behalde privat eigarskap og styre gjennom utforminga av rammevilkåra for infrastruktur. Det har mellom anna utvikla seg eit omfattande system for regulering av slik verksemd.

I Vest-Europa har det vore ein klarare tradisjon for offentleg eigde selskap. Men frå midten av 1980-talet har det vore ei utvikling mot meir privat eigarskap.

I Europa har det vore relativt store skilnader i politikken frå land til land. Til dømes har Sverige og Danmark hatt svært ulike tilnærmingar til offentleg deltaking når det gjeld gassinfrastruktur.

Olje- og energidepartementet legg vekt på at bruken av naturgass er i ei tidleg oppbyggingsfase i Noreg. Det er viktig å ta omsyn til samfunnsmessige interesser ved utbygging av infrastruktur for gass, men ei oppretting av eit statleg eigarselskap for investeringar i infrastruktur blir ikkje vurdert som aktuelt i dei næraste åra.

Om det vil vere føremålstenleg med eit statleg eigarskap, må vurderast i lys av den vidare utviklinga av infrastrukturen i gassektoren og bruken av gass innanlands. Men også med ein omfattande gassinfrastruktur vil det kunne vere meir føremåls­teneleg at dei samfunnsmessige omsyna blir ivareteke gjennom utforminga av rammevilkåra for slik verksemd (stønader, avgifter, reguleringar mv.). Regjeringa vil i dei nærmaste åra støtte opp under ei stegvis oppbygging av marknaden for naturgass gjennom den politikken som vart trekt opp i Gassmeldinga.

Ei utvikling mot nærmare integrasjon mellom elektrisitet og gass kan gjere det aktuelt for nettselskap å vurdere eigarskap i eventuelle gassrør. For desse selskapa vil det vere viktig å gjere dei rette investeringane i transport av energi.

I dag blir utviklinga av infrastruktur for naturgass i stor grad koordinert med dei andre energiberarane i samband med vurderinga av dei ulike søknadene om tilskot. Dette var ein viktig grunn til at Regjeringa la forvaltninga av tilskotsordninga til Enova SF.

Kapittel 7 Ein pliktig sertifikatmarknad

I denne meldinga orienterer departementet om arbeidet med å etablere ein sertifikatmarknad, og trekkjer opp rammene for det vidare arbeidet med marknaden. Det er ikkje lagt opp til konkrete tilrådingar og avgjerder for det framtidige systemet. Siktemålet er å leggje grunnlaget for ei førebels drøfting av viktige spørsmål, i lys av at innføringa av ein slik felles sertifikatmarknad vil leggje viktige føringar for energipolitikken i mange år framover.

Det er mange spørsmål som må avklarast før ein felles sertifikatmarknad kan komme i stand. Departementet planlegger å leggje fram eit lovforslag om ein norsk-svensk sertifikatmarknad våren 2005, med sikte på at ein felles sertifikatmarknad kan starte opp frå 1. januar 2006.

Ein sertifikatmarknad er eit tiltak for å stimulere til auka bruk av fornybar elektrisitet. Produsentar av fornybar elektrisitet får sertifikat etter kor mykje dei produserer. Forbrukarar av elektrisitet blir pålagde å kjøpe sertifikat i høve til forbruket. Produsentane vil dermed få ei inntekt frå sal av sertifikat i tillegg til inntekta frå sal av straum.

Kapittel 8 Den svenske marknaden for elsertifikat

Lova om ein pliktig sertifkatmarknad blei lagt fram for Riksdagen i regjeringsproposisjonen «Elsertifikat för att främja förnybara energikällor» 2002/03:40 av 16. januar 2003. Lova blei vedteke i april 2003, og den svenske marknaden for elsertifikat starta opp 1. mai 2003. Sertifikatmarknaden skal følgje opp målsetjinga Riksdagen sette i 2002, og medverke til ein ny produksjon på 10 TWh frå fornybare energikjelder i 2010.

Avgrensinga av kva for produksjonstypar som gir rett til sertifikat er særs viktig for omfanget av systemet. Den svenske marknaden omfattar eksisterande og ny produksjon. Ny produksjon omfattar all vasskraft, vindkraft, solenergi, geotermisk energi, bølgjeenergi, torv, bio-gass og biobrensel med spesielle reglar for avfall. Eksisterande produksjon omfattar all kraftproduksjon som tidlegare har fått offentlig stønad. Dette gjeld vindkraft, solenergi, bølgjeenergi, bio-gass, biobrensel og vasskraft frå aggregat satt i drift før 2003 og med yting under 1500 kW.

EU-direktiv 2001/77/EC har vore rettleiande for kva som skal ha rett til sertifikat i Sverige. Den svenske sertifikatmarknaden skal erstatte tidlegare tilskotsordningar til elektrisitetsproduksjon.

I Sverige må elektrisitetsprodusentar som ønskjer å selje sertifikat, søkje om godkjenning av anlegga hos Energimyndigheten. Dei godkjende anlegga blir ført inn i eit register for elsertifikat hos Svenska Kraftnät. Alle overføringar av sertifikat skal registrerast i registeret.

Dei kvotepliktige må registrere seg med ein konto hos Svenska Kraftnät. Innan 1. mars kvart år må dei opplyse om kor stort elektrisitetsforbruk dei hadde året før og kor mange sertifikat dette svarar til etter den gjeldande kvota. Dersom den kvotepliktige har for mange sertifikat igjen på konto, kan han bruke desse eit anna år. Har han for få sertifikat på konto, må han betale ei kvotepliktsavgift.

Den svenske kvotepliktsavgifta er sett til 150 prosent av snittprisen på sertifikat gjennom året. For å gi dei som har kvoteplikt ei ekstra trygging mot høge prisar dei første åra, har kvotepliktsavgifta fått eit fast tak på 175 kroner per sertifikat i 2003 og 240 kroner per sertifikat i 2004. Kvotepliktsavgifta vil i praksis vere eit pristak på sertifikata.

Gjennomsnittprisen på sertifikat har i følgje statistikk frå Energimyndigheten vore om lag 210 kroner i tida frå 1. mai 2003 til 31. mars 2004, og gjennomsnittprisen i mars 2004 var 228 kroner. Gjennomsnittsutgifta for forbrukar ved kjøp av sertifikat har så langt vore på mellom 1,5 og 3,25 øre/kWh.

Fleire har lagt vekt på at sertifikatmarknaden hadde tent på meir langsiktige rammer enn til 2010. Energimyndigheten evaluerer no marknaden grundigare.

Kapittel 9 Utforminga av sertifikatmarknaden

Det må vere obligatorisk å kjøpe sertifikat, og dette kravet må regulerast i lov gjennom fastsetting av kvoter. Kvotene speglar dei ambisjonane styresmaktene har for satsinga. I ein felles norsk-svensk sertifikatmarknad vil summen av dei nasjonale ambisjonane vise den felles satsinga på fornybar elproduksjon. Storleiken på dei nasjonale ambisjonane blir berre eit uttrykk for kor mykje ny fornybar produksjon kvart land ønskjer å finansiere. Men storleiken på kvotene i kvart land legg ingen føringar på om produksjonen kjem i det eine eller det andre landet. Kor stor fornybar produksjon det blir i kvart land avhenger i stor grad av produksjonskostnader, konsesjonskrav og kor mange produksjonstypar ordninga skal omfatte i kvart land.

Kvoteplikta er den lovfesta plikta til å ha ei viss mengd sertifikat kvart år i forhold til elektrisitetsbruken i det aktuelle året. I utforminga av forslaget til kven som skal ha kvoteplikt vil departementet mellom anna leggje vekt på dei same omsyna som har vore aktuelle i samband med den nye ordninga for el-avgifta. Det vil òg bli lagt vekt på kva som blir løysinga i Sverige, jf. kapittel 8.4.

Ei kvote blir fastsett for kvart år. Kvota vil i startfasen normalt auke frå år til år. Etter at ambisjonane for satsinga er nådd, minkar kvota over tid ned til null.

Det er grunn til å tru at sertifikatmarknaden over tid kan påverke kraftmarknaden i ein viss mon i retning av lågare prisar på sjølve krafta. Det kjem av at tilskotsordninga stimulerer til auka kraftproduksjon. Det er vanskeleg å seie kor stor innverknad dette vil kunne få.

Det at forbrukarane må kjøpe sertifikat trekk i retning av auka totalkostnad, mens lågare kraftpris trekk i retning av lågare totalkostnadar for forbrukarane. Den samla effekten er avhengig av kor mykje straumforbruket og straumproduksjonen reagerer på prisane.

Regjeringa ser det som viktig å skape eit grunnlag for utvikling av meir fornybar elektrisitet i Europa gjennom ein sertifikatmarknad. Det vil òg vere med å leggje grunnlaget for verdiskaping i Noreg basert særleg på vindressursar og vasskraftressursar.

Tradisjonelt har satsinga på fornybare energikjelder vore ei nasjonal sak. Den politikken som blei lagt i Gassmeldinga og Innst. S. nr. 167 (2002–2003) la grunnlaget for å endre denne tilnærminga. I Gassmeldinga blei det lagt vekt på at dei viktige gevinstane ved ein sertifikatmarknad kjem når marknaden er internasjonal. Eit internasjonalt system vil også fungere betre som marknad teknisk sett. Departementet rådde derfor frå ei etablering av eit nasjonalt system.

I ein sertifikatmarknad får vi eit finansieringsmål for ei brei gruppe teknologiar for produksjon av fornybar elektrisitet. Det må likevel avgrensast kva for energikjelder som har rett på sertifikat. For å ta omsyn til verdiskaping i Noreg, må avgrensinga vere vurdert i høve til dei avgrensingane som er valde i andre land. Om Noreg set strengare grenser for kva for energikjelder som kan få sertifikat enn det som blir gjort i dei andre landa i marknaden, blir moglegheitene til verdiskaping i Noreg redusert. Ei slik smal avgrensing i Noreg vil også gi høgare import av kraft. I ein felles marknad med Sverige vil ei smalare norsk avgrensing føre til at Noreg i større grad finansierer utbygging av fornybar produksjon i Sverige.

Det er naturleg å erstatte driftsstønadsordningar til fornybar elektrisitet med sertifikatordninga. Nokre av vindkraftverka har fått både driftsstønad og investeringsstønad. Det er vanskeleg å sjå grunnar til at dei skal få sertifikat dersom dei ønskjer å behalde investeringsstønaden.

Når det gjeld ny produksjon må to viktige omsyn vere førande for eventuelle avgrensingar. Det er viktig at ikkje avgrensingane:

• reduserer grunnlaget for verdiskaping i Noreg

• motiverer til dårleg utnytting av verdifulle naturressursar

Ein felles svensk-norsk marknad vil ta utgangspunkt i den noverande svenske modellen. Svenske styresmakter har notifisert denne ordninga til EU-kommisjonen i samsvar med statsstønadsregelverket. EU-kommisjonen godkjente ordninga. Minsteprisen i den svenske marknaden var eit statsstønad-element som var i tråd med statsstønadsregelverket i EU. Dersom eit samarbeid mellom Noreg og Sverige følgjer opplegget som Kommisjonen har godkjent for Sverige, er det venta at ordninga som blir foreslått kan godkjennast både av Kommisjonen og ESA.

Departementet vil i samråd med dei svenske styresmaktene vurdere kor lenge det er naudsynt å fastsette kvotene, men kvotefastsettinga bør truleg gi grunnlag for ein marknad som skal vare i minst 20 år. Det er ein viktig føresetnad at landa er samde om kor lenge marknaden skal vare. Etableringa av ein sertifikatmarknad vil såleis leggje viktige føringar for satsinga på fornybar elektrisitet i mange år framover. Dette er knytt både til at marknaden må vere langsiktig for å skape investeringar, og at ein ikkje utan vidare kan endre marknaden utan å avklare dette med Sverige, jf. kapittel 10.3.

Departementet vil framheve at det ikkje er grunnlag for å etablere ein marknad som berre varer i få år. Dersom ein ønskjer å ha meir fleksibilitet i satsinga på fornybar elektrisitet, finst det verkemiddel som er betre eigna enn pliktige sertifikat.

Sertifikatprisen er som i andre marknader styrt av tilbod og etterspurnad. Etterspurnaden er avhengig av den gjeldande kvota og forbruket av elektrisitet. Tilbodet er avhengig av kva for energikjelder marknaden omfattar, og kostnadane ved å auke produksjonen frå desse energikjeldene. Etterspurnaden er satt av myndigheitene og tilbodet blir lite påverka av prisendringar på kort sikt. Sjølv om prisen stig vil det vere vanskeleg å auke tilbodet raskt, fordi det vil vere ei grense for kor mykje produksjonen av fornybar elektrisitet vil kunne auke på kort sikt. Det vil normalt ta lang tid å planleggje og byggje ny produksjonskapasitet. Det kan derfor bli store prissvingingar i ein sertifikatmarknad.

Departementet vil arbeide for å gi sertifikatmarknaden ei slik utforming at prissvingingane ikkje blir unødig sterke. Viktige element er da utforminga av:

• kvotene på kort sikt, jf. avsnitt 9.1.2

• kvotepliktsavgifta

• minstepris på sertifikat

• sparing og låning av sertifikat

• ein marknadsplass for sertifikat

For å få ein marknad som verkar godt, vil det vere viktig at aktørane kan handle norske sertifikat på lik linje med dei svenske på ein felles marknadsplass. Skilnader mellom norske og svenske sertifikat kan føre til at dei blir prisa ulikt, og da må handelen skje på to forskjellige marknadsplassar. Departementet ser det som viktig at det ikkje blir prisskilnader mellom norske og svenske sertifikat.

Formålet med ei eventuell overgangsordning er å minske motiva for å utsetje investeringar innan fornybar elektrisitetsproduksjon i påvente av ein sertifikatmarknad.

Det er to tilhøve som kan få vasskraftinvestorane til å utsette bygging:

• uvisse om dei kan få sertifikat om dei bygger no

• uvisse om dei kan få sertifikat uavhengig av utforminga av anlegget

Når disse vilkåra er klarlagt, vil det ikkje lenger vere grunn til å utsette bygging eller vedtak om bygging. Departementet har lagt opp til at dei som byggjer ut kraftproduksjon etter 1. januar 2004, kan delta i sertifikatmarknaden når han kjem, jf. pressemelding av 19. desember 2003 frå Olje- og energidepartementet.

Det er fleire grunnar til å utsette vindkraftinvesteringar i påvente av avklaringar av sertifikatmarknaden. Det kjem av uvissa knytt til:

• om dei kan vere sikre på at det kjem ein sertifikatmarknad

• om dei kan få sertifikat dersom dei tek imot investeringsstønad

• om inntektene frå sal av sertifikat vil vere høgare enn investeringsstønaden

• om dei kan få sertifikat i like mange år som om dei bygger seinare

Departementet vurderer ei overgangsordning for vindkraft, og legg opp til at dei som byggjer ut vindkraft no får dei same rettane i sertifikatmarknaden som om dei ventar til etter at marknaden har starta opp. Dei detaljerte reglane om dette må vurderast nærare, mellom anna i høve til reglane om statsstønad i EØS-avtalen.

Ein marknad for elsertifikat er blitt samanlikna med ein marknad for handel med klimakvoter. Departementet legg vekt på at det er eit eige viktig mål å få fram meir produksjon av fornybar elektrisitet, sjølv om investeringar i fornybar elektrisitet òg vil vere med å redusere utsleppa av klimagassar.

Kapittel 10 Arbeidet med ein sertifikatmarknad

Olje- og energidepartementet arbeider med eit utkast til ei lov om ein pliktig sertifikatmarknad i samarbeid med Finansdepartementet. Lova bør mellom anna innehelde regulering av virkeområde, kvoteplikt, kvoter, rapportering, tildeling av sertifikat, registreringssystem for sertifikat, avgift, tilsyn og sanksjoner. Ved utforminga av lova er det naturleg å sjå på til tilsvarande regulering i andre land.

Det er viktig å unngå ei ordning der det er moms på norske sertifikat. Dersom det blir moms i Noreg, men ikkje i Sverige, vil det forstyrre marknaden.

Sertifikat blir førebels sett som alminnelege omsettbare formuesobjekt. Tilhøvet til verdipapirlovgivinga vil bli vurdert nærmare i det lovarbeidet som er i gang.

NVE har fått i oppgåve å førebu seg på å vere tilsyn for ein sertifikatmarknad i Noreg.

I mai 2003 blei det starta eit samarbeid mellom det svenske Näringsdepartementet og Olje- og energidepartementet. Departementa har komme fram til at det er to slag saker som må koordinerast i eit samarbeid. Den eine kategorien omfattar saker av teknisk art og spørsmål om marknadsutforming. Den andre kategorien omfattar saker som kan vere politisk viktige, først og fremst ambisjonsnivået for finansiering i dei to landa, kva for energikjelder som skal inkluderast, kor lenge marknaden skal vare og moglegheitene for å utvide marknaden til fleire land.

NVE har gjort ei vurdering av drifta av ein sertifikatmarknad. NVE reknar med til saman 10 årsverk i den årlege drifta. Arbeidet med å godkjenne anlegg krev truleg 2 årsverk, til arbeidet med kontroll av dei kvotepliktige trengst truleg 4–6 årsverk og drifta av eit sertifikatregister krev om lag 3 årsverk.