10 Konsesjonskraft og konsesjonsavgift

10.1 Innledning

I en tid før markedsbasert kraftomsetning var formålet med konsesjonskraft å sikre utbyggingskommunene kraft til alminnelig elektrisitetsforsyning til en rimelig pris som reflekterte kostnadene ved utbyggingen. I dagens kraftsystem virker konsesjonskraften som en inntektsoverføring fra selskapene til kommuner og fylkeskommuner. Formålet med konsesjonsavgiften var å kompensere stat og kommune for skader og ulemper som følge av kraftutbyggingen, samt sikre stat og kommune en andel av verdiskapningen. Konsesjonskraft og konsesjonsavgift har bidratt til aksept for utbygging av vannkraftverk hos berørte kommuner. De konsesjonsbaserte ordningene må ses i sammenheng med ordningene med naturressursskatt og eiendomsskatt, som også gir kommuner og fylkeskommuner inntekter fra kraftproduksjon.

Det er kraftselskaper med konsesjon etter vannfallsrettighetsloven og vassdragsreguleringsloven som må avstå konsesjonskraft og betale konsesjonsavgift. Disse er typisk store regulerbare vannkraftverk. Kraftverk uten egen regulering eller overføring, men som produserer over 40 GWh må betale konsesjonsavgift, men ikke avstå konsesjonskraft, jf. punkt 4.6.

Den historiske bakgrunnen for og utformingen av konsesjonskraft og konsesjonsavgift er omtalt i punkt 4.6. De konsesjonsbaserte skatteordningene har liknende egenskaper som bruttoavgifter og svekker selskapenes insentiver til å investere i lønnsomme ressurser, jf. omtalen under punkt 6.4 og 7.2.

10.2 Virkningen på investeringsinsentiver

Det er flere elementer ved utformingen av konsesjonskraft og konsesjonsavgift som gjør at ordningene ikke er investeringsnøytrale. Dette kan svekke selskapenes insentiv til å investere i nye kraftprosjekter og til å reinvestere i eksisterende kraftverk. De følgende punktene omtaler flere uheldige sider ved ordningene.

10.2.1 Illustrasjon av insentiveffekten i et modellkraftverk

I kapittel 7 er det gitt en samlet vurdering av hvordan skatte- og avgiftsordningene pålagt stor vannkraft påvirker investeringsinsentivene for et tenkt kraftverk. Forutsetningene for beregningene er beskrevet under punkt 7.2 og i vedlegg 1. Figur 10.1 illustrerer hvordan konsesjonskraft og konsesjonsavgift påvirker investeringsinsentivene.

Kilde: Utvalget.

Figuren tar utgangspunkt i hvilken kraftpris som er nødvendig for at investeringen skal være lønnsom for selskapet. Denne kalles balanseprisen. Kraftprisen beregnes her som en fast realpris over levetiden til kraftprosjektet.

Figuren viser at både konsesjonskraft og konsesjonsavgift øker balanseprisen i modellkraftverket. For illustrasjonen er det lagt til grunn en konsesjonsavgift på 0,5 øre per kWh (som tilsvarer landssnittet) og en konsesjonskraftmengde som tilsvarer 10 prosent av kraftverkets produksjon. Konsesjonskraften avregnes med OED-prisen.

Konsesjonsavgiften øker balanseprisen med 0,5 øre per kWh, mens konsesjonskraften fører til en 2,9 øre per kWh økning i balanseprisen. Det kreves en dermed høyere kraftpris for at prosjektet skal være lønnsomt for selskapene. Det er særlig konsesjonskraften som svekker selskapenes insentiv til å gjennomføre investeringer som er lønnsomme for samfunnet.

10.2.2 Beregningsgrunnlaget

Mengden konsesjonskraft og konsesjonsavgift beregnes på bakgrunn av et kraftgrunnlag, jf. punkt 4.6. Kraftgrunnlaget er basert på kraftverkets teoretiske produksjonskapasitet, og fastsettes ut fra fallhøyde og regulert vannføring. Mengden konsesjonskraft og konsesjonsavgift et kraftverk avstår eller betaler er dermed ikke direkte avhengig av kraftverkets faktiske produksjon. Det innebærer at konsesjonskraft og konsesjonsavgifter avstås uavhengig av om kraftverket produserer eller ikke. Lønnsomhet i kraftverket er heller ikke en del av beregningen.

Metodene som ble valgt for å beregne konsesjonskraft og konsesjonsavgift er utformet etter den virkelighet og de behov som fantes da ordningene ble opprettet. Beregning av kraftgrunnlaget knytter for eksempel verdien av et reguleringsmagasin til hvor stor vannføring som kan tappes jevnt i lavvannsperioden. Verdsettelsen bygger dermed på i hvilken grad et kraftverk kan levere jevnt gjennom hele året. Det var svært viktig i de delvis isolerte kraftsystemene som Norge hadde rundt forrige århundreskifte. Metoden reflekterer imidlertid ikke den verdien magasiner har i dagens integrerte kraftmarked. I dag er det i mye større grad mulighetene for fleksibel produksjon i takt med prisvariasjonene som bestemmer verdien av magasinene.

10.2.3 Uttak av konsesjonskraft

Uttaket av konsesjonskraft er i hovedsak basert på forbruksprofilen til alminnelig forsyning i den aktuelle kommunen. Forbruksprofilen som kommunen og kraftselskapet blir enige om, kan avvike fra en profil som hadde gitt optimal drift av kraftverket. Det kan bidra til å redusere verdien av produksjonen i kraftverket.

10.2.4 Konsesjonskraftprisen

Prisen en kommune må betale for konsesjonskraften fastsettes i konsesjonsvilkårene med mindre partene avtaler noe annet. Historisk har det i grove trekk vært to prisregimer, jf. punkt 4.6. Konsesjoner gitt før 10. april 1959 har som utgangspunkt vilkår om en konsesjonskraftpris basert på en utregning av individuell selvkost i kraftverket med et tillegg på 20 pst. av produksjonskostnadene. Kraftverk som har fått konsesjon 10. april 1959 eller senere har prisvilkår basert på gjennomsnittlig selvkost i et representativt utvalg av kraftverk (OED-pris). Den gjennomsnittlige selvkostprisen fastsettes av Olje- og energidepartementet (OED). I enkelte konsesjoner gitt før 10. april 1959 har det blitt fastsatt OED-pris ved senere revidering av konsesjonsvilkårene. Denne todelingen av konsesjonskraftprisen gir ulike insentiver avhengig av når konsesjon ble gitt.

I dag er det særlig kraftselskaper med konsesjoner med OED-pris som kan få en negativ investeringseffekt av å avstå konsesjonskraft. Disse mottar den gjennomsnittlige selvkostprisen, som kan være lavere enn selvkosten i det aktuelle kraftverket. Flere av kraftverkene som er med i beregningsgrunnlaget for OED-prisen, kan ha avskrevet det meste av kostprisen. Det reduserer den gjennomsnittlige selvkostberegningen. For nybygde og nyrehabiliterte kraftverk innebærer det at prisen de mottar for konsesjonskraften kan være lavere enn produksjonskostnadene. Over tid kan man anta at denne effekten blir forsterket da mange av de beste og rimeligste vannkraftprosjektene allerede er bygget ut. Den lave salgsinntekten for deler av produksjonen kan føre til at en marginalt lønnsom investering blir ulønnsom for selskapene, jf. punkt 10.2.1.

For de fleste av kraftverkene med konsesjon fra før 10. april 1959, gjelder reglene om individuell selvkostberegning. Da får selskapene en salgspris som tilsvarer selvkosten for konsesjonskraften de må avstå. Imidlertid kan kommunene i slike tilfeller ha insentiver til å gå imot reinvesteringer i kraftverkene siden dette medfører at konsesjonskraftprisen vil øke og kommunale inntekter dermed reduseres.

10.2.5 Særlige problemstillinger knyttet til konsesjonskraft og investeringer i eksisterende kraftverk

Ved investeringer i eksisterende kraftverk, for eksempel opprustnings- og utvidelsesprosjekter, kan dagens toprissystem for konsesjonskraften være særlig problematisk. Toprissystemet vil kunne gi tilpasninger som ikke er samfunnsøkonomisk optimale over tid. Det kommer blant annet av at utformingen av ordningene gir ulike insentiver til utbygger og utbyggingskommune, og i valg mellom prosjekter.

Et kompliserende element er at noen kraftverk utnytter flere reguleringskonsesjoner. De kan dermed ha konsesjoner som er gitt både før og etter 1959, noe som resulterer i at det beregnes ulik pris på konsesjonskraft fra de ulike konsesjonene.

Ved investeringer i prosjekter i eksisterende kraftverk der opprinnelig konsesjon ble gitt før 1959, vil selskapet ha insentiver til å holde prosjektet innenfor rammen av den eksisterende konsesjonen. Da vil selskapet motta en ny og høyere individuell selvkostpris på all konsesjonskraft de avstår, når investeringen fører til at den individuelle selvkosten øker.

Alternativt kunne selskapet investert i et større prosjekt som krever ny konsesjon. Får selskapet ny konsesjon, innebærer forvaltningspraksis at det beregnes kraftgrunnlag og konsesjonskraft med OED-pris for den nye konsesjonen. Samtidig vil gammelt kraftgrunnlag og individuell selvkost fra den opprinnelige konsesjonen bestå. Konsesjonskraften vil altså prises ulikt. En del vil prises med individuell selvkost som før, og en del vil prises til OED-prisen. OED-prisen vil for slike reinvesteringsprosjekter ofte være betydelig lavere enn den individuelle selvkostprisen i kraftverket. Det innebærer at prisen utbygger mottar for konsesjonskraften ikke nødvendigvis vil dekke produksjonskostnadene for konsesjonskraften som må avstås.

I valget mellom disse to prosjektene, kan selskapet velge det mindre prosjektet fremfor det større, ettersom det kan ha høyere verdi etter avståelse av konsesjonskraft. Dette til tross for at det største prosjektet kan ha større verdi for samfunnet.

10.3 Andre forhold ved konsesjonskraft og konsesjonsavgift

Det er også andre forhold ved konsesjonskraft og konsesjonsavgift som tilsier at ordningene ikke fungerer på en samfunnsmessig rasjonell måte. Det er forhold ved ordningene som gjør at de kan virke urimelige og kompliserte å gjennomføre. Det kan stilles spørsmål ved likebehandling av kraftverk, fordelingsmessige virkninger, administrative forhold ved revisjon av gamle konsesjonsvilkår samt om ordningene oppfyller det opprinnelige formålet.

10.3.1 Likebehandling

Toprissystemet i konsesjonskraften viser at det ikke er likebehandling når det gjelder prisen på konsesjonskraft.

Videre er det ikke likebehandling i systemet for konsesjonsavgifter. Selv om man normalt bruker den samme konsesjonsavgiftssatsen for nye konsesjoner, varierer satsene i de eldre konsesjonene betydelig.

Avgiftssatsene ble opprinnelig skjønnsmessig fastsatt ut fra en rekke ulike faktorer, herunder skadeomfang og utbyggingens lønnsomhet. Det betales fortsatt avgifter med hjemmel i eldre konsesjoner. Satsene endres heller ikke ved revisjon, men prisjusteres hvert 5. år. Dermed videreføres ulikheten i satsene.

10.3.2 Fordelingsmessige hensyn

Konsesjonskraft og konsesjonsavgift skal fordeles mellom kommunene som er berørt av kraftutbyggingen. Metoden for fordeling av konsesjonskraft og konsesjonsavgift er utviklet gjennom forvaltningspraksis. Kraften fordeles som hovedregel mellom kommuner med vannmagasiner, overføringskommuner, fallkommuner og elvekommuner, basert på beliggenheten til de ulike komponentene i en utbygging. Der fordeling av konsesjonskraft til en kommune overgår kommunens alminnelige strømforbruk går det resterende av konsesjonskraften til fylkeskommunen.

Fordelingsordningen gir noen kommuner mye mens andre kommuner, som også blir påvirket av kraftutbyggingen, får mindre.

Konsesjonskraft og konsesjonsavgift kan også gi uhensiktsmessige fordelingsvirkninger mellom kraftverket og mottakskommunene. De negative investeringsinsentivene som beregningsgrunnlaget for konsesjonskraft- og avgift skaper er beskrevet under punkt 10.2.2. I tillegg til at kraftverkene må avstå den samme mengden konsesjonskraft og konsesjonsavgift uavhengig av lønnsomhet og produksjonsnivå, kan også de kommunale mottakerne bli påvirket av hvordan ytelsene beregnes. Mengden konsesjonskraft og konsesjonsavgift endres ikke ved reinvesteringer som ikke utløser ny konsesjonsplikt, og endres heller ikke ved effektutvidelser i kraftverket som ikke gir økt vannmengde eller fallhøyde. Det vil si at selv om produksjonen og lønnsomheten i kraftverket øker, vil kommunenes inntekter ikke øke. Dersom konsesjonen er fra før 1959 vil også den individuelle selvkostprisen øke slik at kommunenes inntekter fra konsesjonskraften blir lavere.

10.3.3 Revisjon

Konsesjoner gitt etter vassdragsreguleringsloven og vannfallsrettighetsloven kan revideres etter 50 år, jf. punkt 3.6. Ved revisjon av eldre konsesjoner kan nye miljøvilkår inntas, for eksempel pålegg om minstevannføring som kan redusere lønnsomheten i kraftverket. Mengden konsesjonskraft og konsesjonsavgift vil derimot ikke endres selv om den totale kraftproduksjonen reduseres ved revisjon. Kommunene får altså samme mengde konsesjonskraft og konsesjonsavgift selv om kraftproduksjonen blir lavere. Kommunene har dermed ikke økonomiske insentiver til å motsette seg redusert produksjon ved revisjon av konsesjoner, men heller å kreve høy minstevannføring.

10.3.4 Komplisert forvaltning

Som følge av at alle vassdrag er forskjellige, kan fastsettingen og fordelingen av konsesjonskraft og konsesjonsavgift vanskelig standardiseres. Dette medfører at metodene for å fastsette og fordele konsesjonskraft og konsesjonsavgift er kompliserte og tidkrevende å forvalte. For kommuner og kraftselskaper kan det være til dels svært uoversiktlige og krevende å sette seg inn i hvordan forvaltningen har beregnet konsesjonskraft og konsesjonsavgift for den enkelte konsesjon. Dette kompliseres ytterligere når det gis flere konsesjoner i samme vassdrag. For konsesjonskraft fastsettes prisen med grunnlag i selvkostberegninger. Alle disse elementene krever mye administrasjon hos både myndigheter, kraftselskaper, kommuner og fylkeskommuner. Uenighet om de ulike beregningene og beregningsmetodene skaper også uenighet som i flere tilfeller har ført til rettsprosesser.

10.3.5 Oppfyllelse av formålene med ordningene

Konsesjonskraft og konsesjonsavgift er gamle ordninger. Organiseringen av det norske samfunnet og kraftforsyningen har endret seg mye siden ordningene ble innført. Konsesjonskraft og konsesjonsavgift kan derfor ha utspilt sin rolle, og ordningenes formål oppnås ikke lenger på en effektiv måte.

Dagens system med konsesjonskraft og konsesjonsavgift ble etablert før kraftmarkedet og et sammenhengende kraftnett i Norge var bygd ut. I dagens kraftmarked er kraftforsyningen i Norge og Europa knyttet sammen i et velfungerende kraftmarked. Dette sikrer god forsyningssikkerhet, ressursutnyttelse og effektiv prisdannelse. Tilgangen på kraft til en rimelig pris til kommunene er ikke lenger et formål som må sikres med konsesjonskraft.

10.3.6 Om tilbakevirkning

Dersom ordningene med konsesjonskraft og konsesjonsavgift skal endres i større eller mindre grad, krever det endringer i vannfallrettighetsloven §§ 18 og 19 og vassdragsreguleringsloven §§ 14 og 22. I forbindelse med et høringsforslag fra 1989 om å erstatte konsesjonskraftordningen med en avgift uttalte Landssamanslutninga av vassdragskommunar at en slik endring ville virke urimelig og vilkårlig, og dermed være i strid med tilbakevirkningsforbudet i Grunnloven § 97.1 De aktuelle endringene som var foreslått i høringen ble ikke vedtatt.

Etter det utvalget er kjent med, gjelder den rettspraksis og de administrative uttalelsene som finnes knyttet til konsesjonskraft, konsesjonsavgift og grunnlovens tilbakevirkningsforbud for det vesentlige spørsmål om endringer til ugunst for eiere av kraftverk. Dette spørsmålet kan være aktuelt også for kommuner og fylkeskommuner. Når det gjelder en avvikling eller endring til ugunst for kommunene av konsesjonskraft og konsesjonsavgift er spørsmålet et annet, nemlig om kommunen har vern som forvaltningsorgan og mottaker av konsesjonskraft og konsesjonsavgift. Kommunens stilling som vertskommune kan ikke sammenlignes med stillingen til en eier av grunn og naturressurser.

Opprinnelig var hensikten med konsesjonskraft å sikre utbyggingskommunene kraft til alminnelig elektrisitetsforsyning til en rimelig pris som reflekterte kostnaden ved utbyggingen, jf. punkt 10.1. Dette hensynet gjør seg ikke lenger gjeldende. Når konsesjonskraften ikke er avviklet, kan det knytte seg til formål om rimelig fordeling av inntektene fra kraftproduksjonen eller kompensasjon. Det kan også ha hatt betydning at kraftkommunene har sterke interesser i ordningen og at den derfor har vært vanskelig å avvikle.

Konsesjonsavgiftens formål var å kompensere stat og kommune for skader og ulemper som følge av kraftutbyggingen. I tillegg skulle konsesjonsavgiften sikre stat og kommune en andel av verdiskapingen.

I dag fungerer både konsesjonskraft og konsesjonsavgift, på samme måte som naturressursskatt og eiendomsskatt, som mekanismer for å fordele inntekter fra kraftproduksjon til kommunene. Historisk sett har de ulike ordningene sammenheng blant annet med rimelighet, kompensasjon og kommuners aksept for vannkraftutbygging.

Konsesjonskraft og konsesjonsavgift inngår i kommunenes inntekter og budsjettering, på samme måte som naturressursskatt, eiendomsskatt, andre skatter og avgifter og statlige overføringer. Det er noen forskjeller mellom de ulike ordningene, men slik utvalget ser det er det grunn til å anta at ordningene med konsesjonskraft og konsesjonsavgift kan avvikles eller endres på samme måte som ordningene med naturressursskatt og eiendomsskatt.

Utvalget antar etter dette at Grunnlovens § 97 ikke begrenser lovgivende myndigheters mulighet til å endre eller avvikle ordningene med konsesjonskraft og konsesjonsavgift til ugunst for en kommune. Utvalget legger til grunn at det ved oppfølging av utvalgets forslag om avvikling gjøres vurderinger av spørsmålet om tilbakevirkning.

Selv om det ikke er nødvendig å ta stilling til, antar utvalget at dersom en tenkte seg at endringer i ordningene med konsesjonskraft og konsesjonsavgift utgjorde en relevant form for tilbakevirkning i forbindelse med Grunnloven § 97, ville det likevel ha vært vid adgang for Stortinget til å gjøre endringer. Lovligheten av tilbakevirkningen ville da bero på en interesseavveining.

10.4 Utvalgets vurdering og forslag

Konsesjonskraft og konsesjonsavgift er gamle ordninger med begrunnelser som ikke er utformet i tråd med dagens faglige anbefalinger av hvordan skatter og avgifter bør utformes. De ble heller ikke innført for å fordele overskudd fra produsent til kommunene. Hensikten med konsesjonskraft var å sikre utbyggingskommunene kraft til alminnelig forsyning til en rimelig pris. Konsesjonsavgiften ble innført for å gi kommuner og stat en kompensasjon for generelle skader og ulemper som følge av utbygging av vassdrag samt en rett til en andel av verdiskapingen.

I årene siden konsesjonskraft og konsesjonsavgift ble innført er kraftsystemet sterkt endret, med en sammenhengende kraftforsyning i et integrert nordisk og europeisk kraftmarked. Det historiske formålet med konsesjonskraften gjør seg dermed ikke gjeldende på samme måte i dag.

Konsesjonskraft og konsesjonsavgift er blant ordningene med størst negativ virkning på selskapenes insentiver til å investere i lønnsomme prosjekter innenfor vannkraft. Ordningene baseres på et beregningsgrunnlag som ikke representerer de verdiene som skapes i kraftverkene. Konsesjonskraftprisen reflekterer ikke markedsprisen for kraft og i mange tilfeller heller ikke selvkostnaden for kraftverket. Videre har ordningene en rekke andre uheldige sider som manglende likebehandling, problemstillinger knyttet til fordeling, insentiver ved revisjoner og komplisert administrasjon.

Utvalget foreslår at konsesjonskraften og konsesjonsavgiften avvikles og eventuelt erstattes av nøytrale overskuddsskatter. Dette vil forbedre investeringsinsentivene slik at selskapene får insentiv til å gjennomføre investeringer som er lønnsomme for samfunnet. Den samlede verdien av vannkraften vil da øke og det blir et større overskudd å fordele mellom kraftselskaper og samfunnet. Det er konsesjonskraften som er viktigst å få avviklet. De lovmessige rammene for avvikling av ordningene bør vurderes nærmere samtidig som en vurderer fordelingshensyn og behovet for overgangsordninger.

Konsesjonskraft og konsesjonsavgift sikrer i dag berørte kommuner og fylkeskommuner inntekter fra vannkraft. Historisk har ordningene spilt en viktig rolle i utbyggingen av norsk kraftproduksjon ved at de har bidratt til lokal aksept for utbygginger som har kommet hele Norge til gode. Etter utvalgets vurdering kan den ønskede fordelingen av inntekter oppnås mer effektivt gjennom andre eksisterende eller nye fordelingsmekanismer, jf. den nærmere omtalen av fordeling under punkt 12.4. Fordelingshensyn er derfor ikke et argument for å opprettholde ordningene med konsesjonskraft og konsesjonsavgift.

Virkningene av utvalgets forslag er nærmere omtalt i Kapittel 12. Provenyvirkningene for staten, kommuner og fylkeskommuner av å avskaffe konsesjonskraften vil variere med kraftprisen. I 2017 var provenyet fra konsesjonskraften anslått til om lag 1,4 mrd. kroner, mens den i 2018 er anslått til 2,7 mrd. kroner. Provenyet fra konsesjonsavgiften i 2017 var 837 mill. kroner.