2 Om vindkraftnæringen

2.1 Produksjon og lokalisering

Det siste tiåret har det vært stor vekst i landbasert vindkraft i Norge. Per april 2023 var det ifølge NVE 65 landbaserte vindkraftanlegg med totalt 1 392 turbiner i Norge. Samlet installert effekt var 5 083 MW. Normalårsproduksjonen var i overkant av 16,9 TWh, som tilsvarer om lag 11 pst. av den samlede produksjonen av elektrisk kraft i et normalår i Norge, se figur 2.1.

Kilde: NVE.

Det meste av vindkraftkapasiteten, nær 85 pst., ble satt i drift i årene 2017–2022, se figur 2.2. Økningen i investeringer i vindkraft i denne perioden må ses i lys av de ulike støtteordningene næringen har mottatt. Eksempler på dette er pliktige elsertifikater fra 2012 og gunstige avskrivningsregler fra 2015, se punkt 2.3.4 og 3.1. Utviklingen må også ses i sammenheng med at vindturbinteknologien har utviklet seg raskt de siste årene. Både installert effekt, totalhøyde og lengde på rotorbladene har økt. Utvikling i avanserte styresystemer gjør også at turbinene kan utnytte vinden og klimatiske forhold bedre enn før.1 Teknologiutviklingen har bidratt til å redusere produksjonskostnadene over levetiden for landbasert vindkraft, se punkt 2.3.1.

Forstørr bilde

Kilde: NVE og Finansdepartementet.

Det norske kraftmarkedet er i dag inndelt i fem prisområder. De er fastsatt av Statnett etter hvor det er strukturelle begrensninger (flaskehalser) i overføringsnettet. Slike flaskehalser kan gi opphav til prisforskjeller mellom områdene. De fem prisområdene er Sørøst-Norge (NO1), Sørvest-Norge (NO2), Midt-Norge (NO3), Nord-Norge (NO4) og Vest-Norge (NO5). Vindkraftproduksjonen er ujevnt fordelt mellom prisområdene for strøm, se figur 2.3. Om lag 8 pst. av normalårsproduksjonen, målt etter installert effekt, er lokalisert i NO1 og 29 pst. i NO2. Resten er lokalisert i NO3 og NO4. NO5 er per i dag det eneste prisområdet uten vindkraft på land.

Kilder: NVE og Finansdepartementet.

2.2 Konsesjonsprosess og fremtidig utbygging

Et vindkraftanlegg er konsesjonspliktig etter energiloven dersom anlegget har en samlet installert effekt på over 1 MW eller består av mer enn fem vindturbiner. Anlegg som ikke er konsesjonspliktige, behandles av kommunen etter reglene i plan- og bygningsloven. Dersom vindkraftanlegget er større enn 10 MW, skal prosjektet meldes til NVE med forslag til program for konsekvensutredning (KU). Det sendes på høring før NVE fastsetter programmet. Etter gjennomført KU kan konsesjonssøknad med KU sendes til NVE. Prosjekt under 10 MW har ikke meldeplikt og kan gå rett på konsesjonssøknad. Som følge av Prop. 111 L (2022–2023) ble det bestemt at det fremover ikke kan gis konsesjon etter energiloven før en overordnet områderegulering etter plan- og bygningsloven er vedtatt av kommunen. Denne nye praksisen vil muligens endre behandlingstiden noe, men det er vanskelig å si sikkert før en har fått erfaringer med slike prosesser.

Ifølge OED og NVE er det de nærmeste årene forventet mindre utbygging av landbasert vindkraft enn vi har sett de siste årene. Noen få prosjekter har konsesjon og disse kan bli bygget ut. Samtidig er det få konsesjonssøknader om vindkraft til behandling. Det er imidlertid meldt en del nye prosjekter, men disse har i dag ikke kommet langt i saksbehandlingen. For disse prosjektene gjenstår det blant annet konsekvensutredninger og konsesjonsbehandling før det eventuelt kan gis konsesjoner som kan realiseres. NVE og OED forventer derfor at disse prosjektene i hovedsak først vil bli bygget ut etter 2030.

2.3 Lønnsomhet i vindkraftnæringen

2.3.1 Pris- og kostnadsutvikling

Lønnsomheten i vindkraftnæringen avhenger av en rekke faktorer, herunder utviklingen i investeringskostnadene, drifts- og vedlikeholdskostnadene, og oppnådd kraftpris.

Kostnadsutvikling

Basert på anslag for ulike kostnadselementer for ny kraftproduksjon kan det beregnes en produksjonskostnad over levetiden (levelized cost of energy – LCOE). Denne er et uttrykk for de samlede kostnadene fordelt på den samlede produksjonen over levetiden til et anlegg. Den illustrerer dermed hvilken kraftpris som er nødvendig for at et prosjekt skal være lønnsomt for et gitt avkastningskrav.

NVE er i ferd med å oppdatere anslagene for produksjonskostnader over levetiden for norske vindkraftanlegg. Kostnadsanslagene gjelder for vindkraftanlegg satt i drift i det respektive året. Beregningen for det enkelte år er et vektet gjennomsnitt for flere kraftanlegg, og sier dermed ikke noe om variasjonen mellom anlegg. Slik variasjon kan være betydelig.

Omregnet til 2023-kroner anslås produksjonskostnadene over levetiden å ha falt fra om lag 66 øre/kWh i 2012 til om lag 40 øre/kWh i 2020. I 2021 og 2022 er kostnadene anslått noe høyere enn i 2020, til henholdsvis 42 og 44 øre/kWh.

Kostnadsbildet for vindkraft på land er veldig sammensatt, og drevet av etterspillet fra Covid-19, logistiske utfordringer, råvarepriser, anstrengte leverandørkjeder, energikrisen i Europa, klimaforandringene og medfølgende energipolitikk. Det gjør framskrivninger av kostnader for vindkraft på land meget usikre. Med dette bakteppet har NVE gitt anslag for framtidige produksjonskostnader over levetid. For anlegg som settes i drift i 2025 anslås den til om lag 45 øre/kWh. Framover mot 2040 forventer de at produksjonskostnaden vil falle, med et anslag på om lag 34 øre/kWh i 2040 (2023-kroner).

Nær 85 pst. av all norsk landbasert vindkraftkapasitet, ble satt i drift i løpet av årene 2017–2022, med tilhørende anslått produksjonskostnad over levetiden på i hovedsak 40–45 øre/kWh (2023-kroner). Det forventes lite ny vindkraftproduksjon de nærmeste årene, se punkt 2.2. Det vil dermed trolig være få nye prosjekter med produksjonskostnader på et nivå tilsvarende NVEs anslag for 2025.

Anslag fra NVE fra 2021 indikerer at landbasert vindkraft da ble anslått å være den mest kostnadseffektive kraftteknologien, se figur 2.4. Selv om oppdaterte anslag for produksjonskostnadene for landbasert vindkraft er høyere enn det som ble anslått i 2021, er det grunn til å tro at landbasert vindkraft fremdeles er blant de rimeligste kildene til ny kraftproduksjon.

Forstørr bilde

¹ Det er benyttet et avkastningskrav på 6 pst.

Kilde: NVE.

Kraftprisutvikling

Ut fra forventningene om begrenset utbygging av landbasert vindkraft de neste årene, vil vindkraftnæringen i dette tiåret trolig være dominert av eksisterende vindkraftanlegg. For disse vil utviklingen i kraftprisene ha vesentlig betydning for lønnsomheten. Hvordan prisutviklingen faktisk vil bli, er svært usikkert og avhenger av en rekke faktorer.

Fremtidsprisene for det nordiske kraftsystemet fra Nasdaq OMX indikerer at prisene vil være på et relativt høyt nivå i Sør-Norge på kort og mellomlang sikt, og at det fortsatt vil være relativt store prisforskjeller mellom prisområdene, se tabell 2.1. Prisene er hentet ut i månedsskiftet juli/august 2023.

I NVEs rapport Vindkraft til havs i Sørlige Nordsjø II fra 2023 omtales langsiktige kraftprisutsikter. I referansescenarioet anslås det at kraftprisen i perioden 2030–2040, målt i 2023-kroner, vil ligge rundt 50–60 øre/kWh i samtlige prisområder. Med NVEs forutsetninger i denne analysen, vil det på lang sikt ikke være betydelige prisforskjeller mellom de norske prisområdene for kraft.

Figur 2.5 viser historisk og forventet utvikling i anslått produksjonskostnad og kraftpriser for de sørlige og nordlige prisområdene. Forventninger om lavere produksjonskostnader og høyere kraftpriser gir utsikter til vesentlig bedre lønnsomhet for landbasert vindkraft enn det vi har sett historisk, også i de nordlige prisområdene. Det aller meste av norsk landbasert vindkraft er satt i drift etter 2016. Det betyr at vindkraftanlegg eksponert i spotmarkedet vil ha mange produksjonsår med høy forventet kraftpris før de må oppgraderes eller avvikles. Figur 2.5 indikerer at kraftprisen forventes å ligge over produksjonskostnadene, også for det meste av historiske investeringer. For vindkraftanlegg med store volum på historiske kraftavtaler vil det ta tid før vindkraftselskapet drar fordel av økte priser.

Forstørr bilde

¹ Historiske spotmarkedspriser frem til juli 2023, terminpriser fra Nasdaq fra månedsskiftet juli/august 2023 fra august 2023–2026, NVEs anslag fra 2023 for referansescenario i rapporten Vindkraft til havs i Sørlige Nordsjø II fra 2030–2040. Manglende observasjoner for 2027–2029 er interpolert.

² Kraftprisen i hhv. de sørlige og nordlige prisområdene er vektet etter normalårsproduksjon i de respektive prisområdene. Det er ikke tatt hensyn til eventuelle kraftavtaler eller at oppnådd kraftpris kan avvike fra spotmarkedsprisen.

³ Fra 2022–2025 og fra 2025–2040 er det beregningsteknisk lagt til grunn lineær utvikling i produksjonskostnadene.

Kilder: Nordpool AS, Nasdaq OMX, NVE, Finansdepartementet.

2.3.2 Verdifaktor/oppnådd pris

Ulike kraftverk innenfor samme prisområde kan ha forskjellig inntjening i kraftmarkedet, avhengig av produksjonsprofil og reguleringsevne. Et mål på et kraftverks økonomiske prestasjon er verdifaktor, definert som oppnådd (volumvektet) spotmarkedspris for kraftverket delt på gjennomsnittlig spotmarkedspris i løpet av en periode. Regulerbar vannkraft kan flytte produksjonen til timer og perioder med høye priser. Dermed oppnår de en høyere verdi på sin produksjon enn uregulerbar kraft, som vindkraft, solkraft og uregulerbar vannkraft. Solkraft og uregulerbar vannkraft produserer mest om sommeren når prisene normalt er lave, mens vindkraft produserer mest om vinteren. At vindkraft har en høy andel vinterproduksjon, når prisene normalt sett er på sitt høyeste, gjør at det kan oppnå en høyere verdifaktor enn uregulerbar vannkraft og solkraft. Samtidig vil stor utbygging av kraftverk med lik produksjonsprofil bidra til å trekke verdifaktoren ned, fordi det i produksjonstimene kan bli et kraftoverskudd som reduserer prisene (kannibaliseringseffekt).

Tabell 2.2 viser anslått uvektet gjennomsnittlig verdifaktor for landbasert vindkraft per prisområde for ulike år, forutsatt at all produksjon verdsettes til spotmarkedspriser. Tabellen indikerer at landbasert vindkraft historisk har hatt relativt høy verdifaktor, men med variasjoner fra år til år og mellom prisområder. I 2022 var verdifaktoren særlig lav. Det må blant annet ses i lys av at prisene dette året var på sitt høyeste i august og september, og ikke i vintermånedene. 2022 er derfor er ikke nødvendigvis et egnet referanseår for verdifaktoren til landbasert vindkraft. Tabellen viser også uvektet gjennomsnittlig verdifaktor for årene 2018–2022. NO3 er anslått å ha den laveste verdifaktoren med et gjennomsnitt på 93 pst. for perioden. Prisområde NO3 har relativt mye vindkraft. I perioder med mye vind kan det oppstå et kraftoverskudd som reduserer de oppnådde prisene. For de øvrige prisområdene var verdifaktoren nær 100 pst.

Fremover forventer NVE at verdifaktoren for landbasert vindkraft vil ligge under, men relativt tett opptil gjennomsnittlig spotmarkedspris. Verdifaktoren kan bli lavere i takt med at det bygges ut mer uregulerbar kraftproduksjon i Norge og i landene rundt oss.

2.3.3 Langsiktige kraftavtaler i vindkraftnæringen (PPA-avtaler)

Vindkraft selges i dag blant annet gjennom langsiktige kraftavtaler (Power Purchase Agreements – PPA). Det innebærer at kraftprodusenten får betalt en forhåndsbestemt pris for sin produksjon. Formålet med slike avtaler er å redusere prisrisikoen for både kjøper og selger. Med sikkerhet for kraftprisen kan vindkraftprodusentens avkastningskrav reduseres. Samtidig kan det forbedre muligheten for lånefinansiering av investeringen.

Kraftavtaler inneholder forretningssensitiv informasjon. Departementet har ikke detaljert informasjon om hvordan disse er utformet, verken om prising eller andelen produksjon knyttet til dem. I flere høringsinnspill er det vist til og lagt ved en rapport utarbeidet av KPMG, Konsekvenser ved innføring av grunnrentebeskatning for landbasert vindkraft, hvor en overordnet analyse indikerer at om lag 55 pst. av all vindkraftproduksjon er ventet å skje gjennom PPA-avtaler i 2023. De antar videre at PPA-avtalene har en pris på rundt 30 øre/kWh, og at vindkraftanleggene har en verdifaktor på 90 pst. Tabell 2.3 illustrerer KPMGs anslag for omfanget av PPA-avtaler fordelt på prisområder.

Det er spotmarkedsprisen som gir uttrykk for den løpende (alternative) verdien av kraften, og som dermed også er den relevante prisen for å vurdere den løpende grunnrenten i næringen. Inngåtte kraftavtaler vil imidlertid påvirke den grunnrenten som produsentene realiserer, og fordelingen av vindkraftverdiene mellom vindkraftprodusenter og kraftkjøpere. Med den prisutviklingen som har vært i prisområdene i Sør-Norge siden slutten av 2020, ligger trolig flere fastprisavtaler for vindkraftanlegg i Sør-Norge vesentlig under spotmarkedsprisene. I disse tilfellene er det kraftkjøperne som realiserer vesentlige deler av vindkraftverdiene.

2.3.4 Tilleggsinntekter

I tillegg til inntekter fra salg av kraft kan vindkraftprodusenter ha inntekter fra salg av elsertifikater og opprinnelsesgarantier.

Pliktige elsertifikater

Elsertifikatordningen innebærer at anlegg (produsenter av elektrisitet basert på fornybare energikilder) satt i drift senest 31. desember 2021, får tildelt omsettelige sertifikater for hver produserte MWh energi i inntil 15 år fra det året anlegget blir innlemmet i ordningen. Utstedelse av elsertifikater er dels en rett, dels en plikt, jf. henholdsvis kapittel 2 og 4 i elsertifikatloven. Formålet er å bidra til økt produksjon av elektrisk energi fra fornybare kilder, jf. elsertifikatloven § 1. Etterspørselen skapes ved at kraftleverandører og enkelte strømkunder er pålagt å kjøpe sertifikater tilsvarende en bestemt andel av strømmen de selger. Produsentene kan på den måten få en merinntekt ved salg av elsertifikater til kraftkjøpere. Ordningen betales av forbrukere av elektrisitet (unntatt kraftkrevende industri) over strømregningen. Ifølge NVE utgjør ytelsen i vindkraftverk som er godkjent innenfor elsertifikatordningen, i underkant av 4,5 GW.2

Figur 2.6 illustrerer at elsertifikatprisen varierte i perioden 2012–2019, men lå på et relativt høyt nivå (i hovedsak over 10 øre/kWh). Verdien av elsertifikatene for vindkraftverk som er godkjent innenfor elsertifikatordningen, kan på usikkert grunnlag anslås til i størrelsesorden 1,5 mrd. kroner samlet for perioden 2012 til 2021. Verdien er beregnet med utgangspunkt i markedspris på elsertifikater og vindkraftprodusentenes andel av utstedte elsertifikater, omregnet til 2022-kroner. Det er anlegg som produserte tidlig i perioden, som fikk størst merinntekt fra elsertifikatsystemet. Fra 2020 har prisen på elsertifikater vært svært lav. Det pliktige elsertifikatsystemet er vedtatt utfaset. Anlegg som settes i drift etter 2021, tildeles ikke elsertifikater.

Forstørr bilde

Kilde: NVE.

Opprinnelsesgarantier

Opprinnelsesgarantiordningen er en frivillig, europeisk merkeordning for elektrisitet. Med den kan strømkunder vise til at en mengde kraft er produsert fra en spesifisert, fornybar energikilde. Ordningen gir forbrukere mulighet til å kjøpe garantier for at det er produsert fornybar kraft som tilsvarer hele eller deler av kraftforbruket. Produsenter av fornybar kraft får med dette en ekstra inntekt fra sin kraftproduksjon. Inntektene fra opprinnelsesgarantier varierer fra år til år, og påvirkes både av fornybar kraftproduksjon, etterspørselen etter garantier og selskapenes salgsstrategi for garantiene.

Historisk har prisene på opprinnelsesgarantier vært moderate. De siste årene har prisene økt, men det har også vært betydelig volatilitet. Spotmarkedsprisene for opprinnelsesgarantier har variert fra rundt 0,5 EUR/MWh i begynnelsen av 2021, til opp mot 10 EUR/MWh mot slutten av 2022. Per september 2023 ligger prisene over 5 EUR/MWh. Med dagens prisnivå kan produsenter av fornybar kraft realisere en betydelig ekstrainntekt. Imidlertid kan produsentene ha inngått langsiktige avtaler om salg av opprinnelsesgarantier, for eksempel som en del av PPA-avtaler, til mer moderate priser.

2.3.5 Grunnrente i vindkraftnæringen

Ifølge NVE er Norge blant landene i Europa med best vindressurser.3 Ved å utnytte denne stedbundne naturressursen kan vindkraftnæringen oppnå grunnrente, dels på grunn av et begrenset antall gode vindkraftlokaliteter på land, og dels fordi ressurstilgangen er begrenset av konsesjonssystemet.

På oppdrag fra Finansdepartementet beregnet Statistisk sentralbyrå i 2022 grunnrenten i naturressursnæringer, deriblant vindkraftnæringen for årene 2010–2021, se figur 2.7. Beregningene tar utgangspunkt i bruttoproduktet for samlet kraftproduksjon. Bruttoproduktet for vindkraft er satt lik bruttoproduktet for hele kraftproduksjonen multiplisert med vindkraftens produksjonsandel. Beregningene tar dermed ikke tilstrekkelig hensyn til at vindkraft har en annen fordeling av produksjonen mellom prisområder enn kraftproduksjon for øvrig, eller en annen andel fastpriskontrakter. I tillegg er det mye regulerbar vannkraft i det norske kraftsystemet, som oppnår noe høyere priser enn uregulerbar kraftproduksjon. Dette kan innebære at beregningene overvurderer grunnrenten som vindkraftprodusentene realiserer.

I bruttoproduktet trekkes det fra lønnskompensasjon, kapitalslit og alternativavkastning for å komme frem til grunnrenten. SSB har beregnet at grunnrenten var negativ i årene 2010–2020, men positiv i 2021. Grunnrenten var særlig negativ i 2020, noe som må ses i lys av at kraftprisene var historisk lave dette året.

Forstørr bilde

Kilder: SSB (2022) Ressursrenten i naturressursnæringene i Norge 1984–2021.

Departementet har bedt Statistisk sentralbyrå om å oppdatere analysen av ressursrenten i naturressursnæringene. For vindkraft er det bedt om en analyse av grunnrenten oppnådd ved løpende markedspriser i de ulike prisområdene. Samtidig er det bedt om en vurdering av vindkraftselskapenes del av grunnrenten som også tar hensyn til andelen fastpriskontrakter. Analysen er forventet ferdigstilt i løpet av høsten 2023 og vil bli offentliggjort på departementets nettsider.

Eksterne rapporter om forslaget om grunnrenteskatt på landbasert vindkraft

Både KPMG og THEMA har utarbeidet rapporter der de vurderer om det er grunnlag for en grunnrenteskatt, og konsekvenser for næringen av å innføre en slik skatt. Rapporten fra KPMG er gjort på vegne av flere vindkraftselskaper, mens rapporten fra THEMA er gjort på vegne av Fornybar Norge. Begge rapportene ligger vedlagt Fornybar Norges høringssvar.4

I rapporten fra KPMG fremgår det at de mener det ikke er belegg for den antatte superprofitten for landbasert vindkraft. Det vises til at 7 av de 8 prosjektene de har gjennomgått, har en avkastning under gjennomsnittlig årlig avkastning på Oslo Børs i perioden 2012 til 2022. Videre vises det til at mer enn 50 pst. av eksisterende prosjekter er finansiert gjennom langsiktige kraftavtaler. KPMG peker på at analysene blant annet indikerer en negativ effekt av grunnrenteskatteforslaget på egenkapitalen for eksisterende vindparker, med risiko for mislighold av låneforpliktelser for flere vindparker. De peker også på at forslaget kan føre til økte produksjonskostnader. Samtidig fremgår det også av rapporten, at det er bruttoavgifter som reduserer kontantstrømmen de første årene for 6 av de 8 prosjektene.

THEMA tar for seg flere av de samme momentene som KPMG. De viser til at den forventede levetidsavkastningen for norske vindkraftanlegg, uten en grunnrenteskatt, vil være moderat og til dels lav for vindkraftanlegg i områder og/eller med kraftavtaler med lave priser. De mener også at grunnrenteskatten vil redusere levetidsavkastningen ytterligere, og at den kan føre til høyere balansepris (LCOE/produksjonskostnad etter skatt). En sentral forutsetning for resultatene til THEMA er at de diskonterer hele kontantstrømmen med et høyt, risikojustert avkastningskrav. Det vil undervurdere lønnsomheten i nye vindkraftanlegg, se punkt 5.8.

THEMA har også skrevet et memo om konsekvenser av en grunnrenteskatt for kostnader for ny vindkraft i Finnmark tilsvarende forbruksøkningen fra elektrifiseringen av Melkøya. THEMA påstår at grunnrenteskatten øker kostnadene for landbasert vindkraft med mellom 6 og 11 øre/kWh, avhengig av hvor mye av kraften som selges i henholdsvis spotmarkedet og gjennom langsiktige kraftavtaler. De beregningsmessige forutsetningene for resultatet er i hovedsak de samme som i THEMAs tidligere rapport omtalt over.

Departementet viser til at formålet med grunnrenteskatten er at den over tid skal bidra med inntekter til fellesskapet på en mest mulig effektiv måte. Den langsiktige utviklingen i pris- og kostnadsnivå tilsier at norsk landbasert vindkraft er forventet å realisere grunnrente som bør deles med lokalsamfunn og det større fellesskapet. De nærmeste årene kan dette særlig gjelde vindkraftanlegg i Sør-Norge som er eksponert i spotmarkedet. En grunnrenteskatt vil tilpasse seg lønnsomheten i det enkelte vindkraftanlegg. Anlegg med moderat eller svak lønnsomhet vil dermed bli ilagt lav eller ingen grunnrenteskatt, se illustrasjonen i punkt 6.3.

2.4 Eierskap og finansiering

Hvis en ser på fordelingen av eierskapet av normalårsproduksjonen for norske vindkraftanlegg i drift per starten av 2022, viser tall fra NVE og Skatteetaten at om lag 2/3 av vindkraftproduksjonen var eid av utenlandske investorer.5 Om lag 24 pst. var i norsk offentlig eie (hvorav Statkraft eide om lag 12 pst), mens om lag 8 pst. var norsk privat eid.

På oppdrag fra Finansdepartementet har Skatteetaten redegjort for eier- og finansieringsstrukturer for landbaserte vindkraftanlegg (med utgangspunkt i foretak registrert på NACE-kode 35.112 Produksjon av elektrisitet fra vindkraft og NVEs konsesjonsoversikt). Grunnlaget for analysene er ulike rapporteringspliktige skjema inngitt i forbindelse med skattemeldingen for årene 2019–2021, samt enkelte offentlige registre og oversikter.

Ved utgangen av 2021 hadde i overkant av halvparten av de norske vindkraftselskapene utenlandske eiere. Det vil si at ultimate eier (Global Ultimate Owner (GUO)) er utenlandsregistrert. Omtrent halvparten av disse (en fjerdedel av norske vindkraftanlegg) var eid via land som i flere sammenhenger anses som lavskatteland.

Bortimot en fjerdedel av norske vindkraftanlegg var norsk offentlig eid. Deretter kommer norske private eiere, utenlandske investeringsfond/Private Equity og utenlandske offentlige eiere med om lag en femtedel hver. Resten består av blant annet norske og utenlandske industrikonsern og energiselskap i tillegg til utenlandske private eiere.

Overskuddsflytting er disposisjoner som reduserer et selskaps skattebelastning i et land, men som i liten grad påvirker selskapets investeringer og virksomhet i det aktuelle landet. En kjent metode er overskuddflytting gjennom rentekostnader, der eksempelvis det norske selskapet er finansiert gjennom gjeld hos et selskap i land med lavere skattesats enn Norge, typisk i samme konsern. Den skattemessige tilpasningen kan «optimaliseres» ved å ha en så høy gjeldsgrad som mulig, og/eller høy lånerente. Imidlertid begrenses mulighetene for skatteoptimalisering gjennom gjeldsfinansiering av rentebegrensningsregelen, se punkt 3.6.

Samlet for alle vindkraftselskap, både norske og utenlandskeide, fremstår egenkapitalandelen å ligge innenfor normalområdet, men synkende over tid. Der norske vindkraftselskap samlet sett hadde en egenkapitalandel på 66 pst. i 2021 (noe synkende), hadde de utenlandskeide vesentlig lavere andel egenkapital med 27 pst. i 2021 (etter noe tids stigende trend). Tallene er samlede tall for utenlandskeide vindkraftselskap. Egenkapitalandelen varierer innenfor gruppen. Seks av disse har egenkapitalandel under 5 pst. (tre har negativ egenkapitalandel) og 15 selskap hadde egenkapitalandel under 20 pst. Det kan ikke utelukkes at noe av forskjellen i egenkapitalandelene kan skyldes at norskeide foretak er organisert i konsern der gjelden i større grad ligger i et annet konsernselskap. Det reflekteres ikke i tallene. Det bemerkes imidlertid at skatteinsentiver ved høy grad av gjeldsfinansiering ikke gjør seg gjeldende i like stor grad for helnorske konsern.

Oppsummeringsvis har vindkraftselskap med eierskap fra utlandet en høyere gjeldsandel enn vindkraftselskap med norske eiere. Videre indikerer beregninger gjort av Skatteetaten at rentemarginene er høyere for selskap med utenlandske eiere enn norske eiere. Det bemerkes at en høyere gjeldsgrad kan tilsi en høyere risiko knyttet til lånene, og dermed også høyere rentemargin. Hvorvidt gjeldsgraden og rentemarginen til det enkelte selskap kan anses markedsmessig og i tråd med armlengdeprinsippet, må vurderes konkret, i tråd med OECDs retningslinjer for internprising for flernasjonale foretak og skattemyndigheter.

Skatteetaten viser til en rapport fra Wind Europe, der det fremgår at det ved prosjektfinansiering ikke er uvanlig at opp mot 80 pst. av prosjektet er finansiert ved låneopptak som er sikret gjennom fremtidig kontantstrøm i prosjektet.6 I vindkraftnæringen oppnås gjerne sikringen gjennom inngåelse av langsiktige kraftavtaler med varighet som tilsvarer eller overstiger tilbakebetalingstidspunktet. Dette kan også være begrunnet i et ønske om å redusere risikoen knyttet til prosjektet for investorene og/eller gearing for å oppnå større avkastning på investert egenkapital. Vindkraftanlegg uten langsiktige avtaler vil ha en variabel kontantstrøm basert på pris og produksjon. Store variasjoner i kontantstrøm er normalt ikke forbundet med høy gjeldsandel. Er det forventet stabile høye kraftpriser og gode marginer i overskuelig fremtid, vil dette imidlertid kunne gi grunnlag for høy andel gjeldsfinansiering.