Del 3
Andre saker

5 Sektorovergripende miljøvernpolitikk

Regjeringen legger stor vekt på å føre en miljøpolitikk der miljømålene søkes oppnådd på en kostnadseffektiv måte. Dette krever en sektorovergripende tilnærming i virkemiddelbruken. Regjeringen vektlegger en langsiktig og forsvarlig forvaltning av de ulike energiressursene innenfor de rammene hensynet til miljøet setter. Dette arbeidet har både et lokalt, nasjonalt og globalt perspektiv.

I det følgende gis en sammenfatning av miljøutfordringer knyttet til petroleums- og energisektoren, og den politikk Regjeringen vil føre for å imøtekomme disse.

5.1 Miljøutfordringer - status og utviklingstrekk

Det er i de senere årene gjennomført omfattende tiltak for å bedre miljøsituasjonen, både innenfor petroleums- og energisektoren, men sektorene vil også i fremtiden ha virkninger i forhold til miljøet:

• Utslipp til luft som blant annet kan medføre klimaendringer, forsuring, overgjødsling og dannelse av bakkenært ozon.

• Utslipp til sjø ved leting og utvinning av olje- og gass som blant annet kan påvirke det marine miljøet.

• Inngrep knyttet til utbygging av ny energiproduksjon, for eksempel i form av demninger, veier, landanlegg og kraftlinjer.

Utslipp til luft

Petroleums- og energisektoren står for en betydelig andel av de norske luftutslippene av klimagasser (CO₂ og CH₄), nitrogenoksider (NO_x) og flyktige organiske forbindelser utenom metan (nmVOC).

I nasjonal sammenheng står petroleumsvirksomheten for om lag 19 pst. av de totale klimagassutslippene, og 27 pst. av CO₂-utslippene. Denne andelen kan øke fremover som følge av strukturelle endringer som øker energibehovet, herunder økende produksjon fra modne felt og lengre transportavstand til markedet for gass. Det kontinuerlige arbeidet med å øke energieffektiviteten i virksomheten, samt nye og mer effektive utbyggingsløsninger, forventes til en viss grad å motvirke denne utviklingen.

Selv om de totale klimagassutslippene fra virksomheten har økt betydelig siden 1990, har utslippet pr. produsert enhet blitt redusert med i størrelsesorden 30 pst. i samme periode. Økningen i totale utslipp skyldes i stor grad sterk produksjonsvekst. Reduksjonen i utslipp pr. produsert enhet skyldes blant annet innføringen av CO₂-avgift i 1991, og at alle de store feltene har produsert på platå. Utslippene pr. enhet er lavere i denne fasen, enn i oppstarts- og haleproduksjonsfasene. De siste årene har en sett en utflating og svak økning i utslippene pr. produsert enhet. Dette skyldes utviklingstrekkene nevnt i avsnittet over.

Petroleumssektoren bidrar med 23 pst. av NO_x-utslippene nasjonalt. Utslippene av NO_x fra sektoren har vokst jevnt siden 1990, noe som først og fremst skyldes økte utslipp fra fakling av naturgass. Utslippene av NO_x pr. produsert enhet er imidlertid også redusert betydelig i perioden 1990-2000.

Utslippene av CO₂ og NO_x stammer i all hovedsak fra de samme kildene, nemlig gassturbiner og motorer for å dekke energibehovet på innretningene og fakling av gass. I motsetning til klimagassutslipp, kan NO_x-utslippene reduseres ved tekniske tiltak på kraftproduksjonsutstyret. De siste årene har lav-NO_x-brennere blitt tatt i bruk ved installasjon av nye gassturbiner hvor slik teknologi er kommersielt tilgjengelig. Bruk av lav-NO_x-brennere kan redusere utslippene fra en turbin med om lag 80 pst, og det er pr. i dag installert 26 slike turbiner på norsk sokkel. Da klimagassutslippene i dag ikke kan reduseres ved realistiske tekniske løsninger, er det en fremtidig utfordring å sikre fortsatt effektivisering av kraftproduksjonen på sokkelen. En mer effektiv energibruk vil bidra til å begrense utslippene av både NO_x og klimagasser.

Petroleumssektoren er hovedkilden til utslipp av nmVOC i Norge, og står for 63 pst. av de nasjonale utslippene. Utslipp fra lasting av råolje på kontinentalsokkelen står for brorparten av utslippene fra virksomheten. Ny teknologi, som gjør at anslagsvis 70 pst. av nmVOC-utslippene fra en bøyelaster kan gjenvinnes, forventes å bli gjort kommersielt tilgjengelig i nær fremtid. Fra 2000 reguleres nmVOC-utslippene fra petroleumssektoren gjennom utslippstillatelser hjemlet i Forurensningsloven, jf. omtalen under kap. 5.4.

Norge skiller seg fra andre land ved at nær halvparten av det innenlandske energiforbruket dekkes av vannkraft. Dette bidrar på den ene siden til lave luftutslipp knyttet til det innenlandske energiforbruket. På den andre siden innebærer det at Norge har et smalere grunnlag for utslippsreduksjoner enn andre land. Produksjon og forbruk av elektrisk kraft kan variere betydelig fra år til år. Dette betyr blant annet at det er viktig for Norge å ha et fleksibelt energisystem gjennom bruk av andre energikilder som supplement til vannkraftproduksjonen.

Utslipp til luft fra innenlands energibruk til stasjonære formål varierer fra år til år. I hovedsak skyldes dette variasjonene i vannkraftproduksjonen og utetemperaturene. I år med høy produksjon av elektrisk kraft og relativt lave priser på elektrisitet, vil det normalt finne sted en vridning mot større bruk av elektrisitet og mindre forbruk av fyringsolje. I slike år kan utslippene fra bruk av fyringsolje være små. I år med lavere produksjon av vannkraft og høyere priser på elektrisitet, som for eksempel i 1996, vil utslippene være høyere.

I St.meld. nr. 15 (2001-2002) Tilleggsmelding til St.meld. nr. 54 (2000-2001) Norsk klimapolitikk går Regjeringen inn for en konvertering av oljefyring til bruk av ny fornybar energi. Som ledd i dette arbeidet utarbeides det en strategi for konvertering fra oljefyring til ny fornybar energi, blant annet gjennom å stimulere til økt utnytting av biomasse og metangass fra landbruket og økt bruk av avfall som energikilde.

Utslipp til sjø

Petroleumsvirksomheten medfører også utslipp av olje og ulike typer kjemikalier til sjø. Det vil være umulig å drive en effektiv olje- og gassvirksomhet uten bruk av kjemikalier. En betydelig innsats rettes derfor inn mot å utvikle kjemikalier med minst mulig miljøeffekter.

De totale utslippene av olje fra norsk petroleumsvirksomhet står for om lag 2 pst. av den totale tilførselen til Nordsjøen. Oljeutslippene fra petroleumssektoren stammer i all hovedsak fra regulær drift, men også akutte utslipp/søl forekommer. Produsert vann, som er med oljen og gassen fra reservoaret, er hovedkilden til utslipp av olje til sjø. Etter 1991 har utslipp av oljeholdig borekaks vært forbudt på norsk kontinentalsokkel, og dette har bidratt til å redusere oljeutslippene fra virksomheten betydelig. Bedre boretekniske løsninger og nye boremetoder er sentrale for å få til ytterligere miljøvennlige boreoperasjoner. En hovedutfordring er å oppfylle kravet om null skadelige utslipp og forpliktelsene i OSPAR-konvensjonen.

Inngrep

Utbygging av vassdrag og andre energirelaterte utbygginger har medført inngrep i natur og kulturmiljøer i Norge, både gjennom direkte bruk, og ved kvalitetsforringelse og oppsplitting av arealer.

Innen energisektoren er det vassdragsutbyggingen som har hatt størst betydning i forhold til biologisk mangfold, kulturlandskap og friluftsliv. Norge har svært mange vassdrag og vannfall. De er av stor betydning både for økonomiske interesser, og for allmene interesser som naturvern og friluftsliv. Kraftproduksjon står for den viktigste økonomiske utnyttelsen av vassdragene. 25-30 pst. av vassdragene i Norge er utnyttet til kraftformål. I noen fylker er nesten alle større vassdrag utnyttet.

I årene fremover vil økninger i den innenlandske energiproduksjonen i større grad måtte baseres på andre kilder enn vannkraft. Ved utnyttelse av flere av disse kildene står en også overfor viktige avveininger i forhold til andre hensyn. For eksempel gjelder dette vindkraftproduksjon.

5.2 Regjeringens miljøpolitikk på energiområdet

Regjeringen legger stor vekt på å føre en miljøvernpolitikk der miljømålene søkes oppnådd på en kostnadseffektiv måte. Dette krever en sektorovergripende tilnærming til virkemiddelbruken. Virkemidlene overfor petroleums- og energisektoren, både økonomiske, juridiske og administrative, er i dag omfattende. Det er i denne sammenheng sentralt at myndighetene utformer rammebetingelser som gjør at energiproduksjon og energibruk blir fornuftig sett fra en samfunnsmessig synsvinkel.

Utformingen av miljøvernpolitikken på energiområdet er til dels meget kompleks, og krever en helhetlig tilnærming for å gi gode resultater. Dette henger blant annet sammen med de mange ulike typer miljøproblemer sektoren står overfor, og at petroleums- og energisektoren bare er en av flere sektorer som bidrar. I utformingen av energipolitikken står en overfor viktige avveininger mot blant annet hensynet til miljø og andre næringer. De betydelige miljøutfordringene sektoren står overfor stiller store krav til at virkemiddelbruken utformes slik at de ulike målene kan nås til lavest mulig kostnader. Det er viktig at virkemiddelbruken blir tilpasset egenskapene ved det miljøproblemet en ønsker gjøre noe med. Økonomiske virkemidler vil bli brukt der det ligger til rette for dette. Det er blant annet viktig at energiprisene i størst mulig grad gjenspeiler miljøkostnadene.

Produksjon og bruk av energi er nært knyttet til verdiskaping og velferdsnivå i et moderne samfunn. Dagens energitilbud og -etterspørsel er et resultat av en rekke endringer i blant annet økonomiske, demografiske og teknologiske faktorer.

Innen energiforsyningen må oppmerksomheten mot sikkerhet økes når utnyttelsen av produksjonsanlegg og overføringskapasitet blir større. Vannkraft står for en viktig del av verdiskapingen i landet og skal komme alle til gode.

5.3 Rapport om aktiviteten i 2001

Miljøskadelige utslipp fra petroleumsvirksomheten i Norge har økt mindre enn hva den økte produksjonen skulle tilsi. Myndighetenes virkemiddelbruk og økt fokusering på miljøspørsmål er blant de faktorer som har bidratt til denne positive utviklingen. For enkelte parametre er imidlertid den positive trenden de siste to til tre årene snudd.

Miljøovervåking av petroleumsvirksomheten på norsk sokkel er gjennomført av operatørselskapene i henhold til Forurensningsloven og retningslinjer fra Statens forurensningstilsyn. Revidering av overvåkingsmanualen som operatørselskapene er pålagt å følge fører til en mer regional tilnærming, slik at petroleumsvirksomhetens mulige påvirkning på miljøet blir sett i sammenheng over et større område.

Oljedirektoratet (OD) har også i år vært involvert i miljøarbeidet innen petroleumssektoren. OD kartlegger blant annet utslipp til luft, utarbeider utslippsprognoser og evaluerer kostnader og andre konsekvenser av eksisterende eller planlagte miljøtiltak. Direktoratet fører en kontinuerlig dialog med selskapene, blant annet for å fremme investeringer og valg av teknologiske løsninger som også er mest mulig miljøeffektive.

For å nå målene på miljøområdet er samspillet mellom myndigheter og berørt industri helt sentralt. Forumet Miljøsok ble opprettet i 1995 for å styrke og følge opp dette samspillet. Miljøsok fase 2 ble avsluttet i 2000 og etterfølges fra 2001 av et nytt forum for dialog mellom myndigheter og industri: Miljøforum.

Departementet har også for 2001 utgitt en egen miljøpublikasjon for petroleumssektoren, Miljø 2002. Publikasjonen inneholder en oversikt over miljøsituasjonen i petroleumssektoren, utfordringene fremover og hvordan industri og myndigheter kan møte disse.

Departementet har i 2001 deltatt i arbeidet med å gjøre Østersjøregionen til et prøveområde for kyotomekanismene, og har i forbindelse med dette forberedt og deltatt i simuleringsspill.

Myndighetene og Statoil inngikk våren 2001 en intensjonsavtale der Statoil forplikter seg til å velge LNG fremfor diesel på to nye supplyskip. Utslippene av NO_x på de nye skipene vil bli kuttet med 85 pst. i forhold til konvensjonell dieseldrift. Statoil vil kunne benytte de oppnådde NO_x-reduksjoner, som de to supplybåtene til enhver tid representerer, som grunnlag for søknader om tredjemannsløsninger på andre anlegg.

Det har vært bred enighet om at kunnskapsgrunnlaget vedrørende langtidseffekter av utslipp til sjø har vært mangelfullt, og at innsatsen som gjøres på området bør organiseres på en mer hensiktsmessig måte. I St.meld. nr. 39 (1999-2000) Olje- og gassvirksomheten ble det signalisert en mer samordnet og økt innsats for å bedre kunnskapsgrunnlaget om langtidseffekter av utslipp til sjø. En arbeidsgruppe med representanter fra forskningsmiljøene, berørte myndigheter og industri, ferdigstilte våren 2001 en rapport som gir oversikt over hvor kunnskapsbehovet er størst, hvordan man kan koordinere ulike involverte instanser og hvordan man kan samarbeide på en mer rasjonell måte enn tidligere. Et eget forskningsprogram omkring langtidsvirkninger av utslipp til sjø fra petroleumssektoren er etablert fra 2002. Se kap. 5.4 for en nærmere omtale.

I utlysningsteksten til konsesjonsrundene på norsk sokkel ber myndighetene selskapene ta særlige hensyn til fiskeriaktivitet og forekomst av levende marine ressurser under planlegging av boreaktivitet. I forbindelse med 17. konsesjonsrunde i 2001 ble det i tillegg satt en rekke blokkspesifikke miljø- og fiskerivilkår.

Loven om vassdrag og grunnvann (Vannressursloven) trådte i kraft 1. januar 2001. Loven vil i stor grad ta hensyn til miljøet. Blant annet foreligger det regler som skal hindre inngrep som ødelegger eller forringer verneverdiene i vassdragene. Loven vil i stor grad ta utgangspunkt i hva ulike vassdrag kan tåle av inngrep og påvirkning.

Verneverdiene blir også ivaretatt gjennom konsesjonsbehandling av mikro- og minikraftverk, samt ved oppfølging av forbygningsplanene i vernede vassdrag. Planer for differensiert forvaltning av vernede vassdrag er blitt utarbeidet. I 1993 vedtok Stortinget Verneplan IV for vassdrag, som da var den siste delplanen i den samlede Landsplanen for vern av vassdrag. I forbindelse med behandlingen av St.meld. nr. 37 (2000-2001) Om vasskrafta og kraftbalansen, ba Stortinget om at Verneplan for vassdrag skulle suppleres.

Stortinget ga Olje- og energidepartementet, som har forvaltningsansvaret for verneplanene, en frist til i løpet av 2003 å fremme et forslag om supplering av verneplanen. Departementet ga NVE i oppdrag å komme med en tilrådning om supplering i løpet av 2002.

I samråd med Direktoratet for naturforvaltning har NVE valgt ut 77 vassdrag blant om lag 340 innkomne forslag. NVE skal nå vurdere de utvalgte vassdragene nærmere med henblikk på supplering av Verneplanen. I den forbindelse blir det gjennomført en høring.

Samtidig med arbeidet med verneplansuppleringen, skal det foretas en omlegging av Samlet plan for vassdrag. Dette arbeidet har Miljøverndepartementet ansvaret for, med Direktoratet for naturforvaltning (DN) som utøvende direktorat. Det er forutsatt at suppleringen av Verneplan for vassdrag skal samordnes med omleggingen av Samlet plan. NVE og DN har et nært samarbeid i denne forbindelse.

Regjeringen fører en offensiv politikk for å legge om energibruken og energiproduksjonen. I 2001 ble det gjennomført en rekke tiltak både rettet mot energieffektivisering og økt produksjon av miljøvennlig energi. Frem til og med 2001 var Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) ansvarlig for virkemiddelbruken. NVE behandlet blant annet 182 søknader om støtte til varmeanlegg, hvorav 68 prosjekter ble tildelt til sammen 110 mill. kroner i støtte. En vindkraftpark ble også gitt investeringsstøtte på 70 mill. kroner. Disse prosjektene vil til sammen gi en årlig energiproduksjon på om lag 450 GWh/år. På forbrukssiden har fokuset vært rettet mot industri og bygg. Gjennom Bygningsnettverket, Bransjenettverket og samarbeidsprosjektet mellom myndigheter og industri om energi, ble det gjennomført analyser og energiledelsesprosjekter som vil gi betydelige besparelser. I tillegg er det gitt støtte til teknologiintroduksjon og informasjon og opplæring både av forbrukere og fagmiljøer innen energi. Fra og med 2002 har Enova overtatt ansvaret for virkemiddelbruken rettet mot omleggingen av energisektoren, jf. omtale under kap. 5.4.

Olje- og energidepartementet gir hvert år støtte til forsknings- og utviklingsprosjekter som blant annet skal belyse hvilken innvirkning petroleumsaktiviteten og energiforsyningen har på miljø og samfunn. I 2000 ble det gitt økonomisk støtte til programmet «Forurensninger - kilder, spredning og effekter» i regi av Norges forskningsråd. Departementet har også bevilget midler til KLIMATEK-programmet, som har som formål å styrke utvikling og bruk av teknologi som kan redusere klimagassutslipp. Det har også vært viet betydelig oppmerksomhet mot prosjekter relatert til miljøvennlig gasskraftverk.

Departementet har videre støttet forskning og utvikling knyttet til effektive og nye fornybare energiteknologier (NYTEK) og effektive energisystemer (EFFEKT) der miljøforhold står sentralt. Støtte er også gitt til SAMSTEMT-programmet, som har som hovedformål å utvikle samfunnsfaglige kunnskaper om energi, miljø og teknologi som kan gi grunnlag for utformingen av en politikk for bærekraftig utvikling på energiområdet. Gjennom NVE er det gitt støtte til forskningsprosjekter som skal gi økt kunnskap om miljømessige konsekvenser av produksjon, distribusjon og bruk av energi.

5.4 Tiltak som er aktuelle på kort og lang sikt for å løse eksisterende og forebygge nye miljø- og ressursproblemer

Utslipp fra petroleumsvirksomheten i Norge reguleres i stor grad gjennom Petroleumsloven og Forurensningsloven. Forurensningsloven kan benyttes til å regulere alle typer miljøskadelige utslipp fra petroleumsvirksomheten, men brukes i dag først og fremst overfor virksomheten til havs og utslipp av nmVOC fra lasting av råolje. Anleggene på land står overfor samme type virkemiddelbruk som annen landbasert industri. I petroleumslovgivningen er prosessene knyttet opp mot godkjenning av nye utbyggingsplaner (PUD/PAD) sentrale. Anlegg plassert på land eller i sjø innenfor grunnlinjen er også underlagt bestemmelsene i Plan- og bygningsloven. I godkjenningsprosessen av PUD/PAD kan det blant annet stilles betingelser knyttet til valg av tekniske løsninger som påvirker utslipp av ulike gasser. Miljøhensyn i forbindelse med vassdrags- og energivirksomheten ivaretas gjennom sektorlovgivningen, Plan- og bygningsloven og Forurensningsloven.

For miljøskadelige utslipp av klimagasser er CO₂-avgiften det sentrale virkemiddelet. CO₂-avgift er pålagt brenning av gass og diesel på innretninger til havs som brukes i petroleumsvirksomheten, mineralolje for drift av supplyflåten og fyringsoljer brukt på land. Fra 1. januar 2001 er CO₂-avgiften på norsk kontinentalsokkel 73 øre/l olje/standard kubikkmeter gass. Tilsvarende avgift for supplyflåten er 27 øre. I St.meld. nr. 15 (2001-2002) Tilleggsmelding til St.meld. nr. 54 (2000-2001) Norsk klimapolitikk, foreslår Regjeringen at CO₂-avgiften videreføres inntil et bredt nasjonalt kvotesystem for klimagasser er på plass fra 2008. Det er potensiale for ytterligere reduksjoner av utslippene gjennom forbedring og utvikling av ny teknologi. Viktige skritt kan tas når det gjelder reduksjon av behovet for energi, overføring av kraft fra land, økning av virkningsgraden ved kraftproduksjon, reduksjon av fakling og injeksjon av CO₂ i underjordiske formasjoner.

I henhold til Protokollen om reduksjon av forsuring, overgjødsling og bakkenært ozon av 1999 (Gøteborg-protokollen), er Norge forpliktet til å redusere utslipp av NO_x til 156 kt og utslipp av nmVOC til 195 kt innen 2010. Dette representerer en reduksjon på henholdsvis 29 og 35 pst. sammenlignet med utslippsnivået i 1990. For å gjennomføre disse forpliktelsene vil det også være nødvendig med tiltak i energisektoren. Regjeringen har startet et arbeid for å utrede virkemidler for å sikre at forpliktelsene kan nås på en mest mulig effektiv måte. Et kvotesystem for NO_x på sokkelen er blant alternativene en vil vurdere i denne sammenheng, og Oljedirektoratet arbeider med å utrede dette alternativet nærmere.

For å oppfylle eksisterende NO_x-forpliktelse i henhold til Sofia-protokollen, vil Regjeringen vurdere å fremme ytterligere tiltak. En arbeidsgruppe for NO_x bestående av Oljedirektoratet, de viktigste operatørselskapene og den viktigste turbinleverandøren på norsk sokkel, har identifisert kritiske problemer med de første lav-NO_x maskinene ut ifra driftserfaringer og arbeidet for å få et bedre bilde av totalkostnadene ved etterinstallering av lav-NO_x-turbiner. Gruppen konkluderer med at etterinstallering medfører et større inngrep og en høyere kostnad enn tidligere antatt, og at dette har bidratt til å fremskynde arbeidet med å identifisere alternative og rimeligere metoder.

Norge oppfylte ikke den eksisterende nmVOC-forpliktelsen i henhold til Geneve-protokollen innen tidsfristen (1999). Årsaken til dette er at utslippene har vokst langt mer en man antok da man påtok seg reduksjonsforpliktelsen. I tillegg skyldes mye av veksten en utslippskilde (råoljelasting offshore) der det ikke har vært kommersielt tilgjengelig teknologi for å redusere utslippene. Norsk oljeindustri har nå, etter lang tids arbeid, teknologi som kan bidra til at vi når vårt utslippsmål om enn noen år for sent. Utslippene av nmVOC fra petroleumsvirksomheten reguleres gjennom utslippstillatelser hjemlet i Forurensningsloven. Prognosen for utslipp av nmVOC fra sektoren viser en sterkt avtagende trend etter 2001. Dette skyldes både at oljeproduksjonen forventes å nå sitt toppnivå i løpet av få år, og at gjennvinningsutstyr forutsettes installert i tråd med pålegget gitt i medhold av Forurensningsloven.

Regulering av miljøskadelige utslipp til sjø vil fortsatt skje gjennom utslippstillatelser, og man vil arbeide for at bruk av kjemikalier reduseres i henhold til filosofien om nullutslipp nedfelt i St.meld. nr. 58 (1996-97). Nullutslipp kan nås ved en kontinuerlig reduksjon av miljøskadelige utslipp mot et praktisk nullnivå, der miljøskadeligheten avhenger av innholdet av potensielt miljøfarlige kjemikalier i tillegg til sted og tid for utslippet. Operatørene på norsk kontinentalsokkel rapporterer til myndighetene om hvilke tiltak som er satt i gang i forhold til nullutslippstrategien, og myndighetene følger opp dette arbeidet gjennom jevnlige møter med operatørene.

I St.meld. nr. 12 (2001-2002) Rent og rikt hav la Regjeringen frem forslag om, i samarbeid med industrien, å igangsette et forskningsprogram i regi av Norges forskningsråd på langtidseffekter av petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø. Programmet startet opp i 2002 og skal etter planen gå over seks år. Det er lagt opp til en økning av bevilgningen fra 2003. Opprettelsen av forskningsprogrammet er et tiltak som vil bidra til å styrke beslutningsgrunnlaget for fremtidig petroleumsvirksomhet på norsk sokkel. Resultateter fra dette programmet vil blant annet gi departementet et grunnlag for å vurdere behovet for ytterligere tiltak for å øke kunnskapsgrunnlaget omkring dette temaet, eventuelt andre avbøtende tiltak.

Regjeringen har satt i gang arbeid med en utredning av konsekvensene av helårig petroleumsaktivitet i de nordlige havområdene fra Lofoten og nordover. Arbeidet ledes av Olje- og energidepartementet i nært samarbeid med Miljøverndepartementet og Fiskeridepartementet. Utredningen har som formål å presentere de mest sentrale problemstillingene knyttet til miljømessige, fiskerimessige og samfunnsmessige konsekvensene av helårig petroleumsvirksomhet i området. Forslag til utredningsprogram ble sendt på høring i juni 2002, med frist for kommentarer 30. august 2002. Det tas sikte på å sende selve utredningen på høring i mars 2003.

Regjeringen vil fortsatt ta hensyn til urørt natur når det gjelder vannkraftutbygginger. For å sikre en helhetlig forvaltning av vannressursene skal det foretas en vesentlig omlegging av Samlet plan for vassdrag. Samlet Plan skal endres fra et prosjektorientert plansystem til en vassdragsbasert ressursoversikt. Videre vil Regjeringen legge frem forslag til en supplering av Verneplanen, jf. omtalen foran. Det tas sikte på at forslag til omlegging av Samlet Plan for vassdrag og forslag til supplering av Verneplanen for vassdrag skal legges frem for Stortinget ved årsskiftet 2003-2004. Regjeringen vil videreføre en positiv holdning til utbygging av mikro- og minikraftverk og stimulere til å utnytte potensialet for utbedring og opprustning av eksisterende vannkraftverk, jf. omtale under kap. 1830, aktiviteter 2003. OED har delegert konsesjonsmyndighet til NVE i vannkraftsaker inntil 5 MW. Dette vil gi en forenklet saksbehandling.

EUs vanndirektiv vil legge føringer for norsk vannressursforvaltning. Vannressursloven som trådte i kraft 1. januar 2001 gir Norge et moderne og godt egnet styringsverktøy som i stor grad vil ivareta de hensyn som dekkes av EUs vanndirektiv. NVE er fagdirektoratet som ivaretar generelle vannressursspørsmål, herunder vannkraftsektoren. NVE får en sentral rolle innenfor de rammer som EUs vanndirektiv dekker. NVE har ansvar for oppfølgingen av vannressursloven, verneplanutvidelsene, avviklingen av Samlet Plan, samt effektivisering av konsesjonsbehandlingen. Det foreslås derfor å videreføre støtten til teknologiutvikling og generelle FoU-prosjekter innenfor dette området, kap. 1830, post 21.

For å styrke arbeidet med en miljøvennlig omlegging av energibruk og energiproduksjon ble Enova SF stiftet 22. juni 2001. Foretaket har vært fullt operativt fra 1. januar 2002.

Enova har som oppgave å fremme mer effektiv energibruk, produksjon av ny fornybar energi og miljøvennlig bruk av naturgass. Foretaket har en markedsnær pådriverrolle i utviklingen av tjenester og produkter knyttet til bruk og tilgang på miljøvennlig energi. Virksomheten finansieres gjennom Energifondet. Gjennom bruk av midler fra Energifondet skal Enova bidra til energisparing og ny miljøvennlig energiproduksjon. Enova skal selv finne praktiske løsninger og forvalte midlene på en slik måte at det overordnede målet for energiomleggingen nås på en mest mulig kostnadseffektiv måte. Satsingen på miljøvennlig bruk av naturgass vil utgjøre en begrenset del av fondet. Det vises for øvrig til omtalen under kap. 1825 Omlegging av energibruk og energiproduksjon. NVE vil etter 2001 forsatt ha ansvar for å gi konsesjoner, drive monopolkontroll og helhetlig energiplanlegging. Det betyr at NVE fremdeles vil forvalte en del overordnede virkemidler med betydning for omlegging av energibruk og energiproduksjon.

Stortinget har bedt Regjeringen om å utrede et system med grønne sertifikater tilpasset norsk og nordiske forhold, jf. merknad fra Budsjett-innst. S. nr. 9 (2000-2001). Departementet planlegger høsten 2002 å legge frem for Stortinget en gjennomgang av ulike sider ved grønne sertifikater, og en vurdering av bruken av grønne sertifikater i forhold til andre virkemidler for å fremme fornybar energi. Departementet har gjennomført en rekke studier om grønne sertifikater. Disse vil bli lagt til grunn for departementets vurderinger.

Regjeringen ble av energi- og miljøkomiteen bedt om å legge frem en stortingsmelding om en helhetlig strategi for bruk av gass i Norge, jf. Budsjett-innst. S. nr. 9 (2000-2001). Gassteknologiutvalget avga sin innstilling 4. mars 2002. Regjeringen tar sikte på å legge frem en gassmelding for Stortinget i løpet av høsten 2002. I meldingen vil det bli gitt en bred fremstilling av sentrale problemstillinger knyttet til bruk av naturgass i Norge, samt en omtale av gassteknologiutvalgets konklusjoner. Regjeringen vil i meldingen også presentere sin politikk knyttet til gasskraftverk med CO₂-håndtering, samt vurdere tiltak for sterkere grad av elektrifisering av sokkelen.

Det er en utfordring for Norge å dra nytte av våre store gassressurser gjennom å legge til rette for miljøvennlig bruk av gass i Norge. For å utforme en strategi som kan bidra til en raskere fremdrift av slike teknologier vil det være viktig med en bred gjennomgang av hvilke utfordringer og muligheter som finnes i forhold til det norske arbeidet.

Regjeringen har trukket frem forskning i skjæringsfeltet energi og miljø som ett av fire prioriterte områder i forskningspolitikken. Utvikling av teknologier som kan bidra til å begrense energiforbruket, produsere energien mest mulig effektivt og miljøvennlig, og produsere mer miljøvennlig energi på en effektiv måte står helt sentralt. Innenfor den brukerstyrte forskningen blir dette ivaretatt innenfor Forskningsrådets program «Energi, miljø, bygg og anlegg». Programmet har som hovedmål å utnytte og foredle norske naturressurser og infrastruktur på en effektiv og miljøvennlig måte. Den samfunnsfaglige fokuseringen på energi- og miljøområdet blir hovedsakelig ivaretatt i Forskningsrådets SAMSTEMT-program. Også når det gjelder den forvaltningsrettede energi- og vassdragsforskningen som foregår i regi av NVE, er det energisektorens innvirkninger på miljøet som står i fokus.

For 2002 ble det satt av inntil 50 mill. kroner til introduksjon av naturgass. 30 mill. kroner ble bevilget over kap. 1825 Omlegging av energibruk og energiproduksjon, post 74 Naturgass, mens det ble gitt en tilsagnsfullmakt på 20 mill. kroner. Bevilgningen og tilsagnsfullmakten for 2002 hadde som formål å videreføre og realisere et pilotprosjekt i Bergen, samt støtte eventuelle andre prosjekter. Olje- og energidepartementet har forvaltet midlene i 2002, jf. Budsjett-innst. S. nr. 9 (2001-2002).

6 Nettariffering

6.1 Innledning

Ved behandlingen av Innst. S. nr. 83 (2001-2002) Om gjennomgang av Statnett SFs oppgaver og organisering fattet Stortinget følgende vedtak:

«Stortinget ber Regjeringa utgreie og fremje ei sak for Stortinget om ulike modellar for nett-tariffering.»

Regjeringen legger med dette frem en omtale om nettariffering. Det er lagt vekt på overordnede og prinsipielle forhold.

Under stortingsdebatten ble det klart at flertallet ønsket en utredning om nettariffer som omfatter alle nettnivå. I debatten ble det også lagt vekt på geografiske tarifforskjeller og tariffutjevning.

Dagens tariffsystem er basert på at nettselskapene selv fastsetter sine tariffer. Tariffstrukturen og -inntektene må være i samsvar med lov og forskrifter gitt av myndighetene. Reguleringen av tariffene er nærmere omtalt i kap. 6.2.

Kap. 6.3 går gjennom prinsipper for tariffering, mens det i kap. 6.4 gjøres nærmere rede for gjeldende tariffer.

Tariffnivået avhenger i hovedsak av to faktorer; kostnadene i nettet og den strukturelle organiseringen av nettvirksomheten. Nivået på tariffen vil reflektere de kostnader overføring av kraft medfører for det enkelte nettselskap. I kap. 6.5 gjøres det nærmere rede for en del faktorer som forklarer hvorfor tariffene varierer mellom ulike nettselskaper, samt ulike modeller og mekanismer som vil bidra til å jevne ut geografiske tarifforskjeller.

I et stadig mer integrert nordisk og europeisk kraftmarked spiller den internasjonale utviklingen en viktig rolle for utviklingen av reguleringen av kraftmarkedet. I kap. 6.6 gis en omtale av føringer på tariffutviklingen som følger av nordisk samarbeid og prosesser i EU.

6.2 Rammeverk for tariffene

Nettet er definert som et naturlig monopol og underlagt regulering av myndighetene. Nettvirksomheten er regulert gjennom energiloven og tilhørende forskrifter. Energilovens formål er å legge til rette for en samfunnsmessig rasjonell energisektor.

Foruten reguleringen som angår tariffutformingen direkte, har inntektsrammereguleringen betydning for nivået på tariffene.

Det vises også til St.meld. nr. 29 (1998-99) Om energipolitikken der det blant annet heter følgende om prinsipper for tariffering:

«Departementet legger til grunn at for den videre utviklingen av overføringstariffene og inntektsreguleringen skal hensynet til effektiv bruk av nettet, effektive nettinvesteringer og akseptabel leveringskvalitet i alle deler av landet vektlegges.»

6.2.1 Regulering av tariffer - lov og forskrifter

Energiloven gir departementet hjemmel til å fastsette forskrifter og vilkår som krever at konsesjonærene (nettselskapene) skal gi markedsadgang for alle som etterspør nettjenester ved å tilby ikke-diskriminerende og objektive punkttariffer og vilkår. Med ikke-diskriminerende tariffer menes at kunder som er like i alle relevante karakteristika skal tarifferes likt.

I forskrift om produksjon, omforming, overføring, omsetning, fordeling og bruk av energi m.m. (energilovforskriften) § 4-4 d) heter det følgende:

«Konsesjonæren skal sørge for markedsadgang for alle som etterspør nettjenester til ikke-diskriminerende og objektive punkttariffer og vilkår. Med punkttariffer forstås tariffer som er referert kundens tilknytningspunkt til nettet, og som er uavhengig av avtaler om kraftkjøp/-salg.

Konsesjonærene fastsetter tariffene. Med tariffer forstås alle priser og annen økonomisk godtgjørelse som konsesjonæren fastsetter for tilknytning til og bruk av elektriske nettanlegg. Tariffene skal utformes slik at de i størst mulig grad gir signaler om effektiv utnyttelse og effektiv utvikling av nettet. Tariffene kan differensieres etter objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold.»

Nærmere regler for hvordan konsesjonærene skal fastsette tariffene er gitt i NVEs forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer. I forskriftens § 13-1 om prinsipper for utforming av punkttariffer heter det at alle nettselskap er ansvarlige for at det utarbeides tariffer som er punktbaserte etter følgende prinsipper:

• skal refereres tilknytningspunktene

• avtale med nettselskapet i tilknytningspunktet skal gi adgang til hele nettsystemet og kraftmarkedet

• alle som etterspør nettjenester skal tilbys ikke-diskriminerende og objektive punkttariffer og vilkår

• skal utformes slik at i størst mulig grad gir signaler om effektiv utnyttelse og effektiv utvikling av nettet

• kan differensieres etter objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold

• fastsettes uavhengig av avtaler om kraftkjøp/kraftsalg

• gi nettselskapet inntekter til dekning av kostnader innenfor tildelt inntektsramme, kostnader i overliggende nett, innbetalt eiendomsskatt og lovpålagt innbetaling til Energifondet.

NVEs forskrift inneholder i tillegg nærmere bestemmelser om hvordan tariffene skal fastsettes. En del av disse bestemmelsene refereres i de påfølgende kapitler.

Med utgangspunkt i de til enhver tid gjeldende reguleringer er det nettselskapet selv som fastsetter tariffene som skal gjelde i sitt leveringsområde. Tariffene kan påklages til NVE på ordinær måte etter forvaltningsloven. NVEs avgjørelse kan påklages til departementet.

6.2.2 Inntektsrammereguleringen

Alle nettselskap er regulert av inntektsrammer. Inntektene må ikke være høyere enn det NVE har fastsatt som maksimal årlig tillatt inntekt for selskapet. Reguleringen skal gi incentiver til effektiv drift og effektive nettinvesteringer. Videre skal reguleringen sikre at nettselskapene ikke får en urimelig høy monopolfortjeneste, samt at kostnadsreduksjoner også kommer kundene til gode. I henhold til energilovforskriften skal nettselskapets inntekter over tid dekke kostnadene ved drift og avskrivning av nettet, samt gi en rimelig avkastning på investert kapital gitt effektiv drift, utnyttelse og utvikling av nettet.

For årene 2002-2006 har NVE fastsatt inntektsrammer basert på nettselskapenes kostnader i 1996-1999, samt en normalavkastning på bokført kapital pr. 31. desember 1999. Inntektsrammen fastsettes dermed slik at den gjenspeiler kostnadsforholdene i leveringsområdet med hensyn på blant annet klima, topografi og bosetting. Realverdien av inntektsrammen skal i prinsippet ligge fast i reguleringsperioden på fem år, men det foretas årlige justeringer blant annet basert på et generelt effektivitetskrav på 1,5 pst. Ut fra resultatene fra en sammenlignende effektivitetsanalyse av alle nettselskapene, fastsetter NVE i tillegg et individuelt effektivitetskrav på mellom 0 og 5,2 pst. årlig. Effektivitetskravene pålegger ikke nettselskapene å effektivisere, men nettselskapet må avveie ønsket om avkastning mot eventuelle kostnadsreduksjoner. Effektivitetskravene gir incentiver til effektiv drift og sørger for at både generell produktivitetsutvikling og effektivisering i det enkelte selskap kommer kundene til gode gjennom lavere tariffer. Effektivitetskravene er således ett element i reguleringen som bidrar til lavere tariffer.

Basert på NVEs beregninger er summen av alle nettselskapenes inntektsrammer for 2002 anslått til om lag 15,2 mrd. kroner. Av nettvirksomhetens samlede inntekter tilfaller om lag 15 pst. sentralnettet, 22 pst. regionalnettene og 63 pst. distribusjonsnettene.

Første reguleringsperiode varte fra 1997-2001. Reguleringen fra 2002 er basert på samme hovedprinsipper som reguleringen i forrige reguleringsperiode. Frem mot reguleringsperioden fra 2007 skal myndighetene gjennomføre prinsipielle og faglige analyser av aktuelle modeller for regulering av nettselskapenes økonomiske vilkår.

6.3 Prinsipper for tariffering

Hovedprinsippet er at tariffene skal utformes slik at de gir brukerne av nettet signaler om effektiv utnyttelse og effektiv utvikling av nettet, jf. energilovforskriften. Videre bør det legges vekt på at systemet skal være enkelt, forståelig og gjennomsiktig. Inntektsrammereguleringen skal gi signaler til netteier om samfunnsmessig effektiv drift, utnyttelse og utvikling av nettet. Gjennom riktige signaler til brukerene gir brukerenes adferd også signaler tilbake til netteier om hva som vil være en effektiv utvikling av nettet.

6.3.1 Punkttariffer

Nettariffen er prisen på transport av kraft gjennom hele overføringsnettet. Tariffene spiller en viktig rolle for å bidra til et effektivt kraftmarked, og derigjennom en samfunnsøkonomisk god utnyttelse av ressursene i kraftsektoren. Innføring av punkttariffer, som en del av dereguleringen av kraftmarkedet tidlig på 90-tallet, var en nødvendig forutsetning for etablering av et effektivt og velfungerende kraftmarked. Også i de fleste andre land i Europa er det nå valgt et system med punkttariffer.

Punkttariffer innebærer at en nettkunde betaler samme tariff uavhengig av hvem han kjøper kraft fra eller selger kraft til. Produsenter og forbrukere betaler kun overføringstariff til sitt lokale nettselskap, og har derigjennom adgang til hele kraftmarkedet. Punkttariffsystemet sikrer alle kundene adgang til nettet på like vilkår, og legger på den måten til rette for en effektiv kraftomsetning. Alle nettselskap skal benytte punkttariffer som betaling for overføring av kraft.

Forbrukere (og andre nettselskap) betaler en tariff for å ta kraft ut av nettet, såkalt uttakstariff, og kraftprodusenter (og andre nettselskap) betaler en tariff for å mate inn i nettet, såkalt innmatingstariff. Tariffene er satt sammen av flere ledd, og det skal minimum være to ledd; ett bruksavhengig energiledd og ett eller flere andre tariffledd. Prinsippene for fastsettelsen av tariffenes ulike ledd omtales nærmere nedenfor.

6.3.2 Nærmere om prinsipper for tariffering

I gjeldende tarifferingssystem motiverer energileddet samt bruk av områdepriser for å håndtere eventuelle flaskehalser, til effektiv utnyttelse og effektiv utvikling av nettet.

Energileddet skal som hovedregel reflektere belastningen på nettet, det vil si verdien av marginale nettap som følger av en endring i overført mengde energi. Marginaltapene, og dermed verdien av nettapet, varierer med den løpende belastningen i nettet. Dersom man nærmer seg kapasitetsgrensen i nettet kan tapet bli betydelig. Et energiledd som varierer med kundens løpende forbruk (uttak) eller produksjon (innmating) av kraft gir på denne måten kundene signaler om hvilken kostnad eller nytte de påfører nettet ved å produsere eller forbruke kraft.

Dersom det ikke er flaskehalser, er kortsiktige marginalkostnader i nettet ved endret mengde overført energi lik verdien av marginale tap. I en situasjon med flaskehals i den sentrale delen av overføringsnettet oppstår det i tillegg en prisforskjell på kraften mellom områdene på hver side av flaskehalsen. Prisforskjellen gir Statnett flaskehalsinntekter. Håndtering av overføringsbegrensninger i sentralnettet er nærmere omtalt under kap. 6.4.1. Ved flaskehalser på lavere nettnivå er det i liten grad praktisk mulig å fastsette områdepriser slik som i sentralnettet.

Tariffer kun basert på verdien av marginale tap og eventuelle flaskehalser i nettet vil normalt ikke dekke netteiers samlede nettkostnader. Kostnadene i nettet består av lave drifts- og tapskostnader og høye kapitalkostnader. Kostnadene, som energileddet og flaskehalsinntektene ikke dekker, kan dekkes på flere måter. I Norge betaler brukerene de øvrige kostnadene gjennom ett eller to andre tariffledd (residuale ledd) som ikke har varierer med løpende forbruk eller produksjon av kraft. I prinsippet er det et alternativ å finansiere de øvrige kostnadene gjennom offentlige budsjetter.

De residuale tariffleddene skal sørge for tilstrekkelige inntekter i forhold til tillatte inntekter fastsatt av myndighetene, og er ikke tillagt noe mål om å reflektere belastningen på nettet. For å oppnå effektiv utnyttelse og utvikling av nettet er det viktig at de bruksuavhengige residuale leddene i størst mulig grad er nøytrale, det vil si at leddene ikke påvirker den løpende produksjonen eller forbruket. Dersom de residuale leddene fastsettes nøytralt, er det ingen konflikt mellom målsettingene om effektiv utnyttelse og utvikling av nettet og at tariffene skal dekke kostnadene.

Nøytrale residuale ledd legger til rette for en samfunnsøkonomisk effektiv tilpasning. I praksis vil imidlertid både valg av avregningsgrunnlag og tariffnivå ha betydning for aktørenes økonomiske overskudd. De residuale leddene kan derfor være viktige ved vurdering av fremtidige investeringer både på produsent- og forbrukersiden, og dermed også for fremtidig nettkapasitet. Utformingen av de residuale leddene har derfor stor betydning for hvordan inndekningen av nettets inntektsbehov best kan skje uten å svekke den samfunnsøkonomiske effektiviteten. I denne sammenheng er prinsippene om alle skal tilbys ikke-diskriminerende og objektive tariffer og at tariffene kun kan differensieres ut fra objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold, viktig. En utfordring er å fastsette et avregningsgrunnlag slik at energisystemet utvikles best mulig.

I St.meld. nr. 29 (1998-99) Om energipolitikken ble det signalisert at problemstillinger vedrørende riktigere langsiktige signaler gjennom tariffene til produsenter og forbrukere i større grad skulle vurderes i tarifferingen. Som en oppfølging av dette fikk departementet gjennomført utredninger om mulighetene for geografisk differensiering av de residuale leddene i sentralnettstariffen med sikte på at disse leddene skulle gi brukerne av nettet bedre langsiktige signaler. Utredningene ga ikke tilstrekkelig faglig eller praktiserbart grunnlag for å gå videre med arbeidet med geografisk differensiering av de residuale leddene i sentralnettstariffen.

Foruten signaler om effektiv utnyttelse av det eksisterende nettet, bør tariffene således også gi signaler om hvor i nettet det vil være samfunnsøkonomisk lønnsomt å foreta investeringer for å unngå flaskehalser og begrensninger i kraftflyten, det vil si effektiv utvikling av nettet. Lokaliseringssignal bør for nettets del gis slik at ny kraftproduksjon og nye sluttbrukere blir oppmuntret til å lokalisere seg der det er ledig kapasitet i nettet eller i områder av nettet der det er relativt rimelig å bygge ny kapasitet.

Kraftprisene, inklusiv eventuelle områdepriser, og energileddene i overføringstariffen gir produsenter og forbrukere av kraft viktige økonomiske signaler når det gjelder både den kortsiktige og langsiktige tilpasningen. De residuale leddene vil i all hovedsak bare ha betydning for den langsiktige tilpasningen.

Ved tilknytning av nye kunder og ved forsterkning av nettet til eksisterende kunder kan nettselskapet kreve anleggsbidrag fra kunden. Anleggsbidrag kan som hovedregel kun kreves for investering i radialer, det vil si en direkte linje fra en forbruker eller produsent til det maskete nettet. Ved investeringer i maskete nett kan derimot anleggsbidrag kun fastsettes i ekstraordinære tilfeller. Anleggsbidraget skal beregnes ut fra de kostnader kundens tilknytning medfører for nettet, uavhengig av energiøkningen som følger av tilknytningen. Det vil si at anleggsbidraget for kunder som velger alternative fyringssystemer til elektrisitet ikke skal være høyere enn for kunder som benytter elektrisitet som hovedfyring. Bruk av anleggsbidrag er en del av tariffstrukturen som gir klare lokaliseringssignal.

Det er viktig at lokaliseringssignalene gis før beslutningen om lokalisering av ny kraftproduksjon eller nye sluttbrukere fattes, slik at dette kan tas med i betraktningen. Det er nesten alltid andre forhold som trekker i retning av lokalisering på andre steder enn det som er best for nettet, men det betyr ikke at lokaliseringssignalene er uten verdi.

For innmating skal tariffen beregnes på samme måte uavhengig av om produsenten mater inn i sentral-, regional- eller distribusjonsnett. De punktvise energileddene skal settes lik de marginale tapene i det aktuelle tilknytningspunktet. Som hovedregel skal sentralnettets sats og avregningsgrunnlag benyttes for de residuale leddene for all produksjon.

Ved utformingen av tariffsystemet bør det legges vekt på at systemet skal være enkelt, forståelig og gjennomsiktig. Det bør bygges opp slik at kundene forstår systemet og får klare insentiver slik at de kan reagere på de signaler som tariffene gir. Ytterligere forenkling av tariffsystemet vil kunne gå på bekostning av dette målet. Beregningen av tariffene bør ideelt sett kunne etterprøves. Det bør heller ikke være ressurskrevende for netteier å forklare for kundene hvordan tariffene er regnet ut.

Generelt bør man ikke søke å oppnå mer enn et mål gjennom et virkemiddel. Desto flere målsettinger som ønskes oppfylt gjennom tariffsystemet, desto mer uoversiktlig blir tariffene for både kunde og netteier. Hovedmålet med tariffene er å motivere brukerne av nettet til effektiv utnyttelse og effektiv utvikling av nettet.

6.4 Gjeldende tariffer

Overføringsnettet for kraft er delt i tre nivåer; sentral-, regional- og distribusjonsnett. Sentralnettet er landsdekkende og omfatter vanligvis nettanlegg med spenning på 300 og 420 kV, samt deler av 132 kV nettet. Fra 1. januar 2003 legges det opp til at også transformatorene mellom sentral- og regionalnettet skal være en del av sentralnettet, jf. Innst. S. nr. 83 (2001-2002). I tillegg inngår utenlandsforbindelsene i sentralnettet. Regionalnettet omfatter i hovedsak øvrig nett med spenning over 22 kV, mens distribusjonsnettet i hovedsak omfatter nett med spenning 22 kV og lavere. Tariffstrukturen er inndelt etter nettnivåene.

Tabell 6.1 viser gjennomsnittlig tariff ved ulike nettnivå pr. 1. januar 2002, ekskl. mva. Det understrekes at tabellen er basert på bestemte forutsetninger om blant annet forbruk og brukstid.

For at brukerne skal sikres et pålitelig nettsystem til enhver tid og for å kunne handle kraft i et marked, er tilknytning til overliggende nett avgjørende. Kostnadene fra overliggende nett dekkes derfor inn av tilknyttede aktører og av underliggende nett.

Alle som er direkte tilknyttet sentralnettet blir fakturert for innmating og uttak fra sentralnettet. Sentralnettskostnadene inngår i kostnadsgrunnlaget når regionalnettselskapet beregner punkttariffer i regionalnettet. Kunder tilknyttet regionalnettet bidrar således til å dekke kostnadene i sentralnettet i tillegg til kostnadene i regionalnettet. Alle som er direkte tilknyttet et regionalnett blir tilsvarende fakturert for innmating eller uttak fra regionalnettet. Regionalnettskostnadene inngår i kostnadsgrunnlaget når punkttariffen i distribusjonsnettene beregnes. Kunder tilknyttet distribusjonsnettene bidrar derfor til å dekke kostnader både i distribusjons-, regional- og sentralnettet. Kunder som er tilknyttet distribusjonsnettet får dermed normalt høyere tariffer enn kunder i regionalnettet, jf. tabell 6.1. Betydningen av kostnader i overliggende nett omtales nærmere i kap. 6.5.1.

6.4.1 Sentralnettstariffen

Statnett SF er operatør for sentralnettet og fastsetter, med utgangspunkt i forskriften, tariffen for sentralnettet. Sentralnettstariffen består i dag av energi-, tilknytnings- og effektledd. I tillegg benyttes det en modell med områdepriser for å håndtere flaskehalser i nettet.

Energileddet

Energileddet skal bidra til en effektiv utnyttelse av sentralnettet, og ivaretar på den måten hensynet til best mulig bruk av nettet på kort sikt. Energileddet har imidlertid også en viktig funksjon i vurderingen av fremtidige investeringer i forbruk eller produksjon, det vil si at det også gis langsiktige signaler som bidrar til en effektiv utvikling av nettet.

Energileddet fastsettes ut fra beregnede, marginale tapssatser i hvert enkelt innmatings- og uttakspunkt i sentralnettet multiplisert med systemprisen på kraft (el-spot). Punktvise marginaltapssatser reflekterer det marginale tapet som endret overført mengde energi i et punkt påfører sentralnettet. Det er i dag 168 utvekslingspunkt i sentralnettet. Det beregnes tapssatser seks ganger i året, og det beregnes separate tapssatser for dag, natt og helg. Høyere tidsoppløsning og beregningsfrekvens ville kunne gitt enda riktigere signaler til aktørene.

Innmating eller uttak som er gunstig for sentralnettet bidrar til å redusere tapet. I slike tilfeller er tapssatsen og dermed energileddet negativt, det vil si at brukeren får betalt for sin innmating eller uttak. Eksempelvis vil det i områder med stort produksjonsoverskudd være relativt høy tapssats ved innmating og tilsvarende negativ tapssats ved uttak. Energileddet gjenspeiler på denne måten den systemmessige belastningen, og hvor det er lønnsomt for systemet med økt innmating eller uttak.

I punkt der det er både innmating og uttak fra sentralnettet er tapssatsene symmetriske om null, og varierer innenfor intervallet +/- 10 pst. Marginaltapssatsene bidrar til at tariffen gjenspeiler den reelle belastningen aktørene påfører nettet, og synliggjør prinsippet om at en marginal endring i henholdsvis innmating og uttak har like stor, men motsatt virkning. Innslaget av negative satser er derfor viktig for at det skal være en kobling til faktiske marginale tapskostnader.

Nettoinntektene til sentralnettet fra energileddet vil kunne variere betydelig fra et år til neste avhengig av svingningene i systemprisen og overført volum, men utgjør normalt 10-20 pst. av de totale sentralnettsinntektene. Energileddet kan imidlertid utgjøre en betydelig større eller mindre andel av sentralnettskostnaden for den enkelte sentralnettskunde. I tilfeller med negative energiledd for uttak kan inntektene fra energileddet for en kunde i sentralnettet dekke vesentlige deler av kundens kostnader knyttet til tilknytnings- og effektleddet. Dette vil ofte være aktuelt for uttak i produksjonsnære strøk. Ved høy belastning i nettet og høye kraftpriser, noe som normalt inntreffer om vinteren, kan aktørenes negative energiledd i enkelte tilfeller overstige kostnadene knyttet til tilknytnings- og effektleddet. Tilsvarende kan positive energiledd for uttak i underskuddsområder utgjøre en ikke ubetydelig andel av den samlede distribusjonstariffen i disse områdene.

Residuale ledd - tilknytningsledd og effektledd

For å sikre eierne av sentralnettsanleggene tilstrekkelige inntekter i forhold til tillatte inntekter fastsatt av myndighetene benyttes tilknytnings- og effektledd.

For uttak er avregningsgrunnlaget basert på effektbelastningen i topplasttimen for både tilknytnings- og effektleddet. Tilknytningsleddet er et bruttoledd og effektleddet et nettoledd, det vil si at effektleddet blir lavere dersom det er innmating i samme punkt. For innmating er avregningsgrunnlaget midlere produksjonsevne for begge de residuale punkt. Slik energiavregning for innmating ble innført fra 2002, blant annet for å ta hensyn til at produksjonskapasitet er fleksibel på lang sikt, og for å unngå at kapasitet ble frakoblet.

Satsene for tilknytningsleddet og effektleddet er like for innmating i alle punkt, og for uttak i alle punkt. I 2002 skal produksjon betale 0,8 øre/kWh i residuale ledd, uavhengig av hvor man er tilkoblet i kraftsystemet. Dette nivået er satt som følge av nordisk harmonisering av innmatingstariffen, jf. kap. 6.6.1. Øvrige inntekter til sentralnettet må således tas inn fra forbruk.

Den nordiske harmoniseringen av innmatingstariffen har ført til lavere tariffer for produksjon og dermed høyere tariffer for alminnelig forbruk og industrien.

Sentralnettets innmatingstariff skal være retningsgivende for fastsettelse av residuale tariffledd for innmating i regional- og distribusjonsnettet. Prinsippet sikrer likeverdige konkurransemessige vilkår for kraftproduksjon, uavhengig av nettilknytning, når det gjelder størrelsen på de residuale leddene i tariffen. Dette hindrer diskriminering av for eksempel småkraftverk og vindkraftverk.

De residuale leddene står for mer enn 80 pst. av sentralnettets samlede inntektsramme, og i 2002 er det anslått at sentralnettets inntekter fra de residuale leddene vil bli om lag 2 mrd. kroner. Som følge av den store økonomiske betydningen de residuale leddene har, er det viktig at de utformes på en måte som legger til rette for et effektivt kraftmarked, jf. kap. 6.3.2. Som nevnt kan også energileddet være betydelig for den enkelte kunde.

I Innst. S. nr. 83 (2001-2002) vises det til Statnetts initiativ til en gjennomgang av sentralnettstariffen etter de prinsipper som er nedfelt i tidligere stortingsvedtak. Statnett har nå sluttført tariffprosjektet, og legger opp til endringer i modellen for fastsettelse av avregningsgrunnlag for residuale ledd for uttak med virkning fra 1. januar 2003.

Statnett tar sikte på å innføre en modell der avregningsgrunnlaget for uttak justeres med en faktor K som reflekterer forholdet mellom produksjon og forbruk i punktet (K-faktor modellen). Justeringen medfører at forbruk som er samlokalisert med produksjon fortsatt vil få et lavere avregningsgrunnlag sammenlignet med forbruk som er tilknyttet sentralnettet alene i sitt punkt.

Etter Statnetts vurdering vil K-faktor modellen være en enklere og mer konsistent modell enn gjeldende modell. Videre håndterer modellen i følge Statnett kraftintensiv industri på en slik måte at sentralnettstariffen stimulerer til opprettholdelse av langsiktig fleksibelt forbruk. Modellen er enkel å videreføre til regionalnettet.

K-faktormodellen vil etter Statnetts beregninger gi en omfordeling av sentralnettskostnader i favør av kraftintensiv industri tilknyttet sentral- og regionalnettet på i størrelsesorden 60 mill. kroner årlig. Dersom K-faktor modellen også videreføres i alle regionalnett som forsyner kraftintensiv industri, anslås samlet omfordeling i favør av kraftintensiv industri å være i størrelsesorden 150 mill. kroner årlig. Siden det her vil være en omfordeling mellom ulike forbrukergrupper, vil dette medføre en gjennomsnittlig økning i tariffen for øvrig forbruk på om lag 0,17 øre/kWh. For en gjennomsnittlig husholdningskunde utgjør dette kr 34 i året.

Det er Statnett som fastsetter sentralnettstariffen innenfor de rammer som energiloven og tilhørende forskrifter gir. Før tariffen fastsettes har Statnett drøftinger med brukerenes organisasjoner og tariffen er gjenstand for behandling i Statnetts brukerråd. Den fastsatte tariffen kan påklages til NVE på ordinær måte etter forvaltningsloven. NVEs avgjørelse kan påklages til departementet. Departementet har, blant annet fordi departementet er et klageorgan, ikke tatt stilling til K-faktormodellen.

Håndtering av overføringsbegrensninger

I perioder overstiger behovet for overføringskapasitet i sentralnettet den faktiske kapasiteten, det vil si at det oppstår flaskehalser. For å håndtere flaskehalser i det innenlandske nettet, og på overføringsforbindelsene til utlandet, er hovedregelen at det beregnes såkalte områdepriser. Det vil si at det for handelen på Nord Pool settes en pris på hver side av flaskehalsen som avspeiler tilbud og etterspørsel i det avgrensede området. Prisforskjellen som oppstår genererer en flaskehalsinntekt. Flaskehalsinntekten gir Statnett inntekter som fører til lavere sentralnettstariff.

Gjennom modellen med prisområder får aktørene i ulike deler av landet økonomiske signaler til å foreta tilpasninger i forbruk og produksjon. I et overskuddsområde vil produksjonen bli begrenset og forbruket øke noe, mens en i et underskuddsområde vil få signaler om å redusere forbruket eller øke produksjonen. Videre bør aktørene i sin langsiktige tilpasning også ta hensyn til mulighetene for flaskehalser i overføringssystemet.

6.4.2 Tariffer i regional- og distribusjonsnett

Tarifferingen i regional- og distribusjonsnettet følger i hovedsak samme prinsipp som i sentralnettet. Energileddet skal i hovedsak reflektere verdien av tapet ved endret innmating og uttak av kraft, mens de residuale leddene skal sikre tilstrekkelige inntekter til netteier.

Regionalnett

Kunder i regionalnettene er distribusjonsnett, industri, større næringsvirksomhet samt produksjon. Regionalnettstariffen skal dekke inntektsrammen i det aktuelle regionalnettet, tillagt kostnader i overliggende nett.

Energiledd

For innmating i regionalnettet skal energileddet være punktvis, og fra 2003 skal også energileddene for uttak være punktvise. I noen regionalnett beregnes det i dag tapsprosenter for energileddet for både innmating og uttak på samme måte som i sentralnettet, mens det for uttak i andre regionalnett beregnes et gjennomsnittstap for hele nettet i et helt år. Videre skal energileddet være tidsdifferensiert.

Residuale ledd

For innmating skal de residuale leddene være like, uavhengig av hvilket nettnivå produsenten er tilkoblet. Produksjon tilkoblet regionalnett har som hovedregel samme sats og avregningsgrunnlag for residuale ledd som produksjon tilknyttet sentralnettet eller distribusjonsnett. For uttak i regionalnettene benyttes effektbaserte residuale ledd.

Distribusjonsnett

Husholdningskunder og mindre næringskunder er tilknyttet distribusjonsnettet. I tillegg er det også noe mindre produksjon som mater inn på distribusjonsnettet.

Nettselskapene har en viss frihet knyttet til hvordan de fastsetter tariffene til ulike kundegrupper. Tariffer basert på hvilke kostnader ulike kunder eller kundegrupper faktisk påfører det enkelte nett er krevende å fastsette. Nettselskapene må derfor ofte foreta visse avveininger mellom ulike kundegrupper. Nettselskapenes frihet i fastsettelsen av tariffen er viktig for at tariffen skal kunne benyttes som et aktivt virkemiddel i forhold til effektiv utnyttelse og utvikling av nettet.

Ved flaskehalser benyttes det som nevnt ikke områdepriser i distribusjonsnettet slik som i sentralnettet. Nettselskapene har imidlertid anledning til å differensiere de andre tariffleddene for å håndtere flaskehalser. Aktiv bruk av tariffen kan på denne måten bidra til at netteier for eksempel kan unngå eller utsette investeringer i nettkapasitet som kun benyttes i svært korte perioder. NVE har lagt til rette for flere prøveprosjekter der en skal høste erfaring med hvordan slike tariffer kan utformes sammen med installasjon av utstyr for toveiskommunikasjon.

I kap. 6.5 gjøres det nærmere rede for ulike faktorer som kan forklare variasjoner i distribusjonsnettariffene.

Energiledd

For innmating skal energileddet være punktvis også i distribusjonsnettet. Det er imidlertid ikke krav om punktvise energiledd for uttak i distribusjonsnettet, og departementet er heller ikke kjent med at dette i praksis blir benyttet. Dette medfører at energileddet er det samme for alle like forbrukere i et nettområde selv om de marginale tapene kan være forskjellig i de forskjellige tilknytningspunktene.

Et krav om tidsdifferensierte punktvise marginaltapssatser for alle punkt i distribusjonsnettet vil blant annet medføre at nettselskapene må installere måleteknologi som gjør dette mulig. Dette er kostbart og effektivitetsgevinstene er i liten grad utredet. Den teknologiske utviklingen gjør den nødvendige teknologien rimeligere, og det pågår også arbeid med å vurdere effektivitetsgevinstene. Departementet ser det imidlertid ikke som hensiktsmessig at det skal stilles krav om tidsdifferensierte punktvise marginaltapssatser i distribusjonsnettet nå. For øvrig vises det til netteier innenfor forskriften har frihet til å benytte tariffen aktivt til å håndtere flaskehalser i nettet.

Forskriften åpner også for at nettselskapene kan sette energileddet for uttak i distribusjonsnett, for forbrukere uten effektmåling, høyere enn de reelle tapskostnadene. Et energiledd som er høyere enn verdien av marginale tap gir ikke forbrukerene signaler om effektiv bruk av nettet. Men slike energiledd gir forbrukerene ytterligere signaler om energisparing og bruk av alternative energikilder. Videre bidrar energileddet på denne måten til å dekke deler av de øvrige kostnadene i nettet. Dette kan også ha en fordelingsmessig gunstig virkning ved at det faste leddet blir lavere enn det ellers ville ha blitt, noe som gir en lavere pris pr. kWh for kunder med lavt forbruk. Tilsvarende vil forbrukere med høyt forbruk bidra til å dekke en større del av kostnadene i nettet.

Fra og med 2002 er alle nettselskap pålagt å tilby alle kunder med forventet årlig forbruk større enn 8 000 kWh/år et tidsdifferensiert energiledd. Et slikt ledd bør variere med forskjellene i tap mellom sesonger, og målsetningen er at også mindre kunder skal få bedre prissignal om hvordan deres adferd påvirker kostnadene i nettet. Sannsynligvis vil overføringstariffen bli høyere om vinteren enn om sommeren og vil dermed kunne motivere til bruk av andre oppvarmingskilder enn elektrisitet.

Residuale ledd

I distribusjonsnettene benyttes ofte effektledd og bruksuavhengige fastledd for næringskunder og kun bruksuavhengige fastledd for husholdningskunder. På grunn av fastledd eller effektledd som er uavhengig av forbruksnivået, synker tariffen målt i øre/kWh med økende forbruk.

For innmating skal de residuale leddene være lik uavhengig av hvilket nettnivå produsenten er tilkoblet. Produksjon tilkoblet distribusjonsnett har samme sats og avregningsgrunnlag for residuale ledd som produksjon tilknyttet regional- og sentralnettet.

6.5 Variasjon i tariffen

Tariffene for uttak av kraft varierer mellom nettselskapene. 1. januar 2002 var gjennomsnittlig tariff for en husholdningskunde med et forbruk på 20 000 kWh 25,8 øre/kWh inkl. mva. Laveste overføringstariff var 14,5 øre/kWh, mens høyeste tariff var 43,2 øre/kWh. Figur 6.1 viser variasjonen i overføringstariffer til husholdningskunder pr. 1. januar 2002, inkl. mva.

Kilde: NVE

Det er totalt 156 nettselskaper som har husholdningskunder, av disse har 106 selskap en gjennomsnittlig overføringstariff på mellom 20 og 30 øre/kWh inkl. mva.

Kilde: NVE

Figur 6.2 viser realprisutviklingen i tariffen over tid. Figuren viser at i perioden 1993 til 2002 har gjennomsnittlig tariff (realverdi) til husholdningskunder blitt redusert med 11,5 pst. For store næringskunder har det vært en gjennomsnittlig reduksjon på 9,6 pst., mens mindre næringskunder har hatt en gjennomsnittlig reduksjon på 19,5 pst.

Den samlede prisen på elektrisk kraft består av tre deler; selve kraftprisen, nettariffen og avgifter. Disse tre delene utgjør i gjennomsnitt grovt sett hver om lag en tredjedel, avhengig av kraftprisen. Kraftprisen settes i et marked der alle kunder står fritt til å velge kraftleverandør, det vil si at kraftprisen varierer lite over landet 1. Forbrukere i Nord-Troms og Finnmark er fritatt for forbruksavgift på elektrisk kraft. I tillegg er forbrukere i Nordland, Troms og Finnmark fritatt for merverdiavgift.

Utgiftene til strøm utgjør en relativt liten andel av en gjennomsnittshusholdnings forbruksutgifter, og i henhold til SSBs forbruksundersøkelse går andelen av husholdningers forbruk som går til elektrisitet ned. I 2000 benyttet en gjennomsnittshusholdning 3,4 pst. av sine forbruksutgifter på elektrisitet (kraft inkl. avgifter og nettariff). Tilsvarende tall i 1995 var 4,4 pst. I 2000 utgjorde gjennomsnittlig nettariff vel 40 pst. av en gjennomsnittlig husholdningskunde sine kostnader ved elektrisitetsforbruk, det vil si at nettariffen utgjør om lag 1,5 pst. av en gjennomsnittlig husholdning sitt forbruk. Variasjonene i nettariffen utgjør således variasjoner innenfor en liten del av en gjennomsnittlige husholdning sitt forbruk. Geografiske forskjeller i prisene er heller ikke noe som er særegent for overføring av kraft.

I kap. 6.5.1 forklares enkelte forhold som kan forklare tarifforskjeller i distribusjonsnettet, og i kap. 6.5.2 gjøres det rede for faktorer som kan bidra til å utjevne disse tarifforskjellene.

6.5.1 Hva forklarer tarifforskjeller

Det er flere faktorer som kan forklare hvorfor tariffene varierer mellom ulike distribusjonsnettselskaper. I det følgende gjøres det rede for en del av disse faktorene.

Slik tariffstrukturen er regulert i dag har myndighetene gitt nettselskapene en viss frihet i fastsettelsen av tariffer innenfor gjeldende forskrifter og inntektsregulering, jf. blant annet avsnittet om distribusjonsnettet under kap. 6.4.2. Det skal imidlertid ikke diskrimineres mellom ellers like kunder 2.

Det er blant annet stor variasjon i hvordan selskapene velger å fordele tariffinntektene fra husholdningskundene mellom energileddet og fastleddet. I 2002 varierer fastleddet fra 403 til kr 3 224 pr. husholdningskunde. Nivået på fastleddet påvirker prisen pr. kWh mest for kunder med lavt forbruk. Høyt fastledd medfører at kunder med lavt forbruk betaler en høyere overføringstariff pr. kWh enn kunder med høyere forbruk i samme leveringsområde. Dette vanskeliggjør en sammenligning av nettselskapene.

En viktig forklaringsfaktor for variasjonene i tariffen er at nettselskapene står overfor ulike naturgitte forhold som blant annet topografi og klima. Dette er faktorer som fører til at kostnadene ved overføre kraft frem til forbrukerene kan variere svært mye.

Videre varierer bosettingsmønsteret mellom nettselskapenes leveringsområder. Noen selskaper har store deler av sin kundemasse i tettbygde strøk, mens andre selskaper i stor grad leverer i spredtbygde strøk. Store geografiske avstander og relativt få kunder medfører høyere kostnader pr. kunde enn for selskapene som har større konsentrasjon av kundene sine.

I tillegg til inntektsrammen som er fastsatt på grunnlag av kostnader og kapital i det enkelte nettområde, skal tariffinntektene blant annet også dekke nettselskapets kostnader til overliggende nett. Kostnader til overliggende nett kan variere mye nettselskapene imellom.

Generelt er det nettselskap i produksjonsnære områder som har lavest kostnader til overliggende nett. For byer og bynære strøk, samt områder med større avstand til kraftproduksjon, utgjør kostnader til overliggende nett generelt en høyere andel av samlet tariffinntekt. Dette skyldes blant annet at energileddene i sentralnettet bidrar til lavere kostnader til overliggende nett for nettselskaper som holder til produksjonsnære områder.

Fra tabell 6.1 fremgår det at kostnadene i distribusjonsnettet utgjør en stor andel av tariffen. Selv i underskuddsområder med høye marginaltapssatser og områdepriser kan det derfor likevel være rimeligere å forsyne tettbygde strøk enn mer spredtbygde deler av landet, jf. ovenfor om naturgitte forhold og bosettingsmønster.

Videre vil alder på nettet påvirke nivået på nettariffen. Vanligvis vil nettselskap med mye nytt nett ha høyere tariffer enn selskap med et eldre nett. I henhold til energilovforskriften skal inntektsrammereguleringen gi nettselskapet en rimelig avkastning på investert kapital gitt effektiv drift, utnyttelse og utvikling av nettet. I inneværende reguleringsperiode beregnes det en normalavkastning av bokført kapital pr. 31. desember 1999. Nytt nett har en høy bokført verdi, mens eldre nett har en lav bokført verdi. Alt annet likt vil derfor et nettselskap med mye nytt nett ha en høyere inntektsramme enn et nettselskap med eldre nett. Tarifforskjeller som skyldes alder på nettet vil imidlertid som følge av reinvesteringer jevne seg ut over tid.

I tillegg er det stor variasjon i nettselskapenes effektivitet. Lite effektiv drift bidrar til høye overføringskostnader. Kunder som har høye tariffer som følge av at de er tilknyttet ineffektive nettselskap vil over tid få lavere tariffer som følge av de effektivitetskrav som NVE har beregnet og som gir årlig reduksjon i inntektsrammen på inntil 5,2 pst.

Et annet forhold er at enkelte nettselskap velger å ikke utnytte de inntektsmulighetene som myndighetene gir. Dette medfører lavere tariffer for kundene i nettselskapets leveringsområde.

6.5.2 Distriktspolitiske hensyn

En avveining ved utformingen av tariffer er forholdet mellom effektivitet og fordelingshensyn. Effektivitetshensyn vil si at tariffen så langt som mulig skal bidra til effektiv utnyttelse av eksisterende nett og effektiv utvikling av nettet, jf. kap. 6.3. Fordelingshensyn vil si at tariffen skal bidra til en nærmere bestemt fordeling av kostnadene i nettet mellom kundene. I det følgende gjøres det rede for ulike modeller og mekanismer som kan bidra til en geografisk utjevning av overføringstariffen.

Utjevning av overføringstariffen er et spørsmål som har hatt politisk fokus ved flere anledninger. Det vises i denne sammenheng blant annet til St.meld. nr. 29 (1998-99) Om energipolitikken der det heter følgende:

«Regjeringen legger vekt på distriktshensyn i kraftoverføringen. Det gjelder både å sikre fordelene ved kraftforbruk i nærheten av kraftproduksjon og utjevning av overføringstariffene mellom områder med ulikt befolkningsgrunnlag og ulike geografiske forhold. Det legges vekt på å ha en strømforsyning for fastboende og næringsvirksomhet med tilfredsstillende leveringskvalitet i alle deler av landet.»

I Innst. S. nr. 122 (1999-2000) støttet energi- og miljøkomiteen dette. Videre mente flertallet at forskjellene i overføringstariffene på landsbasis som følge av naturgitte forhold bør reduseres. Et flertall viste også til at mulighetene for å utjevne overføringstariffene til sluttbrukere tilknyttet distribusjonsnett ved å endre tarifferingsprinsippene er begrenset.

Det vises også til St.meld. nr. 34 (2000-2001) Om distrikts- og regionalpolitikken der Regjeringen ser den samlede regionalpolitikken som en nasjonal innsats for å sikre en balansert befolknings- og næringsutvikling i alle deler av landet.

Faktorer i tariffstrukturen

Slik sentralnettstariffen er utformet, med like residuale ledd for innmating i alle punkt og for uttak i alle punkt, bidrar den til en geografisk utjevning av de faste kostnadene i sentralnettet. Stortingets vedtak, jf. Innst. S. nr. 83 (2001-2002) om at transformatorene mellom sentral- og regionalnettet skal inn i sentralnettet medfører at en større del av de samlede nettkostnadene vil bli utjevnet gjennom sentralnettstariffen. Det tas sikte på at endringen av sentralnettets utstrekning vil tre i kraft fra 1. januar 2003. Om lag 80 pst. av inntektene i sentralnettet kommer fra de residuale leddene, og det er således en stor grad av kostnadsutjevning i sentralnettet.

I tillegg varierer energileddene i sentralnettet med overføringstapene. Uttak av kraft i produksjonsnære strøk reduserer i mange tilfeller tapet i sentralnettet, og belønnes for det gjennom negative energiledd.

Ved uttak i såkalte urene punkt, det vil si uttak til distribusjonsnett direkte fra felles nettanlegg tilknyttet kraftverk med innmating mot regional- og sentralnett, skal residuale tariffledd kun omfatte bruttobasert tariffledd til sentralnettet og kostnader til nettanlegg som kun benyttes av uttak. Det vil si at slikt uttak kun belastes sentralnettets tilknytningsledd, og ikke effektleddet. Dette tilgodeser i noen tilfeller forbruk som ligger nær produksjon. I tillegg skal uttak avregnes energiledd referert tilknytningspunktet.

På lavere nettnivå virker tariffstrukturen kostnadsutjevnende innenfor det enkelte nettselskaps leveringsområder. Forskriften krever at nettselskapet skal tilby sine kunder ikke-diskriminerende tariffer, jf. kap. 6.2.1. Tariffen i et distribusjonsnett bidrar således til kostnadsutjevning mellom selskapets kunder. Utviklingen i retning større selskaper og dermed større sammenhengende nettområder bidrar til å øke denne effekten.

Gjeldende utjevningsmodell

Fra og med 2000 ble det innført en ordning for direkte reduksjon av overføringstariffene til sluttbrukere tilknyttet distribusjonsnett i områder av landet med høyest overføringskostnader. Tilskuddsordningen bidrar til å redusere forskjeller i overføringstariffene som følge av naturgitte forhold og høye overføringskostnader. Det har årlig blitt bevilget 10 mill. kroner til ordningen.

Støtten beregnes med utgangspunkt i nettselskapenes årlige inntektsramme og samlet forbruk i leveringsområdet. Inntektsrammen gjenspeiler kostnadsforholdene i leveringsområdet (klima, topografi og bosetting). Inntekter fra andre enn forbrukere blir trukket i fra, og kostnader fra overliggende nett blir lagt til. Tildelingskriteriet er gjennomsnittlig nettkostnad pr. kWh for uttak i hvert område.

Det er viktig å understreke at det ikke er nivået på overføringstariffen, men gjennomsnittlig nettkostnad, som er kriteriet for å motta støtte. Dette skyldes blant annet at nettselskapene har flere tariffer og kundegrupper, og at selskapene står relativt fritt til å fordele nettkostnadene mellom de ulike kundegruppene. Det har vært viktig å unngå incentiver for strategisk tilpasning fra nettselskapenes side for å motta støtte.

Ordningen påvirker ikke nettselskapets inntektsramme og incentivene til å effektivisere. Beløpet nettselskapet får tildelt fra utjevningsordningen må trekkes fra inntektsrammen, slik at tariffinntektene fra sluttforbrukere reduseres tilsvarende støttebeløpet. Ordningen er således å betrakte som en støtte til brukerne av nettet og ikke til nettselskapet.

Det bestemmes en terskelverdi for uttakskostnader som grunnlag for støtte. Terskelverdien beregnes ut fra bevilgningsrammen i det enkelte år. Midlene fordeles slik at hvert distribusjonsverk mottar 2/3 av differansen mellom terskelverdien og nettkostnadene for uttak. Dette fører til at kunder i det distribusjonsnettet med høyest gjennomsnittlig nettkostnad i gjennomsnitt vil få størst reduksjon i sine tariffer. Samtidig vil dette nettselskapet ha de høyeste gjennomsnittlige nettkostnadene etter at støtte er tildelt. Ordningen fører således ikke til at nettselskapene som omfattes av ordningen får samme gjennomsnittlige nettkostnad. Dette er antatt å sikre at nettselskapene ikke skal få incentiver til å fremstå med høye nettkostnader.

På grunn av administrative kostnader og svært lave utbetalinger, faller nettselskap som ville mottatt støtte på mindre enn 1 øre/kWh utenfor ordningen. Dette utgjør kr 200 pr. år for en kunde med forbruk på 20 000 kWh årlig.

I 2002 er det tildelt støtte til distribusjonsnett med gjennomsnittlig nettkostnad høyere enn 30,33 øre/kWh. Tildelt støtte varierer mellom 1,33 øre/kWh og 5,75 øre/kWh. Etter at støtte er tildelt er det ingen distribusjonsnett som har høyere gjennomsnittlig nettkostnad enn 31,21 øre/kWh. Gitt en jevn fordeling av støtten mellom ulike kundegrupper, medfører tilskuddsordningen at en gjennomsnittlig husholdningskunde med forbruk på 20 000 kWh i disse distribusjonsnettene, får en årlig reduksjon i overføringstariffen på mellom kr 266 og 1 150, ekskl. mva.

I 2002 omfatter ordningen ti distribusjonsnett med vel 28 000 sluttbrukere. Tabell 6.2 gir en oversikt over hvilke selskap som mottar støtte i 2002, fylket de ligger i og størrelsen på støtten i øre/kWh.

For 2003 foreslås det å videreføre en bevilgning på 10 mill. kroner til ordningen. Etter departementets vurdering er det et nivå på utjevningsordningen som bidrar til å redusere overføringstariffen for kunder hos de distribusjonsnettene som har de aller høyeste overføringskostnadene på en tilfredsstillende måte. Det vises i denne sammenheng til Budsjett-innst. S. nr. 9 (2001-2002) der energi- og miljøkomiteens flertall støtter ønsket om å redusere forskjeller i overføringstariffene som følge av naturgitte forhold og høye overføringskostnader, og ber om at satsingen videreføres.

En økning i støttebeløpet vil føre til at flere distribusjonsnett blir omfattet av ordningen, samt at reduksjonen i overføringstariffen blir noe større. En utvidelse av ordningen medfører imidlertid at reduksjonen i gjennomsnittlig nettkostnad ikke øker i samme grad som antall sluttbrukere som omfattes øker.

NVE er ansvarlig for tildeling av midler til det enkelte nettselskap, og for innkreving av rapporter, oppfølging og evaluering av ordningen. Ordningen administreres lokalt av nettselskapene gjennom tarifferingen.

I forbindelse med ny reguleringsperiode for inntektsrammereguleringen fra 2002 er alle nettselskapenes effektivitet målt. Effektivitetsmålingene er basert på data fra 1996-1999. Effektivitetsmålingene tar hensyn til at selskapene driver under ulike geografiske og klimatiske forhold. Resultatene fra denne målingen viser at de 10 selskapene som er omfattet av utjevningsordningen har en gjennomsnittlig kostnadseffektivitet 88,5 pst. Gjennomsnitt for alle nettselskapene er 91,3 pst. Dette indikerer at noen av nettselskapene som omfattes av ordningen ikke er blant de mest effektive. Ett av selskapene som mottar støtte er imidlertid målt til å være 100 pst. kostnadseffektiv. Deler av støtten går således til selskap som har høye tariffer som følge av en ineffektivitet.

Andre utjevningsordninger

Andre utjevningsordninger som har vært nevnt i ulike sammenhenger er gradert forbruksavgift på elektrisk kraft, gradert merverdiavgift samt ulike varianter av selvfinansierende ordninger, det vil si en ordning finansiert ved direkte omfordeling mellom nettkundene, for eksempel gjennom et selvfinansierende fond.

Det vises til målet om at tariffstrukturen skal legge til rette for effektiv utnyttelse og effektiv utvikling av overføringsnettet. En ordning der sluttbrukere i områder med lave overføringskostnader betaler inn til et fond, eller graderte avgifter, vil medføre at de kostnadssignaler overføringstariffen skal gi, reduseres. Dette vil være uheldig. Dessuten reduseres insentivene netteier har til ikke å fremstå som et dyrt og ineffektivt nettselskap. Videre er i dag regelverket slik at hvert enkelt nettselskap selv setter tariffene, begrenset av at tariffinntektene ikke skal overstige de tillatte inntektene. Hvis det gjennomføres en total utjevning av overføringstariffene, vil det innebære at selskapene mister all handlefrihet når det gjelder tariffering. Tariffen kan da ikke benyttes aktivt i forhold til nettkundene. I praksis kan nettselskapene bli redusert til rene driftsselskap, der både tariffer og inntektsrammer settes eksternt.

Når det gjelder utjevning basert på graderte avgifter vises det til at forbrukere i Nord-Troms og Finnmark er fritatt for forbruksavgift på elektrisk kraft, og at forbrukere i Nordland, Troms og Finnmark er fritatt for merverdiavgift på elektrisk kraft. Et system der avgifter graderes etter nivået på tariffen til det enkelte nettselskap vil imidlertid være administrativt mer krevende enn en geografisk differensiering av avgiftene.

I tillegg vil etablering av et selvfinansierende fond medføre at ordningen ikke inngår i Stortingets årlige budsjettbehandling, det vil si at den samfunnsmessige nytten av ordningen ikke nødvendigvis blir vurdert i forhold til ordninger finansiert gjennom statsbudsjettet. Generelt bør en også unngå en utvikling der det etableres ulike frittstående støtte- og utjevningsordninger som finansieres utenom statsbudsjettet gjennom ulike former for prispåslag.

Etter departementets vurdering bør distriktspolitikk drives gjennom virkemiddel utformet med dette som formål, eksempelvis gjennom den gjeldende utjevningsordning for tariffer. Departementet fraråder derfor de andre løsningene som her er omtalt.

Større nettområder

Kraftsektoren har tradisjonelt vært preget av mange lokale distribusjonsselskap, ofte kommunale og interkommunale selskap. Det er i dag om lag 150 selskaper som har distribusjonsnett Norge.

De siste årene har det vært en utvikling der selskaper i kraftbransjen slår seg sammen i større regionale enheter. Dette ser en blant annet i Stavangerregionen (Lyse), Bergensområdet (BKK) og i Agderfylkene (Agder Energi). En utvikling i retning større distribusjonsselskap vil bidra til at tariffene jevnes ut lokalt. Alternativt til oppkjøp og sammenslåinger vil etablering av fellesnett også medføre tariffutjevning mellom de selskapene som inngår i fellesnettet.

Fortsatt utvikling i retning større nettselskap vil bidra til en tariffutjevning over tid. Departementet er positiv til en slik utvikling, og har blant annet tilpasset reguleringen av tariffene for å legge til rette for dette. Energiloven stiller krav om ikke-diskriminerende tariffer, det vil si at i prinsippet skal tariffene i et sammenslått selskap jevnes ut i det sammenslåingen er gjennomført. For å legge til rette for at samfunnsmessig gunstige sammenslutninger skal bli gjennomført, er det fra 2002 lagt til rette for at ved oppkjøp og sammenslåinger av nett i tilgrensende nettområder, kan ulike tariffer opprettholdes i en overgangsperiode på inntil tre år dersom tariffene i utgangspunktet var vesentlig forskjellige.

Videre kan inntektsrammereguleringen av nettselskapene gi visse incentiver til oppkjøp og sammenslåinger. Innenfor en reguleringsperiode blir inntektsrammen til det nye selskapet summen av inntektsrammene til selskapene som slås sammen. Eventuelle effektivitetsgevinster ved sammenslåinger beholdes således i selskapet som økt avkastning, innenfor grensen på maksimalavkastning på 20 pst. i gjennomsnitt i reguleringsperioden. Over tid vil gevinsten reduseres gjennom effektivitetskravene og komme kundene til gode i form av lavere tariffer.

Den pågående strukturutviklingen kan også bidra til en utvikling der den selskapsmessige organiseringen i større grad er basert på to nettnivå. Tariffstrukturen påvirkes imidlertid ikke av dette, det vil si at tariffen fortsatt skal være basert på et skille mellom sentral-, regional- og distribusjonsnett. Dette er imidlertid ikke til hinder for en utvikling i retning av to nettnivå i selskaps- og driftsmessig forstand. Det vises i den forbindelse til Innst. S. nr. 83 (2001-2002) der komiteen ut fra hensynet til sikker kraftforsyning, vedlikehold og samfunnsøkonomi og et lavest mulig kostnadsnivå for sluttbrukeren mener det må vurderes om det er hensiktsmessig med ett nettnivå i tillegg til sentralnettet.

Departementet er positiv til den restrukturering som pågår, og har ved flere anledninger understreket de potensielle effektivitetsgevinstene ved større nettområder i både drift og investeringer, blant annet i St.prp. nr. 1 (2000-2001). Departementet har lagt vekt på at organisatoriske endringer av nettvirksomheten bør være basert på frivillighet.

6.5.3 Konklusjoner

Kostnadene i nettet avhenger av en rekke forhold, og tariffene reflekterer disse kostnadsforskjellene. Enkelte forhold endres over tid, eksempelvis effektivitet og alder på nettet, mens forskjeller som skyldes naturgitte forhold ikke lar seg påvirke. Tarifforskjeller som skyldes upåvirkbare forhold må derfor aksepteres. Det finnes imidlertid virkemidler og utviklingstrekk som vil redusere også tarifforskjeller som skyldes naturgitte forhold.

En total utjevnet distribusjonsnettariff vil ikke gi signaler til forbrukerene om hvor det nettmessig sett er mest gunstig å lokalisere seg. Dette vil være i strid med målsetningen om at overføringstariffen skal legge til rette for effektiv drift og utvikling av nettet.

Videre vises det til at inntektsrammereguleringen motiverer til kostnadseffektiv drift, og at kostnadsreduksjoner også skal komme kundene i det enkelte selskap til gode gjennom lavere tariffer. En utjevningsordning som har som formål å oppnå for eksempel like tariffer i hele landet kan bidra til å fjerne det enkelte nettselskaps motivasjon for å effektivisere og oppnå lavere tariffer for kundene i sitt leveringsområde.

Departementet vil også vise til at nettariffen utgjør om lag 1,5 pst. av en gjennomsnittlig husholdning sitt forbruk.

Den eksisterende utjevningsordningen reduserer tariffen i områder med aller høyest overføringskostnader. Ordningen er administrativ enkel og svært treffsikker. Videre har ordningen den fordel at den bygger på eksisterende regulering og er lite arbeidskrevende. I tillegg vil fortsatt strukturutvikling bidra til tariffutjevning.

Prinsippet om tariffene skal gi signaler om effektiv utnyttelse og utvikling av nettet er viktig også fremover. Tariffen har ikke som mål å bidra til en bestemt kostnadsfordeling, men tariffstrukturen inneholder mekanismer som har fordelingsmessige virkninger. Etter departementets vurdering er det ikke hensiktsmessig at prisen på overføring av kraft er den samme uavhengig av geografisk plassering. Tariffene skal legge til rette for effektiv utnyttelse av overføringsnettet og vil gjenspeile de kostnadsforhold som gjelder i nettvirksomheten. Av fordelingsmessige hensyn ønsker en likevel å opprettholde den eksisterende utjevningsordningen som bidrar til å reduserer tariffen i de områder der overføringskostnadene er aller høyest.

6.6 Internasjonale føringer på tariffutviklingen

I utviklingen i retning av et stadig mer integrert nordisk og europeisk kraftmarked er fastsettelse av tariffer en viktig premiss. Dette gjelder så vel tariffer i et land som tariffer ved overføring mellom land.

6.6.1 Nordisk harmonisering

Alle de nordiske landene har innført punkttariffer, men det er likevel variasjoner i både tariffutforming og tariffnivå mellom landene. For konkurransen mellom kraftprodusentene i Norden, er fordelingen av kostnadene i nettet mellom forbrukere og produsenter i det enkelte land viktig. Forskjeller i innmatingstariffen mellom land kan medføre feilallokering med hensyn til lokalisering av ny produksjonskapasitet. De siste årene har derfor tariffutformingen særlig vært rettet mot å skape mer like vilkår for kraftproduksjon mellom landene.

Det vises i denne sammenheng til St.meld. nr. 29 (1998-99) Om energipolitikken der det blant annet heter følgende:

«I utviklingen av overføringstariffene må en også ta hensyn til utformingen av tariffene i våre naboland, spesielt Sverige og Finland, for å unngå vesentlige forskjeller i konkurransevilkår mellom norske og utenlandske aktører.»

Videre vises det til Innst. S. nr. 122 (1999-2000) Innstilling fra energi- og miljøkomiteen om energipolitikken der det heter at komiteen er enig med Regjeringen i at tariffene med naboland harmoniseres for å unngå konkurransevridning.

I 2000 kom de nordiske sentralnettselskapene til enighet om harmonisering av innmatingstariffen for produksjon i Norden. Målet var at innen 2002 skulle de residuale delene av innmatingstariffene i gjennomsnitt innenfor hvert land ligge innenfor intervallet 0,5 +/- 0,3 øre/kWh. Alle de nordiske sentralnettselskapene har nå justert tariffene sine i tråd med dette. I Norge er innmatingstariffen i 2002 0,8 øre/kWh, mens den i de øvrige nordiske land i gjennomsnitt er noe lavere.

For norske nettkunder har den nordiske harmoniseringen av innmatingstariffen medført en endring i kostnadsfordelingen mellom forbruk og produksjon. I sentralnettet betaler nå forbruk en større del av de residuale ledd enn produksjon. I 2000 betalte forbruk og produksjon om lag 50 pst. hver av det residuale inntektsbehovet i sentralnettet. Dette tilsvarte en residual innmatingstariff på 1,08 øre/kWh. Fordelingen i 2002 er henholdsvis 34 pst. på produksjon og 66 pst. på forbruk. Samlet sett har om lag 300 mill. kroner blitt omfordelt fra forbruk til produksjon de siste årene. Omfordelingen de siste årene har ført til økt fokus på tariffutformingen.

I Norden har det vært en gradvis prosess med fjerning av grensetariffer. Etter at grensetariffen mellom Danmark og Sverige ble fjernet fra 1. mars 2002 er det ikke lenger grensetariffer mellom noen av de nordiske landene. Man har således nå et fullt ut integrert nordisk kraftmarked. Fra 1. januar 2002 er det innført en nordisk avtale om transitt. Videre arbeides det med felles regler for håndtering av flaskehalser i det nordiske kraftmarkedet.

6.6.2 EU-harmonisering

I Europa foregår det også en diskusjon om harmonisering av sentralnettstariffene. Diskusjonen går blant annet på om tariffen skal harmonisere etter en prosentvis lik fordeling mellom produksjon og forbruk, eller etter et gitt nivå på tariffen for produksjon. I mange av EU-landene bidrar ikke produksjon til dekning av faste kostnader i nettet i det hele tatt.

Fra mars 2002 er det innført en midlertidig ordning for kompensasjon av transitt i Europa som skal gjelde i 2002. Norge tar del i denne ordningen sammen med resten av Norden. Ordningen har imidlertid mindre økonomisk betydning for norske sentralnettskunder. Det foreligger et forslag i EU om forordning for grensehandel med el. Forordningen er EØS-relevant og vil måtte direkte implementeres i norsk lov. Det er på det nåværende tidspunkt ikke klart når forordningen vil bli vedtatt. Den foreslåtte forordningen vil blant annet omfatte en kompensasjonsordning, men med visse justeringer i forhold til den som gjelder i 2002. Et viktig mål er å fjerne grensetariffene for kraftutveksling mellom landene i Europa. Punkttariffer og fjerning av grensetariffer mellom landene er viktige forutsetninger for et åpent og velfungerende nordisk og nord-europeisk kraftmarked.

7 Prosjekter under utbygging

Olje- og energidepartementet gir en gang pr. år en samlet redegjørelse om kostnads- og lønnsomhetsutviklingen for de enkelte prosjekter hvor plan for utbygging og drift (PUD) eller plan for anlegg og drift (PAD) er blitt forelagt myndighetene og som fortsatt er under utbygging eller har kommet i produksjon fra og med august 2001, jf. St.meld. nr. 37 (1998-1999). I redegjørelsen sammenlignes tallmaterialet gyldig pr. 1. august 2002 med tallene fra PUD/PAD. Tallmaterialet er hentet inn fra operatørene for prosjektene som er under utbygging.

Følgende prosjekter er under utbygging, eller har kommet i produksjon fra og med august 2001, på norsk kontinentalsokkel; Valhall vanninjeksjon, Valhall Flanker, Ringhorne, Fram Vest, Vale, Grane, Glitne, Tune, P2 Brønnramme (Troll Vest), Huldra, Kvitebjørn, Vesterled, Sigyn, NET 1 (utvidelse av gassbehandlingsanlegget på Kårstø), Kristin, Mikkel og Snøhvit.

Byggve og Skirne fikk godkjent sin utbyggingsplan så sent som i juli 2002. Disse feltene er derfor ikke nærmere omtalt i denne redegjørelsen.

7.1 Kostnads- og lønnsomhetsutvikling

Økninger i investeringsnivået på felt under utbygging trenger ikke å være negativt. Hvis det høyere investeringsnivået skyldes utnyttelse av ytterligere kommersielle muligheter som bidrar til økt verdiskaping fra prosjektet, er en slik utvikling i investeringsnivået ønskelig.

Samlet for prosjektene under utbygging viser de oppdaterte investeringsanslagene en marginal økning (1 prosent eller 865 mill faste 2002-kroner) i forhold til anslagene på PUD/PAD tidspunktet.

I beregningene av utviklingen i lønnsomhet 3, er det sett bort fra effekter som skyldes forskjeller i forventede olje-, gass- og NGL-priser i dag og på PUD/PAD tidspunktet. For de fleste prosjektene er endringen i forventet lønnsomhet relativt sett liten. Den samlede lønnsomheten for prosjektene er imidlertid redusert noe. Av enkeltfelt har Huldra og Grane den største negative endringen i forventet nåverdi.

Under følger en oversikt over kostnads- og lønnsomhetsvurdering for disse prosjektene sammenliknet med PUD/PAD. Alle beløp er i faste 2002-kroner.

Investeringskostnadene for Grane er redusert med 938 mill. kroner. Dette skyldes i all hovedsak at flere av de inngåtte kontraktene har kommet inn lavere enn anslått på PUD tidspunktet. Lønnsomheten på Grane er noe redusert i forhold til PUD. Dette skyldes at man i oljemarkedet nå forventer en høyere prisstraff på Graneoljen.

For NET 1, som er en utvidelse av gassanlegget på Kårstø, er det oppdaterte investeringsestimatet 209 mill. kroner lavere enn PAD-estimatet. Dette skyldes hovedsakelig at tildelte kontrakter ligger under kostnadsanslagene fra PAD. For kontinentalsokkelen som helhet vil de lavere investeringene på prosjektet bidra til økt lønnsomhet. For prosjektet vil lønnsomheten avhenge av tariffnivået. Dette er foreløpig ikke fastsatt.

Siste anslag for totale investeringer for Snøhvit LNG er ikke endret i forhold til PUD. Operatøren, Statoil, fremla 10. september 2002 informasjon for departementet om betydelige kostnadsøkninger knyttet til vektøkninger på landanlegget og forsinkelser i forbindelse med ESA-saken. Operatøren angir at økningene vil være innenfor prosjektets totale kostnadsramme. Saken er enda ikke behandlet i partnerskapet. Departementet vil følge kostnadsutviklingen i Snøhvit-prosjektet nøye.

Investeringsanslaget for Ringhorne er uendret i forhold til PUD-tidspunkt. Den forventede lønnsomhet ved Ringhornet har økt. Den viktigste årsaken til dette er akselerert oljeproduksjonen.

Investeringene for Vale har blitt høyere på grunn av mer omfattende arbeide med plattformens overdel samt uforutsette problemer med brønnkompleteringen. Lønnsomheten i Vale er redusert på grunn av de høyere investeringer samt oppjusterte anslag for driftskostnadene. Vale ble satt i drift 31. mai 2002.

Investeringsanslaget for Valhall Vanninnjeksjon er økt med 130 mill. kroner. Dette skyldes et uforutsett behov for innleie av et flotell i 2002 som følge av mangel på sengeplasser på Valhall. Lønnsomheten på Valhall Vanninjeksjon viser en svak økning i forhold til PUD. Dette skyldes at man nå forventer å produsere relativt sett mer olje enn gass. Dette gir bedret lønnsomhet.

For Tune er investeringen antatt å bli 663 mill. kroner høyere enn ved PUD-tidspunkt. Dette skyldes først og fremst ekstra kostnader relatert til rørledningslekkasjer og nye rørledninger. Forventet lønnsomhet for Tune er tilnærmet uendret i forhold til PUD-tidspunkt. Nye beregninger viser en oppjustering av gassvolumet som oppveier den negative effekten på lønnsomheten av høyere investeringer. Det forventes et forsikringsoppgjør knyttet til investeringsoverskridelsene. En forsikringsutbetaling vil bedre forventet lønnsomhet på Tune.

For Kvitebjørn viser siste estimat en mindre økning i investeringene i forhold til revidert PUD. Forventet lønnsomhet for Kvitebjørn er redusert. Dette kan hovedsakelig forklares utfra høyere driftskostnader over feltets levetid enn hva som var forutsatt ved PUD-tidspunkt. Økningen i investeringene bidrar også til denne reduksjonen.

For Sigyn er det en investeringsøkning på 276 mill. kroner. Dette skyldes at realiserte borekostnader er høyere enn det man la til grunn på det tidspunktet PUD ble innlevert. Investeringsøkningen bidrar også til at Sigyn nå har lavere forventet lønnsomhet. Også redusert gassalgsvolum de første tre årene bidrar til redusert lønnsomhet.

Siste estimat for Kristin-utbyggingen viser en økning i investeringene på 528 mill. kroner. Økningen skyldes i stor grad en forsering av utbyggingen. Nåverdien på Kristin er redusert. Dette skyldes økte driftskostnader og investeringer. En liten økning i volumene trekker i motsatt retning.

Det totale investeringsanslaget for Huldra har økt med 551 mill. kroner. En vesentlig del av økningen skyldes valutaeffekter. I tillegg er det økninger som følge av økt arbeidsomfang innen boring og komplettering, samt økte kostnader for modifikasjoner på Veslefrikk-plattformen. Økninger på disse områdene er delvis oppveid av reduserte rørledningskostnader. Huldra har hatt en negativ lønnsomhetsutvikling. Hovedårsaken er at reservene på Huldra er nedskrevet. De høyere investeringene trekker i samme retning. mens et noe lavere tariffnivå trekker i motsatt retning.

For Vesterled, Fram Vest, Mikkel, Glitne, Vallhall Flanke og P2 Brønnramme (Troll Vest) er endringene i investeringsomfang og lønnsomhet så små at det ikke blir gitt noen nærmere gjennomgang av disse her.

8 Fra generalforsamlingsklausul til vetorett

Som følge av det såkalte «Statoilforliket» i 1985 ble generalforsamlingsklausulen inntatt i samarbeidsavtalen for petroleumsvirksomhet for utvinningstillatelser på norsk sokkel. Samarbeidsavtalen er utformet av departementet, men inngås mellom rettighetshaverne som et vilkår for tildeling av utvinningstillatelsen. Avtalen regulerer forholdet mellom rettighetshaverne i den daglige aktivitet under utvinningstillatelsen. Generalforsamlingsklausulen lyder:

«I saker som må antas å ha politiske eller prinsipielle sider av betydning og/eller som kan få vesentlige samfunnsmessige eller samfunnsøkonomiske virkninger, foreligger vedtak i styringskomiteen når Den norske stats oljeselskap a.s stemmer i henholdt til vedtak i sin generalforsamling.»

Det følger videre av bestemmelsens annet ledd at særskilte beslutninger, blant annet knyttet til godkjennelse av arbeidsprogram og budsjett, beslutning om samordning, vedtak om utbyggingsplan og beslutninger om inngåelse av vesentlige kontraktsmessige forpliktelser normalt krever tilslutning fra minst to rettighetshavere som til sammen representerer en nærmere angitt del av deltakerandelene i utvinningstillatelsen. I praksis innebærer regelen at Statoil (etter juni 2001: Petoro AS) har måttet ha støtte av minst en av de øvrige rettighetshaverne for å kunne fatte vedtak i styringskomiteen etter generalforsamlingsklausulens annet ledd.

Bakgrunnen for innføringen av generalforsamlingsklausulen var blant annet at staten gjennom Statoil skulle ha et særlig styringsverktøy hvor det forelå tilstrekkelig tungtveiende grunner for slike inngrep.

I forbindelse med gjennomføringen av konsesjonsdirektivet i norsk rett, ble generalforsamlingsklausulen erstattet med en vetorett i samarbeidsavtaler under utvinningstillatelser tildelt etter 1. september 1995. Fra og med 15. konsesjonsrunde (1996) lyder denne bestemmelsen som følger:

«Staten eller Forretningsføreren kan motsettes seg vedtak fattet av styringskomiteen som ikke ville overholde de vilkår og krav som er angitt i tillatelsen, når det gjelder statens utvinningspolitikk eller statens finansielle interesser.»

I utvinningstillatelsen er det inntatt et eget punkt om statens utvinningspolitikk og politikk vedrørende statens finansielle interesser, med følgende ordlyd:

«Rettighetshaver er forpliktet til å innrette seg etter statens utvinningspolitikk og politikk vedrørende statens finansielle interesser, slik dette kommer til uttrykk gjennom relevante lover, forskrifter og dokumenter behandlet i Stortinget. Dersom dette vilkåret ikke overholdes, kan Staten eller statens forretningsfører motsette seg vedtak fattet av rettighetshaver.»

I praksis har generalforsamlingsklausulen vært lite brukt (kun i tre tilfeller, siste gang i 1988). Departementet mener generelt at generalforsamlingsklausulen i dag er et lite egnet redskap for å ivareta statens interesser i utvinningstillatelsene. En har således en rekke andre mekanismer gjennom petroleumsloven som gir departementet god mulighet til å ivareta de hensyn generalforsamlingsklausulen omfatter og departementet mener derfor at det som hovedregel ikke lenger er behov for denne. Det er også det generelle synet i industrien at denne bestemmelsen er lite hensiktsmessig og bør oppheves. Oljeindustriens Landsforening har tatt opp spørsmålet om opphevelse av generalforsamlingsklausulen en rekke ganger i den senere tid, blant annet i brev til energi- og miljøkomiteen i forbindelse med behandlingen av Statoil-privatiseringen, jf. St.prp. nr. 36 (2000-2001).

Konklusjon

Olje- og energidepartementet anbefaler på denne bakgrunn at generalforsamlingsklausulen skal kunne oppheves for gitte tillatelser og erstattes av en vetorett i tråd med konsesjonsdirektivet og petroleumsforskriftens § 12, dersom rettighetshaverne skulle ønske dette. Olje- og energidepartementet skal i så fall godkjenne dette i hvert enkelt tilfelle, jf. Forslag til vedtak IX.

9 Utviklingen for Statkraft som foretak og kraftnæringen for øvrig

Det vises til Stortingets behandling av St.prp. nr. 51 (2000-2001) Om tilføring av innskuddskapital og økt låne- og garantiramme for Statkraft SF, jf. Innst. S. nr. 200 (2000-2001). I innstillingen ba Stortinget departementet om å komme tilbake med en gjennomgang av utviklingen av Statkraft som foretak og utviklingen av kraftnæringen for øvrig i løpet av 2002.

Etter Stortingets behandling av St.prp. nr. 51 (2000-2001) er det satt i gang flere strukturendringsprosesser som vil ha betydning for det norske kraftmarkedet, men som ikke er avklart enda. Den fremtidige utviklingen i kraftmarkedet er i stor grad avhengig av utfallet av disse prosessene, og mye tyder på at bransjen av den grunn avventer utfallet av disse. Det har derfor vært færre transaksjoner og omorganiseringer av kraftselskaper i Norge det siste året i forhold til årene før.

Departementet velger av den grunn kun å gi en kort oppsummering av enkelte forhold. Det legges til grunn at dette er tilstrekkelig, da forhold knyttet til utviklingen av Statkraft og kraftnæringen vil inngå i egne stortingsfremlegg i løpet av relativ kort tid. Videre vil Statkrafts klage på Konkurransetilsynets vedtak i forbindelse med foretakets aksjeerverv i Agder Energi AS og Trondheim Energiverk AS, avgjøres av Arbeids- og administrasjonsdepartementet om kort tid.

Statkraft fikk tilført 6 mrd. kroner i innskuddskapital og økt låne- og garantirammen med 10 mrd. kroner på bakgrunn av en strategi om å foreta oppkjøp av større norske energiverk. Siden fremleggelsen av St.prp. nr. 51 (2000-2001) har Statkraft ervervet 45,525 pst. av aksjene Agder Energi AS og 100 pst. av aksjene i Trondheim Energiverk AS. Foretaket har også økt sin eierandel i BKK AS fra 26 pst. til 49,9 pst.

I St.prp. nr. 51 (2000-2001) la departementet til grunn at Konkurransetilsynet vil vurdere hvert enkelt oppkjøp som Statkraft gjør, og eventuelt gripe inn mot ervervet dersom tilsynet finner ervervet i strid med konkurranselovens § 3-11. Konkurransetilsynet har fattet vedtak om å ikke tillate Statkrafts aksjeerverv i Agder Energi AS og Trondheim Energiverk AS. Statkraft har påklaget disse vedtakene. Klagene er for tiden til behandling i Arbeids- og administrasjonsdepartementet.

Gjeldende regler om konsesjonsvarighet og hjemfallsvilkår har negative effekter for konkurransen og effektiviteten i kraftbransjen. Departementet tar sikte på å fremlegge et lovendringsforslag hvor hjemfallsinstituttet videreføres i eiernøytral form.

Ansvaret for oppfølgingen av statens eierskap i Statkraft ble overført fra Olje- og energidepartementet til Nærings- og handelsdepartementet med virkning fra 1. januar 2002. Nærings- og handelsdepartementet har varslet at en vil ta initiativ til å omdanne Statkraft til aksjeselskap, jf. St.meld. nr. 22 (2001-2002) Et mindre og bedre statlig eierskap. Det vises for øvrig til St.prp. nr. 1 (2002-2003) fra Nærings- og handelsdepartementet.