Del 3
Andre saker

5 Sektorovergripende miljøvernpolitikk

Regjeringen legger 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 politikken Regjeringen vil føre for å imøtekomme disse.

5.1 Miljøutfordringer - status og utviklingstrekk

Det har gjennom flere år blitt gjennomført omfattende tiltak for å bedre miljøsituasjonen både innenfor petroleums- og energisektoren, men sektorene vil også i framtiden ha virkninger i forhold til miljøet:

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

• Utslipp til sjø ved leting og utvinning av olje og gass kan blant annet 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 utslippene til luft av karbondioksid (CO₂), 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 28 pst. av CO₂-utslippene. Andelene forventes å øke framover, delvis på grunn av økende produksjon fra modne felt, delvis på grunn av lengre transportavstand til markedet for gass. Det kontinuerlige arbeidet med å øke energieffektiviteten i virksomheten og nye og mer effektive utbyggingsløsninger forventes til en viss grad å motvirke denne utviklingen. Petroleumssektoren bidrar med 23 pst. av de norske NO_x-utslippene. Utslippene av NO_x fra sektoren har vokst jevnt siden 1990, og utslippene forventes å øke også de nærmeste årene. Økningen i utslipp skyldes først og fremst at økt aktivitet har bidratt til høyere energibehov som igjen har bidratt til økte utslipp.

Selv om de totale utslippene av CO₂ og NO_x fra petroleumsvirksomheten har økt betydelig siden 1990, har utslippene pr. produsert enhet blitt redusert i perioden fra 1990 til 2002. Dette skyldes blant annet en generell teknologiforbedring, utslippsreduserende tiltak som en følge av 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 kan føres tilbake til utviklingen på norsk sokkel med mer modne felt og en stadig større andel produsert gass. Behandling og transport av produsert gass er mer energikrevende enn produksjon av væske.

Petroleumssektoren er hovedkilden til utslipp av nmVOC i Norge og står for om lag 66 pst. av de nasjonale utslippene. Hoveddelen av utslippene fra petroleumssektoren kommer fra lagring og lasting av råolje offshore og fra landterminalene. Prognosen for utslipp av nmVOC fra sektoren viser en sterkt avtakende trend etter 2002. Dette skyldes både at oljeproduksjonen forventes å nå sitt toppnivå i løpet av få år og at gjenvinningsutstyr installeres i tråd med pålegg gitt i medhold av forurensningsloven.

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 har Regjeringen lagt opp en strategi for konvertering fra oljefyring til ny fornybar energi. Økt utnytting av biomasse og metangass fra landbruket er en viktig forutsetning for konverteringen. Strategien spiller på ulike initiativ og tiltak, og det legges opp til en tett oppfølging av utviklingen i forbruket av fyringsolje. Strategien er gjengitt i kap. 7 Strategi for konvertering av oljefyring.

Utslipp til sjø

Petroleumsvirksomheten medfører utslipp til sjø av olje, andre organiske forbindelser, kjemikalier og tungmetaller. De viktigste kildene til kontinuerlige utslipp til sjø er produsert vann som er med oljen og gassen fra reservoaret, og bore- og brønnoperasjoner.

Mengden produsert vann har økt jevnt de siste årene, og det forventes en enda raskere økning i årene framover. Dette gjenspeiler at oljefeltene blir eldre og produserer mer vann etter som oljereservene minker. Mengden produsert vann som reinjiseres forventes imidlertid også å øke framover, men ikke i samme takt som vannproduksjonen.

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 mindre akutte utslipp/søl forekommer. Produsert vann 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 miljøskadelige utslipp og forpliktelsene i OSPAR-konvensjonen.

Inngrep

Vassdragsutbygginger og andre energirelaterte utbygginger har medført inngrep i natur og kulturmiljøer i Norge.

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 allmenne 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 de fleste større vassdrag utnyttet.

I årene framover 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.

5.2 Regjeringens miljøpolitikk på petroleums- og 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 2002

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 har imidlertid den positive trenden de siste to til tre årene snudd.

Oljedirektoratet (OD) har også i 2002 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 ble fra 2001 av et nytt forum for dialog mellom myndigheter og industri: Miljøforum.

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

Olje- og energidepartementet har i 2002 deltatt i arbeidet under Baltic Sea Region Energy Cooperation (BASREC) for å etablere et forsøksområde for de fleksible mekanismene under Kyotoprotokollen i Østersjøregionen. I tilknytning til dette arbeidet har departementet også deltatt i arbeidet med å opprette et investeringsfond som skal bestyres av det nordiske miljøfinansieringsselskapet NEFCO, og som vil være en katalysator for arbeidet med å etablere et forsøksområde.

Som en oppfølging av St.meld. nr. 15 (2001-2002) Tilleggsmelding til St.meld. nr. 54 (2000-2001) Norsk klimapolitikk, ba departementet OD om å gjøre en vurdering av mulighetene for ytterligere reduksjoner av klimagassutslipp i forbindelse med fakling. ODs vurdering konkluderer med at tekniske tiltak innenfor rammene av CO₂-avgiften i stor grad allerede er gjennomført, men at det er visse muligheter knyttet til driftsoptimaliseringer.

Departementet har i 2002 vært involvert i forberedelsene fram mot etableringen av et internasjonalt forum, Carbon Sequestration Leadership Forum (CLSF), for å øke oppmerksomhet og støtte til videreutvikling og anvendelse av CO₂-sekvestrering blant sentrale energiland framover. Etableringen av forumet er initiert av USA som i juni 2003 inviterte 13 land og EU-kommisjonen (herunder blant annet Canada, Storbritannia, Kina, India, Russland og Norge) til den formelle etableringen i Washington DC.

Regjeringen satte i 2002 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. Selve utredningen ble sendt på høring i juli 2003.

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. 12 (2001-2002) Rent og rikt hav, la Regjeringen fram forslag om, i samarbeid med industrien, å igangsette et forskningsprogram i regi av Norges forskningsråd på langtidseffekter av petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø. Et eget forskningsprogram er etablert fra 2002.

I utlysningsteksten til Nordsjøtildelingen 2002 ba myndighetene selskapene ta særlig hensyn til fiskeriaktiviteten og forekomst av levende marine ressurser under planlegging av boreaktivitet og under seismisk aktivitet.

Regjeringen fører en offensiv politikk for en miljøvennlig omlegging av energibruk og energiproduksjon. Energiomleggingen finansieres over Energifondet som videre finansieres av et påslag på nettariffen og ordinære bevilgninger over statsbudsjettet. Midlene i Energifondet skal bidra til energisparing og ny miljøvennlig energi som samlet tilsvarer minimum 10 TWh innen utgangen av 2010, hvorav minimum 4 TWh skal være økt tilgang på vannbåren varme basert på nye fornybare energikilder, varmepumper og spillvarme, og minimum 3 TWh skal være økt produksjon av vindkraft. Energifondet forvaltes av Enova SF som eies av Olje- og energidepartementet. Enova ble opprettet 22. juni 2001 og har vært operativ fra 1. januar 2002. Olje- og energidepartementet har inngått en fireårig avtale med Enova om forvaltningen av midlene fra Energifondet. Innen utgangen av 2005 skal Enova ha utløst energibesparelser og ny fornybar energiproduksjon på til sammen 4,5 TWh. I tillegg skal Enova ha et landsdekkende tilbud av informasjons- og rådgivningstjenester som på kort og lang sikt bygger opp under målene for energiomleggingen. I løpet av 2002 har Enova inngått avtaler med et samlet kontraktsfestet energiresultat på 761 GWh pr. år. I tillegg til det kontraktsfestete energiresultatet kommer et forventet energiresultat av andre aktiviteter på om lag 160 GWh pr. år. Totalt har Enova i 2002 utløst en årlig energibesparelse og energiproduksjon på til sammen 921 GWh. Aktivitets- og resultatmessig har 2002 vært preget av etablering og oppbygging av Enova som virksomhet, sikring av kontinuiteten i arbeidet med en miljøvennlig energiomlegging og etableringen av Enovas strategi for å nå målene i avtalen med Olje- og energidepartementet.

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 2002 ble det bevilget midler til det nyopprettede forskningsprogrammet PROOF som har som formål å utvikle kunnskap om langtidseffekter av petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø.

Departementet har også bevilget midler til Forskningsrådets EMBa-program (Energi, Miljø, Bygg og anlegg). Gjennom programmet er det gitt støtte til utvikling av renseteknologi for gasskraftverk, til forskning og utvikling knyttet til effektive og nye fornybare energiteknologier og til effektive energisystemer der miljøforhold står sentralt. Det er også gitt støtte til SAMSTEMT-programmet, som har som hovedformål å utvikle samfunnsfaglige kunnskaper om energi, miljø og teknologi for å 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.

Regjeringen ønsker å øke bruken av naturgass innenlands. Politikken på dette området ble trukket opp i St.meld. nr. 9 (2002-2003) Om innenlands bruk av naturgass mv. (gassmeldingen) som ble lagt frem høsten 2002. I meldingen trekker Regjeringen opp en helhetlig strategi for bruk av naturgass. Strategien omfatter både direkte bruk av naturgass til energiformål og verdiskaping, samt etablering av rammebetingelser for å realisere gasskraftverk med CO₂-håndtering. Også Regjeringens politikk knyttet til kraftoverføring til sokkelen, hydrogen og grønne sertifikater ble presentert.

En viktig forutsetning for økt bruk av gass i Norge er etablering av infrastruktur. Regjeringen foreslo i gassmeldingen en tilskuddsordning til utbygging av infrastruktur. Formålet med ordningen skulle være å gjøre naturgass tilgjengelig og få frem prosjekter som kan gi erfaring med innenlands bruk av gass. Støtte kan gis til bygging av transmisjonsrør eller anlegg knyttet til transport av LNG der formålet er å gjøre gassen tilgjengelig til nye områder og det oppnås en betydelig miljøgevinst.

I gassmeldingen gir Regjeringen sin vurdering av et pliktig marked for grønne sertifikater, og anbefaler at Norge tar del i et slikt internasjonalt marked. Det ble gjennomført en rekke studier av grønne sertifikater som et forarbeid til meldingen. En ordning for grønne sertifikater vil først og fremst være et virkemiddel for å øke produksjonen av ny fornybar elektrisitet. Videre er det et markedsbasert virkemiddel som er velegnet til å gi en kostnadseffektiv fordeling av investeringer i ny fornybar energi. Et internasjonalt marked for slike sertifikater vil kunne gi en mer effektiv ressursallokering og sikrere prisdannelse for sertifikatene.

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

I henhold til Norges forpliktelse under Kyotoprotokollen skal ikke utslippene av klimagasser i gjennomsnitt for perioden 2008-2012 øke med mer enn 1 pst. i forhold til utslippsnivået i 1990. 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 2002 er CO₂-avgiften på norsk kontinentalsokkel 73 øre pr. l olje/ standard kubikkmeter gass. 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 potensial for reduksjoner av utslippene gjennom forbedring og utvikling av ny teknologi. Potensielle utslippsreduksjoner kan blant annet oppnås gjennom reduksjon av behovet for energi, økning av virkningsgraden ved kraftproduksjon, samordning av kraftforsyningen mellom innretningene og forbedrede driftsprosedyrer i tilknytning til fakling.

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 petroleums- og 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 har utredet dette alternativet nærmere.

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 fra 2000 gjennom utslippstillatelser hjemlet i Forurensningsloven. Prognosen for utslipp av nmVOC fra sektoren viser en sterkt avtagende trend etter 2002. Dette skyldes både at oljeproduksjonen forventes å nå sitt toppnivå i løpet av få år, og at gjenvinningsutstyr installeres i tråd med pålegget gitt i medhold av forurensningsloven. Det har i flere år vært arbeidet for å gjøre ny teknologi for gjenvinning av nmVOC tilgjengelig for skytteltankere.

Regulering av miljøskadelige utslipp til sjø vil fortsatt skje gjennom utslippstillatelser, og man vil arbeide for at målet om null miljøfarlige utslipp fra petroleumsvirksomheten innen 2005 nås. Nullutslippsmålet ble etablert i St.meld. nr. 58 (1996-1997), og ble spesifisert i St.meld. nr. 25 (2002-2003) Regjeringens miljøvernpolitikk og rikets miljøtilstand. Nullutslippsmålet innebeærer at det som hovedregel ikke skal slippes ut miljøfarlige stoffer, enten det gjelder tilsatte kjemiske stoffer eller naturlig forekommende kjemiske stoffer. 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.

Som nevnt i kap. 5.3, la Regjeringen i St.meld. nr. 12 (2001-2002) Rent og rikt hav, fram forslag om, i samarbeid med industrien, å igangsette et forskningsprogram i regi av Norges forskningsråd på langtidseffekter av petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø, PROOF. Programmet startet opp i 2002 og skal etter planen gå over seks år, og bevilgningene er fra 2003 økt. Opprettelsen av forskningsprogrammet er et tiltak som vil bidra til å styrke beslutningsgrunnlaget for framtidig petroleumsvirksomhet på norsk sokkel. Resultater 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.

Utredningen av konsekvenser av helårig petroleumsvirksomhet i området Lofoten-Barentshavet (se kap. 5.3 for nærmere omtale) vil være beslutningsgrunnlag for Regjeringens videre behandling av spørsmålet om helårig petroleumsvirksomhet i dette havområdet.

Det er tatt et meget viktig grep når det er forutsatt at eventuell petroleumsvirksomhet i området Lofoten-Barentshavet skal gjennomføres med null utslipp til sjø under normal drift, representert ved null utslipp til sjø av produsert vann og borevæske/kaks fra boring. Dette er en betydelig skjerping sammenlignet med de krav som stilles til petroleumsvirksomhet ellers på norsk sokkel.

Olje- og energidepartementet og Fiskeridepartementet etablerte vinteren 2003 en arbeidsgruppe som skulle vurdere muligheten for sameksistens mellom fiskerinæringen og petroleumsnæringen i området fra Lofoten og nordover. Arbeidsgruppen har bestått av representanter fra de to næringene og forvaltningen, og arbeidsgruppens tilrådinger vil bli tatt med i det videre arbeidet om petroleumsvirksomhet i området Lofoten-Barentshavet.

Regjeringen ønsker fortsatt å 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 i den forbindelse endres fra et prosjektorientert plansystem til en vassdragsbasert ressursoversikt. Videre vil Regjeringen legge frem forslag til en supplering av Verneplanen. Departementet vil også legge frem en strategi for økt satsing på utbygging av mikro-, mini- og småkraftverk. En ønsker også å stimulere til å utnytte potensialet for opprustning av eksisterende vannkraftverk, herunder moderate utvidelser som ikke er til særlig skade for miljøet. Ved å delegere konsesjonsmyndighet til NVE i vannkraftsaker inntil 5 MW er saksbehandlingen i mindre vannkraftsaker blitt redusert.

Arbeidet med suppleringen av Verneplanen har vært forberedt i en styringsgruppe med representanter fra Direktoratet for naturforvaltning (DN) og NVE. Med utgangspunkt i styringsgruppens forslag har NVE lagt frem en innstilling for Olje- og energidepartementet med forslag om vern av 40 vassdrag med et utbyggingspotensial på om lag 6 TWh/år. OED har sendt NVEs innstilling på høring til blant annet berørte kommuner og fylkeskommuner. Departementet tar sikte på å fremme en proposisjon til Stortinget i vårsesjonen 2004.

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

EUs vanndirektiv vil legge føringer for norsk vannressursforvaltning. Vannressursloven ga 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, inkludert vannkraftsektoren, og vil få en sentral rolle innenfor de rammer som EUs vanndirektiv dekker. NVE har også ansvar for oppfølgingen av vannressursloven, verneplanutvidelsene, samt effektivisering av konsesjonsbehandlingen.

Energifondet og Enova SF som har vært operativt fra 1. januar 2002 skal på kort og lang sikt bidra til en miljøvennlig omlegging av energibruk og energiproduksjon.

Under behandlingen av St.meld. nr. 9 (2002-2003) (gassmeldingen) fikk Regjeringen i hovedsak tilslutning til sine anbefalinger. Det er bred enighet i Stortinget om at det er nødvendig å støtte utbygging av infrastruktur for naturgass. Stortinget har imidlertid bedt om flere utredninger av hvordan naturgass på ulike måter kan føres frem til aktuelle brukere. Departementet vil presentere resultatene av disse utredningene for Stortinget i løpet av våren 2004.

Inntil den igangsatte utredningsprosessen er fullført har departementet tildelt ansvaret for forvaltingen av støttemidlene til infrastruktur til Enova SF.

For 2004 foreslås det bevilget 19 mill. kroner til infrastruktur for naturgass. Videre foreslås det en tilsagnsfullmakt på 20 mill. kroner.

Det ble i 2002 gitt tilsagn om støtte på 18,7 mill. kroner til Naturgass Vest. Prosjektet omfatter bygging av mottaksanlegg for LNG. Tilsagnet er en oppfølging av tidligere flertallsmerknad fra Stortinget, jf. blant annet Budsjett-innst. S. nr. 9 (2000-2001).

Hydrogen vil bli en viktig energibærer i fremtiden. Hydrogen kan produseres både på grunnlag av fornybare energikilder og fossile brensler og det kan benyttes både som drivstoff i transportsektoren, til storskala kraft- og varmeproduksjon, og til lokal energiproduksjon. Stortinget sluttet seg til Regjeringens ønske om økt satsing på hydrogen som energibærer i Norge. De ba i tillegg om at det ble opprettet et bredt sammensatt hydrogenutvalg. Et slik utvalg ble nedsatt i statsråd 20. juni 2003. Utvalget skal ha som mandat å formulere nasjonale mål og nødvendige tiltak for å utvikle hydrogen som energibærer og virkemiddel for innenlands verdiskaping og bedre miljø. Utvalget skal fremme forslag til videre satsing på hydrogen som energibærere gjennom utforming av et nasjonalt hydrogenprogram. Utvalget skal legge frem en offentlig utredning senest 1. juni 2004.

Satsingen på gasskraftverk med CO₂-håndtering er et hovedelement i Regjeringens energipolitikk. Realisering av slike gasskraftverk vil være fornuftig bruk av naturgassressursene våre, og et viktig element i arbeidet med å sikre en sikker energiforsyning. Regjeringen vil følge opp Stortingets behandling av gassmeldingen, og vil blant annet etablere et innovasjonsselskap for miljøvennlige gassteknologier i Grenland. Regjeringen vil videre prioritere forskning og utvikling på feltet, og støtte et eventuelt pilotprosjekt dersom dette vurderes som hensiktsmessig. Når det foreligger en konkret prosjektsøknad som Regjeringen ønsker å støtte, vil Regjeringen fremme forslag om bevilgning til å gjennomføre et slikt prosjekt. Det tas sikte på å kunne gi investeringsstøtte til gasskraftverk med CO₂-håndtering fra 2006.

Ved behandlingen av gassmeldingen ga Stortinget støtte til Regjeringens vurdering av et pliktig grønt sertifikatmarked, og ba Regjeringen ta initiativ til, fortrinnsvis et felles norsk/svensk pliktig grønt sertifikatmarked som eventuelt kan samordnes med et internasjonalt sertifikatmarked. Det er satt i gang en dialog med svenske myndigheter om et samarbeid. Regjeringen tar sikte på å gi en konkret tilbakemelding om dette til Stortinget senest våren 2004.

Regjeringen forbereder å implementere EUs direktiv 2001/77/EF om fremme av fornybare elektrisitetskilder. Dette innbærer å, i samråd med EU-kommisjonen, sette et indikativt mål for andelen fornybar energi i Norge i 2010, etablere et nasjonalt rapporteringssystem og etablere et system for å utstede opprinnelsesgarantier.

Regjeringen har trukket fram 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» (EMBa). Programmet har som et 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.

OED har startet arbeidet med innføring av miljøledelse i driften av departementet. For OED gjelder dette å fokusere på miljøgevinster ved energibruk, innkjøp, transport og avfallshåndtering.

6 Vurdering av opprettelse av en garantiordning for utbygging av vannbåren varme

Det vises til at Stortinget i forbindelse med behandlingen av gassmeldingen, fattet følgende anmodningsvedtak, jf. Innst. S. nr. 167 (2002-2003):

«Stortinget ber Regjeringen vurdere opprettelsen av en garantiordning for utbygging av vannbåren varme i forbindelse med budsjettet for 2004.»

Utbygging av vannbåren varme, i denne sammenhengen fjernvarmeanlegg, er preget av lav lønnsomhet og stor usikkerhet. Økonomisk støtte er derfor nødvendig for å realisere mange anlegg. Siden 1997 har energimyndighetene støttet utbyggingen av miljøvennlig varme med 80-100 mill. kroner pr. år. Pr. 2002 har det resultert i en forventet økning i levert varmeenergi på om lag 1,3 TWh pr. år. Når det gjelder den videre utviklingen av økonomiske støttetiltak for vannbåren varme, vil Regjeringen i første omgang utnytte de mulighetene som finnes innen rammene av Energifondet og Enova. Det vises her til at Enova er gitt stor frihet til selv å velge sine virkemidler, samtidig som det er satt strenge resultatmål og krav til rapportering av oppnådde resultater. Våren 2003 la Enova fram en studie av det norske varmemarkedet og barrierene for utbygging av vannbåren varme, Varmestudien 2003. Denne studien vil nå bli lagt til grunn for Enova sin videre utvikling av virkemidlene rettet mot vannbåren varme. Den samlede satsingen gjennom Energifondet og Enova vil være gjenstand for en helhetlig evaluering i 2006.

I en videre vurdering av nye virkemidler for vannbåren varme, herunder garantier, er det viktig å legge til grunn at virkemidlene skal føre til varig økning i utbyggingen av vannbåren varme. Foruten å gi tilstrekkelig lønnsomhet må tiltakene bidra til å redusere de mest betydningsfulle usikkerhetsfaktorene. Enova sin varmestudie viser at prisen på fornybar varme i hovedsak er definert av avstanden mellom varmesentral og varmekundene, tetthet av varmekunder, tilgang på energibærer/-kilde, samt prisnivået på alternativene el og olje (alternativ energipris). Videre viser sensitivitetsanalyser som illustrerer hvilke faktorer som påvirker lønnsomheten til nyinvesteringer i ulike typer varmeanlegg, at alternativ energipris er den altoverveiende viktigste faktoren. I tillegg er driftstiden, det vil si kapasitetsutnyttelsen avgjørende. For avfallsanlegg som leverer varme, er prisen for avfall omtrent like avgjørende som prisen for varme. Lønnsomheten er også følsom i forhold til endringer investeringskostnader for produksjonsanlegg og infrastruktur.

Så sent som i 2002 la Regjeringen fram en strategi for utbygging av vannbåren varme. Her ble det vist til en rekke tiltak, både økonomiske og regulatoriske, som vil bidra til utbygging av vannbåren varme. I denne forbindelse vises det også til at Planlovutvalget i sin innstilling, (NOU 2003:14), foreslår at kommunen skal få større mulighet til blant annet å pålegge utbygging av vannbåren varme i forbindelse med plansaker. Dette er et vesentlig tiltak som Regjeringen nå er i ferd med å vurdere nærmere.

Det vises også til at Stortinget har bedt Regjeringen legge fram et forslag til et pliktig sertifikatmarked for grønn el innen våren 2004, jf. Innst. S. nr. 167 (2002-2003). En eventuell innføring av et slikt marked vil innebære en betydelig omlegging i virkemiddelstrategien knyttet til energiomleggingen. Regjeringen ser at en i den forbindelse også kan ha behovet for å vurdere rammene for satsingen på vannbåren varme, og at eventuelle videre vurdering av ulike nye støttetiltak bør ses i den forbindelse.

Nærmere om bruk av garantier som virkemiddel

En garantiordning vil ha betydning for de prosjekter der eierne ikke er i stand til å stille tilstrekkelig finansiell sikkerhet for nødvendige lån. En del av energiverkene og oljeselskapene har alene eller sammen med andre aktører etablert egne selskaper for å satse i varmemarkedet. De største fjernvarmeselskapene er eid av energiverkene i de store byene. En del bioenergi- og avfallsforbrenningsselskaper har en mer sammensatt eierstruktur, hvor også kommuner er med. De store og etablerte aktørene i fjernvarmemarkedet bør ha forutsetninger for selv å stille sikkerhet for nødvendige lån. En eventuell garantiordning vil derfor kun være et aktuelt virkemiddel overfor et begrenset utvalg aktører, først og fremst nyetablerte og mindre aktører med begrenset finansiell styrke.

Generelt vil statlige garantier bidra til å redusere den finansielle usikkerheten for aktuelle långivere og dermed de finansielle kostnadene for utbyggerne. En statsgaranti vil imidlertid ikke bidra til å redusere usikkerheten knyttet til framtidig utbygningstakt, driftskostnader, energipris og inntektsgrunnlag, og vil i så måte ikke ha noen effekt på lønnsomheten utover for eksempel økt investeringsstøtte.

Foruten å gi incentiver til i utgangspunktet effektive investeringer bør støtteordninger generelt, herunder garantiordninger, gi incentivene til effektiv drift. Under dagens regime med investeringsstøtte er dette ivaretatt ved at utbyggerne selv må stå til ansvar for eventuelle økte kostnader eller reduserte inntekter som følge av driften. Bruk av garantier kan imidlertid bidra til å svekke incentivene til effektiv drift hos eierne ved at risikoen for konkurs og tap av eiernes egenkapital reduseres.

Å innføre nye økonomiske virkemidler for økt bruk av vannbåren varme, i dette tilfellet en garantiordning, må ses i sammenheng med det øvrige virkemiddelapparatet for energiomleggingen. I forbindelse med opprettelsen av Energifondet og Enova SF, Ot.prp. nr. 35 (2000-2001), påpekte Stortinget at det tidligere enøk-arbeidet og de ulike aktivitetene var svært fragmenterte og ressurskrevende, og at det var vanskelig å måle resultatene og evaluere arbeidet, jf. Innst. O. nr. 59 (2000-2001). Videre ble det i fra Stortinget satt som krav at omleggingen skulle føre til en mer markedsorientert virkemiddelbruk.

Gjennom opprettelsen av Energifondet og Enova SF har en sikret en enhetlig tilnærming, der økonomisk støtte til ulike tiltak ses i sammenheng slik at de mest effektive tiltakene uavhengig av teknologi blir prioritert. Det vises her til at Enova jobber med en felles metode/referanseramme for å kunne vurdere ulike tiltak og prosjekter innen energiomleggingen opp mot hverandre. Å opprette en egen garantiordning for investeringer i vannbåren varme, som i henhold til bevilgningsreglementet vil kreve egne budsjettvedtak, synes derfor ikke å være i tråd med de generelle kriterier som Stortinget har satt for arbeidet med energiomleggingen.

Foruten at en egen garantiordning vanskelig vil kunne vurderes opp i mot bevilgningen til Energifondet, vil den i seg selv kunne utløse vesentlige bevilgningsbehov. I første omgang vil en slik ordning kreve betydelige garantifullmakter, da det er store investeringer som skal utløses. I løpet av de senere årene er det gitt om lag 100 mill. kroner pr. år i investeringsstøtte til varmeanlegg. En støtteandel på ca. 15 pst. innebærer at en har utløst investeringer i størrelsesordene 650 til 700 mill. kroner pr. år. Om Staten eventuelt skulle garantere for halve investeringsbeløpet ville det medføre at det måtte gis nye årlige garantirammer på 325 til 350 mill. kroner pr. år. I og med at det har vist seg at slike fjernvarmeprosjekter er beheftet med stor usikkerhet vil også de årlige avsetningene for å dekke mulige tap bli betydelige. Det vises her til at om lag 20 pst. av de varmeanleggene som til nå har mottatt investeringsstøtte ikke er blitt realisert som forutsatt. Videre må det tas i betraktning hvor følsomme resultatene vil være i forhold til eventuelle endringer i de årlige garantifullmaktene og bevilgningene. I den forbindelse vises det til at Stortinget i Innst. O. nr. 59 (2000-2001) påpekte betydningen av mer forutsigbare og stabile finansielle rammer for arbeidet med energiomlegging.

En garantiordning vil kunne medføre betydelige administrative konsekvenser uavhengig av størrelse. Økonomireglementet for staten stiller omfattende krav til forvaltningen av slike ordninger. Kravene er også vesentlig forskjellig fra de som gjelder for Energifondet og de øvrige støtteordningene. I denne sammenheng vises det til at Stortinget i forbindelse med omorganiseringen av arbeidet med energiomleggingen forutsatte at det ikke skulle bygges opp et stort byråkrati, jf. Innst. O. nr. 59 (2000-2001).

Ut i fra de vurderinger som er gjort anser ikke Regjeringen en garantiordning som et effektivt virkemiddel for økt utbygging av vannbåren varme.

7 Strategi for konvertering av oljefyring

7.1 Innledning

I St.meld. nr. 15 (2001-2002) Tilleggsmelding til St.meld. nr. 54 (2000-2001) Norsk klimapolitikk, går Regjeringen inn for å utarbeide en strategi for konvertering fra oljefyring til ny fornybar energi. Regjeringen har som målsetting at bruken av mineraloljer til oppvarming skal reduseres med 25 pst. i den første Kyotoperioden, 2008-2012, sammenlignet med gjennomsnittet for perioden 1996-2000.

En strategi for konvertering av oljefyring må innpasses i en helhetlig energipolitikk. Dette innebærer blant annet at strategien må utformes i lys av de utfordringer og målsettinger som en står overfor i energipolitikken i årene framover. Erfaringer fra kraftsituasjonen vinteren 2002-2003 viser blant annet at den norske kraftforsyningen i dag er svært sårbar for perioder med mindre nedbør enn normalt. I tillegg til de siste års reduserte investeringer i kraftforsyningen, har dette sin bakgrunn i en mer langsiktig utvikling på forbrukssiden. Elektrisitetsforbruket har økt samtidig som bruk av andre energikilder som for eksempel olje har blitt redusert. I dag har et stort antall, om lag 18 pst., av husholdninger strøm som eneste oppvarmingsalternativ, og fleksibiliteten på forbrukssiden er redusert.

For å kunne redusere bruken av fyringsolje er en avhengig av å ha alternativer å konvertere til, eller effektiviseringsmuligheter. Samtidig er det viktig å unngå at redusert bruk av fyringsolje fører til økt bruk av elektrisitet og redusert fleksibilitet i energimarkedet. I strategien for konvertering av oljefyring vil derfor tilgang på alternative brensel og ny oppvarmingsteknologi stå sentralt.

7.2 Nærmere om bruken av fyringsolje

Det totale forbruket av oljeprodukter til stasjonære formål tilsvarte 43 PJ nyttiggjort energi (eller 12,2 TWh) i 2002. I hovedsak brukes olje til oppvarming av bygninger og tappevann, og til produksjon av varme til ulike formål i industrien og annen virksomhet. Figur 7.1 viser forbruket av fyringsolje fordelt på ulike kjøpergrupper. Figuren viser at det brukes om lag like mye olje til oppvarming av bygninger som i industrien.

Kilde: Norsk petroleumsinstitutt, SSB

Figur 7.2 angir historisk utvikling i forbruk (salg) av fyringsolje til stasjonære formål, målt i millioner liter. Som det fremgår av figuren har det vært en nedgang i forbruket fram til 1990. Etter dette har forbruket flatet ut.

Kilde: Norsk petroleumsinstitutt

Salget av olje til stasjonær forbrenning fordeler seg på produktene fyringsparafin, lett fyringsolje, spesialdestillat og tungolje. Forskjellen er knyttet til tetthet og svovelinnhold. Som det fremgår av figur 7.2 er det bruken av de mest svovelholdige produktene som har hatt størst reduksjon. Svovelinnholdet i de fleste oljeproduktene er samtidig sterkt redusert. Dette reflekteres ved at gjennomsnittlig svovelinnhold i fyringsolje i 1998 bare var 27 pst. av nivået i 1980.

Fyringsparafin benyttes i hovedsak i kaminer i private hjem. Lett fyringsolje benyttes både i mindre anlegg i private hjem og i større anlegg i næringsbygg og industrien. Det alt vesentlige av forbruket av lett fyringsolje skjer i anlegg tilknyttet vannbåren varme. Andelen husholdninger med tilgang til oppvarmingssystemer basert på oljeprodukter har falt betydelig de seneste årene og denne utviklingen synes å fortsette. Tunge fyringsoljer med et høyere svovelinnhold har lavere pris enn lette fyringsoljer, og benyttes i større forbrenningsanlegg med høyere krav til rensing av utslipp. Disse anleggene bruker oljen til å produsere varmtvann/damp. Virkningsgraden for parafin- og oljefyringsanlegg varierer mellom gamle og nye anlegg. For eksisterende anlegg ligger gjennomsnittlig virkningsgrad på rundt 80 pst. For nye anlegg kan virkningsgraden komme helt opp mot 95 pst.

Olje bidrar i dagens situasjon til mer fleksibilitet i det norske energisystemet, og kan lette tilpasningene ved forbrukstopper og i tørrår med lav elektrisitetsproduksjon. Tall fra sist vinter viser at samtidig som en hadde en nedgang i forbruket i elektrisitet på 2,8 TWh i første kvartal 2003 sammenlignet med 2002, så var det en økning i bruken av oljeprodukter til stasjonært formål med 204 mill. liter, om lag 2 TWh, i den samme perioden. Dette viser hvilken betydning olje har for å opprettholde forsyningssikkerheten.

I anlegg som har kombinerte olje- og el-kjeler er det mulig å raskt skifte mellom ulike energibærere avhengig av hvilken energibærer som til enhver tid er rimeligst. Dersom en har elektrokjel med brenselsfyrt reserve, kan en kreve lavere overføringstariff i det lokale nettet. Dette forplikter kunden til å bytte fra bruk av el-kjel til oljekjel dersom det oppstår kapasitetsproblemer i nettet. En er imidlertid ikke forpliktet til å gå over til olje ved knapphet på kraft og høye kraftpriser. Oljebasert oppvarming er for en stor del knyttet til vannbårne oppvarmingssystemer. Slike systemer legger til rette for å kunne ta i bruk fornybare energikilder, varmepumper og spillvarme. Det er avgjørende både for forsyningssikkerheten og utviklingen av markedet for alternativ brensel at en reduksjon i bruken av fyringsolje ikke fører til en utfasing av eksisterende vannbårne varmeanlegg.

7.3 Nærmere om det norske varmemarkedet

Oppvarming av bygninger

Den totale bygningsmassen i Norge er på om lag 330 mill. m², hvorav om lag 212 mill. m² er boliger og om lag 118 mill. m² er næringsbygg. Om lag 63 pst. av energibruken i boliger går til romoppvarming og varmt tappevann, tilsvarende tall for næringsbygg er 51 pst. Det norske varmemarkedet skiller seg fra det i våre naboland på grunn av den høye andelen elektrisk oppvarming. Av en total energibruk til oppvarming på om lag 47,5 TWh pr. år utgjør elektrisitet 33 TWh, det vil si 70 pst. I Sverige og Danmark dekker elektrisitet henholdsvis 26 og 6 pst. av boligoppvarmingen. De resterende 30 pst. av energien brukt til oppvarming i Norge dekkes i hovedsak av olje og ved.

Kilde: Bygningsnettverkets energistatistikk årsrapport 2001

Muligheten til å benytte ulike energibærere til oppvarming avhenger av tilgangen på ulikt oppvarmingsutstyr.

Kilde: SSB og NVE

Installasjon av vannbåren varme i bygg er en forutsetning for å kunne benytte alternative oppvarmingskilder i sentralfyranlegg eller å kunne koble seg til fjernvarme. Tabell 7.1 viser at andelen vannbåren gulvvarme i eneboliger har vært sterkt økende de siste årene. Tall fra vvs-bransjen viser for øvrig at om lag 90 pst. av anleggene benytter el som eneste oppvarmingskilde.

Tall for flerbolighus viser også en økning i andelen vannbåren varme, selv om veksten ikke er like sterk som for eneboliger. For næringsbygg viser tallene en moderat økende tendens for vannbåren varme.

Industri

Innen industri og bergverk brukes det betydelige mengder varme. Av en total energibruk på om lag 80 TWh pr. år, utgjør gass, flytende og fast brensel, damp og fjernvarme om lag 31 TWh. Av dette utgjør om lag 6,6 TWh oljeprodukter, 4,3 TWh gass, 7 TWh bioenergi og avfall, 4,1 TWh damp, fjernvarme og energigjenvinning, 1,4 TWh fast fossilt brensel og 7 TWh annen egentilvirket og kjøpt energi. De største varmebrukerne finnes innen treforedlings- og næringsmiddelindustrien.

7.4 En strategi for konverteringen av fyringsolje

Regjeringen har som målsetting at bruken av mineraloljer til oppvarming skal reduseres med 25 pst. i den første Kyotoperioden, 2008-2012, sammenlignet med gjennomsnittet for perioden 1996-2000. Regjeringen legger opp til at strategien for konvertering av oljefyring inngår som en del av den helhetlige energipolitikken. Dette innebærer at det samlede hensynet til forsyningssikkerhet, fleksibilitet, miljø- og klimahensyn vil legge premisser på konverteringen fra olje. Et viktig premiss for konverteringsstrategien er for det første at det bygges opp tilstrekkelige kunnskaper om varmemarkedet til at det kan utformes effektive tiltak. For å unngå en overgang til elektrisitet som kan øke sårbarheten i kraftforsyningen, er det for det andre viktig at konverteringen skjer ved hjelp av effektivisering og tilgang på alternative energikilder. Satsingen på en miljøvennlig omlegging av energibruk og energiproduksjon og landbrukets satsing på produksjon av bioenergi, er eksisterende tiltak som allerede bidrar til redusert oljefyring. Ettersom kunnskapen om varmemarkedet øker og en ser betydningen av allerede igangsatte tiltak vil Regjeringen løpende vurdere mulighetene for å igangsette andre spesifikke tiltak for redusert oljefyring, som samtidig ivaretar de øvrige hensyn i energiforsyningen knyttet til forsyningssikkerhet og effektivitet.

Økt kunnskap om varmemarkedet

En forutsetning for både å kunne vurdere utviklingen på sikt og mulige tiltak, er at en kjenner utgangspunktet og valgmulighetene til de aktuelle aktørene. Det finnes betydelig statistikk som viser produksjon og omsetning av ulike energibærere. Gjennom byggstatistikk og ulike undersøkelser er det tilgjengelig materiale som viser utbredelsen av ulike oppvarmingsteknologier. Det har imidlertid vist seg å være en utfordring å få tilstrekkelig oversikt over hvordan ulike energibærere og ulike oppvarmingsteknologier faktisk utnyttes av den enkelte forbruker.

For at tiltak skal være effektive så må en nå de som i utgangspunktet bruker fyringsolje og som i tillegg har mulighet til å gå over til andre oppvarmingskilder. For eksempel kan et tiltak ha ulike effekter avhengig av hvorvidt det i utgangspunktet er installert alternative oppvarmingsløsninger, eller om slike må installeres i ettertid, noe som ofte må foretas i forbindelse med større ombygginger. Foruten at dette vil påvirke kostnadene, har det også betydning for når en kan forvente å se resultatene av de aktuelle tiltakene.

Ettersom kunnskapen om varmemarkedet øker og en ser resultatene av allerede igangsatte tiltak, vil Regjeringen løpende vurdere mulighetene for å igangsette flere tiltak for redusert oljefyring som samtidig ivaretar de øvrige hensynene i energiforsyningen knyttet til forsyningssikkerhet og effektivitet.

Arbeidet med å forbedre kunnskapsgrunnlaget og det statistiske materialet er allerede påbegynt. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) er som reguleringsmyndighet og overordnet myndighet for energiplanlegging, ansvarlig for å følge opp utviklingen i varmemarkedet, herunder bruken av fyringsolje.

NVE har i forbindelse med oppfølgingen av nettselskapenes tekniske og økonomiske rapportering og den nye forskriften om energiutredninger igangsatt flere tiltak som vil bidra til bedre oversikt over varmemarkedet og bruken av fyringsolje. NVE samarbeider videre med Statistisk sentralbyrå for å utvikle bedre og mer relevant energistatistikk generelt. I løpet av 2003 har NVE startet utviklingen av beregningsmodeller som kan bidra til å analysere utviklingen i bruken av fyringsolje. Dette arbeidet vil bli fulgt opp i 2004.

Energiomleggingen

Økt tilgang av nye fornybare energikilder og ny energiteknologi er en forutsetning for å kunne få en overgang fra konvensjonelle energikilder, som olje, til mer miljøvennlige energiløsninger. Miljøvennlig omlegging av energibruk og energiproduksjon er allerede et viktig satsingsområde for Regjeringen. Energiomleggingens primære mål er å utvikle energimarkedet slik at det er i stand til å levere energiløsninger i tråd med framtidens krav til miljø og effektivitet. Myndighetenes rolle er å være tilrettelegger og pådriver, mens det er markedsaktørene som må stå for utviklingen av nye produkter og tjenester.

For at nye energiløsninger skal kunne tilbys som reelle alternativer i markedet og utfordre etablerte produkter som olje, vil de i mange tilfeller være avhengige av økonomisk støtte. Et viktig tiltak som fremmer nye og alternative energiløsninger er derfor Energifondet og Enova SF. Enovas oppgave er å utvikle markedet for alternative energiløsninger gjennom tildeling av tilskuddsmidler. Utgangspunktet for Enovas virksomhet er å utnytte og spille på markedskreftene. Det vil si at en må la ulike løsninger utfordre hverandre, slik at det skapes sunn konkurranse og motivasjon til nyskaping og kostnadsreduksjon. Målet er å gjøre nye løsninger levedyktige også uten støtte.

Målene for energiomleggingen er tidligere gitt av Stortinget, og er gjentatt i regjeringspartienes Sem-erklæring. Disse målene har Regjeringen fulgt opp gjennom en avtale mellom Enova og Olje- og energidepartementet, som ansvarlig departement for energiomleggingen.

Enovas hovedmål er å utløse energisparing og ny miljøvennlig energiproduksjon på til sammen 10 TWh innen 2010. Som et minimum skal Enova oppfylle Stortingets målsetning om 3 TWh vindkraft og 4 TWh vannbåren varme basert på nye fornybare energikilder, spillvarme og varmepumper innen 2010. I tillegg skal Enova ivareta målet om å begrense energibruken vesentlig mer enn om utviklingen overlates til seg selv. Energisparing er et viktig element i en miljøvennlig energipolitikk.

Omleggingen av energibruken gjennom Enova vil være det viktigste elementet i Regjeringens strategi for oljekonvertering. Fra 1997 til 2002 har støtte gitt via Norges vassdrags- og energidirektorat og Enova utløst en årlig produksjon av vannbåren varme basert på nye fornybare energikilder, spillvarme og varmepumper tilsvarende 1,3 TWh.

Energiomleggingen er et prioritert tiltak og Regjeringen styrker derfor denne satsingen.

Økt tilgang av bioenergi fra landbruket

Konvertering fra bruk av fyringsolje forutsetter økt tilgang på ny fornybar energi. Bioenergi er allerede i dag en betydelig energikilde og vil også utgjøre det mest aktuelle fornybare brenselalternativet i tiden som kommer.

I utgangspunktet finnes det store mengder biomasse som kan utnyttes til biobrensel. Det er imidlertid en utfordring å skaffe til veie nok bioenergi til priser som dagens aktører i energimarked er villige til å betale.

Foruten at det i industrien og husholdningene produseres store mengder restprodukter og avfall som kan utnyttes som bioenergi, er landbruket eiere av store ressurser som kan nyttes til bioenergi.

I Jordbruksavtalen for 2003 ble det avsatt 15 mill. kroner til en satsing på bioenergi over budsjettet til Landbrukets utviklingsfond. Satsingen har som mål å øke tilbudet og bruken av bioenergi fra jord- og skogbruket, og kan videre knyttes til mål om både økt verdiskaping, reduserte klimagassutslipp, bedre avfallshåndtering og oppdekking av landets fremtidige energibehov. Det forutsettes at satsingen legger grunnlaget for forretningsmessige konsepter der landbruket er totalleverandør av bioenergiløsninger.

Det er som et ledd i satsingen utarbeidet et program for økt verdiskaping innen bioenergi fra landbruket. Programmet startet primo 2003 og administreres av SND.

I St.prp. nr. 1 (2003-2004) for Landbruksdepartementet foreslås det å øke satsingen fra 15 til 18 mill. kroner i 2004.

8 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 2002, jf. St.meld. nr. 37 (1998-1999). I redegjørelsen sammenliknes anslag pr. 1. august 2003 med tallmaterialet fra PUD/PAD tidspunktet. Som bakgrunn for redegjørelsen har departementet innhentet opplysninger fra operatørene for prosjekter under utbygging.

Følgende prosjekter på norsk kontinentalsokkel er under utbygging, eller har kommet i produksjon, fra og med august 2002; Valhall Vanninjeksjon, Valhall flanker, Sigyn, Ringhorne, Ringhorne Jurassic, Net 1, Rogass sjørør, Grane, Fram Vest, Oseberg J-struktur, Tune, Vigdis extention, Kvitebjørn og Kvitebjørn oljerør, Snøhvit (inkludert NGL-anlegget), Mikkel, Kollsnes terminalanlegg (NGL-anlegg), Visund gasseksport, Kristin, Bygve og Skirne.

Kostnads- og lønnsomhetsutvikling

Økninger i investeringsnivået på felt under utbygging trenger ikke være negativt. Hvis det høyere investeringsnivået skyldes utnyttelse av ytterligere kommersielle muligheter vil det bidra til økt verdiskaping fra prosjektet og dermed være ønskelig. Samlet for prosjektene under utbygging viser de oppdaterte investeringstallene en økning på om lag 4,3 mrd. faste 2003-kroner i forhold til PUD/PAD tidspunktet.

I beregningene av utviklingen i lønnsomhet 1, er det sett bort fra effekter som skyldes forskjeller i forventede olje-, gass- og NGL-priser i dag og på PUD/PAD tidspunktet. Ser en bort fra prisendringene, er den totale lønnsomheten redusert. Dette skyldes primært økte kostnader.

Under følger en oversikt over kostnads- og lønnsomhetsvurdering for disse prosjektene sammenlignet med PUD/PAD. Alle beløp er i faste 2003-kroner.

Snøhvit er det feltet som har den største endringen i investeringskostnader, med en økning på 5 757 mill. kroner. Olje- og energiministeren orienterte Stortinget om denne kostnadsøkningen 17. desember 2002, og det oppdaterte kostnadsestimatet er uendret siden da. En hovedårsak til økningen var at konsekvensene av å øke NGL-anleggets kapasitet med 30 pst. ble undervurdert. Dette har ført til en betydelig vektøkning for landanlegget. I tillegg økte kostnadene som følge av at ESAs behandling av rammevilkårene førte til utsatt oppstart av anleggsarbeidet. Som følge av økningene i investeringsestimatet er lønnsomheten sterkt redusert.

Kristin har en økning i investeringsanslaget på 347 mill. kroner. Dette skyldes blant annet at elementer som i PUD var budsjettert som driftskostnader nå defineres som investeringer. Økte forsikringspremier forklarer også en del av økningen. Som følge av økte og forserte investeringer, samt redusert produksjonsestimat, er lønnsomheten redusert.

Investeringsestimatet for Mikkel er redusert med 523 mill. kroner i forhold til PUD. Dette skyldes i hovedsak reduserte borekostnader, samt reduksjon i kostnadene for undervannsproduksjonssystemet. Redusert investeringsestimat, sammen med redusert anslag for driftskostnadene, medfører at prosjektets lønnsomhet har økt.

Kvitebjørn har en investeringsøkning på 334 mill. kroner i forhold til revidert PUD (godkjent av Olje- og energidepartementet 12. juni 2001). Dette skyldes økte borekostnader som følge av ny kompletteringsstrategi og økte borelengder, økte kostnader på plattformen og fremskyving av investeringer. Et noe høyere anslag for investeringer og driftskostnader motsvares av økt mengde gass og NGL, slik at lønnsomheten for Kvitebjørn har økt.

For Grane er det en reduksjon i investeringene på 2 017 mill. kroner som følge av endret arbeidsomfang og at kontraktene har blitt billigere enn estimert. Lønnsomheten har økt på grunn av mindre investeringer og fordi man nå har inkludert salg av injeksjonsgassen etter at oljefasen er over. Det er stor usikkerhet knyttet til denne fasen.

For Fram Vest er det en reduksjon i investeringsestimatet på 822 mill. kroner. Både prosjekt og boring har blitt billigere enn forutsatt. Lønnsomheten er derimot redusert. Verdien av lavere investeringer oppveies av lavere estimat for oljeproduksjonen.

For Tune er det kun små justeringer, en økning på 48 mill. kroner, i investeringsestimatet for Tune. (Tallet er etter fratrekk for forsikringsdekning relatert til skade på rørledninger). Lønnsomheten har økt som følge av et økt volum og forlenget produksjonsprofil.

Valhall Flanke har hatt en kostnadsøkning på 421 mill. kroner. Det meste av økningen skyldes økte kostnader til plattform og rør. Noe skyldes også økte kostnader til boring og komplettering. Lønnsomheten er redusert, både som følge av økte investeringer, men også på grunn av justering av produksjonsprognosen.

For Valhall Vanninjeksjon er investeringsøkningen på 2 276 mill. kroner. Det største bidraget til økningen skyldes problemer med pælingen ved installasjon av plattformen. I tillegg kommer økte kostnader til innretninger, boring og komplettering. Økningen i investeringer, sammen med forsinkelse i produksjonen, bidrar til redusert lønnsomhet.

Investeringsanslaget for Byggve og Skirne har økt med 230 mill. kroner. Hovedårsaken er økning i estimatene for oppkobling til Heimdal og at kontraktsestimatene var for lave. Lønnsomheten er redusert som følge av høyere investeringer.

Ringhorne har en reduksjon i investeringsestimatet på 736 mill. kroner. Det skyldes hovedsakelig innføring av delvis prosessering på plattformen med resulterende forenkling av plattform og tilknytningssystemer, samt færre havbunnskompletterte brønner. Lønnsomheten for prosjektet har økt.

Visund gasseksport har kun en liten endring i investeringsestimatet, med en økning på 20 mill. kroner, lønnsomheten har derimot økt en del som følge av redusert anslag for driftskostnadene.

For Kollsnes NGL-anlegg er investeringsestimatet redusert med 359 mill. kroner. Reduksjoner skyldes i hovedsak at inngått hovedkontrakt ble lavere enn budsjettert. Lønnsomheten har økt som følge av reduksjonen i investeringer, samt at mer gass nå er inkludert.

NET 1, som er en utvidelse av gassanlegget på Kårstø, viser en reduksjon i investeringsestimatet på 357 mill. kroner. Reduksjonen skyldes mindre tekniske justeringer og at kontraktene har kommet inn lavere en estimert. Dette, sammen med høyere inntektsanslag, medfører en økning i lønnsomheten.

For Oseberg J-struktur, Sigyn, Ringhorne Jurassic, Vigdis extention, Kvitebjørn oljerør og Rogass sjørør er endringene i investeringsomfang og lønnsomhet så små at det ikke blir gitt noen nærmere gjennomgang her.

9 Omtale av Stortingets anmodningsvedtak nr. 550 i forbindelse med Saudasaken

AS Saudafaldene fikk konsesjon for fortsatt regulering av Storelvvassdraget og videre kraftutbygging i Saudafjellene ved Kronsprinsregentens resolusjon 1. august 2003. Vilkårene for konsesjonen var i samsvar med forslaget i St.prp. nr. 55 (2002-2003) som Stortinget sluttet seg til, jf. Innst. S. nr. 274 (2002-2003).

Stortinget anmodet gjennom vedtak nr. 550 om at Regjeringen skal vurdere etablering av næringsfond for Sauda og Odda i forbindelse med Saudautbyggingen, og at en kom tilbake til dette i statsbudsjettet for 2004.

I og med at det er gitt konsesjon til utbyggingen er det ikke rettslig adgang til å pålegge Saudafaldene ytterligere forpliktelser i forbindelse med statsbudsjettet for 2004.

Næringsfond skal gi kommunene kompensasjon for påførte ulemper, samt en andel av verdiskapingen. Fondets størrelse skal være tilpasset omfanget av påførte ulemper, samt økonomien i utbyggingsprosjektet. Ulempene for kommunene blir i dette tilfellet mindre, og det følger derfor at dette må gjenspeiles i de økonomiske ytelser kommunene vil motta. I foreliggende sak er prosjektet om lag halvert i forhold til søknaden, og avtalen mellom partene som blant annet regulerer størrelsen på næringsfondet, hadde en klausul om en reduksjon av fondets størrelse dersom konsesjonsmyndigheten gikk inn for en mindre utbyggingsløsning.

Olje- og energidepartementet er av den oppfatning at det vil være i strid med gjeldende retningslinjer å gi kompensasjon fra statens side for en redusert utbygging i Sauda. En slik ordning kan også få betydelige konsekvenser for behandlingen av fremtidige konsesjonssøknader. Det vises til at tidligere ordning fra 1973 med en kompensasjon til kommuner for ikke-utbygging av vassdrag er avviklet. Olje- og energidepartementet kan ikke se at det her foreligger særlige omstendigheter som gir grunnlag for statlig næringsfond til kommunene Sauda og Odda.

10 Samlet gjennomgang av kraftskattereglene og de konsesjonsbaserte ordningene

Vannkraftsektoren er underlagt særskilte skatteregler og konsesjonsbaserte ordninger, blant annet konsesjonsavgift og konsesjonskraft. De konsesjonsbaserte ordningene og skattereglene for kraftnæringen skal ivareta en rekke ulike hensyn, både i forhold til kommunenes inntekter og de samlede rammebetingelsene for kraftnæringen. Blant annet skal reglene sikre at en stor del av grunnrenten i vannkraftproduksjon skal tilfalle det offentlige, herunder kraftkommunene, samt sikre effektiv ressursutnyttelse i vannkraftsektoren. Deler av regelverket er komplisert, og det har derfor vært grunn til å vurdere forenklinger på enkelte områder. I statsbudsjettet for 2003 varslet Regjeringen at Olje- og energidepartementet og Finansdepartementet skulle foreta en samlet vurdering av enkelte sider ved de konsesjonsbaserte ordningene og kraftskattesystemet, jf. St.prp. nr. 1 (2002-2003) for Olje- og energidepartementet og Ot.prp. nr. 1 (2002-2003) for Finansdepartementet.

Foranledningen for dette er at departementene hver for seg arbeider med en rekke enkeltsaker som berører kraftnæringen. Flere av disse sakene kan ha konsekvenser for både kommunene, staten og selskapene. På denne bakgrunn er det en klar fordel om de ulike sakene ses i sammenheng slik at man unngår uheldige og utilsiktede virkninger for kraftnæringen, kraftkommunene og staten. I tråd med omtalen i statsbudsjettet 2003, har departementene lagt til grunn at endringer i de konsesjonsbaserte reglene og skattereglene for kraftnæringen skal skje innenfor en om lag provenynøytral ramme, både for kraftselskapene, kommunene og staten.

Departementene sendte ut et felles høringsnotat 3. juni 2003. Høringsnotatet inneholdt enkelte konkrete forslag, i tillegg til en omtale av saker som departementene hadde til vurdering, samt en omtale av øvrige saker som generelt berører endringer av rammevilkårene for kraftsektoren.

I det følgende omtales i korthet de endringer som foreslås og de konsekvensene forslagene har for energipolitikken. I tillegg gis en omtale av enkelte problemstillinger og forestående endringer som vedrører konsesjonsregelverket og de konsesjonsbaserte ordningene. For en nærmere omtale av endringer i kraftskattereglene og provenyvirkninger, vises det til St.prp. nr. 1 (2003-2004) Skatte-, avgifts- og tollvedtak. De konkrete forslag til lovvedtak for endringer i skattereglene fremgår av Ot.prp. nr. 1 (2003-2004) Skatte og avgiftsopplegget 2004 - lovendringer.

Følgende forslag vil være forenklende for kraftselskaper og myndigheter:

• Det innføres sentral ligning av kraftforetak som driver produksjon av vannkraft

• Det innføres ikke kommunal klagerett over og innsynsrett i ligningsmyndighetenes fastsettelse av eiendomsskattegrunnlag og kommunefordeling

• Skatteloven §§ 18-2 og 18-3 presiseres i forhold til hvem som er skattesubjekt for grunnrenteskatt og naturressursskatt

• Nedre grense for fatsettelse av grunnrenteinntekt og naturressursskatt heves fra 1 500 til 5 500 kVA.

I forhold strukturutvikling og finansieringsmuligheter er det spesielt to endringer som er sentrale. Det er foreslått å oppheve gevinstbeskatningen ved salg av kraftverk og erstatte det med et system med skattemessig kontinuitet. Dette vil innebære at salg av aksjer og salg av aktiva blir behandlet likt skattemessig. Denne endringen legger til rette for at omstruktureringen i bransjen ikke styres av skattemessige hensyn. I tillegg foreslås en oppheving av gjeldsbegrensningsregelen for offentlig eide kraftanlegg. Dette gir offentlig eide kraftselskap større muligheter til å finansiere investeringer, f.eks. oppkjøp og utbygginger, gjennom låneopptak. Opphevingen av gjeldsbegrensningsregelen kan dermed legge til rette for at offentlige verk i større grad kan delta aktivt i omstruktureringen i bransjen og i oppgraderingen og videreutviklingen av produksjonskapasiteten.

Kraftsituasjonen i vinter viser at vi trenger å styrke krafttilgangen. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har anslått at det finnes nær 250 prosjekter under definisjonen opprusting/ utvidelse og potensialet for disse utgjør nærmere 12 TWh. Det er derfor foreslått endringer som kan bedre investeringsinsentivene. Det er foreslått enkelte endringer i grunnlaget for fastsettelse av eiendomsskatten. Minimumsverdien i eiendomsskattegrunnlaget foreslås redusert fra 1,1 til 0,8 kr/kWh. I tillegg legges det frem forslag om å innføre en maksimumsverdi i eiendomsskattegrunnlaget på 2,5 kr/kWh. Skattemessig levetid for elektroteknisk utrustning i fastsettelsen av fradraget for fremtidige utskiftningskostnader reduseres fra 38 til 30 år.

I den samlede gjennomgangen ble endringer i utformingen av grunnrenteskatten med sikte på å forbedre grunnrenteskattens nøytralitetsegenskaper vurdert. Finansdepartementet tar sikte på å komme tilbake til Stortinget med en nærmere vurdering i budsjettet for 2005.

Regjeringen ønsker å legge til rette for utbygging av småskala vannkraft for å stimulere til lokal verdiskaping og akseptable kraftpriser. Det er derfor foreslått og gjennomført flere endringer for å lette saksgangen og øke lønnsomheten for slike utbygginger.

Det foreslås å heve nedre grense for fastsettelse av grunnrenteinntekt og naturressursskatt fra 1 500 til 5 500 kVA. Dette betyr at kraftverk med installert effekt opptil om lag 5 MW ikke lignes for disse skatteartene.

I 2002 ble NVE delegert kompetanse til å fatte vedtak for utbygginger med installert effekt opp til 5 MW, forutsatt at tiltakene bare behandles etter vannressursloven. Dette gjør saksbehandlingen i saker om utbygging av småkraftverk mer effektiv.

29. november 2002 ble forslag til endringer i industrikonsesjonsloven og vassdragsreguleringsloven sendt på høring. Der ble det blant annet foreslått å heve grensen for konsesjonsplikt etter industrikonsesjonsloven § 1 fra 1 000 til 4 000 naturhestekrefter. Den nye grensen tilsvarer om lag 5 MW installert effekt. Høringsinstansene har i stor grad vært positive til dette forslaget. Olje- og energidepartementet vil fremme lovforslag om heving av konsesjonsgrensen for Stortinget i løpet av stortingssesjonen 2003/2004.

I høringsnotatet av 3. juni i år ble det omtalt enkelte andre mulige endringer og forenklinger i ordninger som er fastsatt gjennom konsesjonsregelverket.

Stortingsvedtak nr. 161 av (2002-2003) besluttet at overskuddsbaserte skatter skal tas ut av beregningsgrunnlaget for konsesjonskraftprisen, jf. Innst. S. nr. 50 (2002-2003). Olje- og energidepartementet har i vedtak av 7. april 2003 endret retningslinjene som gjelder skatter og kapitalavkastning for fastsettelse av konsesjonskraftprisen. Endringene har virkning fra 1. januar 2003.

I 2001 ble det nedsatt et partssammensatt utvalg som skulle se nærmere på metodikken ved fastsettelse av beregningsgrunnlaget for konsesjonsavgifter og konsesjonskraft. Målsettingen for utvalget var å utarbeide et forbedret system for beregning og fordeling av konsesjonskraft- og avgifter. Det nye regelverket skulle være enklere, rettferdig og forståelig for alle berørte parter. Utvalget mener å ha funnet frem til en metode som ligger nær opp til det totaleberegningsgrunnlag som i dag benyttes, og som heller ikke antas å gi uakseptable enkeltutslag. Utvalgets innstilling ble sendt på høring 3. februar 2003 med frist 25. april 2003. Departementet tar sikte på å fremme forslag om endringer i beregningsgrunnlaget for konsesjonskraft og -avgifter sammen med forslag om heving av konsesjonsgrensen. Det tas sikte på å fremme en samlet proposisjon for Stortinget i løpet av stortingssesjonen 2003/2004.

I høringsnotatet av 3. juni i år ble en mulig harmonisert konsesjonskraftpris omtalt. I dag følger konsesjonskraftprisen to historiske regimer, før og etter lovendringen i 1959. For konsesjoner gitt før 1959 blir konsesjonskraftprisen beregnet som produksjonsomkostningene etter en gitt metode for hvert enkelt kraftverk. For konsesjoner gitt etter 1959 er hovedregelen at konsesjonskraftprisen blir fastsatt av Olje- og energidepartementet hvert år til selvkost for et representativt utvalg kraftverk. En eventuell harmonisering kan innebære en betydelig forenkling, bidra til inntektsutjevning mellom kraftkommunene og gi økt forutsigbarhet. Foreløpige beregninger viser at de to prisregimene kan harmoniseres uten at inntektsfordelingen mellom kraftselskapene og kraftkommunene som grupper endres stort. Det kan imidlertid gi utslag av gevinst eller tap for de enkelte kommuner og konsesjonærer. Høringsuttalelsene stiller seg stort sett positive til den forenklingen en harmonisert pris kan innebære. Det er imidlertid uttrykt noe skepsis i forhold til eventuelle negative utslag en slik endring kan gi. Det kan blant annet skyldes at en harmonisert konsesjonskraftpris isolert sett kan bidra til å svekke lønnsomheten av å ruste opp eldre kraftverk. Departementet ønsker imidlertid å vurdere dette nærmere. Det kan være aktuelt å foreslå slike forenklinger dersom det kan avbøtes med samtidige tiltak for å forbedre investeringsinsentivene.

I høringsnotatet ble det også omtalt enkelte mindre endringer og oppdateringer av regelverket for konsesjonskraft, basert på forslag fra NVE. Regelverket er til dels vanskelig å administrere. Departementet ønsker å vurdere virkningene av disse forenklingene nærmere. Eventuelle endringer vil bli fremmet samlet i en proposisjon for Stortinget i løpet av stortingssesjonen 2003/2004.