Del 3
Andre saker

6 Prosjekter under utbygging

Olje- og energidepartementet gir en gang per 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 der prosjektene fortsatt er under utbygging eller har kommet i produksjon etter 1. august året før, jf. St.meld. nr. 37 (1998-1999). I redegjørelsen sammenlignes anslag per 15. juli 2005 med tallmateriale fra PUD/PAD tidspunktet. Som bakgrunn for redegjørelsen har departementet innhentet opplysninger fra operatøren for de enkelte prosjektene.

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 prosjekter og vil dermed være ønskelig. Samlet viser de oppdaterte investeringstallene en økning på om lag 19,4 mrd. 2005-kroner i forhold til PUD/PAD tidspunktet, jf. tabell 6.1. Snøhvit står for det vesentlige av økningen. I beregningene av utvikling 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 prisendringer er den totale lønnsomheten redusert. Dette skyldes i all hovedsak Snøhvit og Kristin.

For Oseberg J-struktur er det en økning i investeringene på 352 mill. kroner i forhold til PUD, dette er hovedsakelig grunnet økte borekostnader. Sammen med reduserte volum og utsatt produksjonsstart gir dette en reduksjon i nåverdi.

Investeringsanslagene på Ormen Lange er redusert med 1 678 mill. kroner som følge av at Langeled har blitt billigere enn estimert. Som følge av lavere investeringer er lønnsomheten økt.

Kvitebjørn har en økning i investeringsanslaget på 426 mill. kroner i forhold til revidert PUD. Dette skyldes spesielt økte borekostnader med ny kompletteringsstrategi og økte borelengder, samt økte kostnader på plattformen. I tillegg har en fremskynding av investeringene en effekt. Nåverdianslaget for Kvitebjørn er høyere enn ved PUD, noe som forklares ved høyere olje-, gass- og NGL-mengder.

Investeringsestimatet for Kvitebjørn oljerør er redusert med 200 mill. kroner, blant annet på grunn av redusert arbeidsomfang og lavere materialforbruk. Oljerøret var ferdig installert 11. mai 2004.

For Kristin er investeringsanslaget økt med 3 610 mill. kroner. Økningen skyldes i hovedsak endring av borestrategien som innebærer boring av lange horisontale brønner under svært høyt trykk og temperatur. Dette medfører at boringen tar lengre tid og blir dyrere enn opprinnelig planlagt. I tillegg har forsinkelser i leveranser og dårlig vær i vinter redusert effektiviteten i bore- og kompletteringsoperasjonene. Det er også en økning på plattformen og undervannsanlegget. Lønnsomheten er redusert som følge av det økte investeringsestimatet og at platånivået for produksjon nås seinere. I tillegg er volumene noe redusert.

Kep 2005, som skal gjøre Kårstø i stand til å prosessere gass fra Kristin, har en reduksjon i investeringene på 1 622 mill. kroner. Dette skyldes at kontraktene har kommet inn billigere enn estimert, i tillegg er estimatet for usikkerhet redusert etter hvert som prosjektet er modnet. For deler av prosjektet er lønnsomheten regulert til 7 pst. av realinvesteringene, for de andre delene av prosjektet er det en økning i lønnsomheten.

Blane har en økning på 220 mill. kroner, største delen av økningen skyldes økte kostnader til subsea-arbeid. Lønnsomheten er også litt redusert som følge av dette.

For Urd, Enoch, Oseberg Vestflanken, Alvheim, Vilje, Fram Øst, Njord gasseksport, Volve, Statfjord senfase, Skinfaks/Rimfaks IOR, Visund gass, Tampen Link, Ekofisk Vekst og Kollsnes NGL er endringene i investeringsomfang så små at det ikke blir gitt noen nærmere gjennomgang her.

Kostnadsutvikling i Snøhvit-prosjektet

Statoil har gjort en ny gjennomgang av Snøhvitprosjektets fremdrift. Gjennomgangen viser ytterligere kostnadsøkninger og forsinkelser på Snøhvit. Den oppdaterte kostnadsrammen er på totalt 58,3 mrd. kroner, en økning på om lag 7 mrd. kroner i forhold til det kostnadsestimatet som ble kommunisert til Stortinget i desember 2004. Anslagene omtalt i dette avsnittet er oppgitt i nominell kroneverdi og er eksklusive investeringer i LNG-skip. Tallene i tabell 6.1 refererer til anslag i 2005 kroner som også inkluderer investeringer i LNG-skip.

Gassproduksjonen ventes å starte 1. juni 2007 og regulære gassleveranser planlegges fra 1. desember 2007. Dette er åtte måneder senere enn tidligere angitt. Statoil opplyser at prosjektet tross overskridelser fremdeles er lønnsomt.

Da Snøhvit ble behandlet i Stortinget i mars 2002 var kostnadsanslaget for prosjektet 39,5 mrd. kroner. Departementet ble første gang orientert om mulige kostnadsøkninger for Snøhvitprosjektet i september 2002. Anslaget for kostnadsøkningene var da 3 mrd. kroner. I desember 2002 ble det klart at kostnadsøkningene ville bli større enn først antatt, og totale kostnadsøkninger for prosjektet ble anslått til 5,8 mrd. kroner. I juni 2004 anslo Statoil ytterligere kostnadsøkninger for prosjektet på 4–6 mrd. kroner, og i desember samme år ble kostnadsøkningen konkretisert til 6 mrd. kroner. Den siste økningen på 7 mrd. kroner gjør at den totale kostnadsøkningen nå er på 18,8 mrd. kroner, det vil si nær 50 pst., i forhold til det som var lagt til grunn ved stortingsbehandlingen av utbyggingen.

Den nye gjennomgangen av kostnader og fremdrift viser i følge Statoil at prosjektkontrollen har vært for dårlig og at Statoil ikke har lykkes raskt nok med å rette opp skjevhetene i prosjektet. Videre gjenstår det vesentlig mer arbeid på Melkøya enn det selskapet tidligere har lagt til grunn. I følge Statoil skyldes kostnadsøkningene på 7 mrd. kroner som prosjektet nå står overfor i hovedsak følgende forhold:

• Forsinket prosjektering.

• Kvalitetsmangler og forsinkelser på moduler levert fra Europa, som medfører økt overføring av arbeid til Melkøya.

• Undervurdering av arbeidsomfang, særlig innen elektrodisiplinen.

• Merarbeid på Melkøya som forlenger og fordyrer gjennomføringen i sluttfasen.

Statoil har informert om at de vil iverksette tiltak for å sikre at prosjektet sluttføres på en sikker og effektiv måte. I tillegg til en rekke direkte tiltak i prosjektet gjennomfører Statoil enkelte endringer knyttet til ledelse og organisasjon. Statoil opplyser videre at det vil bli foretatt en uavhengig gjennomgang av hele prosjektet for å ta lærdom av erfaringene. For ikke å forstyrre sluttføringen, vil denne gjennomgangen bli iverksatt etter at prosjektet er ferdigstilt.

7 Olje- og energidepartementets beredskapsarbeid

Olje- og energidepartementet (OED) har ansvar for beredskap knyttet til kraftforsyningen, forvaltningen av vannressursene og når det gjelder leveringssikkerhet fra norsk kontinentalsokkel. OED samarbeider med andre departementer i forbindelse med beredskapsarbeidet og gjennomfører både egne øvelser og deltar i relevante eksterne øvelser.

OED har fokus på videreutvikling av Krisehåndteringsplanverket i fred. Departementet har utarbeidet scenarier som viser egne og andre berørte departementers ansvarsområder ved ulike slags kriser, og varslingsrutiner mellom departementene. Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB) gjennomførte i 2004 tilsyn med samfunnssikkerhets- og beredskapsarbeidet i OED, hvor blant annet departementets planverk ble gjennomgått. Departementet har i 2005 fulgt opp anbefalinger fra DSB.

Innenfor petroleumsvirksomheten utøver OED det beredskapsmessige ansvaret for leveringssikkerhet gjennom etatsstyring av Oljedirektoratet (OD), samarbeid med relevante departementer, videreutvikling av kriseplanverk, gjennomføring av egen øvelse samt deltakelse i andre relevante øvelser.

Det er en målsetting at drivstoffberedskapen er dimensjonert for og tilpasset situasjoner på hele krisespekteret, fra alvorlige forstyrrelser i oljemarkedet i fredstid til en beredskaps-/krigssituasjon.

Det pågår et arbeid med omlegging av konseptet for beredskapslagring av olje. Omleggingen skal på en kostnadseffektiv måte bidra til leveransesikkerhet til samfunnet. Omleggingen skjer i samarbeid med berørte oljeselskaper og Oljeberedskapsrådet og forutsettes sluttført i løpet av 2006.

Innenfor energi- og vannressurssektoren har OED det overordnede ansvaret for kraftforsyningsberedskap og beredskapsoppgaver knyttet til flom, leirskred, dambrudd og andre ulykker i landets vassdrag. Beredskapsarbeidet utføres i stor grad av Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) etter de retningslinjer departementet gir. Gjennom sine forskrifter stiller NVE krav og gir pålegg om beredskapstiltak til den enkelte tiltakshaver, og fører tilsyn med tiltakshavernes oppfølging av beredskapsarbeidet. OED fører tilsyn med NVEs beredskapsarbeid og ivaretar behovet for samordning med andre departementer.

Innenfor kraftforsyningsberedskapen prioriterer OED kraftsystemets evne til raskt å gjenopprette sin funksjonsevne ved skade. Nettselskapene er gitt incentiver til å ha den nødvendige kapasitet til å sikre driften gjennom ordningen med kvalitetsjusterte inntektsrammer for ikke-levert energi (KILE), som gir selskapene en økonomisk straff ved leveringsavbrudd. Det stilles også blant annet krav om at nettselskapene skal gjenopprette full forsyning uten ugrunnet opphold ved avbrudd og redusert leveringskvalitet. Videre vektlegger departementet betydningen av IKT-sikkerhet innenfor driften av kraftsystemet. NVE er pålagt å følge opp dette, og vil samarbeide med andre etater og organer om prosjekter for å forsterke IKT-sikkerheten i kraftforsyningen.

OEDs arbeid med beredskap i vassdrag har hovedfokus på damsikkerhet, flom og vassdragsrelaterte skred. Et dambrudd kan ha alvorlige konsekvenser for mennesker, miljø og eiendom. Det føres derfor tilsyn med anleggseiers sikkerhetsvurderinger og utførelse av nødvendige utbedringer. Forskrifter og retningslinjer gjennomgås fortløpende med tanke på revisjon og videreutvikling. I denne sammenheng vil tiltak for å sikre nødvendig framtidig vassdragsteknisk kompetanse stå sentralt.

I arbeidet med beredskapen i vassdrag prioriterer OED i særlig grad forebygging mot leirskred gjennom programmet for økt sikkerhet mot leirskred. Programmet går som planlagt. Sluttrapportering fra arbeidet med risikoklassifisering av kvikkleireområder med skredfare vil foreligge i 2006. Kartleggingen av utsatte områder de siste årene har påvist flere steder med behov for strakstiltak av betydelig omfang. Med tanke på de store samfunnsmessige konsekvensene slike skred kan få, vil det bli utført og er under utførelse en rekke tiltak for å stabilisere og øke sikkerheten i mange bebygde områder.

Flomberedskap er et annet prioritert område, der NVEs flomsonekartprosjekt gir bedre grunnlag for å hindre uhensiktsmessig bruk av områder som er spesielt flomutsatte. I tillegg opprettholdes og utvikles direktoratets hydrologiske beredskap. Anleggsvirksomheten under NVE utgjør en del av NVEs beredskapsorganisasjon, i tilknytning til flomsituasjoner.

8 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.

8.1 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 fremtiden ha virkninger i forhold til miljøet:

• Utslipp til luft fra petroleumssektoren 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), som er nærmere beskrevet under.

I nasjonal sammenheng står petroleumsvirksomheten for om lag 25 pst. av de totale klimagassutslippene og 30 pst. av CO₂-utslippene. De totale utslippene av CO₂ fra sektoren er anslått til å være 13 mill. tonn i 2005. Utslippene av CO₂ forventes å øke frem til 2009, for deretter gradvis reduseres. De økte utslippene skyldes økt produksjon, økt transport av gass og økende mengde produsert vann. Det kontinuerlige arbeidet med å øke energieffektiviteten i virksomheten og nye og mer effektive utbyggingsløsninger forventes å bidra til ytterligere reduksjon i utslipp av CO₂, utover reduksjonen som følger av redusert olje- og gassproduksjon etter 2009.

Petroleumssektoren bidrar med i underkant av 22 pst. av de norske NO_x-utslippene. Utslippene av NO_x fra sektoren har vokst jevnt siden 1990, og forventes å nå sitt høyeste nivå i 2005. Økningen i utslipp skyldes først og fremst at økt aktivitet har bidratt til høyere energibehov, som igjen har bidratt til økte utslipp. Utslippene av NO_x forventes å avta etter 2005, som følge av kontinuerlig innfasing av lav NO_x teknologi.

Selv om de totale utslippene av CO₂ og NO_x fra petroleumsvirksomheten har økt betydelig siden 1990, har utslippene per produsert enhet blitt redusert med henholdsvis 22 og 24 pst. i perioden fra 1990 til 2003. Dette skyldes blant annet generell teknologiforbedring og at utslippsreduserende tiltak er gjennomført som en følge av innføringen av CO₂-avgift i 1991. De siste årene har en sett en utflating og svak økning i utslippene per produsert enhet. Dette kan føres tilbake til utviklingen på norsk kontinentalsokkel i retning av mer modne felt og en økende total mengde væske og gass. Energibehovet øker med de totale mengdene som skal behandles.

Petroleumssektoren står for om lag 58 pst. av de nasjonale utslippene av nmVOC i Norge. Hoveddelen av utslippene fra petroleumssektoren kommer fra lagring og lasting av råolje offshore og fra landterminalene. Utslipp av nmVOC fra sektoren er kraftig redusert siden 2001, og prognosen viser en sterkt avtakende trend også i årene som kommer. 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 annen side innebærer dette at Norge har et snevrere grunnlag for utslippsreduksjoner enn andre land. Produksjon og forbruk av elektrisk kraft kan variere betydelig fra år til år som følge av variasjoner i tilsig og temperaturforhold. Dette betyr blant annet at det er viktig for Norge å ha et fleksibelt energisystem der andre energikilder kan brukes som supplement til vannkraftproduksjonen.

I år med lavt tilsig og relativt høye priser på elektrisk kraft, som for eksempel i 2003, vil det normalt finne sted en vridning mot økt bruk av fossile brensler som fyringsolje og gass, og biomasse. Siden utslipp til luft i hovedsak kommer fra direktefyrte ovner der energiråvarer blir forbrent for å skaffe varme til en industriprosess, fra fyrkjeler der energiråvarene blir brukt til å varme opp vann til damp, og fra småovner der olje eller ved forbrennes til oppvarming av bolig, vil utslippene i slike år være relativt høye.

Utslippene fra stasjonær forbrenning kommer fra mange ulike energikilder i mange ulike anvendelser. I fjernvarmeanlegg benyttes blant annet søppel, fyringsolje, biomasse og gass. I industrien brukes tungolje, fyringsolje, naturgass, kull og koks, mens treforedling bruker mye treavfall og avlut i sin virksomhet.

De viktigste energibærere som brukes til oppvarmingsformål ved siden av elektrisitet er biomasse (ved, treavfall og avlut) og ulike typer fyringsolje. Fyringsolje står for om lag 8 pst. av de totale CO₂-utslipp. Vedfyring og oljefyring bidro til sammen med om lag 10 pst. av de totale utslipp av SO₂ i 2003. Om lag 22 pst. av utslippene av NO_x stammer fra oppvarming basert på ved og olje.

Vedfyring er den viktigste kilden til en del partikkelutslipp. I 2003 bidro vedfyring til utslippene av 69 og 38 pst. av henholdsvis PM10 og PAH. Om lag 8 pst. av de totale utslippene av PM10 i 2003 stammer fra mobil forbrenning. Utslipp av nmVOC fra vedfyring utgjorde nærmere 3,5 pst. av de samlede utslippene i 2003.

I tillegg til utslipp fra stasjonær forbrenning kommer utslipp fra mobil forbrenning og prosessutslipp. Disse utslippene varierer i mindre grad med tilsig og temperaturforhold.

Utslipp til sjø

Petroleumsvirksomheten medfører utslipp til sjø av olje, andre organiske forbindelser, kjemikalier og tungmetaller. De viktigste kildene til utslipp til sjø fra sektoren er utslipp av produsert vann.

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

Det vil være umulig å drive en effektiv olje- og gassvirksomhet uten bruk av kjemikalier. Vel 95 pst. av kjemikalieforbruket i norsk petroleumsvirksomhet består av kjemikalier som antas å ha liten eller ingen miljøeffekt. En betydelig innsats er rettet mot å erstatte andelen miljøskadelige kjemikalier med mer miljøvennlige alternativer, og å redusere forbruk og utslipp ytterligere.

De totale utslippene av olje fra norsk petroleumsvirksomhet står for en mindre del av den totale tilførselen til Nordsjøen. Hovedtilførselen kommer fra skipsfart og fra fastlandet via elver. Oljeutslippene fra petroleumssektoren stammer i all hovedsak fra produsert vann ved regulær drift, men også mindre akutte utslipp/søl forekommer. 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. Mellom 25 og 30 pst. av vassdragene er utnyttet til kraftformål. I noen fylker er de fleste større vassdrag utnyttet.

I tiden fremover vil en større del av økningen i vannkraften komme fra småkraftverk og opprustning og/eller utvidelse av eksisterende vannkraftverk. Fremtidig økning i energiproduksjonen vil derfor i større grad også 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.

8.2 Regjeringens miljøpolitikk på petroleums- og energiområdet

Virkemidlene overfor petroleums- og energisektoren, både økonomiske, juridiske og administrative, er omfattende.

Utformingen av miljøvernpolitikken på petroleums- og 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. Det er viktig at virkemiddelbruken blir tilpasset egenskapene ved det miljøproblemet en ønsker å 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 etter hvert som utnyttelsen av produksjonsanlegg og overføringskapasitet blir større. Det er nødvendig med en økt innsats for en mer robust kraftforsyning.

8.3 Rapport om aktiviteten i 2004

Som en oppfølging av St.meld. nr. 38 (2003–2004) Om petroleumsvirksomheten, har olje- og energimyndighetene hatt nær dialog med industrien, for å sikre en felles forståelse og kontinuerlig oppfølging av arbeidet med å innfri nasjonale og internasjonale miljøkrav innen petroleumssektoren på en kostnadseffektiv måte.

Olje- og energimyndighetene deltatt i miljøarbeidet innen petroleumssektoren og kartlagt blant annet utslipp til luft, utarbeidet utslippsprognoser og evaluert kostnader og andre konsekvenser av eksisterende eller planlagte miljøtiltak. På oppdrag fra Olje- og energidepartementet utarbeidet Oljedirektoratet i 2004 en rapport om mulighetene for mer effektiv energiforsyning på norsk sokkel. Oljedirektoratet har ført en kontinuerlig dialog med selskapene, blant annet for å fremme investeringer og valg av teknologiske løsninger som også er mest mulig miljøeffektive.

I St.meld. nr. 38 (2003–2004) Om petroleumsvirksomheten legger regjeringen opp til å invitere industrien til et samarbeid om en mer kostnadseffektiv og fleksibel implementering av miljøkrav i petroleumssektoren innenfor nasjonalt og internasjonalt rammeverk.

Regjeringen sa i St.meld. nr. 38 (2003-2004) også at den vil arbeide for tilrettelegging for bruk av CO₂ for økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel, blant annet gjennom å ta initiativ til et samarbeidsprosjekt mellom myndigheter og industri.

Olje- og energidepartementet ga på denne bakgrunn høsten 2004 Oljedirektoratet i oppdrag å utrede potensialet for bruk av CO₂ til injeksjon i oljefelt for økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel. Studien ble gjennomført i samarbeid med relevante operatører, og ble overlevert departementet våren 2005. I forbindelse med overleveringen av studien, arrangerte Olje- og energidepartementet et seminar om fangst, lagring og bruk av CO₂ til økt oljeutvinning. Studien konkluderte med at CO₂-injeksjon ikke fremstår som et kommersielt alternativ for økt oljeutvinning per i dag.

Olje- og energidepartementet tok i fjor initiativ til opprettelse av et eget dialogforum mellom Norge, Storbritannia, Danmark om lagring og bruk av CO₂ til økt oljeutvinning. EU-kommisjonen har nå også sluttet seg til forumet. Forumet vil bli brukt aktivt til informasjonsutveksling på myndighetsnivå om aktiviteter knyttet til fangst, bruk og lagring av CO₂, diskusjon av muligheter og utfordringer knyttet til prosjekter i de ulike landene, samt gevinster ved samordning på myndighetsnivå. Utvidelse av forumet med andre aktuelle land vurderes.

Departementet er aktivt med i Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF), som skal bidra til samarbeid om forskning og videreutvikling av teknologier knyttet til utskilling, lagring, transport og bruk av CO₂. Forumet har også ambisjon om å bidra til lønnsom utnyttelse av CO₂. CSLF teller i dag 18 medlemmer, herunder blant annet Canada, Storbritannia, Kina, India, Russland og Norge, i tillegg til en rekke EU-land og EU-kommisjonen.

Norge har hatt en ledende rolle i OSPAR-kommisjonen i arbeidet med å legge til rette for langtidslagring av CO₂. På bakgrunn av et norsk forslag, ble det i 2004 avholdt et seminar om temaet. Formålet med seminaret var å bidra til økt kunnskap om langtidslagring av CO₂, for dermed å skape et bedre grunnlag for videre diskusjon i OSPAR.

Olje- og energidepartementet har i 2004 deltatt i arbeidet under Baltic Sea Region Energy Cooperation (BASREC), for å etablere et forsøksområde for de fleksible mekanismene under Kyotoprotokollen i Østersjøregionen. Rammene for dette arbeidet er fastlagt gjennom en felles rammeavtale (Testing Ground Agreement) og investeringsfondet for implementering av felles gjennomføringsprosjekter i Østersjøregionen (Testing Ground Facility). Investeringsfondet forvaltes av NEFCO, etter retningslinjer som er utarbeidet av de nordiske landene og Tyskland. NEFCO har ansvaret for å plukke ut potensielle prosjekter for investering. De potensielle prosjektene blir vurdert av en investeringskomité, hvor Norge er representert.

Olje- og energidepartementet har også i 2004 utgitt en egen miljøpublikasjon for petroleumssektoren, «Miljø 2004 Petroleumssektoren i Norge». Publikasjonen inneholder en oversikt over miljøsituasjonen i petroleumssektoren, utfordringene fremover og hvordan industri og myndigheter kan møte disse.

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 2004 ble det bevilget midler til forskningsprogrammet «Langtidseffekter av utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten» – PROOF. I forskningsprogrammet arbeider industrien og myndighetene sammen for å øke kunnskapene om noen av de mest prioriterte problemstillingene. PROOF administreres av Norges forskningsråd og har et årlig budsjett på om lag 20 mill. kroner i perioden 2002–2008.

Departementet er med i det internasjonale partnerskapet for hydrogen, International Partnership for the Hydrogen Economy (IPHE), som USA tok initiativ til å opprette våren 2003. Partnerskapet skal bidra til å organisere, koordinere og iverksette internasjonal FoU og demonstrasjon knyttet til hydrogen og brenselceller. Dette gir samtidig muligheter for norske forskningsinstitusjoner og industri til å delta i IPHE-prosjekter. Til sammen deltar 16 land og EU-kommisjonen.

Enova SF skal bidra til energisparing og ny miljøvennlig energi gjennom forvaltningen av Energifondet. Enova benyttet om lag 774 mill. kroner av Energifondet i tilsagn og administrasjon i 2004. I løpet av 2004 har Enova inngått avtaler med et samlet årlig energiresultat på 2 223 GWh. Som en oppfølging av St.meld. nr 18 (2003–2004) Om forsyningssikkerheten for strøm mv. har Olje- og energidepartementet og Enova økt målene for Enova til 12 TWh årlig miljøvennlig energiproduksjon og energisparing innen 2010. Dette er en økning på 2 TWh i forhold til det forrige målet. Det er også lagt større vekt på demonstrasjon av ny teknologi som bidrar til energiomleggingen på lang sikt.

I 2004 ble det meste av energiforskningen i Forskningsrådet samlet i ett nytt program kalt RENERGI – Fremtidens rene energisystem – der Olje- og energidepartementet er hovedfinansiør. 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 samfunnsfaglig forskning med hovedformål å utvikle 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 forvaltningsrettede forskningsprosjekter som skal gi økt kunnskap om miljømessige konsekvenser av produksjon, distribusjon og bruk av energi.

Regjeringen opprettet 1. januar 2005 Gassnova, som har som oppgave å fremme innovasjonsvirksomhet for miljøvennlige gasskraftteknologier. Organet er etablert som et forvaltningsorgan med særskilte fullmakter, og er underlagt Olje- og energidepartementet. Gassnova skal støtte prosjekter som i utvikling ligger mellom forskning og kommersielle anlegg, for eksempel pilot- og demonstrasjonsanlegg.

Enova SF inngikk avtale om å dekke kostnader for tjenester av allmenn økonomisk betydning knyttet til realisering av mottaks- og lageranlegg for LNG på Herøya, Lista, Høyanger og Fredrikstad. Avtalen knyttet til anlegget i Fredrikstad er senere kansellert som følge av avtaleparts vurdering av lokale markedsforhold og naturgasstilgang. De samlede forpliktelsene for de gjenværende avtalene beløper seg til 28,7 mill. kroner. Alle anleggene skal være i drift innen april 2006. Naturgass vil primært erstatte oljeindustrien i disse områdene.

Et regjeringsoppnevnt utvalg la 1. juni 2004 frem NOU 2004: 11 Hydrogen som fremtidens energibærer. Der har utvalget foreslått fire konkrete satsingsområder som de mener bør prioriteres i en norsk hydrogensatsing:

• Miljøvennlig produksjon av hydrogen fra norsk naturgass

• Tidlige brukere av hydrogenkjøretøy

• Lagring av hydrogen

• Utvikling av en hydrogenteknologinæring

Utvalget anbefaler å opprette et hydrogenprogram for forskning, utvikling og demonstrasjon. Utvalget har foreslått at programmet bør ha en varighet på ti år og finansieres med om lag 900 mill. kroner over perioden.

Olje- og energidepartementet og Samferdselsdepartementet har på bakgrunn av NOU 2004: 11 Hydrogen som fremtidens energibærer og tilhørende høringsuttalelser utarbeidet en strategi for den videre norske satsingen på hydrogen som energibærer innenfor transport og stasjonær energiforsyning, jf. kap. 1830 Forskning.

8.4 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 brukes i dag blant annet ovenfor utslipp til sjø 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, produsert vann og kjemikalier. 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 2005 er CO₂-avgiften på norsk kontinentalsokkel 78 øre per liter olje/Sm³ gass. Som følge av at CO₂-avgiften ble innført i 1991, er det blitt gjennomført flere utslippsreduserende tiltak på norsk kontinentalsokkel. Tiltakene har bidratt til at CO₂-utslippene per produserte oljeekvivalent er redusert med 22 pst. fra 1990 til 2003. 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 kvote-system for klimagasser er på plass fra 2008.

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 arbeider med å utrede virkemidler for å sikre at forpliktelsene kan nås på en mest mulig kostnadseffektiv måte. I forbindelse med dette arbeidet er det opprettet en direktoratsgruppe, bestående av Statens forurensingstilsyn, Sjøfarts­direktoratet og Oljedirektoratet.

Det har tidligere ikke vært kommersielt tilgjengelig teknologi for å redusere utslippene ved råoljelasting offshore, men det har i flere år vært arbeidet for å gjøre ny teknologi for gjenvinning av nmVOC tilgjengelig for skytteltankere. Norsk oljeindustri har nå teknologi som kan bidra til at det nasjonale utslippsmålet nås. Utslippene av nmVOC fra petroleumsvirksomheten reguleres fra 2000 gjennom utslippstillatelser hjemlet i forurensningsloven. Installering av gjenvinningsutstyr i tråd med pålegg gitt i medhold av forurensningsloven, har medvirket til reduksjonen av utslipp av nmVOC siden 2001.

Regulering av miljøskadelige utslipp til sjø vil fortsatt skje gjennom utslippstillatelser, og man vil arbeide for at målet om null miljøfarlige utslipp fra petroleumsvirksomheten 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 innebærer 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 har rapportert til myndighetene om hvilke tiltak som er satt i gang i forhold til nullutslippsstrategien, og myndighetene følger opp dette arbeidet gjennom jevnlige møter med operatørene.

Videreføring av forskningsprogrammet PROOF, jf. kap. 8.3, er et tiltak som vil bidra til å styrke beslutningsgrunnlaget for fremtidig petroleumsvirksomhet på norsk kontinentalsokkel. 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.

Regjeringen foreslår å styrke sjøfuglprogrammet SEAPOP. Programmet har til hensikt å øke kunnskapen om sjøfugl i Norge. Dette vil gi et bedre grunnlag for å fatte beslutninger om forhold i skjæringspunktet mellom sjøfugl og menneskelig aktivitet i havområdene og kystsonen, blant annet i tilknytning til petroleumsaktivitet.

Regjeringen ønsker fortsatt å ta hensyn til urørt natur når det gjelder vannkraftutbygginger. OED vil bidra i arbeidet med å utvikle en mer helhetlig forvaltning av vannressursene, blant annet knyttet til gjennomføringen av EUs vanndirektiv. Som del av dette vil OED også bidra til arbeidet med å foreta en vesentlig omlegging av Samlet plan for vassdrag. Omleggingen vil i korthet innebære at den nåværende sortering og kategoriinndeling av vannkraftprosjekter erstattes med en sortering av vassdrag og vassdragsområder.

St.prp. nr. 75 (2003–2004) Supplering av Verneplan for vassdrag ble vedtatt av Stortinget i februar 2005. I suppleringen av verneplanen er 48 nye vassdrag vernet, fire tidligere vassdrag har fått utvidet vern og fire vassdrag har fått justert vernegrensene. Til sammen representerer dette et samlet utbyggingspotensial på om lag 7,3 TWh. I verneplansuppleringen åpnes det også for konsesjonsbehandling av mikro- og minikraftverk med effekt opptil 1 MW i vernede vassdrag.

Regjeringen ønsker å stimulere til å utnytte potensialet for opprustning av eksisterende vannkraftverk, herunder moderate utvidelser som ikke er til særlig skade for miljøet. Regjeringen vil også videreføre satsingen på småkraftverk. Høsten 2004 fikk NVE delegert konsesjonsmyndighet i vannkraftsaker inntil 10 MW. Gjennom delegeringen er saksbehandlingen i mindre vannkraftsaker blitt ytterligere forenklet.

EUs vanndirektiv vil legge føringer for norsk vannressursforvaltning. Vannressursloven ga Norge et moderne og godt egnet styringsverktøy som vil bidra til å ivareta de hensyn som dekkes av EUs vanndirektiv. NVE er fagdirektoratet som ivaretar generelle vannressursspørsmål, inkludert vannkraftsektoren. NVE 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. NVE vil også ha en rolle i forvaltningen og overvåkingen av de nasjonale laksevassdragene innenfor sine ansvarsområder.

Arbeidet med å implementere vanndirektivet i Norge er i gang og ledes av Miljøverndepartementet. Forskriftsforslag sendes på høring høsten 2005.

I St.meld. nr. 18 (2003–2004) Om forsyningssikkerheten for strøm mv. signaliserte regjeringen en økning av ambisjonene for Enovas virksomhet. Departementet og Enova SF har reforhandlet avtalen og økt målene. I henhold til den nye avtalen skal Enova bidra til ny miljøvennlig energiproduksjon og energisparing tilsvarende 12 TWh/år innen utgangen av 2010. Dette er en økning på 2 TWh/år i forhold til den tidligere avtalen. Minimum 4 TWh/år skal være økt tilgang på vannbåren varme basert på nye fornybare energikilder, spillvarme og varmepumper, og minimum 3 TWh/år skal være økt produksjon av vindkraft. I tillegg til de kvantifiserte målene skal Enova støtte demonstrasjon av ny teknologi som støtter opp under energiomleggingen på lang sikt. Enova skal videre ha et landsdekkende tilbud av informasjons- og rådgivningstjenester, som på kort og lang sikt bygger opp under målene for energiomleggingen

Regjeringen har en omfattende satsing på miljøvennlig energiproduksjon. I tillegg til Energifondet og Enovas virksomhet arbeider departementet med å etablere et felles el-sertifikatmarked med Sverige.

I St.meld. nr. 47 (2003–2004) Om innovasjonsverksemda for miljøvennlege gasskraftteknologiar m.v, varslet departementet at de tok sikte på å legge fram en odelstingsproposisjon om et norsk-svensk el-sertifikatmarked våren 2005. Olje- og energidepartementet sendte i november 2004 et utkast til lov om pliktige el-sertifikater på høring. I februar 2005 ble det klart at svenske myndigheter la opp til et felles el-sertifikatmarked fra 2007. Odelstingsproposisjonen vil bli lagt fram på et tidspunkt som er koordinert med framdriften i Sverige.

Overgang fra olje til naturgass kan gi betydelige reduksjoner i utslipp av NO_X, CO₂ og partikler. Dette er en viktig grunn til at regjeringen satser på økt bruk av naturgass i Norge. Gassco har fått i oppdrag å undersøke grunnlaget for å utarbeide forretningsplaner for etablering av gassrør til henholdsvis Grenland og Skogn/Trondheim. Gassco er bedt om å rapportere til departementet om status og framdrift innen 1. januar 2006. Enova SF forvalter en støtteordning for infrastruktur for naturgass. For 2006 foreslås det bevilget 30 mill. kroner til dette formålet.

Hydrogen kan 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. Bruk av hydrogen gir ikke miljøskadelige utslipp, men den samlede miljøvirkningen avhenger av hvordan hydrogenet er produsert og transportert frem til brukeren. De største miljøfordelene vil ligge i bruk av hydrogen som energibærer i transportsektoren.

Regjeringen har valgt å følge opp hydrogenutvalgets utredning, NOU 2004: 11 Hydrogen som fremtidens energibærer, i form av et strategidokument som forankrer videre satsing på hydrogen som energibærer innenfor transport og stasjonær energiforsyning. Strategien utarbeides av OED og Samferdselsdepartementet i samarbeid og ble lagt frem i august 2005. Strategien er i hovedsak knyttet til utformingen av en nasjonal plattform som skal koordinere dagens satsing på hydrogenområdet.

Satsingen på gasskraftverk med CO₂-håndtering er et hovedelement i regjeringens energipolitikk. Satsingen er en svært viktig del av arbeidet med å styrke energiforsyningen på en måte som gjør at en også kan nå klimamålsettingene. Strategien for å legge til rette for realisering av miljøvennlige gasskraftverk ble trukket opp i St.meld. nr. 47 (2003–2004) Om innovasjonsverksemda for miljøvennlege gasskraftteknologiar mv. Strategien baserer seg på:

• statlig tilskudd til teknologi- og produktutvikling.

• investeringsstøtte til gasskraftverk med CO₂-håndtering.

• etablering av et statlig innovasjonssenter.

• utredning av statlig deltakelse i utvikling og drift av infrastruktur for CO₂, samt tilrettelegging for å bruke CO₂ til trykkstøtte, eventuelt deponering.

Regjeringen har opprettet Gassteknologifondet på 2 mrd. kroner for å framskynde realiseringen av miljøvennlige gasskraftverk. Avkastningen av dette fondet forvaltes av det statlige innovasjonsorganet Gassnova, som ble etablert 1. januar 2005. Gassnova skal blant annet støtte pilot- og demonstrasjonsanlegg for miljøvennlige gasskraftteknologier. I 2006 er det satt av om lag 92 mill. kroner til Gassnovas støttevirksomhet. Gassnova samarbeider nært med Norges forskningsråd og det er opprettet et nytt felles gassteknologiprogram - Climit - som til sammen vil disponere mellom 130 og 140 mill. kroner i 2006.

De samlede norske FoU-aktivitetene på gasskraftverk med CO₂-håndtering har på få år nådd et stort omfang, og omfatter en rekke teknologier og forskningsområder. Den internasjonale aktiviteten på området har også økt de senere årene. Det forskes i dag på rensing og deponering av CO₂ fra kraftverk både i USA, Japan og Europa. CO₂ kan enten fjernes ved utskilling i forkant eller i etterkant av kraftproduksjonen, og de senere årene er det presentert flere ulike teknologikonsepter. Felles for teknologiene er imidlertid at prosessen med CO₂-håndtering er energikrevende. Teknologiene vil derfor være kostbare i drift sammenliknet med annen kraftproduksjon.

Regjeringen har i den nye forskningsmeldingen, St.meld. nr. 20 (2004–2005) Vilje til forskning, trukket frem energi og miljø som ett av fire prioriterte tematiske satsingsområder 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.

Det meste av energiforskningen departementet støtter foregår i regi av Forskningsrådets RENERGI-program. Temamessig dekker programmet storparten av den energirelaterte forskningen, med unntak av forskning relatert til miljøvennlig gasskraftteknologi. Programmet har stor faglig spennvidde og omfatter både strategisk grunnleggende forskning og kompetanseutvikling, anvendt forskning og teknologiutvikling, og samfunnsfaglig forskning som underlag for politikkutforming. Programmet skal utvikle kunnskap og løsninger som grunnlag for bærekraftig forvaltning av landets energiressurser og internasjonalt konkurransedyktig næringsutvikling knyttet til energisektoren.

Også når det gjelder den forvaltningsrettede energi- og vannressursforskningen som foregår i regi av NVE, er det energisektorens innvirkninger på miljøet som står i fokus.

9 Grønn stat - innføring av miljøledelse i statlige virksomheter

10 Stortingets anmodningsvedtak nr. 358 og 470 (2003-2004)

Ved behandlingen av St.meld nr. 18 (2003–2004) Om forsyningssikkerheten for strøm mv. (Forsyningssikkerhetsmeldingen), fattet Stortinget 18. mai 2004 anmodningsvedtak nr. 358, jf. Innst. S. nr. 181 (2003–2004):

«Stortinget ber regjeringen videreføre utredningen av CO₂-injeksjon i olje- og gassfelt på sokkelen, og at den samfunnsøkonomiske og miljømessige gevinsten tillegges stor vekt».

Stortinget fattet videre anmodningsvedtak nr. 470 ved behandlingen av St.meld. nr. 38 (2003–2004) Om petroleumsvirksomheten, jf. Innst. S. nr. 249 (2003–2004):

«Stortinget ber regjeringen fremme forslag til hensiktsmessige virkemidler for å stimulere til bruk av CO₂ som trykkstøtte for økt oljeutvinning på norsk sokkel. Videre ber Stortinget regjeringen vurdere ytterligere insentivordninger for økt haleproduksjon. Vurderingene bes lagt frem så snart som mulig og senest i forbindelse med statsbudsjettet for 2006».

Spørsmålet om ytterligere insentivordninger for økt haleproduksjon er behandlet i kap. 11 Stortingets anmodningsvedtak nr. 470 (2003-2004).

For å få et helhetlig bilde av muligheter, utfordringer og virkemidler knyttet til bruk av CO₂ til økt oljeutvinning, er det relevant og nødvendig å vurdere forholdene knyttet til fangst og transport i tillegg til bruk og lagring av CO₂. Det er videre viktig å vurdere både de ressursmessige og klimamessige sidene knyttet til slik injeksjon av CO₂. Gjennomgangen nedenfor legger et slikt bredere perspektiv til grunn.

10.1 Innledning og oppsummering

Klimaproblemet er trolig den største miljøutfordringen verdenssamfunnet står overfor. Funnene i den nylig framlagte ACIA-rapporten om klima-endringer i Arktis understreker alvoret i problemet. Rapporten viser at temperaturstigningen allerede er dramatisk i Arktis, og at dette trolig vil kunne forsterke de globale klimaendringene.

Fossile energikilder vil trolig spille en avgjørende rolle i verdens energiforsyning gjennom store deler av dette århundret. For at dette skal kunne forenes med målet om å løse klimaproblemet, må det utvikles teknologier og metoder for å begrense utslippene av CO₂ og andre klimagasser til atmosfæren. Som stor olje- og gassprodusent har Norge et særlig ansvar for å spille en konstruktiv rolle for å fremme utvikling og implementering av slik teknologi.

Det er stor oppmerksomhet rundt mulighetene for og gevinstene ved CO₂-håndtering og -injeksjon i Norge. Siden Oljedirektoratets mulighetsstudie ble lagt fram i mars 2005 har det blitt utarbeidet flere rapporter rundt denne problemstillingen. Det er positivt at arbeidet som OD har utført i samarbeid med operatørene på sokkelen er fulgt opp av flere miljøer. Blant annet har industrien utført et viktig arbeid når det gjelder mulighetene for kostnadsreduksjon ved dagens teknologikonsepter, jf. GassTeks rapport av september 2005. Myndighetene gjør en kontinuerlig vurdering av nye innspill og momenter som kommer frem knyttet til disse problemstillingene.

En vurdering av injeksjon av CO₂ i produserende olje- og gassfelt for å øke utvinningen, må både ta hensyn til effekten for klimagassutslippene og verdien av økt oljeproduksjon. Samtidig må bruk av CO₂ til økt oljeutvinning vurderes opp mot alternative tiltak på klimaområdet og alternative tiltak for økt utvinning.

Selv om rettighetshaverne på norsk sokkel har vurdert enkelte prosjekter som kan innebære fangst, transport og injeksjon av CO₂ for økt oljeutvinning, har ingen ennå fremmet slike prosjekter for myndighetene. Usikkerhet knyttet til tilgang på og kostnader ved fangst av CO₂, samt effekt av CO₂ som middel for å øke oljeutvinningen, er momenter som gjør at slike prosjekter har høy risiko. Klimagevinsten for samfunnet ved slike tiltak er i prinsippet inkludert i rettighetshavernes vurderinger når de tar hensyn til den internasjonale kvoteprisen på CO₂. Det er ikke punktkilder i Norge i dag som vil gi tilstrekkelige mengder CO₂ til driftsoptimal reinjisering for økt oljeutvinning på aktuelle felt på norsk sokkel. Punktkilder i utlandet som kan være aktuelle, kan i dag ikke levere CO₂ til en konkurransedyktig pris.

I dag er således situasjonen slik at bruk av CO₂ ikke framstår som kostnadseffektivt verken i forhold til å øke utvinningen på norsk sokkel eller som internasjonalt klimatiltak, jf. Kyotoprotokollen. Denne situasjonen kan imidlertid endre seg i fremtiden. Teknologi for å fange, transportere og injisere CO₂ er i dag langt på vei kjent, og det er anslått at industriell satsing, forskning og teknologiutvikling kan redusere kostnadene ved fangst av CO₂ med 30-50 pst. Det understrekes at anslagene over mulige kostnadsreduksjoner er avhengig av økonomisk innsats og tid til å gjennomføre det nødvendige teknologisk utviklingsarbeid. Samtidig vil utvikling av internasjonale rammebetingelser, herunder kvotesystemer for utslipp av klimagasser som gir utslipp av CO₂ en kostnad, bidra til å minske kostnadsgapet. Høy oljepris innebærer et ytterligere incentiv for selskapene.

Ratifisering av Kyotoprotokollen og innføring av kvotesystem for CO₂ fra 2005 er viktige tiltak. Gode internasjonale rammebetingelser i form av ambisiøse og forpliktende fremtidige klimaavtaler vil være helt sentralt for å utløse fangst og lagring av CO₂ som et klimatiltak.

Regjeringen har gjennom flere år hatt en betydelig satsing nasjonalt og internasjonalt for å bidra til teknologiutvikling, og fremskynde utviklingen av fangst og lagring av CO₂ som et klimatiltak. Satsingen er basert på en erkjennelse av at utfordringene knyttet til fangst og lagring av CO₂ må møtes gjennom internasjonalt samarbeid og innsats på alle nivåer, og at en langsiktig og realistisk strategi må ligge til grunn.

Regjeringen har styrket samarbeidet med andre land på dette området, både bilateralt og i internasjonale fora. En viktig del av regjeringens strategi er å stimulere til forskning, utvikling og demonstrasjonsprosjekter for fangst og lagring av CO₂. Regjeringens støtte til slike prosjekter, gjennom opprettelsen av Gassnova 1. januar 2005, er et sentralt virkemiddel for å realisere større prosjekter på sikt.

Myndighetenes satsing er imidlertid bare en av faktorene i arbeidet for å kunne realisere slike prosjekter. Arbeidet for å ta i bruk nye teknologier og løsninger vil også kreve en stor egensatsing fra industrien, nasjonalt og internasjonalt. I et norsk perspektiv er det avgjørende at industrien griper muligheten opprettelsen av Gassnova gir til å få fram mange gode prosjekter i årene framover. Regjeringen mener forholdene er lagt godt til rette for realisering av slike prosjekter, og forventer å se gode resultater av satsingen som er gjort.

I det følgende beskrives muligheter og utfordringer knyttet til lagring av CO₂. Bruk av CO₂ til økt oljeutvinning omtales i kap. 10.3. Regjeringens strategi for fangst, bruk og lagring av CO₂ beskrives avslutningsvis.

10.2 Fangst og lagring av CO₂ som et globalt klimatiltak – muligheter og utfordringer

Verden har et økende behov for energi. Det internasjonale energibyrået IEA anslår at verden vil ha behov for 60 pst. mer energi fram mot 2030. To tredjedeler av denne økte energietterspørselen vil komme fra utviklingsland. I et globalt perspektiv vil fossile energikilder i overskuelig fremtid måtte dekke hoveddelen av verdens energibehov, selv med en betydelig vekst i bruk av fornybare energikilder. Samtidig er kraftproduksjon og annen bruk av fossil energi den største kilden til utslipp av klimagasser. Kull har en dominerende plass i verdens kraftproduksjon. Også i Europa er kull en stor energikilde for kraftproduksjon.

Det ligger derfor et stort potensial for utslippsreduksjoner dersom det utvikles teknologier som gir reduserte CO₂-utslipp fra ulike typer kraftverk som benytter fossile energikilder, samtidig som en over tid får et skift mot energikilder med lavere CO₂-utslipp. I tillegg til å satse på økt energieffektivitet, må en bærekraftig energi- og klimapolitikk derfor også rette oppmerksomheten mot hvilke muligheter fangst og lagring av CO₂ kan ha for å redusere utslippene av klimagasser på globalt nivå.

Et internasjonalt rammeverk som gir utslipp av CO₂ en kostnad er avgjørende for å få en framdrift i teknologiutviklingen internasjonalt. Ikrafttredelse av Kyotoprotokollen og innføring av et europeisk kvotemarked fra 2005 er viktige tidlige tiltak for å begrense klimagassutslippene på en kostnadseffektiv måte. Internasjonale kvotesystem bidrar til å øke lønnsomheten ved, og interessen for, å utvikle teknologier som gir lavere klimagassutslipp, herunder fangst av CO₂ fra kraftproduksjon. Det er behov for langt sterkere forpliktelser etter 2012 dersom effektene av de menneskeskapte klimaendringene skal kunne begrenses.

Kilde: IEA/OECD

Det pågår allerede store nasjonale og internasjonale forsknings- og teknologiutviklingsprogrammer på dette området, med deltakelse fra mange av verdens største forskningsinstitusjoner og selskaper.

En vellykket videreutvikling av teknologiene for fangst og lagring av CO₂ avhenger imidlertid av en lang rekke faktorer, der industriens satsing på teknologiutvikling er helt sentralt. Myndighetenes satsing vil alltid bare være ett av mange bidrag.

10.2.1 Fangst av CO₂

I Norge har teknologiutviklingen knyttet til fangst av CO₂ fra gasskraft hatt stor oppmerksomhet i mange år. Regjeringen har gjennom flere år hatt en betydelig satsing på teknologikonsepter for gasskraft med CO₂-håndtering, som har bidratt til at norske aktører ligger langt fremme på dette området

Internasjonalt er kull den dominerende energikilden for kraftproduksjon. Fokuset på reduserte CO₂-utslipp fra kraftsektoren internasjonalt er derfor i første rekke knyttet til overgang fra kullkraft til gasskraft, eller forbedringer av kullkraftteknologien. Sammenliknet med situasjonen for bare få år tilbake er det i dag stor aktivitet og innsats internasjonalt knyttet til utvikling av teknologier for fjerning av CO₂ fra kullkraftverk. Blant annet har utvikling av kraftteknologier med gassifisering av kull fått stor oppmerksomhet de senere årene.

Den internasjonale oppmerksomheten knyttet til fangst av CO₂ fra gasskraftverk er imidlertid begrenset. De store internasjonale leverandørselskapenes utviklingsarbeid i forhold til gasskraftverk har i første omgang vært konsentrert om bedret virkningsgrad i gassturbinene og reduserte kostnader, ikke minst med tanke på å bedre konkurranseevne mot kullkraft og andre kraftteknologier.

Manglende internasjonal utbredelse av teknologier for fangst av CO₂ skyldes dels at teknologiene ikke er tilstrekkelig utviklet og dels at de er for kostbare i bruk i dag sammenliknet med andre kraftteknologier. Kraftprodusenter, som vil være brukere av disse teknologiene, er en del av et marked der en søker å produsere kraft til konkurransedyktige priser. Dette innebærer at produsentene velger både lokalisering og kraftteknologi ut fra lønnsomhet og tilgang på råvarer, samtidig som eventuelle kostnader ved utslipp av CO₂ blir tatt i betraktning.

Kostnadene ved å fjerne CO₂ i forbindelse med kraftproduksjon fra fossile brensler er en grunnleggende utfordring, siden dette gir en betydelig fordyring av kraftproduksjonen. Kostnadene ved å skille ut CO₂ fra et kraftverk utgjør om lag to tredjedeler av kostnadene i hele CO₂-håndteringskjeden, mens transport og deponering av CO₂ utgjør om lag en tredjedel. Denne fordelingen gjelder i grove trekk uansett teknologikonsept.

Gjennom internasjonale samarbeidsforum, som industri, forsknings- og myndighetssamarbeidet Carbon Capture Project, er det anslått at teknologiutvikling har et potensial for å redusere kostnadene ved å skille ut CO₂ med i størrelsesorden 30–50 pst. Denne reduksjonen oppnås i hovedsak gjennom forbedring av energivirkningsgraden som i dag er svært lav for slike anlegg. For enkelte av teknologiene må også nye turbintyper utvikles. Det understrekes at anslagene over mulige kostnadsreduksjoner er avhengig av økonomisk innsats og tid til å gjennomføre det nødvendige teknologisk utviklingsarbeid. Foruten teknologutvikling vil arbeid knyttet til optimalisering av konkrete anlegg kunne bidra til å redusere kostnadene, jf GassTeks rapport som nylig ble lagt fram.

Videreutvikling av dagens eller nye teknologier for fangst av CO₂ er avhengig av at de internasjonale leverandørselskapene for kraftverk ser et markedspotensial i å videreutvikle disse teknologiene med tanke på kommersialisering. Satsingen må derfor være rettet mot å finne løsninger for CO₂-fangst som er fullt ut konkurransedyktige mot alternative energiløsninger. Dette vil være nødvendig dersom CO₂-fangst over tid skal bli et viktig tiltak for å redusere klimagassutslippene.

10.2.2 Transport av CO₂

CO₂ må fraktes fra CO₂-kilden til den geologiske strukturen der CO₂ skal lagres. Generelt er transport av CO₂ det elementet i CO₂-kjeden som er minst komplisert, både når det gjelder teknologi og mulighetene til å anslå realistiske kostnader.

CO₂ kan transporteres med rør eller med skip. Det er lang erfaring med transport av CO₂ i rørledning fra blant annet USA og Canada. En har også god erfaring med skiping av CO₂ i forbindelse med matvareproduksjon og industriell anvendelse av CO₂. Ved frakt av større mengder CO₂ med skip, er det behov for utvikling av ny teknologi, og dette er under utredning i flere prosjekter.

Eventuell lagring av CO₂ i geologiske formasjoner på norsk sokkel vil innebære transport av store volumer CO₂. Statoil vurderte transportløsningene i forhold til eventuell CO₂-injeksjon i Gullfaksfeltet, og konkluderte med at rør per i dag har en lavere kostnad enn skip for transport av store volumer CO₂ fra en utslippskilde. Et element som gjør skip mer kostbart enn rør, er at CO₂ må mellomlagres for å sikre en kontinuerlig strøm av CO₂ til oljefeltet.

Hvilken transportmetode som velges vil være avhengig av behov og omstendigheter i det enkelte tilfelle, herunder antall utslippskilder, størrelsen på utslippene fra hver kilde, avstand fra kilde til lagringsplass, hvilke volumer CO₂ som skal fraktes mv.

10.2.3 Lagring av CO₂

Det er et stort teknisk potensial for lagring av CO₂ i geologiske formasjoner verden over. Både produserende olje- og gassfelt, gamle olje- og gassfelt og andre formasjoner er aktuelle for slik lagring. Lagring i forlatte reservoarer er geologisk gode løsninger fordi strukturene med stor grad av sannsynlighet er tette ettersom de har holdt på gass og olje gjennom millioner av år. Også andre formasjoner anses som sikre lagre for CO₂. Blant annet er det gjennom det internasjonale SACS-prosjektet dokumentert at CO₂ fra Sleipner-feltet som blir pumpet ned i den enorme Utsira-formasjonen ikke lekker ut. SACS følges nå opp i prosjektet CO₂STORE.

Flere demonstrasjons- og overvåkningsprosjekter, herunder kommersielle prosjekter som Sleipner, Snøhvit, Weyburn i Canada og In Salah-prosjektet i Algerie, gjennomføres i dag eller er under planlegging. Prosjektene bidrar til å øke kunnskapen om hvordan lagret CO₂ oppfører seg, og demonstrerer at lagring av CO₂ i geologiske formasjoner er en sikker metode. Det er viktig å få visshet om at lagret CO₂ holdes atskilt fra atmosfæren, og ikke bidrar til økt klimaeffekt. Demonstrasjonsprosjektene bidrar derfor også til å bygge tillit til geologisk lagring av CO₂ som et viktig globalt klimatiltak.

En sentral problemstilling er hvordan injeksjon av CO₂ i geologiske strukturer under havbunnen reguleres under internasjonale havmiljøkonvensjoner. De to mest sentrale konvensjonene er OSPAR-konvensjonen, som regulerer havområdene i det nordøstlige Atlanterhav, og Londonkonvensjonen, som er en global konvensjon. Det foreligger ingen bindende uttalelse om dette under konvensjonene. Juridisk gruppe i OSPAR har vurdert lovligheten av injeksjon av CO₂ i undergrunnen, herunder injeksjon for økt oljeutvinning. Gruppen har konkludert med at injeksjon av CO₂ for økt oljeutvinning er tillatt etter OSPAR-konvensjonen. Det arbeides for tiden med tilsvarende vurdering i en arbeidsgruppe under Londonkonvensjonen.

Det nærmere regelverket for hvordan CO₂-lagring skal behandles under Klimakonvensjonen og Kyotoprotokollen samt EUs kvotehandelssystem er også viktig å få avklart. Et vilkår for at fangst og lagring av CO₂ over tid skal kunne regnes som et globalt klimatiltak, er muligheten til å godskrive lagret CO₂ i klimaregnskapene. Lagring av CO₂ fra Sleipner Vest-plattformen i Nordsjøen har i flere år blitt godskrevet som et klimatiltak i Norges utslippsregnskap under FNs Klimakonvensjon. Mer utfyllende retningslinjer for rapportering av lagret CO₂ vil inngå i FNs klimapanels (IPCC) nye retningslinjer for klimagassregnskap som vil være ferdig i 2006.

IPCC utgir i september 2005 også en egen rapport som omhandler fangst og lagring av CO₂. Rapporten vil danne grunnlaget for den videre behandlingen av disse spørsmålene i de internasjonale klimaforhandlingene.

10.3 Bruk av CO₂ til økt oljeutvinning på norsk sokkel - muligheter og utfordringer

Departementet ba i oktober 2004 Oljedirektoratet om å gjennomføre en mulighetsstudie av bruk av CO₂ som trykkstøtte for økt oljeutvinning på norsk sokkel. Oljedirektoratet gjennomførte studien med bidrag fra Statoil, Petoro, Shell, Norsk Hydro og ConocoPhillips. Mulighetsstudien er omtalt i St.prp. nr. 65 (2004-2005) Tilleggsbevilgninger og omprioriteringer i statsbudsjettet medregnet folketrygden 2005. Mulighetsstudien utgjør et viktig grunnlagsmateriale for Olje- og energidepartementets vurdering av CO₂-injeksjon for økt oljeutvinning.

Oljedirektoratet konkluderer i studien med at det er teknisk mulig å gjennomføre prosjekter med CO₂-injeksjon på norsk sokkel, men at CO₂-injeksjon ikke er et kommersielt alternativ for rettighetshaverne. Denne konklusjonen baserer seg på tekniske og økonomiske vurderinger utført i dialog med sentrale aktører på norsk sokkel. Departementet mener forutsetningene Oljedirektoratet har lagt til grunn for mulighetsstudien er realistiske, og slutter seg til Oljedirektoratets vurdering.

Generelt er det slik at rettighetshaverne vil vurdere CO₂-injeksjon opp mot både andre tiltak for økt oljeutvinning og mot bruk av tilgjengelig kapasitet på plattformene til å fase inn tilleggsressurser. I dag er det tilgjengelig en omfattende meny av mulige metoder for å øke utvinningen fra et oljefelt. Eksempler på standard metoder for økt oljeutvinning er lavtrykksproduksjon, økt brønntetthet, nye brønnteknologier, optimalisert vann- eller gassinjeksjon og alternerende vann- og gassinjeksjon (WAG). Disse metodene er i dag også de mest kostnadseffektive metodene for økt oljeutvinning. I tillegg er det tilgjengelig mer avanserte, men også mer kostnadskrevende metoder, blant annet injeksjon av blandbare gasser som for eksempel CO₂, kjemiske metoder, termiske metoder og mikrobielle metoder. Injeksjon av CO₂ er med andre ord en av flere alternative metoder for å øke utvinningsgraden fra et oljefelt.

Avveiingen mellom alternative metoder for økt oljeutvinning innebærer en rekke kompliserte vurderinger av teknisk, markedsmessig og økonomisk karakter. Det er helt nødvendig å benytte kompetansen rettighetshaverne har om disse forholdene, slik at selskapene selv velger de beste og mest lønnsomme løsninger for samfunnet. I utformingen av rammeverket for ressursforvaltningen og petroleumsbeskatningen er det derfor lagt stor vekt på at myndighetenes regulering av aktivitetene er utformet slik at de avgjørelsene selskapene tar også skal være de samfunnet er best tjent med. Selskapene vil i prinsippet inkludere klimagevinsten for samfunnet i sine lønnsomhetsvurderinger når de tar hensyn til den internasjonale kvoteprisen for CO₂.

Det er utført flere studier av ulikt omfang av konkrete prosjekter med bruk av CO₂-injeksjon for økt utvinning. I 1998 vurderte Norsk Hydro, som operatør på Granefeltet, om CO₂-injeksjon egnet seg som metode for økt utvinning for dette feltet. Norsk Hydro konkluderte da med at CO₂-injeksjon ikke var et kommersielt alternativ. Granefeltet er bygd ut med injeksjon av naturgass for å øke oljeutvinningen.

Statoil har som operatør på Gullfaksfeltet vurdert injeksjon av CO₂ for økt oljeutvinning. Rettighetshaverne på Gullfaksfeltet konkluderte i 2004 med at CO₂-injeksjon ikke er et kommersielt alternativ. Samtidig ble økt vanninjeksjon i nytt brønnmønster vurdert som et alternativ til CO₂-injeksjon. Studiene viste at økt vanninjeksjon vil gi betydelig økt oljeutvinning og at det er et prosjekt med god lønnsomhet for rettighetshaverne. Dette prosjektet blir nå gjennomført.

ConocoPhillips vurderer ulike metoder for økt oljeutvinning på Ekofisk, herunder CO₂-injeksjon. Det er foreløpig kun utført forstudier. I Ekofisk injiseres store mengder vann som trykkstøtte, og dette vil i mange år fremover være utvinningsstrategien. Det er først om 15–20 år CO₂-injeksjon kan bli aktuelt for å øke oljeutvinningen ytterligere.

Statoil, Shell og Norsk Hydro, med delvis finansiering av Norges forskningsråd, er i gang med en studie for å vurdere injeksjon og lagring av CO₂ i Draugen og Heidrun. CO₂ skal eventuelt leveres fra det planlagte gasskraftverket på Tjeldbergodden. Resultatene fra studien vil foreligge i 2007.

BP, ConocoPhillips, Shell og Scottish and Southern Energy utreder et prosjekt med CO₂-injeksjon for økt utvinning i Millerfeltet på britisk kontinentalsokkel. Naturgass planlegges skilt ut i CO₂ og hydrogen. Hydrogen skal brukes i gasskraftverket i Peterhead, mens CO₂ injiseres i Millerfeltet for å øke oljeutvinningen. Gasskraftverket og rørledningen som er tenkt benyttet for transport av CO₂ eksisterer per i dag. Det må i tillegg investeres i fangstanlegg for CO₂ og i utstyr for injeksjon av CO₂ på Millerplattformen.

Prosjektet er foreløpig på konseptstadiet. En detaljert plan vil legges frem i andre halvdel av 2006 med planlagt oppstart i 2009. Prosjektet vil ha behov for incentiver i form av endrede rammebetingelser eller statlig støtte for å bli gjennomført. BP er i dialog med britiske myndigheter om dette.

Sammenliknet med Gullfaksfeltet er behovet for investeringer på Millerfeltet betydelig mindre, noe som både skyldes at prosjektet er mindre, at det allerede eksisterer en stor utslippskilde av CO₂ og en egnet rørledning til Millerfeltet. Det er likevel slik at heller ikke Millerprosjektet er lønnsomt dersom man kun legger inntekter fra økt oljeutvinning samt gevinsten ved reduserte CO₂-utslipp til grunn.

Bruk av CO₂ til økt oljeutvinning skiller seg fra andre tiltak for økt ressursutnyttelse ved at tiltaket også innebærer en positiv miljøgevinst for samfunnet som følge av at CO₂ injiseres. I sine vurderinger vil selskapene ta hensyn til denne miljøgevinsten ved at bruk av CO₂ til økt oljeutvinning reduserer behovet for å kjøpe utslippskvoter eller treffe andre tiltak for å redusere klimagassutslippene.

Kvoteprisen eller kostnaden ved alternative tiltak vil avhenge av myndighetenes samlede politikk for å redusere klimagassutslippene og dermed gjenspeile samfunnets verdsetting av miljøgevinsten fra å injisere CO₂. I den grad det benyttes CO₂ fra utenlandske kilder kan utenlandske aktører være villige til å betale en pris tilsvarende kvoteprisen for å få fanget, transportert og injisert CO₂ på norsk sokkel. Det eksisterer dermed incentiver som skal sikre at selskapene også tar hensyn til klimaeffekten ved vurdering av CO₂-injeksjon for økt oljeutvinning på norsk sokkel. Klimagevinsten for samfunnet er dermed i prinsippet inkludert i selskapenes lønnsomhetsvurderinger. En tilstramming av de internasjonale rammebetingelsene på klimaområdet kan bidra til mulighetene for bruk av CO₂ til økt oljeutvinning på norsk sokkel bedres.

Bruk av CO₂ til økt oljeutvinning kan være et av flere alternative tiltak for å redusere samlede utslipp av klimagasser. En effektiv klimapolitikk innebærer imidlertid at tiltaket må vurderes opp mot alternative miljøtiltak slik at klimamålene nås på en kostnadseffektiv måte. Med dagens klimapolitiske rammebetingelser kan bruk av CO₂ til økt oljeutvinning i dag ikke betraktes som kostnadseffektivt tiltak, sammenlignet med andre tiltak for å redusere klimagassutslippene, jf. Kyotoprotokollen. En endring i internasjonale rammebetingelser samt klimapolitiske virkemidler kan imidlertid bidra til at mulighetene for injisering av CO₂ på norsk sokkel forbedres.

Rettighetshavere på norsk sokkel vurderer per i dag ikke prosjekter med injeksjon av CO₂ for økt oljeutvinning som et kommersielt alternativ. I disse vurderingene vil selskapene ta hensyn til klimagasseffekten gjennom dagens virkemiddelbruk med kvotehandel og CO₂-avgift. Ingen selskaper har ennå fremmet slike prosjekter for departementet.

10.4 Regjeringens virkemidler og til- tak – en helhetlig strategi for fangst og lagring av CO₂

Regjeringen har siden den tiltrådte gitt høy prioritet til arbeidet med å utvikle teknologier og løsninger som kan bidra til å redusere klimagassutslippene, og har gjennom en rekke tiltak bidratt til å legge forholdene til rette for prosjekter for fangst og lagring av CO₂.

Mulighetene for å realisere CO₂-håndtering og -injeksjon i Norge har lenge hatt stor oppmerksomhet. Også den senere tiden har det blitt utarbeidet flere rapporter med fokus på mulige tiltak for å realisere slike løsninger.

Myndighetenes satsing er bare en av faktorene i arbeidet for å kunne realisere fangst og lagring av CO₂ som klimatiltak. Arbeidet for å ta i bruk nye teknologier og løsninger vil også kreve en stor egensatsing fra industrien, nasjonalt og internasjonalt. For å få til dette er det nødvendig å få på plass gode internasjonale rammebetingelser og etablere internasjonalt samarbeid på alle nivåer.

Norge har ratifisert Kyotoprotokollen og etablert et kvotemarked for CO₂ gjennom Ot.prp. nr. 13 (2004–2005) Om lov om kvoteplikt og handel med kvoter for utslipp av klimagasser (klimakvoteloven).

Regjeringen har arbeidet med å kartlegge løsninger for og muligheter til lagring eller bruk av CO₂ til økt oljeutvinning, jf. revidert nasjonalbudsjett 2004.

Regjeringen har styrket samarbeidet knyttet til fangst og lagring av CO₂ med andre land, både bilateralt og gjennom internasjonale fora.

Regjeringens strategi for å utvikle løsninger for miljøvennlige gasskraftverk er blant annet presentert i St.meld. nr. 9 (2002-2003) Om innenlands bruk av gass mv., St.prp. nr. 1 (2003–2004) og St.meld. nr. 47 (2003–2004) Innovasjonsverksemda for miljøvennlige gasskraftteknologier mv.

Et helt sentralt virkemiddel er å stimulere til forskning, utvikling og demonstrasjonsprosjekter for fangst og lagring av CO₂. Bevilgninger til forskning og utvikling, herunder opprettelsen av Gassnova, er et viktig element i regjeringens langsiktige strategi.

Regjeringen ønsker derfor å legge til rette for fortsatt utredning og vurdering av relevante og hensiktsmessige tiltak for fangst, bruk og lagring av CO₂ på norsk sokkel. Regjeringen vil legge til rette for et nært samarbeid mellom myndigheter og industri med sikte på å realisere dette. Samtidig legges det opp til å videreføre satsingen på forsk­ning og utvikling og internasjonalt samarbeid.

10.4.1 Ambisiøse internasjonale klimaavtaler

Gode internasjonale rammebetingelser i form av ambisiøse og forpliktende klimaavtaler er helt sentralt for utløse fangst og lagring av CO₂ som et klimatiltak på sikt. Kyotoprotokollen er et første viktig skritt ved at den gir utslipp av CO₂ en kostnad. Dette bidrar til å øke lønnsomheten ved, og interessen for, å utvikle teknologier som gir lavere klimagassutslipp, herunder fangst av CO₂ fra kraftproduksjon. Regjeringen har ratifisert Kyotoprotokollen og etablert et kvotemarked for CO₂ gjennom Ot.prp. nr. 13 (2004–2005) Om lov om kvoteplikt og handel med kvoter for utslipp av klimagasser.

Det er behov for langt sterkere forpliktelser etter 2012 dersom effektene av de menneskeskapte klimaendringene skal kunne begrenses. Regjeringen vil at Norge fortsatt skal være en pådriver i arbeidet for å enighet om strengere og mer omfattende globale klimaavtaler etter 2012, og prioriterer dette arbeidet høyt. Norge skal spille en aktiv og konstruktiv rolle i denne prosessen.

10.4.2 Styrket internasjonalt samarbeid

Det er viktig å merke seg at utfordringene knyttet til fangst og lagring av CO₂ må møtes gjennom internasjonalt samarbeid og innsats på alle nivåer: mellom industrielle aktører, mellom forskingsinstitusjoner og på myndighetsnivå.

Regjeringen har styrket samarbeidet med andre land på dette området, både bilateralt og gjennom internasjonale fora. Norske myndigheter vil fortsatt delta aktivt i internasjonalt forsknings- og teknologisamarbeid, og legge til rette for deltakelse fra norske aktører. Flere sentrale norske forskningsinstitusjoner og selskaper deltar i internasjonale samarbeidsprosjekter der både energi- og leverandørselskaper og flere lands myndigheter samarbeider. Slike prosjekter sikrer at både nødvendige teknologiutviklere (leverandørselskap) og teknologikjøpere (energiselskap) deltar i teknologiutviklingen.

Viktige arenaer for samarbeid og koordinering på myndighetsnivå er blant annet Carbon Sequestration Leadership Forum, samarbeid i regi av International Energy Agency, i ulike forskningsprogrammer i EU, i tillegg til bilateralt samarbeid.

I Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF) deltar Norge sammen med 18 andre land, blant annet USA, Kina, Russland, India og Australia, i tillegg til en rekke EU-land og EU-kommisjonen. CSLF har som mål å gjennom samarbeid videreutvikle teknologier knyttet til utskilling, lagring og/eller bruk av CO₂.

Norge har inngått en forsknings-MOU med USA som også omfatter samarbeid om forskning for fangst og lagring av CO₂.

Departementet tok i fjor initiativ til opprettelse av et eget dialogforum mellom Norge, Storbritannia og Danmark om lagring og bruk av CO₂ til økt oljeutvinning. EU-kommisjonen har nå også sluttet seg til forumet. Forumet vil bli brukt aktivt til informasjonsutveksling om aktiviteter knyttet til fangst, bruk og lagring av CO₂ på myndighetsnivå, diskusjon av muligheter og utfordringer knyttet til prosjekter i de ulike landene, samt gevinster ved samordning på myndighetsnivå. Utvidelse av forumet med andre aktuelle land vil også vurderes.

Regjeringen har også inkludert fangst og lagring av CO₂ som et viktig tema i energidialogen med EU-kommisjonen. Sammen med EUs energikommissær vil regjeringen utforske mulige samarbeidsområder for å fremme bruken av CO₂ for økt oljeutvinning. Den felles innsatsen skal også inkludere fangst og lagring av CO₂. Dette samarbeidet vil bli konkretisert i løpet av 2005. Olje- og energiministeren er blant annet invitert til å følge opp dette i dialogen under Storbritannias formannskap i EU høsten 2005.

Norske myndigheter bidrar aktivt til juridisk avklaring i internasjonale fora som OSPAR- og London-konvensjonen. Norge er nå sammen med Storbritannia lederland i OSPAR på dette spørsmålet. Norske aktører spiller også en viktig rolle i forbindelse med utarbeidelsen av FNs klimapanels rapport om fangst og lagring av CO₂ samt i utarbeidelsen av regelverk for rapportering/kreditering ifm EUs kvotesystem.

10.4.3 Satsing på utvikling og utprøving av teknologier for fangst av CO₂ fra gasskraftverk

Regjeringen har styrket den nasjonale innsatsen knyttet til forskning og utvikling av teknologier for fangst av CO₂ fra gasskraftverk. Dette har bidratt til at norske forskningsmiljøer og norsk industri har høy kompetanse og høy fokus på dette feltet.

Det er viktig å understreke at en vellykket satsing for å realisere gasskraftløsninger med CO₂-håndtering krever stor utviklingsinnsats fra potensielle leverandører og selgere av miljøvennlig gasskraftteknologi. Uten deres medvirkning vil ikke mer effektive teknologikonsepter bringes fram. For Norge, som har få industrielle aktører og et lite hjemmemarked, er det derfor helt avgjørende å ha et sterkt inngrep med den internasjonale utviklingen.

Norske aktører arbeider med flere ulike teknologikonsepter som varierer i modningsgrad. Noen av disse er prøvet ut i ulike industrielle sammenhenger, mens andre teknologikonsepter krever et lengre utviklingsarbeid knyttet til turbiner mv. Per i dag er det ikke mulig å avgjøre hvilke av disse teknologiene som har størst potensial til å redusere teknologisk og økonomisk risiko. Myndighetene har de senere årene gjennomført en rekke prosesser og høringer av relevante norske aktører - leverandører, industri og forskningsmiljøer - for å se hva som kan bringe framdrift i realiseringen av mer miljøvennlige gasskraftverk. En hovedkonklusjon er at det er nødvendig å redusere både teknologisk og økonomisk risiko, og dette skjer best gjennom utprøvinger av de ulike teknologikonseptene. Utprøving av teknologiene, også i mindre skala, er kostbart og ressurskrevende. For å sikre at aktørene som skal utvikle teknologiene vil satse til tross for risiko, kreves langsiktighet og stabilitet i finansieringen av prosjektene.

Cicero Senter for klimaforskning har undersøkt ulike lands bevilgninger til CO₂-håndtering og konkluderer blant annet med at det sett i forhold til størrelsen på økonomien, satses mer på denne typen teknologiutvikling i Norge enn i noe annet land i Europa eller Nord-Amerika.

Den offentlige innsatsen for forskning på miljøvennlige gasskraftteknologier har i hovedsak vært organisert gjennom programmer som Klimatek og RENERGI i Norges forskingsråd.

Satsingen gjennom Norges forskningsråd har ført til at flere prosjekter har vært gjennom forskningsperioden, og er naturlig å ta videre til neste fase. Utprøving av teknologiene, også i mindre skala, er kostbart og ressurskrevende og krever finansiering i et langt større omfang enn det forskningsprogrammene hittil har hatt.

Regjeringen opprettet på denne bakgrunn Gassnova fra 1. januar 2005. Organet er etablert som et forvaltningsorgan med særskilte fullmakter. Organet er underlagt Olje- og energidepartementet. Gassnova skal gi støtte til prosjekter for utprøvning og demonstrasjon, og bidra til å utvikle kostnadseffektive og framtidsrettede teknologikonsepter for gasskraft med CO₂-håndtering.

Gassnova kan gi støtte til prosjekter som i utvikling ligger mellom forskning og kommersielle anlegg, for eksempel pilot- og demonstrasjonsanlegg. I dette arbeidet skal Gassnova ha fokus på å delfinansiere prosjekter som vurderes å ha klart kommersielt potensial og en markedsbasert forretningsplan, samtidig som det skal stilles krav til industriell deltakelse fra leverandører og brukere nasjonalt og internasjonalt.

I forbindelse med behandlingen av revidert nasjonalbudsjett 2004 ble det opprettet et fond på 2 mrd. kroner til miljøvennlig gasskraftteknologi. Innovasjonsvirksomheten skal disponere avkastningen fra dette fondet til å støtte utprøving og demonstrasjon av slike teknologier. I 2005 er det bevilget 46,3 mill. kroner fra avkastningen av dette fondet til Gassnovas støttevirksomhet. Siden fondet ble opprettet 1. juli 2004, ble det i tillegg gitt en tilsagnsfullmakt på 50 mill. kroner for å gi virksomheten disponible midler til prosjektstøtte i 2005 på linje med år med normal 12 måneders avkastning fra fondet. Samtidig med opprettelsen av Gassnova ble det etablert et nytt nasjonalt gassteknologiprogram, Climit. I tillegg til midlene fra Gassnova, vil også midler fra Norges forskningsråd inngå her. Til sammen disponerer programmet om lag 150 mill. kroner i 2005. Regjeringen vil fortsatt kanalisere offentlige bevilgninger til forskning, videreutvikling og demonstrasjon av ulike renseteknologier gjennom Gassnova, Norges forskningsråd og Climit.

Gassnova inviterte i midten av februar 2005 til nye søknader om demonstrasjons- og pilotanlegg. Utprøving av teknologiene, også i mindre skala, er kostbart og ressurskrevende, og vil bare være realistisk for et fåtall teknologikonsepter. Det må derfor gjøres grundige vurderinger av de ulike søknadene, og stilles strenge krav til prosjektene for å sikre at teknologier med størst teknologisk og økonomisk potensial blir prøvd ut. Det er avgjørende at industrien griper muligheten dette nye virkemiddelet gir til å få fram mange gode prosjekter i årene framover, og at Gassnova nå gis ansvar og tid til å arbeide fram gode prosjekter sammen med aktørene på området.

10.4.4 Videreføre en aktiv strategi

CO₂-håndtering kan på lengre sikt spille en viktig rolle i et internasjonalt perspektiv og bidra vesentlig til å redusere klimagassutslipp nasjonalt og internasjonalt. En videreføring av satsingen på forskning og utvikling, og deltakelse i internasjonalt samarbeid står sentralt i arbeidet for en større utbredelse av slike teknologier.

Regjeringen ønsker derfor å legge til rette for fortsatt utredning og vurdering av relevante og hensiktsmessige tiltak for fangst, bruk og lagring av CO₂ på norsk sokkel. Regjeringen vil legge til rette for et nært samarbeid mellom myndigheter og industri med sikte på å realisere dette. Samtidig legges det opp til å videreføre satsingen på forsk­ning og utvikling og internasjonalt samarbeid.

11 Stortingets anmodningsvedtak nr. 470 (2003–2004)

Ved behandlingen av St.meld. nr. 38 (2003–2004) Om petroleumsvirksomheten fattet Stortinget 14. juni 2004 følgende anmodningsvedtak, jf. Innst. S. nr. 249 (2003–2004):

«Stortinget ber regjeringen fremme forslag til hensiktsmessige virkemidler for å stimulere til bruk av CO₂ som trykkstøtte for økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel. Videre ber Stortinget regjeringen vurdere ytterligere insentivordninger for økt haleproduksjon. Vurderingene bes lagt frem snarest mulig og senest i forbindelse med statsbudsjettet for 2006.»

Når det gjelder virkemidler for å stimulere til bruk av CO₂ som trykkstøtte, vises det til omtale i kap. 10 Stortingets anmodningsvedtak nr. 358 og 470.

11.1 Høyt aktivitetsnivå på sokkelen

Det er i inneværende år et høyt aktivitetsnivå på norsk kontinentalsokkel. Investeringene ventes i 2005 å bli på om lag 90 mrd. kroner. Oljeselskapene investerer i nye feltutbygginger, har konkrete planer for å fase inn nye olje- og gassressurser til eksisterende infrastruktur og arbeider aktivt for å gjennomføre tiltak for økt oljeutvinning. Dette har medført at Olje- og energidepartementet første halvår 2005 har behandlet åtte nye utbyggingsprosjekter som til sammen vil bidra til produksjon av om lag 110 mill. Sm³ o.e. I tillegg er det stor aktivitet for å øke utvinningen fra felt som er i produksjon. I løpet av 2004 ble det modnet frem prosjekter som kan øke ressursuttaket med 34 mill. Sm³ o.e. Årsaken er nye prosjekter for økt utvinning på felt som Ekofisk, Gullfaks, Åsgard og Gungne. I sum tilsvarer disse ressursene over fem felt på størrelse med Jotun som er et mellomstort felt.

Det er flere forhold som påvirker aktivitetsnivået på norsk kontinentalsokkel. Økt oljepris bidrar isolert sett til at flere investeringer blir bedrifts- og samfunnsøkonomisk lønnsomme. I de siste årene har oljeprisen steget betydelig og det er forventninger om at høye oljepriser vil vedvare på sikt. I tillegg er det på norsk kontinentalsokkel gode muligheter for nye funn. Det ligger også betydelige muligheter i å utvikle gjenværende ressurser i felt i drift og funn nær eksisterende innretninger.

11.2 Haleproduksjon

Deler av norsk sokkel er nå i moden fase, det vil si feltene har avtagende produksjon og noen felt har kommet helt i sluttfasen av sin produksjonsperiode, eller haleproduksjonsfasen. Når produksjonen faller stiger enhetskostnadene inntil kostnadene er høyere enn inntektene og feltet stenges ned. Det er viktig at selskapene arbeider aktivt med tiltak for å redusere driftskostnader, øke utvinningen fra eksisterende reservoar samt lete etter nye ressurser som kan fases inn mot eksisterende infrastruktur. Gjennomføring av slike tiltak er primært oljeselskapenes ansvar, mens myndighetene bør bidra med gode rammevilkår som sikrer likhet mellom bedriftsøkonomisk og samfunnsøkonomisk lønnsomhet. I de fleste tilfeller vil det være bedriftsøkonomisk lønnsomt for selskapene å fortsette produksjonen på modne felt så lenge det er samfunnsøkonomisk lønnsomt.

I takt med utviklingen av norsk sokkel har regjeringen gjennomført endringer i olje- og gasspolitikken for å stimulere til økt aktivitet. Sentrale endringer har vært lettere tilgang for nye aktører og årlige konsesjonstildelinger i modne områder.

Olje- og energidepartementet har lagt til rette for at nye aktører kan etablere seg på norsk kontinentalsokkel. Formålet har vært å sikre et mangfold av rettighetshavere med ulik forretningsstrategi for å skape dynamikk og fremme konkurranse mellom rettighetshaverne. Denne dynamikken i aktørbildet er viktigere når deler av kontinentalsokkelen er i en moden fase, og når feltene nærmer seg haleproduksjonsfasen.

Siden 2000 har 25 selskaper blitt prekvalifisert. Flere av disse selskapene har vært aktive i de siste konsesjonsrundene og/eller har kjøpt andeler i modne oljefelt. De bidrar dermed til økt konkurranse og til ny dynamikk i eksisterende felt. Utformingen av petroleumsskattesystemet med full sikkerhet for å få full utnyttelse av alle skattefradrag, har gitt nye aktører like konkurransevilkår med eksisterende selskaper. En har ikke kjennskap til noe annet petroleumsskattesystem som har en tilsvarende god risikodeling mellom selskapene og staten. Det vises for øvrig til omtalen av skattesystemet på sokkelen i revidert nasjonalbudsjett 2004.

I 2003 ble letepolitikken i modne områder lagt om til årlige tildelinger i forhåndsdefinerte områder (TFO). Resultatene av tildelingene så langt viser at omleggingen av tildelingssystemet var et riktig tiltak som vil bidra til å øke leteaktiviteten i de modne områdene i årene fremover. Dette tiltaket er av stor betydning for å påvise ressurser i nærheten av eksisterende infrastruktur og for å bidra til at disse ressursene utvinnes. Innfasing av nye ressurser kan i mange tilfeller være avgjørende for å forlenge produksjonen fra det feltet som innretningen opprinnelig er bygget for utvinne. Ved tildeling av nytt areal stilles det nå klarere krav til aktivitet for å forhindre passiv båndlegging av areal.

Olje- og energidepartementet har nylig sendt to saker på høring som kan bidra til at eksisterende innretninger og tilknyttet areal utnyttes på best mulig måte. Departementet har sendt på høring en forskrift om andres bruk av innretninger med sikte på å oppnå effektiv bruk av prosesseringsanlegg mv. (tredjepartsadgang). Departementet har videre sendt på høring et forslag om endring i arealavgiften der det ikke betales avgift for arealer med produksjon og aktiv leting, men der arealer uten tilfredsstillende aktivitet får høyere avgift.

Regjeringens vurdering

Aktivitetsnivået på norsk kontinentalsokkel er høyt, og selskapene viser stor interesse for å utvikle eksisterende felt. Regjeringen vil fortsatt bidra til økt konkurranse på norsk sokkel gjennom blant annet å legge til rette for nye aktører og videreføre de årlige konsesjonstildelingene i modne områder.

Videre vil regjeringen på grunnlag av høringsmerknader vurdere endringer i arealavgiften og reglene for tredjepartsadgang.

Regjeringen satser på petroleumsforskning noe som gjenspeiles i forslag om en ytterligere økning for 2006. Forskning og utvikling har allerede bidratt til økt utvinning og forlenget levetid for en rekke felt og vil være en avgjørende faktor også fremover.

Ut fra dette mener regjeringen at dagens insentiver for økt haleproduksjon er tilfredsstillende.

12 Stortingets anmodningsvedtak nr. 274 (2004-2005)

Ved behandlingen av Dokument nr. 8:13 (2004–2005) fattet Stortinget 15. mars 2005 følgende anmodningsvedtak, jf. Innst. S. nr. 129 (2004–2005):

«Stortinget ber regjeringen gjennomgå regelverk og praksis med hensyn til distriktsandel på nytt, for å gjøre dette mer treffsikkert og rettferdig slik at flomforbygging og opprydding etter flom dekkes av staten fullt ut.»

12.1 Historikk

Arbeid med flom- og erosjonssikring var tidlig en del av statens virksomhet. Utgiften til flom- og erosjonssikringsarbeider ble delt mellom staten og distriktene. Stortinget ga tilskudd til hvert enkelt tiltak, enten som et beløp eller ved en prosentsats. Fra 1. juli 1932 fikk NVEs hovedstyre myndighet til å fordele en årlig bevilgning til tiltak.

I St.prp. nr. 2 (1946–1947) ble det fastsatt at den årlige bevilgningen til forbygning skulle knyttes til distriktsbidrag fra kommuner eller private. I 1959 ble det bestemt at distriktsandelen skulle være 25 pst. i Sør-Norge og 20 pst. i Nord-Norge, men med noe variasjon for de enkelte type anlegg. For flomskadearbeider var distriktsandelen på 18 eller 20 pst., i unntakstilfeller 10 pst.

I 1975 vedtok regjeringen at ordningen med distriktsandel skulle falle bort fra 1. januar 1976. Dette førte til en jevn økning av antallet søknader. Mens det tidligere hadde vært en prioritering og sortering av søknadene i kommunene, ble nå alle søknader sendt videre til NVE. En rekke søknader ble lagt til side i NVE på grunn av manglende midler.

I 1990 ble ordningen med distriktsandel gjeninnført etter vedtak i Stortinget. Satsen ble fastsatt til 25 pst. for hele landet. Det ble gitt fritak for oppryddings- og reparasjonstiltak etter storflommen på Østlandet i 1995 og flommen i Nord-Norge i 1997. Oppryddings- og reparasjonstiltak etter disse to storflommene ble finansiert av ekstraordinære bevilgninger fra Stortinget. Bakgrunnen for dette var behovet for en rask reparasjon av sikringsanleggene for å hindre skade på de verdiene anleggene skulle beskytte, og for å unngå skadeutvikling på selve sikringsanleggene. Omfanget av skadene etter disse storflommene var så omfattende at det ikke var mulig å gjennomføre tiltakene innenfor ordinære budsjettrammer.

Distriktsandelen var gjenstand for diskusjon etter flommen i 1995, og spørsmålet ble grundig behandlet av Flomtiltaksutvalget, jf. NOU 1996: 16 Tiltak mot flom. I St.meld. nr. 42 (1996-97) Tiltak mot flom, gikk Regjeringen Jagland inn for å beholde en distriktsandel. I behandlingen av meldingen forutsatte Stortinget at den skulle settes til 20 pst. Dette ble gjort gjeldende fra 1. januar 1998.

12.2 Ansvar for sikkerhet mot skade som følge av flom

Grunneier har et selvstendig ansvar for å redusere faren for skader på egen eiendom, jf. naturskadeforsikringsloven § 3, tredje ledd og naturskadeloven § 11 annet ledd punkt 3. I begge bestemmelser gjelder regelen om bortfall eller reduksjon av erstatning dersom skadelidte kan lastes for at han ikke har tatt tilstrekkelig hensyn til eller forebygget skade.

Kommunen har et hovedansvar for å hindre utbygging i fareområder gjennom bestemmelsene i plan- og bygningsloven og naturskadeloven. Det er gitt nærmere retningslinjer for arealplanlegging og utbygging i fareområder i rundskriv T 5/97 fra Kommunal- og arbeidsdepartementet og Miljøverndepartementet, og i NVEs retningslinjer fra 1999, «Arealbruk og sikring i flomutsatte områder». Dersom kommunen ikke har tatt tilstrekkelig hensyn til naturfare i planlegging eller dele- og byggetillatelser, kan den ved skade bli stilt overfor krav om regress fra forsikringsselskapene. Ved vedtak om delings- og byggetillatelse kan kommunen med hjemmel i plan- og bygningsloven stille særlige krav til sikring av byggegrunn, bebyggelse og uteareal.

NVE er ansvarlig myndighet når det gjelder fare knyttet til vassdrag, og skal gi fylkeskommunen og kommunen nødvendig hjelp for å sikre at det blir tatt hensyn til fare for flom, erosjon, skred og isgang i arealplanleggingen. Etter forslag fra Flomtiltaksutvalget ble arbeidet med arealplanlegging i NVE styrket etter flommen i 1995. Fylkesmannen har også et ansvar for å følge opp planforslag som innebærer ulike former for risiko, herunder fare knyttet til vassdrag. NVE bistår kommunene ved å fremskaffe informasjon om fareområder langs vassdrag gjennom Flomsonekartprosjektet og Program for økt sikkerhet mot leirskred. Hovedformålet med kartleggingen av fareområder er å gi kommunene et bedre grunnlag for arealplanlegging og beredskap.

12.3 Statens ordninger for bistand til sikring mot og erstatning av naturskader

NVE gir bistand til planlegging og gjennomføring av sikringstiltak mot flom, erosjon og skred langs vassdrag av midlene på statsbudsjettets kap. 1820, post 22 Sikrings- og miljøtiltak i vassdrag. Alle meldinger sendes via kommunen, som må uttale seg om fordeler og ulemper ved tiltaket, arealplaner i området samt miljøforhold før NVE behandler saken. NVE tar også selv initiativ til å prioritere sikringstiltak.

Bistand gis etter en streng prioritering, der det legges vekt på den samfunnsmessige nytten av tiltaket i forhold til kostnadene, om det er fare for menneskeliv og på miljøforhold. Sikring mot store leirskred som kan føre til tap av menneskeliv, og sikringstiltak mot flomskader i byer og tettsteder, er prioritert i de senere år. Dette er blant annet en følge av Program for økt sikkerhet mot leirskred og Flomsonekartprosjektet.

Styret for Statens naturskadefond kan gi tilskudd til sikring mot naturskade. Kommunene kan søke naturskadefondet om midler til gjennomføring av sikringstiltak og til sakkyndig bistand. En forutsetning for tilskudd er at kommunen bidrar økonomisk til sikringen. Eventuelt tilskudd dekker inntil 75 pst. av kostnadene ved tiltaket. Det kan søkes tilskudd om midler til alle typer naturskade, men det ytes normalt ikke tilskudd fra Statens naturskadefond til tiltak som faller inn under til NVEs bistandsordning.

Erstatning fra Statens naturskadefond gis for skade som direkte skyldes naturulykke som skred, flom, stormflo eller lignende, og som ikke dekkes av private forsikringer. Erstatningen fra naturskadefondet dekker kostnadene til gjenoppretning til samme sikkerhetsnivå som før naturulykken. Ved erstatning kreves det en egenandel som varierer, avhengig av taksten.

Permanente sikringstiltak som NVE gir bistand til etter flomhendelser, skal gi høyere sikkerhetsnivå enn før skaden. Når forholdene ligger til rette for det, samordnes midlene fra skadeerstatningen med NVEs bistand til sikring, med tanke på permanent, økt sikkerhetsnivå. NVE prioriterer imidlertid sin bistand etter egne retningslinjer for prioritering, uavhengig av erstatning fra naturskadefondet. Samordning er bare aktuelt når NVEs prioritering og planlegging av tiltak sammenfaller med naturskadeerstatning for den samme strekningen.

12.4 Gjeldende ordning for distrikts­andelen – retningslinjer og praksis

Distriktsandelen ved flom- og erosjonssikringstiltak innebærer at lokale interesser deltar i finansiering av tiltakene. Før NVE gir bistand til gjennomføring av tiltak, må kommunen garantere for distriktsandelen. Kommunen kan fordele utgiftene blant grunneiere og eventuelle andre som har nytte av tiltaket.

NVE kan redusere eller frafalle kravet om distriktsandel i følgende tilfeller, jf. St.meld. nr. 42 (1996–97):

• For sikringstiltak som reduserer faren for tap av menneskeliv og større materielle verdier, for eksempel som følge av kvikkleireskred.

• For tiltak som primært er begrunnet med allmenne hensyn, for eksempel for å hindre forurensning eller for å bedre forholdene for fisk.

Det blir i praksis ikke krevd distriktsandel for krisetiltak som gjennomføres for å avverge overhengende fare for menneskeliv eller skader på større verdier umiddelbart før og under flommer. I enkelte tilfelle utføres det også krise-/oppryddingstiltak umiddelbart etter en flom der dette er nødvendig for å hindre videre skadeutvikling. NVE dekker også fullt ut kostnadene ved oppryddingstiltak etter flommer når tiltakene er begrunnet med allmenne hensyn. Også ved gjennomføring av mindre vedlikeholdstiltak som krever rask gjennomføring for å hindre utvikling av skade blir det heller ikke krevd distriktsandel.

For alle øvrige sikringstiltak blir det krevd 20 pst distriktsandel. Et krisetiltak som skal redusere fare for skade under flom har som oftest midlertidig karakter. Tiltaket må da følges opp med et permanent tiltak etter flommen. For slike tiltak blir det normalt krevd distriktsandel.

Egeninnsats fra grunneier eller kommune kan beregnes som en del av distriktsandelen som dermed får redusert kronebeløp. Tiltak som primært sikrer statlig infrastruktur slik som riksveger og jernbane blir ofte samfinansiert av Vegvesenet, Jernbaneverket og NVE. Det kreves ikke distriktsandel fra kommune eller grunneiere ved gjennomføring av slike tiltak.

12.5 Alternativer til gjeldende ordning

I det følgende vurderes tre alternativer til dagens ordning. For det første; bortfall av distriktsandel for tiltak spesielt etter flomskader, i tillegg til de eksisterende mulighetene for redusert distriktsandel. For det andre; bortfall av distriktsandel for alle flomtiltak. For det tredje; bortfall av distriktsandelen for alle sikringstiltak, det vil si også for skredsikringstiltak. Alternativene diskuteres samlet fordi virkningene trekker i samme retning, men forskjellene påpekes der det er relevant.

Virkningene vil i noen grad avhenge av hvorvidt bevilgningene over kap. 1820, post 22 økes for å motsvare virkningen av redusert distriktsandel. Dette påpekes i det følgende der det er relevant.

12.6 Samfunnsmessige virkninger ved bortfall eller redusert distriktsandel

Konsekvenser for sikkerheten langs vassdrag

Bortfall av distriktsandelen vil gi NVE redusert budsjett til gjennomføring av sikringstiltak langs vassdrag. Virkningen kan illustreres ved regnskapet for 2004. Totalbudsjettet inkludert distriktsandelen var da på om lag 80 mill. kroner. Distriktsandelen utgjorde om lag 16 mill. kroner. Bortfall av distriktsandelen for alle sikringstiltak ville innebære en tilsvarende reduksjon av de samlede midlene. Ved bortfall av distriktsandelen kun for flomtiltak ville reduksjonen i midlene til tiltak være mindre, anslått til om lag 5 mill. kroner basert på 2004-tall. Det er vanskelig å anslå budsjettvirkningen av å fjerne distriktsandelen bare for tiltak etter flommer. Behovet for sikringstiltak mot flom avdekkes ofte etter større eller mindre flomsituasjoner. Det understrekes at budsjettvirkningen kan variere betydelig mellom år, avhengig av sammensetningen av tiltak som finansieres over kap. 1820, post 22.

En reduksjon av de samlede midlene til sikringstiltak vil innebære at tiltak ikke kan gjennomføres eller må utsettes, og NVE vil ikke kunne yte samme bistand til tiltak for økt sikkerhet i fareutsatte områder. Gjennom NVEs Flomsonekartprosjekt og Program for økt sikkerhet mot leirskred er det avdekket flere områder i byer og tettsteder med utilfredsstillende sikkerhet mot flom og skred. Flere større tiltak er under vurdering, planlegging eller utførelse, herunder sikringstiltak mot skred i Skien/Porsgrunn, Drammen, Skaun og Trondheim, og sikringstiltak mot flom i Alta, Høyanger, Dalen i Telemark og Innbygda i Trysil.

En vesentlig reduksjon av de totale midlene til sikringstiltak kan også ha konsekvenser for størrelsen på anleggsenhetene (NVE Anlegg). Anleggsenhetene er avhengig av et visst aktivitetsnivå for å kunne opprettholdes på dagens nivå. Gjennom anleggsenheten har NVE en operativ organisasjon i krisesituasjoner og den tilbakefører praktisk kompetanse til NVE for øvrig, noe som særlig er til nytte i beredskapssammenheng.

Muligheter for mindre aktsomhet ved utbygging av flomutsatte områder

Kravet om distriktsandel ved sikringstiltak er et insentiv til å unngå utbygging i fareområder. Denne virkningen er i tråd med anbefalingene i St.meld. nr. 42 (1996–97), som fremhever riktig arealbruk som det viktigste virkemiddelet for å unngå flomskader. Bortfall av krav om distriktsandel kan på sikt medføre mindre aktsomhet blant kommuner og grunneiere ved utbygging av fareområder. Dette er også påpekt av Flomtiltaksutvalget som sier: «… nivået på distriktsandelen ikke må fjerne grunneieres og kommuners ansporing til et bevisst forhold til flomrisikoen ved etablering av virksomhet i flomutsatte områder» (NOU 1996: 16, side 153).

Også kravet om egenandel ved erstatninger etter naturskader gir en motivasjon for å unngå bygging i fareutsatte områder.

Mulige konsekvenser for prioritering av tiltak

Gode retningslinjer, prioriteringskriterier og tilstrekkelig saksbehandlingskapasitet skal sikre at statlige myndigheter foretar riktig prioritering av sikringstiltak. Villighet til lokal medfinansiering i form av distriktsandel fungerer i tillegg som en form for garanti for at det er et reelt og velfundert behov for sikring det fremmes ønske om. Ved bortfall av distriktsandelen vil prioriteringen blant søkerne måtte foretas av de statlige myndighetene alene, uten den ekstra sikkerheten som distriktsandelen gir for riktig prioritering. Dette vil sannsynligvis medføre flere ønsker om statlig bistand til tiltak, også til tiltak som ikke er godt begrunnet, jf. tidligere erfaringer fra perioden uten distriktsandel fra 1976 til 1990.

Kravet om distriktsandel virker også ofte som en demper mot å ta for raske og dårlig begrunnede beslutninger om gjennomføring av tiltak. NVEs erfaring viser at det også for tiltak der behovet er avdekket i flomsituasjoner er nødvendig å foreta en nøyere vurdering og planlegging av tiltak, og at en som oftest har tid til dette. En kritisk og langsiktig prioritering med tanke på forebygging av skader vil være samfunnsmessig mer formålstjenlig, også for sikringsbehov som avdekkes under store og mindre flomhendelser. Unntaket er krisetiltak som utføres under flom for å avverge overhengende fare for store verdier. I slike tilfeller er det ikke tid til å avklare spørsmål om distriktsandel, og slike tiltak er derfor unntatt fra dette kravet.

På den annen side vil en ordning med distriktsandel kunne føre til at de samfunnsmessig gunstigste prosjektene ikke blir gjennomført dersom grunneier eller kommunen ikke har økonomisk evne til å delta i finansieringen. Dette er også påpekt av Flomsikringsutvalget, jf. NOU 1996: 16, side 152. Dette er årsaken til at distriktsandelen er satt lavt, og at det er gitt muligheter for redusert eller bortfall for enkelte typer tiltak.

Særlig problematisk kan kravet om distriktsandel være for tiltak som har nytte for en vanskelig identifiserbar gruppe av grunneiere eller andre interesser. Dette gjelder for eksempel sikring mot kvikkleireskred og mot massetransport i vassdrag. I slike tilfeller dekker kommunen som oftest utgiftene til distriktsandelen.

Det er myndighetenes erfaring at kravet om distriktsandel ikke har vært til hinder for at samfunnsnyttige tiltak blir gjennomført.

Mulige konsekvenser for tilsyn, drift og vedlikehold av sikringsanleggene

Kravet om egenandel medvirker til at grunneiere og kommuner selv må vurdere behovet for og omfanget av sikringstiltak. Av dette følger et nært forhold både til prioritering og planlegging av tiltaket, og senere til drift, tilsyn og vedlikehold av anleggene. Distriktsandelen bidrar derfor til lokalt eierskap og medvirkning i alle faser av prosessen.

For sikringstiltak som NVE bidrar til er det som regel kommunen som er formell tiltakshaver. Det er kommunens ansvar å avklare alle forhold til den enkelte grunneier ved avtaler, reguleringsplan, jordskifte etc. Som regel er det grunneier som til slutt er eier av sikringsanlegget. Bortfall av distriktsandelen kan redusere grunneiers interesse i å føre tilsyn med og vedlikeholde anlegg.

Endret distriktsandel og konsekvenser for rettferdigheten

I utgangspunktet kan bortfall av distriktsandelen for alle tiltak kunne oppfattes som mer rettferdig fordi sikring ikke blir avhengig av privat eller kommunal økonomi. I praksis kan imidlertid ikke alle behov for sikring imøtekommes, det vil alltid være behov for en prioritering av de mest nødvendige og nyttige tiltakene innenfor en begrenset ressursramme. Det vil derfor alltid være mange som ikke får imøtekommet sine ønsker om sikring. Bortfall av distriktsandel kan derfor oppleves som mindre rettferdig av de som ikke får statlig bistand, og eventuelt gjennomfører tiltak for egen regning. Det kan derfor anses som rimelig at de utvalgte som får sikret sine verdier mot skade med statens bistand, også bidrar til dette ved en egenandel.

Bortfall av distriktsandel for tiltak spesielt etter flomhendelser kan oppleves som mindre rettferdig av de som må betale distriktsandel som ikke utløses av en flomhendelse, men som er nødvendig for å hindre skade fra fremtidige flommer. Det er i prinsippet ikke forskjell på permanente tiltak der behovet avdekkes som følge av flom, og tiltak der behovet avdekkes på annen måte. En slik løsning kan også oppleves som urettferdig fordi det vil kreve en sondring mellom saker som i stor grad må bero på skjønn. Mange behov for flomtiltak avdekkes etter lokale flomsituasjoner som får liten oppmerksomhet utad, men hvor faren for tap av verdier for den enkelte kan være minst like stor som ved store flommer.

En ordning med fritak for distriktsandel spesielt etter flommer kan oppleves som urettferdig for de som må betale distriktsandel for sikringstiltak mot skred. Kvikkleireskred og de fleste andre typer skred er karakterisert ved at de hender bare en gang. Forebyggende sikringstiltak må skje i forkant av en mulig hendelse. Tiltak under eller i etterkant av en skredhendelse kan ikke berge bebyggelse som er rammet. Dette i motsetning til flom, som gjentar seg, og som derfor er mulig å sikre mot gjentakelse.

Full statlig finansiering av alle, eller enkelte, typer sikringstiltak langs vassdrag kan videre oppleves som urettferdig av de som er utsatt for andre typer naturulykker, for eksempel forskjellige skredtyper, stor-/stormflo langs kysten, flomhendelser i bebygde områder som følge av problemer med overvannshåndtering mv. Det kreves minst 25 pst. distriktsandel ved tilskudd fra Statens naturskadefond.

Forutsatt at det ikke er aktuelt å dekke alle behov for sikring ved alle former for naturulykker, vil frafall av krav om distriktsandel for alle eller utvalgte typer sikringstiltak langs vassdrag oppfattes som mer rettferdig av noen, og mindre rettferdig av andre. Hensynet til rettferdighet for søkere kan derfor vanskelig nyttes som kriterium for å fjerne eller redusere distriktsandelen ved flomforebygging eller opprydding etter flom. Når Flomtiltaksutvalget valgte å opprettholde distriktsandelen, pekte utvalget på at det er rimelig at de lokale interesser som har nytten av tiltaket bidrar til sikring av sine verdier. Samtidig la utvalget vekt på at andelen ikke må være så stor at det er til hinder for en samfunnmessig optimal prioritering.

12.7 Økonomiske og administrative konsekvenser

Distriktsandelen utgjør en vesentlig del av finansieringen av NVEs sikringstiltak. Virkningen av å fjerne andelen vil avhenge av hvilke typer tiltak dette gjøres gjeldende for. Dersom samme nivå på gjennomføring av sikringstiltak skal opprettholdes som i dag, må bevilgningen over statsbudsjettet økes tilsvarende.

I de siste fem årene har NVE i gjennomsnitt mottatt og behandlet om lag 100 meldinger om behov for tiltak årlig. I tillegg kommer tiltak som NVE selv ser behov for og prioriterer i nært samarbeid med berørte kommuner. Hver melding behandles etter forvaltningslovens regler, med adgang til å klage på vedtaket. Om lag 25 pst. av meldingene om behov for tiltak blir etter kort tid avslått. Distriktsandelen medvirker til en utsiling av tiltak det er mindre behov for. Bortfall av distriktsandelen vil føre til økt antall meldinger om behov for tiltak. En slik økning vil medføre en økning i antall avslag og et økt antall klager. Samtidig vil kapasiteten til planlegging og utføring av sikringstiltak reduseres.

En differensiering ved at krav om distriktsandel for tiltak i forbindelse med flommer faller bort, vil gjøre saksbehandlingen mer omfattende fordi det kan være vanskelig å skille mellom tiltak knyttet direkte til flomhendelser og andre typer tiltak. Også avgjørelser om fritak eller redusert distriktsandel i det enkelte tilfelle må behandles som enkeltvedtak etter forvaltningslovens bestemmelser, med tilhørende klageadgang.

Ved bortfall av distriktsandelen for alle tiltak vil NVE unngå arbeidet med å innhente kommunenes garanti for distriktsandelen, samt innkrevingen av andelen. For NVE medfører dette noe redusert administrativt arbeid for de tiltak som gjennomføres, men det vil ikke oppveie den økte saksbehandlingen som følge av flere meldinger og flere klager. For kommunene vil bortfall av distriktsandel gi redusert saksbehandling knyttet til vurdering av behov for sikringstiltak og arbeid med lokal finansiering.

12.8 Oppsummering

Lokal medfinansiering i form av distriktsandel bidrar til at behovet for sikring er reelt og vurdert opp mot kostnadene ved prosjektet. Bortfall av krav om distriktsandel gjør at kost/nytte vurderingene av prosjektene svekkes. Full statlig finansiering kan redusere det lokale ansvaret og eierskapsfølelsen i forhold til sikringstiltak. Dette vil sannsynligvis medføre flere ønsker om statlig bistand til tiltak, også til tiltak som ikke er godt begrunnet. Bortfall av distriktsandel for tiltak etter flommer vil gi mer saksbehandling i hver sak, og det vil være vanskelig å forvalte en slik ordning.

Distriktsandelen virker som en økonomisk motivasjon for å unngå utbygging i fareutsatte områder, på lik linje med kravet om egenandel ved sikring og erstatning som dekkes av naturskadefondet, egenandel ved privat forsikring og eiers og kommunens ansvar for å unngå naturskader ved arealplanlegging og utbygging. Bortfall av krav om distriktsandel kan redusere aktsomheten ved utbygging i fareområder.

Det er og vil være ulik mulighet for statlig bistand til sikring mot ulike naturulykker. Full statlig finansiering vil forsterke denne ulikheten til fordel for de som får bistand. Bortfall av distriktsandel bare for sikringstiltak spesielt etter flommer vil virke mindre rettferdig for de som må betale distriktsandel for ellers like tiltak, men der behovet ikke er avdekket av flom i nær fortid. Det vil også virke urettferdig for de som må betale distriktsandel ved skredsikring. Gjeldende regler er basert på at det er rimelig at de lokale interesser som har nytten av tiltakene bidrar til sikring av sine verdier, samtidig som distriktsandelen er satt til et nivå som ikke er til hinder for en samfunnsmessig optimal prioritering.

Bortfall av distriktsandelen for alle eller enkelte typer sikringstiltak vil også kunne redusere de samlede midlene til sikringstiltak. Olje- og energidepartementet tilrår at distriktsandelen ved sikringstiltak opprettholdes i samsvar med gjeldende regler.

13 Stortingets anmodningsvedtak nr. 390 (2004–2005)

Ved behandlingen av St.prp. nr. 1 (2004–2005), del III, kap. 6, fattet Stortinget 31. mai 2005 følgende anmodningsvedtak, jf. Innst. S. nr. 213 (2004–2005):

«Stortinget ber regjeringen utrede og legge frem en egen sak for Stortinget om å etablere et eget industrikraftmarked. Et slikt marked må gjennom objektive kriterier sikre lik konkurranse om den kraft som legges ut i markedet.»

Spørsmålet om industriens tilgang til kraft ble også behandlet i St.prp. nr. 65 (2004-2005), der regjeringen blant annet ga en omtale av et eget marked for industrikraft. Som en del av denne omtalen varslet regjeringen at den hadde nedsatt en gruppe uavhengige eksperter for å vurdere forholdet til EØS-avtalen og praktisk gjennomførbarhet, herunder konsekvenser for det norske kraftmarkedet. Ekspertgruppen avga sin rapport 9. juni 2005, og denne forelå således ikke da anmodningsvedtak nr. 390 ble fattet 31. mai 2005.

Ekspertgruppens rapport

Ekspertgruppen bestod av førsteamanuensis Henrik Bull (leder), advokat Siri Teigum, forskningssjef Torstein Bye og sjefsøkonom Lars Sørgard. Gruppen ble bedt om å foreta en selvstendig vurdering av i hvilken grad det er mulig å etablere et eget marked for industrikraft. Gruppen skulle i denne forbindelse blant annet vurdere forholdet til EØS-avtalen og praktisk gjennomførbarhet, herunder konsekvenser for det norske kraftmarkedet. Gruppens oppsummering gjengis i det følgende i sin helhet (henvisningene til resten av rapporten er tatt ut):

«Ekspertgruppen har lagt til grunn at et eget industrikraftmarked vil utgjøre et separat marked i tillegg til det markedet (Nord Pool) som eksisterer i dag. Flere enn en markedsplass for elektrisk kraft lar seg etablere rent teknisk, men ekspertgruppen ser en rekke problemer forbundet med en slik ordning.

For det første er det neppe mulig å oppnå de prisforskjeller mellom industrikraftmarkedet og det alminnelige markedet som er hensikten med forslaget om et eget industrikraftmarked. Innenfor den kraftkrevende industrien i Norge finnes det foretak med forskjellig betalingsvilje, og enkelte vil ha en betalingsvilje som overstiger dagens markedspris. Disse kjøperne vil overby kjøpere med en lavere betalingsvilje, det vil si de kjøperne som ordningen er tiltenkt, og prisen vil bli presset opp. Dessuten er det grunn til å spørre om det blir tilstrekkelig omsetning på et slikt marked til at det blir velfungerende, ikke minst hva angår langsiktige kontrakter.

For det andre vil det være vanskelig å forbeholde et eget industrikraftmarked bare for norske avtakere. Vi har et integrert nordisk kraftmarked med punkttariffersystem. Det innebærer at en finsk, svensk eller dansk kjøper kan delta på industrikraftmarkedet uten at det påløper en «kilometeravgift» og disse vil dermed delta på like vilkår med norske kjøpere. På lang sikt vil utbygging av overføringskapasitet også gjøre det praktisk mulig for avtakere i resten av Europa å delta i et slikt marked. I så fall må de volumer som stilles til disposisjon, mangedobles. Dermed vil man få store problemer på tilbudssiden. Et eget industrikraftmarked med gunstige priser for kraftkrevende industri i hele Norden, og enda mer i EØS, forutsetter en stor og samordnet internasjonal satsing på tilbudssiden.

For det tredje ville et industrikraftmarked med lavere priser enn i det ordinære markedet, hvis det hadde vært mulig, etter ekspertgruppens syn hatt uheldige samfunnsøkonomiske konsekvenser. Lavere pris i et industrikraftmarked ville ha ledet til høyere pris for andre kunder, herunder annen industri og vanlige forbrukere. I tillegg til at noen ville ha tapt og noen vunnet, ville prisforskjellene ha ledet til et tap av ressurser. Grunnen er at et eget industrikraftmarked ville ha hindret en omdisponering av knappe kraftressurser til avtakere som står for en høyere verdiskapning enn de deler av kraftkrevende industri som har problemer med dagens markedspris.

Sist, men ikke minst, er det flere juridiske problemer forbundet med et eget industrikraftmarked. Man kan i prinsippet tenke seg et eget industrikraftmarked som skjærer klar av EØS-avtalens regler om eksporthindringer, konkurranse og statsstøtte. I praksis kan dette likevel bli vanskelig å få til hvis man samtidig skal oppnå hensikten med et slikt marked, nemlig lavere priser for kraftkrevende industri i Norge enn de prisene som kan oppnås på det ordinære kraftmarkedet. Konkurransereglene er rett nok bare et problem dersom Statkraft skulle bli ansett å ha en dominerende markedsstilling i et slikt marked.

Forbudet mot eksporthindringer forutsetter imidlertid et marked som i prinsippet er åpent for kjøpere i hele EØS. Videre setter statstøttereglene i EØS klare grenser for hvordan et industrikraftmarked kan være organisert. Dersom Statkraft er den eneste leverandør av kraft til dette markedet, må det være åpent for en så vid kategori kjøpere at man unngår vilkåret i EØS-avtalens art. 61 om begunstigelse av «enkelte foretak eller produksjon av enkelte varer». Markedet kan dermed ikke forbeholdes kraftkrevende industri innenfor EØS. Det samme gjelder dersom kommunale og fylkeskommunale kraftverk pålegges å bidra med kraft til markedet. Det følger av de økonomiske vurderingene ovenfor at et slikt marked ikke vil kunne føre til det ønskede prisfallet for kraftkrevende industri. Dersom tilbydersiden i markedet for en stor del består av private kraftprodusenter, er det på den annen side mulig at ordningen vil bli ansett å falle utenfor statsstøttereglene, også i forhold til offentlig eide kraftprodusenter, jf. vilkåret i art. 61 om at støtte må være gitt av «statsmidler». Dette er imidlertid usikker juss, og forutsetter uansett en bredere europeisk løsning ettersom norske kraftprodusenter stort sett er eid av det offentlige.

Det er altså en rekke problemer forbundet med opprettelsen av et eget industrikraftmarked, og dessuten liten grunn til å tro at det vil fungere etter hensikten. Ekspertgruppen er derfor kommet til at den ikke vil anbefale at det opprettes et eget industrikraftmarked.»

Regjeringens vurderinger

I St.prp. nr. 65 (2004–2005) vurderte regjeringen det som «tvilsomt om det er mulig å etablere en ordning med et eget industrikraftmarked innenfor dagens EØS-regelverk». Det ble dessuten vist til at slik det nordiske kraftmarkedet er organisert, er det vanskelig å tenke seg et industrikraftmarked som bare kommer norsk industri til gode. Det er regjeringens oppfatning at ekspertgruppens vurderinger styrker konklusjonene i St.prp. nr. 65 (2004–2005).

Et eget marked for industrikraft må tilfredsstille dagens EØS-regelverk. EØS-avtalen fastsetter blant annet et forbud mot offentlig støtte. Utgangspunktet for en slik vurdering vil være EØS-avtalens art. 61 nr. 1 som setter forbud mot støtte gitt av statsmidler dersom støtten begunstiger enkelte foretak, og samtidig er egnet til å vri konkurransen og påvirke samhandelen.

Hvis Statkraft alene eller i det vesentligste brukes som virkemiddel, vil det foreligge en overføring av offentlige midler som kommer avtakerne på industrikraftmarkedet til gode. Så lenge ordningen reelt sett ikke er åpen for alt næringsliv, vil den måtte anses som selektiv og faller dermed inn under forbudet i EØS-avtalens art. 61 nr. 1. Eventuelle krav om at det skal være fysiske kontrakter og at kraften ikke kan videreselges, vil være en særordning i dagens kraftmarked, som har til hensikt å tilgodese kraftintensiv industri i Norge. Dersom det skulle være mulig å oppnå fordeler for denne industrien ved hjelp av slike regler, vil dette reelt sett innebære tildeling av selektiv offentlig støtte.

Det vises i denne sammenheng også til at vi i Norden i dag har et integrert punkttariffsystem og at utviklingen i EU også går i denne retning. Et punkttariffsystem innebærer at det ikke betales noe ekstra ved landegrensene og at tariffene er uavhengig av avstand fra avtalepart og kontraktstype. Dette er en viktig grunn til at et marked for fysiske kraftleveranser til kraftkrevende industri ikke bare vil komme norsk industri til gode.

Et industrikraftmarked vil trekke omsetning vekk fra Nord Pool, noe som vil føre til at dagens marked blir mindre likvid og dermed fungere dårligere. Ekspertgruppen uttaler i sin rapport at et industrikraftmarked vil «redusere mulighetene for at er det er et velfungerende marked på Nord Pool, ikke minst for langsiktige prissikringskontrakter».

Regjeringen konkluderer på denne bakgrunn med at et eget kraftmarked for industrien ikke kan gjennomføres som et særnorsk tiltak. Prosessindustriens Landsforening (PIL) har vist til at de europeiske bransjeorganisasjoner har tatt opp spørsmålet om å etablere et marked for den kraftintensive industrien med EU-kommisjonen. Slik kraftmarkedet fungerer i dag, med stadig økende grad av integrering med andre land i Europa, må en vurdering av endringer i kraftmarkedet skje innenfor en europeisk ramme. Som påpekt i St.prp. nr. 65 (2004–2005) er regjeringen ikke kjent med at det er tatt konkrete initiativ fra EU-kommisjonen i forhold til et eget industrikraftmarked. Regjeringen vil følge en eventuell utvikling i EU på dette området nøye.

Spørsmålet om et eget marked for industrikraft er blant annet tatt opp med bakgrunn i påstander om at dagens marked ikke gir industrien muligheter til å kjøpe kraft på langsiktig vilkår. Mange bedrifter har allerede inngått nye langsiktige kontrakter på kommersielle vilkår. Selskaper som Elkem, Norsk Hydro og Norske Skog har allerede for flere år siden inngått store langsiktige kommersielle avtaler for levering av kraft. Statkraft og Vattenfall har til sammen erstattet en betydelig del av det volumet som fases ut etter hvert som kontraktene på myndighetsbestemte vilkår løper ut. Statkraft har inngått langsiktige kommersielle avtaler med industrien på i overkant av 10 TWh frem til 2020. I løpet av 2005 er departementet kjent med at Statkraft og Vattenfall har inngått flere langsiktige kontrakter med industrien i Norge, blant annet med Fesil og RDMN i Mo i Rana, og Sør-Norge Aluminium på Husnes.

Gode rammevilkår for det konkurranseutsatte næringslivet er svært viktig. Regjeringens politikk har de siste fire årene vært innrettet mot å forbedre rammebetingelsene som norsk næringsliv står overfor. En målbevisst økonomisk politikk har bidratt til å senke rentenivået vesentlig og bidratt til en mer tilpasset kronekurs. Store skattelettelser for næringslivet, herunder økte avskrivningssatser, og økt satsing på forskning og innovasjon i næringslivet har stor betydning for våre konkurranseutsatte bedrifter. Regjeringen legger vekt på at en positiv utvikling fortsatt understøttes i form av en ansvarlig politikk som legger til rette for styrking av konkurranseevnen i norsk økonomi. Et næringsliv som er i stand til og får lov til å omstille seg, er avgjørende for velstand og sysselsetting.

Regjeringen er opptatt av industriens rammevilkår også når det gjelder tilgang på kraft i årene framover. Norge har svært gode forutsetninger for energiproduksjon, og det samlede anslag for investeringer i kraftsektoren er ifølge Statistisk Sentralbyrå nå om lag 10 mrd. kroner for 2006. Regjeringen vil videre vise til at det de fire siste årene er godkjent vann- og vindkraftprosjekter som til sammen utgjør 3,2 TWh/år.

Regjeringen ønsker at en større del av våre naturgassressurser skal tas i bruk innenlands. Økt bruk av gass kan sammen med gassbasert kraft- og varmeproduksjon gi viktige bidrag til energiforsyning og verdiskapning. I denne sammenheng er det viktig at Norge tar sin del av et felles arbeid for å utvikle energiteknologier som er levedyktige i et langsiktig perspektiv, også med hensyn til klima­utslipp.

14 Stortingets anmodningsvedtak nr. 391 (2004–2005)

Ved behandlingen av St.prp. nr. 1 (2004-2005), del III, kap. 6, fattet Stortinget 31. mai 2005 følgende anmodningsvedtak, jf. Innst. S. nr. 213 (2004-2005):

«Stortinget ber regjeringen utrede tiltak for å sikre en mer stabil kraftproduksjon, blant annet gjennom å gjøre flere eksisterende ettårsmagasin om til flerårsmagasin.»

I St.meld. nr. 18 (2003–2004) ble det foretatt en grundig og bred evaluering av dagens organisering av kraftmarkedet for å se om kraftmarkedet, og dermed energiloven og andre relevante lover, virker etter intensjonene.

Blant annet ble det gjennom en rekke faglige utredninger lagt vekt på å belyse om hensynet til forsyningssikkerheten kunne ivaretas på en bedre måte enn i dag. En hovedkonklusjon fra dette arbeidet var at dagens organisering av kraftmarkedet ikke kunne sies å gi opphav til noen svakheter i den samfunnsøkonomiske utnyttelsen av vannmagasinene og bruken av eksisterende produksjon.

Departementet fikk i denne sammenheng også utarbeidet flere vurderinger av virkningene av en eventuell økt regulering av magasinene med tanke på å sikre mer stabil produksjon. En konklusjon fra dette arbeidet var at slike reguleringer ville medføre økte kraftpriser for forbrukerne uten at det kunne vises til sikre virkninger for forsyningssikkerheten.

Det vises for øvrig til svaret på anmodningsvedtak nr. 394 (2004-2005) i kap. 16.

15 Stortingets anmodningsvedtak nr. 392 (2004–2005)

Ved behandlingen av St.prp. nr. 1 (2004-2005), del III, kap. 6, fattet Stortinget 31. mai 2005 følgende anmodningsvedtak, jf. Innst. S. nr. 213 (2004-2005):

«Stortinget ber regjeringen utrede en ordning som stiller krav til energieffektivisering og energigjenvinning når det inngås langsiktige kontrakter.»

Anmodningsvedtak nr. 392 (2004–2005) har likhetstrekk med anmodningsvedtak nr. 359 (2003–2004) der Stortinget ba regjeringen «ta initiativ til å utrede en ny generasjon kraftkontrakter for kraftforedlende industri, tilpasset industriens behov for kraft til konkurransedyktige priser og med klare energieffektiviseringsmål innenfor EØS-regelverket». Regjeringen besvarte anmodningsvedtak nr. 359 i St.prp. nr. 1 (2004-2005), Del III, kap. 6, jf. Innst. S. nr. 213 (2004–2005).

Regjeringen legger til grunn at det ikke er mulig innenfor EØS-regelverket å tilby industrien nye kraftkontrakter på gunstigere vilkår enn markedsvilkår, ved å innta krav knyttet til energieffektivisering eller energigjenvinning i kontraktene. Den økonomiske fordelen må i tilfelle tilsvare de reelle kostnadene for bedriftene.

Dersom forpliktelsene som bedriftene skal påta seg med hensyn til energieffektivisering, skal kompenseres gjennom redusert kraftpris, vil dette i utgangspunktet ha karakter av driftsstøtte. Miljøstøtteretningslinjene åpner for at EFTAs Overvåkningsorgan kan godkjenne driftsstøtte til energisparing, jf.  D.3.1 (b). Slik støtte kan bare gis hvis den er absolutt nødvendig, er begrenset til å dekke merkostnadene som følger av ordningen og er av maksimalt fem års varighet. Støtten må dessuten som hovedregel trappes ned over fem års perioden.

De bedrifter som kan inngå kontrakter om betydelig energieffektivisering eller energigjenvinning, er ikke nødvendigvis de som har størst behov for kontrakter på myndighetsbestemte vilkår. Et slikt tiltak er derfor lite hensiktsmessig og målrettet.

Regjeringen mener det ikke er hensiktsmessig å se tiltak knyttet til energieffektivisering og energigjenvinning i sammenheng med langsiktige kraftkontrakter. Som en del av regjeringens satsing på omlegging av energibruk og energiproduksjon gjennomføres det allerede omfattende tiltak som bidrar til å øke energieffektiviteten og energigjenvinningen i industrien. Blant annet er dette en viktig del av Enovas arbeidsfelt.

Enova har avsatt 75 mill. kroner til energieffektiviseringstiltak i industrien for 2005. Innenfor denne rammen må de ulike prosjektene konkurrere med hverandre om midlene. Prosjektene som er mest støtteverdige vil motta støtte.

I tillegg ble det ved behandlingen av St.prp. nr. 65 (2004–2005) bevilget 10 mill. kroner til energieffektiviseringstiltak i kraftintensiv industri. Disse midlene forvaltes også av Enova, men vil være øremerket energieffektiviseringsprosjekter i kraftintensiv industri.

I tillegg til Enovas virkemiddelbruk er avgiftspolitikken viktig for å øke energieffektiviteten og energigjenvinningen i industrien. Olje- og energidepartementet har blant annet utarbeidet et program for energieffektivisering som bedrifter innenfor treforedlingsindustrien kan delta i for derigjennom å få fritak for el-avgiftens minimumssats på 0,45 øre/kWh.

Gjenvinningsprosjekter i kraftintensiv industri har fritak fra el-avgift, dvs. at kraft produsert i slike anlegg kan få en fordel opp mot 9,88 øre/kWh (ekskl. mva.) produsert i dette anlegget.

I sum er dette en betydelig satsing på energieffektivisering og energigjenvinning i kraftintensiv industri. For at energiomleggingen skal kunne videreføres med kostnadseffektive virkemidler, er det viktig at mulighetene for å støtte de prosjektene som er mest konkurransedyktige videreføres. Spesifikke støtteordninger som har en begrenset målgruppe vil ikke være kostnadseffektiv og gjøre målene for energiomleggingen dyrere å oppnå.

16 Stortingets anmodningsvedtak nr. 394 (2004–2005)

Ved behandlingen av St.prp. nr. 1 (2004-2005), del III, kap. 6, fattet Stortinget 31. mai 2005 følgende anmodningsvedtak, jf. Innst. S. nr. 213 (2004-2005):

«Stortinget ber regjeringen foreta en grundig evaluering av energiloven med sikte på å foreslå endringer som kan sikre bedre utnyttelse og bruk av eksisterende produksjon, samt ny kraftproduksjon».

I St.meld. nr. 18 (2003-2004) ble det foretatt en grundig og bred evaluering av dagens organisering av kraftmarkedet for å se om kraftmarkedet, og dermed energiloven og andre relevante lover, virker etter intensjonene. Når det gjelder behovet for justeringer i lovgivningen konkluderte departementet med at det ikke er behov for ytterligere gjennomgang av energiloven, utover en forbedring på enkelte punkter. Det vises også til at det for få år siden ble foretatt en gjennomgang og evaluering av energiloven etter at den hadde vært i kraft i over ti år, jf. Ot.prp. nr. 56 og Innst. O. nr. 112 (2000–2001).

I tillegg vises det til at Stortinget i forbindelse med behandlingen av St.meld. nr. 18 (2003-2004) ba regjeringen foreta en grundig evaluering av energiloven, spesielt når det gjelder oppdekningsplikten og forsyningsikkerheten, og komme tilbake til Stortinget med eventuelle forslag til endringer, jf. anmodningsvedtak nr. 360 (2003-2004). Regjeringen la sin evaluering fram i forbindelse med St.prp. nr. 65 (2004-2005) 13. mai 2005, jf. Innst. S. nr. 240 (2004-2005), det vil si før anmodningsvedtak nr. 394 (2004-2005) ble vedtatt i Stortinget.

Det er fortsatt departementets vurdering at markedet fungerer etter hensikten også når det gjelder investeringer i ny kraftproduksjon, og at det ikke er forhold knyttet til selve lovverket som må forbedres på dette området. Lave investeringer gjennom mange år må blant annet ses som et resultat av at det gjennom konsesjonsbehandlingssystemet ble lagt sterke beskrankninger på muligheten til nye utbygginger. Regjeringen har imidlertid styrket innsatsen for å realisere ny produksjonskapasitet. Siden regjeringen tiltrådte i 2001 er det gitt konsesjoner for vannkraftprosjekter på til sammen 2,3 TWh/år. Dette er like mye som det ble gitt konsesjon til i løpet av perioden 1991-2000. Videre er vindkraft i økende grad på vei inn i kraftsystemet. Enova er gitt et solid grunnlag, og er tilført midler som ligger godt over det som tidligere var planen. Også når det gjelder andre prosjekter synes det å være økt investeringsinteresse fra kraftselskapene, blant annet ligger det an realisering av gasskraftverket på Kårstø. Regjeringen har i tillegg gjennom etableringen av Gassnova gitt et betydelig løft til å få fram gasskraftverk med CO₂-håndtering. Bedre overføringskapasitet vil også bidra til en mer effektiv kraftproduksjon. Kabelen mellom Norge og Nederland og det nordiske el-samarbeidet er viktige i denne sammenhengen. Anslag fra Statistisk Sentralbyrå viser også at de samlede investeringer i kraftsektoren kan bli om lag 10 mrd. kroner i 2006.

En bedring av forsyningssikkerheten vil imidlertid kreve en systematisk innsats over mange år. Som gjort rede for i St.meld nr. 18 (2003-2004) er det nødvendig med en ytterligere økning av innsatsen framover.

I forbindelse med evalueringen av kraftmarkedet i St.meld. nr. 18 (2003–2004) ønsket regjeringen å sikre muligheten til å supplere markedet med ekstra sikkerhet i svært anstrengte kraftsituasjoner for å redusere faren for rasjonering, og ulike tiltak ble lansert. Det vises i denne sammenheng blant annet til at Statnett som systemansvarlig har et ansvar for å vurdere ulike tiltak opp mot hverandre og gjennomføre nødvendige samfunnsøkonomisk lønnsomme tiltak. Et av flere tiltak som Statnett vurderer er omtalt i anmodningsvedtak nr. 395.

Det vises for øvrig til svaret på anmodningsvedtak nr. 391 (2004-2005) i kap. 14.

17 Stortingets anmodningsvedtak nr. 395 (2004–2005)

Ved behandlingen av St.prp. nr. 1 (2004-2005), del III, kap. 6, fattet Stortinget 31. mai 2005 følgende anmodningsvedtak, jf. Innst. S. nr. 213 (2004-2005):

«Stortinget ber regjeringen inngå avtaler om kraftopsjoner mellom myndigheter og industri for å sikre tilfredsstillende forsyningssikkerhet.»

Regjeringen har ved flere anledninger pekt på en ordning med energiopsjoner som et mulig virkemiddel for å øke forsyningssikkerheten. I Forsyningssikkerhetsmeldingen ble blant annet Statnetts rolle som systemansvarlig presisert. Den systemansvarlige har ansvaret for «løpende å utrede og utvikle nødvendige virkemidler for å sikre momentan balanse gjennom perioder med en svært anstrengt kraftsituasjon». Meldingen identifiserte blant annet en ordning med energiopsjoner som et mulig virkemiddel. En eventuell energiopsjonsordning skal vurderes ut i fra samfunnsøkonomiske prinsipper, samt ut i fra om tiltaket er hensiktsmessig for å redusere faren for rasjonering i en svært anstrengt kraftsituasjon. I dette ligger også at ordningen skal vurderes opp imot andre mulige tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner. I regjeringens svar på anmodningsvedtak nr. 359 (2003–2004) i St.prp. nr. 1 (2004–2005), ble dette fulgt opp ved at regjeringen pekte på en skisse til en opsjonsordning fremlagt av Prosessindustriens Landsforening (PIL) som et konstruktivt innspill som måtte vurderes nærmere. Det ble der lagt til grunn at Statnett skal arbeide videre med dette forslaget, innenfor de rammer som ble trukket opp i Forsyningssikkerhetsmeldingen, i samarbeid med PIL, øvrige aktører i markedet og NVE.

Statnett arbeider med utforming av en ordning som består av en permanent markedsplass etter mønster av det eksisterende opsjonsmarkedet for effekt (RKOM). Dette vil gi en mulighet til å kjøpe rettigheter til å redusere industriens energiforbruk og således gi sikkerhet for forbruksreduksjon i svært anstrengte kraftsituasjoner. Det legges til grunn at markedsplassen administreres av Statnett og utvikles gradvis med vekt på å sikre effektivitet samt ivareta håndteringen av knapphetssituasjoner både nasjonalt og regionalt. En endelig utforming av en energiopsjonsordning skal godkjennes av NVE.