Del 5
Andre saker

7 Prosjekter under utbygging

Olje- og energidepartementet gir en gang pr. år en samlet redegjørelse om kostnads- og lønnsomhetsutviklingen for de enkelte prosjekter hvor plan for utbygging og drift (PUD) eller plan for anlegg og drift (PAD) er blitt forelagt myndighetene, jf. St.meld. nr. 37 (1998-99). Departementet har innhentet en redegjørelse fra operatørene for prosjekter under utbygging.

Følgende prosjekter er under utbygging på norsk sokkel; Valhall vanninjeksjon, Tambar, Ringhorne, Fram vest, Vale, Grane, Snorre B, Glitne, Sygna, Tune, Heimdal gassenter, Oseberg gasstransport, P2 brønnramme Troll vest, Huldra, Åsgardkjeden, Kvitebjørn, Sleipner vest (kompresjon),Vesterled og Mikkel.

Under følger en oversikt over kostnads- og lønnsomhetsvurdering for disse prosjektene sammenlignet med PUD/PAD. Alle beløp er i 2001-kroner.

Snorre B har hatt en økning i investeringsanslaget på 2 680 mill. kroner. Dette skyldes i all hovedsak økte kostnader på plattformens topsides, som har steget med 33 pst. siden PUD-innlevering, men hvor Hydro indikerte at en kostnadsøkning var forventet. Størst er økningen på dekkstruktur (1 684 mill. kroner) og boring og komplettering (529 mill. kroner). Valutakursendringer utgjør 3,6 pst. av økningen.

For Grane er investeringsanslaget redusert med 253 mill. kroner som følge av endret tidsfasing av investeringene i forhold til innfasingen lagt til grunn ved PUD tidspunktet. Det totale investeringstallet for Grane i løpende kroner er imidlertid uendret i forhold til PUD.

Tune har hatt en økning i investeringer på 148 mill. kroner. Dette skyldes hovedsakelig økt boretid med 21 dager og derav økte kostnader. Valutakurssvigninger står for 50 pst. av de økte borekostnadene.

Økningen i investeringsanslaget for Heimdal gassenter er på 92 mill. kroner. Det pågår nå en gjennomgang og oppdatering av investeringstall for Heimdal gassenter, tallene vil foreligge i september. Det forventes at investeringene vil stige noe.

Økningen for Oseberg gasstransport er på 60 mill. kroner, en forbedring fra hva som ble antatt i forrige rapportering. Økningen skyldes hovedsakelig valutakursendringer da størstedelen av investeringen ble betalt i britiske pund og amerikanske dollar som hadde en meget sterk kursutvikling i perioden.

P2 brønnramme Troll vest har hatt en økning i investeringene på 567 mill. kroner. Dette skyldes hovedsakelig økte utgifter til boring og komplettering (538 mill. kroner). Disse tilleggsinvesteringene i brønnoptimalisering gir økt produksjon.

Når det gjelder Vesterled så er det nye investeringsestimatet 50 mill. kroner lavere enn det opprinnelige anslaget. Dette skyldes at man samlet sett oppnådde bedre kontrakter enn antatt i PUD.

Investeringsanslaget for Valhall vanninjeksjon har økt med 482 mill. kroner sammenliknet med det opprinnelige anslaget. Dette skyldes hovedsakelig at kapitalkostnadene har økt. Anbudene ble høyere enn forventet.

Anslaget for Glitne indikerer en økning på 60 mill. kroner, hvorav 22 mill. kroner skyldes valutaeffekter og 38 mill. kroner skyldes vesentlige økninger i arbeidsomfanget med hensyn til boring og komplettering av brønner. Den viktigste endringen skyldes at en av de planlagte injeksjonsbrønnene er endret til en produksjonsbrønn for senere konvertering til injeksjonsbrønn.

Økningen i investeringsanslaget for Sygna er på 75 mill. kroner, og kan i sin helhet henføres til valutaeffekter. Prosjektet målt med de valutakursforutsetningene som opprinnelig lå til grunn er gjennomført til en kostnad som ligger 26 mill. kroner lavere enn PUD-anslaget.

Investeringsanslaget for Huldra er økt med 521 mill. kroner, hvorav om lag 313 mill. kroner er valutaeffekter. Resterende økning (208 mill. kroner) kan i sin helhet henføres til økt arbeidsomfang innen boring og komplettering, samt økte kostnader for modifikasjoner av Veslefrikk-plattformen.

Investeringsanslaget for Kvitebjørn-prosjektet er i henhold til reviderte utbyggingsplaner som departementet mottok tidligere i år på 8 976 mill. kroner. I den opprinnelige PUD, innsendt i 1999, var de totale investeringene anslått til 8 414 mill. kroner. Økningen på 562 mill. kroner, skyldes først og fremst økte borekostnader fordi det er planlagt å bore to brønner ut over det som er lagt til grunn i den opprinnelige PUD. I tillegg forventer operatøren Statoil en økning i plattformkostnader grunnet fremskynding av konstruksjon samt økning i kostnadene på grunn av planlagt endring i diameter for gassrøret og landfallsløsning på Kollsnes. Statoils anslag for dette er på om lag 80 mill. kroner.

I St.prp. nr. 84 (2000-2001) ble det gjort rede for det siste investeringsanslag for prosjektene i Åsgardkjeden. Det siste kostnadsanslaget viser en økning på 114 mill. kroner for Åsgardkjeden sammenlignet med det forrige anslaget som ble lagt fram i St.prp. nr. 19 (2000-2001), og er innenfor rammen for mulige kostnadsøkninger som Statoil tidligere har orientert om.

De av prosjektene hvor det ikke er noen endring i PUD/PAD estimat, eventuelt hvor endringen er svært liten, er ikke kommentert.

Lønnsomhetsutvikling

Det ser ut til at de fleste av prosjektene har opplevd en positiv lønnsomhetsutvikling i forhold til PUD-anslaget. Hovedårsaken til dette ser ut til å være at prisforventningene med hensyn til olje, gass og NGL (våtgass) er justert opp i forhold til hva man forutsatte på PUD tidspunktet for de ulike prosjektene.

Kun to prosjekter, Snorre B og Vallhall vanninjeksjon, har hatt en negativ lønnsomhetsutvikling. Reduksjonen i lønnsomheten for Snorre B skyldes hovedsakelig økte investeringer og forskyvning av produksjon i 2000 og 2001 (pålagt i forbindelse med PUD godkjennelse). Det er lagt til grunn en prisøkning, men også noe lavere total produksjon. Samtidig er anslaget for driftskostnader og tariffer redusert med om lag 1 mrd. kroner i forhold til PUD.

Når det gjelder Valhall vanninjeksjon så skyldes lønnsomhetsreduksjonen at den nye beregningen har en lavere topproduksjon, reservene er imidlertid stort sett uendret.

Tune har hatt en positiv lønnsomhetsutvikling i forhold til PUD tidspunktet. Årsaken til økningen i lønnsomhet, skyldes at man nå inkluderer uallokerte gassvolumer. Økningen i investeringer trekker i motsatt retning.

For P2 brønnramme Troll vest er det en lønnsomhetsøkning som følge av forventet økt produksjon, på grunn av tilleggsinvesteringer i brønnoptimalisering.

Granes lønnsomhet er ikke vesentlig endret i forhold til lønnsomhet ved PUD tidspunktet. Endret tidsfasing av investeringene, noe lavere investeringer (målt i faste priser) og en noe lavere vurdert pristariff bidrar imidlertid til noe bedret lønnsomhet.

For Glitne er lønnsomheten økt med om lag 106 pst. Dette skyldes dels økte oljeprisforventninger for den perioden feltet skal være i produksjon (fra september 2001 til november 2003), og dels lavere driftskostnader enn anslått på PUD-tidspunkt.

For Sygna har lønnsomheten økt med 69 pst. Hovedårsaken til denne forbedringen er økte inntekter som følge av høyere oljeprisforventninger enn antatt på PUD-tidspunktet. Økte investeringsanslag og økte driftskostnader drar i motsatt retning.

Huldras økte lønnsomhet kan i hovedsak forklares med høyere prisforutsetninger med hensyn til tørrgass og kondensat, høyere dollarkurs enn antatt på PUD-tidspunktet og noe lavere transporttariff kostnader enn forutsatt ved PUD.

Økt lønnsomhet for Kvitebjørn kan i hovedsak forklares ved høyere inntekter enn forutsatt i tillegg til PUD. Årsakene til dette er knyttet til høyere prisforventninger med hensyn til gass enn antatt ved innsendelse av tillegg til PUD. En økning i driftskostnadene over feltets levetid bidrar negativt til nåverdiutviklingen.

Anslaget for lønnsomheten i Åsgård-kjeden har økt med om lag 20 pst. Hovedårsaken til denne forbedringen er økninger i inntektene, som bare delvis motvirkes av de økte investeringskostnadene siden PUD-innlevering.

Ringhorne har hatt en positiv lønnsomhetsutvikling siden PUD. En av årsakene til dette er at investeringsfasingen er forandret.

Det pågår nå oppdatering av anslag for Vale og Heimdal gassenter. Når det gjelder Oseberg gasstransport og Vesterled så er det ikke relevant å beregne nåverdi for gassrør. Dette skyldes at avkastningen er satt av myndighetene til 7 pst., tariffene settes så etter dette. Siden diskonteringsraten er 7 pst. gir dette en nåverdi lik null.

Reparasjoner på Åsgard

En gasslekkasje 31. desember 2000 avdekket svakheter i 72 sveiser i rørforbindelser på Åsgard-feltet. Med bakgrunn i en omfattende gjennomgang av Statoils eksperter og innleid ekspertise ble det besluttet at 24 av skjøtene skulle repareres. Dette arbeidet ble fullført i løpet av august 2001.

13. august 2001 oppstod en ny lekkasje i en gassrørledning mellom Åsgard B og produksjonsskipet Åsgard A. Tekniske undersøkelser konkluderte med et brudd i en tidligere godkjent sveis. Det er besluttet at de 48 gjenstående sveisene skal repareres. Statoil har nedsatt en granskningsgruppe for å klarlegge hendelseforløpet og årsaksammenhengene.

Reparasjonsarbeidet er omfattende og væravhengig og det er forventet at arbeidet med å reparere de gjenstående 48 sveisene vil ferdigstilles sommeren 2002.

Kondensatproduksjonen og gasseksporten fra Åsgard B vil være stanset inntil alle sikkerhets- og miljømessige forhold er ivaretatt. Oljeproduksjonen på Åsgard A vil være noe redusert fordi gassoverføringen fra Åsgard A til Åsgard B er stengt. Endelig kostnadsoverslag for reparasjon av de resterende 48 sveisene og effekt på produksjonen vil ventelig være klart i løpet av oktober.

8 Nytt gassforvaltningssystem

Avvikling av Gassforhandlingsutvalget

Ved kongelig resolusjon 1. juni 2001 ble det besluttet at avsetning av norsk gass gjennom GFU til EØS-området avvikles midlertidig fra 1. juni 2001. GFU vil bli permanent avviklet fra kommende årsskifte.

Beslutningen er blant annet basert på at økt modenhet av norsk sokkel, åpning av gassmarkedene i Europa og endringer i selskapsstrukturer langs verdikjeden for gass, gjør at produsentselskapene på norsk kontinentalsokkel bør få større kommersiell handlefrihet.

Den eksisterende avsetningsordning erstattes av et system hvor det enkelte rettighetshaverselskap selv kan foreta avsetning av egen gass. I perioden frem til permanent avvikling av GFU vil det bli forberedt nødvendige tilpasninger i lovgivning og kontraktsmessig rammeverk. Myndighetene har instruert selskapene på norsk sokkel om å tilpasse kontrakter og andre avtaler seg imellom, slik at selskapene kan avsette sin gass på individuell basis.

Det er etablert enkelte overgangsordninger inntil ordningen formelt er avviklet.

Ved overgang til selskapsbaserte salg er det nødvendig å foreta en gjennomgang av systemet for skatteavregningspriser for å vurdere hvilke tiltak som er nødvendig å gjennomføre for å sikre at staten oppnår sin rettmessige andel av verdiskapingen. Departementet samarbeider med Finansdepartementet om dette.

Gasstransportsystemet

Gasstransportrørledninger og -anlegg på norsk sokkel eies i dag av en rekke ulike interessentskap med oljeselskaper og staten som eiere. Den gjensidige avhengigheten mellom de ulike rørledningene tilsier at rørledningsnettet må opereres som et helhetlig transportsystem. Dette er i dag ivaretatt av Statoil ASA og vil blir videreført av Gassco AS fra og med 1. januar 2002, jf. St.prp. nr. 36 og Innst. S. nr. 198 (2000-2001).

Eierskapet i gasstransportnettet bør også reflektere denne enhetlige strukturen, og det arbeides derfor med en samordning av ulike interessentskap med det formål å oppnå et gasstransportsystem med ett eierskap. En slik helhetlig organisering av gasstransportvirksomheten på eier- og operatørsiden vil gi positive effekter i drifts- og kostnadssammenheng. Departementet har som målsetting at det på sikt sikres en statlig majoritetseierandel i det samordnede system.

En samordning krever aksept fra dagens eiere, og verdsetting av rørledningene må være basert på forhandlinger mellom eierne.

I dag markedsføres ledig kapasitet i transportanlegg av eierne som gruppe. Departementet vil arbeide videre med å etablere et system som sikrer ikke-diskriminerende adgang til transportnettet.

9 Vurdering av normprissystemet for olje

For råolje eksisterer det allerede et system for myndighetsfastsettelse av skatteavregningspriser gjennom normpriser. Normprisen skal svare til hva petroleum kunne ha vært omsatt til mellom uavhengige parter i et fritt marked. Dette systemet ble innført i 1975.

Siden normprissystemet ble etablert har norske råoljevolumer og antallet råoljekvaliteter økt vesentlig. Videre har Statoil og staten blitt en stor råoljeselger. Markedet for nordsjøoljer og praksis for normprisfastsettelse har dessuten utviklet seg betydelig.

Det vil derfor være naturlig ved denne anledning også å vurdere systemet for skatteavregningspriser for råolje. Departementet vil samarbeide med Finansdepartementet om dette.

10 Potensiale for mikro- og minikraftverk

I Innst. S. nr. 263 (2000-2001) Om vasskrafta og kraftbalansen, jf. St.meld. nr. 37 (2000-2001), står det at:

NVE har antatt at potensialet kan være opp til 10 TWh for Norge.

Dette tallet referer seg til potensialet for småkraftverk som går opp til 10 MW i installasjon. Mikro- og minikraftverk går opp til installasjoner på 1 MW. Potensialet for disse typene kraftverk er ikke systematisk kartlagt, men NVE har antydet at det kan være opp mot 3 TWh.

Komiteens flertall viser også til at:

NVE har satt et krav til vannføring som begrenser bruken til vanligvis mellom 10 og 25 pst. av middelvannføringen. Dette kravet hindrer bruk av flomvannet, noe som gjør at flere prosjekter blir ulønnsomme. En større utnyttelse av flomvannet vil i svært mange tilfeller ikke ha betydning for naturkvaliteten i området.

Dette er ikke riktig, men kan relateres til den praksis som har utviklet seg vedrørende vernede vassdrag. For vernede vassdrag anser NVE at det vanligvis ikke skal tillates å utnytte mer enn en vannføring som utgjør 10-15 pst. av middelvannføringen. For mikro- og minikraftverk vil flomvann normalt heller ikke kunne utnyttes fordi dette krever høy installasjon. Slike ekstrakostnader vil sjelden stå i forhold til verdien av den økte produksjonen.

11 Grenser for vernet vassdrag «Vergjedal/Eggedal» i Sigdal kommune

Simoa ble sammen med Vergja vernet mot kraftutbygging i Verneplan I i 1973 som objekt Vergjedal/Eggedal, jf. St.prp. nr. 4 og Innst. S. nr. 207 (1972-73). Etter at Stortinget hadde vedtatt å verne objektet, oppstod det uklarheter omkring omfanget av vernet. I Verneplan III ble derfor disse grensene presisert. Kontaktutvalget for verneinteresser i vassdrag uttalte at en rimelig tolking er at objektet omfatter nedbørsfeltene til Vergja og Simoa ned til deres utløp i henholdsvis Lågen og Soneren. Departementet og energi- og industrikomiteen hadde ingen merknader til dette forslaget til avgrensning, jf. St.prp. nr. 89 (1984-85) og Innst. S. nr. 243 (1985-86).

Sigdal kommune har tatt opp spørsmålet om vernegrensene i Simoa med departementet. Bakgrunnen er ønsket fra lokalt hold om utbygging av småkraftverk i Albjerkfossen, som ligger i Simoa ovenfor Soneren. Kommunen har alltid hatt den oppfatning at vernegrensen følger sognedelet mellom Sigdal og Eggedal sogn ovenfor Albjerkfossen. Kommunen hevder dessuten at grunneiere aldri har fått melding om at vassdraget fra sognedelet til Soneren er varig vernet. Kommunen finner også støtte for sitt syn i det kartverk som tidligere har fulgt saken. Kommunen ber på denne bakgrunn om at departementet fremmer spørsmålet om vernegrensen for Stortinget.

Olje- og energidepartementet viser til det generelle utgangspunkt i verneplanene om at hele vassdragets nedbørsfelt omfattes av vernevedtaket dersom ikke annet fremgår av Stortingets vedtak. Departementet kan ikke slutte seg til kommunens avgrensning, men legger til grunn den presisering som fant sted av vernegrensen gjennom behandlingen av Verneplan III: Verneplanen pålegger heller ikke grunneiere plikter, men er en instruks til forvaltningen om at det ikke skal gis konsesjon til utbygging av vassdraget. Kartverket som har vært nyttet i vernesammenheng har vært feil for flere verneobjekter, og er i ettertid rettet opp med melding til kommunen i 1996. Feil i tidligere kartverk kan ikke være grunnlag for en annen avgrensning av verneobjektet enn den som fremgår av Stortingets behandling av Verneplan III. Olje- og energidepartementet fastholder derfor at Albjerkfossen er varig vernet mot kraftutbygging.

12 Energikilder i sammenheng

I Innst. S. nr. 67 (2000-2001) hadde energi- og miljøkomiteen følgende merknad:

Utover de tiltakene som er beskrevet angående miljø og estetiske hensyn ved bygging av kraftledninger, vil komiteen også peke på muligheter for å se flere energikilder i sammenheng. Komiteen viser til interpellasjonsdebatten i Stortinget den 23. november 2000 etter interpellasjonen fremmet av Tore Nordtun.

Komiteen vil be Regjeringen komme tilbake med en vurdering av å etablere et system som muliggjør å se flere energikilder i sammenheng, både i forhold til miljø, estetikk og sikkerhet for energileveranser og økonomi.

Svært mange forhold påvirker valgene av energikilder og energibærere som den enkelte gjør. Markedsprisene på energi og investeringskostnadene har stor betydning. Myndighetene påvirker valgene gjennom en rekke virkemidler. Målet for utformingen av virkemidler er å ha en energiproduksjon og et energiforbruk som er effektivt, sikkert og miljøvennlig.

De viktigste politiske virkemidlene som direkte eller indirekte påvirker utviklingen av energiforsyningen er:

• Kontroll med hvilke områder som kan benyttes til energiproduksjon, jf. Verneplan og Samla Plan.

• En omfattende behandling, med blant annet fastsettelse av vilkår, ved søknader om konsesjoner for utbygging av kraftlinje, vannkraft, gasskraft og andre større forbrenningsanlegg.

• Tilskudds- og støtteordninger.

• Krav til bygg.

• Forskning og utvikling.

• Skatter og avgifter og fritak for avgifter.

• Regulering av infrastruktur gjennom inntektsrammer, regler for tariffering m.v.

Rammebetingelsene gir signaler om hvordan forhold som miljø, estetikk, sikkerhet og økonomi blir vurdert. Når en forbruker eller en større investor skal ta en beslutning, er det et komplekst sett med rammebetingelser som påvirker hvordan de vil vurdere de ulike energikildene opp mot hverandre.

Energimyndighetene har etablert et omfattende system knyttet til den løpende håndtering av energipolitiske saker for å sikre en god samfunnsmessig vurdering. I et slikt metodeapparat vil det imidlertid alltid være forbedringsmuligheter, og det arbeides kontinuerlig for å forbedre grunnlaget for slike vurderinger.

Energimyndighetene vurderer stadig elementer i virkemiddelapparatet i lys av den problemstillingen som er tatt opp av Stortinget. Dette er nødvendig i en situasjon der sikkerheten i energiforsyningen er presset, der vi setter stadig nye og strengere miljøkrav, og der vi har sett at strømprisene kan svinge fra et år til et annet.

Etableringen av Enova SF, som skal stå for arbeidet med omlegging av energibruk og -produksjon, er et viktig element i arbeidet for å få økt bruk av andre energikilder enn de tradisjonelle. Både nye fornybare energikilder, spillvarme, varmepumper og naturgass er viktige satsingsområder for Enova. Dette er energikilder som i dag har en beskjeden utbredelse. Regjeringen mener at denne satsingen vil gjøre det langt mer interessant å vurdere for eksempel en varmepumpe som et reelt alternativ til strømoppvarming og oljefyring. Se også kap. 1825 for en nærmere omtale av Enova og omlegging av energibruk og -produksjon.

I tillegg til at Enova nå er etablert, arbeider departementet med en handlingsplan for vannbåren varme som vil bli lagt fram for Stortinget i vårsesjonen 2002. Stortinget ba om en slik handlingsplan i forbindelse med behandlingen av revidert nasjonalbudsjett våren 2001. Også utredning av et opplegg for handel med sertifikater for grønn energi er et ledd i en vurdering av virkemiddelbruken. En slik vurdering ble Regjeringen bedt om å gjøre i forbindelse med behandlingen av budsjettet for 2001.

I St.meld. nr. 37 (2000-2001) Om vasskrafta og kraftbalansen ble Samla Plan for vassdrag drøftet. Justeringene i vannkraftpolitikken er et resultat av en kontinuerlig vurdering av fordeler og ulemper ved de ulike energikildene, og for så vidt mulighetene til å begrense energibruken.

I høringen av Ot.prp. nr. 56 (2000-2001) Om lov om endringer i lov 29. juni 1990 nr. 50 om produksjon, omforming, overføring, omsetning og fordeling av energi m.m. (energiloven), tok flere høringsinstanser opp viktige spørsmål ved energiloven. De ble blant annet pekt på at oppbyggingen av nettariffene påvirker konkurranseflaten mellom elektrisk energi og andre energibærere, og eventuelt forbruksbegrensende tiltak.

Departementet er kjent med denne problemstillingen fra flere konkrete saker. I Stavanger distriktet blir en ny kraftlinjeutbygging satt opp mot bygging av gassrør til Stavanger. Etter departementets vurdering bør vi arbeide for å ha rammebetingelser som sikrer at det blir bygd gassrør, desentral kraftproduksjon basert på gass, og direkte bruk av gass i slike tilfeller dersom dette er det mest samfunnsøkonomisk lønnsomme alternativet. Tilsvarende bør rammebetingelsene sikre at vannbårne oppvarmingsløsninger blir valgt når det er samfunnsøkonomisk lønnsomt.

I energilovsproposisjonen viste departementet til energi- og miljøkomiteens merknad om å se energikilder i sammenheng. Det ble pekt på flere rammebetingelser som legges gjennom energiloven som kan påvirke konkurranseflaten mellom ulike energibærere. Nettselskapenes motivasjon for å vurdere alternativer til nye nettinvesteringer påvirkes av inntektsrammen i nettet, jf. St.meld. nr. 29 (1998-99) Om energipolitikken og Innst. S. nr. 122 (1999-2000). Rammevilkårene for fjernvarme kan også ha betydning for konkurransekraften til vannbårne varmesystemer. Disse spørsmålene var ikke utredet i tilstrekkelig grad til å kunne tas opp i energiloven. Departementet ville imidlertid

…vurdere å komme tilbake til Stortinget med en evaluering av energiloven og eventuelle lovendringer tilknyttet disse spørsmålene i større bredde og i et slikt perspektiv som komiteen har etterlyst som en egen sak på et senere tidspunkt.

Departementet har nå startet opp nærmere analyser av disse spørsmålene. Dette er et omfattende arbeid som krever nøye vurderinger blant annet av hvor alvorlige vridningseffekter det kan være snakk om, og hvordan man mest hensiktsmessig kan rette opp utilsiktede virkninger.

Det pågår konkrete arbeider på flere andre områder som kan få virkning for konkurransen mellom energibærere. Det er påbegynt et arbeid med gjennomgang av byggforskriftene som ledes av Statens byggetekniske etat med deltakelse fra departementet i referansegruppe og arbeidsgruppe. Kommunenes rolle som premisslegger for valg av oppvarmingssystem i nye bygg vurderes i samarbeid med Miljøverndepartementet. Disse initiativene er en oppfølging av energimeldingen og innstillingen fra energi- og miljøkomiteen.

13 Prising av miljøkostnader for el

I forbindelse med behandlingen av budsjettet for 2001 ba energi- og miljøkomiteen om en utredning av prising av miljøkostnader i produksjonen av elektrisk kraft, jf. Budsjett-innst. S. nr. 9 (2000-2001).

Energiproduksjon, transport og bruk av energi har til dels betydelige miljøulemper. Miljøhensyn er derfor en sentral begrunnelse for en rekke av rammebetingelsene i energisektoren. Det er Regjeringens syn at miljøulempene ved elproduksjon og -transport ikke må vurderes isolert fra ulempene ved produksjon, transport og bruk av andre energibærere. Dette er viktig dersom vi skal bygge opp et system som muliggjør å se flere energikilder i sammenheng, både i forhold til miljø, estetikk, sikkerhet for energileveranser og økonomi, jf. energi- og miljøkomiteens merknad om å se flere energikilder i sammenheng.

Komiteens merknad fokuserer på prising av miljøkostnader for el. Elproduksjonen i Norge består nesten utelukkende av vannkraft. En vannkraftutbygging kan være til ulempe for det biologiske mangfoldet, friluftsliv og kulturminner og kulturmiljøer i et geografisk avgrenset område.

En viktig begrunnelse for å prise miljøkostnader er å få investorene til å endre tilpasning i retning av mer miljøvennlig produksjon. Når det gjelder vannkraft vil det imidlertid være vanskelig å oppnå en slik effekt. Det gjelder særlig for eksisterende vannkraft. For ny vannkraftutbygging vil en miljøavgift være langt mindre egnet til å redusere miljøulemper enn ved produksjonsprosesser som generer ulike typer utslipp.

De inngrepene som er gjort i forbindelse med eksisterende vannkraft har vært nødvendige for å kunne etablere kraftproduksjonen. En miljøavgift vil ikke kunne redusere inngrepene. Selv om et vannkraftverk nedlegges vil ikke naturen komme tilbake til situasjonen før inngrepet.

Det er vanskelig å måle verdien av miljøkostnadene ved naturinngrep. Inngrepene er forskjelligartet, naturmiljøet varierer og kostnadene varierer derfor tilsvarende. Dette er tydelig ved kraftutbygging. Ved en vannkraftutbygging gjøres det ulike typer inngrep i naturen som oppdemning, omregulering av vann, bygging av stasjonsbygning og tilknyttede kraftlinjer. Kostnadene ved miljøulempene vil derfor variere langs vassdraget. Det vil også variere mellom ulike utbyggingsprosjekter etter hvor store inngrep det er nødvendig å gjøre for å kunne nyttiggjøre seg av vannfallsenergien. I tillegg kan verdien av en naturart være særlig stor fordi den er sjelden. Dette innebærer at avgifter ikke framstår som et særlig hensiktsmessig virkemiddel.

For vindkraftverk og gasskraftverk vil de inngrepsrelaterte miljøkonsekvensene til dels være av en annen karakter enn for vannkraft.

Ved alle typer kraftutbygging er det nødvendig å vurdere det enkelte prosjekt konkret. Dette er bakgrunnen for at miljøvurderingen i slike saker foretas som et ledd i planbehandlingen.

I Verneplan for vassdrag er mange vassdrag vernet mot kraftutbygging etter en individuell vurdering av verneverdigheten. Det er også gjort en individuell vurdering av vassdrag som det kan søkes konsesjon om i Samlet plan. I tillegg har vi et omfattende lovverk som regulerer naturinngrepene ved vannkraftutbygging. Både industrikonsesjonsloven, vassdragsreguleringsloven og vannressursloven har bestemmelser som sikrer at myndighetene kan stille vilkår for å begrense miljøskader. Dette er en konkret vurdering som gjøres i hver konsesjonssak. Sakene gjennomgår en omfattende behandling med flere høringsrunder. Dersom inngrepene vurderes som uakseptable gis det ikke konsesjon. En miljøavgift ville aldri på samme presise måte kunne motivere til de bestemte avbøtende tiltak, endringer i utbyggingsløsninger m.v. som ved en konkret vurdering av konsesjonsmyndigheten.

Departementet vil samtidig peke på at vannkraftsektoren betaler en rekke skatter og avgifter. Skattleggingen av vannkraftproduksjon ble endret for få år tilbake, etter en lang og omfattende prosess. Hensyn til økonomien i kommuner og fylker, effektivitetshensyn og næringshensyn var viktige og vanskelige spørsmål i denne prosessen. Vannkraftprodusentene har i dag et omfattende skatteopplegg og en rekke andre forpliktelser som konsesjonsavgifter og konsesjonskraftforpliktelser. Grunnrenteskatt og naturressursskatt er også eksempler på skatter som er spesielle for kraftsektoren. Det vises til Revidert nasjonalbudsjett 2001 der Olje- og energidepartementet vurderte rammevilkårene for kraftproduksjon i Norge, Sverige, Finland og Danmark.

Miljøavgifter kan være et egnet virkemiddel i tilfeller der det er forurensende utslipp ved kraftproduksjon. Utslipp kan måles, og det er ofte flere utslippskilder som belaster det samme miljøgodet. For eksempel ved utslipp av CO ₂ til atmosfæren vil et utslipp i Norge gjøre like stor skade som et utslipp i et annet land. Dette er bakgrunnen for at avgifter er et hovedvirkemiddel i forhold til utslipp til luft. Ved å bruke avgifter kan alle som slipper ut gasser bli stilt overfor den samme kostnaden. En slik utforming av avgifter vil lede til at rensetiltak, overgang til nye teknologier og andre energikilder blir iverksatt i de sektorene der slike tiltak er billigst og praktisk gjennomførbart. Fyringsolje er ilagt slike miljøbegrunnede avgifter.

Innenlandsk bruk av gass, herunder gasskraft, bidrar til utslipp av CO ₂ og NO _x. Miljøhensynene ivaretas i dag gjennom individuell behandling av utslippstillatelser. Det kreves anleggskonsesjon etter energiloven, på samme måte som for vannkraftverk. Det kreves utslippstillatelse etter forurensningsloven der det kan stilles vilkår om bruk av den best tilgjengelige teknologien og om energiutnyttelse.

Norge har forpliktet seg til å redusere det nasjonale utslippsnivået for NO _x og CO ₂ gjennom henholdsvis Gøteborg-protokollen og Kyoto-protokollen. Stortinget har i begge disse sakene bedt Regjeringen legge fram forslag til en samlet virkemiddelbruk for å oppfylle avtalene. Klimameldingen ble lagt fram i juni. I tillegg til tiltak som er relevante på kort sikt, inneholder meldingen forslag til et framtidig kvotesystem for CO ₂. Når det gjelder Gøteborg-protokollen, arbeides det nå med å utrede en kostnadseffektiv virkemiddelbruk ovenfor NO _x- utslipp, med tanke på å legge dette fram for Stortinget.

Departementet viser til at miljøavgifter er blitt drøftet av Stortinget ved flere anledninger de senere år, blant annet i tilknytning til klimapolitikken. I St.prp. nr. 54 (1997-98) Grønne skatter, ble miljøavgifter drøftet særskilt. Det var en gjennomgang av anbefalingene fra Grønn skattekommisjon (NOU 1996: 9). I NOU 1995: 4 Virkemidler i miljøpolitikken, drøftes virkemidler som kan være aktuelle for å begrense miljøskade.

Departementet vil til slutt peke på at selv om ikke alle rammebetingelser i energisektoren utelukkende er miljøbegrunnet, vil alle påvirke tilpasningen, og dermed miljøet. Tilsvarende vil alle rammer påvirke sikkerheten og effektiviteten i energiforsyningen. Det er derfor sentralt i departementets arbeid å kontinuerlig vurdere de enkelte elementer i virkemiddelbruken, og den helhetlige virkningen av politikken. Dette er nødvendig for å ha en forvaltning der alle energikilder blir vurdert i sammenheng.