For store oppgaver, for lite penger?

Størrelse: px
Begynne med side:

Download "For store oppgaver, for lite penger?"

Transkript

1 Offentlig ISBN nr For store oppgaver, for lite penger? - Kan restrukturering bidra til å løse investeringsutfordringen for kraftbransjen i Sør-Norge? På oppdrag fra Agder Energi Februar 2012 THEMA Rapport

2 Side 2

3 Om prosjektet Om rapporten: Prosjektnummer: AGE Rapportnavn: For store oppgaver, for lite penger? Prosjektnavn: Kapitalutfordringen i Sør-Norge Rapportnummer: THEMA R Oppdragsgiver: Agder Energi ISBN-nummer (elektronisk utgave) Prosjektleder: Håkon Taule Tilgjengelighet: Offentlig Prosjektdeltakere: Espen Fossum Guro Gravdehaug Kristine Fiksen Arndt von Schemde Åsmund Jenssen Silje Harsem Frank Krönert Eivind Magnus Ferdigstilt: 3. februar 2012 Om Øvre Vollgate Oslo Foretaksnummer: NO tilbyr spesialistkompetanse innenfor markedsanalyse, markedsdesign og strategirådgivning for energi- og kraftbransjen. Side 3

4 Brief summary in English The power industry and the power system are critically important for our society, and the importance of electricity is growing. In recent years investments have been limited and power prices soaring, boosting revenues to power generators, providing a stable dividend at attractive levels to the owners. Investment levels will rise significantly in the years to come. According to our estimates, we expect investments in the Southern part of Norway of approximately 145 BNOK over the next 10 years. These investments will create some challenges. First, new renewable generation may create a power surplus pushing prices down, reducing revenues and thus limiting the capacity of power generators to both invest and pay a stable and attractive dividend. Second, the size and the complexity of the investments differ significantly from what the industry has experienced the last years. Many projects are now to be realised and the progress of approving, developing and executing new investment projects have to be improved. Thus, the industry is faced with a fundamental need to build competence, capacity and an ability to coordinate its efforts efficiently. A further restructuring of the industry will serve to address these two challenges in several ways. First, it will improve the ability to finance new investments by creating stronger cash-flows and stronger balance sheets. Further, larger entities can more easily maintain competence and capacity. Finally, the challenge to coordinate between numerous partners will be reduced. Restructuring is an important part of the solution, but in order to address the key challenges, we will also need contributions in different ways from the government, the power companies and from their owners. Side 4

5 INNHOLD 1 SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER INNLEDNING KRAFTSEKTOREN ER KRITISK FOR SAMFUNNSUTVIKLINGEN Kraftsektorens verdiskaping for samfunnet og til eierne er betydelig Kraftsystemet er en kompleks og kritisk infrastruktur i samfunnet OMFATTENDE OMSTILLING AV KRAFTSEKTOREN MOT Økt politisk styring og økt kompleksitet i kraftsystemet Omfattende investeringer i kraftsystemet i Sør-Norge mot Stor sannsynlighet for kraftoverskudd mot INVESTERINGSOPPGAVEN I SØR-NORGE ER STOR, KOMPLISERT OG SKAL SKJE RASKT Hva kan det koste Sør-Norge hvis vi ikke klarer å gjennomføre? Kapitalutfordringen for kraftsektoren i Norge Kompetanseutfordringen er betydelig Investeringsomfanget utfordrer sektorens evne til koordinering og evne til å ta ny teknologi i bruk STRUKTURENDRING KAN GI STOR VERDISKAPINGSEFFEKT FOR EIERE OG SAMFUNN Antall kraftselskaper ble halvert i perioden , og etter har det vært begrenset med endringer i den norske kraftbransjen Hvordan kan restrukturering bidra til økt verdiskaping? Vurdering av tre caser for strukturendringer i Sør-Norge RESTRUKTURERING ER NØDVENDIG, MEN NEPPE TILSTREKKELIG Selskapene må vurdere ytterligere rendyrking og effektivisering Eiere må vurdere alternative måter å sikre kapital på Myndighetene kan endre rammene og legge forholdene til rette for en restrukturering 96 REFERANSER VEDLEGG 1: EN OVERSIKT OVER SELSKAP SOM INNGÅR I ANALYSENE VEDLEGG 2: BEREGNINGSMETODIKK BRANSJENS KAPITALBEHOV Side 5

6 Side 6

7 1 SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER Kraftsystemet er en kritisk infrastruktur, og kraftforsyningens betydning for samfunnets økonomiske aktiviteter og viktige funksjoner er økende. En historisk lav investeringstakt og høye kraftpriser har gitt god inntjening og sterk verdistigning til eierne av energiverkene de seneste årene. Det har gitt grunnlag for høye utbytteutbetalinger. I årene som kommer vil investeringsnivået øke sterkt. Våre beregninger viser at energiselskapene i Sør-Norge står foran en investeringsoppgave på totalt 145 milliarder kroner de neste 10 årene. En innfasing av ny fornybar kraft kan gi lavere kraftpriser som følge av kraftoverskudd. Fallende inntekter vil gjøre det vanskelig for kraftselskapene å løse investeringsoppgaven og samtidig opprettholde et høyt utbyttenivå. Selv om bransjen begrenser sine investeringer så mye som mulig og kraftprisen forblir høy, vil samlet kontantstrøm fra selskapene i Sør-Norge i perioden til 2020 bli vesentlig lavere enn samlet utbytte den siste 10-årsperioden. Et høyt investeringsnivå betyr at mange prosjekter skal gjennomføres raskt. Investeringsoppgaven er dessuten langt mer komplisert enn det bransjen har håndtert de siste 20 årene. Bransjen står derfor også overfor en omfattende kompetanse- og koordineringsutfordring. Den norske kraftbransjen er fortsatt svært fragmentert. En videre restrukturering vil bidra til å løse utfordringene ved å styrke kontantstrømmen. Ved å samle alle kraftselskaper i Sør-Norge i tre enheter oppnår man synergieffekter med en samlet nåverdi på milliarder kroner. En samling i større og færre enheter forbedrer også kompetansenivået og reduserer koordineringsbehovet. Men en restrukturering er neppe tilstrekkelig. Skal vi lykkes å omstille kraftsystemet i tråd med den ønskede samfunnsutviklingen, må myndighetene så vel som selskapene og eierne bidra på ulike måter. Kraftsektoren er en kritisk infrastruktur med økende betydning Kraftsektorens betydning for det norske samfunnet er økende. Den økte betydningen skyldes ikke bare at kraftforbruket er tredoblet på 50 år, men også at alle funksjoner og prosesser i samfunnet i økende grad er avhengig av strøm for å fungere. Selv korte strømbrudd får konsekvenser i form av ødelagt utstyr. Lengre strømbrudd slik som vi så i jula 2011, satte all elektronisk kommunikasjon ut av spill i de områdene som ble rammet. Det betyr også at kraftforsyningen betyr mer for verdiskapingen i samfunnet enn før, fordi også korte strømbrudd får store konsekvenser. Kraftsystemet er langt mer komplekst enn andre infrastrukturer i samfunnet. Elektrisitet kan ikke lagres, kraftforsyningen er ledningsbundet og kraftsystemet må hele tiden sikre en momentan balanse mellom produksjon og forbruk. Alle disse forholdene gjør den daglige driften av kraftsystemet krevende. Kompleksiteten forsterkes ved at utvidelser innen produksjon, nett og forbruk ofte har svært ulike ledetider og ved at kraftnettet ikke kan utvides i små trinn, men i store sprang. Det er derfor mer komplisert å omstille kraftforsyningen enn andre infrastrukturer som telekommunikasjon, vei- og jernbanesektorene. På grunn av den kritiske betydningen for samfunnet er det avgjørende at bransjen klarer å oppfylle sine samfunnsoppgaver som er å tilby en sikker kraftforsyning og å utvikle kraftsystemet i takt med samfunnets behov til en overkommelig pris for forbrukerne. Lav investeringstakt og høye kraftpriser har gitt grunnlag for høsting i kraftbransjen de siste årene Kraftsektoren generer store inntekter til myndighetene i form av skatter og avgifter, både til Staten og til vannkraftens vertskommuner. Overskuddet i kraftselskapenes produksjonsvirksomhet har Side 7

8 steget i takt med økninger i kraftprisene. Økt inntjening sammen med lave investeringer i perioden, har kommet eierne til gode i form av høye utbytter og renteinntekter. Samlet utbytte fra kraftsektoren i Sør-Norge har i perioden 2000 til 2010 vært på 54 mrd. NOK. Inntektene fra kraftselskapene har i hovedsak blitt brukt til å løse andre viktige samfunnsoppgaver innen for eksempel helse, skole og kultur i kommuner og fylkeskommuner som eier kraftverk. I tillegg til utbytter, har eierne av kraftselskapene i Sør-Norge samlet sett oppnådd en verdiøkning på sine eierandeler på 66 mrd. NOK mellom år 2000 og 2010 (2010-kroner). Figur 1.1 viser hvordan verdiskapingen fra kraftbransjen fordeler seg på ulike områder. Den viser med all tydelighet hvordan avkastning til kapitalen har økt gjennom perioden. Figur 1.1: Utvikling av årlig verdiskaping 1 innen kraftproduksjon i Sør-Norge Kilde: En sentral samfunnsoppgave for kraftsektoren er å ivareta en tilfredsstillende forsyningssikkerhet. Samtidig søker de enkelte selskapene å imøtekomme eiernes ønske og krav om en rimelig løpende avkastning. Kraftsektoren har stort sett levert på begge disse målene de siste 10-årene. Men fremover mot 2020 vil det bli langt vanskeligere å oppnå begge mål samtidig. De neste 10 årene vil være preget av et langt høyere investeringsnivå... Kraftsystemet står nå overfor en omfattende investeringsoppgave internasjonalt, nasjonalt og i Sør-Norge. Omstillingen drives frem av klimapolitikken og samfunnets behov for sikre kraftleveransene. Mer spesifikt er følgende punkter underliggende årsaker til investeringsbehovet i kraftsektoren: 1. Det skal fases inn store mengder uregulerbar fornybar energi som følge av fornybaravtalen med EU og elsertifikatordningen med Sverige. Økt innslag av fornybar energi stiller krav til nettforsterkninger. 2. Økt elektrifisering av norsk sokkel og etter hvert også av veitransporten forsterker behovet for nettforsterkninger ytterligere. 3. Avhengigheten av et velfungerende kraftsystem blitt stadig større, hvilket tilsier at kravene til forsyningssikkerhet og beredskap vil skjerpes fremover. 1 Figuren inkluderer både driftskostnader og varekostnader. I verdiskapingsammenheng skal normalt varekostnader trekkes fra de samlede produksjonskostnadene for å unngå dobbelttelling. Dette er ikke gjort her. Side 8

9 4. Storparten av utbyggingen i det norske kraftsystemt skjedde over 30 år, i perioden fra Forventet levetid på komponentene i et kraftsystem varierer mellom 35 og 50 år. Samtidig har forbruket av kraft økt, og kapasiteten i nettet er ikke lenger tilstrekkelig i flere deler av landet. Det gir et økende behov for reinvesteringer i de neste 10 til 20 årene. 5. Forventning om mer ekstremvær fremover stiller skjerpede krav til robustheten i det utstyret som benyttes. 6. Det norske kraftsystemet vil integreres ytterligere med land både innenfor og utenfor Norden. 7. Nye og omfattende myndighetspålegg knyttet til damanlegg, kraftverk og nettanlegg. Myndighetspåleggene gjelder både sikkerhetstiltak og innføring av nye funksjoner som for eksempel avanserte målesystemer (AMS). Alle disse forholdene gjør det nødvendig og fornuftig å øke reinvesteringstakten i kraftsystemet. I tillegg må nye kraftlinjer og nye kraftproduksjonsanlegg bygges i et langt større omfang enn tidligere. Alt i alt har kraftselskapene i Sør-Norge planer om å investere for 145 mrd. NOK frem til og med Det er om lag 3 ganger så mye som i perioden og 4-5 ganger så mye som i perioden , slik det fremkommer av Figur 1.2. Figur 1.2: Investeringer i kraftsystemet i Sør-Norge. Mrd kroner Kilde: og beregninger basert på tall fra SSB Investeringene skal skje innenfor en rekke anleggstyper og inkluderer både reinvesteringer, investeringer som følge av pålegg fra myndighetene og investeringer i nye anlegg. Investeringene omfatter blant annet: Distribusjons-, regional- og sentralnett: 49 mrd. NOK Utenlandsforbinelser: 10 mrd. NOK I AMS og tilhørende IKT systemer: 10 mrd. NOK Kraftproduksjon (vann og vind): 66 mrd. NOK (hvorav 10 mrd NOK er investeringer planlagt av sør-norske selskap andre steder i landet) Et investeringsanslag på 145 mrd. NOK er relativt nøkternt. I dette anslaget er det flere forhold som ikke er tatt høyde for: Høyere investeringstakt i distribusjonsnettet enn det en linjær avskriving av nettet tilsier, prispress på entreprenørtjenester, ekstra kostnader knyttet til Side 9

10 klimatilpasninger eller en storstilt elektrifisering av nye oljefelt i Nordsjøen. Samlet sett, ser vi det ikke som usannsynlig at investeringene i Sør-Norge vil være i størrelsesorden mrd. NOK innen I de videre analysene vil vi imidlertid bruke 145 mrd.nok som investeringsomfang i Sør-Norge. Investeringene i Sør-Norge er fordelt på flere aktører. Statnett har planlagt investeringer i sentralnettet og Statkraft investerer i kraftproduksjonsanlegg, både i vann- og vindkraft i regionen. Også privateide selskaper investerer i eksisterende og nye produksjonsanlegg. Mesteparten av investeringene i Sør-Norge skal imidlertid gjennomføres av de regionale selskapene. Deres investeringer summerer seg til 83 mrd. NOK fram til 2020, se Figur 1.3. Figur 1.3: Investeringer i Sør-Norge fordelt på selskapstyper. Mrd kroner Kilde: For å kunne vurdere hvor stor investeringsoppgaven er har vi valgt å skille mellom investeringer som selskapene er pålagt å gjøre ( må -investeringer), og investeringer som selskapene kan velge å gjennomføre ( bør -investeringer). Må -investeringer omfatter prosjekter som selskapene må gjennomføre i første rekke som følge av kravene om tilfredsstillende forsyningssikkerhet. Bør -investeringer omfatter hovedsakelig prosjekter i ny, fornybar energi. Slike prosjekter er frivillige, men de representerer forretningsmuligheter for selskapene som de dermed bør gjennomføre. Samlet sett er må -investeringene i Sør-Norge 85 mrd. NOK når vi summerer over alle selskapskategorier, mens totaltallet på 145 mrd. NOK representerer summen av må og bør -investeringer, se Figur 1.4. Side 10

11 Figur 1.4: Estimat over investeringsoppgaven fordelt på må og bør investeringer per selskapstype og investeringskategori, 2012-kroner Kilde: De regionale selskapenes investeringsoppgave er som tidligere beskrevet estimert til 83 mrd. NOK. Størstedelen av dette handler om reinvesteringer og andre investeringer som kreves for å opprettholde forsyningssikkerheten for kraft i Sør-Norge. Hele 48 mrd. NOK er derfor må - investeringer for de regionale selskapene i Sør-Norge. Bør -investeringer for de regionale selskapene som hovedsakelig omfatter utbygging av ny, fornybar energi er på ytterligere 35 mrd. NOK...og en fare for utflating eller nedgang i kraftprisen Samtidig som store investeringer skal gjennomføres i kraftbransjen, vil den omfattende utbyggingen av ny fornybar energi og andre investeringer, som øker produksjonskapasiteten i Norden, etter all sannsynlighet øke kraftoverskuddet mot Et økende kraftoverskudd øker sannsynligheten for lavere kraftpriser enn det vi har sett de siste årene. Kraftprisutviklingen påvirkes først og fremst av den fremtidige brenselsprisen, kvoteprisen for CO 2, og utviklingen av kraftbalansen i Norden. Vi anser det som lite sannsynlig at det nordiske markedet oppnår en balanse mellom produksjonskapasitet og samlet etterspørsel i Bakgrunnen er de rammebetingelser som nå har kommet på plass for utbygging av fornybar kraft, og at vi forutsetter at to utenlandsforbindelser kommer på plass innen For å understreke den inntjeningsrisikoen som kraftselskapene står overfor, har vi derfor brukt kraftpriser som følger av et fremtidig nordisk kraftoverskudd i de videre beregningene. Utvikling i brenselsprisene anser vi som mer usikkert, og vi har derfor benyttet to ulike estimater for brenselspriene i de videre analysene. Et nordisk kraftoverskudd kombinert med henholdsvis lave og høye brenselspriser gir kraftpriser på 25 og 42 øre/kwh i Til sammenligning ligger forwardprisene i perioden på rundt 30 øre/kwh. Side 11

12 Nedsiden for kraftselskapenes fremtidige inntekter forsterkes ytterligere ved at det fremdeles er usikkert om utenlandsforbindelsene vi har lagt til gunn for våre estimater av kraftprisen kommer på plass innen Det innebærer at sannsynligheten for lavere kraftpriser trolig er større enn sannsynligheten for høyere kraftpriser i perioden....noe som gjør det utfordrende for kraftselskapene å løse investeringsoppgaven og samtidig skape tilstrekkelig høy løpende avkastning til eierne på kort sikt... Den omfattende investeringsoppgaven kombinert med en svak kraftprisutvikling betyr at kontantstrømmen fra kraftproduksjonen blir satt under press. Det økte investeringsbehovet kan dermed resultere i et kapitalproblem for kraftselskapene i Sør-Norge. For å vurdere hvor stor kapitalproblemet er, har vi beregnet en kontantstrøm fra kraftproduksjon og nettvirksomhetene for alle de regionale kraftselskapene i Sør-Norge frem til Beregningene er gjort for to forskjellige situasjoner avhengig av investeringsnivå og kraftprisnivå frem til Kapitalscenario 1 forutsetter en kraftpris på 42 øre/kwh, og et kapitalbehov 48 mrd. NOK som bare inkluderer må -investeringer. Kapitalscenario 2 benytter en kraftpris på 25 øre/kwh, og tar med både må - og bør -investeringer. Til sammen representerer disse to scenarioene et realistisk utfallsrom for kapitalutfordringene. Tabell 1.1: Oversikt over forutsetninger i kapitalscenarioene, 2012-kroner Kraftpris i 2020 (øre per kwh) Akkumulerte investeringer (mrd. NOK) Kapitalscenario Kapitalscenario Frem til 2020 gir begge kapitalscenarioene positiv kontantstrøm fra eksisterende kraftproduksjon, mens kontantstrømmen fra ny fornybar produksjon og nett er negativ. Tabell 1.2 viser resultatet av kapitalscenarioene sammen med den samlede kontantstrømmen, målt i nåverdi, som er tilgjengelig for totalkapitalen. Tabell 1.2: Nåverdi av kontantstrøm til totalkapital per forretningsområde i perioden Mrd. NOK 2012-kroner Kapitalscenario 1 Kapitalscenario 2 Vannkraft Vindkraft 0-8 Nett Sum 33 3 Kilde: Som vist i Tabell 1.4, varierer kapitalutfordringen kraftig mellom rene kraftprodusenter, rene nettselskaper og vertikalt integrerte kraftselskaper. Side 12

13 Tabell 1.3: Nåverdi av kontantstrøm til totalkapital per selskapstype, Mrd kroner Kapitalscenario 1 Kapitalscenario 2 Rene kraftprodusenter 13 5 Vertikalt integrerte selskaper 21-1 Rene nettselskaper -1-1 Sum 33 3 Kilde: Samlet utbytte for kraftselskapene i Sør-Norge har de siste 10 årene ligget over 50 mrd. NOK. Med utgangspunkt i våre kapitalscenarioer er utfallsrommet for nåverdien av den samlede kontantstrømmen på mellom 3 og 33 mrd. NOK de neste 9 årene. Det historiske utbyttenivået siden 2000 er dermed langt høyere enn det kontantstrømmen i den neste 9-årsperioden kan bære. Eierne kan dermed ikke forvente at selskapene fremover vil ha en inntjening som forsvarer det historiske utbyttenivået uten å redusere egenkapitalen i selskapene gjennom lånefinansiering av utbytteutbetalingene. I denne sammenheng er det viktig å påpeke at kontantstrømmen også skal betjene de finansielle forpliktelsene selskapene har knyttet til renter og avdrag på gjeld. Dersom de regionale kraftselskapene velger å opprettholde dagens utbyttenivåer (i kroner), vil gjeldsgraden i selskapene samlet sett øke fra dagens nivå på 51 prosent til 80 eller 88 prosent i 2020 for henholdsvis kapitalscenario 1 og 2. For flere av selskapene vil en opprettholdelse av utbytteutbetalingene medføre at egenkapitalen ikke lenger er tilstrekkelig. En slik utbyttepolitikk er dermed ikke gjennomførbar uten å redusere investeringer eller hente inn ny kapital. Analysen er gjennomført for hele bransjen i Sør-Norge som helhet og bak de ulike selskapstypene skjuler det seg til dels store forskjeller mellom selskapene. Det innebærer at enkelte selskaper har en høyere egenkapital enn bransjegjennomsnittet per i dag og har et begrenset investeringsomfang i sin portefølje, eventuelt også et lavere utbyttenivå enn det som er gjennomsnittet for bransjen. Dermed kan noen av selskapene opprettholde utbyttenivået de har i dag uten økninger i gjeldsgraden. Men det innebærer også at det er en rekke selskaper som har større utfordringer i å møte eiernes utbytteforventninger i perioden enn det gjennomsnittsbetraktingene viser. Samlet sett for bransjen er kapitalutfordringen stor, og må løses. Det er viktig å understreke at investeringene som skal gjennomføres forutsetningsvis er lønnsomme over sin levetid som følge av elsertifikatordningen for produksjon og inntektsrammene som gjelder for nett. Årsaken til en negativ kontantstrøm fram til 2020 er at investeringene i kraftsystemet har en økonomisk og teknisk levetid som går langt utover dette tidspunktet. Det er først etter 2020 investeringene samlet sett vil gi en positiv kontantstrøm. Aktørene bør med andre ord gjennomføre investeringene dersom de kan finansieres. Eierne står dermed overfor et viktig valg. Prioriteres økt utbytteuttak, får eierne på kort sikt økte inntekter til finansiering av offentlige tjenester. Prioriteres økt investeringskapasitet i kraftselskapene gir det grunnlag for langsiktig verdiskaping for eierne og styrker selskapenes gjennomføringsevne knyttet til å løse samfunnsoppdraget.... på toppen av dette er bransjen er svært fragmentert og investeringsoppgaven langt mer komplisert enn det bransjen har håndtert tidligere... Omstillingen av kraftsystemet gir bransjen utfordringer også utover kapitalbehovet, da først og fremst en kompetanse- og en koordineringsutfordring. Side 13

14 Kompetanseutfordringen består både av kapasitetsmangel og mangel på personell med kompetanse på nye områder. Sektoren har et behov for flere folk som besitter den kompetansen som selskapene allerede har. Kapasitetsmangelen skyldes dels en kraftig nedbemanning på 40 prosent rundt 2000-tallet, dels et kommende generasjonsskifte hvor anslagsvis prosent av bemanningen skal erstattes innen 2020 og dels den sterke økningen i investeringsnivået. Det skaper et behov for flere folk med teknisk kompetanse, alt fra montører til sivilingeniører med elkraftutdannelse. Behovet for ny kompetanse springer ut av de endrete markeds- og systemmessige kravene selskapene vil møte i tiden fremover. Det er særlig innenfor juridisk, økonomisk, IKT, og ledelse (både linje- og prosjektledelse) at behovet for ny kompetanse har økt. Kraftbransjen står dermed overfor en omfattende rekrutteringsperiode i et stramt arbeidsmarked hvor kraftselskapene møter konkurranse fra blant annet petroleumssektoren som nå opplever en ny investeringsboom. Den norske kraftsektoren er fortsatt svært fragmentert. Det gjelder både når en sammenligner med andre infrastruktursektorer i Norge og med tilsvarende sektorer i andre land. I følge SSB består den norske kraftsektoren av 335 kraftselskaper med stort og smått. Det er særlig på nettsiden at bransjestrukturen er fragmentert. Vi har for eksempel 129 nettselskaper med et gjennomsnittelig antall kunder på Bare i Sør-Norge har vi rundt 60 nettselskaper. Koordineringsutfordringen består grunnleggende i at mange aktører nå i økende grad skal planlegge, beslutte og bygge ut langt flere anlegg enn tidligere. Prosessene involverer dessuten svært mange interesser i samfunnet. Innenfor nettvirksomheten er det krevende å koordinere prosjektene mellom mange små nettområder og mellom distribusjons-, regional- og sentralnettsnivåene. På produksjonssiden ligger det en koordineringsutfordring i de svært mange prosjektene som meldes inn til myndighetene, og hvor mange av dem aldri blir realisert. Utbygging av ny produksjon og bygging av nye/ oppgradering av nettanlegg må som regel ses i sammenheng og koordineres. Et stort antall nettselskaper og et økende antall produksjonsselskaper gjør koordinering mellom aktørene og myndighetene mer krevende. I tillegg gjør de omfattende endringene som kommer de neste 5-10 årene innen reguleringer, forbruk og produksjon det krevende å koordinere en helhetlig utbygging av produksjon, nett og forbruk slik at forsyningssikkerheten blir opprettholdt....en restrukturering av bransjen vil bidra til å løse kapital-, kompetanse- og koordineringsutfordringen... Vi har vurdert konsekvensene av en restrukturering av bransjen i Sør-Norge gjennom å analysere tre caser; Sørkraft som består av Agder Energi, Skagerak Energi og 9 andre kraftselskaper i Telemark. Vestkraft som består av BKK, Lyse Energi, Haugaland Kraft, SKL og 20 andre kraftselskaper i Hordaland og Rogaland. Østkraft som består av Hafslund, Energiselskapet Buskerud, Akershus Energi, Østfold Energi, E-CO Energi og 20 andre kraftselskaper i Buskerud, Østfold og Akershus. Basert på analyser av blant annet driftskostnader og investeringer, samt intervjuer med de største aktørene i regionen, har vi utarbeidet en grov vurdering av de økte verdiene som kan skapes ved å ta ut synergieffekter ved sammenslåing. Hovedresultatene per selskapscase er vist i Tabell 1.4. Samlede synergieffekter ved sammenslåing av alle kraftselskapene i Sør-Norge til tre store selskap er mrd. NOK. Side 14

15 Tabell 1.4: Nåverdi av kartlagte synergieffekter. Mrd kroner Sørkraft Vestkraft Østkraft Påvirkbare driftskostnader Investeringer Totalt Kilde: Kapitalutfordringen vil være stor selv med en restrukturering av bransjen, men nåverdien av de estimerte synergipotensialene representerer hele prosent av kapitalbehovet i perioden, avhengig av hvilket kapitalscenario som legges til grunn. Dette gjelder dersom eierne tar ut 100 prosent av selskapenes årsresultat i utbytte. Det er imidlertid viktig å understreke at synergigevinstene er nåverdier basert på evigvarende gevinster, mens kapitalbehovene er spesifikke for perioden De årlige effektene av synergigevinstene avhenger av tempoet i eventuelle restruktureringsprosesser. Selv om de årlige effektene vil være noe begrenset i den gjeldende tidsperioden, vil markedsverdien av selskapene øke i takt med realisering av restruktureringene og dermed også selskapenes implisitte investerings- og utbyttekapasitet. Kompetanseutfordringen vil fremdeles være stor, men større selskaper har erfaringsmessig lettere for å tiltrekke seg og utvikle høyt utdannede mennesker. Større selskaper har også kapasitet til både å besitte tilstrekkelig breddekompetanse og å utvikle spisskompetanse innenfor kritiske områder. I tillegg vil store aktører ha bedre kapital- og kompetansemessige forutsetninger for å ta ny teknologi raskere i bruk enn det mindre aktører har. Koordineringsutfordingen blir mindre ved en kraftig restrukturering av bransjen i Sør-Norge ettersom myndighetene vil måtte forholde seg til færre og mer kompetente aktører. Større aktører vil også kunne prioritere produksjonsprosjekter innenfor en større portefølje og sende færre, men forhåpentligvis bedre prosjekter til behandling og vurdering hos myndighetene enn hva som er mulig med dagens struktur. Færre områdekonsesjonærer vil medvirke til at koordineringen på tvers av nettområder og mellom nettnivåer blir lettere...., men restrukturering vil bidra betydelig men neppe alene være tilstrekkelig til å realisere den politisk ønskede omstillingen av kraftsystemet En restrukturering av bransjen vil trolig bidra til å løse investeringsoppgaven på en mer effektiv måte enn med dagens struktur. Større enheter vil skape større verdier for samfunnet og for eierne. En restrukturering er av disse grunner ønskelig, men neppe tilstrekkelig til at bransjen kan løse investeringsoppgaven på en god måte. Skal vi få til en ønsket omstilling av energiforsyningen, må flere bidra til å legge forholdene til rette. Det gjelder selskapenes styre og ledelse, eierne og ikke minst myndighetene. Selskapene bør kontinuerlig revidere sin totale forretningsportefølje med henblikk på å frigjøre kapital gjennom salg av aktiva knyttet til andre aktiviteter enn verdikjeden innenfor kraft. Selskapene må forsette arbeidet med å effektivisere driften innenfor alle forretningsområder det er fortsatt mulig å effektivisere virksomheten ved å innføre beste praksis, selv om naturgitte forutsetninger alltid vil skape forskjeller. I tillegg må selskapene fortsette arbeidet med å gjøre bransjen mer konkurransekraftig i arbeidsmarkedet, samtidig som bransjen må forberede seg på å kunne ta i bruk en stadig større andel utenlandsk arbeidskraft på en god måte. Eierne må revidere sin utøvelse av eierskapet i lys av at bransjen nå går fra å være i en høstingsfase til en investeringsfase. Det innebærer at eierne må foreta vanskelige avveininger mellom investeringsomfang (i den grad det er mulig) og prioritere mellom kortsiktige og langsiktige utbyttenivå, samt vurdere å tilføre ny kapital til selskapene eller åpne for nye eiere i selskapene. Side 15

16 Myndighetene kan vurdere mange tiltak. For det første å være positive til gode industrielle løsninger gjennom sitt eierskap i bransjen. For det andre å legge forholdene til rette gjennom endringer i skatte- og avgiftsregime og inntektsrammereguleringen slik at selskapene får tilgang til mer kapital. For det tredje kan myndighetene legge til rette for at statlige midler kan gjøres tilgjengelig for kraftsektoren gjennom etablering av nye fond, eller gjennomføre endringer i mandatene til eksisterende fond. Alternativt kan myndighetene vurdere å trekke opp grensene for hvem som skal eie regionalnettet i tråd med utviklingen i EU som går mot to nettnivåer. Det vil kunne redusere de regionale selskapenes ansvar og investeringsoppgave, ved at noe av ansvaret overføres til Statnett. Statnett må i så fall sikres tilstrekkelig ressurser til også å gjennomføre investeringsoppgaven i regionalnettet ved siden av de store løft som skal gjennomføres i sentralnettet. Side 16

17 2 INNLEDNING Kraftforbruket i Norge er tredoblet de siste 50 årene. Det er et resultat av at Norge har gått fra å være en industri- til en tjenesteøkonomi. Elektrisitet har blitt en stadig viktigere faktor i nær sagt all økonomisk aktivitet i samfunnet. Nå står kraftsektoren i Norge overfor en omfattende omstilling frem mot Det skyldes en politisk ønsket utvikling i retning av lavutslippssamfunnet. Omstillingen vil kreve investeringer i kraftsektoren i et omfang vi ikke har sett i sektoren på svært lenge, om noensinne. Det skal prosjekteres, bygges og fases inn store mengder ny fornybar energi, fossil energi skal fases ut, og strømbruken skal effektiviseres. Kraftnettet skal forsterkes og utvides på alle tre nivåer. Den norske kraftsektoren står foran en periode med sterk vekst i investeringene. I denne rapporten ser vi på hvilke utfordringer den økte investeringsoppgaven får for kraftsektoren i Sør- Norge. Sør-Norge defineres i denne sammenheng til å omfatte fylkene Hordaland, Rogaland, Agderfylkene, Telemark, Buskerud, Vestfold, Akershus, Oslo og Østfold. Selskapene som er omfattet av undersøkelsen har alle sitt hovedsete i regionen, og er offentlig eid av kommuner og fylkeskommuner. Det første spørsmålet som da reiser seg, er hvor stor investeringsoppgaven for selskapene i Sør- Norge vil bli.de økte investeringene er knyttet til ny fornybar energi i form av fjernvarme, vind- og vannkraft, nettinvesteringer og AMS/IKT. Kartleggingen av investeringsoppgaven er derfor begrenset til disse områdene. Investeringsomfanget i regionen for statlige selskaper som Statkraft og Statnett, og private selskaper vil også bli kartlagt. Hovedvekten er lagt på de regionale selskapene som er eid av kommuner og fylkeskommuner. Investeringsoppgaven, sammen med en beskrivelse av generelle endringer i bransjen og hvordan disse endringene bidrar til å sette kraftprisene under press, er beskrevet i kapittel 4. Det andre spørsmålet er hvilke gjennomføringsutfordringer investeringsoppgaven gir for kraftselskapene i Sør-Norge. Vi vil særlig drøfte hvilke konsekvenser utviklingen kan få for den samlede kontantstrømmen til bransjen. Siktemålet er å vurdere om selskapene kan generere tilstrekkelig kapital fra driften til å løse samfunnsoppgaven samtidig som det gis et tilfredsstillende utbytte til eierne. Dernest vil vi drøfte hvilke krav omstillingen stiller til kompetanse og koordinering mellom ulike aktører i sektoren og innad i selskapene. Gjennomføringsutfordringer er beskrevet i kapittel 5. Det tredje spørsmålet er om, og hvordan, en restrukturering av bransjen i Sør-Norge kan bidra til å redusere gjenomomføringsutfordringen og styrke verdiskapingen for samfunn og eierne. I kapittel 6 ser vi på hvilke synergieffekter som kan utløses som følge av sammenslåinger og anslår verdien av de ulike effektene basert på historiske erfaringer og intervjuer med nøkkelpersoner i bransjen. For å belyse virkningene for samfunnet og eierne har vi utarbeidet et sett med caser, hvor ulike deler av kraftbransjen i Sør-Norge er sammenslått. Avslutningsvis vil vi i kapittel 7 peke på hvilke andre tiltak og virkemidler som selskapene, eierne og myndighetene kan vurdere å sette iverk for å redusere gjennomføringsutfordringen knyttet til omstillingen mot et lavtutslippssamfunn frem til Side 17

18 Side 18

19 3 KRAFTSEKTOREN ER KRITISK FOR SAMFUNNSUTVIKLINGEN Kraftforsyningens betydning for det norske samfunnet er økende. Dette skyldes ikke bare at kraftforbruket i seg selv er tredoblet på 50 år, men også at alle funksjoner og prosesser i samfunnet i økende grad er avhengig av strøm for å fungere. Selv korte strømbrudd får konsekvenser i form av ødelagt utstyr. Lengre strømbrudd slik vi så i jula 2011, setter all elektronisk kommunikasjon ut av spill i de områder som blir rammet. På grunn av dette betyr kraftforsyningen også mer for verdiskapingen i samfunnet enn før. I tillegg bidrar verdiskapingen i kraftbransjen med store inntekter til de offentlige eierne i form av både skatter og utbytter som brukes til viktige samfunnsoppgaver som skole, helse og offentlig infrastruktur som vei og bredbånd over store deler av landet. Kraftsystemet er langt mer kompleks enn andre infrastrukturer i samfunnet, både i sin struktur og ved utbygging og drift. På grunn av den kritiske betydningen for samfunnet, er det avgjørende at bransjen klarer å oppfylle sine samfunnsoppgaver som er å tilby en sikker kraftforsyning og å utvikle kraftsystemet i takt med samfunnets behov. 3.1 Kraftsektorens verdiskaping for samfunnet og til eierne er betydelig Kraftsektoren bidrar til verdiskaping på flere ulike måter i samfunnet å: Å tilby samfunnskritiske tjenester: Tilgangen på kraft er en forutsetning for all virksomhet i samfunnet, og er dermed også en forutsetning for så godt som all verdiskaping. Kraftsystemet i denne sammenheng inkluderer kraft- og energiproduksjon og infrastruktur/kraftnett Å skape direkte og indirekte virkninger knyttet til sysselsetting, innkjøp, investeringer, i tillegg til at bransjen generelt er en viktig bidragsyter på inntektssiden til tilhørende kommuner, fylker og myndigheter. Å skape dynamiske effekter knyttet til å tiltrekke kompetanse til regionen og andre samvirkegevinster Kraftforbruket er tredoblet på 50 år Kraftforsyningen har blitt stadig viktigere for hele samfunnet de seneste 10-årene. For hele landet har økningen i totalt forbruk og sammensetningen av forbruket endret seg kraftig de siste 50 årene som vist i tabellen nedenfor. Tabell 3.1: Netto kraftforbruk fordelt på sektorer i Norge, TWh og prosent Kraftintensiv industri 46 % 35 % 29 % Alminnelig forsyning 54 % 65 % 71 % Totalt 27,6 TWh 89,2 TWh 116,7 TWh Kilde: SSB, Foruten kraftintensiv industri, som fremdeles er en viktig del av næringsstrukturen, har også fremveksten av petroleumsindustrien bidratt til økt kraftforbruk i Norge. Den største økningen i kraftforbruket har imidlertid skjedd innen alminnelig forsyning, som omfatter husholdninger, offentlig og privat tjenesteyting og annen næringsvirksomhet. Det er flere årsaker til det. Befolkningen har økt fra 3,6 mill. til 4,7 mill. innbyggere fra 1960 til 2008 i følge SSBs befolkningsstatistikk. I tillegg bruker vi stadig mer strøm til flere formål. Men først og fremst viser utviklingen i kraftforbruket at Norge har gått fra å være en industri- til en tjenesteøkonomi. Det innebærer at strøm i økende grad er innsatsfaktor i all økonomisk aktivitet i samfunnet og at tilgangen til sikker kraftforsyning er avgjørende for verdiskapingen. Side 19

20 Utviklingen i Sør-Norge har i følge tall fra SSB vært lik utviklingen i landet som helhet. I 1980 stod kraftintensiv industri for snaut 1/3 av et totalt forbruk på 45 TWh i Sør-Norge. I 2009 var andelen falt til 23 prosent, men av et totalt forbruk på 65 TWh hvilket betyr at kraftintensiv industri har hatt et stabilt forbruk på rundt 15 TWh i denne delen av landet Kraftsystemet betyr stadig mer for verdiskapingen i samfunnet Kraftsektoren bidrar til verdiskaping på flere ulike måter i samfunnet. Tilgangen på kraft en forutsetning for all virksomhet i samfunnet, og er dermed også en forutsetning for så godt som all verdiskaping. Bruttoproduktet (BNP) er definert som næringens produksjonsinntekter (inklusiv eventuelle subsidier) minus verdien av vareinnsats (råvarer, energiforbruk og andre innsatsfaktorer eksklusiv arbeid og kapital). Bruttoproduktet anvendes til å avlønne arbeid, kapital og skatter til stat og kommune. Verdiskaping målt ved en nærings bidrag til BNP fanger ikke opp alle sider ved verdiskapingsbegrepet. Siden kapitalkostnadene ikke er med, sier bruttoproduktet ikke noe om lønnsomheten av de investeringene som gjøres. Det betyr at bruttoproduktet øker selv om det skjer på basis av ulønnsomme investeringer. En fanger heller ikke opp hvordan endringer i priser og produksjon påvirker konsumentoverskuddet hos sluttforbrukere eller hvordan bruttoproduktet i andre næringer blir påvirket. En positiv endring i verdiskapingen i én sektor fanger dermed ikke opp alle effekter på verdiskapningen i samfunnet. Vurderingen av kraftbransjens bidrag av samfunnsmessige verdier kan gjøres med utgangspunkt i flere metoder. Prinsipielt vil betalingsviljen som kundene har for sektorens tjenester reflektere verdien sektorens produksjon har for samfunnet. Kundenes betalingsvilje for kraftforsyning er vanskelig å tallfeste, men en normal tilnærming til ulike kundegruppers betalingsvilje er den såkalte KILE 2 -kostnaden. KILEkostnaden representerer kundenes kostnader ved avbrudd, og utgjør mellom 10 og 120 NOK per kwh per time avbrudd 3. Det vil si at verdien av forsyningssikkerhet langt overstiger strømkostnaden per kwh. En annen betraktningsmåte som også indikerer viktigheten av elektrisiteten for samfunnet, er å se på forholdet mellom verdiskaping målt ved bruttonasjonalproduktet (se egen faktaboks) og det totale kraftforbruket i landet. En illustrasjon på at elektrisitetens betydning for samfunnets verdiskaping er økningen i BNP per KWh som vist i tabellen nedenfor. Tabell 3.2: BNP per kwh med og uten energisektoren, faste 2010-kroner Uten energisektoren 9,1 11,1 14,6 Med energisektoren 10,7 14,6 19 Kilde: SSB Kraftsektoren er en viktig næring nasjonalt, også i Sør-Norge Kraftsektorens andel av BNP har økt de senere årene. Tabellen under viser utviklingen i bruttoproduktet til energisektoren og kraftintensive industrier i Norge de seneste årene. I 2010 utgjorde kraftproduksjonen om lag tre prosent av den samlede verdiskapingen i Norge. Sammenlignet med petroleumssektoren, som utgjorde 25 prosent av Norges bruttonasjonalprodukt i samme år, kan kraftbransjen virke liten. Imidlertid bidrar kraftsektoren med 2 Kvalitetsjusterte inntektsrammer ved ikke levert energi 3 Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer, 9-2. Side 20

21 betydelig mer verdiskaping enn mange andre sektorer, som for eksempel metallindustrien og treforedling, også vist i Tabell 3.3. Tabell 3.3: Bruttoprodukt i energisektoren og enkelte kraftintensive industrier i Norge, i prosent av BNP Sektor Snitt Petroleum 26,0 30,0 24,3 25,6 26,5 Kraftforsyning 2,4 2,9 2,8 3,0 2,8 Metallindustri 0,2 0,1 0,0 0,1 0,1 Treforedling 0,1 0,2 0,1 0,1 0,1 Sum 29,2 33,3 27,2 28,9 29,7 Kilde: SSB, Figuren nedenfor illustrerer sektorens verdiskaping (bruttoprodukt) i Sør-Norge. Den viser at veksten i verdiskapingen fra kraftforsyningen har vært høyere enn for kraftintensiv industri. Årsakene til økt verdiskaping har bl.a. vært strukturendringer i bransjen og effektivisering av driften. Den viktigste årsaken er imidlertid å finne i høyere kraftpriser i perioden. Figur 3.1. Utvikling i verdiskaping fra utvalgte sektorer i Sør-Norge. Mill. NOK, løpende priser Kraftforsyning Metallindustri 5000 Treforedling Kilde: basert på tall fra SSB Eiernes verdiskaping seneste 10 år har vært betydelig Kraftbransjens direkte verdiskaping til eiere (i form av utbytter og renteinntekter) og til myndighetene (i form av skatter) er også betydelig. Energiselskapene er viktige inntektskilder til staten, fylker og kommuner, og finansierer veier, skoler, kulturhus og andre viktige investeringer som kommer alle innbyggerne til gode. I kommuner som er verter eller er eiere i kraftproduksjon, vil inntekter fra disse selskapene utgjøre en betydelig andel av det offentlige budsjettet. Direkte virkninger er aktiviteter som påløper som en direkte konsekvens av energisektorens virksomhet. Virkningene inkluderer sysselsetting og varekjøp i bransjen, samt sektorenes overføringer til offentlige instanser via skatter, avgifter og utbytte. Virksomhet innen kraftforsyning sysselsatte 8400 personer i Sør-Norge i 2007 og bidrar dermed til å skape regionale Side 21

22 lønnsinntekter. Nettselskapene er mer arbeidsintensive enn andre selskaper i bransjen, og mesteparten av de sysselsatte i kraftsektoren jobber med drift- og vedlikehold av nettet i regionen. Figur 3.2 illustrerer hvordan verdiskapingen i kraftsektoren fordeles mellom sektorens interessenter. I figuren er det tatt utgangspunkt i en kraftpris på 35 øre/kwh. Noen av postene, som naturressursskatt, konsesjonsskraft og konsesjonsavgifter, består av relativt faste størrelser, mens øvrige poster varierer med inntektsutviklingen. Fordelingen mellom de respektive kategoriene vil følgelig kunne variere ettersom kraftprisene endrer seg. Figur 3.2: Fordeling av verdiskaping 4 innen kraftproduksjon ved en kraftpris på 35 øre/kwh Kilde: THEMA Consulting group basert på tall fra SSB og erfaringstall fra bransjen Ved en kraftpris på 35 øre/kwh, vil ca 13 prosent av verdiskapingen gå direkte til kommuner og fylker i form av skatter og avgifter, mens 18 prosent blir overført til statlige myndigheter i form av overskuddsskatt og grunnrenteskatt. Rundt 28 prosent av verdiskapingen går til drift, hovedsakelig i form av lønn til ansatte. En betydelig andel av verdiskapingen, her over 40 prosent, vil deretter gå til selskapenes kapitaleiere, henholdsvis eiere og långivere. I henhold til SSB er om lag 90 prosent av kraftproduksjonen offentlig eid, fordelt med ca 40 prosent statlig eid og ca 50 prosent eid av kommuner og fylkeskommuner. Dermed vil også den verdiskapingen, som tilfaller eierene, bidra til å øke de offentlige inntektene, enten på regionalt eller nasjonalt nivå. Figur 3.3 illustrerer økningen i kraftbransjens årlige verdiskaping de siste ti årene. Utviklingen i bransjens lønnsomhet har som figuren viser en nær sammenheng med utviklingen i kraftprisene. En periode med økning i kraftprisene, effektivisering, restrukturering og verdistigning på kraftproduksjon som har sammenfalt med en periode preget av lite nyinvesteringer, har samlet sett bidratt til vekst i bransjens verdiskaping fra 2000 og frem til i dag. 4 I figuren inkluderes også varekostnader i driftskostnader. I verdiskapingssammenheng skal egentlig varekostnader trekkes fra de samlede produksjonskostnadene for å unngå dobbelttelling. Side 22

23 Figur 3.3: Utvikling av årlig verdiskaping 5 innen kraftproduksjon i Sør-Norge Kilde: Eksempel på energisektorens samfunnsmessige betydning Vaksdal Vaksdal kommune som er lokalisert i Hordaland mellom Voss og Bergen, og har 4173 innbyggere. Som både vertskommune for BKKs vannkraftanlegg og en av eierkommunene i BKK mottok Vaksdal kommune de største skatteoverføringene fra BKK i 2010, og et betydelig utbytte. Samlet sett bidro BKK-konsernet med om lag 50 millioner i inntekter til kommunen. For små kommuner som Vaksdal utgjør kraftinntektene en betydelig andel av de samlede kommuneinntektene. De samlede inntektene til Vaksdal var ca 85 millioner i Overføringene fra BKK tilsvarte beløpet kommunen benyttet på helse- og omsorgstjenester samme år. Caset reflekterer betydningen av energiselskapenes tilstedeværelse, og hvordan bidrag fra kraftsektoren legger grunnlag for et bedre offentlig tjenestetilbud for sine hjemkommuner. Mens mesteparten av sentralnettet (95 prosent) eies av Statnett, er regional- og distribusjonsnettet i hovedsak eid av kommuner og fylker. Kraftoverføring er en monopolvirksomhet. Nettselskapene blir derfor grundig regulert i forhold til både lønnsomhet og kvalitet. Inntektene til nettselskapene blir bestemt via NVEs inntektsrammeregulering. Inntekten skal over tid dekke kostnader ved drift og avskriving i nettet, samt gi en rimelig avkastning på investert kapital gitt effektiv drift, utnyttelse og utvikling av nettet. Som illustrert ved Figur 3.4 har avkastningen på nettvirksomhet vært relativt stabil gjennom de siste 10 årene. Nettselskapenes inntekter er begrenset ved regulering, noe som begrenser mulighetene for store eieruttak og størrelsen på sektorens skattebetalinger. 5 I figuren inkluderer driftskostnader også varekostnader. I verdiskapingsammenheng skal egentlig varekostnader trekkes fra de samlede produksjonskostnadene for å unngå dobbelttelling. Side 23

24 Figur 3.4: Fordeling av verdiskaping 6 innen nettvirksomhet i Sør-Norge Kilde: THEMA estimater basert på NVEs teknisk økonomiske rapportering for distribusjonsnett Som vist i Figur 3.5 er det en tett sammenheng mellom utviklingen i kraftprisene og de årlige eieruttakene fra sektoren. Eieruttakene har, i likhet med verdiskapingen, vært økenede mellom 2000 og Siden lønnsomheten til energisektoren i hovedsak styres av kraftprisutviklingen, og størrelsen på utbyttene i stor grad avhenger av den underliggende virksomhetens resultat, er sammenhengen vist i figuren som forventet. Gjennom sitt eierskap har eierne på denne måten tatt del i selskapenes lønnsomhetsvekst den siste tiden. De årlige eieruttakene reflekterer her energiselskapenes utbetaling av utbytte og rentebetaling på ansvarlig lån. Figur 3.5: Eieruttak fra kraftvirksomheten i Sør-Norge Kilde: basert på tall fra Euopower, årsrapporter og Nordpool Fra 2000 og frem til 2010 utgjør de samlede eieruttakene i Sør-Norge i overkant av 54 mrd. NOK. I tillegg til at eierne har kunnet glede seg over økt direkte avkastning på sine eierandeler i kraftsektoren, har også den indirekte avkastningen steget i den aktuelle perioden. Markedsverdien på for eksempel kraftproduksjon har økt fra anslagsvis 1,5 NOK/kWh rundt årtusenskiftet til anslagsvis til 3,2 NOK/kWh i I figuren inkluderes også varekostnader i driftskostnader. I verdiskapingssammenheng skal egentlig varekostnader trekkes fra de samlede produksjonskostnadene for å unngå dobbelttelling. Side 24

25 3.1.5 Indirekte verdiskapingseffekter i regionene Den direkte verdiskapingen som skjer i kraftforsyningen i Sør-Norge skaper ringvirkninger gjennom økonomien på ulike måter. De indirekte virkningene kan deles inn i indirekte kryssløpseffekter og indirekte inntektseffekter. Indirekte kryssløpseffekter oppstår som følge av at kraftsektoren gjør innkjøp hos diverse underleverandører. Som et resultat av kraftsektorens kjøp av varer og tjenester fra norske underleverandører, genereres indirekte virkninger som følge av at disse underleverandørene skaper et behov for sysselsetting og innsatsfaktorer hos sine underleverandører. Slike effekter sprer seg videre til næringslivet i regionen som ringer i vann. Indirekte inntektseffekter oppstår ved at energibransjen sørger for sysselsetting som gir lønnsinntekter i regionen. Lønnsinntektene bidrar til økt regional vekst ved at de ansatte betaler skatt og foretar lokale innkjøp. På tilsvarende måte bidrar sektorens kjøp av varer og tjenester med å skape et behov for arbeidskraft hos leverandører og underleverandører. Alle de som jobber direkte eller indirekte for kraftbransjen, har også et behov for varer og tjenester som mat, klær, helsetjenester og så videre. Etterspørselen i regionen øker, hvilket legger grunnlag for økt sysselsetting og produksjon i andre deler av samfunnet. Sektorens overføringer til det offentlige vil også kunne bidra til økt sysselsetting, som igjen vil generere indirekte inntektseffekter. Eksempel på indirekte virkninger i Lyse I følge Lyses samfunnsrapport (2010), er Lyse en betydelig aktør i Rogaland når det gjelder sysselsetting og varekjøp, også når det gjelder indirekte effekter. For hver arbeidsplass i Lysekonsernet, har det de siste årene blitt skapt ytterligere 2-3 arbeidsplasser i Rogaland. Lyses innkjøp fra aktører i Rogaland, var i 2010 på 500 millioner NOK. Genererte arbeidsplasser utenfor eget konsern er i følge deres beregninger 4584 på landsbasis og 1767 i Rogaland. Dette inkluderer ringvirkninger av inntekter til vertsog eierkommuner og underleverandører. 3.2 Kraftsystemet er en kompleks og kritisk infrastruktur i samfunnet Myndighetene definerer kritisk infrastruktur som de anlegg og systemer som er helt nødvendige for å opprettholde samfunnets kritiske funksjoner som igjen dekker samfunnets grunnleggende behov og befolkningens trygghetsfølelse (NOU 2006:06). Kraftforsyningen har utviklet seg til å bli en kritisk infrastruktur i samfunnet. Hovedårsaken er at avhengigheten av kraft er total i et moderne, komplekst samfunn. Et moderne samfunn er basert på sikker strømforsyning. Så godt som all virksomhet stopper opp ved strømbrudd: oppvarming, matlaging, lys, betalingssystemer, kommunikasjon og produksjonsprosesser. Økt bruk av elektronisk kommunikasjon og elektronisk utstyr som TV og PC, forsterker strømavhengigheten. Også svært korte strømbrudd i form av blink som enklere utstyr ikke påvirkes av kan ødelegge moderne elektronisk utstyr. Økt bruk av slikt utstyr vil dermed øke konsekvensene ved korte avbrudd. Det er viktig å merke seg at avhengigheten av strøm ikke er relatert til mengden strøm som forbrukes. En bedrift med et lavt strømforbruk, kan ha like høye krav til forsyningssikkerhet på strøm som kraftkrevende industri. Også dårlig leveringssikkerhet på strøm kan ramme husholdninger og næring hardt. Selv svært korte (ikke planlagte) strømbrudd, kan skade kostbart, elektronisk og prosessutstyr. Industri som bruker lite strøm, rammes like hard av strømbrudd som kraftkrevende industri i og med at strømbrudd i andre næringer i like stor grad fører til produksjons- og inntektstap. All annen infrastruktur blir påvirket ved strømbrudd, også infrastrukturer som elektronisk kommunikasjon, telefonnettet og transportssystemer (tunneler, trafikklys og banetrafikk) er avhening av strøm for å fungere. Disse infrastrukturene er i likhet med kraftsystemet definert som Side 25

26 samfunnskritiske. Langvarige strømbrudd får dermed store konsekvenser slik vi ble vitne til under strøm- og kommunikasjonsbruddene på Vestlandet under stormen Dagmar i julen For store deler av strømforbruket, finnes det ingen alternativer til strøm. En stadig større andel av boliger har kun strøm som oppvarmingskilde, noe som raskt blir problematisk ved langvarig strømbrudd på vinterstid. I hovedsak er det bare de funksjonene i samfunnet som er kritiske for liv og helse som har nødstrømsaggregater, for eksempel sykehus for sine mest kritiske prosesser Kraftsystemet er mer komplekst enn andre infrastrukturer i samfunnet Kraftsystemet består av flere deler, og svært mange aktører både i kraftbransjen og på forbrukssiden. I prinsippet består kraftsystemet av et fysisk og et finansielt system: Det fysiske systemet som består av kraftproduksjon, krafttransmisjon over tre nettnivåer sentral-, regional- og distribusjonsnett, og forbruk i alminnelig forsyning eller kraftintensiv industri. Det finansielle systemet som består av salg av kraft via kraftbørsen Nord Pool ( markedsplassen ) til sluttbrukerselskaper som videreselger strømmen til forbrukerne. Figur 3.6: Det fysiske og finansielle kraftsystemet Kilde: THEMA Consulting Goup Det fysiske kraftsystemet skiller seg vesentlig fra både andre energibærere og andre infrastrukturer på flere måter. Produsert kraft kan ikke lagres på en effektiv måte. Det må derfor være eksakt balanse mellom produksjon og forbruk i kraftsystemet til enhver tid. Det vil si at kraftsystemet må dimensjoneres slik at etterspørselen kan dekkes når det er høyt forbruk på morgenen og ettermiddagen på årets kaldeste dager, også i veldig kalde år. Kø er ikke en aktuell løsning i kraftsystemet i motsetning til i andre infrastrukturer, som veier, jernbane og telenett. Kraftnettet har dessuten det særtrekket at flyten i nettet ikke kan styres, men i stedet følger fysiske lover og avhenger av produksjon og forbruk i hvert enkelt punkt i nettet. 7 For å oppnå eksakt balanse i kraftsystemet og samtidig ta hensyn til at man verken kan styre flyten eller basere seg på kø i systemet, må kraftsystemet overvåkes kontinuerlig og være 7 Dette gjelder i et vekselstrømnett som er det som brukes i et innenlands nett. Med likestrøm kan flyten styres, men likestrøm er bare aktuelt i svært avgrensede deler av nettet. Side 26

27 ekstremt fleksibelt. Kraftproduksjonen må justeres opp og ned avhengig av forbruksutviklingen og systemet må respondere øyeblikkelig ved utfall av nettanlegg, kraftverk eller store forbrukssenter (f.eks industri). Det finansielle markedet består av kraftleverandører som selger kraft til sluttbruker, men også av systemer for avregning av forbruk og produksjon, markeder for kraftsalg langt fram i tid (forwardmarkedet), kjøp/salg av forbruk per time neste døgn og ulike markeder for sikre balanse mellom forbruk og produksjon (Statnetts balansetjenester) Et stort antall aktører i kraftsektoren bidrar til å øke kompleksiteten Antall kraftselskaper i Norge er 335, fordelt på nettselskaper, produsenter og kraftleverandører (tall for 2009 fra SSB). Som figuren nedenfor viser er det fortsatt mange nettselskaper i Norge, og mange av dem er små. Hele 129 nettselskaper i Norge har mindre enn kunder og gjennomsnittlig antall kunder for disse selskapene er helt nede i 6000 kunder, se Figur 3.7. Antall produksjonsselskap er også økende, fordi både småkraft og vindkraft åpner for både små og private eiere i større grad enn storskala vannkraft. Figur 3.7: Antall nettselskaper og deres størrelse Kilde: Estimert av basert på tall fra Europower og NVE Kompleksiteten gjør det krevende å utvikle kraftsystemet Et velfungerende kraftsystem er kritisk for samfunnets verdiskaping, og det er derfor avgjørende viktig med en god kraftforsyning. Samtidig gjør kraftsystemets særtrekk at det er mer krevende og utfordrende å bygge ut kraftsystemet på en god måte enn for andre infrastrukturer; Ledetiden på utbygging av anlegg i kraftsektoren er generelt lang, og lengre desto større anlegg det er snakk om. Det er forskjellige ledetider mellom utbygging av infrastruktur og utbygging av ny produksjon og nytt forbruk, noe som gjør det krevende å bygge ny infrastruktur i tide for å håndtere nytt forbruk eller ny produksjon. Eksempelvis vil forsinkelser i nettutbygging kunne føre til forsinkelser i utbygging av ny produksjon. Ved beslutninger om Side 27

28 elektrifisering av nye utvinningsfelt for olje, vil det være avgjørende at kraft fra land kan sikres innenfor utbyggingsplanen for feltet. Det er knyttet usikkerhet til planer om ny produksjon og nytt forbruk, både om når og i noen tilfeller hvor. Dette skaper usikkerhet om det reelt blir et behov for forsterking av infrastrukturen eller ikke. Strømnettet kan ikke utvides marginal i tråd med mindre endringer i forbruk og produksjon utvidelsene må skje sprangvis. Underinvesteringer i kraftnettet kan medføre store samfunnsmessige kostnader i form av redusert verdiskaping, redusert forsyningssikkerhet og mer kostbar utbygging av ny fornybar kraft. Overinvesteringer vil til sammenligning i hovedsak kun medføre ekstra nettkostnader. De samfunnsmessige kostnadene ved å investere for lite i kraftinfrastruktur kan derfor være betydelig større enn kostnadene ved for store investeringer. Som vi skal se i neste kapittel, vil kompleksiteten i kraftsystemet øke ytterligere som følge av økt andel uregulerbar produksjon som småkraft og vindkraft, samt endringer på forbrukssiden og stadig mer komplekse markeder og reguleringer. Side 28

29 4 OMFATTENDE OMSTILLING AV KRAFTSEKTOREN MOT 2020 Kraftsystemet må oppfylle flere målsetninger samtidig. Som vi så i forrige kapittel, er forsyningssikkerheten kritisk for samfunnet og det spiller en stor rolle for verdiskapingen i samfunnet, både som innsatsfaktor i alle næringer og som inntektskilde til de offentlige eierne. I tillegg til dette, vil kraftsektoren spille en avgjørende rolle i å redusere samfunnets klimagassutslipp. Omstillingen i kraftsektoren er politisk ønsket. Norge har inngått en avtale med EU om å oppnå 67,5 prosent fornybarandel i norsk energiforbruk, og store investeringer i ny fornybar kraft i Norge vil være viktig for å oppnå dette kravet. Også på forbrukssiden kan det komme store endringer som følge av et mulig energieffektiviseringsdirektiv fra EU, innføring av avanserte målesystemer (AMS), nordisk sluttbrukermarked og økt elektrifisering av transport og petroleum. I tillegg til å håndtere disse endringene, er store deler av dagens ledningsnett og komponenter i vannkraften i ferd med å nå sin levetid, og må skiftes ut. I sum gir alle disse endringene et mer komplekst kraftsystem og det blir behov for betydelige investeringer og kompetanse i kraftsektoren både mot 2020 og videre. Aktørene i Sør-Norge vil måtte investere rundt 145 mrd. NOK innen utgangen av av disse milliardene er definert som investeringer som må tas, det vil si investeringer som er nødvendige for å opprettholde forsyningssikkerheten og å oppfylle myndighetskrav. 4.1 Økt politisk styring og økt kompleksitet i kraftsystemet Kraftsystemet må oppfylle flere politiske målsetninger For å sikre en bærekraftig utvikling av kraftsystemet, må vi helt overordnet sørge for: Akseptabel forsyningssikkerhet som sikrer velstands- og verdiskapingsutviklingen i samfunnet Reduksjon av klimagassutslippene samtidig som det tas nødvendige hensyn til naturen når inngrep gjennomføres og at kostnadene ikke blir unødvendig høye. Sikre verdiskaping i alle deler av samfunnet Samfunnsmålene beskrevet ovenfor, henger nøye sammen. Forsyningssikkerhet er en forutsetning både for miljømål, spesielt klima, og for verdiskaping knyttet til produksjon og forbruk av kraft. Figur 4.1:Sammenhengen mellom forsyningssikkerhet, verdiskaping og klima/miljø Verdiskaping Forsyningssikkerhet Klima/miljø Side 29

30 4.1.2 Klimautfordringen gjør det nødvendig med en omstilling av kraftsystemet Det er allmenn enighet blant verdens nasjoner om at den globale oppvarmingen må begrenses til 2 grader i Det krever at utslippene av klimagasser reduseres slik at konsentrasjonen målt i CO 2 -ekvivalenter begrenses til 450 ppm pr. 2050, noe som krever at de globale utslippene gradvis begrenses til 2 tonn per capita i Skal vi nå dette målet, kreves det en omfattende omstilling av måten vi produserer og forbruker energi og andre varer og tjenester på. Samtidig vokser verdens befolkning og økonomier noe som medfører økt behov for energi. Det forsterker utfordringene knyttet til utslippskutt. Energisektoren vil spille en helt sentral rolle, ettersom 2/3 av de globale utslippene stammer fra produksjon av energi med fossile brensler og direkte bruk av fossil energi. Også norske utslipp domineres tilsvarende av energibruken, til tross for vår høye andel elektrisitet basert på vannkraft. Nøkkelen til å håndtere klimautfordringen og samtidig sørge for økonomisk vekst ligger derfor i å omstille energisystemene i verden. En slik omstilling er åpenbart krevende, både fordi oppgaven er stor og fordi det tar lang tid å gjennomføre de nødvendige tiltakene og fordi valgene vi gjør i dag, får konsekvenser for klima og verdiskaping i mange tiår framover. Overgangen til et energisystem basert på CO 2 -nøytrale energibærere og minst mulig CO 2 i produksjonsleddet er helt nødvendig for å møte klimautfordringen. Elektrisitet vil derfor få en nøkkelrolle i omstillingen av energisystemet, og bli enda viktigere for å realisere ønsket samfunnsutviklingen fremover Økt utbygging av fornybar energi i Norge Det er nylig inngått en avtale med EU i tråd med EUs 2020 målsetninger om å øke fornybar andelen i den norske energibruken til 67,5 prosent. Et politisk virkemiddel for å realisere målsetningen, er innføringen av det felles norsk-svenske elsertifikatmarkedet med Sverige. Elsertifikatene er en markedsbasert støtteordning som skal sikre utbyggingen av 26,4 TWh innen 2020 i de to landene. Ambisjonen er at halvparten av dette skal bygges i Norge, noe som innebærer en økning i kraftproduksjonen på over 10 prosent fra dagens nivå. Det er forventet at mye av den norske målsetningen vil oppnås gjennom utbygging av småkraft og vindkraft i tillegg til oppgradering og utvidelser av stor vannkraft. Fornybarutbyggingen stiller krav til forsterking av det innenlandske nettet, samt til at systemet kan håndtere en større andel uregulerbar kraftproduksjon. De siste årene har det skjedd en økende investeringstakt i fjernvarme. Basert på de tilsagn Enova har gitt, forventes en fjernvarmeproduksjon på 6,5 TWh i Det er uklart om og hvordan investeringsstøtteordningen for fjernvarme vil bli framover 8, men dersom vi antar samme vekst mellom 2016 og 2020 som forventet vekst fram til 2016, vil fjernvarmeproduksjonen økes med 2,5 TWh innen Det er usikkerhet knyttet til utviklingen av forbruk og forbruksmønster Det er flere politiske virkemidler som har til hensikt å vri forbruksmønsteret av elektrisitet, i tillegg til mer generelle utviklingstrekk som befolkningsvekst og den økonomiske utviklingen som får betydning for etterspørselen etter energi. Befolkningsvekst. I følge SSBs befolkningsframskrivelser (middelalternativet) forventes befolkningen i Norge å runde 6 mill. innen Etter 2030 forventes veksten å avta noe, slik at befolkningen i 2060 ender på 6,9 mill. Usikkerheten i disse tallene er imidlertid stor. SSBs laveste og høyeste anslag for den norske befolkningen i 2030 varierer med rundt regnet +/ Utviklingen av kraftsystemet må være i forkant av en befolkningsvekst, og må ta hensyn til denne usikkerheten. Befolkningen forventes også å vokse mest i byer og sentrale strøk, det vil si langt unna kraftproduksjonen. 8 Avtalen mellom OED og Enova gikk ut ved årsskiftet, men en ny avtale er under forhandling. Side 30

31 Energieffektivisering og eventuelle hvite sertifikater. Energieffektivisering kan enten medvirke til økt eller redusert strømbruk avhengig av om det erstatter en annen energibærer, eller om det gjøres ved å redusere strømbruken. Endrete bygningsforskrifter vil på sikt medvirke til lavere kraftforbruk gjennom å redusere oppvarmingsbehovet, men dette vil ha liten effekt fram til Enkelte former for energieffektivisering, for eksempel nattsenking, bidrar til endringer i kraftforbruket over døgnet og høyere effekttopper på morgenen og ettermiddagen. På samme måte gir varmepumper både energi og effektsparing det meste av året, men ikke i de aller kaldeste periodene. Energieffektivisering kan dermed bidra til både økte og reduserte kostnader i kraftsystemet avhengig av hvordan det blir implementert. Et eventuelt krav om innføring av hvite sertifikater fra EU, vil øke krav til avregning og fakturering for kraftselskapene. Kraftselskapene kan også bli ilagt en rolle i forhold til energieffektivisering hos forbrukerne dersom hvite sertifikater blir innført i Norge. Innfasing av AMS. Innen utgangen av 2017 skal det installeres avanserte målesystemer for de aller fleste forbrukerne. AMS innebærer en hyppig og automatisk avlesning av kraftforbruket. Det vil gi forbrukerne både bedre incentiver og mulighet til å redusere strømforbruket i perioder med høye priser og til energieffektivisering generelt. Det vil være naturlig å tenke seg at tjenesteleverandører vil tilby tjenester mot dette markedet når AMSmålere gjør det mulig. Dette kan innebære at tredjeparter skal få tilgang til målerdata fra nettselskapene (og/ eller direkte fra måleren). I tillegg kan det bli aktuelt med tredjepartsadgang til kommunikasjonskanalen som overfører målerdata fra forbruker til nettselskapet. Nettselskapene vil dermed måtte forholde seg til et uvisst antall nye aktører. Økt elektrifisering av veitransporten. Norske myndigheter har iverksatt en rekke tiltak for å øke konkurransekraften til el-biler gjennom endringer i avgifter, fri parkering og tilgang til kollektiv felt, foruten å støtte/bygge ladepunkter for el-biler. Utviklingen av markedet er blant annet avhengig av de internasjonale produsentenes utvikling og produksjon av elbiler og utrulling av en hensiktsmessig infrastruktur for lading. Særlig vil en utvikling med en stor andel billading ved hurtigladestasjoner påvirke forbruksmønsteret i nettet. Elektrifisering av petroleumssektoren. Bruk av gassturbiner på plattformene gjør at sektoren idag står for 14 mill. tonn utslipp CO 2, eller ca 25 prosent av de norske klimagassutslippene. I 2008 var kraftforbruket på landanlegg og plattformer forsynt fra land på 5 TWh, i følge tall fra SSB. Å elektrifisere hele Nordsjøen vil være et svært kostbart klimatiltak. Myndighetene har imidlertid besluttet at alle ombygninger og nye anlegg skal vurdere elektrifisering fra land. I debatten knyttet til Johan Sverdrup-feltet utenfor Rogaland har Olje- og energiministeren uttalt ønske om at utbyggingen skal forsynes med kraft fra land. I så fall representerer dette et kraftforbruk på rundt 200 MW. Oljeselskapet Total har også åpnet for en elektrifisering fra land ved utbygging av Hild-feltet utenfor Hordaland. Den økonomiske utviklingen. Verdensøkonomien, og særlig den europeiske, er nå inne i en turbulent periode. Norsk økonomi er mer robust, men det er vanskelig å se for seg at ikke norsk næringsliv og industri vil bli berørt i en eller annen grad av utfordringene som EU-landene nå står midt oppi. En evenutell nedleggelse av deler av den kraftintensive industrien i Norge vil påvirke kraftsystemet blant annet ved at investeringer utsettes på grunn av redusert forbruk. En nedleggelse kan også øke behovet for større overføringskapasitet til andre områder enn der den produseres og forbrukes i dag. Kraftintensiv industri. Lave kraftpriser som følge av et nordisk kraftoverskudd, eventuelt også lavere forbruk på grunn av lavere økonomisk aktivitet generelt, kan også føre til etablering av ny, kraftintensiv industri i Norge. Det er usikkerhet knyttet til utviklingen av kraftforbruket mot I tillegg kan forbruksprofilen i alminnelig forsyning endres som følge en eventuell økning i lading av bilbatterier og ulike former for energieffektivisering. Alle forhold som påvirker forbruksmønsteret stiller nye krav til kraftsystemet slik at forsyningssikkerheten blir ivaretatt. Side 31

32 4.1.5 Skjerpede krav til nett og systemansvar Systemmessige endringer kan skje dels som følge av teknologiske endringer og dels fordi institusjonene påvirkes og reguleringer legges om. Sektoren vil møte nye krav både for å realisere omstillingen, og for å håndtere de system- og markedsmessige endringene som følger av omstillingen. Økt grad av uregulerbar kraftproduksjon. Innmating fra småskala produksjon i distribusjonsnettet stiller nye krav til avregningen på dette nettnivået. I enkelte målepunkter vil det bli nødvendig å håndtere negativt uttak (det vil si innmating) fra overskuddskraft fra private solceller, biogassanlegg, små vindmøller, mikrovannkraft etc. Det meste av denne kraften kan ikke reguleres etter forbruket i det lokale nettet. Kraften mates inn på nettet når det blåser, når sola skinner eller når bygget har lavt forbruk. Særlig gir småkraft økt produksjon på sommerstid når det allerde er overskudd i det norske systemet. I flere områder vil småkraft ikke produsere om vinteren på grunn av tørre/ igjenfrosne elver. Økt småskala produksjon gir flere innmatingspunkter. Historisk sett har norsk kraftproduksjon skjedd i store vannkraftanlegg. I dag har kraftsystemet rundt 190 noder i sentralnettet. Fremover vil systemet bli preget av stadige flere produksjonsanlegg som skal fases inn i systemet. AMS-målerne som blir innført, vil være i stand til å måle lokal innmating og gi nødvendig informasjon til avanserte prisingsmekanismer (som omfatter både innmating og uttak av kraft). Det stiller igjen nye krav til blant annet faktureringsprosessene og balanseavregningen. Mer komplekse nettariffer. Energieffektivisering og strenge energikrav til nye bygg, vil føre til redusert energiforbruk per enhet. Dagens tariffmodell mot husholdningsmarkedet er basert på energiforbruket. Innføring av AMS vil imidlertid gjøre det mulig for nettselskapene å endre tariffene mot husholdningskunder mot høyere fastpriser og effektprising i tillegg til energiledd. Effekttariffer til alle sluttkunder, vil være en krevende omstilling for nettselskapene og deres kunder, og føre til at avregning og fakturering blir mer kompleks enn i dag. Nye utenlandsforbindelser. Utenlandsforbindelsene vil avhjelpe en mulig ubalanse mellom kraftproduksjon og forbruk i Norge, samt bidra positivt til forsyningssikkerheten i Norge i tørrår. Samtidig vil utenlandsforbindelsene endre flytmønster på dagens linjer, noe som vil øke kravene til overvåking og gjøre analyser av hvordan kraftnettet bør utvikles framover enda mer komplekst enn i dag. Mer komplekse markeder. Det fysiske kraftmarkedet blir stadig mer komplekst også av andre årsaker enn nye typer kraftproduksjon. Viktige elementer er innføringen av Elbas (et intradagmarked for handel med kraft etter at spotmarkedet er klarert) og utviklingen av andre intradagmarkeder mellom Norden og andre land i tillegg til eksisterende spot- og regulerkraftmarkeder. Et annet moment er mulig økt salg av system- og balansetjenester fra Norge til andre land. Det økte salget vil trolig spesielt påvirke produsenter, men også forbrukere via en mer kompleks balanseavregning og på sikt økte muligheter for å agere i andre markeder enn de ordinære energimarkedene (Nord Pool Spot og det bilaterale markedet). Det har i neste omgang konsekvenser for avregning, fakturering og meldingsutveksling. Innføring av stadig smartere kraftnett. Som vist over, står kraftsystemet overfor nye utfordringer og nye behov vil oppstå på grunn av økte krav til energieffektivitet og økt innfasing av ikke-regulerbar fornybar kraft. For å møte disse utfordringene, må kraftnettet oppgraderes for å håndtere økt kompleksitet samtidig som tap skal reduseres og driftssikkerheten opprettholdes. Ifølge EU-kommisjonens Task Force for Smart Grids (2010), vil nye produkter og tjenester kombinert med intelligent monitorering, kontroll, kommunikasjon og selvreparerende teknologier benyttes for å oppnå bedre tilrettelegging Side 32

33 av tilknytning og drift av kraftproduksjon uavhengig av størrelse og teknologi, øke sluttbrukers rolle i kraftsystemet og fremme integrasjon mot et europeisk kraftmarked. Eldirektiv III i EUs tredje energimarkedspakke operer med bare to nettnivåer, henholdsvis transmisjonsnett og distribusjonsnett. Regionalnett er ikke definert, og det er uklart hvorvidt det norske regionalnettet skal anses som transmisjons- eller distribusjonsnett. Hvorvidt regionalnettet blir definert som transmisjons- eller distribusjonsvirksomhet har betydning som følge av at de to virksomhetene er underlagt ulike bestemmelser. Virksomhet som eier nett, som defineres som transmisjonsnett, kan for eksempel ikke direkte eller indirekte utøve kontroll over en virksomhet som er knyttet til produksjon eller omsetning. Direktivet innebærer at selskap, som eier transmisjonsnett, ikke kan være vertikalt integrert med virksomhet som driver produksjon eller omsetning av kraft. For virksomhet som eier nett som karakteriseres som distribusjonsnett er saken noe annerledes, siden virksomhet som bare eier distribusjonsnett tillates å være vertikalt integrert med produksjons- og omsetningsaktiviteter. Distribusjonsvirksomheten må imidlertid være uavhengig, organisatorisk og beslutningsmessig, fra aktiviteter som ikke er relatert til distribusjon. Sistnevnte innebærer blant annet at personer som har ledelsesansvar, ikke kan inngå i organisasjonsstrukturer i det integrerte selskapet som direkte eller indirekte har ansvar for den daglige driften av produksjon, transmisjon eller omsetning av elektrisitet. Hvorvidt regionalnettet defineres som transmisjons- eller distribusjonsnett, vil følgelig ha stor betydning for den fremtidige eierstrukturen i bransjen Markeds- og konkurransemessige endringer De markedsmessige endringene vil skje både i engros- såvel som i sluttbrukermarkedene. I 2020 vil konkurransen være skjerpet i engrosmarkedet som følge av økt markedsintegrasjon i Europa. Norsk vannkraft vil trolig være svært konkurransedyktig som følge av lave marginalkostnader i forhold til termisk energi. I tillegg vil det trolig være mulig å øke verdien av norsk vannkraft ettersom etterspørselen etter fleksibilitet øker. Men det innebærer skjerpede krav til kraftselskapenes evne til å operere i stadig mer internasjonale kraftmarkeder hvor prissettingen i enda større grad er avhengig av forhold utenfor det norske kraftsystemet. Det krever at selskapene bygger opp tilstrekkelig kompetanse og systemer som kan understøtte markedsoperasjonene. Det vil trolig kreve større enheter enn det mange av selskapene har idag. I sluttbrukermarkedet er det besluttet at et nordisk sluttbrukermarked skal være på plass i Det innebærer at allerede tynne marginer blir ytterligere presset i Norden. Norske aktører er trolig i utgangspunktet godt rustet til å møte konkurransen, men det krever økt innsats hvis selskapene også skal kunne lykkes utover sitt lokale og regionale marked. Den planlagte harmoniseringen av regelverket for det nordiske sluttmarkedet kan medføre omfattende endringer i oppgavefordelingen mellom aktørene, informasjonsflyt og meldingsformater. En viktig endring er innføring av felles nett- og strømfaktura og at kraftleverandøren får dette ansvaret. Et felles nordisk sluttbrukermarked krever omstillinger på et detaljert nivå for nettselskaper og kraftleverandører i Norge. Men også innenfor kraftproduksjon blir konkurransen skjerpet. Ved innføring av elsertifikater som sikrer lønnsomhet i de enkelte prosjektene, så åpnes det for konkurranse fra utenlandske selskaper når det gjelder å erverve rettigheter, bygge ut og drive både vindkraft og småkraft. I 2020 må det derfor forventes et større innslag av utenlandske kraftselskaper i norsk kraftproduksjon enn vi har idag. Side 33

34 4.1.7 Samlet sett blir kraftsystemet mer komplekst som følge av omstillingen Kraftsystemet skal gjennomgå store endringer fram mot Gjennomføring av endringer kan i seg selv være en kompleks oppgave. I tillegg vil vi etter de nødvendige endringene ende opp med et kraftsystem som er langt mer komplekst enn dagens system. Markedene vil være mer integrerte i Norden og mot Europa, og eventuelle muligheter for salg av balansetjenester til kontinentet vil kreve nye forretningsmodeller. I sluttbrukermarkedet kan det bli et økende behov for å integrere informasjon om sluttbruk av kraft med systemer for støtteordninger og/eller sertifikater knyttet til energibruk og energieffektivisering. Produksjonen vil i større grad være uregulert og omfatte et betydelig større antall produsenter i 2020 enn det som er tilfelle i dag. Dette fører til økt kompleksitet i systemdriften og for de enkelte nettselskapene som får innmating av produksjon på lavere nettnivåer. Selve nettdriften blir også mer kompleks som følge av den forventede utviklingen mot stadig smartere kraftnett der ny teknologi og kompetanse gir potensial for en betydelig mer effektiv drift av nettet. Som en følge av økt kompleksitet i kraftsystemet, vil også reguleringen bli stadig mer kompleks og krevende for kraftbransjen å forholde seg til. Norske myndigheter implementerer en stor andel energirelaterte direktiver fra EU. Dermed vil store deler av reguleringen av energisektoren skje på premisser som ikke alltid er tilpasset den strukturen som den norske kraftbransjen forholder seg til i dag. Figur 4.2: Endringer i kraftsystemet Kilde: Side 34

35 4.2 Omfattende investeringer i kraftsystemet i Sør-Norge mot Investeringene mot 2020 vil øke betydelig sammenlignet med dagens nivå Det norske kraftsystemet er bygd ut over en periode på over 100 år. Den historiske utviklingen illustrerer flere forhold. Samfunnet ble for alvor elektrifisert i 60-årene, og det meste av utbyggingen har skjedd i perioden I denne perioden ble det etablert et integrert, nasjonalt kraftsystem. Det ble i denne perioden bygget ut en overkapasitet i det norske kraftsystemet. Etter 1990 har samfunnet tatt i bruk den overkapasiteten som har vært tilgjengelig flere steder i systemet. Nå er imidlertid forbruksveksten i ferd med å spise opp denne overkapasiteten, slik at kraftsystemet må styrkes for å støtte ytterligere forbruksvekst innen flere sektorer. At stramheten i systemet har økt, viser seg ved større utslag i kraftprisen i situasjoner med tørt og kaldt vær slik vi har sett vintrene og Når kraftnett belastes opp mot sin kapasitetsgrense vil nettapene være høye sammenlignet med en situasjon der nettet påføres mindre belastning. Kraftproduksjonen i Norge skal økes som følge av fornybardirektivet. Ny fornybar produksjon har dårligere reguleringsevne enn vannkraft med magasiner. Det vil si at man må ta høyde for at kraftproduksjonen øker som følge av været og ikke bare som følge av økt forbruk. Kraftnettet må dermed dimensjoneres på en annen måte enn tidligere, slik at større kraftmengder kan overføres over større avstander når det blåser eller er høy vannføring i elver med småkraft. I tillegg til dette, har avhengigheten av kraft økt, slik at risikoen for strømbrudd må reduseres sammenlignet med det man aksepterte på tallet. Forventinger om økt ekstremvær med mer vind og mer nedbør vil også stille krav til hvor fysisk robust kraftsystemet må være. Kraftselskapene står til enhver tid overfor en beslutning om når de skal reinvestere i eksisterende utstyr, både innenfor kraftproduksjon og i kraftnettet. Som tabellen under viser, vil de deler av systemet som er bygget ut på tallet og tidligere, nå i stor grad være moden for utskifting. Nettets alder vil kreve betydelige investeringer i årene som kommer for å opprettholde dagens forsyningssikkerhet. Tabell 4.1: Forventet levetid for komponenter i kraftsystemet Luftledninger Kabler Transformatorer Brytere Generatorer Turbiner / vannvei Anslått levetid år år år år år år Kilde: NVE (2005) Disse forholdene taler for at reinvesteringstakten skal og bør øke i ti-årene som kommer. Figuren under viser historiske investeringer i to 9-årsperioder. Side 35

36 Figur 4.3: Investeringer i kraftsystemet i Sør-Norge i to 9-årsperioder etter Mrd kroner Kilde: Andel for Sør-Norge estimert basert på tall fra SSB Som vi skal vise i de neste avsnittene, vil investeringsomfanget øke betydelig sammenlignet med det vi har sett etter Kraftsektoren i Sør-Norge har en investeringsoppgave som representerer 16 mrd. NOK per år fra Det er nesten tre ganger så mye som i perioden og over fire ganger så mye som i perioden Investeringer i Sør-Norge på 145 mrd. NOK fram til 2020 Investeringsoppgaven i Sør-Norge er stor og investeringer må skje både i eksisterende nett og produksjon (reinvesteringer) og i ny kapasitet. Basert på en gjennomgang av betydelige datakilder og mengder, har vi laget et estimat på investeringsoppgaven i de ulike delene av kraftsystemet som tilsier at kraftsektoren i Sør-Norge skal investere ca 145 mrd. NOK i alle deler av verdikjeden innen utgangen av Noen hovedpunkter i investeringene er: Distribusjons-, regional- og sentralnett: 49 mrd. NOK Utenlandsforbinelser: 10 mrd. NOK AMS og tilhørende IKT systemer: 10 mrd. NOK Kraftproduksjon: 66 mrd. NOK (hvorav 10 mrd. NOK er investeringer planlagt av sørnorske selskap andre steder i landet) Nettinvesteringer består av investeringer på alle nettnivå; sentralnett, regionalnett, distribusjonsnett og utenlandsforbindelser. I tillegg skal investeringene i AMS gjennomføres innen Hvilke datakilder vi har benyttet i våre beregninger varierer mellom de ulike nettnivåene. For investeringer i utenlandsforbindelser og sentralnett, har vi brukt estimater som er oppgitt i Statnetts Nettutviklingsplan Vi har tre utenlandsforbindelser med i vårt estimat: Skagerak 4, Sydvest-linken og en utenlandsforbindelse til enten Storbritannia eller Tyskland. Planlagte investeringer i regionalnettet er oppgitt i de regionale kraftsystemutredninger (RKSU). Sør-Norge, slik den er definert i denne studien, er dekket av 7 regionale kraftsystemutredninger som alle er gjennomgått. Investeringstallene i disse utredningene varierer i detaljeringsgrad. Vi har kontaktet utredningsansvarlig og fått tilgang til ytterligere data der RKSU en ikke har oppgitt data i tilstrekkelig detaljeringsgrad. Investeringsplaner og kostnader i distribusjonsnettet i de ulike nettområdene, er ikke offentlig tilgjengelig. Vi har derfor estimert investeringer i Side 36

37 distribusjonsnettene i Sør-Norge. Nivå på reinvesteringer i distribusjonsnettet er estimert basert på bokført verdi i NVEs nettdata for 2009 der anslått reinvestering er 2 prosent av estimert nyverdi (som igjen er anslått til tre ganger bokført verdi). Vi anser reinvesteringer på 2 prosent av bokført verdi som relativt lavt, i og med at distribusjonsnettet, i likhet med regional- og sentralnett er i ferd med å nå sin antatte levealder. I tillegg til reinvestering, har vi også estimert nyinvesteringer (inkludert myndighetspålagte investeringer) i distribusjonsnettet. Estimeringen av nyinvesteringer er gjort basert på erfaringstall fra bransjen på nyinvesteringer per bokførte verdi av eksisterende nett. Investeringsnivået for utrulling av AMS er estimert med utgangspunkt i en kostnad på 5000 NOK per installert måler. Investeringsnivået er oppgitt av både flere nettselskap (i intervjuer, i media og ulike presentasjoner). AMS-investeringen omfatter både selve måleren, installasjon og kommunikasjon/ IKT-systemer som er nødvendige for en komplett installasjon av AMS. Ved beregninger av totale AMS-investeringer har vi tatt hensyn til antatt befolkningsvekst i perioden fram til Investeringer i produksjon inkluderer investeringer i vannkraft, vindkraft og fjernvarme. Vårt estimat inkluderer reinvesteringer (inkludert myndighetspålagte investeringer i f.eks damanlegg) og oppgradering/utvidelser av eksisterende vannkraftanlegg og ny kraftproduksjon (vann og vind). Estimater av samlede reinvesteringer og oppgradering/utvidelser i eksisterende produksjon i Sør- Norge er basert på erfaringstall fra bransjen (hentet gjennom intervjuer), oppgitt i planlagte investeringer per produsert energienhet. Erfaringstallene er brukt til å estimere investeringer for hele dagens produksjonsportefølje i regionen. Vi har også brukt informasjon fra årsrapporten til de største produksjonsselskapene i Sør-Norge for å kvalitetssikre og korrigere tallene. Nyinvesteringer i vannkraft er kartlagt ved hjelp av NVEs konsesjonsdatabase. Vi har antatt at konsesjonsgitte anlegg og anlegg som har kommet til høringsfasen i konsesjonsprosessen, kan realiseres innen utgangen av Vi har antatt en investeringskostnad på 3,5 kr per utbygde kwh for vannkraftprosjekter basert på erfaringstall fra tidligere investeringer. Anslaget kan være noe konservativt for framtidige investeringer. Investeringsomfanget for vindkraft er basert på konsesjonsgitte eller -søkte vindkraftprosjekter og kostnadsberegninger fra THEMAs vindkraftdatabase (som blant annet er basert på bearbeidede data fra NVEs konsesjonsdatabase). Investeringsanslagene for fjernvarme er basert på en antakelse om at det skal bygges 2,5 TWh fjernvarme innen Enova har gitt investeringsstøtte til fjernvarme tilsvarende et nivå på fjernvarmeutbygging på 6,5 TWh innen 2016, og vi har forlenget denne utbyggingstakten fram til 2020, noe som gir 7,5 TWh fjernvarme, eller en økning på 2,5 TWh sammenlignet med produksjonen i Investeringsomfanget for Sør-Norge er estimert ved en top-down tilnærming relatert til hvor stor andel av konsesjonsgitt utbygging som ligger i de aktuelle fylkene. Reinvesteringer i fjernvarme og vindkraft er ikke estimert. I tillegg til estimater for investeringer i nett og produksjonsanlegg, har vi oppgitt noen investeringsestimater på hva det vil koste å øke kapasiteten til Troll og elektrifisere Johan Sverdrup-feltet. Også andre utvinningsanlegg for petroleum i Sør-Norge, kan bli aktuelle å elektrifisere fra land, f.eks Hild-feltet. Vi har imidlertid begrenset oss til to petroleumsanlegg i våre estimater, nemlig Troll og Johan Sverdrup. Investeringsomfanget for Troll-feltet er basert på NVEs innstillingsbrev til OED (NVE, 2011). Det er ikke utarbeidet (offisielle) kostnadsanslag for en elektrifisering av Johan Sverdrup-funnet i Nordsjøen. Vi har basert vårt anslag på kostnaden for Trollfeltet (som har omtrent samme avstand fra land) og lagt til 1 mrd. NOK til forsterkninger på land, noe som vil være nødvendig ved en elektrifisering fra Rogaland. Geografisk sett er investeringene vi har estimert hovedsakelig begrenset til Sør-Norge slik denne regionen er definert innledningsvis i rapporten. Statlige og privat eide selskapers investeringer er begrenset til disse fylkene. Flere av de regionale kraftselskapene i Sør-Norge har allerede eierandeler i store vannkraftverk utenfor Sør-Norge, slik vi har definert regionen, og/eller planer om å bygge ny vann- eller vindkraft lenger nord. I og med at vi ser på investeringsutfordringen for selskapene i Sør-Norge, har vi tatt med deres investeringer også utenfor Sør-Norge. De regionale selskapene i Sør-Norge sine investeringer utenfor regionen utgjør 7 mrd. NOK i vannkraft og 3 Side 37

38 mrd. NOK i vindkraft, altså til sammen 10 mrd. NOK. Alle nettinvesteringer er innenfor det vi har definert som Sør-Norge. De regionale selskapene er i vår analyse i hovedsak representert ved selskaper som er kommunalt og fylkeskommunalt eid. Også selskaper der Statkraft er representert på eiersiden, er definert inn under de regionale selskapene (kun investeringer der Statkraft er 100 prosent eier, er definert inn under Statkraft/statlig eierskap her). Flere mindre, privateide selskaper er definert inn under regionale selskaper, og ikke private. Eksempler på dette er nettselskap som er privateide andelslag. Fortum representerer et nettselskap som inngår i et stort, privat konsern, og inngår under private investeringer. Selskapsmessige avgrensninger i investeringsanslaget er direkte investeringer i selskapet og investeringer i datterselskap som er etablert med tanke på utbygging av vind- eller vannkraft. Det vil si at BKKs investeringer direkte igjennom Vestavind er inkludert, men ikke eventuelle investeringer i BKKs datterselskap nord for Hordaland. Tilsvarende er investeringer i for eksempel Norsk Grønnkraft og Zephyr inkludert. Figuren nedenfor viser det totale investeringsbehovet for bransjen i Sør-Norge fordelt på type anlegg. Figur 4.4: Investeringsoppgaven i Sør-Norge fordelt på investeringstype. Mrd kroner Kilde: Investeringer i vannkraft er betydelige, og er som beskrevet fordelt på reinvesteringer, oppgradering/utvidelser og nybygging. De investeringene som er oppgitt under vannkraft, representerer 2,6 TWh nybygging av vannkraft. I tillegg til dette vil investeringer i utvidelser og oppgraderinger øke produksjonen i eksisterende anlegg. Hvor mye produksjon slike utvidelser og oppgraderinger representerer, er derimot vanskelig å anslå, men men vi antar at dette vil ligge i området 1-2 TWh. Reinvesteringer er ikke antatt å gi økt kraftproduksjon. Som et samlet anslag vil investeringene i vannkraft over gi ny kraftproduksjon i størrelsesorden 3,6 til 4,6 TWh. Rundt Side 38

39 regnet 1 TWh av den nye kraftproduksjonen forventes å bygges utenfor det vi har definert som Sør-Norge, men av de regionale selskapene i Sør-Norge. Dermed har vi inkludert investeringer i ny vannkraft i Sør-Norge tilsvarende rundt halvparten av 6-7 TWh som er et anslag på hvor mye ny vannkraft elsertifikatene kan finansiere innen Den samlede vannkraftproduksjonen i fylkene i sør, lå i 2010 på ca 55 prosent av vannkraftproduksjonen på landsbasis. Vi vurderer derfor dette som et realistisk anslag. Vindkraftinvesteringene som er oppgitt i figuren over, tilsvarer 4,9 TWh vindkraft, 4,3 TWh av disse i Sør-Norge. Sør-Norges andel av vindkraftinvesteringene representerer godt over 60 prosent av norsk vindkraftproduksjon dersom man antar en utbygging på 7 TWh vindkraft i Norge innen utgangen av ,5 TWh har allerede fått konsesjon i Hordaland, Rogaland og Vest- Agder, og 0,4 TWh av de konsesjonsgitte anleggene er under bygging. I tillegg er dette en region som har prioritet i NVEs konsesjonsbehandling på grunn av tilgjengelig kapasitet i nettet og gode vindforhold Både regionale selskaper, statlige og private selskaper har investeringsplaner Investeringsoppgaven på 145 mrd NOK er fordelt på ulike aktører. Hovedfokuset i denne studien er på investeringsoppgaven til de regionale selskapene i Sør-Norge. Som figuren under viser, representerer deres investeringsplaner anslagsvis 83 mrd. NOK innen Investeringsplaner for statlige og privateide 9 selskaper representerer investeringer for rundt 62 mrd. NOK. Figur 4.5: Investeringer i Sør-Norge fordelt på selskapstyper. Mrd kroner Kilde: Figuren under viser investeringsplaner per anleggstype fordelt på de ulike selskapstypene. Investeringer knyttet til sentralnett, utenlandsforbindelser og ny produksjon er investeringer der statlige og private eiere i størst grad er aktive. For AMS, distribusjonsnett og regionalnett faller investeringsoppgaven med all hovedvekt på de regionale nettselskapene. BKK og Lyse skal også 9 Statlig eide selskaper er definert som Statnett og Statkraft, private er selskaper som Arendals Fossekompagni, Fred Olsen Renewables,kraftlag mv. Side 39

40 gjøre investeringer i sentralnett i sine regioner. For kraftproduksjon vil investeringene være fordelt mellom regionale kraftselskaper og statlig/privat eide selskap. Figur 4.6: Investeringstyper per selskap. Mrd kroner Kilde: Noen investeringer må gjøres, andre representerer forretningsmuligheter Ikke alle investeringer som inngår i oversiktene vi har presentert så langt, er strengt tatt nødvendige for at forsyningssikkerhetene for kraft i Sør-Norge skal opprettholdes. For å illustrere dette, har vi skilt investeringene i må- og bør-investeringer : Må -investeringer. Investeringer som selskapene må investere i, omfatter alle nettinvesteringer knyttet til økninger i allminnelig forsyning, forsyningssikkerhet, myndighetspålagte investeringer og reinvesteringer. Det meste av investeringene både i regional og distribusjonsnett er begrunnet i forbruksøkninger og havner derfor denne kategorien. I tillegg er alle reinvesteringer og myndighetspålagte investeringer i eksisterende vannkraftproduksjon klassifisert i denne kategorien. Bør -investeringer. Investeringer som selskapene bør investere i, omfatter nettinvesteringer knyttet til ny produksjon og utenlandsforbindelser, samt all ny vannkraftproduksjon, oppgradering og utvikling (O/U) av eksisterende vannkraft, ny vindkraft og fjernvarme. Dette er investeringer som representerer en forretningsmulighet for det enkelte kraftselskap, eller investeringer som ikke er endelig besluttet (som en utenlandsforbindelse til Storbritannia eller Tyskland, og elektrifisering av Johan Sverdrupfeltet i Nordsjøen). Side 40

41 Figuren nedenfor viser fordelingen i forventede investeringer mellom må og bør investeringer. Av investeringsanslaget på 145 mrd. NOK, utgjør må -investeringer 85 mrd. NOK. Selv om vi kun tar med må -investeringene, blir investeringene dobbelt så store som det selskapene har gjennomført i Sør-Norge det siste 10-året. For Norge som helhet vil det uansett være avgjørende at det realiseres nok ny fornybar energi til at fornybarandelen i avtalen med EU oppfylles (selv om dette også kan skje ved investeringer i Sverige). Figur 4.7: Estimat over investeringsoppgaven fordelt på må og bør investeringer per selskapstype og investeringskategori. Mrd kroner Kilde: Investeringsomfanget er beregnet med utgangspunkt i dagens utbyggingskostnader. Dersom kraftledninger og andre anlegg må bygges mer robust for å tåle mer vær og vind, vil investeringsomfanget øke. En kartlegging av investeringsomfanget er ikke tilstrekkelig for å kunne vurdere om de regionale kraftselskapene er i stand til gjennomføre investeringer. Som et resultat av endringene i kraftsektoren, inkludert innfasing av mye ny fornybar kraftproduksjon, vil kraftprisene bli satt under press i perioden mot 2020 og videre. Dette skal vi se nærmere på i neste delkapittel Flere forhold kan øke investeringsomfanget Et investeringsanslag på 145 mrd. NOK er relativt nøkternt. I dette anslaget er det flere forhold som det ikke er tatt høyde for: Vi har antatt en linjær avskrivingstakt som grunnlag for reinvesteringer i distribusjonsnettet. Det er sannsynlig at reinvesteringstakten i distribusjonsnettet vil være høyere enn en slik linjær tilnærming. Det er ikke usannsynlig at investeringene i distribusjonsnettet blir 4-5 mrd NOK høyere enn det vi har estimert. Side 41

42 Tilpasninger til klimaeffekter som mer nedbør og økt skredfare vil trolig føre til at nett- og kraftanlegg må bygges mer robust, og dermed til en høyere kostnad enn tidligere. En kostnadsøkning på 5 prosent vil utgjøre en økning på rundt regnet 5 mrd. NOK i forhold til våre beregninger. Vi kan ikke utelukke et prispress på inntil 10 prosent på entreprenørvirksomhet i en periode med så høy utbyggingstakt i bransjen. Dersom entreprenørandelen er 50 prosent av de totale utbyggingskostnadene for kraftanlegg, vil en slik økning utgjøre rundt regnet 5 mrd. NOK. Det er en politisk diskusjon om elektrifisering av oljefelt i Nordsjøen. I vårt investeringsestimat på 145 mrd. NOK har vi inkludert ny kabel til Troll-feltet og en elektrifisering av Johan Sverdrup-feltet. Dersom det blir aktuelt med elektrifisering av flere felt på Utsirahøyden, vil dette innebære en kostnad som vi ikke har inkludert i vårt estimat. Det en sannsynlighet for at Statnett kan bygge to utenlandsforbindelser (i tillegg til Skagerak 4 og Sydvest-linken) - en til Storbritannia og en til Tyskland innen 2020, og ikke bare en av dem slik vi har forutsatt. Vi anser imidlertid sannsyligheten for dette som lav med de signaler Statnett har gitt i nettutviklingsplanen. Samlet sett, ser vi det ikke som usannsynlig at investeringene i Sør-Norge fram til 2020 vil være i størrelsesorden mrd. NOK. I de videre analysene, vil vi imidlertid bruke 145 mrd. NOK som investeringsomfang i Sør-Norge. 4.3 Stor sannsynlighet for kraftoverskudd mot 2020 For å realisere investeringsoppgaven er selskapene avhengig av inntekter. Kraftselskapenes inntekter kommer hovedsaklig fra nettvirksomheten og kraftproduksjonen. Basert på tabellen nedenfor, som viser hvordan omsetningen i kraftsektoren er fordelt på forretningsområder, har vi valgt å ekskludere andre virksomhetsområder enn nett og produksjon når vi beregner kontantstrømmene for selskapene. Kontantstrømmen fra sluttbrukerselskapene, bredbåndsvirksomhet og fjernvarme utgjør en liten andel av kontantstrømmen i bransjen. I tillegg vet vi at marginene innenfor disse virksomhetsområdene er små. Det vil dermed ha lite å si for resultatene at disse områdene ikke er inkludert. Tabell 4.2: Omsetningsfordeling i kraftsektoren, i prosent av totale driftsinntekter Kraftproduksjon Nett Annen virksomhet Kilde: SSB For å vurdere kraftselskapenes utfallsrom på inntektssiden har vi derfor valgt å se på hvilke forhold som vil avgjøre inntektene for kraftproduksjonen og nettvirksomheten. Når det gjelder kraftprisutviklingen vil den i hovedsak være avhengig av utviklingen knyttet til brenselspriser og CO 2 kvotepriser, samt utviklingen av kraftbalansen i Norden. Kraftbalansen er også påvirket av hvor store produksjonsutvidelser vi får, samt hvordan etterspørselsutviklingen i det nordiske kraftmarkedet utvikler seg. I de følgende avsnittene beskriver vi hvilke forutsetninger vi har lagt til grunn. (Se også faktaboks 1 for en nærmere beskrivelse av forhold som er viktige for kraftprisutviklingen og faktaboks 2 for en beskrivelse av elsertifikatmarkedet.) Vi har lagt til grunn en videreføring av det NVEs reguleringsregime for nettleie. Det betyr at det er nivået på nettinvesteringer som vil være avgjørende for endringen i inntektene til nettselskapene frem mot (Se faktaboks 3 for en nærmere beskrivelse av hva som påvirker nettleien.) Side 42

43 4.3.1 Utviklingen i brenselspriser og CO 2 kvotepriser Utviklingen i brenselspriser som olje, kull og gass er avhengige av flere globale forhold på både tilbud- og etterspørselssiden, og kan variere mye fra et år til et annet. På tilbudssiden er det den løpende nettoendring i tilgangen (dvs. hva som blir funnet av ressurser fratrukket det som fases ut) som er viktig, samt de relative prisforhold mellom de ulike brenselstypene. Etterspørselssiden er i hovedsak en konsekvens av den generelle økonomiske utviklingen i verden. Når det gjelder utviklingen i brenselspriser fremover, har vi lagt til grunn høye og lave anslag fra International Energy Agency og EIA (US Energy Information Agency) som vist i tabellen nedenfor: Tabell 4.3: Anslag på priser i lavt versus høyt brenselsprisscenario i Lav 2020 Høy Kull (USD per tonn) Gass (Euro per MWh input) Olje (USD per fat) Kilde: IEA, EIA, CO 2 prisene er også påvirket av den generelle økonomiske utviklingen ettersom den økonomiske aktitiviteten har stor betydning for CO 2 utslippene. Men utviklingen i klimapolitikken i EU og globalt vil også ha stor betydning for utviklingen fremover. Figuren nedenfor viser at det historisk har vært store svingninger i CO 2 prisene siden kvotesystemet ble innført. Figur 4.8: Oversikt over historiske CO 2 priser, Euro per tonn Kilde: Point Carbon Den første fasen av ETS (Emissions Trading System) varte fra 2005 til Priskollapsen som vises i figuren var et resultat av en overallokering av kvoter til flere medlemsland, samt at det ikke var mulig å overføre kvoter til fase II. I fase II vil er det derimot mulig å overføre kvoter til neste fase slik at prisutviklingen i større grad fanger opp forventningene fremover. Usikkerheten knyttet til fremtidige CO 2 priser er betydelig. Vi har derfor valgt å legge til grunn IEAs estimater for CO 2 prisen. I skrivende stund er CO 2 prisen 6,8 Euro per tonn. I høypris scenariet mot 2020 har vi lagt til grunn en pris per tonn CO 2 utslipp på 35 Euro og i lavpris scenariet, 15 Euro per tonn. I det ligger en grunnleggende tro på at CO 2 prisene skal opp fra dagens nivå på sikt. Det bygger igjen på en vurdering at klimautfordringen skal og må løses. Side 43

44 4.3.2 Utviklingen i den Nordiske kraftbalansen Ettersom investeringene i produksjonsutvidelser i det nordiske kraftsystemet frem mot 2020 er politisk bestemt og virkemidlene er på plass, vil kapasiteten høyst sannsynlig bli bygget ut. Vi legger derfor til grunn at det vil bli bygget 26,4 TWh i Norge og Sverige innen 2020 og at et nytt kjernekraftverk i Finland på rundt 11 TWh blir satt i drift i Det er derfor mest sannsynlig at vi får et kraftoverskudd i Norden fremover. Det er likevel en viss sannsynlighet for at så ikke skjer. Årsaken vil i så fall være å finne i flere av følgende forhold slår til; På tilbudssiden kan det skje at fornybarmålene ikke blir nådd. Det kan skje eksempelvis skje fordi vi ikke rekker å ferdigstille tilstrekkelig produksjonsanlegg grunnet lange ledetider hos myndighetene, at norske og svenske myndigheter reduserer ambisjonene, at kapasiteten hos underleverandører er for liten eller at nettet ikke blir tilstrekkelig forsterket i tide. Andre forhold, som kan påvirke tilbudssiden, er at vannkraftproduksjonen blir redusert som følge av EUs vanndirektiv som nå behandles. Eller at vi får, som vi har erfart senere år, store utfall i svensk kjernekraftproduksjon. På etterspørselssiden kan det komme et økt kraftbehov som følge av en sterkere økonomisk vekst enn ventet, at vi får et sterkt økende forbruk i petroleumssektoren som følge av en elektrifisering av plattformer fra land, eller at kraftintensiv industri utvider eksisterende anlegg eller bygger nye. Det er også en mulighet for økt kraftforbruk som følge av en raskere konvertering fra fossile brensler til elektrisitet i veitransporten og i stasjonært forbruk. Antageligvis må flere av disse forholdene slå til samtidig hvis vi ikke skal gå mot et kraftoverskudd i På lengere sikt mot 2030 og utover, vil overskuddet trolig bli spist opp av forbruksøkninger. På bakgrunn av de forholdene vi har beskrevet over, har vi utarbeidet to scenarioer for kraftbalanseutviklingen i Norden som er illustrert i tabellen under: Tabell 4.4: Anslag på kraftbalanseutviklingen i Norden mot 2020, TWh Norden samlet (eksl. Danmark) 2020 Balanse 2020 Overskudd Produksjon Forbruk Kraftbalanse 4 36 Kilde: Kraftprisutviklingen Ved å kombinere ulike nivå på de to viktigste forholdene som bestemmer kraftprisutviklingen, brenselspriser og CO 2 priser på den ene side, og kraftbalanseutviklingen i Norden på den andre siden, får vi fire scenarioer for den fremtidige kraftprisutviklingen i Norden i Vi har forutsatt at vi i 2020 har bygget 2 utenlandsforbindelser fra Norge til henholdsvis Tyskland og Storbritannia. Forutsetningen om utenlandsforbindelsene er i tråd med Statnetts ambisjoner i henhold til siste Nettutviklingsplan. 10 Prisanslagene som står i parantes viser hvordan prisene vil utvikle seg hvis disse kablene ikke kommer på plass i I Statnetts Nettutviklingsplan er det planlagt en kabel ferdigstilt i 2018 og en kabel ferdigstilt i Side 44

45 Tabell 4.5: Kraftpriser i Norden i 2020, øre/kwh Nordisk kraftbalanse Nordisk kraftoverskudd Høye brenselskostnader og CO 2 priser 51 (50) 42 (36) Lave brenselskostnader og CO 2 priser 31 (31) 25 (22) Kilde: THE-MA power market model Hvis vi legger til grunn dagens forwardpriser til 2015 i markedet og en linjær utvikling frem mot 2020 de 2 kraftprisprognosene ved et nordisk kraftoverskudd, så får vi en utvikling og et utfallsrom som vist i Figur 4.9 nedenfor. Figur 4.9: Historiske kraftpriser, forwardpriser og scenarioer for kraftprisutviklingen i Norden mot 2020, øre/kwh i 2012-kroner Kilde: Det skal understrekes at sannsynligheten for at vi mot 2020 får et betydelig kraftoverskudd er langt større enn en mer balansert utvikling. Nedsiden for kraftselskapenes fremtidige inntekter forsterkes ytterligere ved at det fremdeles er usikkert om utvekslingsforbindelsene med utlandet kommer på plass. Det innebærer at nedsiden for kraftselskapene i form av lavere kraftpriser trolig er langt større enn den oppsiden som er vist i figuren. Det store spørsmålet for bransjen og norske myndigheter er om kraftselskapene er i stand til å løse investeringsoppgaven, finansielt, kompetansemessig og strukturelt, på en god og effektiv måte. Det blir særlig utfordrende dersom kraftprisen stagnerer eller reduseres og dermed reduserer kraftsektorens inntekter i en periode med store investeringer. I sum medfører både den økte investeringsoppgaven og konsekvensene for markedet en omfattende omstilling for kraftsektoren og skaper skjerpede krav til kraftselskapenes styre og ledelse hvis selskapene både skal klare å levere på samfunnsoppdraget og samtidig levere utbytte til eierne. Dette vil vi se nærmere på i neste kapittel. Side 45

46 Faktaboks 1: Hva er bestemmende for kraftprisutviklingen? De viktigste driverne i prisdannelsen i det nordiske kraftmarkedet på kort og lang sikt er illustrert i figuren nedenfor. Kilde: På kort sikt gjelder følgende: Brenselspriser: Brenselspriser er viktige drivere fordi de påvirker den kortsiktige grensekostnaden for kraftproduksjon basert på kull og gass, og har stor betydning for vannverdiene. CO 2 -kvotepris: CO 2 -kostnaden er et viktig element i den kortsiktige grensekostnaden for kull- og gasskraftproduksjon. Som en tommelfingerregel kan man si at en kvotepris på 10 pr. tonn CO 2 øker kostnadene for kullkraftproduksjon med 8-9 pr. MWh. Investeringer i fornybar kraftproduksjon og kraftbalansen: Sammen med etterspørselsutviklingen har investeringer fornybar kraftproduksjon avgjørende betydning for den fremtidige kraftbalansen. Desto sterkere kraftbalanse, jo lavere kraftpriser ettersom kraftprisene må justeres ned for å få eksportert overskuddet. Kapasitet i overføringsforbindelser til utlandet: Desto tettere det nordiske kraftmarkedet er koblet til kraftmarkedet på kontinentet, jo mer vil norske priser reflektere prisstrukturen i det europeiske kraftmarkedet. Her er det imidlertid viktig å påpeke at det kreves langt flere kabler enn det som er planlagt i dag for at vi skal få kontinentale priser i Norden og det vil neppe være lønnsomt å bygge. Over tid vil aktørene i kraftsektoren som i alle andre markeder kreve avkastning på kapitalen for å investere i ny produksjonskapasitet. Det betyr at kapitalkostnadene påvirker den langsiktige likevektsprisen. Dermed antar vi at de langsiktige likevektsprisene ikke bare må dekke de kortsiktige marginalkostnadene, men også hva det koster å bringe ny kapasitet inn i markedet. Side 46

47 Faktaboks 2: Prisen på elsertifikater spiller en rolle for inntekten på ny fornybar produksjon For å oppfylle fornybaravtalen med EU, har Norge som et viktig virkemiddel etablert en felles støtteordning for fornybarutbygging sammen med Sverige - elsertifikatmarkedet. Elsertifikatmarkedet er et virkemiddel for å oppfylle fornybarmålene. I motsetning til andre aktuelle virkemidler, er det markedet som bestemmer støttebeløpet og sammensetningen av produksjonen både når det gjelder teknologier og geografisk fordeling. For at en gitt investering skal lønne seg, må den forventede sertifikatprisen minst være lik differansen mellom de totale kostnadene per MWh og den forventede kraftprisen. Hvis ikke, øker knappheten på sertifikater, og prisen øker. Dermed blir det lønnsomt å investere i ny kapasitet. Likevektsprisen blir bestemt av kostnadene i det marginale verket som må bygges for at sertifikatmarkedet skal nås. Sagt på en annen måte, så vil elsertikatprisen i prinsippet være den langsiktige marginalkostnaden fratrukket kraftprisen det tilsvarer det samlede beløpet som kreves for å bygge ut det siste marginale kraftverket. Faktaboks 3: Hva påvirker nettleien? Nettselskapene er naturlige monopol og deres inntekter er derfor regulert av Norges Vassdrags- og Energidirektorat (NVE). NVE setter årlig et tak på inntektene som er en funksjon av nettselskapenes faktiske kostnader og en kostnadsnorm (som sier noe om det ideelle nivået på selskapenes kostnader gitt størrelsen på nettet og geografiske rammevilkår for nettdriften). Inntektstaket betyr også at nettselskapenes samlede inntekter fra nettleie ikke kan overstige et gitt beløp. De tillatte inntektene fastsettes slik at de tilsvarer totale årlige kostnadene i norske nettselskaper. For det enkelte selskap er det ikke nødvendigvis noen eksakt sammenheng mellom kostnader og inntekter. Det skyldes at NVE beregner en kostnadsnorm for hvert selskap som utgjør 60 prosent av de tillatte inntektene. Kostnadsnormen reflekterer blant annet selskapenes effektivitet. Noen selskaper vil derfor få høyere inntekter enn de faktiske kostnadene, mens andre vil få lavere inntekter. Formålet er å stimulere selskapene til å drive mest mulig effektivt. Nettkostnadene som ligger til grunn for nettleien, omfatter drift og vedlikehold, overføringstap, eiendomsskatt, måling og avregning samt kapitalkostnader, det vil si avskrivninger og avkastning på investert kapital i nettet. Kapitalkostnadene utgjør den største andelen, og er basert på de bokførte verdiene (slik at nedskrevne anlegg med null i verdi heller ikke gir inntekter). Avkastningen baseres på statsobligasjonsrenter pluss en risikopremie, der risikopremien vanligvis utgjør i størrelsesorden 3 prosentpoeng. Det er verdt å merke seg at dette tilsvarer en kapitalavkastning som ligger under det forventede nivået for næringsvirksomhet generelt (det vil si avkastningen i børsnoterte virksomheter). Side 47

48 Side 48

49 5 INVESTERINGSOPPGAVEN I SØR-NORGE ER STOR, KOMPLISERT OG SKAL SKJE RASKT Det høye investeringsnivået gir bransjen en betydelig kapitalutfordring i perioden , selv om investeringene er lønnsomme på lang sikt. Selv i et scenario hvor sektoren bare gjennomfører de investeringene som er strengt nødvendige og dagens kraftpriser opprettholdes, kommer kontantstrømmen under press. Eierne kan ikke påregne i nærheten av tidligere års utbyttenivåer uten å måtte redusere egenkapitalen i selskapene betydelig gjennom lånefinansiering av utbytter. Et vel så sannsynlig scenario med lavere kraftpriser og et høyere investeringsnivå som følge av at kraftselskapene utnytter gode forretningsmuligheter, vil gjøre kapitalutfordringen i denne perioden enda større. Dersom kraftaktørene i Sør-Norge ikke utnytter sine muligheter innen ny fornybar energi, vil utbyggingen skje i andre områder og/eller av andre aktører. Det gir tapte inntekter for selskapene i Sør-Norge, for kraftselskapene på lang sikt og leverandører på kort sikt. Investeringsoppgaven er stor, komplisert, involverer mange aktører og skal skje raskt. Bransjen har hatt lav utbyggingsaktivitet de siste 20 årene, kompetansen på viktige områder er dermed i ferd med å forvitre. Samtidig forventes det at hele prosent av dagens arbeidsstokk vil nå pensjonsalder de neste 10 årene. Samlet sett gjør dette at kraftbransjen må rekruttere et stort antall framover, særlig teknisk kompetanse. Det gjør at oppgaven stiller strenge krav til effektiv samhandling mellom myndigheter og aktørene. Samtidig stiller oppgaven større krav til selskapenes innovasjonsevne med henblikk på å utvikle og ta i bruk nye arbeidsprosesser og ny teknologi. Vi beskriver i dette kapitlet investeringsoppgaven og de utfordringene som bransjen møter knyttet til gjennomføringen av den. I hovedsak er det tre områder som får skjerpede krav som følge av investeringene som skal gjennomføres; Kapital, kompetanse og koordinering. Dette er skjematisk vist i figuren under. Figur 5.1: Investeringsoppgavens tre K er Kilde: Side 49

50 5.1 Hva kan det koste Sør-Norge hvis vi ikke klarer å gjennomføre? Redusert forsyningssikkerhet til innbyggere og industri i Sør-Norge Vi har tidligere beskrevet hvor avhengig samfunnet har blitt av god forsyningssikkerhet på kraft. Dersom kraftbransjen ikke evner å investere tilstrekkelig og raskt nok til å opprettholde en akseptabel forsyningssikkerhet, vil det få stor betydning for befolkning og næring i Sør-Norge. Redusert forsyningssikkerhet har sin rot i ulike faktorer: Økt sannsynlighet for strømbrudd: Sannsynligheten for strømbrudd øker dersom nettet er gammelt eller dårlig vedlikeholdt. Sannsynligheten øker dersom brudd på en enkelt linje eller en komponent fører til stømbrudd. Mer ekstremvær kan sette nettet på store prøver i årene fremover og lite robuste nett kan oppleve flere strømbrudd. Risiko for store/ langvarige strømbrudd: Dersom det ikke finnes reserver av ledninger eller enkeltkomponenter, som f.eks en transformator, vil utfall av en slik komponent kunne gi strømbrudd over et stort område. Dersom en kritisk komponent faller ut, og den også har lang reparasjonstid, øker risikoen for både store og langvarige strømbrudd. Et eksempel på dette så vi i Steigen i 2007 der et strømbudd varte i 6 døgn. Redusert leveringskvalitet: Spenningsforstyrrelser og korte blink i strømforsyningen kan ha samme konsekvenser som avbrudd for enkelte eldrevne prosesser, blant annet i industri og petroleumsvirksomhet. Sannsynligheten for slike feil øker dersom nettet presses opp mot sin kapasitetsgrense. Bedrifter som er følsomme for denne type feil, må som regel investere i utstyr som sikrer verdifullt utstyr som kan skades av spenningsforstyrrelser. Volatile/ høye kraftpriser: Dersom summen av produksjonskapasitet og import (nettkapasitet) inn til et område i perioder ikke er tilstrekkelig til å dekke etterspørselen, kan høye og/eller volatile kraftpriser bli resultatet i dette området. Et eksempel er Midt- Norge, der det også er innført et eget prisområde for å håndtere slike utfordringer. I perioden er det estimert at innbyggere og industri i Midt-Norge samlet sett betalte 1,2 mrd. NOK mer enn det et tilsvarende forbruk ville ha kostet i Østlandsområdet (THEMA, 2011b). Dersom det ikke hadde blitt bygget nytt nett inn til BKK-området, ville en tilsvarende situasjon med eget prisområde kunne oppstått også her. Generelt kan man si at (sentral-)nettutbygging bidrar til å redusere flaksehalser og til å utjevne prisforskjeller mellom områder. Punktene over har litt forskjellig betydning for ulike grupper av energibrukere og sektorer i økonomien. For husholdninger, offentlig sektor og tjenesteytende sektor er det særlig leveringspåliteligheten som er viktig, mens internasjonalt konkurransedyktige priser er mindre viktig. For kraftintensiv industri er tilgang på energi og konkurransedyktige priser relativt sett viktigere, samtidig som det selvsagt er viktig med høy leveringspålitelighet. Samlet sett må energisystemet være robust og effektivt. Det er dessuten ønskelig at systemet utvikles på en balansert måte som gir størst mulig forutsigbarhet og stabilitet for forbrukere og produsenter av energi Selskaper i Sør-Norge mister forretningsmuligheter Betydningen av forsyningssikkerhet som er beskrevet i avsnittet over, gjelder for virksomheter som allerede er i drift. Kraftsystemets tilstand har også betydning for nye bedrifter som ønsker å etablere virksomhet i en region, enten i form av at det faktisk finnes tilgjengelig kraft slik at det er mulig å etablere for eksempel ny industrivirksomhet, eller ved at det finnes tilgjengelig kapasitet i nettet til ny kraftproduksjon. Et eksempel på at manglende krafttilgang hindrer nyetableringer finnes i Midt-Norge, der det er identifisert mulige investeringer i regionen på 60 mrd. NOK som ikke kan realiseres før den krevende kraftsituasjonen i regionen er løst (THEMA, 2011b). En ny sentralnettsledning mellom Ørskog og Fardal vil løse den vanskelige kraftsituasjonen i Midt-Norge, og investeringene kan Side 50

51 gjennomføres dersom øvrige markedsforhold tillater det. En tilsvarende undersøkelse av eventuelle investeringer som ikke kan gjennomfløres uten forsterkninger i kraftsystemet er ikke gjort for Sør-Norge, men en eventuell elektrifisering av oljefeltet Johan Sverdrup (eventuelt også større deler av Utsira) vil også være avhengig av større investeringer i kraftnettet i Rogaland for å kunne realiseres. Investeringer i ny fornybar energi representerer en stor forretningsmulighet for kraftselskaper i Sør-Norge. I perioden fram til 2020, vil slik utbygging støttes av elsertifikater som representerer en inntekt på toppen av strømprisen. Dersom kraftselskapene i Sør-Norge ikke evner å utnytte disse forretningsmulighetene, vil investeringene i stedet skje lengre nord i Norge eller i Sverige. Når forretningsmulighetene ikke utnyttes vil kraftselskapene ikke bare ramme seg selv, men også leverandørindustrien i Sør-Norge. Ved utbygging av ny vannkraft er det anslått at prosent av utbyggingskostnadene representerer ordrer til regionale leverandører, fortrinnsvis innen anleggsbransjen (THEMA og Econ Pöyry, 2010). Mulige investeringer i ny vannkraft på 7 mrd. NOK i Sør-Norge representerer dermed en potensiell ordreinngang for regionale aktører på 1,75-3,5 mrd. NOK. Ved utbygging av vindkraft har THEMA/ Econ Pöyry (2010) estimert andelen lokale ordrer innen anleggsbransjen til 25 prosent av investeringskostnaden. Vårt anslag på investeringer i vindkraft i Sør-Norge er 21 mrd. NOK. Investeringene i vindkraft representerer en mulig ordreinngang på 5 mrd. NOK for regionale aktører. I tillegg til tapt ordreinngang til regionale selskaper som beskrevet over, vil også andre ringvirkninger forbundet med investering og drift av fornybar energi utebli for Sør-Norge til fordel for andre regioner i landet og Sverige. Figur 5.2: Eksempler på nasjonale/ regionale verdiskapingstap dersom nettløsninger utsettes eller ikke realiseres BKK Dagens sårbare forsyningssituasjon til BKK er tenkt løst med to nye sentralnettsledninger: Sima-Samnanger og Mongstad-Kollsnes Dersom en slik løsning ikke kom på plass før i 2018 som følge av en forsinkelse ved valg av sjøkabel på deler av strekningen i stedet for luftledninger ville dette gitt store konsekvenser for verdiskapingen i området: - Regionalt: Nåverdien på ny vannkraft reduseres med 1,9 mrd kroner (utsatt 7 år) - Nåverdien av gass fra Trollfeltet reduseres med 3,6 mrd kroner på grunn av 2 år med begrensninger i vinterproduksjon Sogn og Fjordane og Midt-Norge Sogn og Fjordane har stort kraftoverskudd og potensiale for ny vann- og vindkraft Midt-Norge har underskudd på kraft og en betydelig andel KKI og lite potensiale for ny vannkraft Regionale verdiskapingstap ved en utsettelse på ny ledning Ørskog-Fardal på 1-3 år: - Fortsatt høy prisvolalitet og noe høyere priser (estimert til 1,2 mrd. NOK samlet for 2009 og 2010) - Utsettelser innen petroleum og ny vannkraft (redusert nåverdi med1,2-3,6 mrd. NOK) - Investeringer i petroleum og industri på vent: 60 mrd NOK - Tapte eller utsatte innkjøp i regionen eller Norge: hhv. 13 og 53 mrd. NOK Kilde: (2011a og 2011b) Side 51

52 5.1.3 Høyere totale kostnader for samfunnet for å oppnå fornybarmålet Norge har forpliktet seg overfor EU til å oppnå en fornybarandel av samlet energiforbruk på 67,5 prosent innen For å klare EUs krav, har Norge inngått en avtale med Sverige om å innføre elsertifikater. Elsertifikater er en markedsbasert ordning der det er satt et mål om å oppnå 26,4 TWh ny fornybar kraftproduksjon samlet i Norge og Sverige. Fordi Elsertifikatordningen er basert på et gitt mål, og ikke et gitt støttenivå, vil elsertifikatprisen reflektere den marginale kostnaden ved utbygging av ny fornybar kraft. Det forentes at prisen for elsertifikatene vil reflektere kostnadene for vindkraft på land. Dersom det er store kostnadsforskjeller mellom ulike vindkraftprosjekter, er det viktig at de billigste prosjektene som realiseres først. Feil utbyggingsrekkefølge gjør at den totale kostnaden for hele elsertifikatordningen blir høyere enn det den ellers kunne ha vært. En stor andel av de antatt rimeligste vindkraftprosjektene i Norge ligger også i Sør-Norge, hovedsakelig i Rogaland (THEMAs vindkraftdatabase). Derfor vil de totale kostnadene for elsertifikatordningen (som belastes elforbrukere) bli høyere dersom ikke vind- og vannkraftprosjekter realiseres i Sør-Norge i en tidlig fase Høyere tapskostnader ved overføring av kraft De samlede tapskostnadene i kraftnettet avhenger blant annet av hvor stor belastningen på nettet er sammenlignet med belastningsgrensen og over hvor lange avstander kraften overføres. Oppgradering og utbygging av nett vil i de fleste tilfellene bidra til at belastningen på det samlede nettet reduseres ved at økningen i nettkapasiteten øker mer enn kraften som overføres. I tillegg vil den totale avstanden kraften må transporteres påvirke nettapene. De største forbrukssentrene både i Norge og Sverige, finnes i sør. Utbygging av ny fornybar kraft nær de store forbrukssentra, vil derfor redusere nettapene ved at transportavstanden mellom produksjonssted og forbrukssted blir minimert. 5.2 Kapitalutfordringen for kraftsektoren i Norge Den omfattende investeringsoppgaven kombinert med en stagnasjon i kraftprisutviklingen betyr at kontantstrømmen fra kraftproduksjonen blir satt under press. Investeringsutfordringen kan dermed resultere i en kapitalutfordring for kraftselskapene i Sør-Norge. For å vurdere hvor stor kapitalutfordringen er, har vi beregnet en kontantstrøm fra kraftproduksjon og nettvirksomhetene for alle de regionale kraftselskapene i Sør-Norge frem mot 2020 i to ulike scenarioer. Det er viktig å understreke at investeringene som gjennomføres fram til 2020 forutsetningsvis vil være lønnsomme over hele sin levetid, og at denne levetiden strekker seg langt utover Det betyr at investeringene vil skape verdier for eier og selskap på sikt, men kan gi kapital- eller finansieringsutfordringer på kort sikt. Det er det siste vi belyser i dette kapittelet. Analysen inkluderer kontantstrømmer fra virksomhetsområdene nett, vannkraft og vindkraft som vi forventer har de største investeringsutfordringene. Kontantstrømmer knyttet til øvrig virksomhet i kraftselskapene er ikke inkludert i analysen. Ett kapitalkrevende forretningsområde som er utelatt er fjernvarme (anslagsvis 5 mrd. NOK i investeringer i Sør-Norge i perioden), og investeringer i fjernvarme har normalt negativ kontantstrøm en god del år før kundemassen når kritisk masse. Effekten av å gjennomføre disse investeringene i denne perioden vil ytterligere forsterke kapitalutfordringene for selskapene dette gjelder. Ved estimering av den finansielle kapasiteten til kraftselskapene fremover tar vi utgangspunkt i rentebærende gjeld per og beregner behovet for årlig låneopptak i perioden Beregningene er utført for alle regionale og noen privateide kraftselskap i Sør-Norge, spesifisert i tabell 2 i Vedlegg 1. Utvalget representerer anslagsvis halvparten av produksjons- og nettvirksomheten i Norge og dermed vil det ikke være urimelig å anta at resultatene er overførbare til resten av kraftbransjen i Norge. Side 52

53 5.2.1 Viktige forutsetninger for beregning av kontantstrøm De to viktigste forutsetningene for beregning av kontantstrømmen er kraftprisen og investeringsomfanget. Kraftprisutvikling. Den politiske beslutningen om utbygging av fornybar energi kombinert med det vi vet om etterspørselsutvikling i dag, gjør det sannsynlig med et kraftoverskudd fram til Vi har derfor valgt å benytte kraftprisene i de to overskuddsscenarioene fra kapittel Ved å velge disse to scenarioene får vi to ytterpunkter for kraftprisen i 2020, den laveste kraftprisen på 25 øre kwh (2012-kroner) er noe lavere enn dagens (dato11. januar) kraftprisnivå på 29 øre per kwh. Den høyeste kraftprisen i 2020 er på 42 øre per kwh (2012-kroner), hvilket er vesentlig høyere enn dagens forwardkurser og historisk utvikling jfr. Figur 4.9. Investeringsomfanget. Vi har valgt å se på ett utviklingsforløp som kun omfatter må - investeringer og ett utviklingsforløp som omfatter både må + bør -investeringer. Det gir et investeringsomfang i perioden på henholdsvis NOK 48 mrd. og 83 mrd. (2012-kroner) for selskapene som er omfattet av analysen. Det vises til kapittel for en detaljert framstilling av hvordan investeringsomfanget er beregnet. Det gir oss totalt fire kapitalscenarioer (A-D) som vist i tabellen nedenfor. Tabell 5.1: Fire kapitalscenarioer (A-D) For å forenkle analysen samtidig som vi får med oss hele utfallsrommet, har vi i den videre analysen valgt å se bort i fra to av scenarioene og fokusere på de to ytterpunktene (A og D). Det gir oss følgende kapitalscenarioer: Kapitalscenario 1: Scenarioet inneholder den høyeste kraftprisen kombinert med det laveste investeringsnivået. Det er følgelig det scenarioet som vil gi den høyeste kontantstrømmen for sektoren i perioden. Kapitalscenario 2: Scenarioet inneholder den laveste kraftprisen kombinert med det høyeste investeringsnivået. Det er følgelig det scenarioet som vil gi den laveste kontantstrømmen for sektoren i perioden. Kontantstrømsberegningene for kraftselskapene er bygget opp med utgangspunkt i separate vurderinger av kontantstrøm til totalkapital fra henholdvis nettvirksomhet, vannkraft og vindkraft. Beregningen av kontantstrøm per nettselskap er gjort med utgangspunkt i inntektsrammene for 2012 og det kartlagte investeringsomfanget. Balanseutviklingen for selskapene beregnes på Side 53

54 grunnlag av utgående balanse i konsernregnskapene per (siste tilgjengelige data per januar 2012) og beregnede kontantstrømmer fra 2011 til utgangen av Ved å ta utgangspunkt i inntektsrammen har vi beregnet driftsresultatet fra nettvirksomheten som en funksjon av avkastningsgrunnlaget multiplisert med et avkastningskrav basert på NVEs referanserente ved inntektsrammefastsettelsen justert for individuelle historiske variasjoner i avkastning fra årene 2011 og Beregningen av kontantstrøm fra vannkraftproduksjon fremkommer som driftsinntekter fratrukket driftskostnader, grunnrenteskatt, eiendomsskatt, konsesjonsavgifter og overskuddskatt som gir driftsresultat etter skatt. Driftsresultat etter skatt fratrukket investeringer og justert for avskrivninger gir kontantstrøm til totalkapitalen. Driftsinntektene avhenger av kraftprisene, sertifikatprisene samt konsesjonskraft. For en nærmere redegjørelse for forutsetningene som er lagt til grunn for de enkelte postene henvises til Vedlegg 2. Beregningen av kontantstrøm for vindkraftproduksjon fremkommer som driftsinntekter fratrukket driftskostnader, eiendomsskatt og overskuddskatt som gir driftsresultat etter skatt. Driftsresultat etter skatt fratrukket investeringer justert for avskrivninger gir kontantstrøm til totalkapitalen. I analysen er vindkraftprosjekter eid eller deleid av regionale selskaper i Sør-Norge inkludert, herav prosjekter som er gitt konsesjon eller konsesjonssøkte, jfr. kapittel Driftsinntektene avhenger av kraftprisene og sertifikatprisene. For en nærmere redegjørelse for forutsetningene som er lagt til grunn for de enkelte postene henvises til Vedlegg 2. Kontantstømmen til totalkapital skal dekke kapitalkostnader dvs. renter og avdrag på gjeld, samt avkastning til eier (utbytte) Kontantstrøm til totalkapitalen per forretningsområde Kapitalscenario 1 beskriver det mest positive scenarioet for fremtidige kontantstrømmer for de regionale selskapene. I Figur 5.3 vises nåverdien av kontantstrømmen til totalkapital fra forretningsområdene vannkraft, vindkraft og nett for perioden Som vi ser er det vannkraftproduksjonen som generer de største verdiene i den angitte tidsperioden, mens vindkraftutbygging ikke utgjør noen vesentlig faktor i Sør-Norge. Kontantstrømmen fra nettvirksomheten er imidlertid betydelig negativ, rundt 10 mrd. NOK i perioden. Figur 5.3: Kapitalscenario 1 - Nåverdi av kontantstrøm til totalkapitalen per forretningsområde for perioden Mrd kroner Kilde: Resultatene fra simuleringen for kapitalscenario 2 er vist i Figur 5.4. Kontantstrømmen er som ventet langt svakere i dette scenarioet, med et marginalt positivt resultat på totalt 3 mrd. NOK for perioden. Kontantstrømmen fra vannkraftproduksjonen er svekket som følge av en lavere Side 54

55 kraftpris, mens kontantstrømmen fra vindkraft er sterkt svekket som følge av langt høyere investeringer. Vindkraftinvesteringene gir ingen særlig positiv kontantstrømseffekt i estimeringsperioden, men vil som nevnt generere verdier utover estimeringsperioden. Store deler av nettinvesteringene ligger inne også i kapitalscenario 1, så her er det ikke store forskjeller. Figur 5.4: Kapitalscenario 2 - Nåverdi av kontantstrøm til totalkapital per forretningsområde for perioden Mrd kroner Kilde: Kontantstrøm til totalkapitalen per selskapstype I Sør-Norge har vi en rekke små og store produksjonsselskaper, en lang rekke med små nettselskaper i tillegg til relativt store vertikalt integrerte kraftselskaper som har både nett- og produksjonsselskap. For å belyse hvordan den finansielle utfordringen varierer mellom kraftselskapene avhengig av deres virksomhetsportefølje, har vi nedenfor estimert kontantstrømmer per selskapstype. I Figur 5.5 vises nåverdien av kontantstrømmen til totalkapitalen fordelt på selskapstype i kapitalscenario 1. Som figuren viser er kontantstrømmen positiv for både rene produksjonsselskaper og de vertikalt integrerte kraftselskapene. De rene nettselskapene viser imidlertid en negativ kontantstrøm i perioden. For de vertikalt integrerte selskapene betyr det at den positive kontantstrømmen fra produksjonsvirksomheten har vært tilstrekkelig stor til at det dekker over den negative kontantstrømmen fra nettvirksomheten. Side 55

56 Figur 5.5: Kapitalscenario 1 - Nåverdi av kontantstrøm til totalkapital for perioden per selskapstype. Mrd kroner Kilde: Figur 5.6 viser nåverdien av kontantstrømmen til totalkapitalen fordelt på selskapstype i kapitalscenario 2. Den største forskjellen i kontantstrømmene mellom scenarioene finner vi i de vertikalt integrerte selskapene. Årsaken er at de vertikalt integrerte selskapene har store planer om å investere i ny fornybar energi i kapitalscenario 2. Dette er investeringer som i stor grad vil gi en positiv kontantstrøm først etter Figur 5.6: Kapitalscenario 2 - Nåverdi av kontantstrøm til totalkapital for perioden per selskapstype. Mrd. NOK (2012-kroner) Kilde: Side 56

57 5.2.4 Svært krevende å opprettholde historiske utbyttenivåer I 10-årsperioden var samlet utbytte fra de samme kraftselskapene i Sør-Norge på 54 mrd. NOK. Når samlet nåverdi fra kontantstrømmen i den neste 9-årsperioden er estimert til å ligge mellom 3 og 33 mrd. NOK, vil det være krevende for selskapene å betale utbytter på samme nivå som i den foregående perioden. Det er verdt å merke seg at nåverdien fra kontantstrømmen også skal betjene finansielle forpliktelser som selskapene har knyttet til renter og avdrag på gjeld. Regler for utdeling av utbytte er regulert i aksjeloven og utbytte kan bare deles ut på bakgrunn av årsresultat etter skatt og annen egenkapital etter gitte fradrag og gitt visse minimumskrav til egenkapital. Dersom eierne ønsker å opprettholde et utbyttenivå på nivå med foregående 5-10 år, må de tære på egenkapitalen i selskapene og øke gjeldsgraden betydelig gjennom lånefinansierte utbytter. For å belyse konsekvensen av ulike utbyttenivåer i forhold til utvikling i kapitalbehov har vi utført simuleringer for ulike utbyttenivåer i prosent av årsresultat etter skatt. Vi har i våre beregninger i utgangspunktet lagt til grunn at et selskap må ha et positivt årsresultat etter skatt for å kunne gi utbytte. I tabellen nedenfor vises konsekvensene i de to kapitalscenarioene for gjeldsopptak ved henholdsvis en utbyttegrad på 50 prosent, 75 prosent og 100 prosent av årsresultatet som en nåverdi i 2012-kroner. I tillegg har vi estimert konsekvensen av å gi eierne det samme utbyttenivået i kroner som eierne i gjennomsnitt har mottatt i perioden For å opprettholde dagens nivå på utbytter fra kraftselskapene, må utbyttene utgjøre 150 eller 190 prosent av årsresultatet for henholdsvis kapitalscenario 1 og 2. Nødvendig utbytteprosent for å opprettholde utbyttenivået fra tidligere er vist som tall i parantes i tabellen under. Konsekvensen av det siste scenarioet er at flere av kraftselskapene i den gjeldende perioden ville ha redusert egenkapitalen under lovlige nivåer og dermed ikke kunnet gjennomført en slik utbyttepolitikk uten å hente inn ny egenkapital fra nye investorer for å finansieres kapitaluttakene til eksisterende eiere. Tabell 5.2: Simuleringer av nødvendig lånebehov ved ulike utbyttenivå. Nåverdi for perioden Mrd kroner Utbytte i prosent av årsresultat Kapitalscenario 1 Kapitalscenario 2 50 % % % Utbyttenivå som i (150 %) (190 %) Kilde: Ser vi bransjen i Sør-Norge under ett, viser simuleringene over at bransjen får et betydelig finansieringsbehov i perioden mot 2020, og at utbyttegraden har stor betydning for utviklingen i kapitalbehovet. Vi finner igjen at det er store forskjeller mellom rene produksjonsselskap, vertikalt integrerte selskap og rene nettselskap når det gjelder graden av gjeldsopptak som er nødvendig. Dette er illustrert i tabellene nedenfor. Summene kan avvike på grunn av avrunding til hele milliarder. Side 57

58 Tabell 5.3: Kapitalscenario 1 - Simuleringer av nødvendig lånebehov ved ulike utbyttenivå. Nåverdi for perioden Mrd kroner Utbytte i prosent av årsresultat Rene produksjonsselskap Vertikalt integrerte kraftselskap Rene nettselskap 50 % + 0, % % Utbyttenivå som i Kilde: Tabell 5.4: Kapitalscenario 2 - Simuleringer av nødvendig lånebehov ved ulike utbyttenivå. Nåverdi for perioden Mrd kroner Utbytte i prosent av årsresultat Rene produksjonsselskap Vertikalt integrerte kraftselskap Rene nettselskap 50 % % % Utbyttenivå som i Kilde: Videre har vi estimert utviklingen i selskapenes gjeldsgrad med utgangspunkt i at ovenstående estimerte lånebehov finansieres med opptak av ny gjeld. Gjennomsnittlig gjeldsgrad 11 per var på 50,6 prosent. I de aller fleste scenarioene vil selskapene øke sin netto lånebelastning målt ved gjeldsgraden. Unntaket vil være i de tilfellene hvor selskapenes utbyttegrad er under 75 prosent av resultat (etter skatt og finanskostnader) i kapitalscenario 1. Det vil si at kraftprisen økes fra dagens nivå og bare strengt nødvendige investeringer gjennomføres. Konsekvensen av å opprettholde utbyttenivåene på samme nivå som årene i kroner er dramatisk på selskapenes gjeldsgrad i alle andre situasjoner. 11 Gjeldsgrad er kalkulert som rentebærende gjeld/(rentebærende gjeld+egenkapital) Side 58

59 Tabell 5.5: Simuleringer av gjeldsgrad i 2020 ved ulike utbyttenivå Utbytte i prosent av årsresultat Balanse 2010 Balanse 2020 Kapitalscenario 1 Balanse 2020 Kapitalscenario 2 50 % 51 % 41 % 55 % 75 % 51 % 51 % 61 % 100 % 51 % 61 % 68 % Utbyttenivå som i % 80 % 88 % Kilde: I tabellen nedenfor ser vi at det er store forskjeller mellom selskapene avhengig av hva slags virksomhetsportefølje de har. De opprinnelige gjeldsgradene er angitt i parentes. Rene produksjonsselskaper kommer klart best ut og øker gjeldsgraden først ved omlag 100 prosent utbytte eller mer i kapitalscenario 1 (høy kraftpris og lite investeringer) og ved 75 prosent utbyttegrad eller mer i kapitalscenario 2. Vertikalt integrerte selskap tåler inntil 75 prosent utbyttegrad før gjeldsgraden forverres i kapitalscenario 1 og under 50 prosent utbyttegrad i kapitalscenario 2 (lav pris og høye investeringer). Rene nettselskaper kommer dårligst ut og øker gjeldsgraden i alle scenarioer. De samlede årsresultater etter skatt for alle nettselskapene i estimeringsperioden er marginalt positive (nåverdi på 0,4 mrd) i kapitalscenario 2. Nåverdien utgjør 1,6 prosent av nåverdien av årsresultatene i perioden for alle selskapene samlet. Grunnlaget for å dele ut utbytte i de rene nettselskapene i denne perioden vil i mange tilfeller ikke vil være til stede. Vi tror også at mange av disse selskapene vil få betydelig utfordringer med å hente inn fremmedkapital dersom årsresultatene og kontantstrømmene er såvidt svake. Når vi forutsetter en opprettholdelse av utbyttenivået i kroner på linje med tidligere år, blir resultatet at egenkapitalen i mange tilfeller ikke strekker til. Det innebærer at minimumskravene til egenkapital vil medføre at en slik utbyttepolitikk ikke kan gjennomføres uten kapitaltilførsel fra nye investorer. Tabell 5.6: Kapitalscenario 1 - Simuleringer av gjeldsgrad i 2020 ved ulike utbyttenivå Utbytte i prosent av årsresultat Rene produksjonsselskap (36 % i 2010) Vertikalt integrerte kraftselskap (55 % i 2010) Rene nettselskap (30 % i 2010) 50 % 15 % 47 % 49 % 75 % 22 % 56 % 51 % 100 % 41 % 65 % 53 % Utbyttenivå som i % 82 % 58 % Kilde: Side 59

60 Tabell 5.7: Kapitalscenario 2 - Simuleringer av gjeldsgrad i 2020 ved ulike utbyttenivå Utbytte i prosent av årsresultat Rene produksjonsselskap (36 % i 2010) Vertikalt integrerte kraftselskap (55 % i 2010) Rene nettselskap (30 % i 2010) 50 % 33 % 60 % 49 % 75 % 44 % 66 % 51 % 100 % 56 % 71 % 54 % Utbyttenivå som i % 88 % 61 % Kilde: Det skal understrekes at analysen er gjennomført for hele bransjen i Sør-Norge som helhet og bak de ulike selskapstypene skjuler det seg til dels store forskjeller mellom selskapene. Det innebærer at enkelte selskaper har en høyere egenkapital enn bransjegjennomsnittet per i dag og har et begrenset investeringsomfang i sin portefølje, eventuelt også et lavere utbyttenivå enn det som er gjennomsnittet for bransjen. Disse selskapene vil kunne opprettholde utbyttenivået de har i dag uten økninger i gjeldsgraden. Men det innebærer også at det er en rekke selskaper som får større utfordringer i å møte eiernes utbytteforventninger i perioden enn de gjennomsnittsbetraktningene vi har gjort viser. Samlet sett for bransjen er kapitalutfordringen stor, og må løses Hvilke grep kan gjøres for å løse kapitalutfordringen? Det er igjen viktig å understreke at kontantstrømmene er simulert for perioden 2012 til Det er ikke det samme som å si at investeringene ikke er lønnsomme ettersom de har en økonomisk og teknisk levetid langt utover Siden inntektsrammene for nett og elsertifikatordningen for produksjon skal sikre lønnsomhet i prosjektene, bør de gjennomføres. Hovedutfordringen knytter seg til hvordan de regionale selskapene i Sør-Norge kan reise tilstrekkelig kapital til å gjennomføre investeringene i den angitte perioden. Bortsett fra staten, har de offentlige eierne ved kommuner og fylkeskommuner liten eller ingen mulighet til å tilføre selskapene ytterligere kapital. Vi står som tidligere beskrevet overfor en omfattende omstilling av det norske kraftsystemet. Det innebærer også at eierne må ta innover seg at vi nå går inn i en investeringsfase i det norske kraftsystemet etter en lang høstingsfase. Eierne står nå overfor en situasjon hvor utbyttekapasiteten vil komme under press hvis selskapene skal være med på å løse den store samfunnsoppgaven vi har foran oss. Eierne blir da nødt til å foreta en rekke vanskelige avveininger knyttet til å balansere ulike mål. Det må alltid legges til grunn at selskapene driver så effektivt som mulig og kontinuerlig arbeider med å forbedre sin operasjonelle dyktighet. Utover å følge opp dette kan eierne iverksette en rekke ulike tiltak for å styrke selskapenes konkurranseevne. Ett mulig tiltak for å forbedre bransjens evne til å håndtere investeringsutfordringen er å gjennomføre en restrukturering av sektoren med sikte på å øke de økonomiske resultatene gjennom realisering av synergigevinster. Erfaringene fra tidligere sammenslåinger viser at det er mulig å hente ut betydelige synergieffekter ved å etablere større enheter. De økte resultatene som følge av restruktureringsgevinster vil gå tilbake til samfunnet enten gjennom økte skatter og avgifter, økt utbyttekapasitet til eierne (som i all hovedsak er offentlige) eller økt investeringskapasitet i selskapene. Eierne, dvs. staten, fylkeskommuner og kommuner kan disponere resultat etter skatt i henhold til egne prioriteringer. Prioriteres økt utbytteuttak får eierne på kort sikt økte inntekter til finansiering av offentlige tjenester. Prioritering av økt investeringskapasitet i kraftselskapene gir grunnlag for økt langsiktig verdiskaping for eierne. I tillegg styrker det selskapenes gjennomføringsevne i forhold til opprettholdelse av høy leveringssikkerhet og en fornybarutbygging i tråd med Regjeringens ønsker basert på fornybarforpliktelser ovenfor EU og elsertifikatordningen med Sverige. Vi vil i Side 60

61 kapittel 6 går nærmere inn på hvilke gevinster som kan hentes ut gjennom en kraftig restrukturering av kraftbransjen i Sør-Norge. Omfanget av oppgavene som ligger foran sektoren er av en slik størrelsesorden at det er lite trolig at eierne kun kan gjøre ett av ovennevnte grep for å håndtere utfordringen. Sannsynligvis blir eierne nødt til å gjennomføre flere tiltak parallelt. I kapittel 7 kommer vi tilbake til øvrige tiltak utover restrukturering. Utfordringen knyttet til omstilling av energisystemet dreier seg ikke bare om kapital. Det dreier seg vel så mye om sektoren har, eller kan få tilgang på, tilstrekkelig kapasitet og ny kompetanse, samt om den kan løse koordineringsutfordringen knyttet til å avdekke behov for endringer, konsesjonsprosesser og bygging. Det vil vi se nærmere på i de neste to delkapitlene. 5.3 Kompetanseutfordringen er betydelig Antall ansatte i kraftbransjen er redusert de siste 10 årene De siste 20 årene har antall ansatte i kraftbransjen blitt kraftig redusert som det vises i figuren nedenfor. Det er flere årsaker til nedgangen. Det er for det første et resultat av den effektiviseringen som har skjedd i bransjen ved å innføre mer effektive arbeidsprosesser og en høyere grad av automatisering, for eksempel gjennom å investere i driftssentraler med svært få ansatte i forhold til tidligere. Dessuten, som vi tidligere har vist, har investeringsnivået de siste 20 årene vært langt lavere enn det var i 1980-årene, noe som har medført et generelt lavere aktivitetsnivå. I tillegg har mange av selskapene konkurranseutsatt entreprenørfunksjonen i egne selskaper. Selv om entreprenørselskapene nå også arbeider mot andre bransjer, er det rimelig å anta at flesteparten utfører oppgaver for kraftbransjen fremdeles. Men statistikken fanger ikke opp den nedgangen som er utskillelsen av entreprenørfunksjonen har ført til. Det er derfor vanskelig å anslå hvor stor andel av nedgangen som er et resultat av det lavere aktivitetsnivået. Totalt i perioden har imidlertid sysselsettingen blitt redusert med 40 prosent eller rundt 8000 personer (FAFO, 2009). Bemanningen har vært stabil i etterkant og har ligget på dette nivået frem til Figur 5.7: Historiske investeringer (mill kroner) og antall ansatte i kraftbransjen i Sør- Norge Kilde: SSB Side 61

62 5.3.2 På grunn av lav investeringstakt i 20 år, har viktig kompetanse i kraftbransjen forvitret I perioden mellom 1960 og 1990, da store deler av det norske kraftsystemet ble bygget ut, ble det samtidig bygget opp en betydelig kompetanse om alle komponenter i produksjonen. Både vannkraftturbiner og -generatorer produsert i Norge. Selskaper som NEBB og National Industri produserte i sin tid de aller fleste generatorene i norske vannkraftverk (Energiteknikk nr 8/2011). Etter at investeringene i vannkraft i stor grad stoppet opp, har disse selskapene lagt ned sin virksomhet eller konsolidert sin virksomhet internasjonalt. De personene som deltok i større vannkraftutbygginger opp til 90-tallet, er i liten grad fortsatt i arbeid. Flere aktører i kraftbransjen uttrykker nå bekymring for manglende kompetanse i vannkraftfaget. Rainpowers konsernsjef Svein Ole Strømmen har uttalt til Teknisk Ukeblad (2012) at vi har satt i gang igjen og ser om vi klarer å dra i gang igjen norsk generatorteknologi. Vi støvsugde Norge, satte i gang med en rekrutteringskampanje og samlet folk i bransjen, men fant bare fem personer i yrkesaktiv alder som kan designe en generator. Også Statkrafts konsernsjef Christian Tynning-Rønnesen uttrykker bekymring for tilgangen på kompetanse på viktige områder innen vannkraft. Følgende kommentar har falt i forbindelse med de utfordringer Statkraft har møtt på ved oppgradering av vannkraftverket på Svartisen: Jeg tror dessverre dette er et tegn på at kompetansen, både i Statkraft og blant underleverandørene, ikke er den samme som for 20 år siden da de store utbyggingene pågikk for fullt. Vi holder på å gå gjennom alle ledd i den prosessen. Vi har ikke et endelig svar, men det er helt klart at det som ikke har virket godt nok er både selve turbindelen og generatordelen. Det har med utstyret å gjøre. Ikke med fjellarbeidet, men med mekanisk utstyr (Teknisk Ukeblad, 2012). En utfordring knyttet til personell som har vært i kraftbransjen i flere tiår, er at de tar med seg verdifull kompetanse og erfaring når de pensjoneres. Ikke all utbygging av nett, nettstasjoner og kraftproduksjon er dokumentert i detaljert form. Det er derfor sannsynlig at personell som erstatter dem som pensjoneres må ha høy kompetanse i det de starter, og helst også ha flere års overlapp med dem som slutter for å sikre kompetanseoverføring. En stor del av rekrutteringen for å erstatte dagens personell, bør derfor skje flere år før ressursene faktisk forsvinner ut av bedriften Kompetanseskift - økende antall høyt utdannede i kraftbransjen I følge FAFO (2009) økte andelen ansatte i kraftbransjen med lang høy utdanning (mer enn 4 år) fra 4 prosent til 12 prosent i perioden og andelen med kort høyere utdanning (1-4 år) fra 15 til 23 prosent. En tilsvarende stor endring i utdannelsenivået er ikke skjedd i privat sektor for øvrig. I en periode der antall ansatte i kraftbransjen ble redusert med 40 prosent, har andelen ansatte med høyere utdanning økt, ikke bare i andel, men også i faktiske tall. For gruppen med kort høyere utdanning har det skjedd en dreining i kompetanseområde i og med at antall ingeniører, hovedsakelig elektroingeniører, er redusert med 450 ansatte i perioden. Antall ansatte med lang høyere utdanning har samlet sett økt med 550 personer. Årsakene til endringer i utdannelsesnivå er flere. For det første, er det rimelig å anta at mange ingeniører og fagarbeidere har fulgt med inn i entreprenørselskapene som har blitt skilt ut fra kraftkonsernene. Videre er kraftssystemet gradvis blitt mer komplisert. Som en følge av dette, har unge, nyansatte som erstatter eldre ansatte som går av med pensjon, måtte ha høyere utdannelse for å spare bedriften for en lang overlappsperiode eller gradvis opplæring for å takle oppgavene. Side 62

63 5.3.4 Kraftsektoren står foran et generasjonsskifte Til tross for at det har blitt ansatt flere unge med utdannelse i kraftbransjen, står bransjen foran en betydelig utfordring på grunn av alderssammensetningen. Etter nedbemanningen på 1990-tallet, har det vært lav rekruttering til bransjen, og gjennomsnittsalderen har økt. Dette har ført til at et stort antall ansatte på alle utdanningsnivåer vil gå av med pensjon de neste 10 årene. I følge NITO er snittalderen på ingeniører i kraftbransjen 48 år (dn.no, 2011). I 2007 hadde 32 prosent av de ansatte mindre enn 9 år igjen til AFP-alder. Tilsvarende tall for privat sektor som helhet var 18 prosent (FAFO, 2009). Denne utviklingen bekreftes i intervjuer med flere større kraftselskaper, som sier at prosent av de ansatte må erstattes innen Kraftsektoren står dermed overfor et betydelig generasjonsskifte sammenlignet med næringslivet for øvrig Bransjen har en kapasitetsutfordring og må rekruttere Som beskrevet i forrige avnitt, må kraftbransjen rekruttere et betydelig antall for å opprettholde dagens antall ansatte fordi en stor andel av arbeidsstyrken går av med pensjon de nærmeste årene. Antall som må rekrutteres for å opprettholde dagens nivå på ansatte er vist i Tabell 5.9. Som vi viste i kapittel 5.3.1, har antall ansatte i kraftbransjen blitt redusert kraftig de siste årene. Som følge av at kompetanseforskriften snart trer i kraft, stilles det krav til bemanning i nettselskapene i tråd med hva tabellen nedenfor viser. Tabell 5.8: Krav til antall ansatte med montørkompetanse i nettselskapene Antall kunder Krav til antall ansatte Minst 70 montører Rundt 20 montører Under Kilde: NVE Tilpasses virksomhetens størrelse og kundegrunnlag For å være i stand til å gjennomføre investeringsbølgen bransjen står overfor, vil det ikke være tilstrekkelig å erstatte ansatte som pensjoneres. Det vil være nødvendig å øke antall ansatte betydelig. Hvor stor økningen må være, er vanskelig å si. Tabellen under viser ansettelsesbehovet i kraftbransjen dersom man antar at nivået må tilbake der det var i Tabell 5.9: Oversikt over årlig rekrutteringsbehov i kraftbransjen Utdannelse Behov per år til 2017 for å opprettholde dagens nivå Matche 1997 Samlet Energimontører/ -operatører Teknisk fagskole Ingeniører Siv.ing/ master Kilde: FAFO (2009) I 1997 investerte bransjen for rundt 16 mrd. NOK målt i 2012-kroner på landsbasis. Frem mot 2020 skal det investeres opp mot 16 mrd. NOK årlig bare i Sør-Norge. Hvis vi antar at 40 prosent av totale investeringer skjer i andre deler av landet, betyr det at vi skal investere for over 26 mrd. NOK på landsbasis. Den samlede kapasiteten, i kraftbransjen og entreprenørselskapene må derfor langt overstige nivået i 1997, selv hvis det har skjedd store effektiviseringsgevinster. Side 63

64 5.3.6 Behov for mer av den samme kompetansen, men også ny kompetanse Kraftselskapenes kjerneoppgaver består i å forvalte, vedlikeholde og drifte eksisterende anlegg, samt bygge ut nye anlegg. Etter Energiloven i 1990 har det vært lite utbygging, og selskapene har jobbet med å effektivisere driften av eksisterende anlegg. Relevant kompetanse for drift og vedlikehold er sivilingeniører, ingeniører og montører innen elkraft og maskinfag (hovedsakelig til vannkraft). I tillegg er det behov for spesialkompetanse til transformatorer og andre komponenter. Sammensetningen av kompetanse har endret seg noe siden Økonomi, jus og IKT har blitt viktigere oppgaver for kraftbransjen de seneste årene og andelen ansatte innenfor disse fagområdene har økt. Det nye kompetansebehovet har kommet som en følge av endringer som har skjedd i bransjen, med økt fokus på økonomisk effektivitet, økte regulatoriske krav og økt behov for kommunikasjonsteknologi for å oppnå effektiv drift. Andel ledere har også økt i kraftbransjen. Et økt investeringsnivå, vil gi behov for en økning i ressurser innenfor dagens viktigste kompetanseområder; elkraft, maskin og spesialkomponenter. Både økning i investeringsnivået og endringer i kraftsystemet og kraftmarkedet vil føre til økt behov for kompetanseområder som i dag ikke er dominerenede i kraftbransjen. IKT-kompetansen har økt de siste år. Dette mønsteret vil styrke seg på grunn av økt innslag av kommunikasjon og avansert styring ved innføring av AMS og et mer komplekst kraftsystem (se kapittel 4.1.7). For å håndtere et mer komplekst kraftsystem, vil kraftbransjen trenge flere ansatte som behersker flere fagområder samtidig. Kombinert forståelse vil være nødvendig innen både elkraft/ikt og systemvare/ analyse/ elkraft. Planlegging av nye anlegg krever økte ressurser innen prosjektering, enten dette skjer i eller utenfor kraftselskapet. Trenden mot en økt andel jurister og økonomer i kraftselskapene vil trolig fortsette. En høy utbyggingstakt fører med seg et stort spekter av avtaler som skal på plass, inkludert nødvendige konsesjoner og tillatelser fra myndighetene. Som vi har vist i kapittel 4.2, vil en økt investeringstakt utgjøre store summer for kraftselskapene. Økt grad av innkjøpskompetanse, økonomiske prognoser og oppfølging vil dermed være nødvendig i en utbyggingsfase. Også prosjekledelse er en kritisk kompetanse for utbyggingsprosjekter som inkluderer systemforståelse på tvers av tekniske, økonomiske og juridiske problemstillinger. Som vi skal se i neste avsnitt, er dette en av høyt ettertraktede kompetanser Rekruttering må skje i et stramt arbeidsmarked Arbeidsledigheten i Norge var i 2011 på rundt 3-3,5 prosent (SSB). I praksis innebærer det et stramt arbeidsmarked. Innenfor enkelte arbeidsgrupper er det færre antall arbeidstakere enn behovet. Underskuddet gjelder særlig innenfor flere grupper av teknisk utdannelse. Tabell 5.10 viser det årlige rekrutteringsbehovet innenfor yrkesgrupper som er relevant for kraftbransjen og som ble beskrevet i kapittel Dette behovet er sammenlignet med et estimat for antall utdannede per år. Ved å multiplisere antall utdannede med den andelen kraftselskapene i dag har innenfor samme yrkesgruppe, får vi et estimat på bransjens antatte rekruttering gitt dagens andel. Tabell 5.10 viser også at utfordringen er størst innen energimontører og operatører. Denne utdannelsesgruppen har ikke økt etter 1997, og kraftbransjen har heller ikke rekruttert særlig mange fra denne yrkesgruppen. Manglende muligheter for ansettelse i kraftbransjen kan ha bidratt til lavere rekruttering til yrket, og dagens unges kjennskap til hva dette yrket innebærer av muligheter. For å oppnå samme antall ansatte energimontører og operatører som i 1997, må bransjen årlig rekruttere et antall tilsvarende 2,5 ganger utdanningskapasiteten. Nedgangen i denne yrkesgruppen i kraftbransjen tilsvarer omtrent økningen av yrkesgruppen i anleggsbransjen. Energimontører og operatører kan derfor i noen grad rekrutteres tilbake fra krafselskapenes entreprenørselskaper, slik at problemet ikke nødvendigvis er fullt så ille som tabellen viser. Kraftselskapene bør uansett bidra til større interesse for at unge utdanner seg til energimontører og -operatører og stille med praksisplasser for å sikre rekruttering i framtiden. Som tabellen viser, er det også et stort gap mellom rekrutteringsbehovet og rekruttering tilsvarende dagens andel også for de med teknisk fagbrev, ingeniører og sivilingeniører innen Side 64

65 elfag. Her er imidlertid årlig utdanningsbase høyere enn rekrutteringsbehovet, slik at kraftbransjen må rekruttere en høy andel av de utdannede for å fylle behovet. Antall ingeniører og sivilingeniører innen elektrofag har økt i perioden (FAFO, 2009). Også utviklingen innen vannkraftfag er positiv. Til våren blir 33 sivilingeniører med spesialisering innen vannkraftteknikk uteksaminert fra NTNU, noe som er en sterk økning fra 5 nyutdannede per år over flere år (dn.no, 2011). Tabell 5.10: Årlige tall for rekrutteringsbehov og utdannede i relevante faggrupper Utdannelse Rekrutteringsbehov* Antall utdannede (ca) Dagens andel i kraftbransjen Rekruttering tilsv dagens andel Energimontører/ -operatører % 34 Teknisk fagskole - elfag % 7-14 Ingeniører - elfag % 25 Siv.ing/ master - elfag % 12 *for å oppnå samme antall ansatte som i 1997 inkludert erstatning av de som pensjoneres Kilde: FAFO (2009) IKT-kompetanse vil bli viktigere for kraftbransen framover på samme måte som i de fleste sektorer i Norge. Dette er en yrkesgruppe som forventes å bli en mangelvare i årene framover. I følge Abelia oppgir 64 prosent av IT-bedriftene manglende kompetanse som hindring for vekst. NAV utarbeider årlig en stramhetsindikator for utvalgte yrkesgrupper. Indikatoren tilsvarer antall utlyste stillinger innen yrkesgruppen i forhold til det totale antall jobber i gruppen. Hvis indikatoren er høy, er arbeidsmarkedet stramt. Som Tabell 5.11 viser, har flere viktige yrkesgrupper for kraftbransjen en stramhetsindikator på rundt 10 prosent, noe som må anses som høyt. Tabell 5.11: Stramhetsindikator for utvalgte yrkesgrupper Yrkesgruppe Siv.ing (elektronikk og telekommunikasjon) 6 14 Siv.ing bygg og anlegg 9 10 Elkraftingeniører /-teknikere Energimontører Automatikere, transformatormontører etc Kilde: NAVs bedriftsundersøkelse Er kraftbransjen konkurransedyktig? Viktige spørsmål for kraftbransjen framover er hvordan bransjen kan jobbe for å øke antallet som utdannes innen de viktige kompetansegruppene og om bransjen er konkurransedyktig sammenlignet med andre bransjer. Energi Norge gjennomfører jevnlig en undersøkelse blant sine medlemsbedrifter av hvor krevende bedriftene opplever rekruttering av ulike yrkesgrupper, se Figur 5.8. I motsetning til hva Tabell 5.11 indikerer, opplever de fleste at det er mer krevende å rekruttere ingeniører og sivilingeniører enn fagarbeidere. Særlig oppgir små og mellomstore selskaper at de har problemer med å rekruttere sivilingeniører. De rekrutterer relativt sett en større andel ingeniører, sannsynligvis fordi dette er lettere for dem å få tak i. Henholdsvis over 50 og 70 prosent av bedriftene opplevde dette som vanskelig eller svært vanskelig i En av årsakene kan være at kraftselskapene har hatt større behov for å rekruttere fra disse yrkesgruppene enn fagarbeidere. Men rundt 40 prosent av selskapene opplevde det i 2009 som vanskelig eller svært vanskelig å rekruttere fagarbeidere. I årene 2007 og 2008 med høykonjunktur, var rekrutteringsutfordringen større enn i Side 65

66 Figur 5.8: Hvor krevende det er å rekruttere teknisk personell. Søylene representerer hvor stor andel som oppgir det som svært vanskelig eller vanskelig å rekruttere Kilde: FAFO (2009) Personer med lavere utdannelsesnivåer er mindre tilbøyelig til å flytte enn personer med (lang) høyere utdannelse (NOU 2011:3). Energimontører og operatører kan dermed i stor grad rekrutteres lokalt, og de lokale/ regionale kraftseselskapene har større mulighet til å påvirke hvor mange som rekrutteres til yrket, og dermed egen bedrift. For personer med høyere utdannelse, vil kraftbransje i større grad operere i et regional eller landsdekkende marked for kompetanse. Dette gjelder særlig for nyutdannede som ikke har etablert seg på et sted. Flytteraten avtar også for høyt utdannede etter fylte 30 år. For personer med høy utdannelse, er det i følge NOU 2011:3 flere forhold som påvirker hvor attraktivt det er å ta en jobb et annet sted enn der man bor: Flere potensielle arbeidsgivere finnes Arbeidsmarked også for (høyt utdannet) partner Velfungerende regionale sentra Innføring av kompetanseforskriften og større kompleksitet i energisystemet og markedet øker behovet for ansatte med høy utdanning. Basert på data presentert over, vil det trolig bli mer krevende for mindre kraftselskaper utenfor byer å rekruttere høyt utdannede personer. Denne utfordringen er også større for mindre selskap i og med at de ikke nødvendigivis har behov for en hel stilling på alle områder der de trenger høyt utdannet personell. Det er vanskelig å tenke seg at en person har kompetanse på høyt faglig nivå innen flere områder og at en person kan dekke opp flere områder. Slike personer vil i alle tilfelle være svært attraktiv for flere aktører, og vil være ekstra krevende å rekruttere. Side 66

67 5.4 Investeringsomfanget utfordrer sektorens evne til koordinering og evne til å ta ny teknologi i bruk Betydelig koordineringsutfordring mellom myndigheter og aktører Den omstillingen av kraftsystemet vi står overfor innebærer som vi har vist store endringer på produksjons- og forbrukssiden. Det betyr også at det blir store endringer i nettet. Vi har tidligere også beskrevet at kraftsystemets særtrekk kompliserer omstillingen ytterligere og stiller strenge krav til koordinering mellom de mange aktører og myndigheter som berøres av endringer i kraftsystemet. Forenklet kan vi si at den overordnete prosessen knyttet til endringer i kraftsystemet kan deles inn i fire faser som vist i nedenstående figur. Figur 5.9: Overordnet planprosess i kraftsystemet Behovsanalysen kan beskrives som de samfunnsprosesser som skal identifisere behov for endringer i kraftsystemet som følge av endringer på produksjons- eller forbrukssiden. Denne skjer på tre ulike nivåer og omfatter en rekke aktører som vist i tabellen nedenfor. Tabell 5.12: Behovsanalysens ulike nivåer og aktører i Sør-Norge Antall aktører Planleggingsnivå Energiutredning Ca. 60 Kommunalt distribusjonsnett Kraftsystemutredning 7 Regionalt regionalnett Nasjonal kraftsystemutredning 1 Nasjonalt sentralnett Kilde: Det er særlig to koordineringsutfordringer som oppstår i denne fasen, nemlig koordineringen på tvers av nettområder og mellom ulike nettnivå. Mellom ulike nettområder. Det er nettselskapene som er ansvarlig for å utarbeide energiutredningene som skal kartlegge forventet utvikling av energibruken innenfor områdekonsesjonen. Med en fragmentert bransjestruktur følger også som vi har vist at det er svært mange små nettselskaper i Sør-Norge. Behovskartleggingen blir da begrenset til en kommune, noe som gjør at man også leter etter løsninger innenfor det samme begrensete geografiske området. Det innebærer at det blir vanskeligere å klarlegge om det kan finnes bedre tekniske og økonomiske løsninger på tvers av kommunegrensene. Mellom ulike nettnivåer. Det ligger i sakens natur at jo flere aktører som involveres, desto større blir utfordringene med å koordinere på tvers av planleggingsnivåene. Det vil særlig gjøre seg gjeldende i overgangen fra Energiutredning til de regionale Kraftsystemutredningene. Her kan også kvaliteten på utredningene være en utfordring. Ressursene i mange små nettselskaper er knappe og må spres på mange ansvarsområder. Mindre selskaper har dermed ikke samme mulighet til å utvikle spisskompetanse som større selskaper har. Dårlig kvalitet i Energiutredningen vil da også forringe kvaliteten i behovsanalysen i de andre planleggingsnivåene. Side 67

68 Når det gjelder det vi har kalt konseptvalgsfasen, så starter den ved at ulike aktører forhåndsmelder saker knyttet til endringer i kraftsystemet til NVE. NVE setter deretter igang en saksbehandling som bl.a. innebærer kontakt med tiltakshaver og høring med andre myndigheter og interessenter i saken. I denne fasen oppstår ytterligere to utfordringer, den ene å sikre koordinasjonen mellom produksjon, nett og forbruk og den andre er å velge mellom konkurrerende prosjekter fra ulike tiltakshavere. Tabell 5.13: Oversikt over antall saker og tiltakshavere hos NVE, per desember 2011 Antall saker Antall tiltakshavere Vannkraft Nett Vindkraft Kilde: NVE, Tabellen viser at det er svært mange tiltakshavere som har saker inne til behandling hos NVE. Når meldingen er behandlet, så blir det sendt inn en konsesjonssøknad og det skal gjennomføres ulike konsekvensutredninger som skal på høring. En sak skal på høring til alle berørte parter, herunder relevante departement, Direktoratet for Naturforvaltning, kommuner og fylkeskommuner, grunneiere osv. Deretter gis eventuelt konsesjon og en eventuell klagebehandling begynner som typisk vil involvere Olje- og energidepartementet og Miljøverndepartementet 12. En restrukturering vil medvirke til at det blir færre aktører. Det i seg selv reduserer koordineringsutfordringen både ved utarbeidelsen av behovsanalysen. En restrukturering vil også redusere antall saker som meldes inn og som blir konsesjonssøkt. Det er mange aktører som alle søker å optimalisere sine egne prosjektporteføljer innenfor produksjon. Et resultat vil være at mange av prosjektene ikke vil bli realisert som følge av manglende lønnsomhet, naturhensyn eller av andre årsaker. Det skaper uansett et merarbeid for regulatorer og mange andre aktører. Større selskap vil ha mulighet til å prioritere og koordinere produksjonsprosjekter utfra en langt større prosjektportefølje, hvilket vil redusere antallet konkurrerende prosjekter. Og endelig har større selskaper mulighet til å utvikle spisskompetanse på feltet som kan gi en høyere kvalitet i sakene som skal til behandling. Det vil i så fall redusere saksmengden og bidra til en raskere behandling. I sum, bør en kraftfull restrukturering av bransjen kunne medvirke til at koordineringsutfordringen kan reduseres og at vi dermed får en bedre og mer kostnadseffektiv omstiling av kraftsystemet enn med dagens struktur Evne til å ta ny teknologi i bruk Som det er beskrevet i tidligere kapitler, så innebærer omstillingen at en rekke nye løsninger og ny teknologi skal fases inn og tas i bruk i det norske kraftsystemet. Det gjelder AMS, nye IKT løsninger, vindkraft, småkraft, nær- og fjernvarme, samt utvikling og styring av smarte nett. Spredning av ny teknologi skjer normalt i tråd med en S-kurve som vist i figuren. I en tidlig fase vil det være svært få som tar en ny innovasjon i bruk. Etterhvert som teknologien modnes og beviser sin konkurransedyktighet i forhold til eksisterende løsninger, vil flere og flere ta i bruk løsningene med andre ord øker adopsjonstakten frem til et metningspunkt er nådd. Det er vist ved stigningen i Figur Kilde: Norconsult: Komparativ analyse av konsesjonsprosesser, 2010 Side 68

69 Figur 5.10: Spredning av ny teknologi Innfasing av ny teknologi og løsninger krever organisasjoner med både spiss- og breddekompetanse, tilstrekkelig kapital til å satse, samt tilstrekkelig kapasitet i organisasjonen til å gjennomføre mange parallelle prosjekter på en god måte. Skal det tas i bruk nye løsninger i kraftsystemet, så krever det aktører som i tillegg til finansielle og menneskelig ressurser også har forståelse av helheten og sammenhengene. Innføringen av AMS er et slikt eksempel, hvor det å ta i bruk de nye målerne også stiller nye krav til IKT-løsninger hos nettselskapene og dessuten kan bidra til endringer i forbruksmønstre som får betydning for dimensjoneringen av nettet. Det taler for at større enheter vil ha bedre forutsetninger for å ta i bruk ny teknologi og nye løsninger. En restrukturering bør derfor også muliggjøre at ny teknologi og nye løsninger raskere tas i bruk, slik at omstillingen av kraftssystemet både går raskere og mer kostnadseffektivt enn ellers. Side 69

70 Side 70

71 6 STRUKTURENDRING KAN GI STOR VERDISKAPINGSEFFEKT FOR EIERE OG SAMFUNN Etter en kraftig restrukturering av kraftbransjen frem til , har restruktureringen i norsk kraftbransje stanset opp. Men den norske kraftbransjen er fremdeles svært fragmentert i forhold til våre nordiske naboland. Det er særlig mange små nettselskap i Norge. En for fragmentert bransjestruktur vil gi en ineffektiv ressursutnyttelse og dermed svekket verdiskaping for eiere og samfunnet for øvrig. Vår hypotese er at en restrukturering av den norske kraftbransjen kan styrke bransjens evne til å håndtere den forestående investeringsbølgen. Vi har analysert hvilke synergieffekter som kan utløses gjennom en kraftig restrukturering av kraftbransjen i Sør-Norge ved å samle alle kraftselskapene i tre store selskap. Analysen viser at det samlet er mulig å utløse synergier til en nåverdi på mellom 17 og 46 mrd. NOK som vil bidra til å møte sektorens kapitalutfordring. Den største delen av verdien vil tilfalle eierne som i hovedsak er offentlige, men også forbrukerne vil kunne nyte godt av en mer rasjonell organisering i form av for eksempel lavere nettariffer. Videre vil større selskaper trolig kunne møte kompetanseutfordringen bedre gjennom å kunne tilby mer attraktive arbeidsplasser, ved bl.a. å kunne utvikle bredde- og spisskompetanse innenfor viktige områder. Færre og større enheter vil også medvirke til å lette koordineringsutfordringen både ved at det blir færre enheter som skal koordinere sin atferd, men også fordi selskapene kan gjøre mer helhetlige prioriteringer av prosjektporteføljene slik at de beste og mest lønnsomme prosjektene gjennomføres først. 6.1 Antall kraftselskaper ble halvert i perioden , og etter har det vært begrenset med endringer i den norske kraftbransjen Restrukturering i den norske kraftbransjen har vært et tilbakevendende tema i mange år. Det har vært en langsiktig politisk målsetting å etablere regionale energi- og infrastrukturselskaper for å sikre en effektiv og hensiktsmessig bransjestruktur. Strukturendringene har skjedd i ulike faser og med ulike virkemidler. Antall selskaper er dramatisk redusert fra 1960-tallet og frem til i dag. Den største reduksjon skjedde på slutten av 1960-tallet, men også senere har det vært en jevn reduksjon i antall kraftselskaper frem til rundt årtusenskiftet. De ti siste årene har antall selskaper vært relativt stabilt. Nedenfor redegjør vi nærmere for utviklingen frem mot 1990 og perioden fra 1990 og frem til i dag, samt de nåværende forskjellene i bransjestruktur mellom de nordiske landene. Figur 6.1: Reduksjon i antall kraftselskap siden 1960 Kilde: SSB Side 71

72 6.1.1 Politisk drevet restrukturering i perioden Fra tidlig på 1900-tallet ble den norske kraftforsyningen til alminnelig forbruk et kommunalt ansvar. Kraftforsyningen ble organisert innen en enkelt kommune, gjennom interkommunalt samarbeid eller av fylkeskommuner. I 1960 var det i alt 827 e-verk i Norge. I 50- og 60- årene ble antall e-verk redusert ved kommunesammenslåinger. Antall kommuner ble i denne perioden redusert fra over 700 til 454 i Utover 60-tallet pågikk det også en politisk diskusjon om hvordan kraftforsyningen kunne skje mest mulig rasjonelt og effektivt for å sikre lave strømpriser til forbrukerne. Flere utredninger fra NVE viste at det beste ville være en sammenslåing av e-verk til interkommunale eller fylkesvise e-verk. Tre hendelser ble viktig for den videre strukturelle utviklingen av de norske e-verkene: Den nye konsesjonsloven i 1969 ga rom for å vurdere distriktenes behov for elektrisk kraft og om anlegget fremmet en rasjonell kraftforsyning før det ble tildelt konsesjon. Dermed kunne myndighetene bestemme hvem som skulle gjennomføre en utbygging og stille krav til organisasjonsmessige endringer i selskaper som søkte konsesjon. Opprettelsen av Samkjøringen i 1970 som integrerte størstedelen av landet i et felles kraftsystem gjennom overføringslinjer mellom regionene og Sverige i Integreringen gjorde det mulig for myndighetene å koordinere utbyggingen for å sikre at utbygging av ny produksjon og nye overføringslinjer kunne skje mest mulig økonomisk og teknisk rasjonelt. Nye regler for statsstøtte til e-verk i 1972 dro i samme retning; det ble stilt krav til at e-verk som mottok statsstøtte skulle forplikte seg til å gå inn i større sammenslutninger dersom det var den mest rasjonelle løsningen for elektrisitetsforsyningen. Kravene medførte at enkelte regionale selskaper ble etablert gjennom en konsolidering av aktører Markedsdrevet restrukturering etter 1990 Ny energilov ble vedtatt av Stortinget i Den nye energiloven, som trådte i kraft 1. januar 1991, inneholdt ingen pålegg om strukturendringer, men baserte seg i stedet på en grunnleggende reform av systemet for omsetning av kraft. Etableringen av et kraftmarked, tredjeparts adgang i nettet og etter hvert et krevende nettreguleringsregime som skulle sikre økt effektivisering av nettvirksomheten ga nye utfordringer. Etableringen av de større kraftkonsernene som for eksempel BKK, Agder Energi, Lyse Energi, Eidsiva Energi, Hafslund og Skagerak Energi er et resultat av frivillige strukturelle prosesser i denne perioden. En av de viktigste drivkreftene var å etablere robuste offentlig eide enheter innen definerte regioner av en viss størrelse som effektivt kunne håndtere de langsiktige utfordringer og investeringsbehov energisektoren stod ovenfor. I tillegg var det viktig for regionene å få etablert attraktive kompetansearbeidsplasser og å unngå filialisering, slik tilfellet har vært i mange andre bransjer. Statkraft spilte i denne perioden en rolle knyttet til oppkjøp av kommunale eierandeler for å opprettholde fortsatt norsk eierskap. Statkraft kjøpte betydelig eierposter i selskaper som Agder Energi, Skagerak Energi, BKK og de overtok 100 prosent av eierskapet i Trondheim Energi. Oppkjøpene som Statkraft gjennomførte i denne perioden var et direkte resultat av at staten gjennom sine bevilgninger uttrykte en politisk vilje til at Statkraft skulle ta en aktiv rolle i den pågående restruktureringen av den norske kraftbransjen. I tillegg til direkte bevilgninger gjorde også staten klare prioriteringer i forhold til konkurransepolitiske hensyn, slik at transaksjonene lot seg gjennomføre. Side 72

73 6.1.3 Begrenset restrukturering i kraftbransjen etter år 2002/2003 Etter 2002/2003 har restrukturering i kraftbransjen vært begrenset. Statkrafts (og datterselskapers) muligheter til å kjøpe eierandeler i norske kraftselskaper er sterkt redusert av konkurransemessige hensyn. Økte kraftpriser har gjort det mer lønnsomt å sitte som eier og hjemfallsreglene har lagt kraftige begrensninger på mulighetene for å selge kraftproduksjon til andre enn offentlige eiere. Noen større transaksjoner er dog gjennomført de siste ti årene. Endringene i hjemfallsreglene var trolig en utløsende faktor for at Orkla/Elkem valgte å selge sine kraftverk i 2009 gjennom flere transaksjoner som til sammen utgjorde 6 mrd. NOK. Siso og Lakshola ble solgt til NTE og Østfold Energi og Bremanger til SFE, Tafjord og Sognekraft. Innen nettvirksomhet er det verdt å nevne TrønderEnergi sitt oppkjøp av Trondheim Energi Nett fra Statkraft i Det har også vært et økende salg av virksomhet som er definert utenfor kjernevirksomheten. Eksempeler på dette er: Agder Energis salg av fibervirksomheten i LOS Bynett og Bynett Privat Salget av Ventelo fra BKK, Troms Kraft, Agder Energi, NTE, Eidsiva og Lyse til EQT. Hafslunds salg av aksjene i teleselskapet Network Norway AS til Tele2 Sverige AB Som Figur 6.2 viser, består den norske kraftbransjen fortsatt av et stort antall aktører. Hele 129 nettselskaper i Norge har mindre enn kunder og gjennomsnittlig antall kunder for disse selskapene er helt nede i 6000 kunder. Til sammenligning vokser et selskap som Hafslund med omlag nye kunder hvert år på grunn av befolkningsvekst - uten å måtte gjøre vesentlige endringer i bemanningen av den grunn. Figur 6.2: Markedskonsentrasjonen i norsk nettvirksomhet Kilde: Europower, NVE Side 73

74 6.1.4 Norsk kraftbransje mer fragmentert enn i resten av Norden Eierskapet til den norske kraftbransjen er i dag i hovedsak offentlig, det vil si norske kommuner og fylker i tillegg til staten gjennom Statkraft og Statnett. Ved utgangen av 2009 disponerte Staten omlag 40 prosent av kraftproduksjonen gjennom blant annet sitt eierskap i Statkraft. Samlet var ca. 10 prosent av produksjonskapasiteten eid av private selskaper som Norsk Hydro og Hafslund, selskaper også har et stort innslag av offentlig eierskap. Det øvrige (50 prosent) eies av kommuner og fylkeskommuner. Distribusjon av strøm er en monopolvirksomhet som ikke er underlagt samme type eierskapsbegrensninger som produksjon av vannkraft. Denne virksomheten er til gjengjeld grundig regulert i forhold til både lønnsomhet og kvalitet. Til tross for at eierskapet i nettselskaper ikke er underlagt begrensninger, er det hovedsakelig kommunale/ fylkeskommunale eiere av denne type virksomhet i dag. Som Figur 6.3 viser er det fortsatt mange nettselskaper i Norge sammenlignet med de øvrige nordiske landene. Antall kunder per nettselskap er betydelig lavere i Norge enn i de øvrige landene. Konsentrasjonen i form av markedsandel for nettselskapene målt i antall kunder, viser at de fem største nettselskapene i Norge har økt markedsandelen fra 39 til 47 prosent som følge av restruktureringene rett i etterkant av år Fortsatt er imidlertid markedsandelen betydelig høyere for de fem største selskapene i de øvrige nordiske landene. Figur 6.3: Utvikling av antall nettselskaper i de nordiske landene Kilde: Estimert av basert på tall fra Europower og NVE (finske tall er fra 2000 og dermed usikre) Markedskonsentrasjon innen kraftproduksjon er langt mindre i Norge enn i de øvrige Nordiske landene. I Norge står de fem største selskapene for 57 prosent av produksjonen, mens tilsvarende tall for Sverige og Finland er 93 prosent. Tilsvarende tall for de fem største produsentene i Danmark er 74 prosent. I denne sammenheng er det verdt å merke seg at Norge utmerker seg også på sammensetning av produksjonstyper. Det at norsk kraftproduksjon er dominert av vannkraft som er geografisk spredt over hele landet, har hatt betydning for det spredte eierskapet. Spredningen i eierskapet vil også trolig øke i Sverige som følge av økt vindkraftutbygging og biokraft. Side 74

75 Når det gjelder sluttbrukerselskaper (salg av strøm) har det oppstått en rekke nye selskaper de siste årene, men markedskonsentrasjonen har likevel økt fra år 2000 til år 2010 i Norge. I Norge har de fem største selskapene 55 prosent av markedet. Markedskonsentrasjonen i Norge er fortsatt lavest i Norden, men forskjellene mellom de nordiske landene er ikke veldig stor. I Danmark som har den høyeste markedskonsentrasjonen i Norden, har de fem største sluttbrukerselskapene 64 prosent av markedet. Det norske sluttbrukermarkedet har hatt sterkest økning i markedskonsentrasjon siden år Det skyldes i stor grad Hafslunds etablering av Norges Energi og etableringen av Fjordkraft. Sluttbrukervirksomhet i Norge er preget av høy konkurranseintensitet og et begrenset marginpotensial, hvilket har medført at mange selskaper har slitt med å oppnå tilfredsstillende lønnsomhet. Ett av tiltakene for diversifisering har vært å utvide det geografiske satsingsområdet. Eksempler er Hafslunds kjøp av Göta Energi (100 prosent) og Energibolaget (49 prosent) i 2010 som har gitt tilgang til en kundemasse på omlag i Sverige. Dette er et strategisk valg for å posisjonere seg i forkant av det kommende felles nordiske sluttbrukermarkedet. Etablering av større enheter vil kunne være en viktig konkurransefaktor for å klare å opprettholde høy kundeservice og lave kostnader i fremtiden. 6.2 Hvordan kan restrukturering bidra til økt verdiskaping? Restrukturering av kraftbransjen kan bidra økt verdiskaping både for eierne og for samfunnet, ved å gjøre det lettere å løse de utfordringene bransjen står ovenfor. Den formidable investeringutdfordringen medfører en ressursutfordring knyttet til både kapital og mennesker, samt stiller store krav til samhandlingsevne i bransjen. Det faktum at den norske kraftbransjen er langt mer fragmentert enn kraftbransjene i de øvrige nordiske landene og de enkelte aktørene er gjennomsnittlig mye mindre enn for eksempel i Sverige, gjør investeringsutfordringen enda mer krevende. En lite optimal bransjestruktur medfører ineffektiv ressursutnyttelse og vil derfor påføre det norske samfunnet et verditap Hvordan kan strukturendringer øke bransjens evne til å gjennomføre investeringsutfordringen? Vår hypotese er at en restrukturering av den norske kraftbransjen kan styrke bransjens evne til å håndtere den forestående investeringsbølgen. Hovedårsaken er at større enheter vil styrke finansieringsevnen, øke evnen til å etablere sterke fagmiljøer med spesialisert og bred kompetanse og bidra til å redusere koordineringsutfordringen. Figur 6.4: Hypoteser om struktureffekter Kilde: Side 75

76 Kapital - kraftselskapene kan øke den årlige verdiskapingen gjennom enten å øke inntekter eller redusere kostnader. Synergiuttak ved strukturendringer kan bidra til både reduserte kostnader og økte inntekter. Kompetanse kompetanseknapphet er en reell utfordring for kraftbransjen etter mange år med lav investeringstakt. Kompetanseknappheten kan enten løses gjennom tettere samarbeid/allianser eller restrukturering. En restrukturering vil skape størst kontroll over oppbygging av robuste fagmiljøer på kritiske funksjoner. Små miljøer vil bli mer sårbare og i større grad avhengige av eksterne leverandører. Koordinering en effektiv gjennomføring av investeringsutfordringen krever tett koordinering mellom nett og produksjonsmiljøer, samt tett koordinering mot systemansvarlig og konsesjonsmyndigheter. Dette er, i henhold til de intervjuer vi har foretatt, i varierende grad velfungerende i dag. En viktig problemstilling er hvem som skal ta helhetlige beslutninger for sektoren/regioner. Et eksempel på konsekvensen av dagens fragmenterte struktur er at NVE må foreta en omfattende gjennomgang og prioritering av konsesjonssøknader. Større enheter vil kunne gjøre mer helhetlige prioriteringer av deres prosjektporteføljer slik at de beste og mest lønnsomme prosjektene gjennomføres først. Færre og større enheter ville kunne redusere presset på NVEs konsesjonsbehandling ved at færre søknader ble fremmet som følge av bedre koordinering. Nedenfor vil vi beskrive hvordan restrukturering prinsipielt kan bidra til økt verdiskaping gjennom realisering av synergigevinster. I kap. 6.3 vil vi eksemplifisere synergipotensialet for kraftbransjen i Sør-Norge gjennom utvalgte case. I enhver bransje er antall aktører og størrelse på aktørene av betydning for verdiskapingspotensialet. Dersom en bransje preges av for få og for store aktører, er det en risiko for manglende konkurranse og superprofitt. Dersom en bransje preges av for små og for mange aktører, er det en risiko for ineffektiv ressursutnyttelse. Den norske kraftbransjen er preget av at det fortsatt er svært mange aktører av begrenset størrelse. Generelt vil selskapssammenslåinger kunne medføre tre typer operasjonelle gevinster, som alle vil kunne bidra til resultatforbedring både gjennom kostnadsreduksjon og/eller inntektsøkninger: Stordriftsfordeler, kompetansefordeler og samordningsgevinster. Se egen faktaboks for nærmere beskrivelse av de ulike operasjonelle gevinstene. I neste avsnitt har vi med utgangspunkt i ovenstående generelle beskrivelse av mulige synergigevinster ved bedriftssammenslåinger forsøkt å konkretisere mulige gevinstpotensial innen kraftbransjen. Analysen bygger både på våre erfaringer fra sammenslåingsprosjekter og på intervjuer med de største kraftkonsernene i Sør-Norge angående deres erfaringer fra tidligere fusjonsprosesser. Side 76

77 Mulige operasjonelle gevinster ved sammenslåinger Stordriftsfordeler (economics of scale) innebærer at relative kostnader per enhet produsert kan reduseres ved større enheter. Det kan også innebære at større enheter har økt evne til inntektsgenerering. Eksempler på slike synergier er: Fjerne dupliserende funksjoner og utnytte tilgjengelige ressurser mer effektivt Optimalisering av drift og vedlikehold i hele verdikjeden gjennom å etablere operasjonell kritisk masse Optimalisere drift i et geografisk område (f.eks. et vassdrag) Økt forhandlingsmakt knyttet til innkjøp av varer og tjenester, og profesjonalisering av bestillerrollen Økt kredittverdighet ettersom størrelse i seg selv teller positivt i kapitalmarkedene. I tillegg vil den finansielle kapasiteten øke i takt med markedsverdien av realiserbare synergier Redusert sårbarhet på både kritiske funksjoner og kompetanseområder Økt størrelse gir forsterket posisjon knyttet til påvirkning av rammebetingelser og samspill med bransjen for øvrig. Kompetansefordeler (economics of skill) innebærer at det fusjonerte selskapet vil kunne utnytte det beste fra hvert av selskapene som inngår i fusjonen og således øke kompetansebasen og forbedre det samlede selskapets arbeidsprosesser. Eksempler på slike synerger er: Økt operasjonell dyktighet gjennom å lære av beste praksis fra hverandres arbeidsprosesser (ta det beste fra alle fusjonspartnerne) Forbedret arbeidskultur, gjennom å identifisere hvilke av hverandres kulturelementer som bidrar positivt til verdiskaping og forsøke å forsterke disse i det fusjonerte selskapet Hevet teknologisk plattform gjennom å utnytte de beste teknologiske løsninger fra hver av fusjonspartnerne Økt forretningsutviklingskapasitet og innovasjonskraft i hele verdikjeden Samordningsgevinster (economics of scope) innebærer at selskaper med bredere geografisk og virksomhetsmessig sammensetning vil kunne skape synergier på tvers av geografiske områder og virksomhetsområder. Eksempler på slike synergier er: Bedre investeringsbeslutninger som konsekvens av at en større aktør vil kunne prioritere de beste prosjektene ut i fra et helhetlig ståsted uavhengig av for eksempel geografiske grenser (f.eks. kommune-/fylkesgrenser) og/eller virksomhetssammensetning (f.eks. ikke er tilstede i hele verdikjeden). Utnyttelse av operasjonelle synergier mellom virksomhetsområder. Dette innebærer at resultatmargin innen ett virksomhetsområde vil kunne påvirkes positivt av aktiviteten i et annet virksomhetsområde gjennom felles utnyttelse av ressurser. Økt evne til forretningsutvikling og innovasjon som følge av breddekompetanse i større konsern Økt bredde (både geografisk og i kraftverdikjeden) vil kunne gi mulighet til et mer helhetlig og forenklet samspill med regulator og systemansvarlig. Side 77

78 6.2.2 Vurderinger av synergieffekter i kraftproduksjon Synergieffektene i kraftproduksjon er knyttet til tre hovedområder: inntekter, kostnader og investeringer. Inntektssynergier kan realiseres: Gjennom bedre vannhusholdning. Det å ha kontroll på samtlige kraftverk i et vassdrag vil som regel gi muligheter til mer rasjonell drift og derfor økte inntekter sammenliknet med om eierskapet er fragmentert. Årsaken er den muligheten felles eierskap gir for bedret koordinering av produksjonen i hele vannstrengen. Det vil ved et samlet eierskap i større grad være mulig å flytte produksjon fra perioder med lave priser til perioder med høye priser. Et samlet eierskap innebærer å ikke lenger maksimere inntekten for hvert kraftverk enkeltvis, men inntekten i hele vassdraget (vannstrengen). De potensielle inntektssynergiene ved bedret koordinering vil påvirkes av prisvariasjonene over døgnet og sesongen, magasin og effektkapasitet, tilsig, og begrenses av konsesjoner og reguleringsbestemmelser. Gjennom optimalisering av engrohandel/trading. Mer spesialiserte og robuste fagmiljøer (kritisk masse) med økt kapasitet til analyse og strategiutvikling kan skape merverdier knyttet til krafthandel gjennom å utnytte kompetansefordeler i et krevende og svært volatilt kraftmarked. Gjennom økt evne til FoU og kommersialisering av nye forretningsmuligheter. På samme måte som innen krafthandel kan et mer robust teknisk fagmiljø (kritisk masse) skape kommersielle muligheter som mindre aktører ikke i samme grad vil evne å utnytte på grunn av manglende kapasitet. Større enheter kan redusere kostnadene innen drift og vedlikehold av kraftanlegg. Driften kan rasjonaliseres gjennom fjerning av dobbeltfunksjoner, antall driftssentraler kan reduseres og beredskapsorganisasjonen kan samles. Noen eksempler på kostnadsbesparelser er: Innkjøpskostnadene kan reduseres ved kvantumsrabatter og økt forhandlingsstyrke. I tillegg vil et større selskap ha bedre forutsetninger for å utnytte stordriftsfordeler innen logistikk og standardisering av innkjøpsrutiner. Erfaringsmessig er det mulig å redusere innkjøpskostnadene med i størrelsesorden 5-10 prosent gjennom skalafordeler. Drift, vedlikehold og produksjonsplanlegging kan oppnå lavere kostnader gjennom fjerning av dobbeltfunksjoner samt bedre tilgang på kompetanse i større miljøer. Erfaringsmessig utgjør innsparingspotensialet knyttet til drift, vedlikehold og produksjonsplanlegging i størrelsesorden 0,2 0,4 øre/kwh. Det utgjør i størrelsesorden prosent av produksjonskostnadene, som ofte anslås til å være i størrelsesorden 2-4 øre/kwh. Engroshandel, finansiell handel og markedsagering: Et sammenslått selskap vil kunne effektivisere gjennom bedre ressursutnyttelse (fjerning av dobbeltfunksjoner) spesielt knyttet til oppgjørsfunksjoner. Etablering av større kompetansemiljøer vil også gjøre det enklere å tiltrekke ny kompetanse. Totalt sett er det likevel relativt begrensede kostnadssynergier knyttet til krafthandel. Administrasjon og støttefunksjoner: For alle virksomhetsområdene vil det være et betydelig potensial for å fjerne doble funksjoner innen administrasjon og støttefunksjoner ved større enheter. Vi vil anta at opp mot prosent av slike kostnader kan reduseres ved sammenslåinger. Totalt sett har vi anslått potensialet for kostnadssynergier å være i størrelsesorden prosent av påvirkbare driftskostnader. Intervjuer med kraftprodusenter som har gjennomført større sammenslåinger bekrefter at de i etterkant av fusjonen har evnet å ta ut mellom prosent i kostnadsreduksjoner (målt i reelle kroner). Det er mange år siden det har vært gjennomført større sammenslåinger i Sør-Norge, så selv om det tidligere er realisert store kostnadseffektiviseringer har vi lagt til grunn at det fortsatt eksisterer et betydelig effektiviserings- og forbedringspotensial Side 78

79 gjennom blant annet utnyttelse av beste praksis og en optimal organisering. Effektiviseringspotensialet vil imidlertid ikke være like stort som det var før den nedbemanningen og outsourcingen som skjedde på 90-tallet. Større enheter vil forventningsmessig også kunne gjennomføre investeringsprosjekter mer kostnadseffektivt enn flere små aktører som opererer uavhengig av hverandre. Dette gjelder både reinvesteringer og nye prosjekter. Gevinstene vil være knyttet til: Bedre betingelser ved innkjøp av utstyr og tjenester, standardisering av utstyr, bedre logistikk og samordning av planleggingen. Større enheter vil også kunne gjennomføre en mer helhetlig prioritering av prosjekter enn mindre aktører hver for seg har anledning til. Mer helhetlig prioritering er spesielt vesentlig i vassdrag der flere aktører er representert. I prinsippet skal reguleringsforeningene koordinere investeringer i vassdragene, men funksjonen til foreningene varierer mye. Det er derfor rimelig å anta at ett selskap som kontrollerer hele vannstrengen kan gjennomføre investeringer mer rasjonelt enn flere små enheter som er koordinert gjennom foreninger. Vi mener et forsiktig anslag på mulige besparelser i investeringsprosjekter vil kunne være i størrelsesorden 5-10 prosent av de årlige investeringene. I tiden fremover mot 2020 er det også avgjørende at prosjektering og planlegging av både ny nettinfrastruktur og ny produksjon skjer på en hensiktsmessig måte. Dersom ting ikke skjer i riktig rekkefølge fremover, vil mange aktører kunne gå glipp av store investeringsmuligheter. Eksempel på dette er behov for investering i en ny transformatorstasjon for å kunne gjennomføre småkraftinvesteringer i et bestemt området Synergier i nettvirksomhet Den delen av bransjen som i størst grad preges av fragmentert eierskap er nettvirksomheten. Pareto Securities analyse av norske nettselskaper fra 2011 viser at de minste nettselskapene har: Lavere avkastning på nettkapitalen enn de store Høyere nettleie enn de store Hyppigere og lengre avbrudd enn de store Side 79

80 Figur 6.5: Avkastning og nettleie i nettselskaper av ulik størrelse Kilde: Pareto Securities Myndighetenes regulering av nettvirksomheten skjer blant annet gjennom inntektsreguleringen som skal sørge for at nettet som benyttes til overføring av elektrisk energi driftes, utnyttes og utvikles på en samfunnsmessig rasjonell og effektiv måte. Reguleringen gjør blant annet bruk av normkostnader, slik at nettselskapene skal få incentiver til å kostnadseffektivisere. Selskapenes evne til kostnadseffektivisering vil i mange tilfeller være avhengig av størrelse. Størrelse er ikke bare viktig for nettvirksomheten, men for alle virksomhetsområder i kraftbransjen. Paretos analyse av nettselskapenes økonomiske rapportering til NVE viser store effektivitetsforskjeller mellom enehetene i denne bransjen. Det blir pekt på flere potensielle årsaker til at bransjen ikke har lykkes med å realisere økt konsolidering: Tap av inntektsramme ved fusjoner. En fusjon vil som oftest resultere i reduksjon av samlet inntektsramme, selv etter en engangskompensasjon som delvis dekker dette tapet. NVE har imidlertid varslet endringer på dette punktet, slik at selskaper som fusjonerer ikke skal tape på dette. Tilskudd til utjevning av nettleie. Gis til kunder som har høyest nettleie og kan føre til redusert press for konsolidering blant selskaper som er omfattet av dette tilskuddet. Frykt for tap av lokale arbeidsplasser og innflytelse. Utbygging, drift og vedlikehold av nettinfrastrukturen er av samfunnskritisk betydning og det settes derfor strenge krav til leveringssikkerhet. Økende klimatiske utfordringer er ett eksempel på de utfordringene denne bransjen må håndtere og som vil kreve mer av bransjen fremover. Som et tiltak for å øke leveringssikkerheten fremover, har myndighetene vedtatt å innføre en kompetanseforskrift som stiller spesifikke krav til nettselskapenes bemanning. Det paradoksale i dette er at kravene til de største nettselskapene med best leveringssikkerhet og lavest nettleie er de strengeste, mens de små nettselskapene som har dårligst leveringssikkerhet har mindre strenge krav til bemanning. Side 80

81 En konsolidering av nettselskapene i Norge slik at vi får færre og større enheter vil være et viktig bidrag til økt leveringssikerhet i form av mer robuste fagmiljøer og økt kapasitet til planlegging, drift og beredskap. Disse synergiene vil trolig være av stor betydning for bransjen fremover, men er krevende å kvantifisere. Samtidig som en konsolidering vil kunne medføre mer robuste fagmiljøer, vil det også kunne medføre en betydelig konstnadseffektivisering og utjevning av nettleien hvilket er i tråd med politiske målsetninger. Gjennom sammenslåinger vil nettselskapene kunne redusere de påvirkbare driftskostnadene. De påvirkbare driftskostnadene består av: Lønn og andre personalkostnader Andre driftskostnader Interne tjenester Andel felleskostnader fra konsern Denne effektivitetsgevinsten vil medføre både lavere nettleie og økt overskudd i nettselskapene, som følge av at inntektsreguleringsmodellen over tid vil reflektere at selskapet har oppnådd lavere driftskostnader og dermed vil få en lavere inntektsramme. Inntektsrammen skal dekke kostnader til drift og vedlikehold og over tid gi en normalavkastning på investert kapital. Erfaring fra sammenslåinger generelt tilsier at kostnadsgevinster ofte kan deles i to hovedgrupper; direkte avskallingsgevinster (fjerning av dupliserende funksjoner osv) og restruktureringsgevinster (prosessforbedring, strukturendringer osv). Av kostnadene det er mulig å redusere (påvirkbare kostnader), har vi med utgangspunkt i erfaringsgrunnlag lagt til grunn gevinstpotensialer i nettselskaper som vist i Figur 6.6. Figur 6.6: Illustrasjon av potensial for kostnadssynergier i nettselskaper Kilde: Nedenfor har vi illustrert en tradisjonell inndeling av arbeidsprosesser i ett nettselskap. Det eksisterer synergimuligheter i alle ledd av et nettselskaps arbeidsprosessen, men omfanget varierer betydelig. Side 81

82 Figur 6.7: Arbeidsprosesser i et nettselskap Kilde: Basert på intervjuer med nettselskaper som har gjennomført betydelige restruktureringer og fusjoner, er følgende tiltak trukket frem som de med størst synergipotensial: Helhetlig prosjektering og planlegging, samt forsterking av viktige fagmiljøer. Samordning av investeringer i større geografiske områder på tvers av dagens fragmenterte eierstruktur vil kunne gi samfunnsøkonomiske gevinster. Felles driftssentral - bygge et teknisk og kompetansemessig fagmiljø for fremtiden. Blant annet viktig ved håndtering av mer ekstremvær. Erfaringer har vist at etablering av felles driftssentral har ført til mer effektiv drift, økt forsyningssikkerhet, økt samhandling, forbedret kommunikasjon og redusert sårbarhet. Motargumentet mot gjennomføring av disse prosessene var at man mistet lokal kunnskap, men erfaring har vist at det å systematisere informasjon og tilgjengeliggjøring via data (bl.a. elektronisk kart) har bidratt til redusert sårbarhet og bedret informasjonsflyten. Disse tiltakene har også redusert avhengigheten av enkeltpersoner. Felles beredskapsordning har redusert antall oppmøtesteder og effektivisert beredskapsordningen. Innføring av en effektiv bestiller/utfører modell knyttet til netteiers bestiller rolle. Produktifisering av alle tjenester som skal kjøpes inn bidrar til standardisering og skaper mer forutsigbare og transparente priser per produkt/tjeneste. Mange store nettselskaper har innført dette det siste ti-året, mens de mindre trolig fortsatt har et betydelig potensial for effektivisering. Endringene har medført økt standardisering av tjenesteleveranser og dermed enklere for flere markedsaktører å delta. Samlet sett har det medvirket til lavere kostnader og god kvalitet. Innføring av AMS og økte krav til IKT løsninger setter store kompetanse og kapasitetskrav til nettselskapene. Aktørene peker på at dette vil være et viktig område for å ta ut synergier fremover for å kunne gjennomføre implementeringen til lavest mulig kostnad uten at det går ut over kvaliteten. Økt finansiell kapasitet i et større konsern nettselskapet kan tåle perioder med høye investeringer og lav likviditet gjennom bruk av konsernets finansielle muskler Side 82

83 Eksempel på konstnadsynergier i kraftbransjen: Fusjon mellom Hafslund Nett og Viken Energinett Nedenfor har vi vist et eksempel på realisering av kostnadssynergier i kraftbransjen. I perioden 2002 til 2005 i etterkant av fusjonen mellom Hafslund og Viken Energinett realiserte Hafslund en kostnadsreduksjon i størrelsesorden 40 prosent. Nedgangen i driftskostnader skyldes i hovedsak: Nedbemanning med 30 prosent Samordning av flere aktiviter. Eks. samlet Hafslund alle driftssentralene på Smestad. Konkurranseutsetting som medførte at de fikk kjøpt tjenester prosent rimeligere enn før prosessen ble igangsatt Sterkt fokus på kost/nytte. Ingen aktivitet blir iverksatt (med unntak av direkte pålegg) uten nøye vurdering av inntjening. Utvikling av driftskostnader i Hafslund Nett fra 2002 til 2005 Kilde: Hafslund selskapspresentasjon Synergimuligheter i konsernfunksjoner og øvrige virksomhetsområder Det ligger åpenbare synergimuligheter gjennom reduksjon av antall selskaper og derav antall ledergrupper, kontorbygg, ansatte i administrative støttefunksjoner og andre aktiviteter som påvirker selskapenes felleskostnader. Vi har i våre estimater lagt til grunn et effektiviseringpotensial på prosent av påvirkbare driftskostnader i hele virksomheten, dvs. alle virksomhetsområder og konsernfunksjoner. Estimatet er en forenkling, men er trolig et konservativt anslag sett i forhold til de faktiske konsekvenser av for eksempel å innlemme en rekke mindre nettselskaper i et større kraftkonsern. Som tidligere nevnt, øker Hafslunds kundemasse innen nett med ca kunder årlig uten at dette vesentlig påvirker behovet for å endre bemanningen. Som analysen ovenfor viser, er det 129 nettselskaper i Norge med færre enn kunder og snitt antall kunder for disse selskapene er kun Innlemmelse av de mindre nettselskapene i større regionale kraftkonsern vil med utgangspunkt i et slikt resonnement frigjøre det meste av dagens ressursbruk i de mindre nettselskapene. Det tror vi ikke er realistisk, og har derfor valgt å legge til grunn det angitte synergipotensialet for å illustrere gevinstene for bransjen ved økt konsolidering. Vi har spesifikt redegjort for synergimuligheter innen nett og produksjonsvirksomheten der de største investeringsutfordringene ligger. Øvrige virksomhetsområder som sluttbrukersalg av strøm og bredbåndstjenester, samt entreprenørvirksomhet kjennetegnes også av store muligheter for stordriftsgevinster. Disse finnes i form av mer kostnadseffektiv drift, men også i form av økt Side 83

84 inntjeningspotensial gjennom forretningsutvikling og innovasjon. Eksempler på områder som representerer betydelige kostandssynergier er drift og vedlikehold av IT-systemer, salg og markedsføring, kundeservice samt måling, avregning og fakturering. Eksempler på kompetanseområder som kan bidra til økt inntjening og hvor kraftbransjen tradisjonelt har vært relativt lite utviklet er markedsføring, produktifisering og prising, merkevarebygging, kundehåndtering og salg. Alle virksomheter som er rettet mot sluttbrukermarkeder vil kunne øke inntjeningen ved å ha robuste og faglig sterke kompetansemiljøer innen de nevnte kompetanseområdene. Kraftbransjens evne til å tiltrekke seg kompetent personell nettopp innen disse kompetanseområdene kan styrkes gjennom etablering av større enheter. 6.3 Vurdering av tre caser for strukturendringer i Sør-Norge Metode For å illustrere synergipotensialet ved å gjennomføre en restrukturering av kraftbransjen i Sør- Norge har vi laget tre case hvor vi har fordelt alle selskapene. Disse casene er: Sørkraft omfatter selskapene Agder Energi, Skagerak Energi og ni andre kraftselskaper i Telemark Østkraft omfatter selskapene Hafslund, EB, Akershus Energi, Østfold Energi, E-CO Energi og 20 andre kraftselskaper i Buskerud, Østfold og Akershus. Vestkraft omfatter selskapene BKK, Lyse Energi, Haugaland Kraft, SKL og 20 andre kraftselskaper i Hordaland og Rogaland. Inntektssynergier er ikke forsøkt kvantifisert annet enn å vise til ett tidligere eksempel fra Østlandet knyttet til mer optimal vannhusholdning. Kostnadssynergier er estimeret med utgangspunkt i påvirkbare driftskostnader for alle kraftselskaper innen de utvalgte geografiske områder. De påvirkbare driftskostnadene er i hovedsak kostnader til lønn og personal, samt andre driftskostnader. Vi har beregnet det årlige innsparingspotensialet i de ulike virksomhetene på følgende måte: Årlig innsparingspotensial = Totale påvirkbare driftskostnader * prosent innsparing * (1- gjennomsnittlig skatteprosent) Den prosentvise innsparingen er anslått på bakgrunn av anslag på rimelige intervaller for synergipotensial som ble presentert tidligere i kaptitelet, samlet sett på prosent. For å beregne nåverdien av det årlige innsparingspotensialet har vi benyttet følgende metode: Nåverdi = Årlig innsparingspotensial (2012-kroner) etter skatt / Diskonteringsrente (reell etter skatt) Vi har lagt til grunn en gjennomsnittlig effektiv skattesats på 40 prosent for alle selskapene i casene. Diskonteringsrenten for vertikalintegrerte selskaper er satt til 5,0 prosent reelt etter skatt og for rene nettselskaper til 3,5 prosent reelt etter skatt. Vi har da lagt til grunn et langsiktig rentenivå som baserer seg på historisk realrente og forventet inflasjon, dvs i størrelsesorden 4-5 prosent nominelt. NVEs normavkastning beregnes ut i fra 5 årig statsrente som for tiden er svært lav, hvilket ville gitt et betydelig lavere avkastningskrav. Det har vi ikke valgt å legge til grunn ved beregning av nåverdien av synergipotensialet. Mange av de estimerte kostnadsreduksjonene innebærer at det fjernes stillinger. Slike nedbemanningsprosesser medfører som regel engangskostnader knyttet til kompensasjon for de Side 84

85 stillinger som fjernes. I denne overordnede analysen av synergier har vi sett bort i fra slike og øvrige restruktureringskostnader. I tillegg til kostnadssynergier knyttet til påvirkbare driftskostnader har vi også estimert potensielle synergier knyttet til finansiering. I store trekk oppnår de største kraftselskapene en rating mellom A- og BBB+ i dag, og lånene prises relativt likt når de blir lagt ut i markedet. De mindre selskapene vil trolig ha en utfordring med å oppnå like gode betingelser som de største. Vi har derfor antatt at en fusjon i de nevnte casene vil kunne medføre at de mindre kraftselskapene oppnår bedre finansieringsbetingelser enn i dag, illustrert ved at de justeres opp en til to rating notcher (eksempelvis fra BBB til A-). Med utgangspunkt i at vi kun har valgt å estimere forbedringspotensial for de mindre selskapene utgjør gevinstene i kroner relativt beskjedne størrelser. Effektene er derfor summert sammen med potensielle samordningsgevinster knyttet til gjennomføring av investeringer. Til sist har vi estimert potensielle synergigevinster ved bedre samordning av investeringer. Dette har vi gjort ved å ta utgangspunkt i estimerte investeringsnivåer for hvert case i perioden og antatt at de samlede selskapene vil kunne oppnå 5-10 prosent besparelser ved mer optimal samordning av investeringer. Metoden gir et grovt anslag på de verdiene samfunnet som helhet vil spare på at kraftbransjen struktureres på en mer rasjonell måte. Den største delen av verdien vil tilfalle eierne som i hovedsak er offentlige, men også forbrukerne vil kunne nyte godt av en mer rasjonell organisering i form av for eksempel lavere nettariffer. Vi tar forbehold om at dette er en overordnet analyse som ikke tar hensyn til individuelle forskjeller i topografi, befolkningsmønster, allerede gjennomførte eller iverksatte tiltak, etc Sørkraft I tabellen nedenfor har vi oppsummert nåverdien av de overordnede synergianslag for caset Sørkraft fordelt på hhv. påvirkbare driftskostnader, investeringer og finansiering. Samlet sett har caset Sørkraft et estimert synergipotensiale med nåverdi i størrelsesorden 5 til 15 mrd. NOK. Avvik i summer skyldes avrunding til hele milliarder. Tabell 6.1: Nåverdi av synergipotenstiale for Sørkraft. Mrd kroner Sørkraft Påvirkbare driftskostnader 4 12 Investeringer og finansiering 1 2 Kilde: Totalt 5 15 Vi vil gå nærmere inn på hvordan hvert av tallene i tabellen er estimert. De samlede påvirkbare driftskostnadene i caset Sørkraft er i størrelsesorden 3,5 mrd. NOK. Med utgangspunkt i de synergimuligheter som er diskutert ovenfor har vi anslått at et synergipotensial på prosent vil utgjøre anslagsvis mill. NOK årlig etter skatt med en nåverdi i størrelsesorden 4-12 mrd. NOK. Side 85

86 Tabell 6.2: Årlig synergipotensial for påvirkbare driftskostnader i caset Sørkraft. Mrd kroner Agder/Skagerak Øvrige Telemark Sørkraft Påvirkbare driftskostnader 3,2 0,3 3,5 10 % 0,2 0,02 0,2 (Nåverdi: 4 mrd. NOK) 20 % 0,4 0,04 0,4 (Nåverdi: 8 mrd. NOK) 30 % 0,6 0,05 0,6 (Nåverdi: 12 mrd. NOK) Kilde: Beregninger utført av basert på tall fra årsrapporter og Europower For å vurdere rimeligheten av synergianslagene på prosent har vi foretatt en analyse av forskjellene i påvirkbare driftskostnader per kunde i distribusjonsnettet basert på NVE tall fra de selskapene som inngår i Sørkraft. I Figur 6.8 har vi illustrert sammenligningen grafisk. Analysen viser at de mindre selskapene i Telemark i gjennomsnitt er 1556 NOK per kunde dyrere enn gjennomsnittet av Agder og Skagerak. Forskjellen tilsvarer 54 prosent av dagens gjennomsnittlige kostnader per kunde hos de mindre nettselskapene. Benytter vi dette forholdstallet slik at de åtte mindre nettselskapene i Telemark blir gjennomsnittlig like kostnadseffektive som snittet av Agder og Skagerak 13, oppnås en årlig besparelse etter skatt på 104 mill. NOK (nåverdi 2 mrd. NOK. Besparelsen er et betydelig høyere prosentvis gevinstpotensial enn vi har lagt til grunn i analysen ovenfor. Vi tror potensialet er prosentvis størst hos mindre selskaper, mens kroneverdien av gevinstene er større fra de store selskapene. Figur 6.8: Påvirkbare driftskostnader per distribusjonsnett sør i Sør-Norge (2009) Kilde:NVE 2009 D_Nett 13 Skagerak Nett hadde i 2009 et atypisk år med lavere kostnader enn foregående år. Summerer vi de påvirkbare kostnadene for 2008 og 2009 blir gjennomsnittet rundt 280 MNOK, dvs. rundt 100 MNOK kroner mer enn i Det gir i så fall gi en kostnad per kunde på 1565 NOK. Side 86

87 Videre har vi summert den rentebærende gjelden pr for de selskapene som er lagt inn i analysen, som totalt beløper seg til 12 mrd. NOK. Både Agder og Skagerak har i dag en høy kreditt rating (A-) og vil trolig ha begrenset synergipotensial knyttet til finansieringsbetingelser ved en eventuell fusjon. De mindre kraftselskapene i Telemark har trolig en lavere kredittverdighet enn Agder og Skagerak. Hvis disse selskapene inngår i et Sørkraft og dermed oppnår like gode finansieringsbetingelser som de største gjør i dag, forbedres rentebetingelser med basispunkter. Dette utgjør et årlig gevinstpotensial etter skatt i størrelsesorden til NOK hos de mindre kraftselskapene. Målt i nåverdi utgjør dette mill. NOK. Tabell 6.3: Synergipotensial for finansiering i caset Sørkraft. Mrd kroner Agder/Skagerak Øvrige Telemark Sørkraft Rentebærende gjeld 12 0,4 12,4 Opp en rating notch (30 bp) Opp to rating notch (60 bp) 0 (Nåverdi: 0,02 mrd. NOK) 0 (Nåverdi: 0,04 mrd. NOK) Kilde: Beregninger utført av basert på tall fra årsrapporter og Europower Vi har også antatt at et fusjonert Sørkraft kan oppnå synergigevinster ved optimalisering av investeringer både i forhold til prosjektgjennomføring og innkjøpskostnad. I perioden har vi estimert det samlede investeringsnivået til å være i størrelsesorden 22,5 mrd. NOK (2012- kroner). Det inkluderer både nødvendige reinvesteringer i nett og produksjon, samt nyinvesteringer knyttet til utbygging av ny kraftproduksjon og tilhørende nettinfrastruktur ( må og bør investeringer). Vi har lagt til grunn at det er mulig å hente ut et gevinstpotensial i størrelsesorden 5-10 prosent ved en optimal samordning og gjennomføring av disse investeringene. Optimalisering av investeringer utgjør i størrelsesorden 1-2 mrd. NOK i perioden. Tabell 6.4: Synergipotensial for investeringer i caset Sørkraft. Mrd kroner Sørkraft Investeringer i perioden ,5 5 % besparelse 1 10 % besparelse 2 Kilde: Beregninger utført av basert på tall fra årsrapporter og Europower Vi har ikke forsøkt å kvantifisere potensialet for inntektssynergier i caset Sørkraft. Vi legger til grunn at et Sørkraft vil disponere betydelige ressurser i form av både kompetanse og finansiell styrke, slik at forutsetningene for inntektssynergier er tilstede. Et område som vanligvis kan representere et synergipotensial er optimalisering av vannhusholdning i felleseide kraftverk innenfor et vassdrag. Basert på intervjuer med aktørene er det lite som tyder på et det er vesentlige gevinster å hente i de vassdragene som er aktuelle for Sørkraft. Arendalsvassdraget er ett eksempel på et felleseid vassdrag i denne regionen. Men dersom et Sørkraft hadde hatt 100 prosent eierskap til alle kraftverkene i dette vassdraget, er det ikke gitt at det ville vært mulig og hensiktsmessig å disponere vannet annerledes enn i dag. Side 87

88 6.3.3 Østkraft Tabell 6.5 viser nåverdien av de overordnede synergianslag for caset Østkraft. Samlet sett har caset Østkraft et estimert synergipotensiale med nåverdi i størrelsesorden 7 til 17 mrd. NOK. I tillegg til synergiene i tabellen, er det antydet et synergipotensial ved at kraftstasjonene i de enkelte vassdragene er eid av en og samme aktør på rundt 0,2 mrd NOK. Tabell 6.5: Nåverdi av synergipotenstiale for Østkraft. Mrd kroner Østkraft Påvirkbare driftskostnader 5 14 Investeringer og finansiering 2 3 Kilde: Totalt 7 17 Tabell 6.6 viser at de samlede påvirkbare driftskostnadene i caset Østkraft er i størrelsesorden 4 mrd. NOK. Med utgangspunkt i de synergimuligheter som er diskutert ovenfor har vi anslått at et synergipotensial på prosent vil utgjøre anslagsvis mill. NOK årlig etter skatt med en nåverdi i størrelsesorden 5-14 mrd. NOK. Tabell 6.6: Årlig synergipotensiale for påvirkbare driftskostnader i caset Østkraft. Mrd kroner Hafslund/ EB/ E-CO/ Akershus/ Østfold Øvrige Buskerud/ Østfold/ Akershus Østkraft Påvirkbare driftskostnader 3,4 0, % 0,2 0,04 0,2 (Nåverdi: 5 mrd. NOK) 20 % 0,4 0,07 0,5 (Nåverdi: 9 mrd. NOK) 30 % 0,6 0,1 0,7 (Nåverdi: 14 mrd. NOK) Kilde: Beregninger utført av basert på tall fra årsrapporter og Europower For å vurdere rimeligheten av synergianslagene på prosent har vi foretatt en analyse av forskjellene i påvirkbare driftskostander per kunde i distribusjonsnettet basert på NVE tall fra de enkelte selskapene som inngår i caset Østkraft. I Tabell 6.9 har vi vist sammenligningen grafisk for å illustrere forskjellene i kostnadsnivå mellom selskapene i dette caset. Analysen av den økonomiske rapporteringen til NVE fra 2009 for distribusjonsnett viser at de mindre selskapene i Buskerud, Akershus og Østfold i gjennomsnitt er 497 NOK per kunde dyrere enn snitt av de to største (EB/Hafslund). Kostnadforskjellen i forhold til de store selskapene tilsvarer 25 prosent av dagens gjennomsnittlige kostnader per kunde hos de mindre nettselskapene. Det er store forskjeller i utvalget av selskaper. For de 12 kraftselskapene fra Buskerud er forskjellen hele 990 NOK per kunde, hvilket utgjør 40 prosent av dagens kostnader. Det illustrerer at et synergipotensial på prosent av påvirkbare driftskostnader ikke synes å være et urimelig høyt anslag basert på dagens forskjeller i kostnad per kunde. Side 88

89 Figur 6.9: Påvirkbare driftskostnader i distribusjonsnett per kunde øst i Sør-Norge (2009) Kilde: NVE 2009 D_Nett Videre har vi summert den rentebærende gjelden pr i de respektive selskapene, som totalt beløper seg til 25 mrd. NOK. De store kraftselskapene i dette caset har en rating på A- til BBB+ og oppnår trolig relativt like betingelser i lånemarkedet. De mindre kraftselskapene i Buskerud, Akershus og Østfold vil trolig oppnå en høyere kredittverdighet ved en eventuell fusjon i et Østkraft, da selskapsstørrelse i seg selv er viktig for kredittratingen. Effekten av at de mindre selskapene inngår i et Østkraft utgjør i følge våre beregninger basispunkter bedre rentebetingelser på en samlet rentebærende gjeld på 3,2 mrd. Det utgjør et årlig gevinstpotensial etter skatt i størrelsesorden 6-11 mill. NOK. Målt i nåverdi utgjør dette anslagsvis mill. NOK. Tabell 6.7: Synergipotensial for finansiering i caset Østkraft. Mrd kroner Hafslund/ EB/ E-CO/ Akershus/ Østfold Øvrige Buskerud/ Østfold/ Akershus Østkraft Rentebærende gjeld Opp en rating notch (30 bp) 0,01 (Nåverdi: 0,2 mrd. NOK ) Opp to rating notch (60 bp) 0,01 (Nåverdi: 0,3 mrd. NOK) Kilde: Beregninger utført av basert på tall fra årsrapporter og Europower Vi har også antatt at et fusjonert Østkraft vil kunne oppnå synergigevinster ved optimalisering av investeringer både i forhold til prosjektgjennomføring og innkjøpskostnad. I perioden har vi estimert det samlede investeringsnivået til å være i størrelsesorden 30 mrd. NOK (2012- Side 89

90 kroner). Investeringene inkluderer både nødvendige reinvesteringer i nett og produksjon, samt nyinvesteringer knyttet til utbygging av ny kraftproduksjon og tilhørende nettinfrastruktur ( må og bør scenario). Vi har lagt til grunn at det er mulig å hente ut et gevinstpotensial i størrelsesorden 5-10 prosent ved en optimal samordning og gjennomføring av disse investeringene. Optimalisering av investeringene utgjør i størrelsesorden 1,5-3 mrd. NOK i perioden. Tabell 6.8: Synergipotensial for investeringer i caset Østkraft. Mrd kroner Østkraft Investeringer i perioden % besparelse 1,5 10 % besparelse 3 Kilde: Beregninger utført av basert på tall fra årsrapporter og Europower Vi har ikke forsøkt å kvantifisere inntektssynergier. Vi legger til grunn at et Østkraft vil disponere betydelig ressurser i form av både kompetanse og finansiell styrke, slik at forutsetningene for inntektssynergier er tilstede. Vi anser at synergipotensialer for en optimalisering av vannhusholdning for felleseide kraftverk innenfor et vassdrag er større for Østkraft enn det vi fant for Sørkraft. En analyse utført for aktørene på Østlandet i 2005 estimerte potensialet for inntektssynergier i vassdragene Glomma og Lågen, Drammensvassdraget, Numedalslågen og Haldenvassdraget. Analysen er ikke oppdatert i denne sammenheng, men resultatene er benyttet for å illustrere potensialet. Samlet middelproduksjon i disse vassdragene var på 20,5 TWh fordelt på 29 forskjellige kraftverkseiere. Analysen tok utgangspunkt i at bedre koordinering av vanndisponeringen kan gjøre det mulig å øke inntektene ved å unngå spill av vann og kunne omdisponere produksjon fra perioder med lave priser til perioder med høye priser. Verdien av bedre vanndisponering er avhengig av reguleringsevne. Verdien av reguleringsevne avhenger av både prisvariasjon i døgnet og mellom sesonger, samt begrensninger knyttet til blant annet magasinkapasitet, konsesjonsbetingelser og usikkerhet knyttet til tilsig. Analysen viste at historisk prisvariasjon over døgnet i Oslo-pris var omkring 3 øre/kwh i perioden Over året varierte gjennomsnittlige månedspriser i Oslo med omkring 10 øre/kwh. Dersom man produserte bare i de 3000 timene med høyest pris i stedet for jevnt utover året, ville inntektene økt med 3-12 øre/kwh (dette inkludere da både døgn og sesong regulering). Synergipotensialet ble estimert som følger: Utnyttelse av døgnstruktur for verk uten betydelig reguleringsevne og som ligger direkte under annen eiers verk i vannstrengen. Middelproduksjon for slike verk utgjorde anslagsvis 540 GWh i Numedalslågen, 780 GWh i Drammensvassdraget, 3520 GWh i Glomma og Lågen. Videre antok analysen at disse verkene ville kunne oppnå en prisøkning på 1 øre/kwh i forhold til gjennomsnittspris. Analysen antok av det kun ville være lønnsomt å disponere vannet ut i fra nedenforliggende verk i halvparten av tilfellene. Videre vil styring basert på nedenforliggende verk kunne gå på bekostning av inntektene i overliggende verk. Det ble derfor antatt at nettovirkningen for anleggene var 50 prosent av bruttovirkningen for nedenforliggende verk. Totalt ble det estimert et potensial for årlig inntektsøkning på 12,1 mill. NOK før skatt (i størrelsesorden 200 mill. NOK i nåverdi). Utnyttelse av sesongstruktur ved å styre vanndisponeringen med sikte på å unngå spill av vann i hele vannstrengen. Denne synergimuligheten er mest relevant for kraftverk langt nede i hovedvassdragene. Middelproduksjon for slike verk ble anslått til 630 GWh i Drammensvassdraget, 90 GWh i Numedalslågen, 3800 GWh i Glomma og Lågen, 110 GWh i Haldenvassdraget. Totalt ble det estimert et potensial for årlig inntektsøkning på 0,6 mill. NOK før skatt (i størrelsesorden 9 mill. NOK i nåverdi). Side 90

91 Analysen viser at potensialet for inntektssynergier gjennom bedre vannhusholdning er relativt begrensede, men likevel ikke helt ubetydelig (totalt i overkant av 200 mill. NOK i nåverdi) Vestkraft Tabell 6.9 viser nåverdien av de overordnede synergianslagene for caset Vestkraft. Samlet sett har caset Vestkraft et estimert synergipotensiale med nåverdi i størrelsesorden 5 til 14 mrd. NOK. Tabell 6.9: Nåverdi av synergipotenstiale for Vestkraft. Mrd kroner Vestkraft Påvirkbare driftskostnader 4 11 Investeringer og finansiering 1 3 Kilde: Totalt 5 14 viser at de samlede påvirkbare driftskostnadene i caset Vestkraft er i størrelsesorden 3 mrd. NOK. Med utgangspunkt i de synergimuligheter som er diskutert ovenfor har vi anslått at et synergipotensial på prosent vil utgjøre anslagsvis mill. NOK årlig etter skatt med en nåverdi på 4-10 mrd. NOK. Tabell 6.10: Årlig synergipotensial for påvirkbare driftskostnader i caset Vestkraft. Mrd kroner BKK/ Lyse/ Haugaland/ SKL Øvrige Hordaland/ Rogaland Vestkraft Påvirkbare driftskostnader 2,5 0, % 0,1 0,03 0,2 (Nåverdi: 4 mrd. NOK) 20 % 0,3 0,06 0,4 (Nåverdi: 7 mrd. NOK ) 30 % 0,4 0,09 0,5 (Nåverdi: 11 mrd. NOK ) Kilde: Beregninger utført av basert på tall fra årsrapporter og Europower For å vurdere rimeligheten av synergianslagene på prosent har vi foretatt en analyse av forskjellene i påvirkbare driftskostander per kunde i distribusjonsnettet basert på NVE tall fra de enkelte selskapene som inngår i caset Vestkraft. I Figur 6.10 har vi vist forskjellene i kostnadsnivå mellom selskapene i dette caset. Analysen av den økonomiske rapporteringen til NVE fra 2009 for distribusjonsnett viser at de mindre selskapene i Hordaland og Rogaland i gjennomsnitt er henholdsvis 828 og 801 NOK per kunde dyrere enn gjennomsnittet av de fire største selskapene. Dette tilsvarer 30 prosent av dagens gjennomsnittlige kostnader per kunde hos de mindre nettselskapene i Hordaland og Rogaland. Et synergipotensial på prosent av påvirkbare driftskostnader synes derfor å være et rimelig anslag basert på dagens forskjeller i kostnad per kunde. Side 91

92 Figur 6.10: Påvirkbare driftskostnader i distribusjonsnett per kunde vest i Sør-Norge (2009) Kilde: NVE 2009 D_Nett Videre har vi summert den rentebærende gjelden pr i de respektive selskapene, som totalt beløper seg til 17 mrd. NOK. De største selskapene har kreditt ratinger på enten A- eller BBB+ og oppnår trolig relativt like betingelser i lånemarkedet. De mindre kraftselskapene i Hordaland og Rogaland vil trolig kunne oppnå en høyere kredittverdighet ved en eventuell fusjon i et Vestkraft, da selskapsstørrelse i seg selv er viktig for kredittratingen. Nedgangen for rentekostnadene av at disse selskapene inngår i et Vestkraft er beregnet til basispunkter. Nedgangen utgjør et årlig gevinstpotensial etter skatt i størrelsesorden 2-4 mill. MOK. Målt i nåverdi utgjør dette anslagsvis mill. NOK. Tabell 6.11: Synergipotensial for finansiering i caset Vestkraft. Mrd kroner BKK/ Lyse/ Haugaland/ SKL Øvrige Hordaland/ Rogaland Vestkraft Rentebærende gjeld 15,4 1,2 17 Opp en rating notch (30 bp) 0 (Nåverdi: 0,06 mrd. NOK ) Opp to rating notch (60 bp) 0 (Nåverdi: 0,12 mrd. NOK ) Kilde: Beregninger utført av basert på tall fra årsrapporter og Europower Vi har også antatt at et fusjonert Vestkraft vil kunne oppnå synergigevinster ved optimalisering av investeringer både i forhold til prosjektgjennomføring og innkjøpskostnad. I perioden har vi estimert det samlede investeringsnivået til å være i størrelsesorden 27 mrd. NOK (2012- kroner). Det inkluderer både nødvendige reinvesteringer i nett og produksjon, samt nyinvesteringer knyttet til utbygging av ny kraftproduksjon og tilhørende nettinfrastruktur ( må og bør investeringer). Vi har lagt til grunn at det er mulig å hente ut et gevinstpotensial i størrelsesorden 5-10 prosent ved en optimal samordning og gjennomføring av disse investeringene. Det utgjør i størrelsesorden 1-3 mrd. NOK i perioden. Side 92

For store oppgaver, for lite penger?

For store oppgaver, for lite penger? THEMA Rapport 2012-03: SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER Offentlig For store oppgaver, for lite penger? Kraftsystemet er en kritisk infrastruktur, og kraftforsyningens betydning for samfunnets økonomiske aktiviteter

Detaljer

Kraftbransjen i 2020: Veien fra visjoner til virkelighet

Kraftbransjen i 2020: Veien fra visjoner til virkelighet Kraftbransjen i 2020: Veien fra visjoner til virkelighet Tom Nysted, konsernsjef Agder Energi Energi Norge - Vinterkonferansen 2012 Politikkens visjon for kraftsektoren i 2020 Tilnærmet like strømpriser

Detaljer

THEMA-rapporten: For store oppgaver for lite penger?

THEMA-rapporten: For store oppgaver for lite penger? THEMA-rapporten: For store oppgaver for lite penger? Eiermøte 4. mai 2012 Tom Nysted, konsernsjef Politikkens visjon for kraftsektoren i 2020 Tilnærmet like strømpriser i hele landet Betydelig ny produksjon

Detaljer

FOR STORE OPPGAVER, FOR LITE PENGER? PRESENTASJON TIL NVEs ENERGIDAGER 19. OKTOBER 2012 VED HÅKON TAULE, THEMA CONSULTING GROUP

FOR STORE OPPGAVER, FOR LITE PENGER? PRESENTASJON TIL NVEs ENERGIDAGER 19. OKTOBER 2012 VED HÅKON TAULE, THEMA CONSULTING GROUP FOR STORE OPPGAVER, FOR LITE PENGER? PRESENTASJON TIL NVEs ENERGIDAGER 19. OKTOBER 2012 VED HÅKON TAULE, THEMA CONSULTING GROUP KRAFTSEKTOREN HAR LEVERT TIL EIERE OG SAMFUNNET FORØVRIG Utvikling av årlig

Detaljer

Møte med Drammen Kommune. Formannskapet 5. november 2013

Møte med Drammen Kommune. Formannskapet 5. november 2013 Møte med Drammen Kommune Formannskapet 5. november 2013 Agenda Økonomisk status Nettselskap ved et veiskille Framtidsutsikter Hovedtall per 30. juni 2013 1. halvår Året 30.06.2013 30.06.2012 31.12.2012

Detaljer

Når nettene blir trange og kulda setter inn Har vi alternativer til nettutbygging? Kristian M. Pladsen, direktør

Når nettene blir trange og kulda setter inn Har vi alternativer til nettutbygging? Kristian M. Pladsen, direktør Når nettene blir trange og kulda setter inn Har vi alternativer til nettutbygging? Kristian M. Pladsen, direktør Hovedbudskap Velfungerende energisystem er en forutsetning for all næringsvirksomhet. Manglende

Detaljer

FORNYBARUTBYGGING OG MELLOMLANDSFORBINDELSER MOT 2020

FORNYBARUTBYGGING OG MELLOMLANDSFORBINDELSER MOT 2020 FORNYBARUTBYGGING OG MELLOMLANDSFORBINDELSER MOT 2020 Utarbeidet av THEMA Consulting Group På oppdrag fra Agder Energi, BKK, Lyse, Statkraft, Vattenfall Oslo, april 2012 TO SENTRALE PROBLEMSTILLINGER Verdiskaping

Detaljer

Investering og omstilling i kraftnæringen hva blir de store kapitalutfordringene? Bjørn O. Øiulfstad 20. oktober 1014 Energi Norge

Investering og omstilling i kraftnæringen hva blir de store kapitalutfordringene? Bjørn O. Øiulfstad 20. oktober 1014 Energi Norge Investering og omstilling i kraftnæringen hva blir de store kapitalutfordringene? Bjørn O. Øiulfstad 20. oktober 1014 Energi Norge Kort om vårt forretningside Nor Kraftkapital tilbyr rådgivning til aktører

Detaljer

Møte med Drammen Kommune. Formannskapet 17. november 2014

Møte med Drammen Kommune. Formannskapet 17. november 2014 Møte med Drammen Kommune Formannskapet 17. november 2014 Dette er EB Et av Buskeruds største selskap Omsetning: 1 361 mnok Driftsresultat: 427 mnok Utbytte: 186 mnok Verdi eiendeler: 9,8 mrd Kraft: Norges

Detaljer

Hvordan komme videre i utviklingen av reguleringen? Einar Westre, Direktør Nett og Marked

Hvordan komme videre i utviklingen av reguleringen? Einar Westre, Direktør Nett og Marked Hvordan komme videre i utviklingen av reguleringen? Einar Westre, Direktør Nett og Marked Driver NVE soft-boksing med bransjen hvor aktørene spilles ut mot hverandre? Nettpolitikk Vi skal frakte mer fornybar

Detaljer

Årsresultat 2009 og fremtidsutsikter. Agder Energi 30. april 2010 Konserndirektør Pernille K. Gulowsen

Årsresultat 2009 og fremtidsutsikter. Agder Energi 30. april 2010 Konserndirektør Pernille K. Gulowsen Årsresultat 2009 og fremtidsutsikter Agder Energi 30. april 2010 Konserndirektør Pernille K. Gulowsen For ett år siden Utsikter for 2009: Lavere ressursbeholdning ved inngangen til 2009 enn til 2008 gjør

Detaljer

Produksjon av mer elektrisk energi i lys av et norsk-svensk sertifikatmarked. Sverre Devold, styreleder

Produksjon av mer elektrisk energi i lys av et norsk-svensk sertifikatmarked. Sverre Devold, styreleder Produksjon av mer elektrisk energi i lys av et norsk-svensk sertifikatmarked Sverre Devold, styreleder Energi Norge Medlemsbedriftene i Energi Norge -representerer 99% av den totale kraftproduksjonen i

Detaljer

Kernefunktioner 1. Økt lønnsomhet i energibransjen uten at kunden betaler for det hele?

Kernefunktioner 1. Økt lønnsomhet i energibransjen uten at kunden betaler for det hele? Kernefunktioner 1 Økt lønnsomhet i energibransjen uten at kunden betaler for det hele? Publisert av QVARTZ, juni 2016 Dette dokumentet er basert på en detaljert analyse av eierskapsstrukturene og økonomien

Detaljer

Nettleien 2011 Oppdatert 07.02.2011

Nettleien 2011 Oppdatert 07.02.2011 Nettleien 2011 Oppdatert 07.02.2011 Innholdsfortegnelse NVEs inntektsrammer Nettoppbygging Strømprisen og nettleiens sammensetning Hva påvirker nettleien Historisk utvikling Nettinvesteringer NVEs inntektsrammer

Detaljer

HALVÅRSRAPPORT FOR KONSERNET

HALVÅRSRAPPORT FOR KONSERNET 1 E-CO Energi Postboks 255 Sentrum 0103 Oslo Telefon 24 11 69 00 Telefaks 24 11 69 01 www.e-co.no Q2 1. HALVÅR 2006 E-CO ENERGI Q2 E-CO Halvårsrapport 006 HALVÅRSRAPPORT FOR KONSERNET 1. JANUAR 2006-30.

Detaljer

DE VIKTIGE DRÅPENE 2007

DE VIKTIGE DRÅPENE 2007 2007 DE VIKTIGE DRÅPENE E-COs mål: Maksimere verdiskapingen og gi eier høy og stabil avkastning. Være en attraktiv arbeidsgiver, med et inkluderende arbeidsmiljø. Utøve god forretningsskikk i all sin aktivitet.

Detaljer

Kjell Bendiksen. Det norske energisystemet mot 2030

Kjell Bendiksen. Det norske energisystemet mot 2030 Kjell Bendiksen Det norske energisystemet mot 2030 Brutto energiforbruk utvalgte land (SSB 2009) Totalt Per person Verden er fossil (80+ %) - Norge er et unntak! Fornybarandel av forbruk - EU 2010 (%)

Detaljer

KAPASITETSUTFORDRINGER FOR UTBYGGING AV SMÅKRAFT OG VINDKRAFT Resultater fra intervjuer med bransjen

KAPASITETSUTFORDRINGER FOR UTBYGGING AV SMÅKRAFT OG VINDKRAFT Resultater fra intervjuer med bransjen 5. mars 2012: forseminar PTK Gunnar Westgaard og Kristine Fiksen KAPASITETSUTFORDRINGER FOR UTBYGGING AV SMÅKRAFT OG VINDKRAFT Resultater fra intervjuer med bransjen Problemstilling: hvor kan det finnes

Detaljer

SET konferansen 2011

SET konferansen 2011 SET konferansen 2011 Hva er produksjonskostnadene og hva betaler en vanlig forbruker i skatter og avgifter Sivilingeniør Erik Fleischer 3. november 2011 04.11.2011 1 Strømprisen En faktura fra strømleverandøren:

Detaljer

Rådgivende ingeniør Erik Fleischer. Velferd til salgs. 22.nov. 2004

Rådgivende ingeniør Erik Fleischer. Velferd til salgs. 22.nov. 2004 Den norsk elforsyningen og hvorfor Norge bør beholde det offentlige eierskapet til vannkraften Rådgivende ingeniør Erik Fleischer Velferd til salgs 22.nov. 2004 22.nov.2004 / 31.mars 1 Elforsyning før

Detaljer

Sertifikatkraft og skatt - oppdatering

Sertifikatkraft og skatt - oppdatering Sertifikatkraft og skatt - oppdatering På oppdrag fra Energi Norge mai 2014 THEMA Rapport 2014-26 - Sammendrag SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER I denne rapporten analyserer vi hvordan fordelingen av sertifikatkraft

Detaljer

Viktige tema for Regjeringens Energimelding

Viktige tema for Regjeringens Energimelding Viktige tema for Regjeringens Energimelding Norsk Energiforening/Polyteknisk Forening 12.11.2014 Konsernsjef Tore Olaf Rimmereid E-CO Energi E-COs budskap: Fremtiden er elektrisk Bevar vannkraftens fleksibilitet

Detaljer

Møte med Drammen Kommune. Formannskapet 6. november 2012

Møte med Drammen Kommune. Formannskapet 6. november 2012 Møte med Drammen Kommune Formannskapet 6. november 2012 Agenda Økonomisk status Status drift og investeringer Konsernstrategi / eierstrategi Framtidsutsikter Agenda Økonomisk status Status drift og investeringer

Detaljer

Hvordan slår politiske valg ut på kraftbransjen?

Hvordan slår politiske valg ut på kraftbransjen? Hvordan slår politiske valg ut på kraftbransjen? Energidagene 2013: Dilemmaenes tid! Alt henger sammen med alt.. Rune Reinertsen Administrerende direktør Lyse Produksjon AS TEMA SOM BERØRES Oppgaver og

Detaljer

VERDISKAPINGSANALYSE

VERDISKAPINGSANALYSE NORSK VENTUREKAPITALFORENING VERDISKAPINGSANALYSE DE AKTIVE EIERFONDENE I NORGE SÅKORN, VENTURE OG BUY OUT Basert på regnskapstall for 2013 og utviklingen over tid. MENON BUSINESS ECONOMICS på oppdrag

Detaljer

Toveiskommunikasjon og nettariffen

Toveiskommunikasjon og nettariffen Toveiskommunikasjon og nettariffen EBL drivkraft i utviklingen av Norge som energinasjon Trond Svartsund Rådgiver, EBL Temadag, 21.05.08 Tema Inntektsrammene Tariffnivået Ny tariffprodukter Toveiskommunikasjon

Detaljer

SKAGERAK ENERGI HALVÅRSRAPPORT 2015 1

SKAGERAK ENERGI HALVÅRSRAPPORT 2015 1 SKAGERAK ENERGI HALVÅRSRAPPORT 2015 1 HALVÅRSRAPPORT Styrets redegjørelse første halvår 2015 Skagerak Energi RESULTAT KONSERN Konsernregnskapet er avlagt i tråd med IFRS. Driftsresultatet for Skagerakkonsernet

Detaljer

Er norske rammevilkår effektive? Hans Erik Horn, konst. adm. direktør Energi Norge

Er norske rammevilkår effektive? Hans Erik Horn, konst. adm. direktør Energi Norge Er norske rammevilkår effektive? Hans Erik Horn, konst. adm. direktør Energi Norge 1 Hva vil Energi Norge? Rammevilkårene må bidra til at klimavisjonen og klimamålene nås At vi forløser verdiskapningspotensialet

Detaljer

SKAGERAK ENERGI HALVÅRSRAPPORT 2014 1

SKAGERAK ENERGI HALVÅRSRAPPORT 2014 1 SKAGERAK ENERGI HALVÅRSRAPPORT 2014 1 HALVÅRSRAPPORT Styrets redegjørelse første halvår 2014 Skagerak Energi RESULTAT KONSERN Konsernregnskapet er avlagt i tråd med IFRS. Driftsresultatet for Skagerakkonsernet

Detaljer

w T T 0 P e e 1 w o l l 0 w e e s 3 O f f t. a o b e k n 2 o - s c s 2 k lo s 2 o 4 1. 4 1 n 5 o 1 6 5 S 1 6 9 0 e 9 0 n 0 t 1 rum 2008 E-CO ENERGI Q1

w T T 0 P e e 1 w o l l 0 w e e s 3 O f f t. a o b e k n 2 o - s c s 2 k lo s 2 o 4 1. 4 1 n 5 o 1 6 5 S 1 6 9 0 e 9 0 n 0 t 1 rum 2008 E-CO ENERGI Q1 Postboks 255 Sentrum 0103 Oslo Telefon 24 11 69 00 Telefaks 24 11 69 01 www.e-co.no 2008 E-CO ENERGI Q1 KVARTALSRAPPORT FOR KONSERNET 1. JANUAR 2008-31. MARS 2008 (Tall for 2007 i parentes) Det ble et

Detaljer

Eiere og organisering av kraftsektoren

Eiere og organisering av kraftsektoren Eiere og organisering av kraftsektoren Eiere og selskapsformer Organisering og restrukturering i kraftsektoren Selskaper innen ulike virksomhetsområder Statnett SF Regnskapsmessige nøkkeltall for kraftselskapene

Detaljer

Viktigste utfordringer for Olje- og energiministeren 2009-2013

Viktigste utfordringer for Olje- og energiministeren 2009-2013 Viktigste utfordringer for Olje- og energiministeren 2009-2013 Møte med Olje- og energiministeren EBL drivkraft i utviklingen av Norge som energinasjon Steinar Bysveen Adm dir, EBL Møte i OED, 9. november

Detaljer

Pålitelighet i kraftforsyningen

Pålitelighet i kraftforsyningen NEK Elsikkerhetskonferansen 27. nov. 2013 Pålitelighet i kraftforsyningen Gerd Kjølle Seniorforsker SINTEF Energi/ professor II NTNU Inst for elkraftteknikk gerd.kjolle@sintef.no 1 Oversikt - problemstillinger

Detaljer

Nett og verdiskaping. Med fokus på BKK-området

Nett og verdiskaping. Med fokus på BKK-området Nett og verdiskaping Med fokus på BKK-området Hvordan kan ulike tiltak for å rette opp den anstrengte kraftsituasjonen i BKK-området påvirke verdiskapingen nasjonalt og regionalt? Viktige premisser i debatten

Detaljer

Agder Energi Konsernstrategi 2011-2014 Eiermøte 1. april 2011. Sigmund Kroslid, styreleder

Agder Energi Konsernstrategi 2011-2014 Eiermøte 1. april 2011. Sigmund Kroslid, styreleder Agder Energi Konsernstrategi 2011-2014 Eiermøte 1. april 2011 Sigmund Kroslid, styreleder Historikk 2 Agder Energis virksomhet Øvrige konsernfunksjoner: Risiko og kontroll Internrevisjon Konsernsjef Økonomi

Detaljer

Kraftforsyning fra land til offshore installasjoner

Kraftforsyning fra land til offshore installasjoner Kraftforsyning fra land til offshore installasjoner Mai 2012 Olav Johan Botnen, Senior Analytiker, Markedskraft mandag, 14. mai 2012 www.markedskraft.com 2 Langsiktig kraftpris-utvikling i Norden 2013-2035

Detaljer

Eierskap til nettvirksomhet

Eierskap til nettvirksomhet Eierskap til nettvirksomhet Er det finansielt attraktivt? Ketil Grasto Røn, Hafslund ASA s.1 Endres i topp-/bunntekst Hvorfor eie nettvirksomhet? Kontroll og styring med viktig infrastruktur Arbeidsplasser

Detaljer

Foreløpig resultat 2014 Eiermøte 20. februar 2015. Pernille Kring Gulowsen Konserndirektør økonomi, finans og risiko

Foreløpig resultat 2014 Eiermøte 20. februar 2015. Pernille Kring Gulowsen Konserndirektør økonomi, finans og risiko Foreløpig resultat 2014 Eiermøte 20. februar 2015 Pernille Kring Gulowsen Konserndirektør økonomi, finans og risiko Resultat 2014 Hovedtall GRS IFRS 2014 2013 2014 2013 Driftsinntekter mill. kr 8 269 8

Detaljer

HAVENERGI ET BUSINESS CASE FOR NORGE?

HAVENERGI ET BUSINESS CASE FOR NORGE? Havenergi hva nå? Arntzen de Besche og Norwea 16. september 2011 Ved Åsmund Jenssen, partner, THEMA Consulting Group HAVENERGI ET BUSINESS CASE FOR NORGE? Business case: På sikt må havenergi være lønnsomt

Detaljer

Energy Roadmap 2050. Hva er Norges handlingsrom og konsekvensene for industri og kraftforsyning? Energirikekonferansen 7. 8.

Energy Roadmap 2050. Hva er Norges handlingsrom og konsekvensene for industri og kraftforsyning? Energirikekonferansen 7. 8. Energy Roadmap 2050 Hva er Norges handlingsrom og konsekvensene for industri og kraftforsyning? Energirikekonferansen 7. 8. august 2012 Arne Festervoll Slide 2 Energy Roadmap 2050 Det overordnede målet

Detaljer

Regionalnettene i Norge. Jon Eilif Trohjell, Agder Energi Nett AS

Regionalnettene i Norge. Jon Eilif Trohjell, Agder Energi Nett AS Regionalnettene i Norge NEF-konferansen 25.-26.10.2010 26.10.2010 Grimstad Jon Eilif Trohjell, Agder Energi Nett AS Linjer/kabler 33-45-66-110-132 kv Transformatorstasjoner til 6-11-22 kv Regionalnettets

Detaljer

Statnetts oppdrag og nettutviklingsplaner. Energirike, 24. juni 2011, Haugesund Bente Hagem, Konserndirektør, Kommersiell utvikling

Statnetts oppdrag og nettutviklingsplaner. Energirike, 24. juni 2011, Haugesund Bente Hagem, Konserndirektør, Kommersiell utvikling Statnetts oppdrag og nettutviklingsplaner Energirike, 24. juni 211, Haugesund Bente Hagem, Konserndirektør, Kommersiell utvikling Samfunnets oppdrag til Statnett Bedre forsyningssikkerhet Økt verdiskapning

Detaljer

Neste generasjon kraftsystem Auke Lont, CEO Statnett

Neste generasjon kraftsystem Auke Lont, CEO Statnett Neste generasjon kraftsystem Auke Lont, CEO Statnett Sammentænkning, København, 12. september 2014 2 Statnett er ansvarlig for et sikkert og stabilt kraftsystem i Norge Statnett drifter omkring 11 000

Detaljer

Eierstrategi for Lindum AS. Godkjent av Drammen bystyre 18.12.2012

Eierstrategi for Lindum AS. Godkjent av Drammen bystyre 18.12.2012 Eierstrategi for Lindum AS Godkjent av Drammen bystyre 18.12.2012 1 Innledning Drammen kommune eier 100 % av Lindum AS («Lindum»), et selskap med virksomhet i en rekke ulike områder innenfor avfallsbransjen.

Detaljer

Kjell Bendiksen Det norske energisystemet mot 2030

Kjell Bendiksen Det norske energisystemet mot 2030 Kjell Bendiksen Det norske energisystemet mot 2030 OREEC 25. mars 2014 Det norske energisystemet mot 2030 Bakgrunn En analyse av det norske energisystemet Scenarier for et mer bærekraftig energi-norge

Detaljer

Energi Kvartalsrapport Q1 2016

Energi Kvartalsrapport Q1 2016 Energi Kvartalsrapport Q1 2 E-CO Energi // Kvartalsrapport Q1 Styrets rapport KVARTALSRAPPORT FOR KONSERNET 1. JANUAR 31. MARS (Sammenlignbare tall for i parentes) NØKKELTALL Året Resultat Driftsinntekter

Detaljer

Nødvendig med kompetanse og bemanning i nettselskaper? Svein Eriksen KS Bedrift Trond Svartsund - EBL

Nødvendig med kompetanse og bemanning i nettselskaper? Svein Eriksen KS Bedrift Trond Svartsund - EBL Nødvendig med kompetanse og bemanning i nettselskaper? Svein Eriksen KS Bedrift Trond Svartsund - EBL Tema Nødvendig med kompetanse og bemanning i nettselskap? Beredskap Funksjonskrav Lokale forhold Samarbeidsmuligheter

Detaljer

i vårt land. Mest av alt er det et angrep på lokale

i vårt land. Mest av alt er det et angrep på lokale Hva'om myndighetene bestemte at huset og eiendommen din skulle tilfalle staten om noen år, uten erstatning. Dette ble gjort for å sikre nasjonal kontroll med eiendommer: Hva ville resultatet bli? Et stort

Detaljer

Nettleien 2009. Oppdatert 01.03.2009. EBL drivkraft i utviklingen av Norge som energinasjon

Nettleien 2009. Oppdatert 01.03.2009. EBL drivkraft i utviklingen av Norge som energinasjon Nettleien 2009 Oppdatert 01.03.2009 EBL drivkraft i utviklingen av Norge som energinasjon Innholdsfortegnelse NVEs inntektsrammer Nettoppbygging Strømprisen og nettleiens sammensetning Hva påvirker nettleien

Detaljer

VERDIFULLE DRÅPER. Ren kraft. Ren verdiskaping. e-co_brosjyre_ferdig.indd 1 31.01.13 13.19

VERDIFULLE DRÅPER. Ren kraft. Ren verdiskaping. e-co_brosjyre_ferdig.indd 1 31.01.13 13.19 VERDIFULLE DRÅPER e-co_brosjyre_ferdig.indd 1 EN LEDENDE VANNKRAFTPRODUSENT E-COs anlegg i Norge (hel- og deleide). VI STÅR FOR EN BETYDELIG DEL AV NORGES KRAFTPRODUKSJON E-CO Energi er Norges nest største

Detaljer

Nettutbygging eneste alternativ for fremtiden?

Nettutbygging eneste alternativ for fremtiden? Nettutbygging eneste alternativ for fremtiden? Knut Lockert Polyteknisk forening 30. september 2010 1 Hvorfor Defo? Enhetlig medlemsmasse, gir klare meninger Kort vei til beslutninger og medbestemmelse

Detaljer

Oversikt over energibransjen

Oversikt over energibransjen Oversikt over energibransjen Hovedverdikjeden i energiforsyningen Kraftproduksjon Kraftnett Kraftmarked Middelårsproduksjon: 123 TWh Sentralnett: 132 420 kv Regionalnett: 50 132 kv Distribusjonsnett: 11

Detaljer

KS Bedrifts innspill til energimeldingen 9. desember 2015

KS Bedrifts innspill til energimeldingen 9. desember 2015 KS Bedrifts innspill til energimeldingen 9. desember 2015 Kristin H. Lind, mobil 91603694 www.ks-bedrift.no Energi avfall, transport og klimapolitikk KS Bedrifts medlemmer vil ta del i verdiskapning og

Detaljer

Vilkår for forsyning til industri i ulike regimer og land

Vilkår for forsyning til industri i ulike regimer og land Vilkår for forsyning til industri i ulike regimer og land Teknas SET-konferanse, 3. november 2011 Adm. dir. Stein Lier-Hansen, Norsk Industri Norsk Industri - Tall og fakta 2010 2 200 medlemsbedrifter

Detaljer

Klarer vannkraftaktørene å bygge ut innen 2020? Gaute Skjelsvik Produksjonssjef, Eidsiva Vannkraft

Klarer vannkraftaktørene å bygge ut innen 2020? Gaute Skjelsvik Produksjonssjef, Eidsiva Vannkraft Klarer vannkraftaktørene å bygge ut innen 2020? Gaute Skjelsvik Produksjonssjef, Eidsiva Vannkraft Agenda Aktuelle prosjekter i Innlandet Hva mener en vannkraftaktør om 2020-målene? Hva blir utfordringene

Detaljer

E-CO Energi. Ren verdiskaping. Administrerende direktør Tore Olaf Rimmereid PTK 2012

E-CO Energi. Ren verdiskaping. Administrerende direktør Tore Olaf Rimmereid PTK 2012 E-CO Energi Ren verdiskaping Administrerende direktør Tore Olaf Rimmereid PTK 2012 E-CO Energis visjon er å være en ledende vannkraftprodusent KOMPETENT OG SKAPENDE E-COs verdier: Engasjert skikkelig -

Detaljer

Grønne sertifikater En lønnsom forretningsmulighet for Agder Energi.

Grønne sertifikater En lønnsom forretningsmulighet for Agder Energi. Grønne sertifikater En lønnsom forretningsmulighet for Agder Energi. Hva er elsertifikater? Markedsbasert virkemiddel for å støtte utbygging av fornybar kraftproduksjon Sikrer at det blir bygd ut mer fornybar

Detaljer

Om Ringeriks-Kraft Nett generelle forhold Nettvirksomheten i Ringeriks-Kraft Konklusjon

Om Ringeriks-Kraft Nett generelle forhold Nettvirksomheten i Ringeriks-Kraft Konklusjon Om Ringeriks-Kraft Nett generelle forhold Nettvirksomheten i Ringeriks-Kraft Konklusjon 2 Ringeriks-Kraft AS Administrerende direktør Ole Sunnset 13 ansatte Ringeriks-Kraft Produksjon AS Ringeriks-Kraft

Detaljer

Agdenda. Kort om Norwea. Vindkraft. Fornybarhetdirektivet, hva er det? Elsertifikater. Norge og vindkraft

Agdenda. Kort om Norwea. Vindkraft. Fornybarhetdirektivet, hva er det? Elsertifikater. Norge og vindkraft Agdenda Kort om Norwea Vindkraft Fornybarhetdirektivet, hva er det? Elsertifikater Norge og vindkraft Hva er Norwea? En kombinert interesse-, bransje og lobbyorganisasjon Finansiert av medlemsbedrifter

Detaljer

Vi må starte nå. og vi må ha et langsiktig perspektiv. (Egentlig burde vi nok ha startet før)

Vi må starte nå. og vi må ha et langsiktig perspektiv. (Egentlig burde vi nok ha startet før) Vi må starte nå og vi må ha et langsiktig perspektiv (Egentlig burde vi nok ha startet før) NVEs vindkraftseminar, Lista Flypark 17. 18. juni 2013 Jan Bråten, sjeføkonom Bakgrunn 1. Enkelte samfunnsøkonomer

Detaljer

PUMPEKRAFT ERFARINGER OG UTSIKTER. Adm. direktør - Gaute Tjørhom 3. september 2013

PUMPEKRAFT ERFARINGER OG UTSIKTER. Adm. direktør - Gaute Tjørhom 3. september 2013 PUMPEKRAFT ERFARINGER OG UTSIKTER Adm. direktør - Gaute Tjørhom 3. september 2013 INNHOLD Kort om Sira-Kvina kraftselskap Erfaringer design Erfaringer regelverk Barrierer Markedsutsikter Oppsummering Kort

Detaljer

Økonomiske resultater

Økonomiske resultater Økonomiske resultater * Sammenlignbare tall for 2010 vises i parentes. Regnskapsprinsipper og forutsetning om fortsatt drift I samsvar med regnskapslovens 3-3a bekrefter styret at regnskapet er avlagt

Detaljer

Nettutbygging eneste alternativ for fremtiden?

Nettutbygging eneste alternativ for fremtiden? Nettutbygging eneste alternativ for fremtiden? Gunnar G. Løvås, konserndirektør Nettutvikling, Statnett Presentasjon i Polyteknisk forening 30. september 2010 2010 09 17-2 Vi trenger både nett og alternativene

Detaljer

Rettidig energiforsyning i en industriell Nordområdsatsing: Samlet strategisk satsing eller svarteperspill?

Rettidig energiforsyning i en industriell Nordområdsatsing: Samlet strategisk satsing eller svarteperspill? Seminar: Nordområdemeldingen, forsyningssikkerhet og muligheter for kraftbransjen, Tromsø 8.9.2011 Rettidig energiforsyning i en industriell Nordområdsatsing: Samlet strategisk satsing eller svarteperspill?

Detaljer

Kraftsituasjonen i Norge og EU, Nettutvikling og Forsyningssikkerhet. Bente Hagem

Kraftsituasjonen i Norge og EU, Nettutvikling og Forsyningssikkerhet. Bente Hagem Kraftsituasjonen i Norge og EU, Nettutvikling og Forsyningssikkerhet Bente Hagem Statnett i tall 11 000 km kraftledninger 150 Transformatorstasjoner 3 Regionssentraler 1 Landssentral 1100 Ansatte 41 mrd

Detaljer

NOEN TREKK VED OLJEØKONOMIEN

NOEN TREKK VED OLJEØKONOMIEN LANDSORGANISASJONEN I NORGE SAMFUNNSPOLITISK AVDELING Samfunnsnotat nr 1/13 NOEN TREKK VED OLJEØKONOMIEN 1. Oljeøkonomi på flere vis 2. Litt nærmere om inntekten 3. Leveranser til sokkelen 4. Også stor

Detaljer

INNSPILL TIL ENERGIMELDINGEN - FRA AGDER ENERGI

INNSPILL TIL ENERGIMELDINGEN - FRA AGDER ENERGI Agder Energi AS Post: Postboks 603 Lundsiden, 4606 Kristiansand Besøk: Kjøita 18, 4630 Kristiansand Statsråd Tord Lien Olje- og energidepartementet Postboks 8148 Dep 0033 OSLO Telefon: 38 60 70 00 Telefaks:

Detaljer

Akershus Energi Konsern

Akershus Energi Konsern Akershus Energi Konsern Kvartalsrapport 3. kvartal 2013 1 Akershus Energi AS er morselskap i Akershus Energi konsernet. Samtlige aksjer eies av Akershus fylkeskommune. Konsernselskapenes virksomhet er

Detaljer

Virksomhet utenfor inntektsrammen

Virksomhet utenfor inntektsrammen Offentlig ISBN nr. 978-82-93150-17-6 Virksomhet utenfor inntektsrammen På oppdrag fra Defo og KS Bedrift mai 2012 THEMA Rapport 2012-13 Om prosjektet Om rapporten: Prosjektnummer: DEF-2012-01 Rapportnavn:

Detaljer

Kraftforsyningen og utbyggingsplaner. Rune Flatby Direktør konsesjonsavdelingen

Kraftforsyningen og utbyggingsplaner. Rune Flatby Direktør konsesjonsavdelingen Kraftforsyningen og utbyggingsplaner Rune Flatby Direktør konsesjonsavdelingen Ny utbygging viktige drivere Lite nettinvesteringer siden 1990 Flere regioner med svak kraftbalanse Forventet økt uttak i

Detaljer

Statkraft Agder Energi Vind DA

Statkraft Agder Energi Vind DA Vind på land i Norge og Sverige En sektor med milliard investeringer fram til 2020? Anne-Grete Ellingsen Direktør strategi og forretningsutvikling, SAE Vind Statkraft Agder Energi Vind DA Statkraft og

Detaljer

Elkraftteknikk 1, løsningsforslag obligatorisk øving B, høst 2004

Elkraftteknikk 1, løsningsforslag obligatorisk øving B, høst 2004 HØGSKOLEN I AGDER Fakultet for teknologi Elkraftteknikk 1, løsningsforslag obligatorisk øving B, høst 2004 Oppgave 1 Fra tabell 5.2 summerer vi tallene i venstre kolonne, og får 82.2 TWh. Total midlere

Detaljer

Sigurd Tveitereid Energi- og vannressursavdelingen

Sigurd Tveitereid Energi- og vannressursavdelingen Sigurd Tveitereid Energi- og vannressursavdelingen 9.3.2011 Energispørsmål som kan interessere økonomer Hva er oppgavene? Hvordan løses de? Hva gjør økonomene? Litt om strøm P F Litt om strøm forts P K

Detaljer

Konsernsjefen har ordet

Konsernsjefen har ordet Hafslund årsrapport 2012 Konsernsjefen har ordet 10.04.13 09.26 Konsernsjefen har ordet 2012 har vært et år med god underliggende drift, men lave kraftpriser og ekstraordinære nedskrivninger og avsetninger

Detaljer

EnergiRike Haugesund Elsertifikater for grønn kraft. Dag Christensen, Rådgiver Energi Norge, 2011-05-10

EnergiRike Haugesund Elsertifikater for grønn kraft. Dag Christensen, Rådgiver Energi Norge, 2011-05-10 EnergiRike Haugesund Elsertifikater for grønn kraft Dag Christensen, Rådgiver Energi Norge, 2011-05-10 Historikk - elsertifikater 2003 Sverige starter sitt elsertifikatsystem Vinter 2005 forslag om felles

Detaljer

Velkommen til PTK 2012. Administrerende direktør Oluf Ulseth

Velkommen til PTK 2012. Administrerende direktør Oluf Ulseth Velkommen til PTK 2012 Administrerende direktør Oluf Ulseth Investeringer i fornybar energi gir grønn vekst Bransjen skal investere - behovet for effektive konsesjonsprosesser og raskere nettutvikling

Detaljer

Klimapolitikk, kraftbalanse og utenlandshandel. Hvor går vi? Jan Bråten, sjeføkonom Statnett 27. januar 2009

Klimapolitikk, kraftbalanse og utenlandshandel. Hvor går vi? Jan Bråten, sjeføkonom Statnett 27. januar 2009 Klimapolitikk, kraftbalanse og utenlandshandel Hvor går vi? Jan Bråten, sjeføkonom Statnett 27. januar 2009 Agenda Sterke drivere og stor usikkerhet Mange drivkrefter for kraftoverskudd / moderate kraftpriser

Detaljer

Utfordringer i kraftbransjen

Utfordringer i kraftbransjen For å kunne publisere presentasjonen på agdereierne.no har det vært nødvendig å strippe denne for bilder som medførte at fila ble svært stor. En komplett versjon av presentasjonen, inkludert bildene som

Detaljer

EBL Nettkonferansen 2007 Elisabeth V. Vardheim, avdelingsleder Konsesjonsavdelingen Divisjon Utvikling og Investering

EBL Nettkonferansen 2007 Elisabeth V. Vardheim, avdelingsleder Konsesjonsavdelingen Divisjon Utvikling og Investering Endret filosofi rundt kabling hvilke konsekvenser tekniske og økonomiske kan dette få? EBL Nettkonferansen 2007 Elisabeth V. Vardheim, avdelingsleder Konsesjonsavdelingen Divisjon Utvikling og Investering

Detaljer

DNB Energy er delt inn i tre prioriterte hovedsegmenter, med utvalgte under-segmenter

DNB Energy er delt inn i tre prioriterte hovedsegmenter, med utvalgte under-segmenter DNB Energy er delt inn i tre prioriterte hovedsegmenter, med utvalgte under-segmenter Nuclear Coal Oil Gas Hydro Solar Wind Bio Other Energy industries Olje & Gas Oilfield Services Power & Renewables DNB

Detaljer

Status 2020: Overflod og eksport av kraft og industri

Status 2020: Overflod og eksport av kraft og industri Status 2020: Overflod og eksport av kraft og industri Tore Olaf Rimmereid Innhold Kort om E-CO Energi El-sertifikatmarkedet og konsekvenser for E-CO Energi Kraftmarkedet fremover Noen strukturelle utfordringer

Detaljer

Liten og kjapp eller stor og slapp?

Liten og kjapp eller stor og slapp? Liten og kjapp eller stor og slapp? Norske nettselskaper ved et veiskille Bernt Grimstvedt Adm dir, Fusa Kraftlag Fusa Kraftlag SA Et klassisk mindre vertikalintegrert lokalt energiselskap (+) Etablert

Detaljer

Innføring av nye strømmålesystemer i kraftmarkedet

Innføring av nye strømmålesystemer i kraftmarkedet Innføring av nye strømmålesystemer i kraftmarkedet Politisk rådgiver Geir Pollestad Elmåledagene, Oslo 14. november 2007 Global utvikling: Utfordringer i energisektoren - Økende energiforbruk - Avhengighet

Detaljer

Fornybar energi: Et spørsmål om gode rammebetingelser eller tilgang til kloke hoder og ledige hender?

Fornybar energi: Et spørsmål om gode rammebetingelser eller tilgang til kloke hoder og ledige hender? Fornybar energi: Et spørsmål om gode rammebetingelser eller tilgang til kloke hoder og ledige hender? Norges rolle i en klimavennlig energiframtid 22. september 2009 Adm. direktør Stein Lier-Hansen, Norsk

Detaljer

Verdiskaping, energi og klima

Verdiskaping, energi og klima Verdiskaping, energi og klima Adm. direktør Oluf Ulseth, 26. januar 2011 Vi trenger en helhetlig energi-, klima- og verdiskapingspolitikk En balansert utvikling av nett og produksjon gir fleksibilitet

Detaljer

Energi og innovasjon - nye arbeidsplasser og verdiskapning. Erik Skjelbred

Energi og innovasjon - nye arbeidsplasser og verdiskapning. Erik Skjelbred Energi og innovasjon - nye arbeidsplasser og verdiskapning Erik Skjelbred NORGES UTGANGSPUNKT Naturgitte fortrinn i form av store vann, vind, og havenergiressurser Industrielle og kunnskapsmessige fortrinn

Detaljer

Fra ord til handling. Kristian Marstrand Pladsen, Energi Norge

Fra ord til handling. Kristian Marstrand Pladsen, Energi Norge Fra ord til handling Kristian Marstrand Pladsen, Energi Norge Klimapolitisk kurs mot 2020 Fundamentet: EU 202020-vedtaket: 20% økt energieffektivitet, 20% lavere utslipp, 20% av all energi skal være fornybar

Detaljer

Årsrapport 2013 AGDER ENERGI INVESTORPRESENTASJON

Årsrapport 2013 AGDER ENERGI INVESTORPRESENTASJON Årsrapport 2013 AGDER ENERGI INVESTORPRESENTASJON 30. april 2014 Agenda Selskapsoversikt Strategi og investeringer Finansiell info Finansiering og likviditet 2 Et ledende norsk konsern innen fornybar energi

Detaljer

Energi Norge Minikonferanse - nordområdene

Energi Norge Minikonferanse - nordområdene Energi Norge Minikonferanse - nordområdene Tromsø 8. september 2011 Kristian A. Johansen Handelssjef, Nordkraft Produksjon AS Nordkraft AS Kort om konsernet Aksjonærer: kommune 50,01 % Troms Kraftforsyning

Detaljer

Grønne forretningsmuligheter. Steinar Bysveen, adm. direktør Energi Norge

Grønne forretningsmuligheter. Steinar Bysveen, adm. direktør Energi Norge Grønne forretningsmuligheter Steinar Bysveen, adm. direktør Energi Norge Vi har en ressursutfordring og en klimautfordring Ressurs- og klimakrisen er en mulighet for grønne næringer 700 600 500 400 300

Detaljer

Går vi mot en stadig sterkere sentralstyrt bransje? Konsernsjef Torbjørn R. Skjerve, NTE

Går vi mot en stadig sterkere sentralstyrt bransje? Konsernsjef Torbjørn R. Skjerve, NTE Går vi mot en stadig sterkere sentralstyrt bransje? Konsernsjef Torbjørn R. Skjerve, NTE NTE et trøndersk industrikonsern 950 ansatte 3,5 milliarder i omsetning Virksomhet i hele Nord-Trøndelag og Trondheim

Detaljer

Verdiskapning i landbruksbasert matproduksjon

Verdiskapning i landbruksbasert matproduksjon L a n d b r u k e t s Utredningskontor Verdiskapning i landbruksbasert matproduksjon Margaret Eide Hillestad Notat 2 2009 Forord Dette notatet er en kartlegging av verdiskapningen i landbruksbasert matproduksjon

Detaljer

Eidsiva Energi AS Drivkraft for oss i Innlandet

Eidsiva Energi AS Drivkraft for oss i Innlandet Eidsiva Energi AS Drivkraft for oss i Innlandet Norges femte største energiselskap Eies av 26 lokale kommuner og to fylkeskommuner Ca. 1000 ansatte Ca. 153 000 kunder EIDSIVA ENERGI AS 3,4 TWh egenproduksjon

Detaljer

Presentasjon i formannskapsmøte 14. September 2010. Steinar Vikingstad Trond Brevik

Presentasjon i formannskapsmøte 14. September 2010. Steinar Vikingstad Trond Brevik Presentasjon i formannskapsmøte 14. September 2010 Steinar Vikingstad Trond Brevik Dagens tema og agenda Dagens tema Eierstrategi for Energiselskapet Buskerud AS Dagens agenda 1. Om oss 2. Bakgrunn 3.

Detaljer

Grønn strøm. Strøm med opphavsgaranti Strøm fra fornybare energikilder

Grønn strøm. Strøm med opphavsgaranti Strøm fra fornybare energikilder Grønn strøm Strøm med opphavsgaranti Strøm fra fornybare energikilder Hensikten Redusere utslipp av klimagasser med fornybar energi Fornybar energi regnes som mer bærekraftig enn fossile enn ikke-fornybare

Detaljer

Tilstand og utvikling i energiforsyningssystemer

Tilstand og utvikling i energiforsyningssystemer Tilstand og utvikling i energiforsyningssystemer Infrastrukturdagene i Bergen 10.02.2010 11.02.2010 Hva er Energi Norge? Hans Olav Ween Hva er Energi Norge? Interesseorganisasjon for energibedriftene i

Detaljer

5: Organisering og eierskap i kraftsektorent 71. Organisering og eierskap i kraftsektoren

5: Organisering og eierskap i kraftsektorent 71. Organisering og eierskap i kraftsektoren 4: 5: Organisering og eierskap i kraftsektorent 71 5: Organisering og eierskap i kraftsektoren 72 : Fakta 2008 : Energi og vannressurser i Norge 5.1 Organisering og restrukturering i kraftsektoren Norsk

Detaljer

Regulering av parallelle infrastrukturer. Gasskonferansen i Bergen 2006 Ved Åsmund Jenssen, ECON Analyse

Regulering av parallelle infrastrukturer. Gasskonferansen i Bergen 2006 Ved Åsmund Jenssen, ECON Analyse Regulering av parallelle infrastrukturer Gasskonferansen i Bergen 2006 Ved Åsmund Jenssen, ECON Analyse Om prosjektet I Hovedmålet med prosjektet er å analysere hvordan monopol- og konkurranseregulering

Detaljer