Samfunnsnytte av vannkraft i Nordland

Transkript

1 Offentlig ISBN nr Samfunnsnytte av vannkraft i Nordland På oppdrag fra Nordland fylkeskommune august, 2017 THEMA Rapport

2 Om prosjektet Om rapporten Prosjektnummer: NFK Rapportnavn: Samfunnsnytte av vannkraft i Nordland Prosjektnavn: Samfunnsnytte og vannkraft i Nordland Rapportnummer: Oppdragsgiver: ISBN-nummer Prosjektleder: Eivind Magnus Tilgjengelighet: Offentlig Prosjektdeltakere: Åsmund Jenssen, Roger Grøndahl og Adrian Mekki Ferdigstilt: 21 august 2017 Brief summary in English The socio-economic present value, value-added, employment and economic ripple effects of different categories of new hydro power projects in Nordland county is estimated based on data from a portfolio of recently realized or planned power plants. In addition, the value-added and employment from the hydro power plants already present in the county is estimated. Om Øvre Vollgate Oslo, Norway Foretaksnummer: NO tilbyr rådgivning og analyser for omstillingen av energisystemet basert på dybdekunnskap om energimarkedene, bred samfunnsforståelse, lang rådgivningserfaring, og solid faglig kompetanse innen samfunns- og bedriftsøkonomi, teknologi og juss. Disclaimer Hvis ikke beskrevet ellers, er informasjon og anbefalinger i denne rapporten basert på offentlig tilgjengelig informasjon. Visse uttalelser i rapporten kan være uttalelser om fremtidige forventninger og andre fremtidsrettede uttalelser som er basert på AS (THEMA) sitt nåværende syn, modellering og antagelser og involverer kjente og ukjente risikoer og usikkerheter som kan forårsake at faktiske resultater, ytelser eller hendelser kan avvike vesentlig fra de som er uttrykt eller antydet i slike uttalelser. Enhver handling som gjennomføres på bakgrunn av vår rapport foretas på eget ansvar. Kunden har rett til å benytte informasjonen i denne rapporten i sin virksomhet, i samsvar med forretningsvilkårene i vårt engasjementsbrev. Rapporten og/eller informasjon fra rapporten skal ikke benyttes for andre formål eller distribueres til andre uten skriftlig samtykke fra THEMA. THEMA påtar seg ikke ansvar for eventuelle tap for Kunden eller en tredjepart som følge av rapporten eller noe utkast til rapport, distribueres, reproduseres eller brukes i strid med bestemmelsene i vårt engasjementsbrev med Kunden. THEMA beholder opphavsrett og alle andre immaterielle rettigheter til ideer, konsepter, modeller, informasjon og know-how som er utviklet i forbindelse med vårt arbeid. Page ii

3 INNHOLD 1 INNLEDNING SAMFUNNSØKONOMISK LØNNSOMHET Definisjoner Datagrunnlag Kraftpris- og elsertifikatprognose Skatter og avgifter Resultater samfunnsøkonomisk lønnsomhet PROSJEKTENES DIREKTE BIDRAG TIL VERDISKAPING OG SYSSELSETTING 24 Definisjoner Småskala vannkraftverk Storskala vannkraftverk O/U-prosjekter ØKONOMISKE RINGVIRKNINGER AV NYERE VANNKRAFTPROSJEKTER.. 28 Definisjoner Datagrunnlag Metode Resultater FREMTIDIG VERDISKAPING OG SYSSELSETTING FRA EKSISTERENDE VANNKRAFTVERK I NORDLAND Forutsetninger Verdiskaping storskala vannkraft Verdiskaping småskala vannkraft Oppsummering ANDRE NYTTEVIRKNINGER FRA VANNKRAFTPROSJEKTER Verdien av ikke internaliserte klimakostnader i kraftprisen Fleksibilitet Forsyningssikkerhet Flomvern Lokal bosetning Verdi av infrastruktur OPPSUMMERING OG ANBEFALINGER Innledning Samfunnsnytte basert på prissatte virkninger Andre forhold som bidrar til samfunnsnytten REFERANSER... 59

4 SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER Nordland er Norges nest største vannkraftfylke med en årlig kraftproduksjon på 16,3 TWh. Det tilsvarer 12 prosent av Norges totale vannkraftproduksjon. Den utbygde vannkraften i fylket gir et gjennomsnittlig bidrag til verdiskapingen (BNP) i Norge på 4,6 milliarder kroner pr. år i perioden Et utvalg nyere vannkraftprosjekter i Nordland som er analysert i denne rapporten, viser god samfunnsøkonomisk lønnsomhet og gir store inntekter for grunneiere, stat og kommune. Investeringer i ny vannkraft skaper betydelige ringvirkninger i form av sysselsetting og verdiskaping i leverandørbedrifter både i Nordland fylke og i landet for øvrig. Vannkraft har også positive samfunnsmessige virkninger som ikke fullt ut reflekteres i prosjektverdiene: En tilstramning i globale klimareguleringer med høyere karbonpriser vil kunne øke vannkraftprosjektenes nasjonale og regionale verdiskaping vesentlig ved at kraftprisene 1 øker. Enkelte prosjekter gir også viktige samfunnsmessige nyttevirkninger i form av økt forsyningssikkerhet, flomvern og utbygging av infrastruktur som ofte har andre anvendelser. Innledning Nordland Fylkeskommune skal revidere Regional plan om små vannkraftverk. Planen skal utvides til også å dekke storskala vannkraftverk, vassdragsreguleringer samt utvidelser og opprustning av eksisterende vannkraftverk. I den forbindelse ønsker Fylkeskommunen å danne seg en oversikt over samfunnsnytten av vannkraftprosjekter som kan være til hjelp når søknader knyttet til vannkraftprosjekter skal vurderes. På oppdrag fra Fylkeskommunen har foretatt en analyse av vannkraftens samfunnsnytte i Nordland i form av samfunnsøkonomisk lønnsomhet, verdiskaping, sysselsetting og øvrige, ikke-kvantifiserbare nyttevirkninger. Prosjektet identifiserer positive virkninger av vannkraftprosjekter. Analysene som presenteres er dermed partielle og representerer ikke fullstendige samfunnsøkonomiske kostnad-nytte vurderinger. Resultatene gir imidlertid et godt utgangspunkt når eventuelle negative virkninger for natur og miljø skal avveies mot prosjektenes positive nyttevirkninger. Samfunnsnytten av kraftutbygginger kan knyttes til flere ulike virkninger. Noen virkninger kan relativt enkelt kvantifiseres i økonomiske størrelser basert på informasjon om produksjon, kostnadsforhold og framtidige priser. Vi har omtalt disse effektene som prissatte effekter. Andre effekter kan være vanskelig å kvantifisere uten omfattende undersøkelser. Eksempler på slike virkninger er blant annet betydningen av fleksibilitet, forsyningssikkerhet og flomvern. Det må i denne sammenhengen understrekes at hvert enkelt kraftprosjekt er unikt. Selv om vannkraftteknologien er moden, vil kraftprosjektene variere basert på ulikheter i naturgitte forhold. Ulik geografi, beliggenhet, tilgjengelighet og avstand til infrastruktur har betydning for utbyggingsog driftsforhold som igjen påvirker samfunnsnytten på forskjellige måter. Implikasjonen er at man ikke kan si noe helt generelt om samfunnsnytten som vil gjelde på tvers av ulike prosjekter. Man må vurdere samfunnsnytten prosjekt for prosjekt. Metode og data Analysen av samfunnsnytte kan følge prinsippene som benyttes ved samfunnsøkonomiske lønnsomhetsbetraktninger og/eller de kan ha som mål å vurdere prosjektenes lokale, regionale eller nasjonale ringvirkninger for verdiskaping og sysselsetting. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet sier 1 Med kraftprisen vil i denne rapporten normalt mene den såkalte systemprisen som fremkommer på Nord Pools spotmarked. Nord Pool deler inn det norske kraftmarkedet i områder, og det noteres områdepriser som kan være forskjellig fra systemprisen dersom det er flaskehalser i sentralnettet mellom områdene. I et område med overskudd på kraftproduksjon vil områdeprisen ligge under systemprisen i perioder med flaskehalser. I et underskuddsområde vil områdeprisen ligge over i perioder med flaskehalser. Page 2

5 noe om effektiviteten i ressursutnyttelsen, mens ringvirkninger sier noe om hvilket fotavtrykk prosjektene har i andre deler av økonomien. Det er viktig å ha i mente at positive nasjonale eller regionale ringvirkninger ikke er ensbetydende med at et prosjekt er samfunnsøkonomisk lønnsomt. Også samfunnsøkonomiske ulønnsomme prosjekter kan gi positive ringvirkninger. Vi har lagt opp til en kombinasjon av disse innfallsvinklene: Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av nye vannkraftprosjekter (Kapittel 2) Verdiskaping og sysselsetting i driftsfasen av nye vannkraftprosjekter (Kapittel 3) Økonomiske ringvirkninger av nyere vannkraftprosjekter i Nordland (Kapittel 4) Verdiskaping og sysselsetting fra allerede utbygd vannkraft i Nordland (Kapittel 5) Øvrige nyttevirkninger av vannkraft i Nordland (Kapittel 6) En oppsummering og anbefalinger til bruk av resultatene (Kapittel 7) Dataene vi ha brukt i denne analysen bygger på innsamlede data fra nyere vannkraftprosjekter, bransjedata fra blant annet NVE samt THEMAs egne databaser. Vi har samlet prosjektdata for i alt 11 kraftprosjekter; 5 småkraftprosjekter, 4 storskala prosjekter og 2 utvidelsesprosjekter av eksisterende storskala kraftanlegg. Prosjektdataene brukes som inngangsdata for alle de kvantitative analysene. Gjennomgående god samfunnsøkonomisk lønnsomhet Vi måler samfunnsøkonomisk lønnsomhet ved hjelp av nåverdi 2 pr. kwh gjennomsnittlig årsproduksjon 3. Figur 0.1 viser samfunnsøkonomisk lønnsomhet for kraftprosjektene i utvalget basert på prissatte virkninger. Stoplene med tall viser gjennomsnittlige verdier innen hver kategori. Figur 0.1 Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av kraftprosjektene i utvalget basert på prissatte virkninger 4 2 Nåverdien av et prosjekt sier noe om prosjektets lønnsomhet utover et gitt avkastningskrav. For at et prosjekt skal være lønnsomt må den forventede avkastningen være minst like god avkastning som et alternativt tilsvarende risikabelt prosjekt. Hvis et prosjekt gir lavere avkastning enn avkastningskravet, har prosjektet en negativ nåverdi. Rent teknisk fremkommer nåverdien ved å neddiskontere prosjektets fremtidige kontantstrøm med et avkastningskrav. Avkastningskravet skal reflektere den alternative avkastningen av kapitalen. 3 Kraftproduksjonen i norske vind- og vannkraftverk varierer fra år til år basert på forbruk, kraftpriser, nedbør og vindforhold. Den gjennomsnittlige årsproduksjonen over de siste ti årene benevnes som kraftverkenes middelproduksjon. For nyere kraftverk hvor det ikke foreligger historiske data, brukes forventet gjennomsnittsproduksjon. 4 Kraftverkene som inngår i analysen er ikke identifiserte ettersom tall knyttet til kostnader er konfidensielle. Page 3

6 10 av 11 prosjekter er samfunnsøkonomisk lønnsomme gitt THEMAs basis prisprognose og et avkastningskrav på 6 prosent 5. Det ene prosjekt som ikke er samfunnsøkonomisk lønnsomt er et småkraftprosjekt med høye kostnader. Vi ser også at O/U-prosjektene i utvalget oppnår en høyere samfunnsøkonomiske lønnsomhet enn de andre prosjektkategoriene. På tross av en begrenset størrelse på utvalget er variasjonen stor mellom enkeltprosjekter, særlig blant småkraftverkene. De ulike prosjekttypene har litt forskjellige karakteristiske trekk som har betydning for resultatene referert i figuren over. Småkraftprosjektene i utvalget har de relativt laveste investeringskostnadene, men samtidig noe høyere driftskostnader pr. kwh. De relativt høye driftskostnadene er trolig knyttet til at det foreligger stordriftsfordeler i drift av kraftanlegg. Småkraftverkene har i tillegg i begrenset grad tilgang på vannmagasin og dermed små muligheter til å styre kraftproduksjonen mot perioder med høye kraftpriser. Flere småkraftprosjekter realiserer kraftpriser som ligger 5 prosent under Nord Pools systempris, mens de to andre prosjekttypene realiserer priser som ligger på 4 og 6 prosent over systemprisen. Høyere driftskostnader og lavere realiserte priser mer enn kompenserer for lavere investeringskostnader slik at samfunnsnytten pr. kwh er noe lavere for det gjennomsnittlige småkraftprosjektet enn for gjennomsnittsprosjektene i de andre to prosjektkategoriene. O/U-prosjektene som er analysert i dette prosjektet, gjelder utvidelser av eksisterende vannkraftverk. Alternativkostnaden ved å skifte ut og fornye eksisterende kraftverk er trukket fra, og merkostnaden ved å utvide kapasiteten er antatt å i liten grad påvirke de samlede drifts- og lønnskostnadene til kraftverkene, noe som gir O/U-prosjektene lave driftskostnader sammenlignet med de to andre kategoriene 6. Utvidelsesprosjektene i utvalget har videre noe lavere investeringskostnader enn de nye storskalaanleggene noe som ytterligere bidrar til å forbedre den samfunnsøkonomiske lønnsomheten. Fordelingen av nåverdiene Tabell 0.1 viser hvordan nåverdien blir fordelt mellom ulike interessegrupper. Staten er en stor interessent gjennom skattesystemet, mens kommunene får inntekter fra eiendomsskatt, naturressursskatt og konsesjonskraft. Fylket mottar også en mindre inntekt gjennom naturressursskatten og kan potensielt også være mottager av konsesjonskraft. Falleie mottas av grunneier i de fleste småkraftprosjektene. Etter at en falleieavtale opphører, kan grunneier også overta anlegget fra investor noe som med våre antagelser skjer etter 45 år. Verdien av kraftverket etter overtagelse fra grunneier står oppført under restverdi til grunneier. Nåverdien sett fra investors perspektiv tilsvarer den bedriftsøkonomiske prosjektlønnsomheten inklusiv investeringene. Når nåverdien for investor er negativ, oppnår ikke prosjektene bedriftsøkonomisk lønnsomhet med det valgte avkastningskravet som i våre beregninger er satt til 6 prosent 7. Vi oppgir derfor også prosjektenes internrente, som sier hvilket avkastningskrav prosjektene kan bære. Når internrenten tilsvarer avkastningskravet, er nåverdien for investor lik null. Tabell 0.1. Fordeling av nåverdi for gjennomsnittsprosjektet innen hver kategori O/U- prosjekter Storskala Småkraft Staten 3,06 2,30 1,03 Kommune og fylke 1,27 1,34 0,42 Falleie - - 0,54 Investor (internrente) -0,47 (5,55%) -1,56 (4,66%) (5,03%) Restverdi til grunneier - - 0,6 Sum 3,91 2,09 1,98 5 Nominelt etter skatt. 6 Dette vil ikke nødvendigvis gjelde alle O/U-prosjekter. 7 Nominelt. Page 4

7 Siden småkraft ikke er underlagt grunnrenteskatt og heller ikke er pålagt å levere konsesjonskraft eller betale konsesjonsavgift, er det offentliges andel (stat, kommune og fylke) av disse prosjektene lavere enn for de andre prosjektkategoriene. Den delen av nåverdien som tilfaller regionen direkte, er i første rekke kommunenes og fylkets inntekter og grunneiers inntekter i form av falleie og kraftverkets restverdi. I den grad investor er lokal vil hele eller deler av denne nåverdien også tilfalle lokale eller regionale interesser. Som vi ser ligger summen av nåverdien som tilfaller grunneier og kommuner/fylke på mellom 1,27 og 1,56 kroner pr. kwh. Den regionale andelen av verdiskapingen målt ved nåverdi er med andre ord relativt lik på tvers av prosjektkategoriene. Verdiskaping fra allerede utbygde vannkraftprosjekter i Nordland. Vi har analysert gjennomsnittsprosjektenes direkte bidrag til verdiskaping målt ved BNP gjennom prosjektenes levetid, se tabell 0.2. Tabell 0.2. Aggregert bidrag til BNP og hvordan verdiskapingen fordeles for gjennomsnittsprosjektet innen hver prosjektgruppe O/U-prosjekt Storskala Småkraft Prosjektstørrelse (GWh) Verdiskaping, Mill NOK Arbeidskraft % - 2,1% 5,2% Grunneier, % % Investor, % 48% 49% 48% Skatt til staten, % 38% 33% 17% Kommuner og fylke, % 14% 15,9% 2,8% Vi ser av tabell 0.2 at staten også tar en stor del av verdiskapingen målt ved prosjektenes bidrag til BNP gjennom skattesystemet. Bidraget fra småkraft til staten er midlertid vesentlig lavere enn for de andre to prosjektgruppene siden småkraft ikke betaler grunnrenteskatt. Vi ser også at kommunens og fylkets andel av verdiskapingen er langt høyere for O/U-prosjekter og storskalaprosjekter etter som disse er pålagt konsesjonskraft og konsesjonsavgift som småkraftprosjektene også er fritatt for. På den annen side betaler de store prosjektene normalt ikke falleie, men kjøper eller eier fallrettighetene selv. Vi ser videre at avlønning av arbeidskraften utgjør en betydelig større andel av kostnadene for småkraftprosjektene enn for de større prosjektene, hvilket nok en gang reflekterer at det foreligger stordriftsfordeler ved drift av kraftanlegg. Økonomiske ringvirkninger av investeringer De innsamlede dataene er også brukt til å anslå hvilke økonomiske ringvirkninger investeringer i nye kraftanlegg har. Analysen fanger opp virkninger for leverandørindustrien nasjonalt og regionalt i fylket. Resultatet av ringvirkningsanalysen er oppsummert i tabell 0.3 nedenfor. Vi presenterer resultatene som nøkkeltall pr. million kroner i investeringskostnad. Sysselsettingseffekten i leverandørindustrien for Norge samlet ligger rundt 0,8 årsverk pr. million kroner investert i utbyggingsfasen. Fordelingen mellom Nordland og resten av Norge varierer en del mellom de ulike prosjektkategoriene, høyest i favør av Nordland fylke for O/U-prosjektene og lavest for storskala vannkraft. Storskala vannkraft skårer noe lavere fordi de store prosjektene i utvalget i mindre grad benytter seg av lokale entreprenører enn de andre vannkraftprosjektene. En begrensende faktor for bruk av lokale entreprenører i store vannkraftprosjekter kan være at det er et begrenset antall lokale entreprenører med tilstrekkelig kapasitet, særlig hvis det foregår flere store byggeprosjekter samtidig. Page 5

8 I snitt over alle prosjektkategoriene er den regionale sysselsettingseffekten i Nordland 0,4 årsverk pr. millioner kroner investert. Det vil si at basert på det utvalget prosjekter som er undersøkt i denne rapporten, vil omtrent 40% av sysselsettingen i utbyggingsfasen finne sted i Nordland. Verdiskapingseffekten pr. million kroner investert ligger på omkring kroner for Norge for alle prosjektkategoriene. Det er marginalt høyere enn resultatet i en nasjonal ringvirkningsanalyse gjort for Småkraftforeninga 8. Også på dette punktet er det betydelig variasjon mellom prosjektkategoriene når det gjelder andelen av verdiskapingen som finner sted i Nordland der O/U-prosjektet anslår å gi i verdiskaping i Nordland pr. million investert mot kun for det gjennomsnittlige storskala prosjektet. Det begrensede utvalget kraftverk undersøkt i denne rapporten og den store variasjonen som observeres innen hver prosjektkategori gjør likevel at disse forskjellene ikke kan antas å gjelde generelt, men bør vurderes fra prosjekt til prosjekt. Tabell 0.3 Nøkkeltall for økonomiske ringvirkninger av å investere i kraftprosjekter i Nordland Ringvirkninger - sysselsetting pr. million i investeringskostnad (Årsverk) Nordland Øvrig nasjonalt Samlet for Norge Småskala vannkraft 0,35 0,42 0,77 Storskala vannkraft 0,26 0,54 0,8 O/U- prosjekt 0,53 0,27 0,80 Kilde: Datainnsamling, SSB og egne utregninger Ringvirkninger - verdiskaping pr. million i investeringskostnad (1000 NOK2017) Nordland Øvrig nasjonalt Samlet for Norge Småskala vannkraft Storskala vannkraft O/U- prosjekt Kilde: Datainnsamling, SSB og egne utregninger 8 I denne studien var den gjennomsnittlige direkte og indirekte verdiskapingen anslått til kroner pr. kwh. Se THEMA rapport Småkraft og samfunnsnytte Page 6

9 Samlet verdiskaping fra prosjekter som allerede er bygd ut Basert på data fra gjennomsnittsprosjektene har vi simulert det samlede bidraget til BNP over perioden 2017 til 2041, og hvordan verdiskapingen er fordelt. Hovedresultatene er vist i tabell 0.4 Tabell 0.4. Bidrag til BNP, aggregert og fordeling Utbygd småkraft Utbygd Storkraft Utbygd vannkraft Produksjonskapasitet TWh 1,1 15,2 16,3 Aggregert bidrag til BNP, , millioner NOK Verdiskaping pr. middelproduksjon 0,26 NOK/kWh 0,28 NOK/kWh 0,28 NOK/kWh Investor 58,4% 40% 41% Staten (skatt) 17,1% 39% 38% Grunneier (falleie) 14% - 0,8% Avlønning av arbeidskraft 9% 1,3% 1,7% Kommunen, skatt og konsesjonskraft 1,5% 18,5% 17,5% Fylket - 0,7% 0,7% Den totale produksjonskapasiteten er 16,3 TWh fordelt på 15,2 TWh storskala og 1,1 TWh småskala. Den samlede verdiskapingen for 16,3 TWh vannkraft utbygd i Nordland ved inngangen til 2017 i perioden anslås til 114 mrd. NOK Det gir en gjennomsnittlig verdiskaping på henholdsvis 0,26 kroner pr. kwh for småkraft og 0,28 kroner pr. kwh for store vannkraftutbygginger 9. Kvalitativ vurdering av andre forhold som bidrar til samfunnsnytten Det er en rekke egenskaper som bidrar til samfunnsnytten som ikke lar seg så lett kvantifisere, eller der kvantifiseringen er beheftet med betydelig usikkerhet. Tabell 0.4 oppsummerer vår vurdering av hvordan de ulike egenskapene slår ut på de forskjellige kriteriene. Noen av disse egenskapene gjelder alle typer kraftprosjekter, mens andre vil være mere aktuelle for enkelte prosjekttyper. Verdien av ikke internaliserte klimakostnader er proporsjonal med kraftproduksjon og vil således øke med prosjektenes størrelse. Målt pr. kwh vil virkningen være den samme for alle prosjektkategorier. Prosjektenes bidrag til forsyningssikkerhet og fleksibilitet er avhengig av tilgang på vannmagasiner og effektkapasitet. Alle prosjekter vil i noen grad bidra til forsyningssikkerhet, men kraftverk uten reguleringsevne i mindre grad enn for kraftverk med vannmagasiner.. Også flomvern er avhengig av reguleringsevne og vil derfor først og fremst være aktuelt for store prosjekter. Lokal bosetting vil på den ene siden være avhengig av ringvirkningene for det lokale næringslivet, men også lokalt eierskap har betydning. Tabell 0.4. Kvalitativ vurdering av andre forhold som bidrar til samfunnsnytten Kriterium Verdi av ikke internaliserte klimakostnad Fleksibilitet Forsyningssikkerhet Flomvern Lokal bosetting Verdi av infrastruktur Proporsjonal med kraftproduksjon Avhengig av tilgangen på magasin og effektkapasitet Avhengig av tilgang på magasin og effektkapasitet Forutsetter reguleringsmuligheter Prosjektene bidrag til lokale inntekter og sysselsetting Verdi av veier og nett for andre aktører 9 For allerede utbygde prosjekter er det ikke meningsfylt å skille mellom store prosjekter og O/u prosjekter Page 7

10 Anbefalt fremgangsmåte I forbindelse med fylkeskommunens behandling av konsesjonssøknader bør fylkeskommunen adressere både samfunnsøkonomiske nyttevirkninger som kan kvantifiseres og andre virkninger som kan underlegges en kvalitativ vurdering. Kvantifiseringer kan gjøres ved hjelp av nøkkeltall eller ved bruk av en regnearksbasert prosjektevalueringsmodell der en legger inn data for produksjon, investeringer og kraftpriser og der en kan legge inn ulike forutsetninger mht. avkastningskrav, skattesatser og andre parametere. Vår anbefaling er at fylket tar i bruk en slik modell i forbindelse med sine analyser av samfunnsnytte på grunn av de store observerte forskjellene mellom ulike prosjekter også innenfor samme prosjektkategori. Hvis fylket ikke ønsker å anvende en prosjektvalueringsmodell i sitt arbeid, kan noen størrelser kvantifiseres ved hjelp av nøkkeltall. Analyse basert på nøkkeltall gir mer usikre resultater enn bruk av en prosjektevalueringsmodell. For den spesifikke fremgangsmåten vises det til gjennomgangen i kapittel 7. Kapittel 7 anviser også fremgangsmåte for vurdering av øvrige virkninger som ikke er kvantisert i denne studien. Page 8

11 1 INNLEDNING Nordland er Norges nest største vannkraftfylke med en årlig middelproduksjon på 16,3 TWh fordelt på 115 småskala 10 og 35 storskala vannkraftverk. Det utgjør 12 prosent av Norges samledes vannkraftproduksjon på 134 TWh 11. Ytterligere 302 GWh er under bygging, og det er i tillegg gitt byggingstillatelse til 653 GWh 12. Den utbygde vannkraften i Nordland fordeler seg over 31 kommuner som illustrert i Figur 1. Figur 1: Utbygd middelproduksjon fra vannkraftverk pr. kommune i Nordland i 2017 (GWh) Kilde: NVEs konsesjonsdatabase (2017) Nordland Fylkeskommune skal revidere Regional plan om små vannkraftverk. Planen skal utvides til også å dekke storskala vannkraftverk, vassdragsreguleringer samt utvidelser og opprustning av eksisterende vannkraftverk. I den forbindelse ønsker Fylkeskommunen å danne seg en oversikt over samfunnsnytten av vannkraftprosjekter som kan være til hjelp når søknader knyttet til vannkraftprosjekter skal vurderes. På oppdrag fra Fylkeskommunen har foretatt en analyse av vannkraftens samfunnsnytte i Nordland i form av samfunnsøkonomisk lønnsomhet, verdiskaping, sysselsetting og øvrige, ikke-kvantifiserbare nyttevirkninger. Vi har samlet inn prosjekt- og regnskapsdata fra 11 vannkraftprosjekter i Nordland fra 6 ulike kraftselskaper. Utvalget er utformet slik at det dekker småskala og storskala vannkraftverk samt utvidelser av eksisterende storskala kraftverk. Det er lagt vekt på å finne vannkraftprosjekter som er under bygging, planlegges eller er idriftsatt i løpet av de siste årene for at de innsamlede dataene skal være mest mulig representative for fremtidige vannkraftprosjekter i fylket. Prosjektet tar sikte på å identifisere positive virkninger av vannkraftprosjekter. Analysene som presenteres er dermed partielle og representerer ikke fullstendige samfunnsøkonomiske kostnadnytte vurderinger. Resultatene gir imidlertid et godt utgangspunkt når eventuelle negative virkninger for natur og miljø skal avveies mot prosjektenes positive nyttevirkninger. Samfunnsnytte av vannkraftutbygginger har flere aspekter og kan analyseres på ulike måter. Valg av metode og fremgangsmåte må reflektere hvilke perspektiver som legges til grunn. Analysen kan fokusere på de nytteeffektene som allerede utbygde prosjekter har gitt og vil gi gjennom prosjektenes forventede levetid. Analysen kan også vurdere samfunnsnytten av å bygge ut nye vannkraftanlegg. Analysen av samfunnsnytte kan følge prinsippene som benyttes ved samfunnsøkonomiske lønnsomhetsbetraktninger og/eller de kan ha som mål å vurdere prosjektenes lokale, regionale eller nasjonale ringvirkninger for verdiskaping og sysselsetting. Det er viktig å ha i mente at positive nasjonale eller regionale ringvirkninger ikke er ensbetydende med at et prosjekt er 10 Et vannkraftverk er definert som småskala dersom installert ytelse er under 10 MW. Storskala vannkraft er underlagt naturressursskatt, grunnrenteskatt og må levere konsesjonskraft til lokal kommune/fylke. 11 Beregnet ut fra samlet middelproduksjon fra alle norske vannkraftverk pr (erapp, 2017). 12 Pr (erapp, 2016) Page 9

12 samfunnsøkonomisk lønnsomt. Også samfunnsøkonomiske ulønnsomme prosjekter kan gi positive ringvirkninger. Vi har lagt opp til en kombinasjon av disse innfallsvinklene: Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av nye vannkraftprosjekter (Kapittel 2) Verdiskaping og sysselsetting i driftsfasen av nye vannkraftprosjekter (Kapittel 3) Økonomiske ringvirkninger av nyere vannkraftprosjekter i Nordland (Kapittel 4) Verdiskaping og sysselsetting fra allerede utbygd vannkraft i Nordland (Kapittel 5) Øvrige nyttevirkninger av vannkraft i Nordland (Kapittel 6) En oppsummering og anbefalinger til bruk av resultatene (Kapittel 7) Analysene i kapittel 2-4 bygger på innsamlede data fra de 11 prosjektene i utvalget. Dataene benyttes både til å vise variasjonen i sentrale parametere mellom de ulike prosjektene og til å etablere beregningsforutsetninger som benyttes til å analysere potensialet for verdiskaping og sysselsetting knyttet til nye prosjekter. Analysene i kapittel 5 er basert på offentlige databaser, kostnadsanslag og rapporter. Page 10

13 2 SAMFUNNSØKONOMISK LØNNSOMHET I dette kapittelet presenteres datagrunnlag, forutsetninger og resultater av en samfunnsøkonomisk lønnsomhetsanalyse av nyere vannkraftprosjekter i Nordland. Analysen er ikke fullstendig i og med at den kun tar høyde for prissatte virkninger og dermed ikke vurderer prosjektenes innvirkning på lokalmiljø, verdi av uberørt natur og andre virkninger. Samtlige vannkraftprosjekter med unntak av ett er samfunnsøkonomisk lønnsomme vurdert på bakgrunn av prissatte virkninger. Basert på innsamlede data anslås lønnsomheten før falleie, skatt av småskala, storskala og O/U-prosjekter til henholdsvis 1,88 NOK2017/kWh, 2,09 NOK2017/kWh og 3,91 NOK2017/kWh. Definisjoner Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av vannkraftprosjekter er i denne analysen definert som prosjektets nåverdi 13 før skatter, avgifter og falleie. Det vil si at kostnaden ved å bygge og drifte vannkraftverket vurderes opp mot de samlede inntektene til kraftverkets eier (investor), staten (skatteinntekter), kommunen (skatteinntekter og konsesjonskraft), fylket (skatteinntekter) og grunneier (falleie). Den samfunnsøkonomiske lønnsomheten uttrykkes som nåverdi pr. kwh gjennomsnittlig årsproduksjon 14. Prosjektet er samfunnsøkonomisk lønnsomt i den grad prosjektets samfunnsøkonomiske nåverdi er positiv 15.. Analysen er partiell i den forstand at den begrenser seg til å se på prissatte virkninger, dvs. at kun kostnader og inntekter som kan kvantifiseres og som påvirker prosjektenes kostnader og inntekter tas med. Det vil si at samfunnsøkonomiske tap og verdi som ikke er reflektert i prosjektenes kostnader og inntekter ikke er medregnet. Verdien av flomvern eller produksjon av fornybar energi kan være eksempler på elementer som ikke fullt ut er reflektert i prosjektets inntekter, mens eventuelle negative konsekvenser for miljøet ved å bygge ut et nytt kraftverk kan være et eksempel på tilsvarende kostnader. Datagrunnlag Småskala vannkraftverk Småskala vannkraftverk er i denne rapporten definert som kraftverk med en installert ytelse på mindre enn 10 MW. Årsaken til at det dras et skille ved 10 MW er at større kraftverk går gjennom en annen prosedyre for å få byggingsgodkjenning og har et annet skatte- og avgiftsregime enn kraftverk mindre enn 10 MW. Ved inngangen til 2017 var det utbygd GWh med småskala vannkraftverk i Nordland fylke. Av dette var 427 GWh bygget ut etter 2010, og ytterligere 78 GWh var under bygging i Vi har samlet inn data om i alt fem småkraftverk med en samlet middelproduksjon som utgjør 20 prosent av samlet middelproduksjon fra småkraftverk som er utbygd etter 2009 eller for tiden er under bygging i Nordland. Det er en god variasjon mellom kraftverkene i datagrunnlaget med hensyn til installert ytelse og middelproduksjon. Det er også en betydelig variasjon med hensyn til investeringskostnadene relativt til installert ytelse og middelproduksjonen (Figur 2). 13 Nåverdien av et prosjekt sier noe om prosjektets lønnsomhet utover et gitt avkastningskrav. For at et prosjekt skal være lønnsomt må den forventede avkastningen være minst like god avkastning som et alternativt, tilsvarende risikabelt prosjekt Hvis et prosjekt gir lavere avkastning enn avkastningskrav, har prosjektet en negativ nåverdi. Rent teknisk fremkommer nåverdien ved å neddiskontere prosjektets fremtidige kontantstrøm med et avkastningskrav. Avkastningskravet skal reflektere den alternative avkastningen av kapitalen. 14 Kraftproduksjonen i norske vind- og vannkraftverk varierer fra år til år basert på forbruk, kraftpriser, nedbør og vindforhold. Den gjennomsnittlige årsproduksjonen over de siste ti årene benevnes som kraftverkenes middelproduksjon. For nyere kraftverk hvor det ikke foreligger historiske data, brukes forventet gjennomsnittsproduksjon. 15 Samfunnsøkonomisk lønnsomhet og samfunnsøkonomisk nåverdi brukes som synonyme begreper i denne rapporten. Page 11

14 Figur 2: Investeringskostnad pr. installert ytelse og middelproduksjon for de innsamlede småkraftverkene. Gjennomsnittskraftverket er markert i grønt. Kilde: Datainnsamling Basert på de innsamlede dataene har vi generert et gjennomsnittlig småkraftverk som har en installert ytelse på 5,1 MW, en middelproduksjon på 16 GWh og en investeringskostnad pr. middelproduksjon på 5,3 NOK 2017/kWh. har i et annet prosjekt samlet inn kostnadstall for et større utvalg småkraftverk i hele Norge. Investeringskostnadene lå mellom 1,5-5,9 NOK 2017/kWh med et snitt på 3,7 NOK/kWh. Den andre undersøkelsen omfattet 34 kraftverk. Det kan indikere at kostnadsnivået for småkraftverkene i den foreliggende analysen ligger på den høye siden. De rapporterte driftskostnader knyttet til lønn, drift og vedlikehold og nett varierer mellom 5,1 og 20,7 øre 2017/kWh 16. Mange småskala vannkraftverk inngår en falleieavtale med grunneier. Falleieavtalene utformes på forskjellige måter, men de fleste utformes enten som brutto- eller nettoavtale. Med en bruttoavtale mottar grunneier en gitt andel av brutto inntekter knyttet til et kraftverk, mens med en nettoavtale er det brutto inntekter fratrukket en eller flere kostnadselementer som utgjør grunnlaget for falleien 17. I utvalget har tre kraftverk bruttoavtaler, ett har en nettoavtale og ett har kjøpt fallrettighetene. Det er også stor variasjon når det gjelder hvor stor prosentandel av brutto/netto inntekt som går til grunneier i utvalget. Det betyr at andelen av verdiskapingen som tilfaller grunneier, kan variere ganske mye rundt gjennomsnittstallene. For gjennomsnittskraftverket har vi gått ut i fra en bruttomodell der falleier mottar 9% av bruttoinntekter inkludert inntekter fra elsertifikater. I tillegg til at grunneier mottar falleie, inngår grunneier og investor ofte en avtale om vederlag til investor dersom grunneier overtar eierskap av kraftverket etter et gitt antall år. Vi har for snittkraftverket antatt at grunneier etter 45 år har mulighet til å overta kraftverket for halvparten av den opprinnelige investeringskostnaden 18. Det er antatt at kraftverket deretter kan driftes av grunneier i ytterligere 22 år, slik at kraftverket har en samlet levetid på 67 år. 19 Det er stor variasjon mellom vannkraftverk når det gjelder evnen til å regulere kraftproduksjonen over døgnet og året. Mange store vannkraftanlegg er tilknyttet damanlegg som gjør at de kan lagre 16 Driftskostnaden på 20,7 øre2017/kwh skiller seg kraftig ut fra alle de øvrige kraftverkene i porteføljen og vi har derfor valgt å ikke ta den med i beregningen av driftskostnaden for det genererte gjennomsnittskraftverket. 17 Vi har i våre beregninger gått ut i fra at avregningsgrunnlaget med en brutto falleieavtale er kraftverkets salgsinntekter inkludert salg av konsesjonskraft og elsertifikater. Med en netto falleieavtale er avregningsgrunnlaget bruttoinntekten fratrukket driftskostnader, eiendomsskatt, skattemessige avskrivninger samt et bestemt avkastningskrav på skattemessig verdi. 18 I nominelle kroner. Det er viktig å påpeke at det er store variasjon fra avtale til avtale også når det gjelder kompensasjon for tilbakefall av falleien/kraftverket. 19 Vi har valgt å sette levetiden for småkraftverkene lik levetiden for de store kraftverkene i denne analysen. I analysen av småkraftprosjekter gjort for småkraftforeninga antok vi en økonomisk levetid på 40 år, som er lengden på de fleste falleieavtalene. Vi la i prosjektet for småkraftforeninga større vekt på den bedriftsøkonomiske lønnsomheten for investor enn i dette prosjektet. I en samfunnsøkonomisk analyse er det den økonomiske levetiden på anleggene som er avgjørende, ikke lengden på falleieavtalene. Page 12

15 vanntilsig i flere år, og kan dermed stoppe og starte produksjonen for å maksimere produksjonen når kraftprisene er gode 20. De fleste små vannkraftverk har derimot liten eller ingen mulighet til å regulere produksjonen etter kraftprisen, men må produsere når vannforholdene tilsier det. Muligheten til å regulere vannkraftproduksjonen påvirker hvor høy gjennomsnittspris et kraftverk klarer å oppnå gjennom året. Et uttrykk for dette er et kraftverks prispremie som er kraftverkets gjennomsnittlige salgspris delt på den gjennomsnittlige kraftprisen i området hvor kraftverket ligger (områdeprisen). Oppgitt prispremie for småskala vannkraft i de innsamlede dataene varierer mellom prosent, og vi har derfor valgt en prispremie for snittkraftverket på 95 prosent. På bakgrunn av de innsamlede dataene har vi generert et gjennomsnittlig småkraftverk som tjener til å illustrere lønnsomhet og verdiskaping for et nyere småkraftverk i Nordland. Parametere for det genererte gjennomsnittskraftverket kan sees i Tabell 1. Tabell 1: Parametere for det genererte gjennomsnittlige småkraftverket Parametere Installert ytelse Middelproduksjon Gjennomsnittskraftverk 5,1 MW 16,2 GWh Brukstid Prispremie 95 % Investeringskostnad Driftskostnader (inkl. nettkostnader) Falleieavtale Falleieavtale - lengde 84,7 MNOK2017 6,3 øre2017/kwh Brutto 45 år Andel av bruttoinntekt til falleie 9 % Eiendomsskatt (andel av skattemessig verdi) 0,7 % Idriftsettelse 2017 Avskrivning skattemessige verdier Levetid for kraftverket Kilde: Egne forutsetninger og gjennomsnittsberegninger fra innsamlet datamateriale Storskala vannkraftverk Storskala vannkraftverk er definert som kraftverk over 10 MW, som dermed er underlagt et annerledes skatteregime enn småskala vannkraft (se seksjon 2.4 for detaljer). Ved inngangen til 2017 var det totalt 36 storskala vannkraftverk med en samlet produksjon på GWh i Nordland. Av disse er 123 GWh bygget ut etter år 2000, mens ytterligere 341 GWh er under bygging. Vi har samlet inn data fra fire storskala vannkraftverk med idriftsettelse i perioden Noen av kraftverkene er under bygging og de oppgitte tallene utgjør derfor selskapenes beste estimater på nåværende tidspunkt. Investeringskostnadene varierer mellom 5,7 7,34 NOK/kWh. Det gjennomsnittlige storskala kraftverket har en middelproduksjon på 82 GWh og en investeringskostnad på 6,4 NOK/kWh middelproduksjon. Mange storskala vannkraftprosjekter har vannmagasiner som gjør dem i stand til å styre produksjonen til tidspunkt der kraftprisene er høye. Denne formen for fleksibilitet gjør at realisert gjennomsnittlig kraftpris ofte ligger høyere enn den gjennomsnittlige områdeprisen 21. Basert på innsamlede data har det gjennomsnittlige storskala vannkraftverket i vårt utvalg en prispremie på 6 prosent over områdeprisen. I enkelte tilfeller kan vannkraftverk med store magasiner kunne oppnå 45 år 67 år 20 I mange tilfeller er reguleringsevnen likevel ofte begrenset av at kraftverkene er pålagt å opprettholde et minimumsnivå av vannføring i elven nedenfor. Dette utgjør som regel en del av betingelsene for å oppnå konsesjon. 21 Det norske kraftmarkedet er inndelt i geografiske prisområder. Hvert prisområde har en områdepris som kan avvike fra Nord Pools systempris og øvrige områdeprisene dersom det er overføringsbegrensninger mellom områdene. Page 13

16 en enda høyere prispremie. Øvrige parametere for det genererte gjennomsnittlige storskala kraftverket kan sees i Tabell 2. Tabell 2: Parametere for det genererte gjennomsnittlige storskala kraftverket Parametere Installert ytelse Middelproduksjon Gjennomsnittskraftverk 23 MW 82 GWh Brukstid Prispremie 106 % Investeringskostnad Driftskostnader (inkl. nettkostnader) Konsesjonsavgift 521 MNOK2017 5,35 øre2017/kwh 0,5 øre2017/kwh Andel konsesjonskraft 9 % Eiendomsskatt (andel av skattemessig verdi) 0,7 % Idriftsettelse 2017 Levetid Skattemessige avskrivninger Kilde: Egne forutsetninger og gjennomsnittsberegninger fra innsamlet datamateriale O/U-prosjekter 67 år Lineært over 67 år Opprustnings- og utvidelsesprosjekter (O/U-prosjekter) er en samlebetegnelse på alle typer prosjekter som dreier seg om å gjøre endringer på allerede eksisterende vannkraftverk med det mål for øye å redusere kostnader eller øke produksjonen. Det er viktig å bemerke at utvidelser som regel finner sted på et tidspunkt der det uansett ville ha vært behov for å pusse opp eller skifte ut eksisterende anleggsmidler. Når vi har vurdert kostnadene knyttet til utvidelsesprosjektene i denne rapporten, har vi derfor sett på merkostnaden ved å utvide kapasiteten utover kostnaden ved bare å fornye anlegget med eksisterende kapasitet. Vi har samlet inn data for to nyere O/U-prosjekter i Nordland. Begge dreier seg om utvidelse av eksisterende storskala vannkraftanlegg som uansett ville ha måttet rehabilitere eller fornye eksisterende turbiner og kraftstasjon. I begge tilfellene medfører prosjektene en del bygg- og anleggsvirksomhet i forbindelse med utvidelsene. Samtidig vil ikke utvidelsene i seg selv føre til nevneverdige endringer i driftskostnader utover det som allerede knytter seg til eksisterende kraftverk utover nettkostnadene som varierer med produksjonen 22. Prosjektene har svært ulik størrelsesorden, men er begge en del av storskala vannkraftverk. Økt produksjon og inntjening vil derfor pålegges konsesjonskraft, skatter og avgifter som et storskala kraftverk. I snitt ender prosjektene opp med en investeringskostnad på 5,41 NOK 2017/kWh middelproduksjon. Parametere for det genererte gjennomsnittlige O/U-prosjektet kan sees i Tabell O/U-prosjekter er en svært heterogen prosjektkategori, og hvorvidt et O/U-prosjekt vil medfører endringer i drift- og vedlikeholdskostnadene vil være prosjektavhengig. Page 14

17 Tabell 3: Parametere for det gjennomsnittlige O/U-prosjektet i porteføljen Parametere Installert ytelse Middelproduksjon Gjennomsnittskraftverk 55 MW 104 GWh Brukstimer Realisert kraftpris som andel av områdeprisen 104 % Investeringskostnad Driftskostnader (nettkostnader) 566 MNOK2017 2,2 øre2017/kwh Konsesjonsavgift 0,45 Konsesjonskraft 9 % Eiendomsskatt (andel av skattemessig verdi) 0,7 % Idriftsettelse 2017 Levetid Avskrivninger Kilde: Egne forutsetninger og gjennomsnittsberegninger fra innsamlet datamateriale Kraftpris- og elsertifikatprognose 67 år Lineært over 67 år Den norske kraftprisen ligger rundt 250 NOK 2017/MWh i 2017, eller 25 øre 2017/kWh. Det lave nivået skyldes i første rekke en romslig kraftbalanse og lave kull- og CO 2-priser. Vi antar at prisen vil falle noe frem mot 2020, men at den deretter vil styrke seg på grunn av bedret kraftbalanse og økende CO 2-pris. s prisprognose for første kvartal 2017 fram til 2045 kan sees i Figur 3 referansescenario for kraftpris NO1-NO Kraftprisen er ventet å øke jevnt fra 250 NOK 2017/MWh i dag til mellom 400 og 450 NOK 2017/MWh innen For en analyse av vannkraftprosjekter i Nordland er det områdeprisen i NO4 som vil være gjeldende. NO4 dekker Nordland, Troms og Finnmark, og har en marginalt lavere områdepris enn resten av landet som følge av et produksjonsoverskudd og begrenset overføringskapasitet til Sverige og Midt- Norge. Fremtidig utvikling i kraftproduksjon og -forbruk i området, samt eventuelle endringer i overføringskapasiteten til tilgrensende områder vil kunne påvirke forholdet mellom prisene i NO4 og resten av landet. Enkelt forklart vil en økning av produksjonsoverskuddet uten endringer i overføringskapasiteten kunne føre til en lavere områdepris, mens et redusert produksjonsoverskudd og/eller økt overføringskapasitet bidra til at prisene blir likere tilgrensende områder. 23 I denne rapporten er det antatt en flat reell kraftpris fra og med Page 15

18 Figur 3 referansescenario for kraftpris NO1-NO Kilde: The-MA Model (2017) En annen viktig inntektskilde for vannkraftprodusenter er elsertifikater. Elsertifikater kan mottas i 15 år av produsenter av fornybare kraftprosjekter i Sverige og Norge som settes i drift innen utgangen av Elsertifikatprisen er for tiden lav (rundt 75 NOK/MWh i 2017), noe som gjenspeiler usikkerheten knyttet til hvorvidt svenskene vil forlenge markedet. Figur 4 viser THEMA Consulting Groups referansescenario for elsertifikatprisen frem til Prognosen forutsetter at sertifikatprisene tar seg opp til rundt 120 NOK 2017/MWh før de igjen faller frem mot et nullpunkt der markedet innser man vil få nok sertifikater en gang før faktisk markedsavslutning i Figur 4: s referansescenario for elsertifikatprisen frem til 2045 Kilde: The-MA Model (2017) Skatter og avgifter For småkraftverket antar vi en eiendomsskatt på 0,7 prosent av prosjektets skattemessige verdi, og den skattemessige verdien antas å avskrives lineært over 40 år. For storskala vannkraft beregnes eiendomsskatten på basis av formuesverdi såfremt denne ligger mellom en maksimums- og en Page 16

19 minimumssats på henholdsvis 2,74 øre 2017/kWh og 0,95 øre 2017/kWh. Disse satsene antas å være gjeldende reelt fra og med 2017 i de følgende analysene 24. Avskrivninger er antatt å være lineære over prosjektenes levetid, og den skattemessige verdien antas å synke med disse avskrivningene. Overskuddsskatten er satt til 25 prosent i 2016, 24 prosent i 2017, 23 prosent i 2018 og 2019 og 22 prosent fra og med Storskala vannkraftverk betaler i tillegg grunnrenteskatt, konsesjonsavgift og naturressursskatt i tillegg til at deler av produksjonen må selges til den lokale kommunen/fylkeskommunen som konsesjonskraft. Grunnrenteskattesatsen ligger i 2017 på 34,3 prosent og er antatt å ligge på 35,5 prosent fra og med Avregningsgrunnlaget for grunnrenteskatten er brutto salgsinntekter fratrukket driftskostnader, skattemessige avskrivninger, eiendomsskatt, konsesjonsavgift og et fribeløp som beregnes som en regulert avkastning på kraftverkets skattemessige verdi. Naturressursskatt betales som 1,1 øre 2017/kWh til den lokale kommunen og 0,2 øre 2017/kWh til det lokale fylket. Naturressursskatt betalt trekkes fra når overskuddsskatten betales slik at samlet skattebelastning fra naturressursskatt og overskuddsskatt ikke overstiger overskuddsskatteraten. Konsesjonsavgift betales til den lokale kommunen. Betalt konsesjonsavgift i utvalget varierer mellom 0,3 0,6 øre/kwh og er antatt å ligge på 0,5 øre 2017/kWh for det gjennomsnittlige storskala vannkraftverket og O/U-prosjektet. Konsesjonskraft på opptil 10 prosent av årlig produksjon leveres til lokal kommune/fylke til regulerte priser. Det lokale fylket kjøper eventuell konsesjonskraft som den lokale kommunen ikke har behov for 26. For det gjennomsnittlige storskala kraftverket har vi antatt at 9 prosent av årsproduksjonen er konsesjonskraft. I beregningene har vi videre antatt en reell konstant konsesjonskraftpris på 114,1 NOK 2017/MWh fra og med Vi har lagt til grunn et avkastningskrav 28 på 6,0 prosent i beregningene. Dette tilsier at nåverdien av investeringen skal være 6,0% høyere enn det investerte beløpet etter at skatter og avgifter er trukket fra. Resultater samfunnsøkonomisk lønnsomhet Den samfunnsøkonomiske lønnsomheten vurdert på basis av prissatte virkninger anslås ved å beregne nåverdien av prosjektets kontantstrøm 29 før en trekker fra skatter, avgifter og eventuell betaling til grunneier i form av falleie. Dersom nåverdien er positiv, vurderes prosjektet som samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Når en beregner den bedriftsøkonomiske lønnsomheten for 24 Antagelsen om at maksimums- og minimumssatsene for eiendomsskatten ligger reelt konstant i analyseperioden er en beregningsteknisk forutsetning. Det er ikke etablert praksis med løpende inflasjonsjustering av satsene, men gitt den lange tidshorisonten for våre analyser anser vi det som en rimelig antagelse lå grunnrenteskatten på 30 prosent, i 2014 og 2015 på 31 prosent og i 2016 ble den satt opp til 33 prosent. 26 Vi har i våre beregninger for snittkraftverkene gått ut i fra at den lokale kommunen har et stort nok forbruk til å gjøre seg nytte av hele konsesjonskraften. I noen tilfeller vil dette i praksis ikke være tilfelle og deler av verdiskapingen som tilfaller kommunen vil dermed i realiteten tilfalle fylket. 27 I de samfunnsøkonomiske beregningene er verdien av konsesjonskraften for mottagerkommunen beregnet ved å multiplisere konsesjonskraftvolumet med differansen mellom markedsprisen og konsesjonskraftprisen. Denne verdien tilfaller kommunen i våre beregninger. 28 Det oppgitte avkastningskravet er nominelt. Skillet mellom nominelt og reelt avkastningskrav er beregningsteknisk. De gir samme nåverdiresultat, men brukes på et ulikt tallgrunnlag. Man bruker et nominelt krav når man i beregningene av fremtidige inntekter og kostnader bruker nominelle tall, det vil si tall som øker med inflasjonen (den generelle prisstigningen i samfunnet). Et reelt krav brukes når man i beregningene av fremtidige inntekter og kostnader allerede har justert tallene for prisstigning (tallene er gjort reelle). Med en forventet prisstigning (inflasjon) vil det nominelle avkastningskravet være høyere enn det reelle. 29 Kontantstrøm for et prosjekt defineres som prosjektets inn- og utbetalinger gjennom hele prosjektets levetid, inklusiv investerings- og produksjonsperioden. I investeringsfasen vil kontantstrømmen være negativ, mens den som regel vil være positiv når prosjektet kommer i drift, gitt at de løpende inntektene er høyere enn de løpende utgiftene. På grunn av vannkraftprosjektenes lave betalbare driftsutgifter vil kontantstrømmen i produksjonsperioden i de aller fleste situasjoner være positiv. Page 17

20 investor, må en redusere kontantstrømmen med det investoren betaler i form av skatter, avgifter og eventuell falleie. Det betyr at den samfunnsøkonomiske lønnsomheten (målt ved nåverdi) er summen av følgende elementer Nåverdi som tilfaller investor + Nåverdi som tilfaller det stat, kommune og fylke i form av skatter og avgifter + Nåverdi som tilfaller grunneier = Samfunnsøkonomisk lønnsomhet (målt ved nåverdi) Den samlede kontantstrømmen diskonteres med en rate på 6,0 prosent 30. Figur 5 viser den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av vannkraftprosjektene i utvalget. Figur 5: Samfunnsøkonomisk nåverdi pr. middelproduksjon for vannkraftprosjektene i porteføljen gitt våre forutsetninger. De halvt gjennomsiktige søylene angir resultatene for de gjennomsnittlige kraftverkene. Kilde: Datainnsamling og egne beregninger. Alle prosjektene med unntak av ett er samfunnsøkonomisk lønnsomt med våre forutsetninger. Ett av småskalaprosjektene oppnår en lønnsomhet på 3,6 NOK 2017/kWh, mens resultatene for de øvrige varierer mellom 0,5 og 3,4 NOK 2017/kWh med et resultat for snittkraftverket på 1,88 NOK 2017/kWh. For de storskala vannkraftverkene varierer resultatene mellom 1,8 til 2,8 NOK 2017/kWh med en verdi for gjennomsnittskraftverket på 2,09 NOK 2017/kWh. For O/U-prosjektene er resultatet for snittprosjektet 3,91 NOK 2017/kWh. I snitt for alle prosjektene ligger resultatet på 2,4 NOK 2017/kWh Småskala vannkraft Figur 6 viser sammensetningen av den samfunnsøkonomiske lønnsomheten med et avkastningskrav på 6,0 prosent 31. Vi ser av figuren at den samfunnsøkonomiske lønnsomheten er på 1,88 NOK 2017/kWh. Når vi trekker fra nåverdien av inntektene til henholdsvis grunneier, stat og 30 Diskonteringsraten reflekterer investors avkastningskrav på 6%. I Finansdepartementets anbefalinger for samfunnsøkonomiske analyser står det at for prosjekter som operer i en konkurranseutsatt næring, bør samme diskonteringsrate benyttes i den samfunnsøkonomiske analysen som man ville anvendt i den bedriftsøkonomiske. Vi har derfor benyttet en diskonteringsrate på 6% nominelt også for kontantstrømmene til staten, kommune og grunneier. 31 Nominelt. Page 18

21 kommune ser vi at prosjektet ikke er bedriftsøkonomisk lønnsomt gitt våre forutsetninger. Det fremkommer av at investor oppnår en bedriftsøkonomisk lønnsomhet på -0,71 NOK 2017/kWh. Den bedriftsøkonomiske internrenten 32 er 5,03 prosent, altså knapt ett prosentpoeng under avkastningskravet i våre beregninger. Figur 6: Fordeling av det gjennomsnittlige småkraftprosjektets nåverdi på ulike grupper Kilde: Datainnsamling og egne beregninger Storskala vannkraft Figur 7 viser sammensetningen av den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av det gjennomsnittlige storskala vannkraftprosjektet i utvalget. Den samfunnsøkonomiske nåverdien er 2,09 NOK 2017/kWh. Når vi trekker fra nåverdien av inntektene til henholdsvis stat, kommune og fylket, ser vi at heller ikke dette gjennomsnittsprosjektet er bedriftsøkonomisk lønnsomt gitt våre forutsetninger. Det fremkommer ved at investor oppnår en nåverdi på -1,56 NOK 2017/kWh. Internrenten for investor er 4,66 prosent. 32 Internrente tilsvarer det avkastningskravet som gir en nåverdi på null. Page 19

22 Figur 7: Fordeling av det gjennomsnittlige storskala vannkraftprosjektets nåverdi. Kilde: Datainnsamling og egne beregninger O/U-prosjekter Figur 8 viser sammensetningen av den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av det gjennomsnittlige O/U prosjektet i utvalget. Den samfunnsøkonomiske nåverdien er 3,91 NOK 2017/kWh. Når vi trekker fra nåverdien av inntektene til henholdsvis stat, kommune og fylket er heller ikke dette gjennomsnittsprosjektet bedriftsøkonomisk lønnsomt gitt våre forutsetninger. Det fremkommer av at investor oppnår en nåverdi på -0,47 NOK 2017/kWh. Internrenten for investor er 5,03 prosent. Figur 8: Fordeling av det gjennomsnittlige O/U-prosjektets nåverdi Kilde: Datainnsamling og egne beregninger Page 20

23 2.5.4 Sammenligning på tvers av prosjekttyper Vi sammenligner resultatene på tvers av prosjektene. Tabell 4 viser de viktigste nøkkeltallene. Tabell 4. Sentrale nøkkeltall for gjennomsnittsprosjektene for henholdsvis O/U-prosjektene, storskala og småskala Nøkkeltall O/U-prosjekter Storskala vannkraft Småkraft Investeringskost, kr. pr. kwh kapasitet 5,4 6,4 5,3 Driftskostnader kr. pr kwh 33 2,2 6,3 7,6 Produksjonskapasitet, GWh pr. år ,8 16 Samfunnsøkonomisk levetid Realisert kraftpris som andel av områdeprisen, % Samfunnsøkonomisk lønnsomhet målt med nåverdi, kr. pr. kwh 104% 106% 95% 3,91 2,09 1,88 Nåverdi til staten kr pr. kwh 3,06 2,30 1,03 Nåverdi til kommune og fylke kr pr. kwh 1,32 1,29 0,42 Nåverdi til grunneier kr. kwh - - 1,14 Nåverdi til investor, kr. kwh -0,47-1,56-0,71 Internrente investor, nominell 5,55% 4,66% 5,03% Det gjennomsnittlige O/U- prosjektet oppnår en samfunnsøkonomisk lønnsomhet pr. kwh på 3,91 kroner, mens storskala og småskala kraftutbygging oppnår henholdsvis 2,09 og 1,88 kroner. Årsaken til at O/U-prosjektene kommer best ut, er lavere utbyggingskostnader enn storskala vannkraft, begrensede økninger i driftskostnadene som følge av utvidelse samt at de realiserte kraftprisene ligger noe over områdeprisen på grunn av anleggenes fleksibilitet. Småkraft har på sin side også lave utbyggingskostnader, men har relativt høye driftskostnader og realiserer en noe lavere kraftpris enn storskalaprosjektene. Selv om småkraftprosjektene viser den svakeste samfunnsøkonomiske lønnsomhet, kommer de bedre ut enn nybygde store kraftverk når vi måler den bedriftsøkonomiske lønnsomheten for investor. De viktigste årsaken er en lavere investeringskostnad enn storskala vannkraft og at småkraft ikke betaler grunnrenteskatt, konsesjonsavgift og eller må levere konsesjonskraft. Resultatene er i tråd med hva en kunne forvente. Muligheter til å lagre vann, slik storskalaprosjekter ofte har, gir en høyre inntjening før skatt fordi selskapene kan styre en større del av kraftproduksjonen til perioder med høyere kraftpriser. Småkraftverkene har i de fleste tilfeller begrensede muligheter til å lagre vann og er henvist til å produsere det vannet som til enhver tid renner i elva. Tallene indikerer også som forventet at det foreligger stordriftsfordeler i driften av anleggene, slik at små kraftanlegg belastes med høyere driftskostnader pr. produsert enhet enn de større. Den lavere investeringskostnaden og beskatningen (ingen grunnrenteskatt og konsesjonsavgift og -kraft og et annet eiendomsskatteregime) gjør likevel at småkraftverkene kommer bedre ut fra investors perspektiv. Vi har også oppgitt prosjektenes bedriftsøkonomiske internrente, altså det avkastningskravet som gir en nåverdi lik null. Vi ser at forskjellene mellom internrentene og vårt avkastningskrav ligger mellom 0,45 til 1,34 prosentpoeng i tabell 4. Det er ikke veldig stor endring i avkastningskravet før 33 Inkludert nettkostnader og konsesjonsavgift. Page 21

24 prosjektene fremstår som lønnsomme for investor i våre beregninger. Årsaken til at små endringer i avkastningskrav gir store utslag på nåverdien er at prosjektenes levetider er lange Sensitivitetsanalyser Den samfunnsøkonomiske lønnsomheten er i stor grad en funksjon av investeringskostnaden og den fremtidige kraftprisutviklingen. Figur 9, Figur 10 og Figur 11 viser en sensitivitetsanalyse for den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av henholdsvis småskala, storskala og O/U-prosjekter gitt ulike investeringskostnader pr. kwh middelproduksjon og ulike antagelser knyttet til fremtidig kraftprisutvikling. X-aksen angir ulike antagelser knyttet til fremtidig kraftprisutvikling gitt som en prosentvis endring i THEMA Best Guess prisprognose. Ved 90 prosent er samtlige kraftpriser i prognosen redusert ned med 10 prosent, og ved 110 prosent er de justert opp med 10 prosent. Y-aksen viser samfunnsøkonomisk lønnsomhet i NOK 2017/kWh gitt kraftpris og investeringskostnad. Med samfunnsøkonomisk lønnsomhet menes her nåverdi av investeringen før skatt, avgifter og falleie med en diskonteringsrate på 6,0 prosent. Figur 9: Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av småkraftverk ved ulike investeringskostnader og kraftprisforutsetninger. Page 22

25 Samfunnsøkonomisk nåverdi (NOK 2017 /kwh) THEMA-Rapport Samfunnsnytte av vannkraft i Nordland Figur 10: Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av investering i storskala vannkraftverk gitt ulike investeringskostnader og kraftprisforutsetninger. Figur 11: Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av investering i utvidelse av storskala vannkraftverk gitt ulike investeringskostnader og kraftprisforutsetninger. Utvidelse av storskala vannkraftverk - Samfunnsøkonomisk lønnsomhet % 80% 90% 100% 110% 120% 130% Antatt prisprognose (THEMA Best Guess = 100%) 9 NOK/kWh 8 NOK/kWh 7 NOK/kWh 6 NOK/kWh 5 NOK/kWh 4 NOK/kWh 3 NOK/kWh 2 NOK/kWh Page 23

26 3 PROSJEKTENES DIREKTE BIDRAG TIL VERDISKAPING OG SYSSELSETTING Samtlige vannkraftprosjekter gir et betydelig bidrag til BNP. Grunnet lavere driftskostnader pr. produserte enhet, og en høyere realisert markedspris er bidraget til BNP høyere for storskala vannkraftverk og O/U-prosjektene enn for småkraftverk pr. middelproduksjon. Sysselsetting i driftsfasen er vanskelig å fastslå nøyaktig, men er en del høyere pr. kwh for små enn for store kraftverk. Definisjoner Verdiskaping defineres som prosjektenes bruttoprodukt. Bruttoproduktet i en næring er differansen mellom brutto produksjonsverdi (BPV) og vareinnsatsen. Enkelt forklart tilsvarer bruttoproduktet i en bedrift eller bransje differansen mellom verdien av det ferdige produktet og innkjøpte varer og tjenester fra andre bedrifter. For et vannkraftverk er det ferdige produktet fornybar kraft. Verdien av kraften bestemmes av prisene på kraft og elsertifikater. Innkjøpte av varer og tjenester for et vannkraftverk består i hovedsak av nettkostnader samt noe utstyr og innkjøp av tjenester. Sammenlignet med andre bransjer har vannkraftverk en relativt lav vareinnsats. Bruttoproduktet i et selskap eller bedrift inngår i bruttonasjonalproduktet (BNP) og går til avlønning av arbeidskraft og kapital samt skatter og avgifter som illustrert i Figur 12. Figur 12: Brutto produksjonsverdi fordelt på vareinnsats og bruttoprodukt. Når vi i fortsettelsen av denne rapporten bruker begrepet verdiskaping, er dette ensbetydende med bruttoprodukt slik det er definert over. Vi anslår verdiskapingen fra hver av de gjennomsnittlige kraftverkene innen hver prosjektkategori samt hvordan verdiskapingen fordeler seg på skatt til stat, fylke og kommune, grunneier, lønn og investor. Prosjektenes direkte betydning for sysselsettingen i regionen i driftsfasen anslås ved bruk av nøkkeltall fra datainnhenting og offentlige redegjørelser for bransjen. Page 24

27 Småskala vannkraftverk Figur 13 viser løpende kontantstrømmer i faste 2017-priser fra det genererte gjennomsnittlige småkraftprosjektet (se kapittel 2.2.1) over levetiden fra 2017 til Verdiskapingen, dvs. bidraget til BNP, over levetiden tilsvarer hele kontantstrømmen fratrukket vareinnsatsen og tilsvarer 325 MNOK Nær halvparten (48 prosent) av verdiskapingen går til investor. Grunneier mottar 27,5 prosent i form av falleie og inntjening etter at kraftverket kjøpes tilbake etter 45 år. Videre fordeler verdiskapingen seg på skatt til staten (17 prosent), skatter til kommunen (2,9 prosent) og avlønning av arbeidskraft (5,2 prosent). Verdiskapingen pr. år over levetiden er 0,30 NOK 2017/kWh middelproduksjon. Vi ser av figuren at inntektene til kommunen faller over tid. Det skyldes at beregningsgrunnlaget for eiendomsskatten er knyttet til skattemessige verdier av anleggsmidlene som avskrives over tid. Reduksjonen i kontantstrømmen i 2032 skyldes at elsertifikater faller bort etter 15 år. Etter 45 år faller rettighetene til kraftverket tilbake til grunneier og de skattemessige verdiene er fullstendig nedskrevet. Som en konsekvens faller falleien bort, og overskuddsskatten øker ettersom det ikke lenger er fratrekk for avskrivninger. Figur 13: Fordeling av kontantstrømmen fra det gjennomsnittlige småkraftverket i porteføljen. Kilde: Datainnsamling og egne beregninger Hvor mange årsverk som går med til drift og vedlikehold av småkraftverkene, er vanskelig å estimere ut fra de innsamlede dataene. Dette skyldes dels ulik praksis når det gjelder å skille mellom lønnskostnader og andre driftskostnader, og dels at noen arbeidsoppgaver utføres av tredjepart, og dermed ikke fremkommer som en lønnskostnad i småkraftverkenes driftsselskap. Etter samtaler med representanter fra næringen har vi kommet frem til et anslag på et femtedels årsverk pr. kraftverk, hvorav halvparten lokalt. Den andre halvparten av sysselsettingen finner typisk sted på det enkelte småkraftselskapets regional- eller hovedkontor som gjerne ligger i en av de større byene i landet. Storskala vannkraftverk Figur 14 viser fordelingen av kontantstrømmen fra det genererte gjennomsnittlige storskala vannkraftverket (se kapittel 2.2.2) basert på de innsamlede prosjektdataene. Det samlede bidraget til BNP tilsvarer kontantstrømmen fratrukket vareinnsatsen og utgjør 1,9 mrd. NOK 2017 over en levetid på 67 år. Dette tilsvarer en årlig gjennomsnittlig verdiskaping på 0,35 NOK 2017/kWh middelproduksjon. BNP-bidraget fordeler seg på investor (49 prosent), grunnrente- og Page 25

28 overskuddsskatt til staten (33 prosent), naturressursskatt, konsesjonsavgift, eiendomsskatt og verdien av konsesjonskraften til kommunen (15 prosent), naturressursskatt til fylket (0,6 prosent) og avlønning av arbeidskraft (2 prosent). Figur 14: Fordeling av kontantstrømmen fra det gjennomsnittlige storskala vannkraftprosjektet over levetiden 34. Kilde: Datainnsamling og egne beregninger Sysselsetting i driftsfasen av storskala vannkraft er preget av betydelige stordriftsfordeler. Blant kraftverkene i det innsamlede datagrunnlaget varierer de oppgitte lønnskostnadene i driftsfasen mellom 0,08 og 1,3 øre/kwh middelproduksjon, med en klar stordriftsfordel i form av at jo større kraftverket er, desto lavere er lønnskostnadene pr. kwh. Gitt en gjennomsnittlig norsk lønnskostnad pr. årsverk på NOK 2017 og de oppgitte lønnskostnadene pr. kraftverk varierer antall ansatte pr. storskala vannkraft i utvalget mellom 0,5 til 2,5 årsverk knyttet til drift av enkeltkraftverk 35. O/U-prosjekter Figur 15 viser fordelingen av kontantstrømmen fra det gjennomsnittlige O/U-prosjektet i utvalget (se kapittel 2.2.3). Begge prosjektene er tilknyttet storskala vannkraftverk, og de økte inntektene fra salg av kraft, elsertifikater og konsesjonskraft vil i likhet med det nybygde storskala kraftverket pålegges naturressursskatt, konsesjonsavgift, konsesjonskraft og grunnrenteskatt i tillegg til overskuddsskatt. Det samlede bidraget til BNP fra prosjektet over levetiden på 67 år er på 2,66 mrd. NOK 2017, noe som tilsvarer 0,38 NOK 2017/kWh samlet produksjon. Nær halvparten av verdiskapingen går til avlønning av kapitalen (48 prosent), mens resten går til staten (38 prosent), kommunen (13,5 prosent) og fylket (0,5 prosent). For O/U-prosjektene i utvalget har vi gått ut i fra at utvidelsen i seg 34 Verdien av konsesjonskraften i form av differansen mellom potensiell realisert markedspris og faktisk konsesjonskraftpris er inkludert som en skatt til kommunene. Dette er ikke en fysisk kontantstrøm, men representerer i praksis en kostnadsreduksjon for kommunene. 35 Dette er trolig tall som er direkte knyttet til oppsyn og drift av enkeltkraftverk. Det er ikke klart hvor mange ytterligere årsverk knyttet til oppsyn, administrasjon og andre tjenester som kan fordeles på de enkelte kraftverkene. Hvor stor sysselsetting som faktisk skapes pr. kraftverk i driftsfasen er dermed vanskelig å fastslå. Page 26

29 selv ikke er knyttet til en økning i antall årsverk knyttet til driften av kraftverket. O/U-prosjekter er en veldig heterogen prosjektkategori og dette kan ikke antas å gjelde for alle prosjekter av denne typen, men må vurderes i hvert enkelt tilfelle. Figur 15: Fordeling av det gjennomsnittlige O/U-prosjektets kontantstrøm over levetiden. Kilde: Datainnsamling og egne beregninger Page 27

30 4 ØKONOMISKE RINGVIRKNINGER AV NYERE VANNKRAFTPROSJEKTER 36 Bygg- og anleggsvirksomhet utgjør brorparten av investeringskostnadene for alle de tre typene vannkraftprosjekter analysert. Det er stor variasjon når det gjelder bruk av lokale leverandører i utbyggingsfasen, der særlig storskalaprosjektene i utvalget i stor grad kjøper entreprenørtjenester og andre tjenester fra leverandører som ikke er basert i fylket. Pr. million kroner investert anslås verdiskaping i Nordland til 0,20-0,42 MNOK2017 og sysselsetting i Nordland til 0,26 0,52 årsverk i form av direkte og indirekte ringvirkninger. Definisjoner En økonomisk ringvirkningsanalyse beregner hvordan aktivitet i én næring påvirker aktivitet i andre næringer (Menon, 2012). Eksempelvis vil en investering i et nytt hotellbygg føre til økt etterspørsel etter leverandørtjenester fra arkitekter, bygg- og anleggsbedrifter, elektrikere osv. noe som fører til verdiskapning og sysselsetting innen disse bransjene. De direkte leverandørene vil igjen etterspørre varer og tjenester fra sine leverandører og så videre nedover verdikjeden. Det er den samlede aktiviteten i form av verdiskapning og sysselsetting som kan tilskrives den opprinnelige økonomiske impulsen (hotellbygget) en ringvirkningsanalyse forsøker å estimere 37. I denne analysen er sysselsetting målt i antall årsverk, og verdiskaping er definert som bruttoprodukt, dvs. bidraget til BNP. En ringvirkningsanalyse kan deles opp i direkte og indirekte virkninger som illustrert i Figur 16. Direkte virkninger omfatter verdiskapings- og sysselsettingsvirkninger hos utbygger av et vannkraftverk og utbyggers direkte leverandører. Leverandørene fordeler seg geografisk mellom lokalt fylke, resten av landet og direkte import. I den foreliggende analysen skilles det ikke mellom direkte virkninger internt hos utbygger og i leverandørleddet ettersom det ikke er trukket noe klart skille mellom disse to kategoriene i det datamaterialet vi har samlet inn. Dette skillet har også liten betydning for beregningen av den samlede sysselsettingen og verdiskapningen. De indirekte virkningene består av kryssløpsvirkninger og konsumvirkninger. Kryssløpsvirkninger er verdiskapning og sysselsetting generert hos underleverandører i et gitt antall trinn bakover 38. Vareinnsatsen hos en leverandør tilsvarer brutto produksjonsverdi (BPV) for en underleverandør. I hvert ledd fordeler underleverandørene seg geografisk mellom lokalt fylke, resten av landet og utlandet. Konsumvirkninger oppstår når økte inntekter hos leverandører, underleverandører, utbygger og kommunen (gjennom skatteinntekter) fører til økt etterspørsel etter varer og tjenester som mat og klær, helsetjenester, etc. Etterspørselen øker, og det blir behov for arbeidskraft i samfunnet forøvrig. Menon (2012) anbefaler at konsumvirkninger tas med dersom det forventes bosetningsendringer som følge av prosjektet. 36 Det er viktig å poengtere at det er betydelig utsikkerhet knyttet til beregning av økonomiske ringvirkninger og at resultatene hviler på en rekke antagelser. Dette skyldes dels mangel på detaljerte data knyttet til leverandør- og underleverandørtjenester for alle enkeltprosjektene og dels at tall fra SSB sin kryssløpsdatabase knytter seg til hele næringer og i så måte ikke tar høyde for variasjoner innad i de ulike næringskategoriene. Resultatene kan likevel være nyttige i form av å si noe om størrelsesorden og fordeling av verdiskapning og sysselsetting mellom geografiske områder. 37 Det må tas forbehold om at det ofte finnes alternative bruksområder for de ressursene som benyttes av den analyserte næringen/prosjektet (Menon, 2012). I eksempelet med hotellbygget vil de innkjøpte leverandørtjenestene fra bygg- og anleggsbedrifter, arkitekter osv. ofte ha en alternativ anvendelse i andre bransjer eller andre prosjekter. Denne alternative ressursanvendelsen er viktig å ha i mente når man leser resultatene av en ringvirkningsanalyse. 38 Underleverandørene følges bakover til estimert sysselsetting er under et årsverk i henhold til det som er anbefalt av Menon (Menon, 2012). Page 28

31 Figur 16: Illustrasjon av THEMAs ringvirkningsmodell Datagrunnlag Fra vannkraftprosjektene i porteføljen har vi samlet inn data knyttet til fordeling av investeringskostnadene på de fire aktørgruppene «Bygg og anlegg», «Elektro og mekanisk», «Rådgivning og konsulenttjenester» og «Annet» 39. For hver leverandørkategori er det også oppgitt hvor stor andel som er kjøpt av aktører i Nordland. Vi har benyttet tall fra et annet THEMA prosjekt for å anslå hvor stor andel av de øvrige leveransene som har sitt opphav i Norge og hvor mye som er import fra utlandet. For hver prosjektkategori er det generert et gjennomsnittsprosjekt med hensyn til investeringskostnad og geografisk og bransjemessig fordeling av investeringskostnadene. Gjennomsnittsprosjektene er benyttet til å anslå de økonomiske ringvirkningene for hver prosjektkategori Småskala vannkraftverk Fordelingen av investeringskostnadene for det genererte gjennomsnittlige småkraftprosjektet på ulike leverandørtjenester og geografisk område kan sees i Figur 17. «Bygg- og Anlegg» utgjør brorparten av investeringskostnadene (58 prosent), mens «Elektro og Mekanisk» utgjør ytterligere en tredjedel. 39 Utbyggers egne kostnader knyttet til prosjektering og planlegging er inkludert når de direkte og indirekte ringvirkningene beregnes. Page 29

32 Figur 17: Fordeling av investeringskostnadene på leverandørkategorier (venstre) og geografisk fordeling av leverandørene på Nordland, resten av Norge og import (høyre) for det gjennomsnittlige småkraftverket. 1.8 % 7.2 % Annet 50.0 % 27.2 % 23 % 32.9 % 58.2 % Rådgivning/Konsulent 38.0 % 62.0 % Elektro og Mekanisk 13.0 % 43.5 % 44 % Bygg og anlegg Bygg og anlegg 53.0 % 39.2 % 8 % Elektro og Mekanisk Rådgivning/Konsulent Annet 0% 20% 40% 60% 80% 100% Nordland Øvrig nasjonalt Direkte import Kilde: Innsamlede data Samlet sett går 39 prosent av investeringskostnadene til leverandører i Nordland fylke, mens 61 prosent kommer fra resten av Norge eller som direkte import Storskala vannkraftverk Figur 18 viser fordelingen av den samlede investeringskostnaden for det gjennomsnittlige storskala kraftverket. Nær 2/3 av investeringskostnaden går til bygg og anleggsvirksomhet, mens ytterligere 1/4 går til elektronisk og mekanisk utstyr. Rådgivning, prosjektledelse og konsulenttjenester utgjør noe over 6 prosent og sekkeposten for andre utlegg utgjør omtrent like mye med 6,6 prosent. Noe over en tredjedel av leveransene fra «Bygg og Anlegg» kommer fra firmaer etablert i Nordland, mens for «Elektro og Mekanisk» er det samme tallet kun like under 9 prosent. Figur 18: Fordeling av investeringskostnadene på leverandørgruppene (venstre) og fordeling av leverandører fra Nordland, resten av landet og import (høyre) for storskala vannkraft. 6.6 % 6.3 % Annet 53.3 % 23.9 % 23 % Rådgivning/Konsulent 37.5 % 62.5 % 24.4 % 62.7 % Elektro og Mekanisk 8.8 % 47.7 % 44 % Bygg og anlegg 33.5 % 58.7 % 8 % Bygg og anlegg Elektro og Mekanisk Rådgivning/Konsulent Annet 0% 20% 40% 60% 80% 100% Nordland Øvrig nasjonalt Direkte import Kilde: Innsamlede data Page 30

33 Samlet sett går 29 prosent av investeringskostnaden til virksomheter i Nordland, mens 71 prosent går til virksomheter i resten av Norge eller i utlandet Utvidelse av eksisterende vannkraftverk Figur 19 viser fordelingen av investeringskostnadene på ulike leverandørkategorier og geografisk område. Noe over halvparten av investeringskostnadene har gått til «Bygg og Anlegg», mens nær 30 prosent har gått til «Elektro og Mekanisk». 90 prosent av leveransene fra «Bygg og Anlegg» kommer fra selskaper basert i Nordland, mens for de andre leverandørkategoriene kommer mesteparten av leveransene fra bedrifter utenfor fylket. Figur 19: Fordeling av investeringskostnadene på leverandørgruppene (venstre) og fordeling av leverandører fra Nordland, resten av landet og import (høyre) for utvidelse av eksisterende vannkraftverk. 2.2 % 11.5 % 28.8 % 57.5 % Bygg og anlegg Elektro og Mekanisk Rådgivning/Konsulent Annet Kilde: Innsamlede data Samlet sett går omtrent 58 prosent av investeringskostnadene til leverandører i Nordland, mens de resterende 42 prosentene er fra leverandører lokalisert utenfor fylket. Metode Basert på innsamlede data har vi beregnet nøkkeltall for gjennomsnittlige vannkraftprosjekter innen hver kategori. Tallene for de gjennomsnittlige vannkraftverkene er kombinert med data fra SSB sine kryssløpstabeller for å estimere lokalt og nasjonalt bidrag til BNP og sysselsetting pr. utbygd GWh middelproduksjon gjennom direkte og indirekte virkninger. Nøkkeltallene knyttet til verdiskaping og sysselsetting innen leverandørbransjene er antatt like for alle de tre kraftverkkategoriene Direkte virkninger De direkte virkningene består av bidrag til BNP og sysselsetting generert hos utbygger og prosjektets direkte leverandører. Fra SSB sine kryssløpstabeller (SSB, 2016) finner vi brutto produksjonsverdi (BPV), verdiskaping (BP), avlønning av arbeidskraft for de ulike næringene samt vareinnsats fordelt på de øvrige Page 31

34 næringene 40. Videre har vi brukt tall knyttet til gjennomsnittlig lønnskostnad per årsverk innen de ulike næringene (SSB, 2017) for å estimere årsverk per lønnskostnad 41. Basert på dette tallmaterialet har vi beregnet bidrag til BNP, årsverk og norsk vareinnsats relativt til brutto produksjonsverdi (BPV) for de ulike leverandørkategoriene. Tallene kan sees i Tabell 5. Tabell 5: Bidrag til BNP (BP), årsverk og norsk vareinnsats pr. brutto produksjonsverdi (BPV) for ulike leverandørtjenester. BP/BPV Årsverk/Mill. BPV Norsk vareinnsats/bpv Bygg og anlegg 35,5 % 0,46 53,6 % Elektro og mekanisk 32,8 % 0,45 41,4 % Rådgivning/Konsulent 51,3 % 0,78 33,7 % Kilde: SSB (2016), innsamlet data Annet 53,8 % 0,63 33,2 % Indirekte virkninger De indirekte virkningene i denne analysen består av kryssløpsvirkninger, dvs. bidrag til BNP og sysselsetting hos prosjektets underleverandører. Verdiskapning og sysselsetting er beregnet fire ledd nedover i verdikjeden 42. For de direkte underleverandørene (ledd 1) har vi beregnet nøkkeltall med utgangspunkt i SSB sine kryssløpstabeller (SSB, 2016). Kryssløpstabellene gir oss data knyttet til hvilke næringer de ulike leverandørkategoriene kjøper varer og tjenester fra samt forhold mellom BPV og BP, årsverk og vareinnsats innen hver næring 43. På grunnlag av dette har vi regnet ut vektede snitt for hver underleverandørkategori som vist i 40 Den nyeste kryssløpstabellen fra SSB gir tall fra Det er ikke fullt samsvar mellom næringskategoriene i SSB sine kryssløpsdatabaser og de fire leverandørkategoriene vi har samlet inn data for. Som en tilnærming har vi kombinert tall fra de næringskategoriene som vi anser å ligge nærmest leverandørkategoriene. For Bygg- og anlegg har vi brukt kategorien Construction and Construction Works, for Elektro og mekanisk har vi kombinert de to kategoriene Electrical equipment og Machinery and equipment n.e.c., for Rådgivnings- og konsulenttjenester har vi kombinert de to kategoriene Other professional, scientific and technical services og Architectural and engineering services, og for Annet har vi brukt de samlede tallene for den norske økonomien. 41 Bygg- og anlegg er brukt som utgangspunkt for å finne forholdet mellom avlønning av arbeidskraft (kryssløpstabellen) og antall sysselsatte (SSB tabell 11153) ettersom dette er den eneste leverandørkategorien som er den samme i både kryssløpstabellene og SSBs oversikt over antall sysselsatte pr. sektor. Vi har antatt samme antall sysselsatte pr. avlønning for Elektro og Mekanisk som for Bygg og Anlegg. For å anslå forholdet mellom avlønning og antall sysselsatte for Rådgivning og konsulenttjenester og Annet har vi tatt utgangspunkt i den relative forskjellen mellom lønnskostnaden pr. årsverk mellom bygg- og anleggsbransjen og henholdsvis Teknisk tjenesteyting og Totalt for alle næringer. 42 I det fjerde leddet med underleverandører er antall årsverk generert under ett. Det er vanlig praksis å ikke beregne kryssløpsvirkninger lenger bakover enn dette (Menon, 2012). 43 For hver leverandørkategori oppgis det vareinnsats fra 64 næringer i SSB sine kryssløpstabeller. Mange av disse har svært begrensede leveranser, og som en forenkling har vi beregnet nøkkeltall basert på de største leverandørnæringene slik at 75 prosent av vareinnsatsen er dekket. Nøkkeltallene er beregnet som et vektet snitt av disse underleverandørene. Page 32

35 Tabell 6.. For alle underleverandørene er fordelingen av den norske vareinnsatsen mellom leverandører i lokalt fylke og øvrig nasjonalt antatt å være tilsvarende som for de direkte leverandørene (henholdsvis 47,2 prosent og 52,8 prosent). Page 33

36 Tabell 6: Verdiskaping (BP), årsverk og norsk vareinnsats pr. brutto produksjonsverdi (BPV) for underleverandører ledd 1. BP/BPV Årsverk/Mill. BPV Norsk vareinnsats/bpv Leverandører til Bygg og anlegg 38,9% 0,53 48,9% Leverandører til Elektro og mekanisk 40,8 % 0,54 41,9 % Leverandører til Rådgivning/Konsulent 55,0 % 0,83 35,3 % Leverandører til Annet 53,8 % 0,63 33,2 % Kilde: SSB (2016), innsamlet data For de neste tre leddene av underleverandører har vi antatt samme forholdstall som den samlede norsk økonomien (tilsvarende tallene som er brukt for leverandørkategorien Annet). Tallene kan sees i Tabell 7. Tabell 7: Verdiskaping, årsverk og norsk vareinnsats pr. brutto produksjonsverdi (BPV) for underleverandører ledd 2-4. BP/BPV Årsverk/Mill. BPV Norsk vareinnsats/bpv Underleverandører ledd ,8 % 0,63 33,2 % Kilde: SSB (2016), innsamlet data Resultater Småskala vannkraftverk Det genererte gjennomsnittlige småkraftverket i porteføljen har en ytelse på 5,1 MW, middelproduksjon på 16 GWh og en investeringskostnad på 84,7 millioner. I utbyggingsfasen gir dette en sysselsetting på anslagsvis 30 årsverk i Nordland og 36 i resten av landet og verdiskaping på omkring 24 millioner og 27 millioner i henholdsvis Nordland og resten av landet. Den gjennomsnittlige investeringskostnaden for småkraftverk i Nordland slik den fremkommer basert på vårt utvalg ligger et godt stykke over gjennomsnittskostnaden som har funnet for nyere, norske småkraftverk i et nylig arbeid. Vi har ikke noe grunnlag for å si om en gjennomsnittlig investeringskostnad pr. kwh på over 5 NOK 2017 er å forvente også for fremtidig utbygging av småkraft i fylket, men poengterer at den faktiske investeringskostnaden er drivende for sysselsetting og verdiskaping i leverandørindustrien og bør vurderes fra prosjekt til prosjekt. Resultatene kan sees i Tabell 8 Tabell 8: Direkte og indirekte økonomiske ringvirkninger av utbyggingen av det gjennomsnittlige småkraftprosjektet. Direkte kryssløpsvirkninger Indirekte kryssløpsvirkninger Nordland Øvrig nasjonalt Nordland Øvrig nasjonalt Sysselsetting (årsverk) Bidrag til BNP (1000 NOK) Kilde: Datainnsamling og egne utregninger Page 34

37 4.4.2 Storskala vannkraftverk Det genererte gjennomsnittlige storskala vannkraftverket har en middelproduksjon på 81 GWh og en investeringskostnad på 521 millioner kroner. Dette tilsvarer en relativ investeringskostnad på nær 6,4 NOK/kWh. Dette gir en sysselsetting på 143 årsverk og en verdiskaping på 111 millioner i Nordland i løpet av planleggings- og utbyggingsperioden. I resten av landet anslås en sysselsetting på 302 årsverk og en verdiskaping på rundt 234 millioner. Resultatene kan sees i Tabell 9 Tabell 9: Direkte og indirekte økonomiske ringvirkninger av utbyggingen av det gjennomsnittlige storskala vannkraftprosjektet. Direkte kryssløpsvirkninger Indirekte kryssløpsvirkninger Nordland Øvrig nasjonalt Lokalt fylke Øvrig nasjonalt Sysselsetting (årsverk) Bidrag til BNP (1000 NOK) Kilde: Datainnsamling og egne utregninger Utvidelse av eksisterende vannkraftverk Den genererte gjennomsnittlige utvidelsesprosjektet har en produksjonsøkning på 104,5 GWh og har en merkostnad sammenlignet med en rehabilitering av eksisterende anlegg på 566 millioner. Prosjektet gir en sysselsetting og verdiskaping i Nordland på henholdsvis 312 årsverk og 244 millioner i verdiskaping i Nordland. De samme tallene for resten av Norge er 157 årsverk og 114 millioner. Resultatene kan sees i Tabell 10. Tabell 10: Direkte og indirekte økonomiske ringvirkninger av prosjekt knyttet til utvidelse av eksisterende vannkraftverk. Direkte kryssløpsvirkninger Indirekte kryssløpsvirkninger Nordland Øvrig nasjonalt Lokalt fylke Øvrig nasjonalt Sysselsetting (årsverk) Bidrag til BNP (1000 NOK) Kilde: Datainnsamling og egne utregninger Oppsummering Tabell 11 og Tabell 12 oppsummerer resultatene fra ringvirkningsanalysene i form av henholdsvis sysselsetting og verdiskaping pr. millioner kroner i investeringskostnad for småskala og storskala vannkraft og O/U-prosjekter for Nordland og resten av Norge. Som det fremgår av tabellene ligger andelen generert sysselsetting i Nordland mellom prosent av et årsverk og verdiskapingen i Nordland på tusen pr. million i investeringskostnader. Vi ser at i de storskala prosjektene i utvalget er det benyttet leverandører som har hjemfylke utenfor Nordland i større grad enn for småskala- og utvidelsesprosjektene. Bygg- og anleggsleveransene utgjør som regel brorparten av de norske leveransene og dersom de tilfaller leverandører fra andre fylker fører det til at en lavere andel sysselsetting og verdiskaping tilfaller Nordland. En begrensende faktor for bruk av lokale entreprenører i større vannkraftprosjekter kan være at det er et begrenset antall lokale entreprenører med tilstrekkelig kapasitet, særlig hvis det foregår flere store byggeprosjekter samtidig. Utvidelsesprosjektene har en høyere sysselsetting og verdiskaping i Nordland enn nybyggingsprosjektene. Det skyldes at prosjektene i vårt utvalg bruker lokale entreprenører i utstrakt grad, og at bygg- og anleggskostnadene utgjør en betydelig andel av de økte investeringskostnadene knyttet til å utvide et eksisterende anlegg. Page 35

38 Det er viktig å merke seg at sysselsetting og verdiskaping i Nordland fra ulike vannkraftkategorier slik de fremkommer i denne analysen er et resultat av innsendte data fra et begrenset utvalg nyere prosjekter, og at det også er betydelig variasjon innad i hver prosjektkategori som indikert i parentesene i Tabell 11 og Tabell 12. Tabell 11: Sysselsetting i form av ringvirkninger pr. MNOK 2017 investering i ulike typer vannkraftprosjekter i Nordland fordelt på lokalt fylke og øvrig nasjonalt. Maksimums- og minimumsverdier for utvalget i parenteser. Ringvirkninger - sysselsetting pr. million i investeringskostnad (Årsverk) Nordland Øvrig nasjonalt Samlet for Norge Småskala vannkraft 0,35 (0,1-0,62) 0,42 (0,15-0,70) 0,77 Storskala vannkraft 0,26 (0,14-0,70) 0,54 (0,1-0,7) 0,79 O/U- prosjekt 0,53 (0,43-0,37) 0,27 (0,12-0,37) 0,80 Kilde: Datainnsamling og egne utregninger Tabell 12: Verdiskaping i form av ringvirkninger pr. MNOK 2017 investering i ulike typer vannkraftprosjekter i Nordland fordelt på lokalt fylke, øvrig nasjonalt og samlet. Maksimums- og minimumsverdier for utvalget i parenteser. Ringvirkninger - verdiskaping pr. million i investeringskostnad (1000 NOK2017) Nordland Øvrig nasjonalt Samlet for Norge Småskala vannkraft 272 (60-490) 328 ( ) 600 Storskala vannkraft 199 ( ) 420 ( ) 619 O/U- prosjekt 418 ( ) 194 (90-270) 613 Kilde: Datainnsamling og egne utregninger Page 36

39 5 FREMTIDIG VERDISKAPING OG SYSSELSETTING FRA EKSISTERENDE VANNKRAFTVERK I NORDLAND I perioden vil 16,3 TWh utbygd vannkraft i Nordland bidra med en aggregert verdiskaping på 114 mrd. NOK Av samlet verdiskaping går 36 prosent til staten, 18 prosent til kommunen, 0,7 prosent til fylket, 1,1 prosent til falleie, 40 prosent til kraftverkenes eiere og omtrent 1,7 prosent til avlønning av arbeidskraft. Årlig sysselsetting knyttet til drift og administrasjon av utbygd vannkraft i Nordland er vanskelig å fastslå nøyaktig, men anslås til årsverk 44. Forutsetninger Nordland hadde ved inngangen til 2017 utbygd 16,3 TWh vannkraft fordelt på 15,2 TWh storskala og 1,1 TWh småskala vannkraftverk. De eldste prosjektene ble idriftsatt på 1920-tallet, og omtrent 95 prosent av produksjonen var idriftsatt før For å beregne verdiskaping fra utbygd vannkraft samt hvordan denne fordeler seg på stat, kommune, fylke, falleie, lønn og kraftverkets eiere antar vi et sett gjennomsnittlige parametere for samlet utbygd småkraft og storskala vannkraft i Nordland. Disse parameterne brukes til å anslå verdiskaping og fordeling av kontantstrømmen for småskala og storskala vannkraft hver for seg og aggregert for å anslå samlet verdiskaping fra utbygd vannkraft i Nordland frem til Den samlede vannkraftporteføljen i Nordland inneholder kraftverk av svært ulike aldre noe som gjør at kraftverkenes skattemessige verdi og avskrivninger vil variere fra kraftverk til kraftverk. I 1997 ble den skattemessige verdien av allerede utbygde norske vannkraftverk fastsatt ved å ta utgangspunkt i en estimert gjenanskaffelseskostnad på 1,74 NOK 1997/kWh middelproduksjon og årlige avskrivninger fra idriftsettelse frem til 1997 (ECON, 2000). NVE skriver også i sin kostnadsrapport fra 2015 (NVE, 2015) at oppdatert til 2014 ligger den samlede gjenanskaffelsesverdien av norsk vannkraft på 2,8 NOK 2014/kWh. For kraftverk idriftsatt før 1997 har vi derfor avskrevet storskala vannkraftverk lineært over 67 år og småskala vannkraftverk lineært over 45 år for å anslå resterende skattemessig verdi av den samlede vannkraften i Nordland pr For kraftverk idriftsatt etter 1997 har vi antatt en lineær utvikling i investeringskostnaden fra 1997 til 2014 for å beregne skattemessig verdi av kraftverkene. Resultatet er at 34 prosent gjenværende skattemessig verdi i snitt for storskala vannkraftverk og 54 prosent for småskala vannkraftverk. Gjenstående skattemessig verdi påvirker særlig eiendomsskatt betalt for småskala vannkraftverk (den er basert på kraftverkenes skattemessige verdi) og grunnrenteskatt betalt for storskala vannkraftverk (gjennom friinntekten som er basert på skattemessig verdi). For småskala vannkraftverk har vi antatt drifts- og lønnskostnader som samsvarer med funn fra en tidligere analyse fortatt av THEMA, der lønnsomheten av et bredt utvalgt norske småkraftverk ble analysert 47. Samlet installert effekt med småkraft er 276 MW med en samlet middelproduksjon på GWh, tilsvarende omtrent brukstimer pr. år. 0,1 årsverk lokalt og 0,1 årsverk sentralt pr. småkraftverk er i samsvar med estimater gjort i tidligere arbeid THEMA har gjort knyttet til småkraftverk Sysselsetting forbundet med planlegging og prosjektering av nye kraftverk er ikke medregnet her. 45 Vi tar i disse beregningene ikke høyde for vannkraftprosjekter som er ferdigstilte etter Dette medfører at den faktiske verdiskapingen fra vannkraft i perioden trolig vil ligge noe høyere, ettersom det ventes ytterligere småkraftutbygging i perioden. 46 Denne metoden er ikke nøyaktig ved at den ikke fanger opp utvidelser og reinvesteringer fra et kraftverks idriftsettelse til 1997, og vil i så måte trolig undervurdere den skattemessige verdien. Dette slår først og fremst ut ved at eiendoms-, overskudds- og grunnrenteskatt betalt trolig ligger noen høyere enn det som faktisk er tilfellet. Dette er likevel antatt å ha et begrenset utslag på resultatene. 47 THEMA rapport THEMA rapport Page 37

40 Lønns-, drifts- og vedlikeholdskostnader for storskala vannkraft er estimert basert på innsamlede data for storskala vannkraft i Nordland 49. Det er antatt en årslønnskostnad på NOK Verdiskaping storskala vannkraft Tabell 13 gir en oppsummering av parameterne som er brukt for å beregne verdiskaping av allerede utbygd storskala vannkraft i Nordland i perioden Tabell 13:Parametre for beregning av utbygd storskala vannkraft i Nordland Parametere Installert ytelse Middelproduksjon Brukstid Utbygd storskala vannkraft i Nordland MW GWh timer pr. år Prispremie 105 % Driftskostnader inkl. nettkostnader Konsesjonsavgift 5,15 øre2017/kwh 0,5 øre2017/kwh Gjenværende skattemessig verdi 34 % Konsesjonskraftandel 9 % Eiendomsskatt (andel av skattegrunnlag) 0,7 % Minimum/maksimumsgrense for skattegrunnlag Levetid Avskrivninger 0,95 / 2,74 øre2017/kwh 67 år Lineært over 67 år Figur 20 viser kontantstrømfordelingen fra den samlede utbygde storskala vannkraften i Nordland Den samlede kontantstrømmen øker frem mot 2041 i takt med at den reelle kraftprisen stiger. Grunnrente- og overskuddsskatten til staten øker i takt med at grunnrenteinntekten og nettoinntekten øker. Verdiskapingen som tilfaller kommunen, ligger jevnt over perioden, noe som skyldes at formuesverdien ligger over maksverdien for eiendomsskattegrunnlaget frem til En jevn økning i verdien av konsesjonskraften i takt med at markedsprisen for kraft stiger fører til en økt verdiskaping som tilfaller kommunen hvert år. Konsesjonsavgiften og naturressursskatten er antatt å ligge reelt konstant på samme nivå i perioden. Det er ikke antatt noen falleie fra storskala vannkraft 51, og de reelle drifts- og lønnskostnadene er antatt konstante over perioden. Kontantstrømmen til kapitalen øker fra 1,4 mrd. i 2017 til 2,0 mrd. NOK 2017 i 2041 i takt med at kraftprisen øker. Det er antatt at kun en svært liten andel av den storskala vannkraften i Nordland vil motta elsertifikater og bortfallet av sertifikatinntekter etter 15 år har et begrenset utslag på kontantstrømmen. 49 Driftskostnadene og lønnskostnadene pr. kraftproduksjon varierer kraftig med kraftverkenes størrelse pga. stordriftsfordeler. For å estimere en gjennomsnittlig driftskostnad for den samlede storskala vannkraftutbyggingen i Nordland har vi delt kraftverkene inn i tre kategorier: <150 GWh, <1 000 GWh og >1 000 GWh og brukt oppgitte tall knyttet til driftskostnader og lønnskostnader for å beregne et snitt for all vannkraft i fylket. 50 Tallet er estimert ved å inflasjonsjustere gjennomsnittlig norsk årslønn på NOK2015 (SSB, 2017c) til NOK2017. Gjennomsnittlig lønnskostnad er anslått ved å legge til den prosentvise forskjellen mellom samlet norsk lønn og samlet norsk lønnskostnad fra 2015 (SBB, 2017c). Dette gir NOK I praksis vil også noen av de storskala vannkraftverkene betale falleie, men sett i forhold til den samlede storskala vannkraften i Nordland er dette antatt å være av begrenset omfang og er sett bort fra i denne analysen. Page 38

41 Figur 20: Kontantstrøm fra utbygd storskala vannkraft i Nordland Dette gir en samlet verdiskaping over perioden på 107 mrd. NOK Av dette går 41 prosent til investor (kraftverkseier), litt under 38 prosent til staten i form av overskuddsskatt og grunnrenteskatt, 18,5 prosent til kommunen i form av konsesjonsavgift, eiendomsskatt, verdien av konsesjonskraften og naturressursskatt og 0,7 prosent til fylket gjennom naturressursskatten 52. I overkant av 1 prosent av verdiskapingen går til avlønning av arbeidskraft, noe som tilsvarer omkring 85 årsverk direkte knyttet til drift av utbygd, storskala vannkraft. Det er et estimat basert på lønnskostnader knyttet til kraftverk oppgitt i innsamlede data og en oversikt over utbygd vannkraft i fylket 53. Hvor mange årsverk som kan knyttes direkte til drift og administrasjon av utbygd storskala vannkraft kan ligge høyere, men det er vanskelig å tallfeste nøyaktig. Vi har derfor valgt å oppgi en range. I en rapport fra OED fra 2014 anslås det litt i underkant av årsverk i vannkraftproduserende selskaper i Norge. Dette tallet inkluderer også ansatte som arbeider med planlegging og prosjektutvikling mm., så andelen årsverk knyttet til drift av eksisterende vannkraft er trolig en del lavere. Antar man årsverk knyttet til oppgaver som angår utbygd vannkraft og en jevn fordeling pr. kwh over landet gir det et estimat på ca. 250 årsverk. Deler av denne sysselsettingen vil trolig likevel kunne være lokalisert på hovedkontorer i andre deler av landet. 52 Dersom den lokale kommunen ikke kan gjøre seg nytte av hele konsesjonskraften vil denne selges til fylket. Det er i denne analysen antatt at all konsesjonskraften nyttiggjøres i de lokale kommunene. 53 For å anslå lønnskostnadene direkte knyttet til drift av utbygd, storskala vannkraft i Nordland har vi fordelt kraftverkene i fylket etter størrelse i fire grupper. Deretter har vi brukt lønnskostnadstall fra de innrapporterte dataene som utgangspunkt for å anslå lønnskostnader pr. kwh for kraftverk av tilsvarende størrelse i fylket. Årsaken til at lønnskostnadene pr. kwh er lavere for utbygd vannkraft i Nordland sammenlignet med de storskala vannkraftverkene i utvalget er at en betydelig andel av produksjonen i Nordland kommer fra svært store kraftverk som har lave lønnskostnader pr. kwh produsert. Page 39

42 Verdiskaping småskala vannkraft Tabell 14:Parametre for beregning av utbygd småskala vannkraft i Nordland Parametere Installert ytelse Middelproduksjon Utbygd småskala vannkraft i Nordland 277 MW GWh Brukstid Realisert kraftpris som andel av områdeprisen 95 % Driftskostnader 6,5 øre2017/kwh Gjenværende skattemessig verdi 54 % Falleieavtale Brutto Andel av bruttoinntekt til falleie 9 % Eiendomsskatt (andel av skattemessig verdi) 0,7 % Levetid Skattemessige avskrivninger 67 år Lineært over 45 år Figur 21 viser kontantstrømfordelingen av utbygd småkraft i Nordland i perioden med våre forutsetninger. Samlet verdiskaping i perioden er på nær 7 milliarder NOK 2017, fordelt på 17 prosent til staten, 17 prosent til falleie, 1 prosent til kommunen, 56 prosent til kapitalen og 9 prosent til lønnskostnader. Figur 21: Kontantstrøm fra utbygd småkraft i Nordland Kilde: Datainnsamling og egne beregninger Det er 115 småskala vannkraftverk i Nordland, noe som anslagsvis tilsvarer 12 årsverk i lokale kraftverkskommuner og 12 årsverk i kraftselskapenes sentrale kontorer knyttet til drift av kraftverkene 54. Oppsummering Den samlede verdiskapingen for 16,3 TWh vannkraft utbygd i Nordland ved inngangen til 2017 i perioden anslås til 113 mrd. NOK 2017 og kan sees illustrert i Figur 22 under. I snitt pr. år i perioden tilsvarer dette 4,6 mrd. i bidrag til BNP fra utbygd vannkraft i Nordland. Som vist i Figur 54 Som i noen tilfeller ligger i Nordland, og i andre tilfeller ligger i andre deler av landet. Page 40

43 23 tar investor omkring 41 prosent av verdiskapingen, mens resten fordeler seg på staten (38 prosent), kommunen (17,5 prosent), avlønning av arbeidskraft (1,7 prosent), falleie (0,8 prosent) og fylket (0,7 prosent). Den samlede sysselsetting knyttet til utbygd vannkraft er anslått til å ligge mellom årsverk pr. år i perioden, hvorav en del trolig er lokalisert utenfor fylket. Figur 22: Verdiskaping fra samlet utbygd vannkraft i Nordland Figur 23: Fordeling av verdiskapingen fra utbygd vannkraft i Nordland For allerede utbygd vannkraft i Nordland er verdiskapingen i stor grad avhengig av den fremtidige kraftprisutviklingen. Figur 24 viser hvordan samlet verdiskaping fra all småskala og storskala vannkraft som var utbygget i Nordland ved inngangen til 2017, varierer gitt ulike antagelser knyttet til kraftpris utviklingen over perioden X-aksen viser prosentvis variasjon i kraftprisene med utgangspunkt i THEMAs Best Guess prisprognose, mens Y-aksen viser samlet verdiskaping i Page 41

44 perioden. Resultatene varierer mellom 75 mrd. med 30 prosent lavere priser enn prognosen til 150 mrd. gitt 30 prosent høyere priser. Figur 24: Samlet verdiskaping fra utbygd vannkraft i Nordland gitt ulike kraftprisforutsetninger Page 42

45 6 ANDRE NYTTEVIRKNINGER FRA VANNKRAFTPROSJEKTER Vannkraftprosjekter kan ha nyttevirkninger som ikke er direkte reflektert i prosjektverdiene. Disse nyttevirkningene vil kunne ha stor betydning for den samlede nyttevurderingen av et vannkraftprosjekt og er dermed viktig for regulerende myndighet. Flere av nyttevirkningene lar seg vanskelig kvantifisere og er her kun beskrevet kvalitativt. Noen av nytteeffektene er generiske og gjelder samtlige kraftprosjekter, mens relevansen og betydningen av andre nytteeffekter varierer fra prosjekt til prosjekt. Verdien av ikke internaliserte klimakostnader i kraftprisen Alle norske vannkraftverk er produsenter av fornybar kraft. I prinsippet skal vannkraftens klimaegenskaper verdsettes i markedet ved at prisene på CO 2-kvoter påvirker kraftprisene. Årsaken er at CO 2-prisen øker produksjonskostnadene for fossile kraftanlegg. Jo høyere CO 2-prisen er, desto høyere blir markedsprisen for kraft siden produksjonskostnadene i fossile kraftanlegg en stor del av året bestemmer kraftprisen i det europeiske kraftsystemet. Men energi- og klimapolitikken utformes både i Norge og internasjonalt på en måte som gjør at utslippskostnadene ikke fullt ut prises inn i markedet, og CO 2-kvoteprisene har de siste årene ligget vesentlig under det nivået som er forenlig med oppnåelse av togradersmålet. THEMA har utviklet et scenario for norsk kraftpris gitt en global effektiv pris på CO 2-utslipp. Scenarioet forutsetter at det opprettes en global klimaavtale med en felles karbonpris som reflekterer kostnadene knyttet til å slippe ut klimagasser i atmosfæren. Scenarioet innebærer med andre ord at kostnader knyttet til klimagassutslipp fullt ut blir reflektert (internalisert) i kraftprisen. Forskjellen i kraftpris mellom et scenario med effektiv karbonprising og THEMAs referansebane (Figur 25) brukes for å beregne den merverdien av vannkraftverkenes produksjon som ikke reflekteres i den forventede markedsprisen for kraft. Denne merverdien representerer en oppside dersom det internasjonale klimaregimet beveger seg mot et felles utslippstak i tråd med togradersmålet og en tilhørende felles global karbonpris. Figur 25: Forventet kraftpris og kraftpris gitt effektiv karbonpris Kilde: THEMA Power Market Model, THEMA rapport Konsekvenser av elektrifisering av Johan Castberg Legger vi til grunn kraftprisprognosen gitt en effektiv karbonpris , øker verdiskapingen fra utbygd vannkraft over perioden som illustrert i Figur 26. Størrelsesorden på verdien av ikke internaliserte klimagevinster er usikker, men resultatene tilsier at jo mer og raskere den faktiske 55 s referansebane er lagt til grunn frem til 2045, og deretter er det antatt nullvekst. Page 43

46 Realisert kraftpris over snitt THEMA-Rapport Samfunnsnytte av vannkraft i Nordland kostnaden ved klimagassutslipp internaliseres gjennom økte karbonpriser, desto mer vil markedsverdien og verdiskapingen fra norsk fornybar vannkraft øke. Figur 26: Økning i samlet verdiskaping fra utbygd vannkraft i Nordland (venstre) og for kraftverkene i porteføljen (høyre) gitt en global effektiv karbonpris. Fleksibilitet Vannkraft med reguleringsevne har stor verdi ved at den kan reguleres opp og ned på kort varsel med lave kostnader. Verdien av slik fleksibilitet vil i hvert fall delvis bli reflektert i markedsprisene (gjennom en gunstig produksjonsprofil over døgnet og gjennom året), men det kan også være merverdier utover dette, og det kan være at verdiene vil endre seg i framtiden. Hoveddelen av inntjeningen til en vannkraftprodusent vil væreinntekter ved salg av kraft (eventuelt korrigert for prissikring via ulike typer kontrakter). I analysen tidligere i rapporten har vi antatt at storskala vannkraft kan tjene en premie på 4-6 prosent over en timesveid områdepris. I praksis kan denne fleksibilitetspremien være enda høyere, men det avhenger av både de fysiske egenskapene til det enkelte kraftverket og produsentenes evne til å disponere vannet optimalt i forhold til markedet. Figur 27: Beregnede realiserte kraftpriser for eksempelverk 160% 150% 140% 152% Brukstid1000 Brukstid_ års snitt prod Snittpris 130% 131% 126% 130% 120% 110% 100% 114% 112% 105% 102% 102% 100% 100% 100% 90% Kilde: Nord Pool Spot Page 44

47 Figur 27 viser den teoretiske merverdien for to eksempelkraftverk med henholdsvis 1000 og 4200 timers brukstid når de produserer i timene med høyest priser. Eksemplet med 1000 timers brukstid er ekstremt, men kan tjene som en illustrasjon på et teoretisk ytterpunkt. Kraftprisene for er lagt til grunn, slik at vi får et relativt realistisk bilde av prisvariasjonen både over året og døgnet. I tillegg viser vi merverdien for den norske vannkraftproduksjonen samlet sett basert på faktisk produksjon pr. time i de samme årene. Når det gjelder inntekter fra Statnetts markeder for system- og balansetjenester, utgjør dette lite for vannkraften samlet sett. Statnett har de senere årene typisk brukt i størrelsesorden 500 millioner kroner på årsbasis på kjøp av systemtjenester. Gitt at forbrukssiden (industri) også bidrar noe i disse markedene, tilsier dette inntekter til vannkraftprodusenter på mindre enn 0,5 øre/kwh. Data fra vannkraftprodusenter med stor reguleringsevne (som E-CO Energi) viser da også en inntjening fra disse markedene på rundt 0,5 prosent av den samlede omsetningen. I tertiærreguleringen eller regulerkraftmarkedet handler aktørene med hverandre avhengig av om de må regulere seg opp eller ned for å komme i balanse. Volumene er imidlertid relativt begrensede også i regulerkraftmarkedet. Eksempelvis finner vi samlet norsk opp- og nedregulering for 2014 på henholdsvis 775 GWh og 736 GWh ( - Historical market data). Prisene i regulerkraftmarkedet er nært knyttet opp mot områdeprisene 56 da oppreguleringsprisen har et gulv og nedreguleringsprisen et tak i områdeprisene for samme time. Regulerkraftmarkedet er dessuten handel med faktisk energi, den samme energien man ellers kunne solgt eller kjøpt i spotmarkedet. Det betyr at den relevante tilleggsinntjeningen for stor vannkraft ikke er regulerkraftprisen i seg selv, men differansen mellom område- og regulerkraftpris. Dersom vi for 2014-data multipliserer volumene for opp- og nedregulering med sine respektive prispremier, da definert som differansen mellom områdepris og regulerkraftpris, så får vi samlet markedspremie på 102 MNOK i Norge for Dersom vi antar det finnes 100 TWh regulerbar vannkraft i Norge som tjener inn alt dette, tilsier det 0,1 øre/kwh. Det må tas forbehold om at den samfunnsøkonomiske verdien av fleksibiliteten kan være høyere enn Statnetts innkjøpspriser ut fra en alternativkostbetraktning, men eksemplene ovenfor tyder likevel på at hoveddelen av vannkraftens merverdi med hensyn til fleksibilitet ligger i mulighetene til å tjene en høyere pris i spotmarkedet. Denne verdien kan for enkeltkraftverk ligge betydelig over de 5 prosent over gjennomsnittlig markedspris som vi har benyttet tidligere i rapporten. En mulig metode for å sammenligne ulike kraftprosjekters evne til å oppfylle kraftsystemets fleksibilitetsbehov er illustrert i Figur 28. Den vertikale aksen angir sesongfleksibilitet definert som magasinkapasitet (vannlagringskapasitet) delt på årlig vanntilsig. Resultatet gir antall år med tilsig som kan lagres i kraftverkets magasin, og sier noe om i hvilken grad kraftverket kan flytte produksjon mellom sesonger/år ved behov. X-aksen angir peak-produksjonsfleksibilitet som er definert som andel (%) timer pr. år med full produksjon. Jo flere timer pr. år kraftverket produserer med full kapasitet, jo mindre grad av fleksibilitet har kraftverket til å velge hvilke timer det produserer og vice versa. Komplettert med informasjon om eventuelle konsesjonsvilkår som reduserer den faktiske reguleringsevnen (minstevannføring etc. er disse to elementene sentrale for å vurdere et kraftverks evne til å oppnå en prispremie (en gjennomsnittlig salgspris som er høyere enn områdeprisen). 56 Det norske kraftmarkedet er inndelt i geografiske prisområder. Hvert prisområde har en områdepris som kan avvike fra Nord Pools systempris og øvrige områdeprisene dersom det er overføringsbegrensninger mellom områdene. Page 45

48 Figur 28: Fleksibilitetspremie som funksjon av sesong- og peak-fleksibilitet Kilde: NVE, THEMA Rapport Verdsetting av regulerbar kraftproduksjon Forsyningssikkerhet Alle typer kraftproduksjon bidrar til forsyningssikkerhet gjennom å gi tilgang på energi, men det er betydelige forskjeller mellom teknologier. Uten muligheter til lagring i stor skala vil for eksempel vindkraft og elvekraft bare bidra når ressursene (vind og vann) er tilgjengelige, og produksjonen kan være lite forutsigbar fordi den er avhengig av værforhold. Regulerbar vannkraft er også avhengig av ressurstilgangen, men har den fordelen at vannet kan lagres i magasiner og benyttes når behovet er størst. Nytten av regulerbar vannkraft med hensyn til forsyningssikkerhet vil bli reflektert bedriftsøkonomisk på flere måter. Kraftprisene er vanligvis høyere om vinteren som følge av høyere etterspørsel etter el til oppvarming og fordi bidraget fra ikke-regulerbar vannkraft er mindre. Tilsvarende vil prisene også tendere til å være høyere på dagtid og på hverdager. Videre vil markedsprisene være høyere i områder med underskudd på kraft og flaskehalser i nettet, noe vi blant annet har observert i Midt- Norge de siste årene før nye overføringsforbindelser er kommet i drift. Også via nettariffene vil det gis signaler om knapphet på overføringskapasitet gjennom energileddet, som beregnes punktvis ut fra hvordan produksjon og forbruk bidrar til de samlede tapene i nettet. Produsenter kan få betalt dersom deres innmating fører til lavere tap. Endelig kan produsenter tjene penger på å selge ulike former for system- og balansetjenester til den systemansvarlige, Statnett. Statnett har behov for slike tjenester for å løse ulike utfordringer i systemdriften, blant annet for å håndtere interne flaskehalser i systemdriften, opprettholde frekvensen i kraftsystemet og sikre at spenningen holdes innenfor fastsatte grenseverdier. Regulerbar vannkraft er en svært viktig leverandør i Statnetts markeder for de forskjellige typene tjenester. Regulerbar vannkraft får altså betalt for bidrag til forsyningssikkerhet. Det er imidlertid grunn til å anta at den fulle samfunnsøkonomiske verdien ikke kommer kraftprodusentene til gode. Effekten er svært vanskelig å tallfeste, men vi kan peke på noen prinsipielle mekanismer som fører til underbetaling. Page 46

49 For det første har forsyningssikkerheten i kraftsystemet karakter av å være et kollektivt gode i betydelig grad. At et gode er kollektivt i samfunnsøkonomisk forstand, betyr at én aktørs forbruk av godet ikke reduserer forbruksmulighetene for andre aktører og at man ikke kan stenge noen ute fra å bruke godet (ikke-rivalisering og ikke-ekskludering). Det følger av samfunnsøkonomisk teori at markedet ikke vil frambringe et kollektivt gode i optimal mengde. Dette motvirkes i betydelig grad av ulike reguleringsvirkemidler som stimulerer til nettinvesteringer og markedsdesign, herunder markedene for kjøp av system- og balansetjenester og eventuelle kapasitetsmekanismer (som Statnetts mobile gasskraftverk har vært et eksempel på). Det er imidlertid ikke gitt at disse virkemidlene er optimalt utformet eller at de billigste løsningene velges. Et annet moment er det faktum at særlig nettinvesteringer normalt gjennomføres i større sprang og ikke marginalt i takt med etterspørselen. Litt forenklet kan vi si at valget normalt står mellom å øke kapasiteten betraktelig eller ikke i det hele tatt. Vi kan også ha lignende effekter på produksjonssiden dersom alternativene for å utvide kapasiteten primært er storskala, enten det dreier seg om vannkraft eller annen kapasitet (relativt til størrelsen på markedsområdet som betraktes). Konsekvensen er i begge tilfeller den samme: Når kapasiteten i nettet eller produksjon utvides, fjernes også prissignalet som skal belønne investeringer der de er mest verdt for systemet. Midt-Norge kan igjen tjene som eksempel: Når en ny forbindelse til Sogn og Fjordane er på plass, vil prisforskjellen mellom Midt- Norge og andre områder bli eliminert under normale omstendigheter. Det er da ikke lenger noen incentiver til å bygge ny produksjon i Midt-Norge framfor andre områder, selv om det fortsatt kan være en høyere samfunnsøkonomisk verdi av en lokalisering i Midt-Norge. Det kan også være reguleringer som begrenser knapphetspriser og dermed fører til feil verdsetting av bidrag til forsyningssikkerhet, for eksempel pristak i kraftmarkedet 57 som medfører at prisene ikke stiger så mye som de teoretisk sett burde ha gjort for å balansere tilbud og etterspørsel (i siste instans må det da gjennomføres rasjonering for å klarere markedet og opprettholde den fysiske balansen). Slike reguleringer er lite relevante i Norge. Derimot kan begrensninger på bruken av prisområder medføre at interne flaskehalser innenfor et prisområde ikke blir generelt synlige i markedet. I sum er det altså grunn til å anta at verdien av regulerbar vannkraft med hensyn til forsyningssikkerhet vil være høyere enn det som reflekteres i den bedriftsøkonomiske verdien, men det er ikke mulig å tallfeste merverdien på noen enkel måte. Flomvern Flomvern er særlig aktuelt for vannkraftverk med reguleringsmuligheter. Ved å bygge damanlegg og dermed styre vannføringen i nedenforliggende vassdrag kan tidligere flomutsatte områder beskyttes. I stortingsmelding nr /12 er det poengtert at et vannkraftprosjekts evne til å redusere flomfare bør være et viktig element når konsesjonssøknad skal behandles: «Vassdragsreguleringer vil normalt bidra til utjevning av vannføringen i vassdrag og kan ha betydelig flomdempende effekt. I Norge er vassdragsreguleringer i hovedsak etablert for kraftproduksjon, men kan som sideeffekt gi et vesentlig bidrag til å redusere flomskader. Det er viktig å vektlegge denne effekten ved avveining av fordeler og ulemper ved nye reguleringer, ved utvidelse av eksisterende anlegg og ved revisjon av konsesjonsvilkår.» (Stortinget, 2012) Det vil være store forskjeller når det gjelder ulike vannkraftprosjekters mulighet for å skape samfunnsnytte ved å redusere faren eller omfanget av en eventuell flom, og dette må evalueres i hvert enkelt tilfelle. 57 Med knapphetspriser bestemmes prisene i et marked basert på graden av knapphet på den aktuelle varen. Dersom det er svært stor knapphet på elektrisk kraft (produksjonen er langt lavere enn etterspørselen), vil dette med knapphetspriser resultere i en sterk økning i kraftprisen. Et pristak begrenser muligheten til å bruke økte knapphetspriser som en metode for å redusere etterspørselen tilstrekkelig til å balansere den med tilbudet. Page 47

50 Lokal bosetning Kraftverk vil i varierende grad tilføre lokalsamfunnet inntekter i form av lønn, falleie og skatter til kommune og fylke. Relativt til utbyggingsfasen er vannkraftverkenes driftsfase preget av lav sysselsetting. Sysselsettingen består i all hovedsak av oppsyn og vedlikehold av kraftverkene. Småskala vannkraft er ofte lokalisert i distriktene, og en økt årlig inntekt eller kapitaltilførsel (ved salg av fallrettighetene) til den lokale grunneieren kan være utslagsgivende for om lokal bosetning opprettholdes eller ikke. Videre er det også mange eksempler på at grunneierne selv har eierskap i småkraftverkene, og dermed også tjener på salg av kraft og elsertifikater. I tillegg til inntekter gjennom falleien er de fleste småkraftverk avhengig av en viss grad av oppsyn og enkle drift- og vedlikeholdsoppgaver i løpet av året. Dette er oppgaver som ofte utføres av lokale grunneiere og dermed gir en merinntekt i form av lønnskostnader. Anslag fra representanter fra småkraftnæringen THEMA har snakket med anslår det lokale arbeidsbehovet til rundt en tiendedels årsverk per kraftverk 58. I Norge er opprettholdelse av bosetning i distriktene lenge vært et politisk mål for mange partier. Småkraftverk kan dermed være en betydelig bidragsyter i arbeidet med å oppnå dette målet. I den grad opprettholdelse av lokal bosetning ansees å ha en samfunnsnytte i seg selv, bør dermed falleieavtalens utforming, eiendomsskatten og lokal involvering på eier- og driftssiden være elementer som bør vurderes av beslutningsmyndigheter når konsesjonssøknad skal behandles. Verdi av infrastruktur Mange vannkraftprosjekter medfører utbedring av infrastruktur i forbindelse med utbygging eller utvidelse som har nytte for lokalsamfunn, turister og grunneiere. Mange kraftverk krever utbygging eller utbedring av eksisterende veier for å sikre adkomst til kraftstasjon eller damanlegg. Disse veiene kan i mange tilfeller føre til at tidligere uutnyttede områder tas i bruk som turområde, noe som øker områdets attraktivitet for lokalbefolkning og turister. I tillegg vil nye veier ofte kunne benyttes av grunneiere, og åpne opp for eller forenkle skogbruk i området. Et eksempel er Oldereid kraftverk i Bodø, hvor veien opp til magasinet er en hyppig brukt vei for turgåere og hytteeiere. Kraftverket sørger videre for snømåking og vedlikehold av veien inn til kraftstasjonen, noe lokalt bosatte i områder nyter godt av. I forbindelse med kraftverkutbygging står utbygger ofte for et betydelig anleggsbidrag til kraftnettet, noe som kan føre til at andre nærings- og privatkunder i området står overfor lavere kostnader ved å øke sitt eget kraftforbruk. Lignende er de fleste kraftverk i dag avhengig av et solid bredbånd og mobildekning for sikker drift, og dette medfører i flere tilfeller at raskere internettilkobling/ bedret mobildekning blir gjort tilgjengelig for en rekke brukere i lokalområdet. Dette øker området attraktivitet som bolig- og næringsområde. I noen tilfeller kan kraftstasjonene i seg selv utgjøre en severdighet som øker områdets attraktivitet. Et eksempel er Øvre Forsland kraftverk i Leirfjord kommune som i tillegg til å bringe med seg utbygging av veier og rasteplasser for turgåere selv blitt en turistattraksjon på grunn av sin forseggjorte arkitektoniske utforming (Figur 29). 58 Tallet vil variere fra kraftverk til kraftverk, og til en viss grad også med størrelsen på kraftverket. Jo større produksjon, jo mer lønner det seg å betale for mer oppsyns- og drifts- og vedlikeholdstjenester for å hindre driftsstans. Page 48

51 Figur 29: Øvre Forsland kraftverk Kilde: Wikipedia Commons Det vil naturligvis være stor variasjon fra prosjekt til prosjekt når det gjelder nyttevirkninger i form av utbedring og bygging av infrastruktur. Nyttevirkninger i form av veibygging og annen infrastruktur som kan øke områdets attraktivitet for lokale beboere og tilreisende må derfor vurderes fra prosjekt til prosjekt av de relevante beslutningstagere. Page 49

52 7 OPPSUMMERING OG ANBEFALINGER Innledning Et viktig formål med denne analysen har vært å gi fylket et bedre grunnlag for å vurdere samfunnsnytten av kraftutbyggingsprosjekter i forbindelse med konsesjonssøknader. Vi vil her trekke fram hovedresultatene og gi anbefalinger med hensyn til hvordan resultatene kan brukes i fylkets arbeid. Vi vil også drøfte eventuelle forskjeller mellom de tre prosjekttypene O/U-prosjekt, storskala kraftutbygginger og småkraft. Samfunnsnytten av kraftutbygginger kan knyttes til flere ulike virkninger. Noen virkninger kan relativt enkelt kvantifiseres i økonomiske størrelser basert på informasjon om produksjon, kostnadsforhold og framtidige priser. Vi har omtalt disse effektene som prissatte virkninger. Andre effekter kan være vanskelig å kvantifisere uten omfattende undersøkelser. Eksempler på slike virkninger er blant annet betydningen av fleksibilitet, forsyningssikkerhet og flomvern. Det må i denne sammenhengen understrekes at hvert enkelt kraftprosjekt er unikt. Selv om vannkraftteknologien er moden, vil kraftprosjektene variere basert på ulikheter i naturgitte forhold. Ulik geografi, beliggenhet, tilgjengelighet og avstand til infrastruktur har betydning for utbyggingsog driftsforhold som igjen påvirker samfunnsnytten på forskjellige måter. Implikasjonen er at man ikke kan si noe helt generelt om samfunnsnytten som vil gjelde på tvers av ulike prosjekter. Man må vurdere samfunnsnytten prosjekt for prosjekt. Samfunnsnytten er avhengig av usikre markedsforhold som vil variere over tid slik at tidspunktet for når en gjør vurderingen også har betydning for resultatet. Kraftprisene, som er en av de mest sentrale parameterne for samfunnsnytten, har vist en fallende tendens de siste årene. Det påvirker forventningene til fremtidige kraftpriser. Det kan være med på å forklare hvorfor investorer har investert i prosjekter som med dagens prisforventninger fremstår som ulønnsomme. I forbindelse med fylkeskommunens behandling av konsesjonssøknader bør fylkeskommunen adressere både samfunnsøkonomiske nyttevirkninger som kan kvantifiseres og andre virkninger som kan underlegges en kvalitativ vurdering. Kvantifiseringer kan gjøres ved hjelp av nøkkeltall eller ved bruk av en regnearksbasert prosjektevalueringsmodell der en legger inn data for produksjon, investeringer og kraftpriser og der en kan legge inn ulike forutsetninger mht. avkastningskrav, skattesatser og andre parametere. Vår anbefaling er at fylket tar i bruk en slik modell i forbindelse med sine analyser av samfunnsnytte. Hvis fylket ikke ønsker å anvende en prosjektvalueringsmodell i sitt arbeid, kan noen størrelser kvantifiseres ved hjelp av nøkkeltall. Analyse basert på nøkkeltall gir mer usikre resultater enn bruk av en prosjektevalueringsmodell. Vi vil nedenfor beskrive hvilke muligheter og begrensninger som ligger i bruk av nøkkeltall på de områdene det er tilrådelig. Samfunnsnytte basert på prissatte virkninger Innledning De kvantifiseringer som er gjennomgått i denne analysen omfatter følgende hovedelementer: Prosjektenes samfunnsøkonomiske nåverdi Hvordan nåverdien er fordelt mellom investor, grunneier, stat, kommune, fylke og investor Prosjektenes direkte bidrag til regional og nasjonal verdiskaping og sysselsetting Prosjektenes regional og nasjonale ringvirkninger i leverandørindustrien. Page 50

53 7.2.2 Resultater basert på nåverdibetraktninger Som vist i Figur 30 viser 10 av 11 prosjekter en positiv samfunnsøkonomisk lønnsomhet målt ved nåverdi gitt THEMAs basis prisprognose og et avkastningskrav på 6 prosent 59. Det ene prosjektet med negativ nåverdi er et småkraftprosjekt med høye kostnader. Når en sammenligner gjennomsnittsprosjekter på tvers av prosjekttypene, kommer O/U prosjektene best ut med en nåverdi pr. kwh på 3,91 kroner. Storskala vannkraft kommer på andre plass med 2,09 kroner pr. kwh, mens småkraftverkene viser svakest lønnsomhet med 1,88. Vi kan ikke på et generelt grunnlag konkludere med at O/U-prosjektene alltid vil være de beste prosjektene og småkraft de minst lønnsomme. Dertil er variasjonsbredden mellom prosjektene for stor og utvalget er for lite. Vi ser for eksempel av figur 8 at det beste småkraftverket er bedre enn det beste storskalaprosjektet. Figur 30: Samfunnsøkonomisk nåverdi pr. middelproduksjon for vannkraftprosjektene i porteføljen gitt våre forutsetninger. De halvt gjennomsiktige søylene angir resultatene for de gjennomsnittlige kraftverkene. Kilde: Datainnsamling og egne beregninger. De ulike prosjekttypene har litt forskjellige karakteristiske trekk som har betydning for resultatene referert over. Småkraftprosjektene i utvalget har de relativt laveste investeringskostnadene, men samtidig noe høyere driftskostnader pr. kwh. De relativt høye driftskostnadene er trolig knyttet til at det foreligger stordriftsfordeler i drift av kraftanlegg. Småkraftverkene har i tillegg begrenset tilgang på vannmagasin og dermed små muligheter til å styre kraftproduksjonen mot perioder med høye kraftpriser. Flere småkraftprosjekter realiserer kraftpriser ligger 5 prosent under systemprisen, mens de to andre prosjekttypene realiserer priser som ligger på 4 og 6 prosent over systemprisen. Høyere driftskostnader og lavere realiserte priser mer enn kompenserer for lavere investeringskostnader slik at samfunnsnytten pr. kwh er noe lavere for det gjennomsnittlige småkraftprosjektet enn for gjennomsnittsprosjektene i de andre to prosjektkategoriene. O/U-prosjektene som er analysert i dette prosjektet, er utvidelser av eksisterende vannkraftverk. Alternativkostnaden ved å skifte ut og fornye eksisterende kraftverk er trukket fra, og merkostnaden ved å utvide kapasiteten er antatt å i liten grad påvirke de samlede drifts- og lønnskostnadene til kraftverkene, noe som gir O/U-prosjektene lave driftskostnader sammenlignet med de to andre kategoriene. Utvidelsesprosjektene i utvalget har videre noe lavere investeringskostnader enn de 59 Nominelt Page 51

54 nye storskalaanleggene, noe som ytterligere bidrar til å forbedre den samfunnsøkonomiske lønnsomheten. Fremgangsmåte ved fremtidige analyser Analyser av den samfunnsøkonomiske nytten målt ved nåverdi kan beregnes ved bruk av en prosjektevalueringsmodell eller gjennom bruk av nøkkeltall. Nøkkeltall vil i større grad kunne brukes for nye stor- og småskala vannkraftprosjekter enn for O/U-prosjekter ettersom sistnevnte er en svært heterogen kategori som vanskelig lar seg generalisere. De nøkkeltallene som vi har beregnet, vil særlig endre seg med kraftprisforutsetningene og investeringskostnaden. Tabell 15 viser hvordan nåverdiene endrer seg med varierende priser og utbyggingskostnader. Horisontalt måles prisforutsetningen i prosent av THEMAs basisprisforutsetning, der 100 prosent reflekterer nettopp den prisbanen. Vertikalt måles investeringskostnad i kroner pr. kwh middelproduksjon. For eksempel vil nåverdien pr. kwh for et O/U-prosjekt med en utbyggingskostnad på 5 kroner og en prisbane som ligger 10 prosent over THEMAs basisprisbane, være 4,61 kroner pr. kwh. For utbyggingskostnader som ligger mellom intervallene i tabellen kan en interpolere. Tallene i Tabell 15 er basert på 2017-kroner. En bør derfor en gang i året oppdatere tallene i tabellen med inflasjonen. Tabell 15. Samfunnsøkonomisk nåverdi pr. kwh produksjonskapasitet ved varierende kraftpriser og utbyggingskostnader. Småskala vannkraft 70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % 9 NOK/kWh -3,89-3,17-2,44-1,71-0,98-0,25 0,48 8 NOK/kWh -2,93-2,20-1,47-0,74-0,01 0,71 1,44 7 NOK/kWh -1,96-1,23-0,50 0,23 0,95 1,68 2,41 6 NOK/kWh -0,99-0,26 0,46 1,19 1,92 2,65 3,38 5 NOK/kWh -0,03 0,70 1,43 2,16 2,89 3,62 4,34 4 NOK/kWh 0,94 1,67 2,40 3,13 3,85 4,58 5,31 3 NOK/kWh 1,91 2,64 3,36 4,09 4,82 5,55 6,28 2 NOK/kWh 2,88 3,60 4,33 5,06 5,79 6,52 7,24 Storskala vannkraft 70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % 9 NOK/kWh -2,92-2,10-1,28-0,46 0,36 1,19 2,01 8 NOK/kWh -1,95-1,13-0,31 0,51 1,33 2,15 2,97 7 NOK/kWh -0,98-0,16 0,66 1,48 2,30 3,12 3,94 6 NOK/kWh -0,02 0,80 1,62 2,44 3,27 4,09 4,91 5 NOK/kWh 0,95 1,77 2,59 3,41 4,23 5,05 5,87 4 NOK/kWh 1,92 2,74 3,56 4,38 5,20 6,02 6,84 3 NOK/kWh 2,88 3,70 4,52 5,35 6,17 6,99 7,81 2 NOK/kWh 3,85 4,67 5,49 6,31 7,13 7,95 8,77 O/U-prosjekter 70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % 9 NOK/kWh -2,14-1,28-0,42 0,44 1,30 2,15 3,01 8 NOK/kWh -1,17-0,31 0,55 1,41 2,26 3,12 3,98 7 NOK/kWh -0,20 0,66 1,51 2,37 3,23 4,09 4,95 6 NOK/kWh 0,76 1,62 2,48 3,34 4,20 5,06 5,91 5 NOK/kWh 1,73 2,59 3,45 4,31 5,16 6,02 6,88 4 NOK/kWh 2,70 3,56 4,41 5,27 6,13 6,99 7,85 3 NOK/kWh 3,67 4,52 5,38 6,24 7,10 7,96 8,81 2 NOK/kWh 4,63 5,49 6,35 7,21 8,07 8,92 9,78 Page 52

55 Med denne tabellen kan en beregne nåverdier for prosjektene som vil ligge relativt tett opp til det en vil få med detaljerte prosjektanalyser for storskala og småskala prosjekter. For O/U-prosjekter må nøkkeltall brukes med forsiktighet på grunn av den store variasjonen av prosjekter som inngår i denne kategorien Resultater som viser fordeling av nåverdi Tabell 16 viser hvordan nåverdien er fordelt mellom ulike interessegrupper. Staten er en stor interessent gjennom skattesystemet, mens kommunene har inntekter fra eiendomsskatt, naturressursskatt og konsesjonskraft. Fylket mottar også en mindre inntekt gjennom naturressursskatten, og kan potensielt også være mottager av konsesjonskraft. Falleie mottas av grunneier i de fleste småkraftprosjektene. Etter at en falleieavtale opphører kan grunneier også overta anlegget fra investor, noe som med våre antagelser skjer etter 45 år. Verdien av kraftverket etter overtagelse fra grunneier står oppført under restverdi til grunneier. Nåverdien sett fra investors perspektiv tilsvarer den bedriftsøkonomiske prosjektøkonomien inklusiv investeringene. Når nåverdien for investor er negativ, oppnår ikke prosjektene lønnsomhet med det valgte avkastningskravet som i våre beregninger er satt til 6 prosent etter skatt. Vi oppgir derfor også prosjektenes internrente, som sier hvilket avkastningskrav prosjektene kan bære. Når internrenten tilsvarer avkastningskravet, er nåverdien for investor lik null. Vannkraftprosjekter er preget av store initiale investeringer og en lang levetid, noe som gjør at nåverdien påvirkes betydelig av endringer i diskonteringsraten (det fremgår av Tabell 15). Tabell 16. Fordeling av nåverdi for gjennomsnittsprosjektet innen hver kategori O/U- prosjekter Storskala Småkraft Staten 3,06 2,30 1,03 Kommune og fylke 1,27 1,34 0,42 Falleie - - 0,54 Investor (internrente) -0,47 (5,55%) -1,56 (4,66%) -0,71 (5,03%) Restverdi til grunneier - - 0,6 Sum 3,91 2,09 1,88 Siden småkraft ikke er underlagt grunnrenteskatt og heller ikke er pålagt å levere konsesjonskraft eller betale konsesjonsavgift, er det offentliges andel (stat, kommune og fylke) av disse prosjektene lavere enn for de andre prosjektkategoriene. Den delen av nåverdien som tilfaller regionen direkte er i første rekke kommunenes og fylkets inntekter og falleie til grunneier. I den grad investor er lokal vil hele eller deler av denne nåverdien også tilfalle lokale eller regionale interesser. Som vi ser ligger summen av nåverdien som tilfaller henholdsvis grunneier og kommuner/fylke på mellom 1,27 og 1,56 kroner pr. kwh. Den regionale andelen av verdiskapingen målt ved nåverdi er med andre ord relativt lik på tvers av prosjektkategoriene. Fremgangsmåte ved fremtidige analyser På grunn av den store variasjonen i sentrale nøkkeltall er det lite hensiktsmessig å analysere fordelingen av nåverdien ved hjelp av nøkkeltall. Vi anbefaler derfor at fylket anvender en prosjektevalueringsmodell for dette formålet. Prosjektevalueringsmodellen må kunne beregne prosjektets fremtidige kontantstrøm basert på antagelser om fremtidige priser, kraftproduksjon, investeringer og driftskostnader. Modellen må videre beregne de ulike skattene, konsesjonskraft og falleie for de prosjektene der det er aktuelt. Page 53

56 7.2.4 Resultater som viser bidragene til BNP og sysselsetting gjennom prosjektenes levetid Vi har analysert gjennomsnittsprosjektenes direkte bidrag til verdiskaping målt ved BNP og sysselsetting gjennom prosjektenes levetid, se Tabell 17. Tabell 17. Aggregert bidrag til BNP og hvordan verdiskapingen anvendes for gjennomsnittsprosjektet innen hver prosjektgruppe O/U-prosjekt Storskala Småkraft Prosjektstørrelse (GWh) Verdiskaping, Mill NOK Arbeidskraft % - 2,1% 5,2% Grunneier, % % Investor, % 48% 49% 48% Skatt til staten, % 38% 33% 17% Kommuner og fylke, % 14% 15,9% 2,8% Vi ser av Tabell 17 at staten tar en stor del av verdiskapingen målt ved prosjektenes bidrag til BNP gjennom skattesystemet. Bidraget fra småkraft til staten er midlertid vesentlig lavere enn for de andre to prosjektgruppene siden småkraft ikke betaler grunnrenteskatt. Vi ser også at kommunens og fylkets andel av verdiskapingen er langt høyere for O/U-prosjekter og storskalaprosjekter ettersom disse er pålagt konsesjonskraft og konsesjonsavgift som småkraftprosjektene også er fritatt for. På den annen side betaler de store prosjektene normalt ikke falleie, men kjøper eller eier fallrettighetene selv. Vi ser videre at avlønning av arbeidskraften utgjør en betydelig større andel av kostnadene for småkraftprosjektene enn for de større prosjektene, hvilket nok en gang reflekterer at det foreligger betydelige stordriftsfordeler ved drift av kraftanlegg. Fremgangsmåte ved fremtidige analyser Verdiskapingen til et kraftprosjekt lar seg enkelt beregne ved å kalkulere fremtidig kraftomsetning minus et anslag på vareinnsats. Tabell 18: Forutsetninger og anbefalinger for beregning av verdiskaping fra vannkraftprosjekter. Viktige forutsetninger Fremtidig realiserte kraftpriser Fremtidig vareinnsats Anbefaling Prognose for den fremtidige realiserte kraftprisen. Den realiserte prisen vil variere mellom prosjekter avhengig av lokalisering og kraftanleggenes fleksibilitet. Vi anbefaler at lokaliseringsforskjeller ikke hensyntas, mens prosjekter med lav fleksibilitet gis en realisert pris som er 95 prosent av Nord Pools systempris. Prosjekter som oppgis med høy fleksibilitet bør gis en realisert pris over 100. Moderat fleksibilitet kan gis en realisert pris på 105 prosent, mens prosjekter med høy fleksibilitet kan gis en realisert pris på 115 prosent av systemprisen Vareinnsatsen i et kraftprosjekt består av nettkostnader, driftskostnader og lønnskostnader. Som en tilnærming kan de gjennomsnittlige driftskostnadene for hver av de tre kraftverkkategoriene benyttes. Page 54

57 7.2.5 Resultater som viser økonomiske ringvirkninger i regional og nasjonal leverandørindustri I ringvirkningsanalysen har vi beregnet nøkkeltall som indikerer hvilken betydning investeringer i kraftanlegg har for sysselsetting og verdiskaping i den lokale og nasjonale leverandørindustrien. Tabell 19 oppsummerer resultatene. Vi ser at sysselsettingsvirkningen pr. million kroner investert er ganske lik når vi ser på Norge samlet. O/U-prosjektene gir imidlertid en noe høyere sysselsettingsgevinst i Nordland. O/U-prosjektene skårer markert høyere på regional sysselsysselsetting fordi bygg- og anlegg utgjør en langt større andel i disse prosjektene. Fremgangsmåte ved fremtidig analyser Siden nøkkeltallene er beregnet pr. million kroner investert, kan de brukes for prosjekter av ulik størrelse. Skal fylket eksempelvis vurdere et O/U-prosjekt med en samlet investering på 1 milliard kroner, indikerer nøkkeltallene en sysselsettingseffekt i leverandørindustrien på 730 årsverk, hvorav 530 årsverk vil tilfalle regionen. Verdiskapingen i leverandørindustrien, målt som bidraget til BNP, kan anslås til 613 millioner kroner, hvorav 418 millioner kroner kommer i regionen. Tabell 19. Nøkkeltall for ringvirkninger i leverandørindustrien pr. millioner kroner investert. (2017 kroner) Ringvirkninger - sysselsetting pr. million i investeringskostnad (Årsverk) Nordland Øvrig nasjonalt Samlet for Norge (variasjon) (variasjon) Småskala vannkraft 0,35 (0,1-0,62) 0,42 (0,15-0,70) 0,77 Storskala vannkraft 0,26 (0,14-0,70) 0,54 (0,1-0,7) 0,79 O/U- prosjekt 0,53 (0,43-0,37) 0,27 (0,12-0,37) 0,80 Ringvirkninger - verdiskaping pr. million i investeringskostnad (1000 NOK 2017) Nordland Øvrig nasjonalt Samlet for Norge (variasjon) (variasjon) Småskala vannkraft 272 (60-490) 328 ( ) 600 Storskala vannkraft 199 ( ) 420 ( ) 619 O/U- prosjekt 418 ( ) 194 (90-270) 613 Disse nøkkeltallene bygger på få observasjoner. Som det fremgår av Tabell 19 er det betydelig variasjon mellom enkeltprosjekter når det gjelder fordelingen mellom ringvirkninger lokalt og sentralt noe som reflekterer en tilsvarende variasjon når det gjelder bruken av lokale leverandører i utbyggingsfasen. Dette gjør at det er stor usikkerhet knyttet til en eventuell bruk av nøkkeltall for å anslå de lokale ringvirkningene. De store variasjonene kan gjøre det aktuelt for fylket å ta i bruk en modell for beregning av ringvirkninger som fanger opp ulikheter mellom prosjekter både med hensyn på sammensetning av ulike leverandørkategorier og fordeling mellom regional og nasjonal verdiskaping og sysselsetting samt import. Dette vil i så fall kreve ytterligere informasjonsinnhenting liknende de data som er innhentet i dette prosjekter. Page 55

58 7.2.6 Resultater som viser samlet verdiskaping fra kraftprosjekter i Nordland fylke som allerede er bygget ut. Basert på data fra gjennomsnittsprosjektene har vi simulert det samlede bidraget til BNP over perioden 2017 til 2041, og hvordan verdiskapingen er fordelt. Hovedresultatene er vist i Tabell 20 Tabell 20. Bidrag til BNP, aggregert og fordeling Utbygd småkraft Utbygd Storkraft Utbygd vannkraft Produksjonskapasitet TWh 1,1 15,2 16,3 Aggregert bidrag til BNP, , millioner NOK Verdiskaping pr. kwh 0,26 NOK/kWh 0,28 NOK/kWh 0,28 NOK/kWh Investor 58,4% 40% 41% Staten (skatt) 17,1% 39% 38% Grunneier (falleie) 14% - 0,8% Avlønning av arbeidskraft 9% 1,3% 1,7% Kommunen, skatt og konsesjonskraft 1,5% 18,5% 17,5% Fylket - 0,7% 0,7% Den totale produksjonskapasiteten er 16,3 TWh fordelt på 15,2 TWh storskala og 1,1 TWh småskala. Den samlede verdiskapingen for 16,3 TWh vannkraft utbygd i Nordland ved inngangen til 2017 i perioden anslås til 114 mrd. NOK Det gir en verdiskaping på henholdsvis 0,26 kroner pr. kwh for småkraft og 0,28 kroner pr. kwh for store vannkraftutbygginger. Fremgangsmåte ved oppdatering Kraftporteføljen i Nordland sitt bidrag til BNP kan om ønskelig oppdateres etter hvert som produksjonskapasiteten og prisforutsetningene endres. En svært grov tilnærming for å anslå aggregert bidrag til BNP vil være å bruke nøkkeltallene gjengitt i Figur 31. Siden de økonomiske størrelsene er oppgitt i 2017-kroner, bør dataene inflasjonsjusteres etter hvert som tiden går. Det må understrekes at verdiene bygger på prisprognosen presentert i denne rapporten. Figur 31 viser hvordan den aggregerte verdiskapingen fra utbygd vannkraft i Nordland vil variere med en prosentvis endring i kraftprisforutsetningene. Page 56

59 Figur 31: Aggregert verdiskaping fra utbygd vannkraft i Nordland ved ulike kraftprisscenarioer. Alternativt kan oppdateringen skje ved hjelp av en prosjektevalueringsmodell, noe som vil gi en mer nøyaktig analyse. Andre forhold som bidrar til samfunnsnytten Innledning Det er en rekke faktorer som bidrar til samfunnsnytten som ikke lar seg så lett kvantifisere, eller der kvantifiseringen er beheftet med betydelig usikkerhet. Vi har adressert følgende faktorer Tabell 21 oppsummerer vår vurdering av hvordan de ulike faktorene slår ut på de ulike faktorene. Noen av disse faktorene gjelder alle typer kraftprosjekter, mens andre vil være mere aktuelle for enkelte prosjekttyper. Verdien av ikke internaliserte klimakostnader er proporsjonal med kraftproduksjon og vil således øke med prosjektenes størrelse. Målt pr. kwh vil virkningen være den samme for alle prosjektkategorier. Prosjektenes bidrag til forsyningssikkerhet og fleksibilitet er avhengig av tilgang på vannmagasiner og effektkapasitet. Alle prosjekter vil i noen grad bidra til forsyningssikkerhet, men småkraft i mindre grad enn for de andre to prosjekttypene. Flomvern er avhengig av reguleringsevne og vil derfor først og fremst være aktuelt for store prosjekter. Lokal bosetting vil på den ene siden være avhengig av ringvirkningene for det lokale næringslivet, men også lokalt eierskap har betydning. Tabell 21. Kvalitativ vurdering av andre forhold som bidrar til samfunnsnytten Kriterium Verdi av ikke internaliserte klimakostnad Fleksibilitet Forsyningssikkerhet Flomvern Lokal bosetting Verdi av infrastruktur Proporsjonal med kraftproduksjon Avhengig av magasin og effektkapasitet Avhengig av tilgang på magasin og effektkapasitet Forutsetter reguleringsmuligheter Prosjektene bidrag til lokale inntekter og sysselsetting Verdi av veier og nett for andre aktører Page 57