Sertifikatkraft og skatt

Transkript

1 Offentlig ISBN nr Sertifikatkraft og skatt På oppdrag fra Energi Norge august 2012 THEMA Rapport

2 Side 2

3 Om prosjektet: Om rapporten: Prosjektnummer: ENO Rapportnavn: Sertifikatkraft og skatt Prosjektnavn: Sertifikatkraft og skatt Rapportnummer: THEMA-Rapport Oppdragsgiver: Energi Norge ISBN-nummer Prosjektleder: Åsmund Jenssen Tilgjengelighet: Offentlig Prosjektdeltakere: Guro Gravdehaug Frank Krönert Berit Tennbakk Ferdigstilt: 29. august 2012 Brief summary in English Different rules for taxation of renewable electricity generation have a large impact on the distribution of investments in the Norwegian-Swedish electricity certificate market. Our analysis shows that up to 5.6 TWh of new renewable electricity in Norway, mainly wind, but also hydro, will be crowded out by more expensive Swedish windpower. The costs of meeting the certificate target of 26.4 TWh will therefore be higher than necessary. However, targeted measures in the shape of extra tax depreciation in Norway may reduce the differences in tax burden and create a level playing field. Om Øvre Vollgate Oslo Foretaksnummer: NO tilbyr spesialistkompetanse innenfor markedsanalyse, markedsdesign og strategirådgivning for energi- og kraftbransjen. Side 3

4 INNHOLD SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER INNLEDNING OM SERTIFIKATMARKEDET Felles norsk-svensk sertifikatmarked Utstedelse av sertifikater Etterspørsel bestemt av årlige kvoter SKATTEREGLENE FOR FORNYBAR KRAFTPRODUKSJON SKATTESYSTEMETS EFFEKT PÅ UTBYGGING AV SERTIFIKATKRAFT Metode for analyse av skatteeffekt Forutsetninger for modellberegningene Vannkraft Vindkraft Biokraft Fordeling av sertifikatkraft Resultater dagens skatteregler Resultater like rammevilkår Årsaker til forskjellene Konsekvenser for sertifikatprisen Konsekvenser for kunder, eiere og skattekreditorer Sensitivitetsanalyser Oppsummering VIRKEMIDLER FOR NØYTRALISERING Prinsipiell vurdering av alternative virkemidler Harmonisering Raskere avskrivninger i Norge Ekstraavskrivninger Kvantitativ analyse av ekstraavskrivninger Provenyvirkninger av ekstraavskrivninger REFERANSER VEDLEGG 1: THE CERTIFICATE MODEL DESCRIPTION Side 4

5 SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER I denne rapporten analyserer vi hvordan fordelingen av sertifikatkraft mellom Norge og Sverige påvirkes av skattereglene. Med gjeldende skatteregler tilsier analysen at utbyggingen av sertifikatkraft i Norge fram mot 2020 kan bli i størrelsesorden 11,4 TWh, mot 15 TWh i Sverige. Identiske avskrivningsregler pr. produksjonsteknologi vil øke utbyggingen i Norge med inntil 3-3,5 TWh, mens full harmonisering av skatteforskjellene vil øke sertifikatkraften i Norge med inntil 5,6 TWh. Underutbyggingen i Norge gir økte kostnader og samfunnsøkonomisk tap, siden billigere norske prosjekter fortrenges av svenske. Tidsbegrensede ekstraavskrivninger for sertifikatkraft i Norge kan utjevne rammevilkårene og gi høyere investeringer i Norge. Bakgrunn og problemstilling Fra 1. januar 2012 er det innført et felles norsk-svensk marked for elsertifikater. Målet med sertifikatmarkedet er å sikre utbygging av til sammen 26,4 TWh ny fornybar kraftproduksjon i Norge og Sverige på en kostnadseffektiv måte. Markedet er ment å fungere slik at de mest lønnsomme kraftprosjektene (lavest kostnader til en gitt forventet inntekt i form av sertifikat- og kraftpris) realiseres. Hvilke prosjekter som faktisk realiseres i sertifikatmarkedet, avhenger av en rekke forhold, herunder skattesystemet. Dersom det er forskjeller mellom lønnsomheten av ulike prosjekter før og etter skatt, kan vi oppleve at samfunnsøkonomisk sett dyrere prosjekter bygges ut i stedet for billigere. Norsk fornybar kraftproduksjon beskattes hardere enn tilsvarende svensk produksjon, spesielt i forhold til svensk vindkraft. Forskjellene i beskatning kan ha store konsekvenser for utbyggingen av sertifikatkraft (sertifikatberettiget fornybar kraftproduksjon) fram mot Vi drøfter følgende spørsmål: Hvordan påvirkes fordelingen av sertifikatkraft mellom Norge og Sverige av skattereglene? Hvor store ekstrakostnader påføres kraftsystemet som følge av forskjeller i skattesystemene? Hvordan kan norske myndigheter nøytralisere virkningene av skattesystemet på utbyggingen av sertifikatkraft? Analysen er gjennomført med utgangspunkt i THEMAs egenutviklede modell for det norsksvenske sertifikatmarkedet, der vi sammenligner resultatene med og uten justeringer av kostnadsdataene for ulike sertifikatkraftprosjekter for å reflektere skatteforskjeller. Sertifikatmodellen tar i tillegg hensyn til alle kjente historiske og planlagte investeringer i Norge og Sverige, konsesjonsstatus, nettkapasitet samt andre kostnadsforskjeller inklusive vindforhold. På den måten får vi tallfestet de isolerte konsekvensene av skattesystemet for utbyggingen av sertifikatkraft fram mot Konklusjoner Skattereglene er viktige for fordelingen av utbyggingen av sertifikatkraft mellom Norge og Sverige Med de gjeldende skattereglene tilsier våre analyser at utbyggingen av sertifikatkraft i Norge fram mot 2020 kan bli i størrelsesorden 11,4 TWh, mot 15 TWh i Sverige. Vi finner at flere skattemessige forskjeller har betydning for fordelingen av prosjekter mellom Norge og Sverige: Vesentlig raskere skattemessige avskrivninger for alle typer kraftproduksjon i Sverige, spesielt for vindkraft. Gjennomgående høyere eiendomsskatt i Norge, med unntak av vannkraft. Side 5

6 Konsesjonsbaserte ordninger (konsesjonskraft og konsesjonsavgifter) for vannkraft i Norge over en viss størrelse. Grunnrenteskatten for norsk vannkraft. Lavere skatt på alminnelig inntekt i Sverige (26,3 prosent mot 28 prosent i Norge). Av disse elementene er raskere skattemessige avskrivninger den viktigste enkeltårsaken. Identiske skattemessige avskrivningsregler pr. produksjonsteknologi vil øke utbyggingen i Norge med mellom 3 og 3,5 TWh. Full harmonisering av de skattemessige rammevilkårene gir inntil 5,6 TWh økt produksjon i Norge, til en total utbygging av 16,9 TWh. Årsaken til at en større del av utbyggingen havner i Norge når skattereglene harmoniseres, er tilgangen på en betydelig mengde vannkraft i flere størrelsesklasser og med lavere kostnader enn vindkraft, samt gjennomgående bedre vindforhold relativt til svensk vindkraft. I alt får vi inntil 4 TWh mer vindkraft og 1,6 TWh vannkraft med like skattemessige rammevilkår. Tar vi hensyn til at de investeringsbaserte fradragene mot grunnrenteskatten er sikre (det vil si at vi diskonterer deler av kontantstrømmen til grunnrenteskattepliktige vannkraftverk med risikofri rente i stedet for et risikojustert avkastningskrav), øker utbyggingen i Norge med dagens rammevilkår til 12-12,5 TWh. Effekten av ulikheter i skattesystemet reduseres til 4,5-5 TWh, der avskrivningene står for i underkant av 3 TWh av effekten. Det er imidlertid uklart om investorene i praksis tar hensyn til at fradrag for avskrivninger og friinntekt i grunnrenteinntekten teoretisk er helt sikre. Analysen bygger på spesifikke forventede produksjonsdata for alle prosjekter der slike data er offentlig kjent (NVEs konsesjonsdatabaser, studier av Energimyndigheten i Sverige osv.). Selv om norske prosjekter i gjennomsnitt er vesentlig billigere enn svenske, er det en betydelig konkurranseflate mellom de mindre gode norske prosjektene og de beste svenske prosjektene. I dette området er skatteeffektene svært viktige for hvilke prosjekter som blir realisert. Beregningene tar utgangspunkt i kjente investeringsplaner og prosjekter under utbygging. Den resterende utbyggingen beregnes i modellen ut fra bedriftsøkonomisk lønnsomhet pr. prosjekt. Sverige har hatt sertifikatmarked lenger enn Norge, og flere av de prosjektene som ennå ikke besluttet eller under bygging, er mer modne enn en del av de norske prosjektene. Det betyr at de kan bygges ut tidligere. Dersom vi antar at flere prosjekter besluttes utbygd i Sverige enn hva som ligger inne av kjente planer og hva de bedriftsøkonomiske modellberegningene tilsier, påvirkes både fordelingen mellom landene og konsekvensen av ulike skattesystemer. Som en illustrasjon har vi antatt at planlagte og besluttede svenske investeringer øker med 3 TWh uavhengig av bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Da får vi en utbygging på 10,6 TWh i Norge med dagens rammevilkår. Samtidig reduseres effekten av full skatteharmonisering til 4,2 TWh, der avskrivningsreglene står for rundt 2,5 TWh. Underutbygging i Norge gir økte kostnader og samfunnsøkonomisk tap Forskjellene i skattemessige rammevilkår medfører at de samfunnsøkonomiske kostnadene ved å nå målet om 26,4 TWh øker. Det skyldes at billigere norske prosjekter fortrenges av svenske når vi tar hensyn til skatteeffektene. Målt i rene produksjonskostnader drift og årlige kapitalkostnader kan kostnadsøkningen beløpe seg til inntil 140 millioner kroner 2012-kroner på årsbasis, eller ca. 1,5 milliarder i nåverdi over sertifikatmarkedets levetid. Det tilsvarer rundt 2,5 øre/kwh i økte kostnader for de prosjektene som påvirkes av skattereglene (totalt 5,6 TWh). Vi sammenligner da produksjonskostnadene med en situasjon der rammevilkårene er harmonisert og de samfunnsøkonomisk riktige (billigste) prosjektene bygges ut. Kostnadsøkningen skyldes dels at svenske vindprosjekter fortrenger dels norske vindkraftprosjekter med høyere effektivitet (bedre vindforhold), dels norske vannkraftprosjekter med lavere driftskostnader og vesentlig lengre levetid. Vi har ikke tatt hensyn til eventuelle forskjeller i nettkostnader (utover det som ligger inne av tarifforskjeller og vurderinger av tilgjengelig nettkapasitet i tilbudskurven vi har benyttet) eller miljøkostnader Disse faktorene kan slå begge veier. Side 6

7 De økte samfunnsøkonomiske kostnadene må bæres av myndigheter, kraftutbyggere og sertifikatpliktige kraftforbrukere: Det første spørsmålet er om sertifikatprisen blir lavere eller høyere med dagens regler, sammenlignet med et system der de skattemessige rammevilkårene er like. Sammenhengen mellom sertifikatpris og ulike skatteregler er komplisert. For det første avhenger effekten av hvilke prosjekter som påvirker sertifikatprisene. Våre analyser viser at svenske vindkraftprosjekter er viktigst for sertifikatprisen over hele analyseperioden fra , men også norske sertifikatkraftprosjekter har betydning (de norske prosjektene med kostnader i nærheten av de marginale svenske prosjektene). For det andre avhenger sammenhengen av hvilke skatteregler vi sammenligner med: Like rammevilkår i form av svenske skatteregler både i Norge og Sverige, gir lavere priser enn med dagens regler. Årsaken er at norske prosjekter blir billigere etter skatt enn med dagens regler, mens kostnadsnivået er uendret i Sverige. Den effektive beskatningen av norsk sertifikatkraft går ned. Inntektsbehovet før skatt for at et prosjekt skal bli lønnsomt etter skatt, går dermed ned sammenlignet med de gjeldende norske reglene. Like rammevilkår i form av norske skatteregler gir den motsatte virkningen: Svenske prosjekter blir dyrere fordi den effektive beskatningen øker, mens kostnadene ved norske prosjekter er uendret. Vi kan på dette grunnlaget ikke konkludere om dagens skatteregler gir høyere eller lavere sertifikatpriser uten å spesifisere hvilke regler vi sammenligner med. Sertifikatprisene påvirker både skatteproveny og inntekter til utbyggerne og sertifikatkraft, i tillegg til kostnadene for sluttbrukerne. Vi kan generelt si følgende om fordelingen av de økte samfunnsøkonomiske kostnadene ved ulike rammevilkår: Sluttbrukerne får høyere eller lavere sertifikatpriser med dagens regler avhengig av hvilke harmoniserte rammevilkår vi sammenligner med. Med dagens rammevilkår får norske myndigheter lavere skatteinntekter fra nye prosjekter enn med harmoniserte rammevilkår. Det skyldes at færre prosjekter blir bygd ut i Norge med dagens regler. Svenske myndigheter vil på sin side få høyere inntekter fra prosjektene som blir bygd ut i Sverige i stedet for i Norge. For en gitt sertifikatpris vil skatteinntektene til norske og svenske myndigheter samlet sett gå ned som følge av at dyrere prosjekter realiseres med ulike rammevilkår. Skatteinntektene avhenger imidlertid også av virkningene på sertifikatprisen, og den avhenger som nevnt av referansepunktet. Med dagens rammevilkår vil utbyggere av sertifikatkraft i Norge tape som følge av færre realiserte prosjekter i den grad prosjektene har positiv netto nåverdi (det vil si ikkemarginale prosjekter). Tilsvarende vil utbyggere av svensk sertifikatkraft få økt overskudd som følge av at de bygger ut flere prosjekter med positiv nettoverdi. For en gitt sertifikatpris vil inntektene til utbyggerne samlet sett gå ned som følge av dyrere prosjekter. Som nevnt er imidlertid prisvirkningen av ulike skattemessige rammevilkår usikker, slik at konsekvensene for utbyggerne også er usikker. Uavhengig av fordelingsvirkningene er det klart at ulikhetene i rammevilkår medfører et samfunnsøkonomisk tap. Ekstraavskrivninger for sertifikatkraft i Norge kan utjevne skatteeffektene I prinsippet kan alle elementer i skattesystemet endres for å utjevne effekten av ulike rammevilkår i Norge og Sverige. Endringer i skattesystemet kan imidlertid ha flere konsekvenser, både for investeringsincentivene i kraftproduksjon generelt (utenom sertifikatmarkedet) og skatteproveny til stat og kommuner. Det er også et spørsmål om nivået på utjevningen, det vil si om det skal kompenseres for hele skatteforskjellen eller bare deler. Side 7

8 Som et eksempel på en mulig skatteendring har vi beregnet konsekvensen av at sertifikatkraft i Norge får ekstraordinære skattemessige avskrivninger over en periode. Konkret har vi antatt at norsk vannkraft og vindkraft får mulighet til å trekke fra 30 prosent av investeringskostnaden lineært over en fireårsperiode regnet fra idriftsettelse. Avskrivningene er fradragsberettiget både i alminnelig inntekt og grunnrenteinntekten. Med slike ekstraavskrivninger øker utbyggingen av sertifikatkraft i Norge med inntil 4,2 TWh. Det vil si at ekstraavskrivningene kompenserer for noe mer enn forskjellen i skattemessige avskrivninger mot Sverige, men ikke forskjellen i samlede skattemessige rammevilkår. Ekstraavskrivninger har den samfunnsøkonomiske fordelen at det er et tidsbegrenset virkemiddel som bare omfatter sertifikatkraft. De generelle egenskapene ved skattesystemet påvirkes derfor ikke, og ordningen kan enkelt fjernes når sertifikatmarkedet fases ut. Provenykonsekvensene er todelt: Ekstraavskrivningene reduserer skatteinntektene til staten, mens økte investeringer gir økt proveny. De samlede konsekvensene avhenger av de detaljerte forutsetningene om investeringstidspunkt, kraftpriser og sertifikatpriser, men det er mulig å gjøre grove anslag. Fram mot ca. 2021/2022 er nettovirkningen negativ, fra en provenynedgang på ca. 150 millioner i 2013/2014 til om lag 1 milliard i 2020 (i nominelle kroner). Etter hvert som ekstraavskrivningene fases ut, dominerer virkningen av økt proveny fra økte investeringer. I nåverdi er summen positiv for staten. For sertifikatpliktige sluttbrukere vil sertifikatkostnaden gå noe ned som følge av noe lavere sertifikatpriser sammenlignet med dagens skatteregler. Om vi legger til grunn scenarioet med høyere besluttet utbygging i Sverige, vil ekstraavskrivningene gi 14,2 TWh i Norge, det vil si 3,6 TWh ekstra relativt til et nivå på 10,6 TWh med dagens skatteregler. Provenytapet som følge av ekstraavskrivninger reduseres til godt under 1 milliard, men motposten er at de positive virkningene som følge av høyere investeringer også reduseres. Nettovirkningen ligner derfor på scenarioet med 4,2 TWh ekstra som beskrevet ovenfor. Det er også mulig å avgrense ekstraavskrivningene til bare å omfatte alminnelig inntekt. Provenytapet fra ekstraavskrivninger reduseres med om lag 20 prosent i snitt i forhold til scenarioet med fradrag i grunnrenteinntekten, mens økningen i inntekter fra nye vannkraftprosjekter reduseres noe. Side 8

9 1 INNLEDNING Fra 1. januar 2012 er det innført et felles norsk-svensk marked for elsertifikater. Målet med sertifikatmarkedet er å sikre utbygging av 26,4 TWh ny fornybar kraftproduksjon på en kostnadseffektiv måte. Markedet er ment å fungere slik at de mest lønnsomme kraftprosjektene (lavest kostnader til en gitt forventet inntekt i form av sertifikat- og kraftpris) realiseres. Hvilke prosjekter som faktisk realiseres i sertifikatmarkedet, avhenger av en rekke forhold. Noen viktige faktorer er prosjektkostnader, tilgang på nettkapasitet og konsesjonssystemene i de to landene. I tillegg har skattesystemet stor betydning for den bedriftsøkonomiske lønnsomheten av ulike prosjekter. Dersom det er forskjeller mellom lønnsomheten av ulike prosjekter før og etter skatt, kan vi oppleve at dyrere prosjekter bygges ut i stedet for billigere. I THEMA-rapport Skattemessige avskrivninger for kraftproduksjon er det vist at norsk fornybar kraftproduksjon beskattes hardere enn tilsvarende svensk produksjon. Særlig kommer svensk vindkraft godt ut. Forskjellene i beskatning kan ha store konsekvenser for utbyggingen av sertifikatkraft (sertifikatberettiget fornybar kraftproduksjon) fram mot 2020 og hvor store samfunnsøkonomiske kostnader sertifikatmarkedet alt i alt medfører. Vi drøfter følgende spørsmål i denne rapporten: Hvordan påvirkes fordelingen av sertifikatkraft mellom Norge og Sverige av skattereglene? Hvor store ekstrakostnader påføres kraftsystemet som følge av forskjeller i skattesystemene? Hvordan kan norske myndigheter nøytralisere virkningene av skattesystemet på utbyggingen av sertifikatkraft? Analysen gjøres med utgangspunkt i THEMAs egenutviklede modell for det norsk-svenske sertifikatmarkedet, The-TGC, samt resultatene fra THEMA-rapport Rapporten er utarbeidet på oppdrag fra Energi Norge og har følgende innhold: I kapittel 2 beskriver vi hovedelementene i sertifikatmarkedet. I kapittel 3 beskriver vi skattesystemene for fornybar kraftproduksjon i Norge og Sverige. I kapittel 4 analyserer vi konsekvensene av forskjellene mellom skattesystemene i Norge og Sverige for utbyggingen av sertifikatkraft med vekt på fordelingen av utbyggingen på ulike teknologier og kostnadene i kraftsystemet (drift og investeringer). I kapittel 5 oppsummerer vi konklusjonene fra analysen og drøfter ulike virkemidler for å nøytralisere virkningene av forskjellige skattesystemer. Sertifikatmarkedsmodellen som er brukt, beskrives i et eget vedlegg. Side 9

10 2 OM SERTIFIKATMARKEDET Det felles sertifikatmarkedet mellom Norge og Sverige trådte i kraft 1. januar Målet er å øke fornybarproduksjonen med 26,4 TWh sertifikatkraft i landene innen Sertifikater utstedes produsentene i forhold til faktisk (ny) produksjon, og kjøpes av sluttbrukerselskaper. Etterspørselen bestemmes av konsumentenes årlige kvoteplikt. 2.1 Felles norsk-svensk sertifikatmarked Sertifikatmarkedet er et markedsbasert støttesystem, der elsertifikater er et virkemiddel for å fremme ny produksjon av fornybar kraft. Målsetning er å øke fornybarproduksjon med 26,4 TWh innen utgangen av Markedet skal vare fra 2012 til Figur 2-1 illustrerer den overordnede strukturen i det felles sertifikatmarkedet. For å sørge for etterspørsel, er alle sluttbrukerselskap pliktige å kjøpe sertifikater for å dekke konsumentenes kvoteplikt (kraftintensiv industri er unntatt kvoteplikt). Kvoteplikten er satt slik at konsumentene i Norge og Sverige betaler for halvparten av det felles målet i Tilbudssiden, produsenter av ny fornybar kraft, mottar ett sertifikat per MWh produsert. Sertifikatene selges i markedet. Figur 2-1 Strukturen i det felles norsk-svensk sertifikatmarked Kilde: Et viktig aspekt i markedet er at sertifikater kan spares, men ikke lånes. Sertifikater utstedes månedlig, i etterkant og i forhold til faktisk produksjon. Sertifikatpliktige sluttbrukerselskaper må overføre det påkrevde antallet sertifikater til kansellering årlig, innen 1.april året etter. For manglende sertifikater må et straffegebyr betales per sertifikat. Straffegebyret settes til 150 prosent av den gjennomsnittlige sertifikatprisen i den gjeldende perioden. Figur 2-2 viser historisk utvikling i det svenske sertifikatmarkedet fra Merk at det ved begynnelsen av 2012, ved igangsettelsen av det felles norsk-svenske sertifikatmarkedet, er et akkumulert overskudd av sertifikater i markedet på 8,8 TWh. Figuren er basert på data publisert av Energimyndigheten og Svenska Kraftnät. Side 10

11 Figur 2-2: Historisk utvikling i det svenske sertifikatmarkedet Kilde:, Energimyndigheten og Svenska Kraftn ät 2.2 Utstedelse av sertifikater Elsertifikater utstedes for ny produksjon av elektrisk energi basert på fornybare energikilder, herunder vannkraft, vindkraft, solenergi, havenergi, geotermisk energi og bioenergi. (Elsertifikatloven 7). For at produksjonsanlegget skal godkjennes må én av følgende betingelser være oppfylt (Elsertifikatloven 8): a) Anlegget må ha hatt byggestart etter 7. september 2009 b) Anlegget må være et vannkraftverk med installert effekt inntil 1 MW som har byggestart etter 1. januar 2004 c) Anlegget må varig øke sin energiproduksjon med byggestart etter 7. september 2009 Hvert produksjonsanlegg får utstedt elsertifikater i en samlet periode på 15 år. Produksjonsanlegg må godkjennes av NVE i Norge, og av Energimyndigheten i Sverige. For Norge gjelder ordningen med tilbakevirkende kraft for godkjente produksjonsanlegg satt i drift før lovens ikrafttredelse. Her skal driftsperioden fram til lovens ikrafttredelse trekkes fra den samlede utstedelsesperioden (tilbakevirkende kraft). I Norge er ikke ny produksjon satt i drift etter 2020 sertifikatberettiget. 2.3 Etterspørsel bestemt av årlige kvoter For etterspørselen etter sertifikater, nærmere bestemt det faktiske kravet om sertifikater, har vi lagt til grunn nivåene illustrert i Figur 2-3. Fallet i kravet fra 2012 til 2013 skyldes utfasing av sertifikater fra den opprinnelige svenske sertifikatordningen, som er større enn tilgangen fra det norsk-svenske markedet i Etterspørselen øker fram til 2020 (målåret for markedet), for så å avta. Side 11

12 Figur 2-3: Etterspørsel etter sertifikater (TWh) Kilde:, LOV nr 39: Lov om elsertifikater, Energimyndigheten Etterspørselen etter sertifikater er bestemt av et sett av kvotekrav som er fastsatt av myndighetene i Norge og Sverige. Vi har beregnet etterspørselen i TWh ved å legge til grunn egne prognoser om utviklingen i etterspørselen etter elektrisitet i relevante sektorer, kombinert med et mål om en økning i fornybar kraftproduksjon på 26,4 TWh. Den norske andelen på 13,2 TWh kommer i tillegg til kvotemålet fra den opprinnelige svenske ordningen (25 TWh ny fornybar kraft i Sverige over perioden ). Det medfører at total etterspørsel etter sertifikater i 2020 er høyere enn 26,4 TWh, men lavere enn det samlede kvotemålet på 38,2 TWh. Årsaken er at det finnes sertifikatfinansiert fornybar kraft i Sverige i 2020 med oppstart før 2012 som fortsatt får sertifikater, i tillegg til fornybarkraft som er i drift, men som ikke lenger får sertifikater. Faktisk etterspørsel avhenger av forbruk, siden sluttbrukerselskapene er pliktige til å dekke en spesifisert andel av forbruket hvert år. Side 12

13 3 SKATTEREGLENE FOR FORNYBAR KRAFTPRODUKSJON Skattereglene er forskjellige både mellom teknologier og land. Nedenfor presenteres skattereglene for ulike fornybarteknologier i Norge og Sverige, samt avskrivningsreglene i noe mer detalj. For mer utfyllende informasjon viser vi til THEMA-rapport , Skattemessige avskrivninger for kraftproduksjon, hvor vi har analysert effektene av ulike skatteregler i Norge og Sverige for vannkraft, vindkraft og biokraft. Skattemessige avskrivninger er fradragsberettiget ved beregning av overskuddsskatt og grunnrenteskatt. Det innebærer at avskrivningsreglene har stor innvirkning på effektiv beskatning. Tabell 3.1 oppsummerer avskrivningsreglene for de ulike teknologiene i Norge og Sverige. (, 2012) Tabell 3.1: Avskrivningsregler i Norge og Sverige Teknologi Norge Sverige Hva Metode Hva Metode Vannkraft Dammer, tunneler, rørgater og kraftstasjoner Maskinteknisk utstyr Elektroteknisk utstyr 1,5 % (lineært) 2,5 % (lineært) 5 % (saldo) Maskiner og inventar Bygninger Markanlegg 20 % (lineært) 2 % (lineært) 5 % (lineært) Bygg og anlegg 4 % (saldo) Vindkraft Maskinteknisk utstyr 20 % (saldo) Maskiner og inventar 20 % (lineært) Elektroteknisk utstyr 5 % (saldo) Bygninger 20 % (lineært) Bygg og anlegg 4 % (saldo) Markanlegg 10 % (lineært) Biokraft Maskinteknisk utstyr 20 % (saldo) Maskiner og inventar 20 % (lineært) Elektroteknisk utstyr 5 % (saldo) Bygninger 4 % (lineært) Bygg og anlegg 4 % (saldo) Markanlegg 5 % (lineært) Bygningstekniske installasjoner 10 % (saldo) Kilde: Skatteloven og Skatteverket, I Tabell 3.2 oppsummerer vi aktuelle skatter og avgifter for de ulike teknologiene i Norge og Sverige. Merk at det er betydelige forskjeller mellom Norge og Sverige på beskatning av vannkraft. Eiendomsskatt i Sverige varierer fra teknologi til teknologi, og er høyest for vannkraft. Overskuddsskatten er høyest i Norge med 28 prosent, mot Sveriges 26,3 prosent. Side 13

14 Tabell 3.2: Skatter og avgifter for de ulike fornybarteknologiene i Norge og Sverige Teknologi Norge Sverige Generelt Vannkraft Vindkraft Overskuddsskatt 28 %. Negativ alminnelig inntekt antas å kunne samordnes med positiv alminnelig inntekt fra andre kraftverk. Eiendomsskatt er fradragsberettiget ved beregning av skatt av alminnelig inntekt. Eiendomsskatt 0,7 % av skattemessig verdi for kraftverk under 10 MVA. For større kraftverk er eiendomsskattegrunnlaget markedsverdien 1. Naturressursskatt 1,3 øre per kwh (fradragsberettiget krone for krone mot overskuddsskatten). Grunnrenteskatt er 30 prosent av grunnrenten 2, og gjelder for kraftverk større enn 5,5 MVA. Ved negativ grunnrente, antas det at selskapet har mulighet til å samordne denne mot positiv grunnrente fra andre kraftverk (eventuelt at skatteverdien kommer til direkte utbetaling). En andel av produksjon avsettes til konsesjonskraft. Vi antar 10 % for kraftverk over 10 MVA, og dagens pris på 10,68 øre per kwh. Konsesjonsavgift kan pålegges vannkraft. Vi har regnet med konsesjonsavgift på 0,5 øre per kwh for storskala vannkraft. Eiendomsskatt 0,7 % av takstverdi (antatt lik nominell investeringskostnad over levetiden). Overskuddsskatt 26,3 %. Negativ alminnelig inntekt antas å kunne samordnes med positiv alminnelig inntekt fra andre kraftverk. Eiendomsskatt er fradragsberettiget ved beregning av skatt av alminnelig inntekt. Eiendomsskatt 2,8 % av takseringsverdi. 3 Eiendomsskatt 0,2 % av takseringsverdi. Biokraft Eiendomsskatt 0,7 % av skattemessig verdi. Eiendomsskatt 0,5 % av takseringsverdi. Kilde: Skatteloven og Skatteverket, (2012) 1 Markedsverdien beregnes som nåverdien over uendelig tid av et rullerende gjennomsnitt av de 5 siste års (inkl. inntektsåret) normerte salgsinntekter fratrukket driftskostnader, eiendomsskatt og grunnrenteskatt. I tillegg fratrekkes nåverdien av beregnede kostnader til framtidig utskifting av driftsmidler. Produksjonen verdsettes til spotmarkedspriser, unntatt konsesjonskraft som verdsettes til konsesjonskraftprisen. Eiendomsskattegrunnlaget skal imidlertid ikke være lavere enn 0,95 kr/kwh eller høyere enn 2,74 kr/kwh av anleggets gjennomsnittlige produksjon over en periode på sju år (inkl. inntektsåret). Dersom kraftverket har vært i drift i færre enn sju år, legges gjennomsnittet for disse årene til grunn. I tillegg gjelder to års lag: eiendomsskatt betalt i 2014 baseres på eiendomsskattegrunnlaget for Grunnrenten fastsettes som en normert markedsverdi av det enkelte kraftverks produksjon i inntektsåret fratrukket driftsutgifter, konsesjonsavgift samt eiendomsskatt og avskrivninger. I tillegg gis det fradrag for en friinntekt som skal hindre at normalavkastningen blir beskattet med grunnrenteskatt. Friinntekten fastsettes som gjennomsnittet av de skattemessig bokførte verdiene pr. 1.1 og multiplisert med en normrente som skal avspeile normalavkastningen. 3 Takseringsverdi er beregnet på grunnlag av de svenske bestemmelsene om verdien av normkraftverk i ulike kategorier og med forskjellige justeringsfaktorer. Dette framkommer av dokumentet Skatteverkets allmänna råd (Skatteverket.se). For vannkraftverk skal verdien av bygg og mark settes til 2,8 SEK/kWh. I tillegg kommer en justering for elsertifikater på 2,08 SEK/kWh. For varmekraftverk og vindkraftverk skal verdien settes til henholdsvis 3500 SEK/kW og 6400 SEK/kW. I tillegg er det justeringsfaktorer for vindkraftverk i forhold til brukstid. Justeringsfaktoren for elsertifikater for varmekraftverk er 1,5 SEK/kWh, og samme justeringsfaktor er brukt også for vindkraft. Til slutt framgår det av dokumentet nedskrivningsfaktorer for vindkraft og varmekraft. Side 14

15 4 SKATTESYSTEMETS EFFEKT PÅ UTBYGGING AV SERTIFIKATKRAFT Fordelingen av sertifikatkraft mellom Norge og Sverige påvirkes av skattereglene, og videre har fordelingen konsekvenser for kostnadsnivået i kraftsystemet. Vi beskriver videre metodikken for analysen, forutsetninger for modellberegningene og resultatene av. Beregningene viser at man med dagens skatteregler kan få en skjevfordeling av sertifikatkraften, med om lag 11,4 TWh i Norge og 15 TWh i Sverige. 4.1 Metode for analyse av skatteeffekt For å analysere hvordan fordelingen av sertifikatkraft mellom Norge og Sverige påvirkes av skattesystemet har vi benyttet THEMAs sertifikatmodell, The-TGC (se vedlegg). For beregning av sertifikatpris og sparing benyttes realavkastningskrav før skatt (felles for alle teknologier). Modellen velger ut prosjektene med lavest langsiktig marginalkostnad (gitt at det er nettkapasitet), inntil det er likevekt i markedet (tilbud dekker etterspørsel). Langsiktig marginalkostnad (LRMC, long-run marginal cost) beregnes som en annuitet av investeringskostnad og årlige drifts- og vedlikeholdskostnader. For å analysere skatteeffekten på utbygging av sertifikatkraft gjør vi beregninger med LRMC før og etter skatt: LRMC før skatt beregnes med samme realavkastningskrav før skatt for de ulike teknologiene på 8,1 prosent. 4 LRMC etter skatt beregnes med teknologi- og kostnadsavhengig skattejustert realavkastningskrav før skatt. Det vil si at vi simulerer effektene av skattesystemet via justering av inputdataene, i stedet for å beregne kontantstrømmer etter skatt i selve sertifikatmodellen. I det følgende beskriver vi metoden for beregning av skattejusterte realavkastningskrav før skatt. Her benyttes en kontantstrømmodell, tidligere benyttet for beregninger til THEMA-rapport Vi tar utgangspunkt i felles startpunkt for realavkastningskrav før skatt for alle teknologier i begge land på 8,1 prosent. Vi gjør beregningene før alle skatter, det vil si også før eiendomsskatt og konsesjonsbaserte ordninger. Det gjør vi for å få et bilde av de samlede skattemessige konsekvensene. Vi kommenterer senere virkningen av ulike rammevilkår isolert sett, spesielt avskrivningsreglene. Nominelt avkastningskrav etter skatt for alle teknologier i begge land beregnes ved ligning 1 og 2 med realavkastningskrav før skatt (8,1 prosent), inflasjon (2,5 prosent) og skattesats (28 prosent, som brukes for å finne et felles avkastningskrav etter skatt i beregningene av effektiv skattesats tas det hensyn til forskjeller i skattesats). Effektiv skattesats beregnes per teknologi og kostnadsgruppe ved ligning 3 med internrente før og etter skatt. Vi har lagt til grunn levetid på 67 år for vannkraft og 20 år for vindkraft og biokraft. Nominelt avkastningskrav før skatt beregnes per teknologi og kostnadsgruppe ved ligning 2 med nominelt avkastningskrav etter skatt og effektiv skattesats. Realavkastningskrav før skatt beregnes per teknologi og kostnadsgruppe ved ligning 1. (1) 4 8,1 prosent reelt før skatt svarer til et avkastningskrav til totalkapitalen på 7,8 prosent nominelt etter skatt gitt 28 prosent effektiv skattesats og 2,5 prosent forventet årlig inflasjon. Dette er på nivå med analysene av avkastningskrav for fornybar kraft generelt og vannkraft spesielt i Gjølberg og Johnsen (2007) og (2011). Side 15

16 (2) (3) Resultatene er oppsummert i Tabell Merk at nivåene er beregnet for eksempelprosjekter der vi har variert investeringskostnaden for vannkraft. For vindkraft og biokraft har vi kun gjort beregninger for ett kostnadsnivå, ettersom effektiv skattesats i liten grad avhenger av lønnsomheten, i motsetning til hva som er tilfelle for spesielt storskala vannkraft i Norge (som følge av grunnrenteskatten, eiendomsskatten og de konsesjonsbaserte ordningene, der særlig grunnrenteskatten og de konsesjonsbaserte ordningene innebærer en vesentlig sterkere progresjon i skattesystemet enn for de andre teknologiene). 6 Eiendomsskatt kan behandles som en driftskostnad, siden den er fradragsberettiget i overskuddsskatt og grunnrenteskatt, men vi har som nevnt håndtert den som en del av den effektive skattesatsen for å sammenligne utbyggingen av sertifikatkraft før og etter alle skatter. Det samme gjelder konsesjonskraft. Konsesjonskraft trekkes derfor ut i beregningen av kontantstrøm før skatt. For alle beregninger har vi lagt til grunn 40 øre/kwh i kraftpris og 20 øre/kwh i sertifikatpris. De aktuelle skattereglene er oppsummert i kapittel 3. Tabell 4.1: Effektiv skattesats og avkastningskrav før skatt for ulike fornybar teknologier Teknologi Vannkraft < 5,5 MVA Effektiv skattesats Norge Effektiv skattesats Sverige Nominell avkastning før skatt - Norge Nominell avkastning før skatt - Sverige Reell avkastning før skatt - Norge Reell avkastning før skatt - Sverige - 4 kr/kwh 25,2 % 28,0 % 10,4 % 10,8 % 7,7 % 8,1 % - 5 kr/kwh 24,5 % 26,7 % 10,3 % 10,6 % 7,6 % 7,9 % - 6 kr/kwh 24,0 % 25,8 % 10,3 % 10,5 % 7,6 % 7,8 % Vannkraft >5,5 MVA og <10 MVA - 4 kr/kwh 42,2 % 28,0 % 13,5 % 10,8 % 10,7 % 8,1 % - 5 kr/kwh 39,5 % 26,7 % 12,9 % 10,6 % 10,1 % 7,9 % - 6 kr/kwh 37,1 % 25,8 % 12,4 % 10,5 % 9,7 % 7,8 % Vannkraft > 10 MVA - 4 kr/kwh 46,1 % 27,2 % 14,5 % 10,7 % 11,7 % 8,0 % - 5 kr/kwh 43,3 % 25,8 % 13,8 % 10,5 % 11,0 % 7,8 % - 6 kr/kwh 40,9 % 24,6 % 13,2 % 10,4 % 10,4 % 7,7 % Vindkraft (4 kr/kwh) 27,3 % 12,2 % 10,7 % 8,9 % 8,0 % 6,2 % Biokraft (2 kr/kwh) 33,2 % 18,9 % 11,7 % 9,6 % 8,9 % 6,9 % Kilde: I beregningene av effektiv skattesats for vannkraft over 5,5 MVA har vi ikke tatt hensyn til at de investeringsbaserte fradragene mot grunnrenteskatten teoretisk sett kan anses som sikre. 5 Tallene er ikke direkte sammenlignbare med resultatene fra THEMA (2012) ettersom vi i denne rapporten legger til grunn 20 års levetid for vindkraft og biokraft i stedet for 25 år. 6 Også for biokraft er det store kostnadsvariasjoner, spesielt med hensyn til driftskostnader. Noen biokraftverk har tilgang på avfall eller spillvarme som kan ha svært lave driftskostnader. Det er også betydelige forskjeller i prosjektøkonomi avhengig av mulighetene for å få avsetning for (fjern-)varme. Vi ser imidlertid bort fra disse forholdene i analysen. Slik modellen og databasen er bygd opp, vil uansett biokraft i Norge være lite aktuelt fram mot Side 16

17 Samtidig er det trolig slik at mange investorer ikke tar hensyn til denne effekten ved lønnsomhetsberegning av vannkraftprosjekter, slik at vår metode gir et brukbart bilde av den faktiske bedriftsøkonomiske atferden. Vi kommer imidlertid tilbake til betydningen av sikre fradrag når vi diskuterer resultatene nedenfor. 4.2 Forutsetninger for modellberegningene Nedenfor beskriver vi forutsetningene om volumer, investeringskostnader og driftskostnader for vannkraft, vindkraft og biokraft. Kostnadene benyttes sammen med realavkastningskravene beregnet over for beregning av LRMC. Volum og LRMC er direkte input i sertifikatmodellen Vannkraft Vi har antatt at 7 TWh ny sertifikatberettiget vannkraft vil være mulig å bygge ut i Norge i perioden fram mot Antakelsen er basert på en analyse gjort av Energimyndigheten og data fra NVEs konsesjonsdatabase. For Sverige har vi antatt totalt 0,5 TWh ny vannkraft. Det er stor usikkerhet i hvor mye vannkraft som vil realiseres, spesielt i Norge. Faktorer som spiller inn er blant andre konsesjonsbehandling og nettilknytning. Oppgradering og utvidelser av eksisterende produksjon spiller også inn. Opprusting av kraftverk blir mer lønnsomt siden man får sertifikater for all ny produksjon. Det tilgjengelige volumet fordeles på forskjellige kostnads- og volumklasser, vist i Tabell 4.2. Vi har gjort et anslag på fordelingen på kostnadsnivåer, fordelingen på de ulike volumklassene er basert på fordelingen i NVEs konsesjonsdatabase. Kostnadsnivåene er basert på observerte kostnadstall i konsesjonssøknader, årsrapporter for kraftselskaper og annen offentlig tilgjengelig informasjon. For Norge deler vi inn i ni forskjellige vannkraftklasser, gitt tre kostnadsklasser og tre volumklasser. Det er minimal forskjell i realavkastning for småskala og storskala vannkraft i Sverige (jf. Tabell 4.1). I modellberegningene benyttes derfor kun tre vannkraftklasser for Sverige (differensiert etter kostnadsnivå). Geografisk fordeling av volumet i Norge er basert på fordelingen blant prosjektene i NVEs konsesjonsdatabase. For Sverige er geografisk fordeling basert på rapporten Gemensamt elcertifikatsystem med Norge fra Energimyndigheten. (Energimyndigheten, 2010). Tabell 4.2: Fordeling av vannkraftpotensial på de kostnads- og volumklasser 4 kr/kwh 5 kr/kwh 6 kr/kwh Totalt 7 <5,5 MVA 24 % 12 % 4 % 40 % >5,5 MVA og <10 MVA 12 % 6 % 2 % 20 % >10 MVA 24 % 12 % 4 % 40 % Antatt kostnadsfordeling 60 % 30 % 10 % Kilde: I tillegg til investeringskostnadene kommer driftskostnader. Ved beregning av LRMC har vi lagt til grunn årlige driftskostnader tilsvarende 1 prosent av investeringskostnaden og en levetid på 67 år (jf. også NVE, 2011) Vindkraft Vindkraftpotensialet i Norge og Sverige er stort, men det er begrenset hvor mye som kan bygges ut fram mot THEMAs vindkraftdatabase inneholder alle prosjekter i konsesjonsdatabasene i 7 Gjennomsnitt av fordelingen for prosjekter med konsesjon og konsesjonssøkte prosjekter. Side 17

18 Norge og Sverige, både landbasert og offshore, og legges inn som input i sertifikatmodellen. Med andre ord behandles vindkraft på prosjektnivå i modellen. På grunn av høye investeringskostnader er ikke offshore vind aktuelt å bli realisert i perioden fram til Norske vindkraftprosjekter er kun betraktet som tilgjengelig potensial i den grad det er forventet tilstrekkelig nettkapasitet. Det er også nettbegrensninger i Sverige. Prosjekter under bygging er inkludert i databasen, og regnes med i sertifikatmodellen uansett marginalkostnad. Vi har modellert vindkraftkostnader etter en detaljert bottom-up analyse. Investeringskostnadene er basert på vindparkens størrelse ved å benytte data fra Elforsk for svenske vindkraftprosjekter som input i en regresjonsanalyse. Driftskostnader er beregnet bottom-up med elementer som nettavgift, tapskostnader, landleie, vedlikehold, administrasjon og forsikring. Nettavgifter, tapskostnader og landleie er områdeavhengige i modellen, mens de andre elementene er uavhengige av plassering. Vi legger til grunn en levetid på 20 år. Data for vindforhold er basert på offentlig tilgjengelig informasjon fra blant annet konsesjonssøknader og kartlegginger av vindressurser. I gjennomsnitt har norske prosjekter vesentlig bedre vindforhold enn svenske, men det er store variasjoner Biokraft En forenklet tilnærming er benyttet for biokraft. Vi har antatt at det bygges ut totalt 3 TWh ny biokraft (CHP) i Sverige mot For Norge antas det at det ikke bygges ny biokraft i sertifikatperioden. Volumfordeling og kostnadsnivåer er basert på rapporten Gemensamt elcertifikatsystem med Norge fra Energimyndigheten. Marginalkostnaden oppgitt av Energimyndigheten antas å være før skatt. Vi beregner så skattejusterte langsiktige marginalkostnader i Norge og Sverige ved hjelp av realavkastningskrav fra Tabell 4.1. I modellen er dette investeringer som vil komme uansett, siden de har lavere langsiktig marginalkostnad sammenlignet med vindkraft og de dyreste vannkraftprosjektene. 4.3 Fordeling av sertifikatkraft Nedenfor viser vi resultatene fra modellberegningene med dagens skatteregler og med harmoniserte regler. Til slutt drøfter vi følsomheten i resultatene for noen viktige parametere Resultater dagens skatteregler Nedenfor presenteres resultatene fra beregningene med dagens skatteregler lagt til grunn. Her benyttes LRMC etter alle skattee for de ulike teknologiene og landene, beregnet med skattejusterte realavkastningskrav før skatt (jf. metoden vi beskrev i kapittel 4.1). Tilbudskurven er vist i Figur 4-1, som gjenspeiler sorteringen av prosjektene etter bedriftsøkonomisk lønnsomhet med dagens skatteregler. Sannsynligvis vil all tilgjengelig biokraft bli realisert. En betydelig andel av det dyreste norske vannkraftpotensialet og vindkraftpotensialet befinner seg langt til høyre på tilbudskurven, og vil sannsynligvis ikke bygges ut. Side 18

19 Figur 4-1: Tilbudskurve fram mot 2020 dagens rammevilkår Kilde: Figur 4.2 nedenfor viser fordelingen av ny produksjon i Norge og Sverige mot Modellberegningene gir at sertifikatkraften fordeles med 11,4 TWh i Norge og 15 TWh i Sverige. Samlet investering i vannkraft utgjør 5,9 TWh. Med bedriftsøkonomisk lønnsomhet som beslutningskriterium og dagens rammevilkår gir modellberegningene ny vindkraft i Norge og Sverige på henholdsvis 6,0 TWh og 11,6 TWh. Figur 4-3 viser årlig kostnad per fornybar teknologi per land. Den årlige kostnaden er beregnet som en annuitet av investeringskostnaden med antatt levetid per teknologi samt årlige driftskostnader per teknologi. Samlet sett for Norge og Sverige er årlig produksjonskostnad 11 milliarder kroner. Investeringskostnaden utgjør om lag 108 milliarder kroner. Side 19

20 Årlige kostnader [Mrd. NOK] THEMA-Rapport Sertifikatkraft og skatt Figur 4-2: Modellerte investeringer i fornybar kraftproduksjon (TWh) dagens rammevilkår Figur 4-3: Årlig kostnad 8 for ny fornybar kraftproduksjon (milliarder kroner) dagens rammevilkår 7,0 6,0 Vindkraft Vannkraft Biokraft 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 - Norge Sverige Kilde: Resultater like rammevilkår Under presenteres resultatene fra beregningene med like rammevilkår. Her beregnes LRMC med samme diskonteringsrente for alle teknologiene i begge land, 8,1 prosent. Gitt forutsetningene beskrevet i kapittel 4.2, får vi tilbudskurven vist i Figur 4-4, som gjenspeiler sorteringen av prosjektene etter bedriftsøkonomisk lønnsomhet med like skattevilkår. Dersom kostnadskurven reflekterer alle relevante samfunnsøkonomiske kostnader, er denne kurven identisk med den samfunnsøkonomiske tilbudskurven av sertifikatkraft. I praksis er bildet mer komplisert. Vi ser for eksempel bort fra eventuelle forskjeller i nettkostnader (utover det som ligger inne i antakelsene om nettariffer) og miljøkostnader. Slike kostnader kan imidlertid slå begge veier, slik at de ikke nødvendigvis påvirker rangeringen av prosjekter på noen systematisk måte. For våre formål kan vi derfor anta at tilbudskurven med like skattevilkår er en god tilnærming til den samfunnsøkonomiske tilbudskurven. Gitt at 26,4 TWh kommer, vil sannsynligvis all tilgjengelig svensk biokraft realiseres mot Som vi ser, vil også de dyreste vannkraftprosjektene bli realisert dersom denne tilbudskurven følges. Teknologien med det marginale prosjektet (som setter sertifikatprisen) er med denne tilbudskurven vindkraft i Norge eller Sverige. Hva som setter prisen fra år til år, varierer. 8 Annuitet av investeringskostnad med 8,1 prosent realavkastning, samt årlig kostnader til drift og vedlikehold. Side 20

21 Figur 4-4: Tilbudskurve fram mot 2020 like rammevilkår Kilde: Figur 4-5 viser fordelingen av ny produksjon i Norge og Sverige mot 2020, gitt like rammevilkår. All tilgjengelig vannkraft initieres (7 TWh i Norge og 0,5 TWh i Sverige), samt all biokraft (3 TWh i Sverige). Vindkraft fordeler seg med 10 TWh i Norge og 6 TWh i Sverige. Sammenlignet med tilsvarende figur med dagens rammevilkår ser vi nå at en betydelig andel av vindkraftinvesteringene flyttes fra Sverige til Norge. Totalt gir beregningene med harmoniserte rammevilkår totalt 4 TWh ekstra vindkraft i Norge. Samlet sett flyttes 5,6 TWh sertifikatkraft fra Sverige til Norge. Figur 4-6 viser beregnet årlig kostnad for den nye kraftproduksjon, fordelt på vindkraft, vannkraft og biokraft. Her har vi inkludert driftskostnader (eksklusive eiendomsskatt), jf. forutsetningene beskrevet i kapittel 4.2. Årlig kostnad samlet for Norge og Sverige er på 10,9 milliarder kroner. Sammenlignet med beregningene med dagens rammevilkår, får vi nå en lavere årlig kostnad for sertifikatkraften på om lag 140 millioner kroner (realannuitet basert på 20 års levetid for vindkraft og biokraft, 67 år for vannkraft). Dette tilsvarer om lag 2,5 øre/kwh for de 5,6 TWh som flyttes fra Norge til Sverige. Over sertifikatmarkedets levetid tilsvarer dette et samfunnsøkonomisk tap for Norge og Sverige samlet om lag 1,5 milliarder kroner i nåverdi (over en periode på 24 år og 8 prosent realrente før skatt). En viktig forklaringsfaktor bak kostnadsforskjellen er lengre levetid for vannkraftverkene. I tillegg kommer høyere kostnader ved vindkraft kontra vannkraft, samt høyere driftskostnader og noe høyere investeringskostnader ved de 5,6 TWh ekstra vindkraft som bygges ut i Sverige. Investeringene er i størrelsesorden 108 milliarder kroner, det vil si om lag det samme beløpet som med dagens rammevilkår. Årsaken til at investeringskostnadene blir om lag like, er at en del dyre vannkraftprosjekter med høye kostnader pr. kwh fortrenges av vindkraft. Vindkraftprosjektene som flyttes fra Norge til Sverige, har relativt like investeringskostnader. Side 21

22 Årlige kostnader [Mrd. NOK] THEMA-Rapport Sertifikatkraft og skatt Figur 4-5: Modellerte investeringer i fornybar kraftproduksjon (TWh) like rammevilkår Figur 4-6: Årlig kostnad 9 for ny fornybar kraftproduksjon (milliarder kroner) like rammevilkår 8,0 7,0 6,0 Vindkraft Vannkraft Biokraft 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 - Norge Sverige Kilde: Årsaker til forskjellene Den samlede forskjellen i skattemessige rammevilkår utgjør altså totalt om lag 5,6 TWh. Det er ikke uten videre enkelt å isolere effekten av enkeltelementer, ettersom mange av elementene i skattesystemet henger sammen. For eksempel er eiendomsskatten fradragsberettiget i alminnelig inntekt og grunnrenteinntekten, og konsesjonskraft tas hensyn til ved beregning av grunnrenteinntekten. I tillegg kommer selvsagt sammenhengen mellom avskrivninger og nominelle skattesatser og betydningen av progresjonen i skattesystemet, som igjen spiller sammen med prosjektkostnadene (særlig for større vannkraft). På et overordnet nivå kan vi imidlertid forklare forskjellen på 5,6 TWh ved følgende faktorer: Eiendomsskatten påvirker primært vindkraftinvesteringene og står for om lag 1 TWh av forskjellen. Det betyr selvsagt ikke at eiendomsskatt ikke påvirker lønnsomheten av vannkraft, men eiendomsskatten alene er ikke nok til at norsk vannkraft fortrenges av andre investeringer. Forskjellene i skatt på alminnelig inntekt (1,7 prosentpoeng) påvirker effektiv skattesats i Norge relativt til Sverige, men virkningen er mindre enn den nominelle som følge av samspillet med avskrivningsreglene. Totalt utgjør forskjellen i skatt på alminnelig inntekt trolig vesentlig mindre enn 0,5 TWh (vindkraft og vannkraft samlet) av den samlede forskjellen på 5,6 TWh. Grunnrenteskatten er en viktig årsak til at betydelige mengder vannkraft over 5,5 MVA blir ulønnsom, i størrelsesorden 0,5-1 TWh. En viktig årsak er at friinntekten beregnes på grunnlag av risikofri rente og ikke en risikojustert rente. Vi kommer tilbake til effekten av å diskontere de investeringsbaserte fradragene mot grunnrenteinntekten med risikofri rente. Kombinasjonen av konsesjonskraft og konsesjonsavgifter har også betydning for lønnsomheten av vannkraft. Hvis vi fjerner konsesjonskraft og konsesjonsavgifter for 9 Annuitet av investeringskostnad med 8,1 prosent realavkastning, samt årlige kostnader til drift og vedlikehold. Side 22

23 vannkraft over 5,5 MVA, reduseres effektiv skattesats med ca. 3 prosentpoeng i snitt. Vi antar på dette grunnlaget at den samlede effekten av eiendomsskatt og konsesjonsbaserte ordninger er vesentlig mindre enn 0,5 TWh (av totalt 1,6 TWh) for prosjektene vi ser på her. Når det gjelder effekten av skattemessige avskrivninger, er den avhengig av om vi sammenligner pr. teknologi eller relativt til svensk vindkraft, som har de gunstigste reglene. I tillegg kommer det for vannkraft over 5,5 MVA en effekt av avskrivningsreglene via grunnrenteskatten. Et annet spørsmål oppstår for norsk småskala vannkraft, som i utgangspunktet kommer noe bedre ut enn svensk vannkraft som følge av høy eiendomsskatt på svensk vannkraft. Beregninger der vi utjevner effekten av avskrivningsreglene pr. teknologi antyder effektive skattesatser i størrelsesorden prosent for norsk vindkraft og prosent for vannkraft over 5,5 MVA når vi inkluderer effekten av avskrivningene på grunnrenteskatten. På det grunnlaget anslår vi den samlede effekten av ulike avskrivningsregler til å ligge et sted mellom 3 og 3,5 TWh for norsk sertifikatkraft totalt, men konklusjonen er altså sensitiv for de detaljerte forutsetningene Konsekvenser for sertifikatprisen Sertifikatprisen vil påvirkes av skattesystemet. Virkningen er imidlertid ikke entydig, og den er også avhengig av hvilke scenarioer vi sammenligner. Det er klart at innføringen av ulike typer skatter vil øke sertifikatprisen sammenlignet med en situasjon helt uten skatter, forutsatt at den effektive skattesatsen på de marginale prosjektene er positiv (det vil si at skattesystemet ikke subsidierer prosjekter). Dette er imidlertid en lite relevant situasjon. En mer relevant diskusjon får vi ved å sammenligne de gjeldende skattereglene med en tenkt situasjon der de skattemessige rammevilkårene er identiske i Norge og Sverige. Da er det imidlertid viktig å spesifisere hvorvidt de harmoniserte rammevilkårene defineres med utgangspunkt i norske regler eller svenske: I referansescenarioet med like rammevilkår har vi lagt til grunn en implisitt effektiv skattesats på 28 prosent, som ligger nær skattesatsen for norsk vindkraft. 10 Når vi innfører forskjellige satser pr. teknologi og land i henhold til analysen av gjeldende skatteregler, får vi lavere sertifikatpriser enn med en generell effektiv skattesats på 28 prosent. Årsaken er at svenske prosjekter får reduserte skattekostnader, og det gir i sin tur lavere priser ettersom svenske vindkraftprosjekter er svært viktige for sertifikatprisutviklingen. Dersom vi i stedet tar utgangspunkt i at alle prosjekter i Norge og Sverige står overfor svenske skatteregler, vil innføring av dagens norske skatteregler øke sertifikatprisene. Årsaken er at de norske prosjektene blir dyrere og i noen grad påvirker prisene. I tillegg er prisvirkningene sensitive for de detaljerte investeringsbanene pr. år. I sum kan vi derfor ikke konkludere entydig om prisvirkningen av ulike skattesystemer relativt til harmoniserte rammevilkår Konsekvenser for kunder, eiere og skattekreditorer De høyere produksjonskostnadene på rundt 140 millioner kroner pr. år må bæres av kunder, eiere av utbyggingsprosjekter og myndighetene i egenskap av skattekreditorer. Sertifikatprisen og fordelingen av utbyggingsprosjekter er de sentrale faktorene som påvirker kostnadsfordelingen. I tillegg kan det tenkes at fordelingen av sertifikatkraft påvirker områdepriser på kraft og marginaltapsledd for produksjon og forbruk på de høyere nettnivåene. Slike virkninger ser vi imidlertid bort fra. 10 LRMC er basert på et avkastningskrav på 8,1 prosent reelt før skatt, som svarer til om lag 7,8 prosent nominelt etter skatt med en forventet inflasjon på 2,5 prosent og 28 prosent effektiv skattesats. Side 23

24 Som drøftingen ovenfor viser, er det vanskelig å trekke entydige konklusjoner om hvordan sertifikatprisen påvirkes av skattereglene. Det gjør det også vanskelig å analysere hvordan kostnadene fordeles. Vi kan imidlertid generelt si følgende om fordelingen av de økte samfunnsøkonomiske kostnadene ved ulike rammevilkår: Sluttbrukerne får høyere eller lavere sertifikatpriser med dagens regler avhengig av hvilke harmoniserte rammevilkår vi sammenligner med. Med dagens rammevilkår får norske myndigheter lavere skatteinntekter enn med harmoniserte rammevilkår knyttet til prosjektene som faktisk bygges ut. Det skyldes at færre prosjekter blir bygd ut i Norge med dagens regler. Svenske myndigheter vil på sin side få høyere inntekter fra prosjektene som blir bygd ut i Sverige i stedet for i Norge. I tillegg påvirkes myndighetenes skatteinntekter under ulike skattesystemer av sertifikatprisen. Dette er altså skatteinntektene fra samtlige prosjekter som bygges ut. For en gitt sertifikatpris vil skatteinntektene til norske og svenske myndigheter samlet sett gå ned som følge av at dyrere prosjekter realiseres med ulike rammevilkår. Skatteinntektene avhenger imidlertid også av virkningene på sertifikatprisen, og den avhenger som vi har sett av referansepunktet vi sammenligner med. Utbyggere av sertifikatkraft i Norge vil tape som følge av færre realiserte prosjekter i den grad prosjektene har positiv netto nåverdi (det vil si ikke-marginale prosjekter, herunder det meste av vannkraften som fortrenges). Tilsvarende vil utbyggere av svensk sertifikatkraft få økt overskudd som følge av at de bygger ut flere prosjekter med positiv nettoverdi. Samtidig påvirkes utbyggerne av sertifikatprisen generelt, det vil si lønnsomheten av de prosjektene som faktisk realiseres (og der noen av prosjektene realiseres uavhengig av hvilke skatteregler vi legger til grunn). For en gitt sertifikatpris vil inntektene til utbyggerne samlet sett gå ned ved ulike rammevilkår. Det skyldes at prosjektporteføljen som realiseres, blir dyrere uten at inntektene isolert sett øker. Som nevnt er imidlertid prisvirkningen av ulike skattemessige rammevilkår usikker slik at konsekvensene for utbyggerne også er usikker. Uavhengig av fordelingsvirkningene er det klart at ulikhetene i rammevilkår medfører et samfunnsøkonomisk tap Sensitivitetsanalyser Høyere besluttede og planlagte investeringer i Sverige I beregningene ovenfor har vi tatt utgangspunkt i kjente investeringsplaner og prosjekter under utbygging. Den resterende utbyggingen beregnes i modellen ut fra bedriftsøkonomisk lønnsomhet pr. prosjekt. Dersom vi antar at flere prosjekter besluttes utbygd i Sverige enn hva som ligger inne av kjente planer og hva de bedriftsøkonomiske modellberegningene tilsier, påvirkes både fordelingen mellom landene og konsekvensen av ulike skattesystemer. Som en illustrasjon har vi antatt at planlagte og besluttede svenske investeringer øker med 3 TWh uavhengig av bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Modellteknisk har vi lagt inn 2 TWh ekstra bio og 1 TWh mer vind i allerede besluttede investeringer i Sverige. Med et høyere nivå på de besluttede investeringene i Sverige får vi en utbygging på 10,6 TWh i Norge med dagens rammevilkår. Samtidig reduseres effekten av full skatteharmonisering til 4,2 TWh, det vil si 14,8 TWh utbygd sertifikatkraft i Norge. Avskrivningsreglene står for rundt 2,5 TWh av differansen på 4,2 TWh. Med disse resultatene reduseres også forskjellen i produksjonskostnader med og uten like skattemessige rammevilkår, men den er fortsatt signifikant. Sikre fradrag i grunnrenteinntekten for storskala vannkraft Fradragene i grunnrenteinntekten for avskrivninger og friinntekt (investeringsbaserte fradrag) er i prinsippet en sikker størrelse. Positiv og negativ grunnrenteinntekt fra ulike verk kan samordnes Side 24

25 på selskapsnivå, og det er mulig å få utbetalt skatteverdien av negativ grunnrenteinntekt dersom det ikke finnes positiv inntekt å samordne med. Da er de investeringsbaserte fradragene å betrakte som en sikker inntekt for investor, det vil si at staten dekker en andel av investeringskostnaden (mot å få en andel av framtidige driftsresultater, som er en usikker størrelse). Teoretisk skal de investeringsbaserte fradragene diskonteres med risikofri rente i stedet for et risikojustert avkastningskrav, noe som reduserer den effektive skattesatsen for grunnrenteskattepliktig vannkraft. Det er uklart om investorene i praksis tar hensyn til at fradrag for avskrivninger og friinntekt i grunnrenteinntekten teoretisk er helt sikre. Dersom vi likevel diskonterer de investeringsbaserte fradragene mot grunnrenteskatten (avskrivninger og friinntekt) med risikofri rente, reduseres den effektive skattesatsen. Satsen lar seg ikke beregne direkte i henhold til ligning 1-3 ovenfor, men vi kan gjøre et grovt anslag ved å se på nåverdien av skattene relativt til kontantstrømmene før skatt. Det viser seg da at effektiv skattesats for vannkraft over 5,5 MVA reduseres med mellom 6 og 8 prosentpoeng, avhengig av kostnadsnivået (størst reduksjon for prosjektene med lavest kostnader og høyest avkastning). Dersom vi legger til grunn 6-8 prosentpoeng lavere effektiv skattesats for vannkraft i Norge over 5,5 MVA, reduseres forskjellen mellom vannkraftinvesteringene i Norge med dagens rammevilkår og harmoniserte rammevilkår. Effekten blir i størrelsesorden 0,5 TWh i stedet for 1,6 TWh. Avskrivningsreglene er en sentral årsak til den resterende differansen, sammen med eiendomsskatt og konsesjonsbaserte ordninger. Lavere eiendomsskatt for norsk vindkraft Som nevnt i THEMA (2012) er det betydelig usikkerhet knyttet til det framtidige eiendomsskattegrunnlaget for norske vindkraftverk. I beregningene av effektiv skattesats har vi forutsatt at eiendomsskattegrunnlaget er lik investeringskostnaden over hele levetiden (slik at det er nominelt uendret). Eiendomsskattegrunnlaget kan bli både høyere og lavere enn dette nivået. Lavere eiendomsskatt for norsk vindkraft reduserer effekten av det norske skattesystemet for vindkraft isolert sett. Om vi eksempelvis reduserer eiendomsskattegrunnlaget for norsk vindkraft til 60 prosent av investeringskostnaden over levetiden, øker det vindkraftinvesteringene med ca. 1 TWh i forhold til dagens rammevilkår. 4.4 Oppsummering Vi har ovenfor analysert konsekvensene av ulike skatteregler for utbyggingen av sertifikatkraft i Norge og Sverige. I Figur 4-7 vises de to beregnede tilbudskurvene for fornybar kraftproduksjon fram mot Den første viser sorteringen av prosjektene etter skatt, gitt dagens rammevilkår, mens den andre viser sorteringen av prosjektene før skatt. Videre viser Figur 4-8 fordelingen av sertifikatkraft mellom Norge og Sverige gitt ulike skattemessige forutsetninger. Dagens skatteregler til venstre i figuren gir en utbygging av sertifikatkraft på 11,4 TWh i Norge, fordelt på 5,4 TWh vannkraft og 6 TWh vindkraft, og 15 TWh i Sverige. Om vi harmoniserer de skattemessige avskrivningsreglene, øker utbyggingen i Norge med mellom 3 og 3,5 TWh. Full harmonisering gir 16,9 TWh i Norge fordelt på 6,9 TWh vannkraft og 10 TWh vindkraft. Side 25

26 Figur 4-7: Beregnede tilbudskurver fram mot 2020 Med dagens rammevilkår Med like rammevilkår Kilde: Figur 4-8: Utbygging av sertifikatkraft under ulike skattemessige forutsetninger Kilde:. Inkluderer 0,9 TWh i Sverige som bygges ut etter 2020 Tar vi hensyn til at de investeringsbaserte fradragene mot grunnrenteskatten er sikre, øker utbyggingen i Norge med dagens rammevilkår til 12-12,5 TWh. Da reduseres effekten av skattesystemet til 4,5-5 TWh, der avskrivningene står for i underkant av 3 TWh av effekten, i hovedsak knyttet til vindkraft. Dersom vi antar at flere prosjekter besluttes utbygd i Sverige enn hva som ligger inne av kjente planer og hva de bedriftsøkonomiske modellberegningene tilsier, påvirkes både fordelingen mellom landene og konsekvensen av ulike skattesystemer. Som en illustrasjon har vi antatt at planlagte og besluttede svenske investeringer øker med 3 TWh uavhengig av bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Da får vi en utbygging på 10,6 TWh i Norge med dagens rammevilkår (avrundet), Side 26