Virkninger av regjeringens høyprisbidrag

Fagartikkel

Publisert

Vannkraftmagasin omkranset av fjell. Foto

Lyse. Foto: Emile Ashley

Spørsmål og svar om regjeringens høyprisbidrag.

Hvordan påvirker høyprisbidraget investeringer i ny kraftproduksjon?  

Det foreslåtte høyprisbidraget bidrar til å redusere lønnsomheten i ny fornybar kraftproduksjon. Sammen med forslaget om å øke grunnrenteskatten fra 37 prosent til 45 prosent, har regjeringen i tillegg skapt stor uforutsigbarhet, og flere kraftselskaper sier at de nå må revurdere sine planlagte investeringer. Det er særlig investeringer i effekt som rammes hardt. 

Økt effekt i kraftsystemet vil innebære økt mulighet til å produsere mye kraft på kort tid, for eksempel når vinden løyer eller solen ikke skinner. I sin rapport "Norsk og nordisk effektbalanse mot 2030" ser NVE utsikter til en strammere effektbalanse i fremtiden, og påpeker at pumpekraft og effektutvidelser blir viktigere fremover. Slik investeringer blir mindre lønnsomme med regjeringens forslag.  

En vanlig misforståelse er at siden 70 øre/kWh har vært en høy pris i norsk sammenheng, så burde det være "mer enn nok" til å reinvestere. Imidlertid er det slik at effekt- og pumpekraftverk avhengige av høypristimene for å få lønnsomhet i prosjektene: de bygges for å produsere i nettopp de timene samfunnet trenger kraften mest og prisen er høy. Fremtidens kraftsystem med mye vind- og solkraft vil være preget at lange perioder med lave priser, som så kan avløses av kortere perioder med lite vind og sol, og dermed høy pris. Et effektkraftverk er bygd for å kunne dekke etterspørselen disse høypristimene. Likeledes vil et pumpekraftverk pumpe vann opp når prisene er svært lave (mye vind og sol), for så å kunne produsere i noen få høypristimer senere. Slike investeringer øker tilbudet av kraft når behovet er størst, og bidrar derfor til å dempe pristoppene

Høyprisbidraget rammer investeringer i effekt spesielt hardt. Ved effektutvidelser øker ikke nødvendigvis energimengden som blir produsert i nevneverdig grad, men evnen til å levere mye strøm på en gang øker. Effektutvidelser innebærer også at kraftverkenes kan lagre vann til lenger ut på vinteren fordi det er behov for færre brukstimer for å unngå flomrisiko.  

Brukstiden i et effektkraftverk er gjerne vesentlig lavere enn i tradisjonelle kraftverk, som går mer jevnt og trutt. Hvis staten skattelegger en så stor del av overskuddet fra høypristimene som regjeringen har foreslått, kan produsentene tape penger på å innrette produksjonen mot høypristimene. Det blir også relativt mer lønnsomt å beholde gamle kraftverk som leverer kraft jevnt og trutt, enn å oppgradere kraftverkene til å kunne levere mer strøm i de timene hvor prisen er høy. På denne måten vil kraftsystemet på sikt kunne levere mindre effekt når det virkelig trengs, og prisene kan bli enda høyere.

Hvordan påvirker høyprisbidraget magasindisponeringen?

Vi har i utgangspunktet et velfungerende kraftsystem, med en prissetting som innebærer at produsentenes bedriftsøkonomiske interesser i stor grad sammenfaller med. Med høyprisbidraget forrykkes dette, og det blir et avvik mellom hva som er bedriftsøkonomisk og samfunnsøkonomisk lønnsomt

Produsentenes valg er gjerne mellom en relativt sikker pris i morgen, og en høyere, men usikker pris i fremtiden. Det foreslåtte høyprisbidraget innebærer at produsentenes gevinst ved å spare vann til en mulig høy pris i fremtiden reduseres, samtidig som risikoen de løper ved å ha for fulle magasiner når vårsmeltingen setter inn består. På denne måten forstyrrer høyprisbidraget incentivene i vanndisponeringen, bort fra det som i dag er bedrifts- og samfunnsøkonomisk optimalt. Høyprisbidraget fjerner ikke insentivene til å spare vann når det er en forventning om høye priser frem i tid, men insentivene reduseres gjennom at vannverdiene påvirkes. På denne måten virker høyprisbidraget i motsatt retning av det som er regjeringen mål med å etablere en ny styringsmekanisme.  

Vannkraftprodusenter med regulerbare magasiner må for hver time vurdere om de skal produsere nå eller spare vann til produksjon til et senere tidspunkt. Produsentene må ha nok vann til å produsere gjennom vinteren når behovet er størst, samtidig som magasinnivåene må være lave nok før vårflommen for å begrense flom og vanntap. Vær, vind og temperaturer, sammen med prisene på kull, gass og CO2, er usikkerhetsmomenter som påvirker tilgangen til og etterspørselen etter kraft, og kraftprodusentene må derfor ta valg under usikkerhet og avveie risikoen for ulike scenarier mot hverandre. Produsentene fastsetter vannverdier basert på tilgjengelig informasjon og ved bruk av modellverktøy. I Norge er det mer enn 1000 kraftmagasiner, som er ulike med hensyn til værutsikter, egenskaper og plassering. 

Kraftprisene reflekterer all tilgjengelig informasjon i markedet om ressurssituasjonen og forventninger om fremtiden, og skal gi kraftprodusentene insentiver til å disponere vannet mest mulig effektivt og til samfunnets beste. I perioder hvor behovet er størst, vil kraftprisene og kraftprodusentenes mulighet for inntjening være størst. Ved utsikter til en tørr høst og kald vinter vil forventningen til kraftprisen gjennom vinteren stige. Det sender et signal til vannkraftprodusentene om at det er både lønnsomt og samfunnsmessig rasjonelt å spare vann til vinteren. Nøkkelen her er at kraftprisen sikrer at kraftprodusentene og samfunnet har sammenfallende interesser. 

Produsentenes valg er gjerne mellom en relativt sikker pris i morgen, og en høyre, men usikker pris i fremtiden. For en produsent som står overfor selskapsskatt og grunnrenteskatt er det med dagens regler ingen forskjell mellom den optimale vanndisponeringen før og etter skatt. Regjeringens foreslåtte høyprisbidrag virker direkte inn på kraftprisenes signal til produsenter ved at muligheten for ekstra høy inntjening i enkelttimer reduseres, samtidig som lavpristimene består. Forventet gevinst ved å vente på en høyere pris vil bli svært liten, ettersom 90 % av gevinsten vil bli beskattet.  Med det foreslåtte høyprisbidraget blir det dermed et avvik mellom forventet pris før og etter skatt. Vi vil med andre ord gå fra en nøytral beskatning til en vridende beskatning. Vridende skatter kjennetegnes nettopp ved at markedsaktørenes endrer adferd eller tilpasser seg som følge av skatten.   

Høyprisbidraget fjerner ikke insentivene til å spare vann når det er en forventning om høye priser frem i tid, men insentivene reduseres gjennom at vannverdiene påvirkes. I en situasjon hvor nåværende og fremtidige priser er nærmere hverandre kan dette være utslagsgivende. Høyprisbidraget vil dermed trekke markedet i motsetning av det som er regjeringens mål med å etablere en ny styringsmekanisme for å spare mer vann i magasinene ved lave magasinnivåer.

Er et høyprisbidrag basert på gjennomsnittsberegninger bedre?

Høyprisbidraget er foreslått beregnet basert på kraftprisen time for time. En annen avregning av høyprisbidraget vil (avhengig av lengden på avregningsperioden) kunne innebære mindre vridninger, men også disse alternativene vil virke negativt og bør utredes. Den grunnleggende svakheten ved høyprisbidraget ved at det er en vridende skatt vil imidlertid ikke forsvinne og det vil fortsatt gi vridende insentiver spesielt inn mot tidspunktet for ny skatteperiode.   

Lønnsomheten i nye investeringer vil reduseres uavhengig av utforming, og virkningene for magasindisponeringen vil påvirkes negativt. Men en lengre avregningsperiode vil kunne gjøre de negative virkningene noe mindre, avhengig av hvor lang avregningsperioden blir. En gjennomsnittsberegning vil gjøre at skatten i noe større grad samsvarer med selskapenes faktiske inntekter.

Kan ikke produsentene bare se bort fra høyprisbidraget i magasindisponeringen?

Produsentenes agering bør være transparent og åpen, og prisdannelsen bør ikke basere seg på skjønnsmessige vurderinger av at noen kostnader skal hensyntas, mens andre ekskluderes. 

Det foreslåtte høyprisbidraget vil være en skattekostnad som produsentene må forholde seg til, på lik linje som selskapene forholder seg til andre kostnader som påvirker deres bedriftsøkonomiske resultater. At markedsaktører tilpasser seg skatter er kjent og forventet, og det er også derfor utforming av skatter og forventede virkninger normalt utredes grundig og at mest mulig nøytrale skatter tilstrebes. I kraftskattutvalgets NOU fra 2019 står det: Et effektivt skattesystem vil først basere seg på skatter og avgifter som bidrar til bedre ressursbruk, deretter nøytrale skatter som ikke påvirker valgene til produsenter og forbrukere og til slutt vridende skatter.

Det er viktig med åpenhet rundt prisdannelsen i kraftmarkedet. På EU-nivå et er det utviklet et omfattende regelverk for å bidra til transparens rundt dette og for å hindre at aktører utnytter markedsmakt. Tilsvarende regler gjelder også i Norge. Produsentenes agering bør være transparent og åpen, og prisdannelsen bør derfor ikke basere seg på skjønnsmessige vurderinger av at noen kostnader skal hensyntas, mens andre ekskluderes.

Hvordan endres de negative virkningene av høyprisbidraget ved at ordningen eventuelt blir midlertidig?

En svært tydelig tidsavgrensning kan dempe virkningen på investeringsinsentivene. Dette forutsetter imidlertid at tilliten bygges opp igjen og at det skapes tilstrekkelig trygghet fra myndighetenes side for at noe liknende ikke skjer igjen i fremtiden. Samtidig vil også en midlertidig innføring av ordning ha negative konsekvenser, ettersom det å introdusere en skatt med vridende og uheldige virkninger uten noen form utredning skaper frykt for presedens og skiftende rammevilkår fremover.

I fremtidens kraftsystem vil vi ha mer volatile priser, og dersom aktørene forventer at politikerne på nytt innfører et høyprisbidrag slik det er foreslått nå, vil det skapes usikkerhet omkring lønnsomheten i investeringene. Dette kan igjen medføre at aktørene ikke våger å investere. Investeringer i kraftsystemet har et langsiktig perspektiv, og stor usikkerhet knyttet til rammevilkår vil påvirke investeringsbeslutninger negativt.

Når det gjelder virkningene på magasindisponeringen, så vil denne fortsatt påvirkes (både i perioden med høyprisbidrag og mellom ulike skatteperioder).

Hvordan påvirker høyprisbidraget det finansielle markedet?

Likviditeten i det finansielle markedet er allerede lav, bl.a. på grunn av høye krav til sikkerhetsstillelse og fordi grunnrenteskatten i hovedsak beregnes etter spotmarkedspriser. Forslaget om økt grunnrenteskatt gir produsentene høyere sikringsgrad i allerede inngåtte kontrakter og lavere insentiv og mulighet til å prissikre seg fremover. Det foreslåtte høyprisbidraget forverrer situasjonen ytterligere ved at det ikke er fradrag for gevinst/tap i grunnlaget for høyprisbidraget på kontrakter inngått etter 28. september 2022.

De finansielle markedene er et viktig virkemiddel for å styre risiko, og er viktig for både produsenter og forbrukere. Dette gjelder både gjennom eksisterende finansielle markeder og nye fastprisavtaler. Den foreslåtte skattepakken bidrar til at aktiviteten flyttes fra en transparent og regulert markedsplass (Nasdaq), til prissikring gjennom fysiske, bilaterale avtaler.  

Kraftmarkedet er kjennetegnet av volatile priser, og det er kostbart for aktørene å bære denne risikoen. Et velfungerende marked for handel med sikringsprodukter bidrar til at aktører med motsatt eksponering mot kraftprisen kan inngå avtaler for å utligne hverandres risiko, og at aktører med høyere evne til å bære risiko kan overta risiko fra aktører med lavere evne. Et velfungerende fremtidsmarked er transparent og likvid, og kjennetegnes av aktører som har tillit til prisdannelsen. Aktørene må også ha tilgang til ulike type produkter med hensyn til utforming og varighet.  

Ved beregning av høyprisbidraget har regjeringen foreslått at det ikke kan justeres for tap eller gevinst på finansielle kontrakter inngått 28. september 2022 og senere. Dette begrunnes med at produsentene fra og med 28. september 2022 har mulighet til å ta hensyn til høyprisbidraget når de vurderer i hvilken utstrekning de skal inngå slike finansielle kontrakter. I praksis innebærer dette at finansielle kontrakter inngått etter 28. september 2022 vil innebære en stor skattemessig risiko, noe som allerede har en svært negativ konsekvens for omsetningen på Nasdaq. Nasdaq er en regulert markedsplass som bidrar til transparens i kraftmarkedet for både kraftprodusenter, forbrukere og investorer i ny fornybar kraftproduksjon, og som er underlagt strenge krav til markedsovervåking og likebehandling. 

Med det foreslåtte regimet får produsentene sterke insentiver til fysiske bilaterale kontrakter i sin prissikringsstrategi, først og fremst avtaler med varighet av 3, 5 eller 7 år. Kraftprodusentene og næringskunder som henvender seg til kraftselskapene har imidlertid behov for flere og kortere prissikringsstrategier enn dette. Prisforventningene endrer seg hyppig, og flere selskaper endrer posisjoner fortløpende. Fastprisavtaler av vesentlig kortere varighet er også svært etterspurt i markedet, og markedsplassen Nasdaq har en viktig funksjon for kraftleverandørene og sluttkundene i så måte.

At likviditeten på Nasdaq faller som følge av skattepakken er bekymringsfullt. Fremtidsprisene på Nasdaq har en viktig funksjon og er referansepris innenfor flere områder. For eksempel bruker en rekke vannkraftprodusenter fremtidsprisene på Nasdaq sine i beregninger av vannverdi. Videre brukes disse prisene i det bilaterale markedet (inkludert fastprisavtaler), i budsjettering, rapportering og i vurderingen av nye investeringer. Nasdaq er også en viktig markedsplass for den løpende justeringen av sikringsgrader, f.eks. som følge av endring i produksjonsprognoser.

Hvordan vil høyprisbidraget påvirke tilbudet av fastprisavtaler?

Høyprisbidragets virkninger på tilbudet av fastprisavtaler er sammensatt, men innebærer ikke at kraftprodusentene på markedsmessige vilkår uten videre kan tilby avtaler til det prisnivået som regjeringen ønsker seg. Videre innebærer den foreslåtte skattepakken at kraftprodusentene i enkelte tilfeller kan ha begrensede muligheter til å inngå fastprisavtaler, fordi flere produsenter allerede er "oversikret".

En fastprisavtale innebærer at selskaper forhåndsselger en del av kraften til en fastsatt pris, og dermed "låser inn" en garantert pris. Fastprisavtaler innebærer på denne måten en mulighet for både produsenter og motparten til å fordele risiko for fremtidig prisutvikling seg imellom.  

En risikoavers kraftprodusent er villig til å akseptere en lavere sikker inntekt til erstatning for den usikre spotprisen, mens en risikonøytral kraftprodusent vil tilby fastprisavtale til forventet spotpris. I tillegg til hvilken risiko selskapet er villig til å ta mtp. fremtidige inntekter, har forventet spotpris og prisvariasjon betydning for tilbudet av fastprisavtaler. Med et høyprisbidrag som reduserer produsentenes inntjening i spotmarkedet, vil kraftprodusentene kunne få insentiv til å inngå fastpriskontrakter til en noe lavere pris enn de er villig til i dag. Så lenge spotprisene er forventet å være høye, vil imidlertid dette prisnivået reflekteres i tilbudet av fastprisavtaler. Fremtidig prisnivå må gå ned for at det skal være kommersielt interessant nå for kraftprodusentene å tilby fastavtaler på de prisnivået som regjeringen ser for seg. Samtidig reduserer regjeringens skattepakke lønnsomheten i investeringer i fornybar kraftproduksjon, og det er skapt betydelig regulatorisk og politisk risiko. Dersom viktige investeringer uteblir, vil den norske kraftbalansen bli svekket og forventede priser vil gå opp. En slik utvikling vil reflekteres i tilbudet av fastprisavtaler.

Sammen med forslag om økt grunnrenteskatt bidrar det foreslåtte høyprisbidraget til å redusere likviditeten i det finansielle markedet ytterligere. Svakere likviditet fører til ineffektiv prising av risiko og mindre transparens, og kan i neste omgang påvirke prisingen av de langsiktige fastpriskontraktene.

Et annet aspekt er at det nye fastprisregimet åpner for at produsenter kan tilby fastprisavtaler i ulike prisområder. Dette har sammenheng med at det er stor variasjon mellom prisene i de ulike budområdene, og at det motsatte kunne innebære redusert konkurranse i enkelte områder. Dersom en produsent i et lavprisområde skal tilby fastprisavtale i et høyprisområder, er det nå en stor skattemessig risiko ved å sikre denne avtalen i det finansielle markedet.

Er det i det hele tatt mulig å beregne høyprisbidraget slik det er foreslått?

Det er mange uavklarte spørsmål knyttet til hvordan høyprisbidraget skal beregnes, og beregningen vil innebære betydelig arbeid fra selskapenes side.

Høyprisbidraget skal avregnes time for time basert på faktisk produksjon. Videre kan produsenter som senest 27. september 2022 hadde inngått finansielle kontrakter for å sikre inntekter knyttet til salg til spotmarkedspris, ved avgiftsfastsettelsen legge oppnådd pris, justert for tap eller gevinst på disse kontraktene, til grunn under visse forutsetninger.

Produsentene har ikke erfaring med denne type skatteberegning, og har ikke i dag uten videre systemer på plass for å koble sammen all informasjonen som er nødvendig for beregningen av høyprisbidraget. Særlig vil det å koble spotpristimene med de finansielle kontraktene være krevende. Vår foreløpige vurdering er derfor at det vil bli svært arbeidskrevende for selskapene å beregne avgiften.

Hvorfor er forslaget om å endre fra timespris til oppnådd månedlig gjennomsnittspris verre enn det opprinnelige forslaget?

Bransjen har påpekt at avregning basert på time for time vil påvirke magasindisponeringen, ved at det skapes avvik mellom hva som er bedriftsøkonomisk og samfunnsøkonomisk lønnsomt. Med henvisning til at bransjen ønsker en lengre avregningsperiode, har regjeringen nylig foreslått å endre fastsettelsen av høyprisbidraget fra timespris til månedlig gjennomsnittspris. Regjeringen presiserte i denne forbindelse at inntektene fra kraftproduksjon skal beregnes over måneden istedenfor per time, og at oppnådd gjennomsnittspris skal legges til grunn.

Selv om avregningsperioden er lengre, er dette forslaget verre enn det som ble foreslått opprinnelig fordi produsentenes insentiv til å disponere vannet i tråd med samfunnets interesser reduseres ytterligere. Grunnen til dette er at det kan oppstå en betydelig skattebesparelse (hele høyprisbidraget) dersom oppnådd gjennomsnittspris blir lavere enn 70 øre/kWh. Ved å kjøre også i lavpristimer, kan produsentene derfor potensielt oppnå betydelige skattebesparelser. Det er uklart hvor store effektene vil være, men dette understreker igjen behovet for grundigere utredninger av denne type forslag.

Gitt at avregningen skal være månedsbasert vil en ordning der høyprisbidraget baserer seg på om gjennomsnittlig spotpris i den enkelte måneden har vært over eller under 70 øre/kWh trolig være bedre. Dette vil i så fall ha klare paralleller til hvordan strømstøtten for husholdninger beregnes. Strømstøtten for husholdninger bidrar til at det fortsatt er gunstig å tilpasse den enkeltes strømforbruk til når det er høy- og lavpristimer. Bruk av observert spotpris i høyprisbidraget vil gi den samme type insentiv til produsenten.

Avregning basert på måned er likevel ikke en god løsning, og Energi Norge mener at dersom høyprisbidraget skal innføres bør avregningen være årlig.

Går det an å skille mellom nye og gamle kraftverk?

De prosjektene som er aller mest ønsket av samfunnet, er opprustninger, utvidelser og effektutvidelser i eksisterende kraftverk. Etter at en slik investering er gjennomført er det i praksis umulig å skille mellom hvilken del av produksjonen som kommer fra den nye delen og hvilken som kommer fra den gamle. Eksempelvis, hvis det er satt inn et nytt aggregat koblet til gamle tuneller, dammer og rørgater.

Helt nye kraftverk som ennå ikke har startet produksjon går det an å skille ut, men dersom det skal ha effekt for investeringslysten må investorene tro på at kraftverk bygget i fremtiden for alltid vil bli stående utenfor ordningen.

Hvordan påvirkes insentivene til drift av eksisterende pumpekraftverk?

Lønnsomheten i å pumpe kraft består i å flytte produksjon fra lavpristimer til høypristimer. For kraft som brukes til å pumpe vann opp igjen i magasinene (pumpekraft), foreslår Finansdepartementet at kostnader til pumpekraft fordeles jevnt over samlet produksjon i avgiftsperioden og trekkes fra i oppnådd pris i de timer det er oppnådd en pris over 70 øre/kWh.  

Det er flere uavklarte spørsmål når det gjelder høyprisbidraget og pumping. Det fremstår som om kostnader ved pumping før 28. september ikke skal kunne inkluderes ved beregningen, noe som gjør at produsenter som pumpet vann til høye priser i sommer kommer dårlig ut. Reglene vil ikke gi samsvar mellom inntekter og fradrag for pumpekostnader i og med at pumpekostnader fordeles basert på produksjon og ikke inntekter. Det vil dermed gi avkortning i fradrag for pumpekostnader.  

Det er i tillegg uavklart hvordan forholdet til dekningskjøp og finansielle kontrakter spiller inn i totalen, og produsentene må løpende holde oversikt på akkumulerte pumpekostnader og produksjon innen avgiftsperioden og det kan være skatteinsentiver som spiller inn i beslutning om pumping når avgiftsperioden nærmer seg slutten.

Lurer du på noe? Kontakt oss gjerne: 
Profilbilde av