Ådne Naper

Det er bygget 45 000 hytter i Vestfold og Telemark. Og det er pekt ut areal nok til å romme 27 000 flere. Er det rom for 72 000 hytter i fylket?

Vestfold og Telemark fylkeskommune har gått gjennom arealbruk til fritidsboliger i fylket.

Vinje kommune har flest hytter i fylket, 5500 stykker. Det er en stor kommune, på hele 3100 kvadratkilometer. 5500 hytter utgjør bare 2 prosent av arealet. Samtidig er det 1,5 ganger så mange hytter som innbyggere i kommunen.

I Larvik er det 4800 hytter, noe som gjør kommunen til fylkets nest største hyttekommune, etterfulgt av Tinn med 3470 hytter, Kragerø med 3421 hytter, Færder med 3219 hytter og Sandefjord med 2795 hytter.

I Færder er tettheten størst, med 32 hytter per km2, og de 3219 hyttene er fordelt over kommunens 100 kvadratkilometer. Neste på lista er Kragerø, med 11,9 hytter per km2, før Bamble og Porsgrunn med 8,5 hytter per km2.

22 prosent av hyttene i fylket ligger i strandsonen, innenfor det såkalte 100-metersbeltet langs kysten. Siden 2010 er det bygget mer enn 900 nye hytter i strandsonen og langs vassdragene i fylket. I 2020 var det 9700 hytter i strandsonen i Vestfold og Telemark. I følge plan- og bygningsloven skal det i 100-metersbeltet tas særlige hensyn til natur- og kulturmiljø, friluftsliv, landskap og andre allmenne interesser.

Det er 3382 hytter i leveområder for villrein i fylket. 75 prosent av disse ligger innenfor nasjonale villreinområder.

I Hjartdal er det i dag 2432 hytter. Kommunen har pekt ut 10 000 dekar for framtidig hyttebygging. Det er areal nok til mer enn 9000 nye hytter. I en kommune med 1600 fastboende innbyggere.

I en spørreundersøkelse utført av Vestfold og Telemark fylkeskommune, framgår det at kommunene i fylket har pekt ut mer enn 30 000 dekar til ny hyttebygging.

Dette er areal i reguleringsplan, kommunedelplan og/eller kommuneplan. Og selv om det ikke nødvendigvis gjenspeiler konkrete byggeprosjekter, så gjenspeiler det en vilje fra kommunene til å omdisponere nytt areal til hyttefelt.

Med et grovt estimat på 1,1 dekar per hytte, utgjør 30 000 dekar mer enn 27 000 fritidsboliger. 90 prosent av arealet er i fem kommuner, med til sammen 17 000 innbyggere i dag. De 27 000 nye hyttene vil i så fall komme i tillegg til de 45 000 hyttene som er bygget i fylket fra før.

Enhver kommune må gi grunnleggende helsetilbud til alle som oppholder seg i kommunen. Inntektene som skal finansiere dette baserer seg for det meste på antall fastboende.

Det siste tiåret har det vært større vekst i innenlandsøkonomien i Norge enn i eksportrettet næringsvirksomhet utenom olje og gass. Det betyr at vi i større grad lever av å formidle eiendom, lån og forsikringer, finansiert av salg av fossil energi til utlandet, enn av å utvikle og selge varer og tjenester som kan løse klima- og naturkrisa.

Kan det vare evig?

Det er ingen ny politikk for grønn industri i Solbergs siste statsbudsjett. Når den avgåtte regjeringen skal nå klimamålene, baserer de seg på avgifter. Industrien får ikke investeringsstøtte. Gjennomføring og oppskalering av grønn industri i kvotepliktig sektor overlates til EU.

Det siste statsbudsjettet fra Erna Solberg viser derfor at regjeringen ikke har forberedt seg på å ta grønn industri fra studier til virkelighet!

Det er bra at finansieringen av Langskip og karbonfangstanlegget på Norcem i Brevik fortsetter. Dette er landets viktigste industriprosjekt. Det er også bra at regjeringen øker co2-avgiften, og at co2-kompensasjonsordningen for industrien forlenges. Det gjør det mer lønnsomt å investere i ny miljøteknologi, og industrien kan ta av for økt kostnadsnivå for energi i Europa.

Men statsbudsjettet inneholder ingen ny nasjonal politikk for grønt industriløft. De satser tungt på avgifter i ikke-kvotepliktig sektor, men ser ikke ut til å ville realisere flere klare prosjekter innen industrien.

Det er også vel og bra at regjeringen viderefører en strategi for hydrogen, bevilger penger til forskning, og etablerer støtte til hydrogenprosjekter etter modell av EUs IPCEI-ordning.

Men selv med midler til ammoniakk- og hydrogenforskning, så er bevilgningene til petroleumsforskning tre ganger så stor som bevilgningene til regjeringens egen hydrogenstrategi.

De store hydrogen- og ammoniakkprosjektene hos Yara og INOVYN i Grenland behøver raske tiltak for oppskalering og realisering, ikke studiestøtte.

Disse tiltakene vil kutte utslipp med 1 million tonn co2e. Og dette kommer på toppen av 400 000 tonn co2e spart fra sementproduksjonen til Norcem, når karbonfangstlanlegget står ferdig i 2024.

Dette er store investeringer som krever et tydelig signal fra norske myndigheter om at disse investeringene er ønsket.

Det mangler virkemidler for oppskalering. Det er ingen klar nasjonal politikk for å realisere den nye grønne industrien. Regjeringens innsats stopper ved tegnebrettet og testlaben. Selv i en tid der store klimatiltak i industrien står klare, men infrastruktur og rammevilkår uteblir.

Tilgang til nett og investeringsstøtte på plass innen kort tid.

Nettsystemet vårt er i dag ikke rigget for stor omstilling på kort tid. Her haster det med raske forbedringer. NVE får i statsbudsjettet et tilskudd på 23 millioner kroner for å utrede framtidig elektrifisering. Det er et nytt, men lite tilskudd i den store sammenheng. Den totale ramma til NVE er på 1,4 milliarder kroner. De kommer til å drukne i arbeid framover.

Oppskalering har aldri fått bli en del av norsk industripolitikk. Derfor risikerer vi å tape terreng i grønn omstilling. Norge er ikke garantert å være rikt for alltid. Vi må forberede oss på neste industrikapittel med eksportinntekter uten klimagassutslipp.

Derfor må vi håpe at ordninger for anleggsbidrag, investeringsstøtte og tiltak for bedre distribusjon av eksisterende kraft til grønn industri, kommer på plass innen statsbudsjettet vedtas før jul.

Det er viktig for klima og for industrien. Forventningene til det nye stortingsflertallet og den kommende regjeringen er derfor store.

«Kabelen til Tyskland ble stengt. Gjett hva som skjedde med kraftprisen!?»

Krafteksport får ofte skylda for høye kraftpriser i Norge. Høye strømpriser som følge av tomme magasiner kunne angivelig vært unngått. om ikke kraftselskapene tømte magasinene for å selge strøm til utlandet. Og når magasinene blir tomme blir strømmen dyr. Så da kunne vi vel hatt lave kraftpriser i høst, om vi bare eksporterte mindre i vår?

Vokser prisen med eksport? Kan vi dempe prisene med mindre eksport? Nei. Høy eksport opptrer tvert imot sammen med lavere priser. Data for energimengde og effekt sett i sammenheng, antyder noe ganske naturlig: Vi eksporterer mest når vi produserer mye energi, og når vi kan produsere mye energi så blir prisene lavere. Det er ingen åpenbar sammenheng mellom dagens høyre priser og mengden kraft vi har eksportert i 2021.

For å se hvordan eksport av kraft ut av Norge påvirker prisene i Norge, har jeg samlet data for energimengde i produksjon, forbruk, eksport og import for hver måned, tilbake til januar i 2013. Jeg har også samlet priser for de fem prisregionene, og laget et månedlig gjennomsnitt basert på prisene hver tirsdag fra januar 2013 ut september 2021.

I tillegg har jeg samlet data for effekt i forbindelsene med Nederland, Tyskland og Danmark i 2021. Prisene i kraftmarkedet blir til «i øyeblikket». Derfor har jeg fanget flere øyeblikk, og registrert flyten i forbindelsene med Nederland, Tyskland og Danmark kl 12.00 hver dag i 2021, fra 1.januar til 25.september, og registrert prisen i prisområde NO2 på samme tidspunkt. Dette gir en tidsserie med 269 observasjoner som kan antyde eventuelle sammenhenger mellom endring i flyt og endring i pris.

Alt er hentet fra Statnett: https://www.statnett.no/for-aktorer-i-kraftbransjen/tall-og-data-fra-kraftsystemet/

Kort oppsummert er det ingenting som tyder på at dagens ekstraordinære kraftpriser kan forklares med krafteksport. Det er ikke ekstraordinære mengder eksportert kraft per måned. Hverken under prisrekordene eller i månedene i forkant. Eksporten er faktisk litt under medianen per måned for perioden 2013-2021. Det er eller ikke større effekt i forbindelsene utover i 2021 i periodene kraftprisene vokser. Tvert imot er det mindre.

De som har tatt til orde for å stenge av eksporten for å dempe prisene kan ikke ha vært kjent med at forbindelsen til Nederland har vært inaktiv i store deler av 2021, og var også stengt i august samtidig som prisene nådde rekordhøyt nivå. Like etter at forbindelsen til Nederland ble aktiv igjen, ble også forbindelsen til Tyskland stengt av for vedlikehold. Effektuttaket i utenlandsforbindelsene ble mindre, men prisene ble ikke lavere. På tidspunkt med høye priser, ser vi at større import demper prisene noe.

Forbruksnivået har også holdt seg på et ordinært nivå gjennom perioden med prisvekst. Hadde vi holdt igjen vann i vår for å demme opp for høye priser ved større produksjon i dag, så hadde vi derfor eksportert de samme mengdene. Om vi skulle hindre dette ved å stanse eksport, ville vi måtte produsere mer strøm i dag som ikke ble benyttet av noen, bare for å tømme lagrene på kort sikt, og ikke ha et lager til vinteren når strømbehovet øker betraktelig.

Da ville i så fall prisene eksplodere. Både fordi vi hadde tømt lagrene for å dempe prisene i dag, og fordi om vi stenger landet for eksport av kraft, så stenger vi det også for import av kraft. Og i vanlige vintre er vi avhengig av å importere kraft. Og behovet for import vil bli desto større om vi tømte magasinene i høst for å redusere dagens priser.

1. Energimengde

Brutto eksport: Vi nådde en topp for eksport av kraft våren/sommeren 2014. Deretter har nivået sunket gradvis år for år. 2018 og 2019 var bunn-år med tørke. I 2020 tok det seg opp, da vi produserte mye vannkraft for å hindre flom. 2020 var et flom-år. Likevel var ikke eksporten større enn i 2017, og lavere enn årene tilbake til 2014.

Brutto import: Importen har blitt mindre siden januar 2013, men gjorde tydelige hopp i tørr-årene 2018 og 2019. Vår/sommer 2020 var importnivået rekordlavt på grunn av flom og store mengder vann.

Netto utveksling: Netto utveksling er eksport-import, måned for måned. Denne balansen var negativ i begynnelsen av 2013. Dette gjentar seg i januar 2017, og i vintrene 2018 og 2019 er balansen også negativ. Det betyr at vi i disse periodene er avhengig av å importere strøm fra utlandet. Hadde vi ikke hatt kabler til å eksportere overskuddsstrøm under flom-året i 2020 og de fuktige somrene, hadde vi heller ikke hatt kabler til å importere strøm når vi er i underskudd.

Produksjon og forbruk: Hverken produksjon eller forbruk er på et ekstraordinært nivå i 2021. Riktignok ble det produsert merkbart mer kraft i 2020 enn i foregående år, og forbruket vokste til en viss grad etter. Men produksjon og forbruk skjer i jevne sykluser, der vi lagrer vann fra mai til september, og produserer og forbruker mer når det er høst og vinter. Dette viser også at vi ikke har overprodusert i vår eller tømt lagrene uforholdsmessig i forkant av prisveksten.

Eksport som andel av produksjon, og import som andel av forbruk: Vi har ikke tømt magasinene i større grad i år enn tidligere åre. Eksport som andel av produksjon er lavere i mai 2021 enn selv i 2018, og er på et nivå under medianen for perioden 2013-2021. Eksport som andel av produksjon var mye større fra 2013 til 2017 enn fra 2018 til i dag. Import som andel av forbruk var størst i januar 2013 og i vintrene etter tørkesomrene i 2018 og 2019.

Gjennomsnittspriser: Månedlig gjennomsnittlige priser er i dag på et ekstraordinært nivå i de sørlige prisregionene (NO1, NO2 og NO5), men på et mer alminnelig nivå i midt-Norge og nord (NO3 og NO4). Prisene innenfor disse områdene samsvarer i stor grad og kan slås sammen til «sør» og «nord». Gjennomsnittene i sør og nord vokser stort sett i takt, men har et tydelig brudd i januar 2021.

Eksport, utveksling og pris: Prisene i sør er på sine laveste nivåer når netto utveksling og brutto eksport er på sine høyeste nivåer, fra 2013 og ut 2016. Fra 2018 kryper prisen merkbart oppover, samtidig som netto utveksling blir negativ. Når eksporten øker i 2020 går også prisene ned til sine laveste nivåer for hele perioden. Her er det flom, lavere aktivitet pga corona og energipriskriger i utlandet. Prisene øker så sammenhengende fra juli 2020 (rekordlavt) og til september 2021 (rekordhøyt). Brutto eksport og netto utveksling skifter derimot ikke karakter på samme måte som prisen. Men de forholder seg høye når prisene er lave, og blir mindre når prisene vokser. Fra juni og ut august går eksporten kraftig ned, samtidig som prisene går kraftig opp.

Produksjon og eksport: Det er med andre ord ingen åpenbar sammenheng mellom mengde eksport og høye priser. Det ser i større grad ut til å være en positiv sammenheng mellom høy produksjon og høy eksport.

Produksjon og pris: Pris for sør-Norge (høyre akse) lever tilsynelatende et liv uavhengig av produksjonsmengde innenlands. Dette er gitt at det opprettholdes en produksjon som står i stil til forventet forbruk og reelt behov. Skal høye priser derimot dempes ved hjelp av overproduksjon, så må lagrene tømmes ganske gjennomgående for å gi en rask og omfattende priseffekt. Men da vil det være mindre vann igjen å produsere kraft ut av når vinteren kommer. Og det er på vintrene vi er avhengig av å produsere mest kraft.

Eksport, import og utveksling: Det er ingenting som antyder en ekstraordinær eksportsituasjon i 2021. Da kan heller ikke eksporten forklare de ekstraordinære prisene. Vi ligger faktisk lavere enn i mange andre år der prisene også har vært lavere enn i år.

2. Effekt

Summen av effekt i forbindelsene til Nederland, Tyskland og Danmark, varierer fra dag til dag i hele 2021. Ved negative verdier importerer vi mer strøm enn vi eksporterer gjennom kablene. Fra 2.juli ser verdiene ut til å bli mindre enn tidligere på året, og utslagene er størst fra mars til mai.

Priser i 2021: Prisene på samme tidspunkt som flyten er registret, viser en økning fra april til september.

Forbindelsen til Nederland: Forbindelsen til Nederland var stengt store deler av vinteren og sensommeren. Effekten i denne forbindelsen var da null. Det er likevel aktivitet i de andre forbindelsene. I sommer har ikke en forbindelse gitt et åpenbart skifte i flyt mellom landene. I vinter var aktiviteten mindre.

Prisene og forbindelsen til Nederland: Prisene gikk ned under den første perioden kabelen var stengt ned. De fortsatte likevel å variere med store negative utslag etter at kabalen ble satt tilbake i drift, men tendensen ser ut til å være krypende oppover. Deretter vokste prisene til nye rekordhøyder da kabelen var stengt ned i august.

Kabelen til Tyskland ble stengt av. Hva gjorde det med kraftprisene? 11.09-25.09 viser utviklingen før og etter tysklandsforbindelsen stenges av for vedlikehold 20.09. Før denne perioden hadde prisen sitt topp-punkt på 118 €/MWh fra 30.08. I løpet av stengingen når prisene både 119 og 121 €/Mwh, som ville vært rekord i begynnelsen av september, men som likevel er litt under de høyeste prisene uka før. 16.9 og 17.09 var prisene på 130 og 124. Prisene faller derimot med stor import før nedstengingen 20.09. Og øker altså igjen like etter nedstengingen.

Hverken nedstengingen av forbindelsen til Nederland eller til Tyskland gir støtte til at stengte eksportkabler gir lavere priser for norske forbrukere.

Aktiviteten i tyskland-forbindelsen er heller ikke en åpenbar forklaring på prisveksten. Det ser nesten ut til å være oftere innslag av negativ balanse fra slutten av juli, samtidig som prisene begynner å vokse sammenhengende til dagens nivå.

Pris og effekt: Endringer i effekt i forbindelsene ut til de tre landene sett under ett, ser ikke ut til å ha en åpenbar sammenheng med endringer i pris.

Pris og utveksling: Utveksling i seg selv kan påvirke pris. Import av kraft kan importere kraftpriser. For å fange opp eventuell betydning av import også, løses de negative verdiene ut med å ganges med seg selv. Den nye variabelen gir da et mål på endring i utvekslingsaktivitet der både eksport og import gir utslag. Her er det desto mindre positiv sammenheng med økningene i pris. Tvert imot ser det ut som om prisene går opp når mengde utveksling går ned.

Dette taler kanskje aller mest mot å stenge kabler som et virkemiddel for å oppnå lavere kraftpriser. Importen balanserer ut vår egen vannkraft. Alternativet til utveksling er en desto større produksjon av kraft fra et mangfold av kilder utover vannkraft.

Avslutning

Det er de som hevder at om vi hadde spart all strømmen vi har eksportert i 2021 inntil i dag, så kunne vi pøst dette vannet ut i produksjon nå og redusert prisene.

Det er riktig at vi har en nettoutveksling på 12 twh i vårt favør i 2021. Vi har importert 5,5 twh, og eksportert strøm vi ikke har benyttet da den ble produsert. Men selv om vi er netto eksportører over ni måneder, betyr ikke det at vi har all strømmen vi trenger til den rimeligste pengen ved alle døgnets tider året igjennom. Har vi ikke utveksling i øyeblikket et kraftunderskudd oppstår, så vil strømprisen eksplodere i disse øyeblikkene. Slike situasjoner merker vi ikke i dag, fordi vi importerer når vi ikke selv produserer alt vi forbruker.

Forbruket vårt har vært jevnt i år som tidligere år. Det betyr at om vi i dag kunne tømme ut 12 twh som vi tidligere i år har eksportert, så ville dette bare bli den samme overskuddskraften som før, og blitt eksportert ut om den ble produsert nå, som den ble i vår.

Hadde vi stengt av eksporten, ville vi nå tømt lagrene våre uten å ha noen til å kjøpe strømmen. I tillegg kunne prisene bli desto høyere i vår og vokst raskere og tidligere enn de gjorde, som følge av at vi holdt vann igjen. For ved flere anledninger fløyt det strøm fra våre naboland og inn til Norge også i vår.

Og vi vet at når det er vinter i Norge, så er vi avhengig av å importere strøm fra våre naboland i de periodene det er kaldest. Derfor ville prisene til vinteren bli mye høyere enn i dag om vi stengte utlandet ute og tømte magasinene i dag.

Vi opplever nå svært høye kraftpriser i Norge. Hva skyldes dette? Og hvordan kan vi forebygge dette?

Det var lite vann i Tinnelva forrige uke.

Det er kanskje fristende å forklare høye kraftpriser med ACER, krafteksport og vindmøller. Populære fiender. Men sannheten er en ganske annen. Det er lite vann å produsere kraft ut av. Og i Norge er vi avhengig av én værtype for å produsere kraft.

Vi opplever nå tre selvforsterkende faktorer:

1. Lite vann og lav vannkraftproduksjon her hjemme bidrar til å øke prisene i det hjemlige markedet. 
2. Energiprisene i Europa vokser når det produseres lite vindkraft der og det derfor etterspørres mer gass. Gass omfattes av co2-prising i kvotesystemet, og stor bruk av gass trekker derfor opp marginalprisen for all energi.
3. En ensidig kraftproduksjon bare fra vann, svekker Norges mulighet til å jevne ut prisene når energiprisene i Europa vokser. Da er det kun vått og varmt vær over tid som gir oss mulighet til det.

Når de europeiske og de norske faktorene inntreffer samtidig, får vi rekordhøye kraftpriser som i dagens situasjon.

Dagens lave nivå på nettoutveksling av kraft med utlandet, gjør at vi ikke kan forklare dagens kraftpriser i Norge med eksport av kraft. Lite vann og lav produksjon forklarer mer av situasjonen. Samtidig som dette slår inn hos oss, har andre værforhold gitt lite kraftproduksjon i Europa, som igjen har tvunget fram en større bruk av gass på kontinentet. Denne gassen er kostbar på grunn av klimagassutslippene den medfører, og dette trekker de samlede energiprisene opp i hele Europa.

Utvekslingen er lav, produksjonen er lav og prisene er meget høye.

18. september var prisene i hele Sør-Norge, inkludert vestlandet og Oslo, på 104,97 euro/MWh. Gjennomsnittlig kraftpris var rekordhøy også i august.

Dette skyldes ikke at vi eksporterer kraft, men skyldes i større grad at vi stort sett produserer kraft fra én kilde. Når det er dårlige forutsetninger for å produsere vannkraft, så får vi mindre kraft og høyere priser i Norge. Uavhengig av hva som skjer i Europa. 

Om de høye prisene i Norge skyldtes at vi eksporterer for mye kraft, så skulle kraftutvekslingen vært høy når prisene er høye, eller like før prisene blir høye om eksporten forårsaker ressursknapphet i det hjemlige markedet. Dette synes ikke å være tilfellet i dag. Nettoutveksling er lav i både august og september, samtidig som prisene er høye.

Historisk sett er nettoutvekslingen meget lav. I perioden 1.september-19.september, er nettoutvekslingen med utlandet på det laveste nivå i år siden 2010. Med ett unntak i 2019, som var et spesielt dårlig år med lite kraftproduksjon og stor import av kraft fra utlandet. For august var utvekslingen lavere i 2021 enn i 2019 også. Prisene har samtidig utviklet seg i motsatt retning fra nettoutveksling.

Vi produserer lite vannkraft. Produksjon i perioden 1.9-19.9, er den laveste i 2021 siden 2016.

Det er lite vann. Fyllingsgraden (vannreservene) er på et historisk meget lavt nivå. 

Den 3.september 2021 var fyllingsgraden i prisregionen for Sør-Norge u/Oslo på 55,5%. Dette er nærmere minimumsnivået på 45,4% på samme tidspunkt for hele perioden 1993-2020, enn middelnivået for samme tidspunkt i perioden 1993-2020 på 81,7%.

Statnett fører statistikk over import og eksport, produksjon og forbruk, priser og fyllingsgraden her: Tall og data fra kraftsystemet | Statnett

Lite vind og mye gass i Europa. I tillegg til de norske faktorene, produseres det lite kraft fra vind på kontinentet som øker etterspørselen etter gass. Gass er avgiftsbelagt fordi den forurenser. Dette gir økte gasspriser, som igjen trekker marginalprisen på all energi opp for hele Europa. Dette berører også nordiske kraftpriser. Disse sammenhengene er godt beskrevet av NRK: Gassmangel sender strømprisene til værs – Norge håver inn – NRK Norge – Oversikt over nyheter fra ulike deler av landet

Ensidig avhengighet svekker grønn omstilling. Når vi bruker fornybar energi er vi mer prisgitt værforholdene enn når vi brenner fossil energi. I Norge er vi i for stor grad ensidig avhengig av vann. Tilsvarende er Europa for ensidig avhengig av vind.

Konsekvensen av dårlige produksjonsforhold for fornybar energi, er økt bruk av gass og større inntekter til olje- og gasselskaper, samtidig som kraftkrevende industri får økte kostnader og lavere lønnsomhet.

I dag preges prisene av tre gjensidig forsterkende faktorer som inntreffer samtidig. Det er lite vannkraft i Norge. Det er lite vindkraft i Europa. Det er en større bruk av gass.

En prissituasjon som den vi ser i dag må derfor forebygges med en differensiert kraftproduksjon flere steder, som drar større nytte av ulike værtyper, gir mer kraft fra flere kilder til fornybar energi og gjøre oss mindre prisgitt én værtype og fossile reserver. 

En for ensidig kraftproduksjon svekker utfasing av fossil energi, svekker omstillingstakten i industrien og bremser kutt av klimagassutslipp.

Grønn omstilling avhenger av et mangfold av kilder til fornybar energi.

Hvert år flyttes det millioner i kraftinntekter fra distriktene der verdiene skapes, og inn til Oslo, Asker og Bærum. Vestland sitter igjen med mindre av sin egen naturressursskatt enn Oslo, selvom Oslo ikke skaper noen selv. Tre grep kan desentralisere over 300 millioner kroner i kraftinntekter.

Fylkeskommunene drifter den viktigst distriktspolitikken. Staten bør derfor avstå 2,5 prosent av grunnrenteskatten på vannkraft til fylkeskommunene, fylkenes naturressursskatt bør prisjusteres og større andeler av den fylkeskommunale naturressursskatten bør bli igjen der naturinngrepene skjer. Dette kan gi 300 millioner kroner til distriktspolitikk i fylkene. Alternativt kan fylkeskommunens andel av vannkraftinntektene samles i en fast andel på fem prosent av statens grunnrenteskatt.

Fylkeskommunene har i dag ansvar for bl.a. videregående skoler, fylkesveier og regional utvikling. Gode skoletilbud er viktig i distriktene, men det er utfordrende å opprettholde mange gode veier til fagbrev og studiekompetanse. Spesielt der avstandene er store og elevgrunnlaget lite. Fylkesveiene har et stort vedlikeholdsetterslep, og veistandarden blir ofte verre jo lengre opp i fjellene du kommer. Regional utvikling er støtte til næringsutvikling i distriktene, og er viktig for å skape nye næringer og arbeidsplasser utenfor byene. Kort og godt er det mye viktig distriktspolitikk som kan og bør gjøres gjennom fylkeskommunen.

Men det er kostbart, og fylkene trenger inntekter. Produksjon av fornybar energi har gitt inntekter til norske lokalsamfunn og distrikter i hundre år. Denne institusjonen må styrkes. Stortinget vedtok hovedlinjene i dagens kraftskatt i 1997, og vraket da AP-regjeringens forslag om å gi fylkeskommunene en andel av grunnrenteskatten. Mot SV og SPs stemmer, ville flertallet i finanskomiteen ha en ren statlig grunnrenteskatt, og heller gi fylkene en naturressursskatt som fordeles gjennom fylkeskommunenes inntektssystem. Dette har skapt en enorm sentralisering av kraftinntektene, fra fylkene til staten, og fra distriktene til sentrale strøk.

Den fylkeskommunale naturressursskatten utgjorde i 2018 246 millioner kroner. Skattesatsen på 0,2 øre/kwh har stått uendret siden innføringen i 1997. Når satsen har stått stille, har den reelle verdien svunnet for hvert år med økonomisk vekst og høyere kraftpriser. En prisjustering ville økt satsen til 0,31 øre/kwh. Dette ville gitt 135 millioner til distriktspolitikk i fylkene.

Dessuten flytter dagens naturressursskatt enorme summer fra distriktene og inn til Oslo, Asker og Bærum. Det er god og konkret distriktspolitikk å rette opp i dette, og la større andeler bli igjen der verdiene skapes. Dette er også nødvendig for å kunne innføre lokal skatt på vindkraft.

Grunnrenteskatt brakte 6,3 milliarder kroner til staten i 2017. En fylkeskommunal andel på 2,5 prosent ville desentralisert 157 millioner kroner av kraftinntektene. Statens inntekter ville fortsatt være på godt over seks milliarder kroner. Et stort løft for fylkene, og nesten umerkelig for staten.

Med disse tre grepene vil fylkene styrkes med 300 millioner kroner til distriktspolitikk. I tillegg vil fylkene som tar størst belastning av kraftproduksjon, sitte igjen med større andeler av inntektene.

I dag vinner Oslo og Viken stort på fordelingen av naturressursskatten. Taperne finner vi i nord, i vest og i sør. 1/3 av naturressursskatten flyttes på mellom fylkene. Noe må fortsatt fordeles. Spesielt mellom fylker i samme landsdel. Men fordelingen bør i større grad gjenspeile hvor kraftproduksjon legger beslag på natur. Ikke minst blir dette viktig for å få til en rettferdig skatt på vindkraft.

I 2018 ble det generert 0 kroner i naturressursskatt i Oslo. Men etter inntektsutjevningen satt Oslo likevel igjen med 27,5 millioner kroner i inntekter fra den fylkesvise naturressursskatten. Akershus kunne plusse 23 millioner kroner på sitt utgangspunkt på to millioner kroner. 52,6 millioner kroner i naturressursskatt på vannkraft gikk til Oslo og Akershus. Samtidig fikk Hordaland og Sogn og Fjordane, der det produseres desidert mest kraft, bare beholde 33 millioner kroner. Før fylkessammenslåingene avstod Sogn og Fjordane, Telemark og Nordland mellom 15 og 20 millioner kroner hver i året. I sør tapte de to agderfylkene 13,4 millioner kroner, mens fylkene i nord gikk 12,7 millioner kroner i minus. Disse er vekstsvake områder som først avstår natur og areal til kraftproduksjon, og som deretter avstår titalls millioner kroner til folkerike områder som allerede har større inntektsgrunnlag.

Oslo kommune har også inntekter fra 80 vannkraftanlegg gjennom Hafslund E-CO. Kun ett av disse, Hammeren på 4,9 MW, ligger i Oslo. Til sammenligning har kraftverket Aurland 1, i tidligere Sogn og Fjordane fylke, en effekt på 840 MW. Dette kraftverket er 200 ganger så stort som Oslos ene kraftverk, det legger beslag på tilsvarende store naturressurser, og skaper desto større verdier til eieren. Og eieren er Oslo kommune. I tillegg til eierinteressene fikk Oslo altså påplusset like store inntekter fra naturressursskatten i 2018 som all naturressursskatt Sogn og Fjordane fylke skapte det samme året.

Dette gir et bilde på hvordan kraftinntektene sentraliseres. En rødgrønn regjering med SV og SP bør være ambisiøse på en mer rettferdig fordeling. Mer må gå fra staten til fylkene, og fra sentrale strøk til distriktene.

Skal vi ha en utslippsfri økonomi, hvor vi erstatter olja og opprettholder levestandarden? Da trenger vi en økt produksjon i fastlandsindustrien som tilsvarer over 200 twh ny elektrisk kraft.

Vi skal bygge en grønn økonomi, kutte utslipp, og gjøre Norge i stand til en tid uten oljeinntekter. Det krever store mengder energi. 205 twh til industrien aleine. 228 twh for å elektrifisere transport og andre næringer i tillegg.

For å få til en grønn økonomi og opprettholde levestandarden, må vi legge til rette for eksportinntekter til landet tilsvarende summen av fastlandsindustrien og olje- og gassnæringen.
Vekst i industriproduksjon må skje elektrisk eller på annen måte med nullutslipp, fordi vi samtidig har utslippsmål og krav til utslippskutt fra fastlandet. 50 prosent utslippskutt i Norge, og ambisjon om å erstatte avhengigheten av olje og gass, gjør at vi ikke ha større utslipp totalt enn i dag, selvom industriaktiviteten skal mer enn fireganges. Innen 2050 skal vi ha kuttet utslipp med 80 prosent fra dagens nivå. Det vil si å gå fra 50 millioner tonn co2e til 10 millioner tonn co2e. Det er mindre enn fastlandsindustrien alene slipper ut i dag.

I dag omsetter fastlandlandsindustri, i bred forstand med alt fra kraftkrevende prosessindustri til gitarkasser og oppdrettslaks, for 220 mrd kroner. For å dekke inntektene tilsvarende eksport fra olje og gass og fastlandsindustri, må vi opp til 950 mrd kroner. 950 mrd kroner tilsvarer snittet eksportrettet fastlandsindustri og olje- og gassutvinningen har utgjort på BNP, siden 1990.
Med en omsetning på 950 mrd kr skal vi produsere eksportvarer til 16 kg co2e per omsatte krone. I dag er utslippet 60 kg pr/kr.

I 1990 var CO2 58 prosent av klimagassutslippene i industrien. I dag er det 94 prosent. «Ekvivalentene» er rasjonert bort. CO2-nivået i industriutslipp er derimot det samme i dag som det var i 1990. Og energibruken, alle energikilder, er på kilowatten den samme. Fordelingen mellom fossil og fornybar energi er også lik i de fleste industrigrener. Det mer enn antyder at det er på energisiden de store omstillingene nå ligger. Lønnsomhet i vannelektrolyse bør være gullstandarden for kraftbehovet i en grønn, ny deal. Da må elektrisk kraft være konkurransedyktig med gass som råstoff.

Statnett hevder vi trenger 30-50 TWh i ny strøm for å elektrifisere størsteparten av dagens fossilbruk (Statnetts rapport «Fra fossilt til strøm»). Skal vi gå fullt elektrisk trenger vi utslippsfri produksjon av hydrogen. Da mener Statnett det behøves 80 TWh utover kapasitetsnivå i 2017. Men disse tallene begrenser seg til dagens næringsstruktur, hvor industriens andel av økonomien er seks prosent, og olje- og gass varierer fra 15 til 24 prosent. Men skal vi øke fastlandsaktiviteten, så økerkraftbehovet proporsjonalt. Tillegg kommer kraftbehovet fra elektrifisering av fossile prosesser, som NVE går igjennom i syv tiltak i fastlandsindustrien. Her viser NVE hvordan direkte elektrifiseringstiltak kan kutte 2,3 millioner tonne co2e i utslipp fra industrien, til en sammenlagt effekt på 1500 MW, eller 12 twh strøm.(NVEs rapport om elektrifisering i fastlandsindustrien)

I dag er det 135 twh i produksjonskapasitet i vannkraft. Av gjenstående potensial i vannkraft, er det ca 45 twh i vassdrag som er eksplisitt fredet. 5-6 twh potensial i oppgradering og utvidelser. Og 24,5 twh i ikke-utbygd vannkraftprosjekter, i følge NVE, gjengitt i NOU 2019:16 «Skattlegging av vannkraftverk» (https://www.regjeringen.no/contentassets/48c20fac986743ab9e91649d5fec645a/nou-2019-16-skattlegging-av-vannkraftverk-2172316.pdf). Det var 3,9 twh i kapasitet i vindkraft i 2018. I dag er det nærmere 10 TWh, i allfall i løpet av året.Om alt påbegynt i vind, og alle konsesjonsgitte prosjekter bygges ut, er det beregnet å være en kapasitet på 17-18 twh i vindkraft.

Det betyr at om vi bygger ut absolutt alt som ikke er fredet innen vann og alt som er planlagt i vind, så mangler vi fortsatt 40 twh til nivået for fullelektrifisert med hydrogenproduksjon.

Energieffektivisering har til nå ikke ført til mindre samlet forbruk, kun mer effektiv bruk som i form av større produksjon i industrien på samme mengde strøm, f.eks. Men det er vedtatt statlige mål om å frigjøre 10 twh gjennom energieffektivisering av offentlig byggmasse. Solkraft er under 1 % av samlet energiproduksjon i Norge, og inntil videre vil effekten av solkraft synes i effekten av ENØK. Det må en ganske stor industriell produksjon av solkraft til før solkraft teller som mer enn innsats i ENØK-tiltak.

Skal vi utvide industriell produksjon utover dagens andel av den norske økonomien, så behøves ytterligere kraft. I dag omsetter industrien for 220 mrd på ca 75 twh. 55 prosent fornybar energi. 45 prosent fossil energi og råstoff som må fases ut. Skal vi ha en industri som matcher olje og gass i omsetning, må vi strekke oss mot et aktivitetsnivå som er nærmere 950 mrd i omsetning. Det betyr, at med dagens energistruktur i produksjonen til grunn, at vi må gange kraftmengden opp til over 300 twh i totalt energiforbruk i industri. Med dagens bruk mellom fornybar energi og fossil til grunn, så vil ca 165 av disse være strøm. 135 Twh vil da være fossil energi, og med energitetthet på 1:0,65 i favør elektrisitet (målet Statnett benytter), kan disse erstattes med 88 twh elektrisitet. Siden dette er et scenario hvor olje- og gass erstattes av fastlandsindustri, kan vi ta bort 8 twh til sokkelen. Trekker vi fra dagens 40 twh som allerede brukes i fastlandsindustrien, er summen for eleketrisitetsbehov i en grønn ny deal, med grønn industri og utslippskutt, ca 205 twh i ny energi. I dag produseres omlag 145 twh på et godt år. 205 twh kommer i tillegg.
I tillegg til dette kommer elektrisitet til transportsektoren, husholdninger og andre næringer. I et fullelektrisk scenario regner Statnett at behovet vil øke med ca 23 twh.

Nasjonalregnskap

Utslipp til luft

Energibruk i industrien

Totalt blir dette et behov for kraft på 228 twh på toppen av dagens forbruk. Vi trenger altså 228 twh ny strøm for å få til en utslippsfri økonomi. Så stor og omfattende er oljeøkonomien i dag. I så stor grad er velstanden vår basert på klimagassutslipp, at det tilsvarer over 228 twh i ny elektrisk strøm.

Du har kanskje sett kumlokkene, eller de imponerende gamle jernovnene fra Ulefoss? Ulefos Jernværk ligger langs Eidselva i Nome kommune, og har vært operativ siden 1600-tallet. Dette gjør bedriften til Norges – og kanskje Europas eldste, virksomme industribedrift.

I dag leverer Ulefos Jernværk cirka 7.500 tonn jernvarer til det norske markedet hvert år. Dette gir et utslipp på 82,500 kilo CO2, mens tilsvarende mengde importert fra Kina gir utslipp på 12,120,000 kilo CO2.

Til tross for at kampen for klimaet er akutt, så taper bedriften markedsandeler til fossile konkurrenter. Bedriften varsler nedbemanning. De opplever at det i norske, offentlige byggeprosjekter gis blaffen i miljøkrav, og at jernvarer fra fossile konkurrenter vinner fram i det norske markedet.

Vi trenger grønn industri som Ulefos Jernværk. Det er derfor ikke av historisk nostalgi eller lokalpatriotisme at varslingen om nedbemanning på landets eldste industribedrift er trist nytt. Det er av hensyn til framtida. Fordi det er et trist vitnesbyrd over vilkårene grønn industri må konkurrere på i Norge i dag.

I rapporten «Raskere energiomstilling: 1,5 C – Hvordan Norge kan gjør sin del av jobben», peker Energi Norge på hvordan energibruken i jernholdig metallindustri har gått kraftig ned de siste tre tiårene, der dagens energibruk er nesten halvert siden 1990. Dette har tidvis skyldtes en redusert etterspørsel, men også energieffektivisering av ulike prosesser. Siden finanskrisen i 2008/2009 har etterspørselen tatt seg opp, og anslås å øke fram mot 2040. Det betyr at effekten av utslippskuttene forutsetter at de bedriftene med lavest utslipp fortsatt er konkurransedyktige. Det er et klimatiltak i seg selv å holde jernverket i live.

Utslippene fra Ulefos Jernværk ble i 2013 anslått til 138 kilo CO2/tonn jern, som kun er ti prosent av hva vi tradisjonelt må regne for produksjon av jern. En av hovedårsakene er tilgangen til egen vannkraft, som gjør at utslipp fra elektrisitetsforbruket er lik null.

Fastlandsindustrien har kuttet utslipp med 39 prosent fra 1990 til 2018. Dette er gode utslippstall, men den reelle klimaeffekten av dette beror seg på hvor store markedsandeler den virksomme industrien konkurrerer seg til etter utslippskutt. Om utslippsreduksjonen bare kommer av at det produseres mindre og industri avvikles samtidig som etterspørselen etter varene øker, så flyttes bare utslippene til andre steder i verden framfor å ha en reell klimaeffekt.

Innkjøpsstrategier og offentlige anskaffelser er derfor helt vesentlig innsats fra offentlige myndigheter for å fremme grønn industri og lavere klimagassutslipp. Og Ulefos Jernværk står som et historisk eksempel på grønn industri som konkurrerer på vannkraft mot fossil brensel. Jo flere markedsandeler en bedrift som Ulefos Jernværk vinner over fossile konkurrenter, jo bedre for klimaet.

Norge skal kutte utslipp med minimum 40 prosent innen 2030. Hvordan legger vi til rette for at den grønneste industrien vinner fram, og hvordan kan vi sikre at lave klimagassutslipp er et konkurransefortrinn for grønn industri?

Hva gjør regjeringen for å sikre at klimahensyn vektlegges ved offentlige innkjøp, og vil næringsministeren vurdere tiltak for å sikre konkurranseevnen til lokale, klimavennlige jernvarer i markedet for offentlige innkjøp?