Ressursrenten (RR), også kalt grunnrente, er den inntekten fra å utnytte en naturressurs som blir igjen etter at alle nødvendige innsatsfaktorer har fått sin markedsmessige avlønning. RR er altså merinntekten av å disponere en naturressurs, eller med andre ord; det man tjener utover det man normalt ville ha tjent ved å investere realkapital i andre virksomheter. Det er flere forklaringer på at naturressurser kan gi positiv RR. Utgangspunktet for alle forklaringene er at naturressurser har en begrenset tilgang (Brekke mfl., 1997). Det betyr at man kan oppnå positiv profitt på grunnlag av en naturressurs over tid, uten at nye tilbydere vil kunne etablere seg. Den begrensede tilgangen kan skyldes knapphet på en ressurs, som for eksempel olje, eller en begrensning fra myndighetenes side, som for eksempel ved vindkraft på land. Det er ikke vinden som her er begrensningen, men arealene som benyttes, og de er underlagt konsesjonsregulering. Også andre næringer kan ha en super-profitt dvs. en avkastning på investert kapital utover normal avkastning. Dette vil som regel kun gjelde midlertidig, da andre aktører over tid vil tiltrekkes av den høye profitten og etablere seg med tilsvarende produkter. Prisen i markedet vil dermed presses nedover og avkastningen i næringen vil falle mot normalavkastningen over tid.
Beregnet ressursrente i vindkraftnæringen 2018-2022
Statistisk sentralbyrå (SSB) har ved flere anledninger beregnet ressursrenten i naturressursnæringene i Norge for Finansdepartementet. Den nyeste beregningen er publisert i Dalen mfl. (2023), der det også er et eget kapittel om vindkraftsektoren. En helt sentral størrelse i beregningen av RR er markedsprisen (spotprisen) for kraften som produseres. Spotprisen har variert mye i de siste årene, både mellom år og basert på hvor i landet kraften produseres. Statnett deler Norge opp i geografiske områder i forbindelse med fastsetting av strømpriser. Norge er inndelt i fem prisområder for strøm; Østlandet (NO1), Sørlandet (NO2), Midt-Norge (NO3), Nord-Norge (NO4) og Vestlandet (NO5). På grunn av kapasitetsskranker på overføringsnettet vil prisene variere mellom prisområdene deler av året. Figur 1 viser gjennomsnittlig vektet årlig spotpris i hvert område med vindkraftproduksjon i perioden 2018-2022. Vestlandet (NO5) har ingen vindkraftproduksjon. Som vi ser av Figur 1, var det særlig lave priser i 2020 og særlig høye gjennomsnittspriser i 2022. I 2022 var det også svært stor variasjon i prisene mellom prisområdene.
I beregningen av ressursrenten finner vi først produksjonsverdien av den samlete kraftproduksjonen. All produksjon for alle timer i døgnet er verdsatt til spotprisen i den samme timen, i det prisområdet kraften ble produsert. Deretter trekker vi fra kostnader i forbindelse med produksjonen (driftskostnader), kapitalslit og normalavkastningen på gjenstående kapital (investeringer fratrukket kapitalslit). Se tabell 1. Vi benytter to ulike anslag på normalavkastningskravet (4 prosent og 7 prosent) Se Boks om flere detaljer om forutsetninger for beregningene.
Tabell 1. Utledning av beregning av ressursrenten i vindkraftnæringen
| Produksjonsverdi (beregnet utfra timesdata for produksjon og spotpriser) |
| - Driftskostnader (arbeidskraft og vareinnsats) |
| - Kapitalslit (beregnet utfra lineær avskrivning over 25 år) |
| - Normalavkastningen på realkapitalen (4 prosent og 7 prosent realavkastning) |
| = Ressursrente (RR) |
Figur 2 viser beregninger av ressursrenten over perioden 2018-2022 ved to ulike avkastningskrav for kapitalen (4 prosent og 7 prosent).
Som vi ser av Figur 2 blir ressursrenten noe lavere ved bruk av 7 prosent normalavkastningskrav fremfor 4 prosent. I begge tilfeller var RR negativ i 2018-2020. RR var særlig negativ i 2020. I 2022 ser vi en markant økning i RR i forhold til tidligere år i perioden. Siden prisene var uvanlig lave i 2020 og uvanlig høye i 2022, sammenlignet med historiske tall, kan det være ønskelig å vurdere hva RR vil bli i et år med mer normale priser.
Ressursrente i et normalpris-år
For å få et bilde av hva ressursrenten kan bli i et normalpris-år har vi beregnet RR ved kontrafaktiske priser. Etter at Dalen mfl. (2023) ble publisert har Norges vassdrags- og energidirektorats (NVE) publisert langsiktige kraftmarkedsanalyser (NVE, 2023). Vi har tatt utgangspunkt i deres anslag på fremtidige kraftmarkedspriser for å beregne hva RR i 2022 ville vært ved ulike prisanslag, gitt at produksjonskapasiteten og produksjonen hadde vært den samme som i 2022. Prisanslagene finnes som vedlegg til NVE (2023a), se arkfanen «Kraftpriser Norden» i Vedlegg LA23. NVE oppgir anslag på gjennomsnittlige uvektede spotpriser i hvert prisområde for tre ulike år (2030, 2035 og 2040) i en basisbane (Basis) og i to baner med hhv lavere og høyre anslag på brensels- og CO2-priser enn i basisbanen (Høy og Lav). Vi tar NVEs anslag som en premiss for våre beregninger. Vi har ikke gjort noen vurderinger av deres analyser eller sannsynligheten for at de ulike prisbanene inntreffer.
Prisene som oppnås på uregulerbar kraftforsyning, som vindkraft, vil normalt ligge noe under prisene man får for den regulerbare kraften, der produksjonsvolumet typisk vil øke i perioder med høy etterspørsel og høye priser. På den annen side blåser det mer om vinteren enn om sommeren, slik at det jevnt over produseres mer vindkraft når prisen er høy (vinter) enn når prisen er lav (sommer).
Prisen som vindkraften oppnår i forhold til gjennomsnittsprisen vil typisk variere mellom prisområder og være lavere der andelen vindkraft i forhold til annen kraftproduksjon er stor siden det ofte blåser samtidig over store områder (kannibaliseringseffekten). Et mål på vindkraftens økonomiske prestasjon er verdifaktoren som måler volumvektet spotmarkedspris på vindkraften i forhold til gjennomsnittlig (uvektet) spotmarkedspris. Siden 2022 var et spesielt år også med hensyn til prisutvikling gjennom året har vi benyttet et snitt for de tre siste årene for å beregne verdifaktoren. Fra Finansdepartement (2023) finner vi at gjennomsnittlig verdifaktor for perioden 2020-2022 var hhv 97 prosent i Østlandet, 100 prosent i Sørlandet, 90 prosent i Midt-Norge og 102 prosent i Nord-Norge. Vi legger dette til grunn når vi beregner produksjonsverdien for vindkraft basert på kraftprisanslagene fra NVE.
I Figur 3 og 4 viser vi RR for de ulike prisanslagene for hhv en normalavkastningsrente på 4 prosent og 7 prosent, i tillegg til beregnet RR for 2022.
Figurene viser at det er stor usikkerhet rundt hva en kan forvente om prisene, basert på NVEs prisprognoser, og at prisene antas å falle fra 2030 til 2040. Vi ser også at 2022 var et ekstremår i forhold til hva NVE legger til grunn for anslag på fremtidige priser i basisalternativene. Anslaget for høye priser i 2030 vil imidlertid gitt en betydelig høyere RR enn det vi observerte i 2022.
Det er også verdt å merke seg at i beregningene av RR i Figur 3 og 4 har vi brukt de fremtidige prisanslagene fra NVE, mens kapasiteten i vindkraftnæringen og produksjonen fordelt over prisområdene er slik den var i 2022. Figurene viser derfor ikke direkte hva en kan forvente av RR i vindkraftnæringen fremover, siden fremtidig investeringer i vindkraft kan påvirke både kapitalkostnaden i næringen og realisert pris på vindkraft i forhold til gjennomsnittsprisen i markedet. I NVEs prisbaner legges det til grunn økt produksjon av vindkraft både i Norge og i landene rundt, noe som gjør at oppnådd pris for vindkraft reduseres mer enn gjennomsnittsprisen.
Figurene kan tolkes som at dersom prisen i 2022 hadde vært mer på linje med NVEs basisalternativ for fremtidige priser, så ville vi hatt en positiv RR i 2022 ved bruk av 4 prosent avkastningskrav, men betydelig mindre enn den realiserte RR i 2022. Ved bruk av 7 prosent avkastningskrav ville en pris tilsvarende basisprisen i 2040 gitt en negativ ressursrente, men positiv ressursrente dersom basisprisanslaget for 2030 og 2035 ble lagt til grunn. Vi observerer også fra Figur 3 og Figur 4 at selv om forutsetningene om normalavkastningskrav påvirker anslaget på RR, så har det liten effekt i forhold til det store utfallsrommet for realiserte markedspriser på kraft.
Produksjonsverdi: Timesdata for produksjonen er hentet fra Norges vassdrags- og energidirektorats (NVEs) hjemmesider (NVE, 2023b). Timesdata for engros spotpriser i hvert prisområde er hentet fra Nord Pools, day-ahead priser. Driftskostnader: Vi har brukt kostnadsanslag fra NVE, som er beregnet ut fra innsamlet informasjon fra vindparkeiere (NVE, 2023c). Denne inkluderer kostnader i forbindelse med produksjonen, inkludert kostnader i forbindelse med bruk av grunn, altså kompensasjon til grunneier og eiendomsskatt. Vi behandler hele denne utgiften som en del av kostnadene ved produksjonen. Investeringskostnader: Vi benytter kostnadsanslag fra NVE, basert på innsamlet informasjon fra vindparkeierne (NVE 2023c). Kostnadene ved investeringer varierer noe over tid. I kostnadsanslaget for de enkelte år har NVE beregnet investeringskostnader for kraftverk som ble ferdigstilt det året, ikke de som er under bygging. Kapitalslit/avskrivninger: Beregnet ved lineære avskrivninger ved antatt 25 års levetid. Avkastningskrav/diskonteringsrente/kalkulasjonsrente. Vi har brukt 4 % og 7 % realrente (før skatt) i våre beregninger. Avkastningskravet til kapital er utførlig diskutert i Finansdepartementet (2012) som anbefaler, for offentlige prosjekter med normal risiko og en horisont på mindre enn 40 år, å bruke en realavkastning på 4 %. De legger til grunn en risikofri rente på 2,5 % og en risikojustering på 1,5 %. På den annen side heter det også i Finansdepartementet (2012) at for prosjekter med høy systematisk risiko vil det være riktig å bruke en kalkulasjonsrente som er høyere. Olje og energidepartementet (OED) bruker 7 % realrente i vurderingen av såkalte «Plan for utbygging og drift (PUD)» for nye oljefelt, se OED (2018). Finansdepartementet (2017) viser til et markedsbasert avkastningskrav på 6,5 % for vannkraftinvesteringer. For basisberegninger av kostnader ved kraftproduksjon benytter NVE 6 % diskonteringsrente, etter anmodning fra Olje- og Energidepartementet (NVE, 2019).
Referanser:
Brekke K. A., Lone, Ø. og T. Rødseth (1997): Økonomi og Økologi, ad Notam Forlag.
Dalen, H. M., M. Greaker og C. Hagem (2023) Ressursrenten i naturressursnæringene i Norge 1984-2022 – med eget kapittel om vindkraft, Rapport 2023/34, Statistisk sentralbyrå.
Finansdepartementet (2012): Samfunnsøkonomiske analyser, NOU 2012:16.
Finansdepartement (2023): Prop. 2 LS (2023–2024) Grunnrenteskatt på landbasert vindkraft.
NVE (2019): Kostnader ved kraftproduksjon 2018, Faktaark 7/2019 (PDF) (nve.no)
NVE (2023a): Langsiktige kraftmarkedsanalyser. https://www.nve.no/energi/analyser-og-statistikk/langsiktig-kraftmarkedsanalyse/langsiktig-kraftmarkedsanalyse-2023/
NVE (2023b): Data for utbygde vindkraftverk i Norge https://www.nve.no/energi/energisystem/vindkraft/data-for-utbygde-vindkraftverk-i-norge/
NVE (2023c): Tallgrunnlag og framskriving av kostnader for vindkraft frem til 2025 og 2040 i statsbudsjettet 2023. https://www.nve.no/media/16310/tallgrunnlag-og-framskriving-av-kostnader-for-vindkraft-til-2025-og-2040-i-statsbudsjettet-2023.pdf
OED (2018). Prop. 80 S (2017–2018). Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten.