Meld feil

Innst. O. nr. 62 (1995-1996)

Vis hele publikasjonen på en side

Vedlegg: Rapport til finanskomiteen fra utvalget nedsatt av Stortingets finanskomité i forbindelse med behandlingen av Ot.prp. nr. 23 (1995-1996) , om skattlegging av kraftforetak, datert 15. april 1996.

UTVALGSRAPPORT

Vedlagt følger rapporten fra utvalget nedsatt av finanskomiteen i forbindelse med behandlingen av Ot.prp. nr. 23 (1995-1996) , jf. oppnevningsbrev datert 19. mars 1996.

Utvalget er samstemmig i sine konklusjoner.

Representanter fra Finansdepartementet og LVK har deltatt i flere av utvalgets møter. Den endelige rapporten har imidlertid ikke vært forelagt disse.

Kristian Løkke,	Asbjørn Rødseth.	Leif Jarle Aase.
leder.

Rapport Utarbeidet av: Utvalg nedsatt av Stortingets finanskomité i forbindelse med behandling av Ot.prp. nr. 23 (1995-1996) om skattlegging av kraftforetak.

INNHOLD

0.	Sammendrag og konklusjon	99

1.	Innledning	99

2.	Utvalgets tolkning av mandatet	100

3.	Sammendrag av sentrale punkt i Ot.prp. nr. 23 (1995-1996)	101

4.	LVKs innsigelser mot Finansdepartementets provenyberegninger	103

5.	Modellen kraftskatt	104

6.	Egnetheten i materialet	105
	6.1 Representativitet av datagrunnlaget	105
	6.2 Sentrale forutsetninger	106
	6.3 Fastsetting av skattemessige åpningsbalanser	108
	6.3.1 NVEs metode for beregning av gjenanskaffelseskostnad	109
	6.3.2 Nivået på avskrivningsgrunnlaget	110
	6.3.3 Prisindekser og anslag på gjenanskaffelseskostnad	112

7.	LVKs benyttede modell	112

8.	Forskjeller i resultatene av beregningene	113

9.	Nærmere om eiendomsskatten og skatt på vannkraftinntekt	115
	9.1 Eiendomsskatt for eldre verk	115
	9.2 Vannkraftinntekten	116
	9.3 Usikkerheten for kommunene	118

0. SAMMENDRAG OG KONKLUSJON

Finansdepartementet har brukt modellen KRAFTSKATT utviklet av Statistisk sentralbyrå til å beregne hvilket skatteproveny det foreslåtte skattesystemet vil gi for ulike skattearter og skattekreditorer på aggregert nivå. Utvalget har funnet at modellen er godt egnet til dette formålet. Pga at forslaget til nye skatteregler vil gi ulike resultat for de enkelte kommunene, vil utvalget advare mot å generalisere fra konsekvenser for enkeltkommuner til konsekvenser for kommuner i alminnelighet.

Utvalget har sammenlignet hva modellen i gjennomsnitt gir av skatt til kraftkommunene med de beregningene LVK har lagt fram for et « gjennomsnittlig » kraftverk. Modellen gir kommunene 1,39 øre/kWh i takstbasert skatt (skatt på vannkraftinntekt og eiendomsskatt) fra kraftproduksjon, mens anslagene som LVK har lagt fram for et « gjennomsnittlig » kraftverk er på 1,25 øre/kWh. Forskjellen er på ca 10 prosent og kan lett forklares ved forskjeller i forutsetninger om kraftpris, nettkostnader og avskrivningsgrunnlag. I tillegg til takstbasert skatt kommer overskuddsskatten. Dette tillegget er i KRAFTSKATT beregnet til 0,24 øre/kWh, mens kraftkommunen ikke har beregnet overskuddsskatt.

Noe overraskende er det større avstand mellom departementet og kommunene når det gjelder anslagene på hva dagens skattesystem vil gi. Forskjellen skyldes her ulik metode. Departementet har tatt utgangspunkt i faktiske skatter i 1992 og justert tallene for senere pris- og avgiftsendringer. Kommunene har laget anslag på skattene bygd på hypotetiske forutsetninger. Begge metodene kan ha feilkilder. For et « gjennomsnittlig » kraftverk gir kommunenes tall en nedgang i takstbasert skatt på 32 prosent. Med kommunenes egne anslag for fremtidig skatt, blir nedgangen redusert til et sted mellom 10 og 22 % om en legger departementets tall for dagens skattesystem til grunn. I tillegg vil kommunene få overskuddsskatt som reduserer nedgangen.

Som nevnt, er det lagt til grunn ulike forutsetninger ved beregningen av skatt etter det nye systemet. Viktigst for forskjellen i resultat er nettkostnadene. Departementet har her tatt utgangspunkt i faktiske kostnader i 1993, LVK i en sjablongmessig forutsetning. Utvalget har vurdert opplysninger om nettkostnadene på grunnlag av data fra Statnett, og de generelle prinsippene for tariffering, og LVKs tall ser ut til å være for høye. Det kan være noe usikkerhet om hvor stort avskrivningsgrunnlaget blir, men departementets anslag på de gjennomsnittlige avskrivningene virker forsvarlig.

Utvalget presenterer ikke konkrete beregninger for navngitte enkeltkommuner. En grunn til det er at utvalget innenfor tidsfristen ikke hadde kapasitet til å innhente de nødvendige opplysningene og til å utarbeide anslag med tilstrekkelig kvalitet. Utvalget har i stedet forsøkt å belyse noen sentrale problemstillinger på kommunenivå ved hjelp av enkle eksempler. En del beregninger har vist en sterk nedgang i eiendomsskatten for kommuner med eldre kraftverk. Etter utvalgets oppfatning har disse beregningene brukt en metode som er for sterkt forenklet, og som gir en systematisk og sterk undervurdering av eiendomsskatten fra eldre kraftverk.

Andre beregninger for enkeltkommuner med relativt nye, dyre kraftverk har vist at disse kan få svært lav vannkraftinntekt. Utvalget har gjort rede for hvorfor vannkraftinntekten etter forslaget vil komme til å variere sterkt fra kraftverk til kraftverk. Det finnes noen få eksempler på ekstremt dyre kraftverk der vannkraftinntekten kan komme ned mot null, men selv relativt dyre kraftverk ser ut til å få en vannkraftinntekt som ikke er mer enn 25 prosent under landsgjennomsnittet. I en del beregninger foretatt for enkelte kommuner har avskrivningsgrunnlaget i åpningsbalansene (gjenanskaffelseskostnadene) blitt anslått ved å multiplisere historisk kost med konsumprisindeksen. Fordi prisstigningen på kraftanlegg ifølge NVEs indeks har vært langt mindre enn stigningen i konsumprisindeksen, gir denne metoden for høye anslag på avskrivningsgrunnlaget i åpningsbalansen. Skatteinntektene blir dermed undervurdert for kommunene.

Beregninger gjort på vegne av utvalget indikerer at mottakere av grunnrenteskatt vil bære den store risikoen ved svingninger i priser og takstbaserte inntekter. Samlet proveny til kommunene viser en klart mer stabil tendens. Dette har sammenheng med at eiendomsskatt og skatt på vannkraftinntekt tilfaller kommunene. Variasjoner her synes å ha en utlignende effekt for kommunene.

Utvalget vil understreke at beregninger av virkningene av en framtidig endring i skattesystemet alltid må bygge på en stor grad av skjønn, og at det uunngåelig vil være usikkerhet knyttet til resultatet. Grunnlaget for skattleggingen, regnskapet og takster, bygger også på skjønn. Forutsetningene for departementets beregninger kan diskuteres. Uansett hvor mye som er gjort, er det alltid mulig å legge ned mer arbeid i å forbedre vurderingsgrunnlaget. Utvalget mener at departementets beregninger har vært i samsvar med god praksis på området og er basert på et skjønn som kan forsvares.

1. INNLEDNING

I forbindelse med behandlingen av Ot.prp. nr. 23 (1995-1996) , Om skattlegging av kraftforetak, oppnevnte Stortingets finanskomité i brev av 19. mars 1996 et utvalg med tre medlemmer fra ulike fagmiljø. Utvalget besto av avdelingsdirektør Kristian Løkke (leder), professor Asbjørn Rødseth og statsautorisert revisor Leif Jarle Aase. Overingeniør Jan Slapgård, NVE, har fungert som utvalgets sekretær.

Mandatet til utvalget er gitt i brev av 6. mars 1996 fra finanskomiteen til Nærings- og energiminister Jens Stoltenberg;

« Utvalget skal i samråd med Finansdepartementet og LVK søke å avklare hvorfor de ulike proveny-beregningene har gitt forskjellig resultat. I forbindelse med dette arbeidet vil det f.eks være nødvendig å vurdere:

-	egnetheten til datamaterialet som er lagt til grunn for beregningene

-	modellen og de forutsetningene som ligger til grunn for Regjeringens beregninger av virkningene av forslagene i Ot.prp. nr. 23 og tilsvarende en vurdering av de modeller og forutsetninger LVK har lagt til grunn for sine beregninger.

-	usikkerheten i anslagene for de ulike skatteartene og for de ulike skattekreditorene og hvor stort utslag endring av ett parameter vil kunne gi

-	virkningene for enkeltkommuner og enkeltselskaper basert på et tilfeldig utvalg

Eventuelle vurderinger bør presenteres i form av eksempler. »

Utvalgets innstilling ble i oppnevningsbrevet forutsatt lagt frem for finanskomiteen innen 15. april 1996.

Et sentralt punkt i innledningsfasen av utvalgets arbeid har vært tilgangen til datagrunnlaget og provenyberegningene.

I brev av 13. mars 1996 fra Nærings- og energiministeren til finanskomiteen peker statsråden på at dataene fra kraftselskapene som er samlet inn inneholder opplysninger som ikke er alminnelig kjent gjennom offentlige regnskaper mv. Under innsamlingen ble det derfor presisert at dataene skulle behandles konfidensielt. Statsråden uttrykker derfor at departementet legger stor vekt på at datamaterialet håndteres slik at tilliten mellom myndighetene og kraftforetakene opprettholdes. Videre pekes det i brevet på at det, med utgangspunkt i at dataene ble lagt inn i en EDB-basert skatteberegningsmodell hos SSB, var nødvendig med en konsesjon fra Datatilsynet til å opprette personregister for dette formålet. Statsråden presiserer derfor at det er behov for en avklaring fra Datatilsynet vedrørende tredje parts tilgang til beregnede provenyresultater.

Med dette som utgangspunkt, antar statsråden, med forbehold om endelig avklaring fra Datatilsynet, at utvalgets og sekretariatets medlemmer får tilgang til datamaterialet, og at de i den forbindelse undergis taushetserklæring. Statsråden forutsetter i brevet at dersom utvalget skal presentere provenyberegninger, må dette skje på en måte som fullt ut ivaretar hensynet til anonymitet.

Datatilsynet har i brev av 25. mars 1996 til NOE uttalt at « (det) ikke kan se at konsesjonen av 6. desember 1994 er til hinder for en utlevering av dette materialet til et Stortingsoppnevnt ekspertutvalg og dets sekretariat, så framt opplysningene skal brukes til det samme formål registeret ble opprettet for. »

I brev av 20. mars 1996 fra finanskomiteen til Nærings- og energiministeren anmoder komiteen statsråden om å ta kontakt med kraftforetakene og brukseierforeningene med sikte på å få deres aksept for at datamaterialet også kan gjøres tilgjengelig for de to representantene for LVK som deltar i utvalgets arbeid.

Av brev av 2. april 1996 fra statssekretæren i Nærings- og energidepartementet til finanskomiteen, fremgår det at av de 28 som har blitt spurt, har 19 selskap ikke akseptert at LVKs representanter blir gitt innsyn i datamaterialet, 5 har gitt sitt samtykke mens 3 ikke hadde svart. Det angis i brevet at den manglende aksept bl.a. har vært motivert ut fra at LVK organiserer foretakenes motparter i skattesaker. Det er i brevet forutsatt at representantene fra LVK underlegges de samme krav til taushet som utvalgets medlemmer. Utvalget har tolket brevet slik at dette kravet under enhver omstendighet innebærer at utvalget i sin presentasjon fortsatt må ivareta hensynet til anonymitet.

Utvalget, inklusive representanter fra LVK og Finansdepartementet, hadde sitt innledende møte med leder i finanskomiteen og saksordføreren 19. mars 1996. Ut over dette har utvalget i sitt arbeid hatt 7 møter. 2 møter er avholdt hvor representanter fra både LVK og Finansdepartementet har deltatt. SSB deltok i ett av disse møtene for å presentere sin modell. Ett møte er avholdt mellom utvalget, representantene for LVK og én representant for Hydrologiservice som er det selskapet som har utført hoveddelen av beregningene for LVK og enkeltkommuner.

Utvalget har i sitt arbeid også fått tilgang til utredninger/dokumentasjon utarbeidet av enkelte kraftselskap i forbindelse med den foreslåtte skatteendringen. Dette materialet har blitt gjort tilgjengelig for utvalget under forutsetning av at det bare ble fordelt blant utvalgets tre medlemmer og sekretariat.

SSB har gjennomført flere beregninger basert på forutsetninger gitt av utvalget. Utvalget vil takke Erik Fjærli for hans bistand.

2. UTVALGETS TOLKNING AV MANDATET

I utvalgets innledende møte med finanskomiteens leder og saksordfører, ble det fra disse to lagt vekt på at utvalget spesielt måtte konsentrere seg om forhold hvor det var uenighet mellom involverte parter, samt årsaker til og konsekvenser av uenighetene. Utvalget har derfor lagt vekt på å klarlegge uenighetene.

Den refererte uenigheten mellom partene har bare vært knyttet til forhold relatert til kraftproduksjonen. Dette har gjort at utvalget ikke har gått inn på forhold knyttet til nettvirksomheten ut over det som gjelder kraftverkenes nettkostnader.

Representantene fra LVK har i notat av 26. mars 1996 til utvalget presentert en oversikt over punkter hvor foreningen har innsigelser mot Finansdepartementets provenyberegninger. Et eget sammendrag av hovedinnholdet i notatet er gitt i punkt 4 i rapporten.

I gjennomføringen av sitt arbeid har utvalget måttet legge spesiell vekt på tidsaspektet.

Et punkt i mandatet var å beregne virkningen for enkeltkommuner og enkeltselskap basert på et tilfeldig utvalg. Utvalget har valgt ikke å gå nærmere inn på dette ut fra følgende forhold;

Nærings- og energiministeren har i det refererte brevet av 13. mars 1996 forutsatt at presentasjonen av provenyberegninger må skje på en måte som fullt ut ivaretar hensynet til anonymitet. Utvalgsmedlemmene og sekretariatet har også undertegnet taushetserklæringer i forbindelse med tilgangen til materialet, og kan av den grunn ikke kommentere enkeltforhold nærmere med kildereferanse til taushetsbelagt informasjon.

Skulle utvalget gått inn på beregninger for enkeltkommuner og -selskap, måtte det settes i gang et omfattende arbeid som det av tidsmessige grunner ikke ville være realistisk å gjennomføre innenfor rapporteringsfristen. Det må her understrekes at slike beregninger må gjennomføres med betydelig krav til nøyaktighet, hvor virkelige og konkrete forhold hensyntas. Generelle forutsetninger kan gi et svært misvisende bilde av faktiske forhold både for angjeldende kommune og selskap. På et aggregert nivå vil likevel forutsetninger kunne ha generell utsagnskraft fordi de vil være gyldige for bransjen som gjennomsnitt.

Data for det formål å uttale seg om forhold på kommune- og selskapsnivå vil måtte samordnes, både med hensyn til beregningsmodellen til SSB, og det enkelte selskap fordelt ned på skatteobjekt pr. kommune. Det er sjelden at et kraftverk bare strekker seg over én kommune og samtidig er eid av et selskap som bare eier kraftverket, og ikke har annen virksomhet innen andre områder. Starter man med et kraftverk i én kommune, vil man finne at eieren også har kraftverk i andre kommuner, noen ganger i sameie med andre interessenter. Det er nødvendig å se alle disse aktivitetene i sammenheng for å beregne overskuddsskatten. I tillegg måtte det velges et tilstrekkelig antall selskap for at dataene skulle bli tilstrekkelig pålitelige på et aggregert nivå. Utvalget har ikke sett at dette lar seg gjennomføre innenfor den angitte fristen.

Et annet moment vil være at det i seg selv kan være vanskelig å få frem et ensartet grunnlagsmateriale fra enkeltselskap. Det kan knytte seg usikkerhet til hvilke regnskapsprinsipper som er anvendt i det enkelte selskap, særlig med hensyn til aktivering eller kostnadsføring knyttet til varige driftsmidler. Eksempelvis kan kostnadsføring av renter i byggeperioden nevnes. Ved aktivering på nyanlegg kan renter utgjøre et eget kostnadselement på 20 - 30 % av totalkostnaden. Et annet element vil være at energiverk som har fulgt kommunale regnskapsprinsipper i 1992/93 la om sine regnskap til regnskapslovens vurderingsregler. Datatilfang og historikk før dette tidspunktet vil dermed være beheftet med usikkerhet pga forskjeller i metodene tilknyttet de ulike regelverkene. Dette er av særlig betydning for avskrivningsgrunnlaget som må bygge på data vesentlig eldre enn 1992.

Utvalget har i tillegg kommet til at de viktigste uenighetene om virkningene for kommunene kan belyses på et generelt grunnlag, og ved hjelp av eksempler på hvordan de enkelte skatteartene virker.

3. SAMMENDRAG AV SENTRALE PUNKT I OT.PRP. NR. 23 (1995-1996)

Utvalget har i dette punktet søkt å sammenfatte sentrale punkt i proposisjonen. Av begrensningsmessige hensyn er det lagt vekt på punkt knyttet til utvalgets mandat, jf pkt 1 foran.

Proposisjonen legger til grunn at vannkraftressursene skal forvaltes til beste for hele samfunnet. Forslaget til nytt skattesystem er forutsatt å skulle bidra til økt avkastning av ressursen, og sikre en effektiv utbygging og drift av ressursen tilpasset de nye rammebetingelsene gitt av energiloven.

Forslaget til nytt skattesystem forutsetter at skatten skal bli mer avhengig av lønnsomheten, og mer i tråd med prinsippene i skattereformen fra 1992. Det er i arbeidet med forslaget lagt vekt på å ivareta hensyn til at skattesystemet skal medføre minst mulig vridninger, oppfattes som rettferdig, være enkelt og at det kan ligge fast over tid. Videre skal skattesystemet ivareta visse mål knyttet til fordeling og proveny. Finansdepartementet har i sin utforming av forslaget også lagt stor vekt på å oppnå en administrativ forenkling i forhold til dagens system.

Forslaget omfatter flere skatter for kraftproduksjon;

-	Skatt på alminnelig inntekt i hovedsak som for andre virksomheter. Skatten for offentlig eide foretak fordeles med 17,75 % til kommunene, 4,5 % til fylkeskommunen og 5,75 % til staten (fellesskatt).

En takstbasert skatt på vannkraftinntekt tilordnet kraftverket. Vannkraftinntekten beregnes som 35 % av den takserte bruttoinntekten. Bruttoinntekten fastsettes på grunnlag av normerte salgsinntekter (et rullerende gjennomsnitt over de siste 5 årene av faktisk spotmarkedspris x faktisk produksjon i kraftverket i tilhørende tidsavsnitt), med fradrag for ordinære driftsutgifter, eiendomsskatt, konsesjonsavgifter og avskrivninger. (Konsesjonskraft skal verdsettes til konsesjonskraftprisene). Foretakene skal betale skatt til kommunen på grunnlag av vannkraftinntekten hvis denne er høyere enn foretakets alminnelige inntekt tilordnet kommunen. Foretakene får anledning til å fremføre (med rente) differensen mellom skatt på vannkraftinntekt og tilordnet overskudd, og vil ha krav på å få tilbakebetalt skattedifferansen når skatt på alminnelig inntekt blir høyere enn vannkraftinntekt. Skatteøret er som for alminnelig inntekt.

Skatt på grunnrente tilordnet kraftverket. Grunnlaget for grunnrenteskatten fastsettes på samme måte som for bruttoinntekten når det gjelder vannkraftinntekten med den forskjell at det bare legges til grunn årets spotpriser og produksjon. For å skjerme normalavkastningen gis det i tillegg et fradrag for friinntekt definert som produktet av skattemessig bokført verdi på driftsmidler og en normrente. Skattesatsen er 30 % fordelt med 28,5 og 1,5 prosentenheter på hhv staten og fylkeskommunen.

Det foreslås presiseringer i retningslinjene for eiendomsskatten med sikte på at takstene bedre skal treffe markedsverdien. Inntektene i grunnlaget for eiendomsskatten beregnes på samme grunnlag som for vannkraftinntekten, men regnet som nåverdi over uendelig tid. Det gis fradrag for nåverdien av fremtidige utskiftingskostnader for hvert driftsmiddel i gjenstående levetid. Driftsutgifter, eiendomsskatt og grunnrenteskatt, det siste beregnet som et rullerende gjennomsnitt over 5 år, er fradragsberettiget. Disse fradragene gis som nåverdi over uendelig tid. Eiendomsskatten går i sin helhet til kommunen etter en skattesats som varierer i området 0,2-0,7 %. Omfanget av og gjenstående levetid for eksisterende driftsmidler fastsettes ved befaring.

Fomuesskatten for offentlig eide kraftforetak i det nåværende systemet er foreslått avviklet i tråd med det som gjelder for aksjeselskaper etter skattereformen 1992. Produksjonsavgiften faller også bort iht. forslaget.

Skatteørene for kommuner og fylkeskommuner i forbindelse med overskuddsskatten i offentlig eide kraftforetak er høyere i forslaget enn hva som gjelder for andre etterskuddspliktige skatteytere. Departementet har begrunnet dette ut fra at selve omleggingen av kraftverksbeskatningen ikke skal redusere kommunenes og fylkeskommunenes skatteinntekter fra kraftsektoren, og må særlig ses i sammenheng med forslaget om å oppheve formuesskatten.

Departementet anser at forslaget om vannkraftinntekt sikrer kommunene en nedre stabilitet i inntektsskatten fra kraftforetak.

Departementet foreslår at alle driftsmidlene i kraftproduskjon skal være avskrivbare med unntak av veier mv. Selv om dammer og tunneler fysisk kan ha en uendelig levetid, peker departementet bl.a. på at teknisk utvikling og strukturelle endringer i kraftmarkedet gjør at disse driftsmidlene likevel har en økonomisk depresiering.

Departementet har begrunnet sitt valg av historiske observerte priser som grunnlag for normpriser bl.a. ut fra hensynet til å redusere innslaget av skjønn og vilkårlighet, og for å øke forutsigbarheten. Når det gjelder beregningen av normprisen tar departementet utgangspunkt i at normerte salgsinntekter på en best mulig måte bør reflektere markedsverdien av det enkelte kraftverks produksjon. Bruk av spotmarkedspriser i et effektivt marked for fastsettelse av normerte salgsinntekter vil i flg. departementet medføre at kraften verdsettes likt uavhengig av produsent, og at skattegrunnlaget ikke påvirkes av den enkeltes produsents prising av kraft. Bruk av kontraktsmessige priser som alternativ inneholder etter departementets oppfatning flere svakheter, bl.a. at kontrakter normalt vil være knyttet til foretaket, og ikke til det enkelte kraftverk som skal være tilordningsobjekt for de normprisbaserte skatteartene i forslaget. Bruk av kontraktspriser vil normalt heller ikke uttrykke særskilte karakteristika i det enkelte kraftverk (reguleringsevne, mv.). Departementet peker også på at det i et effektivt marked normalt vil være sammenheng mellom kontrakts- og spotmarkedsprisene.

Ved overgang til nytt skattesystem som foreslått, må det etableres skattemessige åpningsbalanser for de offentlige eide kraftforetakene. Departementet foreslår at det kan brukes gjenanskaffelseskostnader for driftsmidler i kraftverket, regnet i dagens priser, redusert med de foreslåtte avskrivningene fra investeringstidspunktet. Alternativt kan det velges historisk kost som verdisettingsprinsipp for foretakets driftsmidler i den grad denne kan dokumenteres. Anledningen til å velge mellom de to alternativene skal gjelde for hvert enkelt driftsmiddel. Adgangen til å få fastsatt nye skattemessige verdier for viktige driftsmidler i kraftverket ut fra gjenanskaffelseskostnad gjøres også gjeldende for privat eide kraftverk. Når det foreslås bruk av prinsippet om gjenanskaffelseskostnad, henger dette sammen med at det for mange kraftforetak som prosentlignes etter dagens regler vil være umulig, eller uforholdsmessig vanskelig å fremskaffe dokumentasjon av de historiske kostnadene fordi de i stor grad har ført regnskap etter kommunale regnskapsprinsipper. I tillegg pekes det i proposisjonen på at det i forbindelse med introduksjon av grunnrentebeskatningen må fastsettes eventuell fremførbar friinntekt dersom historisk anskaffelseskostnad benyttes som prinsipp, og at en slik fastsetting vil måtte bli komplisert.

For fremtidige gjenanskaffelseskostnader i forbindelse med fastsetting av grunnlaget for eiendomsskatten, foreslår departementet at denne settes lik historisk investeringskostnad justert for inflasjon målt ved konsumprisindeksen frem til takseringsåret. Inntil nye investeringer er foretatt, forutsettes det brukt samme grunnlaget som i den skattemessige åpningsbalansen (justert for inflasjon). Departementet antar at gjenanskaffelseskostnaden i de fleste tilfellene vil gi en høyere skattemessig åpningsbalanse enn historisk kost.

For å analysere de økonomiske konsekvensene av forslaget er det benyttet en modell, KRAFTSKATT, utviklet av SSB på oppdrag fra Finansdepartementet og Nærings- og energidepartementet. Datagrunnlag er samlet inn fra de største kraftforetakene og omlag 80 % av samlet kraftproduksjon. Fordelingen mellom offentlige og private eiere er omlag som faktisk total kraftproduksjon, dvs. hhv 85 og 15 %. For en nærmere beskrivelse av modellen, henvises det til et eget punkt i utvalgets rapport.

Resultatene fra beregningene gjort for produksjonsvirksomheten i forbindelse med proposisjonen kan i korthet sammenfattes som følger;

Det kan oppstå betydelige forskjeller i utlignet skatt mellom kraftverk som i dag har samme skattekostnader. Kraftverkene med ulike utbyggingskostnader skattes i dagens system likt dersom de ellers er like mht produksjonskapasitet, reguleringsevne, alder mv. Det tas i dagens system heller ikke særlig hensyn til eventuelle forskjeller mellom kraftverkene mht sammensetning av driftsmidler med ulik forventet levetid.

Beregningene indikerer at kommunene iht det nye forslaget til skattesystem får en samlet inntektsskatt fra offentlig eide kraftverk på omlag 740 mill kr, som anslagsvis ligger omlag 30 mill kr lavere enn hva en beregnet inntekt fra kraftproduksjon ville ha blitt ved en opprettholdelse av dagens skattesystem. Det er ikke tatt med eventuell inntektsskatt eller vannkraftinntekt til kommunene fra privat eide kraftverk eller fra skatt fra nettvirksomheten. Det er heller ikke her tatt med virkningene for eiendomsskatten som i 1993 utgjorde over 60 % av kommunenes samlede skatteinntekter fra offentlig eide kraftverk. Departementet har på usikkert grunnlag anslått at provenyet fra eiendomsskatten i 1996 med dagens system vil ligge på 900-950 mill. kr, men at dette kan falle til 650 - 800 mill. kr. når virkningene av en del nærmere angitte faktorer fullt slår ut i dagens takseringsregler. Departementet antyder at forslaget til nye takseringsregler kan gi et proveny på 900 - 950 mill kr for eiendomsskatten.

Departementet har på forespørsel fra utvalget anslått at skatt på vannkraftinntekt for offentlig eid kraftproduksjon maksimalt kan utgjøre 515 mill kr. Av summen på 740 mill kr i inntektsskatt fra offentlig eid kraftproduksjon er imidlertid bare 70 mill kr anslått å være merskatt som følge av vannkraftinntekt.

Forslaget forventes å omfordele skatteinntekter fra kommuner med mindre lønnsomme kraftverk til kommuner med mer lønnsomme kraftverk. Skatt på vannkraftinntekt vil imidlertid i flg. departementet avdempe dette noe. Forslaget kan videre i flg departementet på et usikkert grunnlag føre til en viss omfordeling av skatteinntekter fra kommuner som har relativt sett høye skatteinntekter pr. innbygger til kommuner som har lavere inntekter pr. innbygger.

-	Beregningene viser at kommunenes skatteinntekter fra kraftvirksomheten i mindre grad påvirkes av kraftverkenes lønnsomhet enn hva som gjelder for andre skattekreditorer

-	Beregningene indikerer at fylkeskommunene iht det nye forslaget får en økning i skatteinntektene fra kraftproduksjonen på omlag 75 mill kr. Omfordelingen av skatteinntekter mellom mindre lønnsomme og mer lønnsomme kraftverk vil bli de samme for fylkeskommunene som for kommunene (se ovenfor).

Offentlig eide kraftverk vil i flg beregningene få 220 mill kr lavere skatt. Privat eide verk vil på sin side iht beregningene få en økt skatt på omlag 115 mill kr pga at de må betale grunnrenteskatt, og denne er anslått til å overstige produksjonsavgiften. Inntektsskatt fra de privateide kraftverkene er ikke tatt med.

4. LVKs INNSIGELSER MOT FINANSDEPARTEMENTETS PROVENYBEREGNINGER

LVK har overfor utvalget presentert et eget notat som refererer de innsigelser som foreningen har mot Finansdepartementets provenyberegninger. Hovedpunktene i notatet gitt i det følgende;

1.	Departementets fremstilling av virkningene for kraftkommunen med 100 millioner kroner i økte skatteinntekter

2.	Departementets påstand om økte eiendomsskatter i størrelsesorden 100-300 millioner kroner

Åpningsbalansen er basert på et høyst foreløpig og usikkert grunnlag. Samtidig er den beregnede åpningsbalansen bestemmende for provenyberegningene. Gjenanskaffelseskostnadene beregnet i proposisjonen ligger svært lavt. Departementet har i provenysammenheng ikke hensyntatt mulighet for å velge historisk kost, der denne er høyere enn beregnet gjenanskaffelseskost.

4.	Departementet foreslår begrenset levetid for betydelige driftsmidler. Dette gir store utslag når det gjelder skatt på vannkraftinntekt og eiendomsskatt.

5.	Det særskilt høye skatteøre for offentlig eide verk gir ikke tilstrekkelig garanti for stabile inntekter over år. Det pekes også på at det er manglende konsekvensanalyse ved endringer i skatteøre.

6.	Manglende konsekvensanalyse av at forslaget om skatt på vannkraftinntekt ved nye kostbare utbygginger

7.	(Nivå på) eiendomsskatt på eldre utbygginger

8.	Manglende konsekvensanalyse av at forslaget innebærer skatteplikt for (omsetning) av konsesjonskraft

9.	Departementets unnlatelse av å ta med produksjonsavgiften i 1996 som ledd i provenyberegningene

10.	Departementets påstand om at «Et hovedtrekk ved forslaget til nytt skattesystem er dermed at det kan føre til en viss omfordeling av skatteinntekter fra kraftkommuner som har relativt høye skatteinntekter pr innbygger til de øvrige kraftkommunen »

Med referanse til punkt 1 om hva departementet er påstått å ha sagt i ulike sammenhenger omkring virkningene for kraftkommunen, anser utvalget at dette ikke er av en beregningsteknisk karakter, og faller derfor utenfor mandatet.

Med hensyn til punkt 2 er dette knyttet til en uenighet om hva dagens takstbestemmelser vil gi av provenyer fremover, og hvordan dette er fremstilt. Utvalget har konsentrert seg om virkningene av det nye takseringssystemet og vil ikke gå inn på tolkninger av hva dagens bestemmelser kan lede til.

Utvalget anser heller ikke at referansen til fastsetting av skatteøre, jf. punkt 5, er en problemstilling som kommer inn under utvalgets beregningsmessige oppdrag. Utvalget vil imidlertid bemerke at konsekvensene av endrede skatteører for provenyberegningene i proposisjonen skulle kunne la seg illustrere ved hjelp av relativt enkle multiplikasjonsoperasjoner.

Utvalget har heller ikke funnet å gå inn på innsigelsen omkring manglende konsekvensanalyse av kommunenes omsetning av konsesjonskraft, jf. punkt 8. Konsekvensene for enkeltkommuner av en eventuell beskatning av slik virksomhet vil under enhver omstendighet kunne la seg beregne relativt enkelt med utgangspunkt i omsatt kraftvolum og de forslag til beskatningsregler som er gitt i proposisjonen.

Utvalget har heller ikke ansett virkninger av eventuelle overgangsordninger (jf bl.a. innsigelsen om produksjonsavgiften for 1996), å være et problemkompleks som kommer inn under utvalgets mandat.

For de øvrige innsigelsene henvises det til de enkelte punktene i rapporten.

5. MODELLEN KRAFTSKATT

Modellen er utviklet av Statistisk Sentralbyrå på oppdrag av Finansdepartementet for å kunne brukes i arbeidet med ny kraftverksbeskatning. Modellen er laget for å kunne vurdere alternative skatteforslag. Nedenfor beskrives bare de delene av modellen som er relevant for beregninger av regjeringens forslag i proposisjonen.

De grunnleggende enhetene i modellen er kraftverk, foretak og skattemottakere. Modellen inneholder data for 205 kraftverk og 29 foretak. Samtlige skattemottakere (kommuner, fylker, staten) er representert. Av kommunene er 168 representert hver for seg (« kraftkommunen », mens resten er representert i en samlegruppe. De 205 kraftverkene står for 80 prosent av den samlede produksjonskapasiteten i landet. De 205 kraftverkene eies direkte, eller gjennom sameier o.l., av de 29 foretakene. Foretakene står også for en betydelig del av den samlede aktiviteten innenfor overføring, distribusjon og kjøp og salg av kraft.

Modellen beregner skatten for hver enkelt skatteyter og for hver skattemottaker pr. skatteart. Som et ledd i disse beregningene blir eiendomsskatt, skatt på vannkraftinntekt og grunnrenteskatt beregnet for hvert enkelt kraftverk. Overskuddsskatten for hvert selskap blir også fordelt på kraftproduksjon, nettvirksomhet og andre aktiviteter, og skatten fra kraftproduksjon blir fordelt på hvert kraftverk og hver kommune. Skatten kan beregnes år for år så langt som modellbrukeren ønsker.

Før beregningene begynner må modellen forsynes med et sett av inngangsdata. For at modellen skal kunne beregne skatten må den først ha de samme opplysningene som likningskontorene mottar i selvangivelsen. For det andre må den ha opplysninger for det enkelte kraftverket tilsvarende de en takstmann må bruke etter de foreslåtte skattereglene. Som angitt under pkt. 6.1, er disse opplysningene basert på en kombinasjon av opplysninger innhentet fra selskapene og forutsetninger gjort av brukerne. Modellen inneholder egne rutiner for tilrettelegging av inngangsdataene.

Innebygd i modellen er en detaljert beskrivelse av alle viktige skatteregler og regler for taksering av kraftverk. Brukeren kan i prinsippet velge mellom alternative skatteregler og satser. I de beregningene utvalget her fått foretatt, er selvsagt proposisjonens forslag fulgt.

Etter at skatten er beregnet for det første året, lager modellen selv nye inngangsdata for neste år. Brukeren må imidlertid selv gjøre forutsetninger om enkelte sentrale parametre som brukes i denne oppdateringen, spesielt om prisstigningen på de ulike elementene i skattegrunnlaget. Et viktig element i oppdateringen er at modellen sørger for at produksjonsutstyr som har nådd den antatte økonomiske levealderen blir skiftet ut med nytt. Et annet viktig element er at kraftverk som ikke gjør nyinvesteringer blir forutsatt å betale ned en del av sin gjeld. Kraftverk som rehabiliterer produksjonsutstyret øker derimot sin gjeld. Brukeren må gjøre forutsetninger om økonomiske levetider, om avdragsprosent og om graden av gjeldsfinansiering av investeringer. I proposisjonen er det imidlertid ikke gjengitt beregninger som går ut over 1996 og 1998 (for eiendomsskatten).

I oppdateringen av inngangsdataene for skatteberegningen inngår selvsagt også en rekke skatteregler, f.eks. om framføring av underskudd.

I proposisjonen er det foreslått en del overgangsordninger ved innføringen av nytt skattesystem. Disse inngår ikke i skattemodellen. Overgangsordningen for fastsetting av åpningsbalanse kan en imidlertid til en viss grad ta hensyn til ved fastsetting av inngangsverdiene. De beregningene som er gjort for inntektsskatten etter det nye skattesystemet skal oppfattes som et anslag på hva det nye systemet ville gitt under tilsvarende forhold som var ventet i 1996, men uten overgangsordninger (andre enn for åpningsbalansen).

Modellen er ikke brukt til å beregne skatt etter dagens skatteregler. Tall for skatt etter dagens skatteregler i proposisjonen er basert på faktisk skatt for 1992 justert for senere endringer i priser, produksjonsavgift mv.

Siden modellen ikke omfatter hele den berørte næringen, må tallene blåses opp for å gi totaltall. Det gjøres ved en enkel proporsjonal oppblåsing. Modellen kan ikke beregne overskuddsskatt for private foretak. Dette er ikke mulig å endre på uten tilgang til opplysninger om de private foretakenes aktivitet på andre områder enn kraftforsyning.

Inngangsdataene for første beregningsår er, som nevnt, basert på en kombinasjon av opplysninger fra foretakene, offisiell statistikk og forutsetninger gjort av brukerne. Opplysningene fra brukerne er for det meste fra 1992. Skatteberegningen på modellen er imidlertid gjort med 1996 som grunnlag. Det betyr at inngangsdataene er fremskrevet etter samme metode som ellers blir brukt i modellen til å framskrive data etter første beregningsår.

Modellen er uten tvil en av de mest detaljerte skattemodeller som er laget i Norge. Den er detaljert både ved at 80 prosent av næringen er representert, ved at skatten er fordelt på enkeltkommuner og ved at modellen inneholder en uvanlig detaljtro representasjon av skattereglene. Modellen inneholder imidlertid ikke atferdsrelasjoner som kan brukes til å forutsi hvordan foretakene vil tilpasse seg til de nye skattereglene, f.eks. ved å øke gjeldsgraden eller foreta hyppigere reinvesteringer. At slike atferdsrelasjoner ikke er innebygd er forståelig ettersom det ikke finnes noe erfaringsgrunnlag å bygge på. En modell som bygget på løse gjetninger om atferdsendringer ville ikke vært egnet til formålet. Imidlertid må en ha mangelen på atferdssammenhenger i minnet ved tolkningen av resultatene.

Spørsmålet om hvor egnet modellen er for skatteberegningene i proposisjonen kan ellers deles opp i følgende spørsmål:

-	hvor representativt er utvalget modellen bygger på for hele bransjen?

-	hvor godt er det datagrunnlaget som er samlet inn fra selskapene?

-	er oppdateringen av grunnlaget fra 1992 til 1996 tilfredsstillende?

-	er de foreslåtte skattereglene korrekt representert i modeller?

Disse spørsmålene er behandlet i pkt. 6 nedenfor. Utvalgets undersøkelser har vist at det innenfor dette saksområdet er størst usikkerhet knyttet til anslagene for åpningsbalansene. De andre spørsmålene blir derfor behandlet forholdsvis kort.

Som bruker av modellen har Finansdepartementet, i tillegg til det som berører oppdateringen av grunnlaget fra 1992 til 1996, måttet gjøre forutsetninger om følgende forhold som kan være av vesentlig betydning:

-	kraftpriser

-	driftskostnader, herunder ulike nettkostnader

-	økonomiske levetider

renter

Disse forholdene er også behandlet i pkt. 6 nedenfor. Hovedvekten er lagt på den diskusjon av nivået på nettkostnadene, fordi det her har vært lagt ulike vurderinger til grunn.

Selv om modellen er uvanlig detaljert, kan den ikke gi særlig presise anslag på skatten for den enkelte kommunen. Det skyldes dels mangler ved datagrunnlaget, dels bruken av sjablongmessige forutsetninger på enkelte punkter. Som eksempel på det første kan særlig nevnes at materialet ikke er detaljert nok når det gjelder fordelingen av kraftsalgsinntekter på det enkelte kraftverk. Nok detaljer kan en egentlig ikke få før det foreslåtte systemet med måling og avregning etter spotprisen er satt i verk. Som eksempel på det andre kan særlig nevnes at modellen foretar reinvesteringer når økonomisk levetid for driftsmidlene er ute. Dette gjelder også ved oppdateringen av beregningsgrunnlaget fra 1992 til 1996. Selv om forutsetningen om økonomisk levetid skulle være riktig som gjennomsnitt, vil reinvesteringer noen ganger blir foretatt tidligere, noen ganger senere enn gjennomsnittet. Det betyr at modellen i enkelte tilfeller vil kunne gi sterkt misvisende tall for enkelte kommuner selv om gjennomsnittet er riktig. Dessuten er det en del skatt fra nettvirksomhet som ikke blir fordelt på kommuner. Usikkerheten i kommunefordelingen er imidlertid neppe større enn at en ved å slå sammen enkeltkommuner til grupper på f.eks. 10 og 10 kan få et rimelig godt inntrykk av effekter for fordelingen mellom kraftkommunen innbyrdes.

Utvalget kan ikke se at modellen i seg selv representerer noen vesentlig kilde til usikkerhet i provenyberegningene.

6. EGNETHETEN I MATERIALET

6.1 Representativitet av datagrunnlaget

På grunn av at åpningsbalansen synes å ha vært et sentral tema i diskusjonene omkring forslaget, har utvalget spesielt valgt å se nærmere på representativiteten i datagrunnlaget for kraftverkene.

Utvalget har også under pkt 6.2. vurdert nærmere en del av sentrale forutsetninger som ligger til grunn for provenyberegningene i proposisjonen.

Kraftverk som inngår i datagrunnlaget

For perioden etter 1960 er det foretatt en nøye gjennomgang av hvilke kraftverk som inngår i datagrunnlaget i forhold til de som er satt i drift iht. NVEs registreringer. Representativiteten er vurdert ut fra to dimensjoner, utvalg av kraftverk og produksjonsmessige forhold i det valgte referanseåret.

Spørreskjema ble sendt ut til kraftselskaper som representerte en produksjonskapasitet på 98 TWh eller omlag 88 % av totalproduksjonen i Norge. Pga manglende svar, eller svakheter i svarene, måtte en del av underlaget utgå i de endelige beregningene. Til sammen utgjorde benyttede svardata ca 89 TWh eller 80 % av den midlere produksjonskapasiteten.

I perioden etter 1960 er det satt i drift 288 kraftverk med en installasjon over 1 MW. I tillegg er 7 pumpekraftverk og 15 pumpeverk satt i drift. Totalt utgjør dette en installert effekt på omlag 20.600 MW, eller nærmere 75 % av total installert effekt i dagens system. Midlere årsproduksjon i disse verkene utgjør 77,3 TWh, eller nærmere 69 % av den totale midlere produksjon i dagens system.

Av de 288 kraftverk som er utbygd etter 1960 inngår 196 i grunnlagsberegningene. Samlet produksjonskapasitet for de 196 er omlag 66.8 TWh, eller 86 % av utbygd produksjonskapasitet i perioden. 10 av kraftverkene som ikke er med i beregningene er satt i drift etter 1993. Av disse ti, har to alene en produksjonskapasitet på noe over 1.3 TWh. Av de øvrige utbygd etter 1960 som ikke er med i beregningene, er det 29 kraftverk som har en produksjonskapasitet i området 100-500 GWh.

For kraftverk bygd i perioden før 1960 som inngår i beregningene, har SSB oppgitt at disse har en produksjonskapasitet på omlag 28 TWh. I henhold til NVEs statistikk utgjorde produsert kraft i 1960 omlag 31 TWh.

Utvalget har ut fra sine vurderinger konkludert med at siden over 80 % av produksjonskapasiteten er dekket, er utvalgsskjevheten av liten betydning. Isolert sett er det uheldig at kraftverk satt i drift etter 1992 ikke er med, men dette er en uunngåelig konsekvens når historiske data skal benyttes. Ser en på de som ikke er med under ett, er det ikke noe som tyder på at dette medfører systematisk avvik.

1992 er brukt som referanseår for produksjonsdata i forbindelse med beregninger av overskuddsskatten, mens middelproduksjon er brukt for beregningen av de takstbaserte skattene. Unntaket gjelder innmatningskostnader, hvor data fra 1993 er brukt. Årsaken til dette er at den nye sentralnettsordningen ble iverksatt fra 1. mai 1992, og bruk av 1992-data for disse kostnadene ville derfor gi et noe misvisende utgangspunkt.

Når utgifter, respektive inntekter, for produksjonsvirksomheten relateres til historiske data for faktisk produsert energimengde, kan det skje en overvurdering, respektive undervurdering av disse dersom produksjonen i basisåret ligger under det som anses som normalproduksjonen i kraftverket. Motsatt virkning vil oppstå dersom faktisk produksjon ligger over beregnet middelproduksjon. Utvalget har undersøkt nærmere forholdet mellom faktisk produksjon og middelproduksjon etter 1980, og dette er grafisk presentert i fig. 6.1.1. Tallene er basert på data tilgjengelig i NVE.

Fig. 6.1.1 Utviklingen av faktisk produksjon og middelproduksjon i det norske vannkraftsystemet

(* Figur utelatt. *)

Som det fremgår av figuren var forholdet mellom total faktisk produksjon og middelproduksjonen i systemet noenlunde like i de to årene 1992 og 1995. Med hensyn til at 1993 ble brukt som referanseår for innmatingskostnadene, viser figuren at produksjonsforholdene i dette året var noenlunde tilsvarende de som gjaldt de øvrige to årene. Over lengre tid må det forventes at faktisk produksjon vil tendere mot middelproduksjon.

6.2 Sentrale forutsetninger

Kraftpriser

Det er i beregningene for overskuddsskatten i proposisjonen benyttet regnskapsbaserte priser fra 1992, som er fremskrevet for å ta hensyn til prisutviklingen i perioden. For beregningene av provenyene av de takstbaserte skattene er det tatt utgangspunkt i en normert gjennomsnittlig pris til alminnelig forsyning på 16,5 øre/kWh (1995 pengeverdi). Midlere produksjonskapasitet er fordelt mellom sommer- og vinterproduksjon og multiplisert med tilhørende anslag av prisene i de to periodene.

I de sammenlignbare beregninger som LVK har gjort er det i praksis benyttet noenlunde samme prisforutsetninger, men prisnivået er gjerne 0,5 øre/kWh lavere enn det som er brukt i proposisjonen.

Utvalget har ikke vurdert nivået på kraftpriser. Alle parter er innforstått med at prisutviklingen er usikker.

Utvalget vil allikevel kommentere at ordningen med timesbaserte priser i spotmarkedet over hele døgnet, som er forutsatt å inngå i beregningene av de takstbaserte skattene, ikke ble gjort gjeldende før i begynnelsen av 1996. Prisanslagene som brukes i proposisjonen må derfor betraktes som gjennomsnittspriser over de to sesongene, mens man i en faktisk situasjon vil stå overfor priser som vil variere med en større tidsoppløsning. Dette innebærer bl.a. at driftsinntektene vil variere mht. hvordan produksjonen kan tilpasses prisvariasjonen over døgnet og over året. Beregningene av disse skattene blir derfor ikke detaljert nok for det enkelte kraftverk i forhold til en faktisk situasjon. Utvalget mener allikevel at prisforutsetningene på gjennomsnittsbasis gir et tilstrekkelig grunnlag i forhold til det formålet modellen er forutsatt å dekke.

Utvalget vil også peke på bruk av 1992 som referanseår i enkelte sammenhenger kan implisere visse usikkerhetsmoment fordi energiloven da nylig var innført. Kraftmarkedet var under etablering, og aktørenes atferd var nødvendigvis ikke fullt ut tilpasset de nye rammebetingelsene gitt av markedet.

For å kunne vurdere virkningene av alternative forutsetninger for faktiske oppnådde priser til alminnelig forsyning for offentlig eide kraftselskap, har utvalget latt foreta to alternative beregninger for et år med priser hhv. 15 % over (Alternativ 1) og 15 % under (Alternativ 2) prisen gitt i referansealternativet i proposisjonen. Prisforutsetningene for de takstbaserte skattene er som forutsatt i proposisjonen. Resultatene fra de to beregningene er gjengitt i tabell 6.2.1.

Tabell 6.2.1 Beregnede variasjoner i totale skatteinntekter fra offentlig eide verk ved pris forutsetninger for faktisk oppnådd pris til alminnelig forsyning hhv. 15 % over (Alternativ 1) og 15 % under (Alternativ 2) referansealternativet

Skattekreditor	Ref. alternativ	Alternativ 1	Alternativ 2

Stat	100	100,9	99,0
Fylker	100	103,9	95,6
Kommuner	100	102,1	99,0
Totalt	100	101,7	98,8

Beregningen illustrerer effekten av at så mye av skattleggingen er basert på normpriser (spotprisen). Selv en ganske dramatisk endring av kontraktsprisene i forhold til normprisene har liten betydning for skattene.

Utvalget har fått foretatt to tilsvarende kjøringer hvor prisen for overskuddsskatten er tilsvarende den som er brukt i referansealternativet, men hvor de normbaserte prisene ligger hhv.15 5 % over (Alternativ 3) og 15 % under (Alternativ 4) proposisjonens forutsetninger. Resultatene fra disse beregningene er vist i tabell 6.2.2. Beregningene illustrerer hva som kan skje dersom spotprisen blir endret mens hele produksjonen er solgt på kontrakter til fast pris. Det må her understrekes at det er brukt nokså ekstreme forutsetninger. Bl.a. er det ikke tatt hensyn til at normprisene i en del sammenhenger beregnes som fem års gjennomsnitt.

Tabell 6.2.2 Beregnede variasjoner i totale skatteinntekter fra offentlig eide verk ved pris forutsetninger for normpris hhv. 15 % over (Alternativ 3) og 15 % under (Alternativ 4) referansealternativet

Skattekreditor	Ref. alternativ	Alternativ 3	Alternativ 4

Stat	100	138,8	66,2
Fylker	100	112,2	90,0
Kommuner	100	104,2	98,7
Total	100	119,4	84,3

Når utslagene for kommunene blir så små i forhold til de øvrige skattekreditorene, henger dette sammen med skatt på grunnrente. Grunnrenteskatten øker sterkt ved en økning i normprisene (spotprisene). Grunnrenteskatten kan trekkes fra i takstgrunnlaget for eiendomsskatten. Dette demper effekten av en endring i normprisen på kommunenes inntekter.

Driftskostnader

I beregningene av de takstbaserte skattene er det i proposisjonen forutsatt en normert driftsutgift tilsvarende 2,5 øre/kWh, eksklusive innmatningsutgifter for den produserte kraften. Utvalget har ikke etterprøvd grunnlaget for den normerte driftsutgiften. Utvalget vil for øvrig bemerke at det i det nye forslaget forutsettes brukt faktiske driftskostnader også for de takstbaserte skattene. For beregninger av overskuddsskatten er det benyttet fremskrevne faktisk rapporterte driftsutgifter.

Hydrologiservice har benyttet de samme forutsetninger for driftsutgifter i sine beregninger av de takstbaserte skattene.

Innmatningskostnader

I beregningene i proposisjonen er innmatningskostnadene for overskuddsskatten basert på faktisk rapporterte tall fra kraftselskapene. For de takstbaserte skattene er disse tallene brukt som grunnlag for normerte innmatningskostnader tilordnet hvert kraftverk.

For fastsetting av innmatningskostnader har man for beregning av overskuddsskatten i proposisjonen tatt utgangspunkt i faktiske regnskapsdata fra 1993 fremskrevet til prisnivå 1995. At det er brukt data fra 1993 skyldes at den nye sentralnettsordningen ble innført fra 1. mai 1992, og 1992 ville derfor ikke være et egnet basisår for nettopp denne kostnaden. De samme kostnadene er i prinsippet benyttet for fastsetting av de takstbaserte skattene.

Nettvirksomheten er underlagt en særskilt monopolkontroll som utøves i NVE. Presang av overføringstjenester er regulert av egne retningslinjer utgitt av NVE.

Tariffene skal i prinsippet utarbeides etter en struktur som omfatter både bruksuavhengige og bruksavhengige ledd.

For kraftprodusenter vil de bruksavhengige leddene avhenge av hvordan den enkelte produsent gjennom sin produksjon marginalt påvirker de fysiske tapene i nettsystemet. Gjennom økt produksjon i et område som har produksjonsoverskudd, vil de totale tapene i systemet øke. Økt produksjon i et underskuddsområde vil tilsvarende gi reduserte totaltap i systemet. I tillegg til geografiske variasjoner, varierer denne størrelsen også over året og døgnet. I prinsippet kan metoden implisere at energileddet faktisk blir negativt for produksjon i områder som har et betydelig produksjonsunderskudd. Dette gjelder spesielt i regionalnettet.

I sentralnettet utgjør inntektene fra det bruksavhengige leddet i området 20-30 % av totalinntektene. Variasjonen er knyttet til de faktiske prisene i spotmarkedet i de enkelte år.

De resterende inntektene dekkes inn av det bruksuavhengige leddet, og disse leddene skal utelukkende sørge for at netteier får dekt sine kostnader. Nettbrukerne blir avregnet for disse leddene som en avgift som skal være uavhengig av variasjonene i faktisk energiuttak eller energiinnmatning. At disse leddene normalt koples opp mot effektuttak eller -innmatning, innebærer ikke at nettbrukerne betaler en effektrelatert pris for sin bruk av nettet, men må ses på som en metode for å fordele de nettkostnader som ikke dekkes av de bruksavhengige leddene.

Med hensyn til den praktiske utformingen av punkttariffer for produksjon sier NVE i sine retningslinjer for de bruksuavhengige leddene at avregnet kvantum for disse skal baseres på kraftverkets tilgjengelige vintereffekt definert som høyeste effekt som kan produseres sammenhengende i en 6-timers periode under høyeste vinterforbruk. Dette prinsippet innebærer at de bruksuavhengige leddene fordelt på faktisk energiproduksjon blir lavere for kraftverk med lav reguleringsgrad, eksempelvis elvekraftverk, enn kraftverk med god regulering, eksempelvis kraftverk tilknyttet flerårsmagasiner. Presiseringen i forhold til tilgjengelig vintereffekt impliserer at de bruksuavhengige leddene har en klar bruttoprofil i den forstand at det er tilgjengelig produksjonskapasitet som er bestemmende, og ikke hvordan kraftverket faktisk blir kjørt under høyeste vinterforbruk. De bruksuavhengige leddene for innmating i sentralnettet skal være retningsgivende for de tilsvarende leddene i regionalnettet. Denne presiseringen ble ikke gjort gjeldende før f.o.m. 1994. I dag benytter de fleste regionale netteierne i all hovedsak sentralnettets priser for innmating.

I henhold til Statnetts tall har den gjennomsnittlige prisen pr. transportert energienhet i sentralnettet variert mellom 1,6 og 1,9 øre/kWh i løpet av de siste årene. Denne verdien fremkommer basert på faktiske inntekter i sentralnettet. I og med at produsenter på lavere nettnivå må betale en bruksuavhengig avgift til sentralnettet, selv om vedkommende produksjonsanlegg ikke er tilkoplet sentralnettet, vil de nevnte pris-tallene kunne være for lave i forhold til de faktiske priser produsenter tilknyttet sentralnettet må betale. Dette forholdet forsterkes av at produsentene bidrar med en høyere andel av sentralnettets inntekter enn de som tar ut kraft. Det er derfor ikke urimelig å anta at produsenter som bare er tilkoplet sentralnettet betaler en gjennomsnittlig pris for innmating som ligger opp mot 2 øre/kWh. Den faktiske prisen tilordnet et kraftverk vil kunne variere til dels betydelig omkring denne verdien avhengig av om kraftverket ligger i et under- eller overskuddsområde, og i forhold til tilgjengelig vintereffekt for kraftverket.

I regionalnettene vil forholdene være annerledes selv om de bruksuavhengige leddene er de samme som for sentralnettet. I et regionalnettområde med et betydelig produksjonsunderskudd, vil som nevnt energileddet kunne være negativt. Selv med hensyn tatt til de bruksuavhengige kostnader, vil den resulterende innmatningsprisen for en produsent i et slikt område kunne ligge betydelig under den som gjelder for sentralnettet. Det motsatte vil være tilfelle i områder med produksjonsoverskudd.

For alle produsenter samlet vil innmatningskostnadene i gjennomsnitt ligge lavere enn tallene fra Statnett. Departementet har i sine beregninger lagt til grunn en gjennomsnittlig innmatningskostnad på noe over 1,2 øre/kWh. Dette tallet omfatter også produsenter på regionalnettsnivå, og det er ikke uventet at det ligger under tilsvarende kostnad for sentralnettet. I hvilken grad den reelle differansen er så stor, har utvalget av tidsmessige begrensninger ikke hatt anledning til å inn på.

Hydrologiservice har i sine beregninger, som utvalget har fått tilgang til gjennom LVK, benyttet et annet prinsipp for sine beregninger av overføringskostnader. Det benyttes et 15 % fradrag i driftsinntektene for kraftproduksjon over hele året. Med de benyttede prisforutsetninger gir dette en tilsvarende overføringspris på omlag 2.5 øre/kWh. Selskapet forsvarer bruken av en fast overføringspris både sommer og vinter med at kraftverk med høy andel sommerproduksjon gir relativt sett lavere inntekter enn hva tilfellet er med kraftverk med en høy andel vinterproduksjon. Som beskrevet overfor vil et kraftverk med lav reguleringsgrad, dvs. høy andel sommerproduksjon til lavere priser, normalt betale en lavere overføringskostnad pr produsert kWh enn et kraftverk med høyere andel vinterproduksjon.

Så langt utvalget kan konstatere ut fra de beregninger selskapet har gjort for enkeltkraftverk, og som er sammenlignbare med den metodikken som er benyttet i proposisjonen, er det benyttet en fordeling mellom sommer- og vinterkraft, og differensierte priser i de to periodene. Grunnlaget for å normere overføringskostnadene er i disse tilfellene ikke fullt ut til stede. Rent kvalitativt er dette punktet derfor en svakhet ved selskapets metodikk. For Alta-kraftverket som er behandlet særskilt av både Hydrologiservice og departementet, har førstnevnte brukt den refererte normen som gir 2,5 øre/kWh. Departementet har imidlertid benyttet anleggseiers budsjettall som gir en tilsvarende pris på noe over 1 øre/kWh. Forutsetningene for salgsprisene er de samme i de to beregningene. Utvalget har foretatt en egen forenklet beregning for dette kraftverket, og kommet til en innmatningspris noenlunde overensstemmende med det tallet departementet opererer med. Denne forskjellen gir isolert sett en forskjell i driftskostnader, og derved skattegrunnlaget på mellom 5 og 10 mill. pr. år for dette kraftverket.

Utvalget vil understreke at innmatningsavgifter vil måtte beregnes for hvert kraftverk særskilt dersom man ønsker en korrekt bilde av situasjonen. Utvalget vil videre understreke at endringene i innmatningskostnader som følge av endrede metoder for beregning av disse, vil ha effekt både i det eksisterende og i forslaget til nytt system. Hvordan effektene blir i det nåværende systemet har utvalget imidlertid ikke gått inn på.

Forutsetningene i beregningene i proposisjonen gir en midlere pris for innmating på omlag 1,2 øre/kWh. Dette er lavere enn hva som gjelder for sentralnettet. Årsakene til dette kan være mange, men en sannsynlig forklaring kan være at proposisjonens tall også inkluderer produksjon tilknyttet regionalnettet. Som nevnt kan disse ha lavere gjennomsnittlige innmatningskostnader enn hva tilfellet er for produsenter tilknyttet sentralnettet pga lavere energiledd. En annen mulig årsak kan være at presiseringen mht. de bruksuavhengige leddene i regionalnettet ikke fikk virkning før i 1994, dvs. året etter de tall proposisjonen baserer seg på.

Utvalget har pga tidsmessige begrensninger ikke kunnet gå inn i nærmere inn på disse forholdene. For å vurdere virkningene på aggregert nivå for offentlig eide verk av endrede forutsetninger for nivået på innmatningsutgiftene, har imidlertid utvalget fått kjørt en modellberegning hvor de opprinnelige innmatningsutgiftene er skalert opp ca 40 %, dvs. til et nivå som gir et gjennomsnitt på omlag 1,7 øre/kWh. Resultatene av beregningene fremgår av tab. 6.2.3.

Tabell 6.2.3. Beregnede variasjoner i totale skatteinntekter fra offentlig eide verk ved opprinnelige innmatningsutgifter skalert opp ca 40 %.

Skattekreditor	Referanse alternativ	Alternativ 5

Stat	100	92,1
Fylker	100	97,8
Kommuner	100	99,6
Total	100	96,3

6.3 Fastsetting av skattemessige åpningsbalanser

Utvalget har valgt å gå relativt nøye inn på spørsmål som har å gjøre med fastsetting av åpningsbalansen, Grunnen er at det i de beregningene som er gjort av Hydrologiservice gjennomgående ser ut til å ha vært brukt et høyere avskrivningsgrunnlag enn i departementets beregninger.

Departementet har i sine beregninger lagt til grunn at åpningsbalansene vil bli basert på gjenanskaffelseskostnad beregnet etter NVEs metode. Forslaget gir imidlertid anledning til alternativt å bruke historisk kost (ikke justert for prisendringer). Et viktig spørsmål er derfor om det er grunn til å forvente at historisk kost vil bli brukt i særlig utstrekning. Omfattende bruk av historisk kost som avskrivningsgrunnlag kan bety at departementets beregninger gir for høyt proveny. Et annet viktig spørsmål blir om det er grunn til å forvente at gjenanskaffelseskostnaden blir vesentlig forskjellig når den skal beregnes på nytt i 1996 i forhold til de tall som ligger til grunn for beregningene.

Hydrologiservice har i enkelte tilfeller anslått gjenanskaffelseskostnaden ved å ta utgangspunkt i historiske investeringsdata og inflasjonsjustere den med konsumprisindeksen og en alternativ prisindeks. Det har derfor vært nødvendig å se nærmere på i hvilken grad denne metoden treffer NVEs anslag på gjenanskaffelseskost.

6.3.1 NVEs metode for beregning av gjenanskaffelseskostnad

Beregningene av gjenanskaffelseskost skal baseres på en metode for kostnadsberegning utviklet av NVE i forbindelse med Samlet plan-arbeidet. Metoden kan forenklet beskrives som følger;

Basert på faktisk observerte kostnader fra norske kraftanlegg, er det utarbeidet gjennomsnittlige enhetskostnader for de ulike driftsmidler i et kraftanlegg. Slike enhetskostnader er beregnet for de driftsmidler som hensiktsmessig lar seg representere skjematisk (tunneler, dammer, luker, turbiner, generatorer, transformatorer etc).

Kostnader for øvrige kategorier driftsmidler varierer erfaringsmessig så mye fra anlegg til anlegg at en slik skjematisk representasjon ikke vil være hensiktsmessig. Som eksempel på slike driftsmidler kan her nevnes bunnløp, flomløp, fangdammer etc. Flere andre kostnadsarter vil tilsvarende variere fra anlegg til anlegg, og lar seg derfor heller ikke representere skjematisk. Typiske eksempler på slike kostnadsarter er det som kommer inn under fellesbegrepet byggherrekostnader (oppmåling, planlegging, grunnundersøkelser, grunnervervelser, skjønn, landskapspleie, magasinrydding, finansieringskostnader inklusive renter i byggetiden etc.). I kostnadsberegningene blir disse, og andre tilsvarende kostnader, representert med påslagsfaktorer på de beregnede enhetskostnadene for naturlig tilhørende driftsmidler.

-	Investeringsavgift inkluderes som et 7 % påslag på kostnadene for hvert driftsmiddel. Renter i byggetiden beregnes likt for alle driftsmidler basert på en gitt realrente (7 %) og like investeringer hvert år i den oppgitte byggetiden.

Metoden brukes primært til å kostnadsberegne anleggskomponenter i en tidlig fase i planleggingen av et utbyggingsprosjekt, og er f.eks. ikke forutsatt brukt i forbindelse med prosjektering, optimalisering eller valg av konstruksjonstyper.

Metoden slik den er brukt i forbindelse med proposisjonen gir et anslag på hva utbyggingskostnadene i 1992-pengeverdi vil bli for å gjenoppbygge eller gjenanskaffe driftsmidlene slik de faktisk er. Anslagene er knyttet til det som kan beskrives som et normalt tilfelle. I forhold til et faktisk enkeltanlegg, vil det kunne være avvik mellom slike beregnede kostnader og kostnadene for dette anlegget.

Spesielt vil avviket for entreprenørkostnadene kunne variere mye. Dårlige grunn- og fjellforhold som oppdages i forbindelse med utbyggingen vil kunne gi relativt betydelige avvik som følge av høyere kostnader for sikringarbeider, fundamentpreparering etc. Faktiske kostnader i enkelte og spesielt vanskelige anlegg kan erfaringsmessig ligge 30- 40 % over den beregnede kostnaden i metoden. Ugunstige klimatiske forhold og dårlig tilgjengelighet til anleggsområdet kan gi også gi noe, men på langt nær så store avvik. Gunstige forhold vil gi motsatte effekter.

Markedsmessige forhold, både for entreprenører og utstyrsleverandører, kan erfaringsmessig gi til dels betydelige kostnadsforskjeller mellom to anlegg som under ellers like forhold burde være kostnadsmessig sammenlignbare.

Det eksisterer også andre forhold som vil kunne inngå i et eventuelt avvik og som det ikke vil være udelt enkelt å ta hensyn til i en kostnadsberegning som den som her foreligger. Det kan her nevnes erstatninger, skjønn, varierende prinsipper for fordeling av administrative kostnader mellom anlegg og sentraladministrasjon, fordeling av typisk felleskostnader mellom flere kraftanlegg som bygges samtidig av samme selskap, om eventuelle kompensasjostiltak gjennomføres overfor lokalsamfunnet og hvordan disse er bokført, teknologisk utvikling etc. Avvik i rente-, inflasjons- og avgiftsnivå mellom de forutsetninger som benyttes i beregningsmodellen og de som vil gjøre seg gjeldende under utbyggingsperioden for det enkelte anlegget, kan også gi til dels betydelige avvik.

Utvalget har i sitt arbeid for å vurdere bruk av metoden valgt å konsentrere seg et begrenset antall kraftverk, delvis basert på anmodninger fra LVK. Ved siden av de tidsmessige begrensninger utvalget har stått overfor i sitt arbeid, har også utvalget av kraftverk med konsistente historiske kostnadsdata vært begrenset.

Resultatene fra utvalgets vurderinger kan oppsummeres som følger;

For enkelte av kraftverkene ligger de direkte anleggs-, maskin- og elektrotekniske kostnadene betydelig lavere enn tilsvarende historiske kostnader. De største avvikene ligger i området 10 - 20 % av de totale direkte kostnader. Utvalget vil her bemerke at dette er et forventet resultat av metoden i og med at de verkene dette gjelder normalt har blitt oppfattet og erkjent som dyre utbygginger, mens metoden som nevnt gir kostnader for det som kan oppfattes som et normal utbygging.

For enkelte kraftanlegg bestående av flere kraftverk viser seg at det er god overensstemmelse mellom totalkostnadene og den beregnede kostnaden for hele anlegget. For de enkelte delene av anleggene viser det seg imidlertid at det i enkelte tilfeller kan være betydelige avvik mellom de faktiske og beregnede kostnadene. Tilsvarende kan også gjelde i forholdet mellom de ulike driftsmidlene i et kraftverk. En mulig forklaring kan være at forholdene for utbyggingen av de enkelte kraftverkene har vært ulike, og at dette kan gi ulike resultat i beregningene. Ut over dette kan forholdet skyldes ulik fordeling av typiske felleskostnader mellom de enkelte kraftverkene og de ulike kostnadsbærerne i kraftverkene, f.eks. aktivering/kostnadsføring av byggelånsrenter. Utvalget vil i denne sammenhengen peke på at detaljeringsgraden mht. fordeling av felleskostnader mellom kraftverk i NVEs beregninger er vesentlig mye høyere enn det som fremgår i de historiske kostnadsdataene som har blitt benyttet. Dette har begrenset mulighetene for mer dyptgående vurderinger av forskjellene. Avvikene i resultatene må også ses i sammenheng med virkningene av renter i byggetiden som er beskrevet under punkt 3 nedenfor.

3.	Det gjennomgående største avviket mellom beregnede og historiske kostnader utgjøres absolutt av rentekostnader i byggetiden. For enkelte av de dyreste kraftverk bygd på 1980-tallet ligger bokførte rentekostnader til dels betydelig over de som er beregnet.

Vanlig regnskapspraksis er at renter i byggetida blir lagt til anleggskostnaden og aktivert. De vil derved inngå i avskrivningsgrunnlaget når avskrivningene er basert på historisk kostnad. I denne sammenhengen blir gjerne faktisk byggelånsrente benyttet basert på grunnlag av den faktiske fordelingen av byggekostnadene på de enkelte byggeår. NVEs metode impliserer at byggekostnadene blir anslått i prisnivået på et gitt tidspunkt, og påslaget er derfor beregnet på grunnlag av en realrente. Den ene metoden er altså basert på nominelle kostnader det enkelte år, og et påslag for nominelle renter. Den andre metoden er basert på at kostnader blir målt i et sett av faste priser (ett enkelt års priser) og at det blir et påslag for realrente. Under forutsetning av at det ikke er noen endring i relative priser i byggetida, bare en endring i det alminnelige prisnivået har endret seg, vil de to metodene gi like store totale anleggskostnader. Etter NVEs metode vil imidlertid en mindre del av anleggskostnaden fremstå som renter i byggetida, og en større del som direkte byggekostnader enn hva tilfellet vil bli i den andre metoden. Det er ingen ting galt i dette, bare to ulike måter å regne på. Tallmessig kan imidlertid forskjellen mellom de to måtene å regne på fremstå som stor, og denne forskjellen kommer da i tillegg til de forskjeller som er angitt under punkt 1 ovenfor.

Erstatninger etc. beregnes i NVEs metode med utgangspunkt i et fast enhetskostnad pr. produsert energienhet. For en del av de kraftverkene som er undersøkt nærmere fant utvalget at samlede kostnader i de historiske regnskapene var vesentlig høyere enn hva NVEs beregninger ga uten at det har vært mulig å klarlegge årsakene til dette. En mulig årsak kan være at kompensasjonstiltak overfor lokalsamfunnet er tatt med i de historiske dataene, uten at dette har kunnet verifiseres av utvalget.

Utvalget har også brukt metoden i forhold til en utbygging av Øvre Otta tilsvarende det som fremgår i konsesjonssøknaden av 1995. Resultatet viser god overensstemmelse med det konsesjonssøker selv har lagt til grunn i sin søknad. Selv om det bare dreier seg om én utbygging, vil utvalget tillegge dette resultatet stor vekt fordi det gjelder for en fase i en beslutningsprosess som nettopp er den som NVEs metodikk er egnet brukt til.

Utvalget har i sine vurderinger av resultatene for beregninger av gjenanskaffelseskostnad kommet til følgende;

Metoden gir kostnadene for et kraftverk som reflekterer gjennomsnittlige forhold. Avvik i forhold til faktiske kostnader for enkeltkraftverk vil være et forventet resultat når forutsetninger for det virkelige anlegget avviker fra det som kan anses som gjennomsnittlige forhold, bl.a. med hensyn til utforming av anlegg, fjellkvalitet, tilgjengelighet og markedsmessige forhold for entreprenører og utstyrsleverandører.

For enkelte av de kraftverk hvor faktiske historiske kostnader er kjent, og som utvalget har studert nøyere, kan beregnede gjenanskaffelseskostnader være for lav. Dette dreier seg om kraftverk som har vært ansett å ha blitt dyre, og er derfor et forventet resultat. Selv om beregninger for enkeltkraftverk i større utbygginger avviker fra historisk kost, har det vist seg å være god overensstemmelse mellom beregningene og totale historiske kostnader for hele anlegget.

Det kan også være større avvik mellom beregnede gjenanskaffelseskostnader og historisk kost for enkeltdriftsmidler i kraftverkene selv om de totale kostnadene er overensstemmende. Også i slike tilfeller kan dette være et forventet resultat fordi forutsetningene for hvert enkelt driftsmiddel avviker ulikt i forhold til forutsetningene i beregningsmetodikken.

6.3.2 Nivået på avskrivningsgrunnlaget

Det er tre sentrale spørsmål som her vil bli tatt opp: 1) Er det grunn til å vente at beregnet gjenanskaffelseskostnad blir høyere i 1996 enn den var i 1992? 2) Er det grunn til å vente at mange vil bruke historisk kost i stedet for gjenanskaffelseskostnad? 3) Hva er et middels dyrt verk? i tillegg vil også forutsetningene om økonomisk levetid bli kommentert.

Ved rapporteringen i 1992 kan selskapene ha glemt å ta med enkelte kapitalgjenstander. Ved rapporteringen i 1996 vil selskapene ha et sterkt motiv til å ta med alt. Dette vil isolert sett føre til et høyere avskrivningsgrunnlag. Utvalget har ved gjennomgangen av konkrete anlegg funnet eksempler på at enkelte anleggsdeler er uteglemt, eller dårlig spesifisert, men ingen indikasjoner på at dette utgjør en stor del av kapitalen. At underrapporteringen ikke er av stort omfang, blir også understøttet av den kontrollen av treffsikkerheten i beregningene som er redegjort for i forrige avsnitt. Observasjoner med åpenbare mangler er dessuten utelatt fra datagrunnlaget i modellen ved at det er foretatt en kryssjekking.

NVEs prisindeks for kraftanlegg steg med 3 prosent fra 1992 til 1995. i Finansdepartementets beregninger er prisstigningen forutsatt å være 6 prosent i samme periode. Heller ikke dette tilsier at det er grunn til å vente store overraskelser når det gjelder de gjennomsnittlige gjenanskaffelseskostnadene.

I datamaterialet fra 1992 var det 19 verk som hadde oppgitt historisk kost høyere enn beregnet gjenanskaffelseskostnad. Til sammen utgjorde disse noe under 5 prosent av totalproduksjonen. På grunn av høy inflasjon fram til midten av 1980-tallet er det bare relativt nye anlegg som kan ha historisk kost høyere enn gjenanskaffelseskostnaden. Selv om avvikene i enkelte tilfeller var store, kan de ikke ha stor betydning for det gjennomsnittlige avskrivningsgrunnlaget. Historisk kost vil dessuten kunne inneholde elementer som ikke er avskrivbare. Vi har ikke undersøkt om det har kommet nye verk til i denne gruppen etter 1992, men noen verk kan også ha gått ut av gruppen.

Det er vanskeligere å ha oversikt over konsekvensen av at bedriftene kan velge mellom historisk kost og gjenanskaffelseskost for hvert enkelt driftsmiddel. Som forklart i avsnitt 6.2.1, er NVEs modell beregnet på å gi et anslag på kostnadene ved gjennomsnittlige forhold når det gjelder f.eks. fjellkvalitet og tilgjengelighet. Metoden ser ut til å treffe faktiske kostnader relativt godt for et anlegg sett under ett, men kan treffe dårlig for den enkelte komponenten. En grunn til det kan f.eks. være at det noen steder på anlegget er godt fjell, andre steder dårlig. Muligheten for å velge mellom historisk kost og gjenanskaffelseskostnad kan da gi en oppjustering av avskrivningsgrunnlaget som det er vanskelig å se berettigelsen av. Omfanget av dette for kraftverkene under ett vil bli begrenset av to forhold: For eldre anleggsmidler (mer enn 20 år) vil historisk kost på grunn av den mellomliggende inflasjonen være liten. De innsamlede data og gjennomgangen av dem kan dessuten tyde på at mange verk vil ha problem med å dokumentere fordelingen av historisk kost på en tilfredsstillende måte. En må vente at det her kan bli en del diskusjon mellom selskap og ligningsmyndigheter.

Alt i alt vil utvalget konkludere med at anledningen til å bruke historisk kost vil gi en viss oppjustering av avskrivningsgrunnlaget. Utvalget har derfor gjort to beregninger av de skattemessige virkningene for kraftproduksjon i offentlig eide verk hvor gjenanskaffelseskostnaden jevnt over er hhv redusert (Alternativ 6) og økt (Alternativ 2) med 25 % i forhold til referansealternativet (samme grunnlag som i proposisjonen). En økning i avskrivningsgrunnlaget på 25 prosent er høyt i forhold til de avvikene vi anser som sannsynlig. Resultatene fra beregningene er vist i tabell 6.3.1 nedenfor.

Tabell 6.3.1 Beregnede variasjoner i totale skatteinntekter fra offentlig eide verk ved opprinnelige gjenanskaffelseskostnad hhv 25 % under (alternativ 6) og 25 % over (alternativ 7) refereransealternativet

Skattekreditor	Ref. alternativ	Alternativ 6	Alternativ 7

Stat	100	132,9	73,7
Fylker	100	123,9	79,4
Kommuner	100	107,9	94,4
Total	100	119,5	84,7

Beregningene indikerer at endret gjenanskaffelseskostnad har størst betydning i forhold til grunnrenteskatten fordi grunnlaget for friinntekt endres tilsvarende. Overskuddsskatt og skatt på vannkraftinntekt endres også, men relativt sett mindre enn grunnrenteskatten.

Videre indikerer beregningene at eiendomsskatten endres relativt lite ved endringene i gjenanskaffelseskostnaden. Dette skyldes at nåverdien av fremtidige utskiftingskostnader påvirkes lite for utskiftinger som ligger langt frem i tid. En annen faktor, som kanskje kan ha vel så stor betydning, er at endret gjenanskaffelseskost gir endret grunnrenteskatt, og derved endringer i fradrag i grunnlaget for eiendomsskatten. Utslagene for enkeltkommuner med lite lønnsomme kraftverk kan imidlertid bli større enn tabellen gir inntrykk av, jf. punkt 9.2.

Den beregnede gjenanskaffelseskostnaden for alle kraftverk som inngår i grunnlagsdataene var omlag 1,35 kr/kWh i 1992 priser. Ved gjennomgang av gjenanskaffelseskostnadene for kraftverk i grunnlaget med en middelproduksjon over 200 GWh bygd etter 1960, har utvalget kommet til at gjennomsnittet for disse var ca 1,4 kr/kWh. Dette omfatter nesten 50 kraftverk/-anlegg. Av disse ligger 34 anlegg, eller omlag 40 % av den totale produksjonskapasiteten utbygd etter 1960, under den gjennomsnittlige verdien. Bare 6 anlegg har en beregnet gjenanskaffelseskost over 2 kr/kWh. Disse representerer noe i underkant av 10 % av den refererte produksjonskapasiteten, og under 5 % av den totale produksjonskapasiteten.

Hydrologiservice har i sine beregninger for typeverk omtalt under pkt. 7 i rapporten karakterisert en gjenanskaffelseskostnad på 1,3 kr/kWh som billig, 2,0 kr/kWh som middels og 3,0 kr/kWh som dyrt. Iht. beregningene har hoveddelen av kraftverkene, både i antall og mht. produksjonskapasitet, en gjenanskaffelseskostnad som ligger i nærheten av, eller under det nivået som av Hydrologiservice er karakterisert som billig. i datamaterialet er det bare 6 kraftverk med en produksjon på noe under 5 prosent av totalen som har en gjenanskaffelseskostnad over 2 kr/kWh. Tar vi også i betraktning historisk kost kommer det fire verk over 2 kr/kWh og tre over 3 kr/kWh. Dette dreier seg i all hovedsak om kraftverk som normalt har blitt ansett som svært dyre. Vi har her sammenlignet Hydrologiservice' tall i 1995-priser med data i 1992-priser, men en prisjustering vil ikke endre bildet vesentlig. Gjennomgående er det grunn til å regne med et lavere avskrivningsgrunnlag enn det Hydrologiservice har brukt.

6.3.3 Prisindekser og anslag på gjenanskaffelseskostnad

Hydrologiservice har i enkelte sammenhenger anslått gjenanskaffelseskostnad med utgangspunkt i historiske investeringskostnader, og justert denne med prisindekser. Dette er i utgangspunktet en fornuftig og forsvarlig metode når en ikke har direkte tilgang på anslag gjort ved NVEs metode. Metoden er da også foreslått brukt av departementet for framtiden. Uheldigvis vil en når en skal lage anslag på åpningsbalansene komme skeivt ut om en bruker denne metode. I fig. 6.3.1 har vi i den sammenheng valgt å ta utgangspunkt i én av indeksene til selskapet, og sammenstilt denne med konsumprisindeksen og NVEs indeks.

NVEs indeks er en totalindeks utarbeidet i forbindelse med kostnadsgrunnlaget som inngår i beregningen av gjenanskaffelseskost. Indeksen reflekterer totalkostnaden for et eksempelkraftverk, og går bare tilbake til 1982. I løpet av denne perioden har prisutviklingen for de enkelte driftsmidlene variert relativt mye.

Hydrologiservice' indeks er i perioden frem til 1985 basert på en indeks som skal være representativ for Statkrafts anlegg, mens det etter dette tidspunktet er benyttet SSBs indeks for kraftanlegg. Dette er en faktorindeks for bygningsmessige sider av kraftverksutbygging, omfattende bl.a. material-, lønns- og maskinkostnader. Indeksen innbefatter ikke turbiner, generatorer eller annet utstyr.

Fig. 6.3.1. Utviklingen av indekser etter 1982

(* Figur utelatt. *)

Fordi det er en nær sammenheng mellom grunnlaget for NVEs indeks og NVEs metode for å anslå gjenanskaffelseskostnad, er NVEs indeks antakelig den som er best egnet til å anslå gjenanskaffelseskostnaden etter NVEs metode ut fra historiske kostnader. Som figuren klart illustrerer, kan det være misvisende å beregne gjenanskaffelseskostnaden vha. historiske investeringsdata, og enten konsumprisindeksen eller SSBs indeks for kraftanlegg. Resultatet blir vesentlig høyere enn det som en må forvente vil fremkomme i NVEs beregninger.

7. LVKs BENYTTEDE MODELL

LVK har fått gjennomført beregninger og simuleringer av eiendomsskatt og skatt på vannkraftinntekt for « typeverk ». Skatt på alminnelig inntekt (overskuddskatt) som vil være et viktig element i kommunenes skatteinntekter, er ikke medtatt i beregningene.

Følgende typer kraftverk inngår i beregningene:

Kraftverkets produksjonsfordeling:

Alt. 1:	Vinterkraftverk (bare vinterkraft)
Alt. 2:	Normalverk (2/3 vinterkraft)
Alt. 3:	Sommerkraftverk (1/2 vinterkraft)

Kraftverkets gjenanskaffelseskost:

Alt. A:	1,3 kr/kWh (billig verk)
Alt. B:	2,0 kr/kWh (middels dyrt verk)
Alt. C:	3,0 kr/kWh (dyrt verk)

Kraftverkets alder:

Alt. a:	5 år
Alt. b:	25 år
Alt. c:	45 år

Skatteberegningene er basert på prisforutsetninger som ikke avviker vesentlig fra de priser Departementet har benyttet. For kostnader (innmating, driftskostnader og avskrivninger) foreligger det imidlertid avvik fra kostnadsstørrelser benyttet av Departementet. Disse forskjellene er omtalt tidligere i rapporten.

I forbindelse med beregning av eiendomsskatten baserer fradraget for nåverdien av fremtidige utskiftningskostnader seg på at anlegget i sin helhet må fornyes etter 56 år. i virkeligheten vil et kraftverk bestå av mange driftsmidler som hver vil ha forskjellig levetid og utskiftningstidspunkt. Beregningene er generelt mindre detaljerte enn departementets når det gjelder avskrivninger og samspillet mellom de ulike skattene.

Selv med kostnadsstørrelser som antakelig er overvurderte fremkommer det en del interessante observasjoner i LVK Nytt nr. 3 - 1996. Provenyet fra eiendomsskatten vil øke i de fleste tilfeller, noe som også er i samsvar med de beregningene Departementet har fått gjennomført. For « typeverkene » er det kun kombinasjonen « Cc » (beregnet gjenanskaffelseskost for kraftverket 3,0 kr/kWh og alder lik 45 år) som medfører vesentlig reduksjon i provenyet fra eiendomsskatten. Dette skyldes blant annet den korte gjenværende levetiden (11 år) som beregningene baserer seg på.

Reduksjonen i kommunenes skatteinngang som LVK oppgir på bakgrunn av beregningene skyldes derfor at provenyet fra skatt på vannkraftinntekt (minimumsskatt) er beregnet å være lavere enn dagens proveny fra formues- og inntektsskatten.

Det er også gjennomført beregninger for konkrete enkeltverk. Også her er erfaringstall eller gjennomsnittstall benyttet som anslag på kostnadsstørrelser i beregningen av eiendomsskatt og skatt på vannkraftinntekt. For å kunne si noe om skattevirkningen for det enkelte kraftverk og den enkelte kommune, bør reelle kostnadsstørrelser fra selskapsregnskapene benyttes. Beregningene synes derfor å ha begrenset utsagnskraft med hensyn på virkningen av skattereformen for den enkelte skattekommune.

LVK har som nevnt bare gjennomført beregninger av eiendomsskatt og skatt på vannkraftinntekt, dvs. de faste skattene som kommunen er garantert å få, uten å hensynta en mulig skatt på overskudd.

8. FORSKJELLER i RESULTATENE AV BEREGNINGENE

Departementet har presentert beregninger for skatteprovenyet fra kraftproduksjon for alle verk samlet. Hydrologiservice og LVK har presentert beregninger for konkrete enkeltverk og for stiliserte typeverk, men ikke for alle verk samlet. Det er derfor ikke enkelt å foreta noen direkte sammenligning mellom de tallene som er presentert fra hver av partene. At resultatet for et mer eller mindre tilfeldig valgt verk avviker fra landsgjennomsnittet behøver ikke å bety at de to partene ville komme til forskjellig resultat for alle verk samlet.

Selv om en fullgod sammenligning av resultatene er umulig, kan en få et visst bilde av hvor stor forskjellen gjennomgående er ved en enkel sammenligning. Hydrologiservice har i en utredning datert 28. januar 1996 gjengitt i LVK-Nytt nr. 3.1996 beregnet skattene etter nytt og gammelt system i øre/kWh for hva de anser som et middels offentlig eid kraftverk med hensyn til anleggskostnader, fordeling på vinter- og sommerkraft og alder (type 2Bb). Tilsvarende kan en ut fra departementets tall beregne skatt i øre/kWh som gjennomsnitt for alle offentlig eide kraftverk i landet. Selv om det i begge beregningene skulle være brukt nøyaktig samme forutsetninger, må en vente et visst avvik i resultatene ved en slik sammenligning. Det vil være forskjell på skatten for et kraftverk som er middels med hensyn på visse karakteristika og skatten for gjennomsnittet av alle kraftverk. Forskjellene mellom de to beregningene trenger derfor ikke å vise forskjeller i metode eller forutsetninger. Med det forbeholdet kan sammenligningen likevel være interessant.

Både departementets og Hydrologiservice's beregninger tar sikte på å vise forskjellen mellom hva det gamle og det nye systemet vil gi under ellers like forutsetninger. Resultatet av sammenligningen er vist i tabell 8.1. Tilsynelatende er det meget godt samsvar mellom beregningene når det gjelder eiendomsskatten, især dersom en legger departementets øvre grense for eiendomsskatten etter det gamle systemet til grunn. Begge beregningene viser da omtrent uendret eiendomsskatt. Som vi skal komme tilbake til, avviker forutsetningene bak beregningene en del, men sluttresultatet blir omlag det samme.

Tabell 8.1 Skatt etter gamle og foreslåtte regler for offentlig eide kraftverk (øre/kWh)

	Departementet		Hydrologiservice/LVK

	Gamle regler	Forslaget	Gamle regler	Forslaget

Eiendomsskatt	0,60-0,80¹	0,82-0,86	0,84	0,86

Takstbasert skatt på inntekt og formue	0,81	0,54	1,01	0,39
Overskuddsskatt		0,24
Sum	1,41-1,61	1,60-1,64	1,85	1,25

Anslag gjort av utvalget på basis av «Gjeldende system», justert i Ot.prp. nr. 23 (1995-1996) der det er oppgitt et intervall på 650-800 millioner kroner for total inntekt. Oversettelsen til øre/kWh for offentlig eide verk bygger på forutsetninger gjort av utvalget som ikke nødvendigvis er helt dekkende for hva departementet har lagt til grunn. Departementet har også anslått (s.164) eiendomsskatten etter gjeldende regler i 1996 til å ligge mellom 900 og 950 millioner totalt. Det tilsvarer med de nevnte forutsetninger et intervall på ca 0,82-0,86 øre per kWh.

Når det gjelder takstbasert inntekts- og formuesskatt er det større forskjeller. Det kan være verd å merke seg at spriket er størst når det gjelder hva dagens system vil gi. Dersom en tar i betraktning departementets laveste anslag for eiendomsskatten etter nåværende takseringsregler, er det imidlertid et tilsvarende sprik i anslagene også for eiendomsskatten. Hovedårsaken til disse forskjellene er at departementet og Hydrologiservice har brukt to helt ulike metoder for å anslå skatt etter dagens system. Departementet har tatt utgangspunkt i faktisk observert skatt i 1992. Den er så, slik det er redegjort for i proposisjonen, justert for innføringen av produksjonsavgift og endringer i kraftprisene etter 1992. Skattedirektoratets normpris for taksering av kraftverk ble satt ned med 5 prosent fra 1992 til 1993. Produksjonsavgiften har etter siste økning kommet opp i 1,5 øre/kWh. På bakgrunn av dette virker den nedjusteringen departementet har foretatt ikke for stor. Når det gjelder eiendomsskatten har departementet dessuten lagt til grunn at etter Hemnes-dommen vil takstene måtte ta hensyn til lavere priser på industrikraft. Konsekvensene av Hemnes-dommen kan være omstridt. Departementet har i proposisjonen understreket usikkerheten i anslagene, spesielt for eiendomsskatten.

Hydrologiservice har ikke basert seg på faktisk betalt skatt, men har i stedet gjort hypotetiske beregninger av hvilken skatt dagens system ville gi. Det er da benyttet en lønnsomhetsberegning i tråd med hva som er vanlig praksis ved taksering.

Det er vanskelig å si sikkert hva som er årsaken til forskjellene i anslagene på takstbasert skatt etter dagens system. i utgangspunktet kan det virke naturlig å legge størst vekt på tall som er basert på faktisk betalt skatt. Imidlertid er det et visst etterslep i oppdateringen av takstene i dagens system, særlig for eiendomsskatten der omtaksering normalt skal skje hvert tiende år. Dersom de gjeldende takstene i 1992 i gjennomsnitt var lavere enn hva en retaksering av alle kraftverk ut fra forholdene det året ville ha gitt, kan det forklare noe av forskjellen mellom de to beregningene. i så fall kan kanskje departementets metode gi noe lave tall for skatt etter gamle regler. Imidlertid er det en faktisk egenskap ved det gamle systemet at etterslep i justering av takstene kan gi kommunene tap (og noen ganger gevinst, jf. departementets oppfatning av at eiendomstakstene i dag ligger noe høyt i forhold til hva systemet vil føre til på sikt).

Anslagene som er gitt av Hydrologiservice er også usikre. Det kan være at det ved takseringen faktisk blir lagt noe andre forutsetninger til grunn enn det selskapet har antatt. En beskrivelse av hvilke faktorer som etter gjeldende rett skal vektlegges ved takseringen er gitt i NOU 1992:34 avsnitt 6.4. Hydrologiservice har lagt til grunn normprisen som gjelder for alminnelig forsyning. Etter gjeldende rett slik den er framstilt i NOU 1992:34 , kan det også legges vekt på kontraktspriser ved formuestakseringen. i den grad takstene etter det gamle systemet har tatt hensyn til lavere pris på industrikraft, kan det forklare at anslaget for inntekts- og formuesskatt blir lavere etter departementets metode enn for det typeverket fra beregningen til Hydrologiservice som vi har valgt å sammenlikne med. Takstene etter det gamle systemet har ofte vært gjenstand for tvistemål, noe som understreker at det ikke er opplagt hvilke forutsetninger som skal legges til grunn.

Et par forhold som tilsier at gjennomsnittet for alle kraftverk skal bli lavere enn tallene for det typeverket vi sammenligner med, er at noen kraftverk i dag er fritatt for inntekts- og formuesskatt og at ikke alle kraftverk betaler eiendomsskatt etter høyeste sats. Disse forholdene er antakelig av mindre betydning.

Utvalget må konkludere med at begge parter har brukt forsvarlige metoder for å anslå skatten etter gamle regler. En del av forskjellen i tallene skyldes sannsynligvis de momentene som er nevnt over angående industrikraft (herunder Hemnes-dommen). En ytterligere avklaring av hvorfor anslagene på skatt etter gammel ordning blir så forskjellige, ville kreve en grundig gjennomgang av takseringspraksis og et stort antall takster.

Som det går fram av tabell 8.1, er forskjellen relativt stor mellom de to anslagene på skatt på vannkraftinntekt etter nye regler. En forskjell i skatten på 0,15 øre/kWh tilsvarer en forskjell i den takserte bruttoinntekten på 2,4 øre/kWh. Ved å sammenligne forutsetningene til Hydrologiservice med resultat fra modellen KRAFTSKATT har utvalget funnet at denne forskjellen kan forklares ved følgende tre forhold:

1)	Høyere innmatningskostnader til nettet, 1,2 øre/kWh.

2)	Høyere avskrivninger, 0,8 øre/kWh

3)	Lavere kraftpris, 0,5 øre/kWh

Den samlede effekten av de tre forholdene er 2,5 øre/kWh. Forskjellen på 2,5 og 2,4 øre/kWh skyldes avrunding og mindre vesentlige avvik i forutsetninger og beregningsmetoder.

Innmatningskostnadene har utvalget behandlet i avsnitt 6.2. Utvalget har med utgangspunkt i gjennomsnittlige priser for sentralnettet, konkludert med at sentralnettprisene nok ligger høyere enn gjennomsnittpriser for alle produsenter. Utvalget har imidlertid ikke gått nærmere inn på hvor stor denne forskjellen er.

Når det gjelder avskrivningene, kan noe av forskjellen forklares med at den ene beregningen er for gjennomsnittet av alle kraftverk og den andre for et typeverk. Hydrologiservice har gjort en forenklet beregning av avskrivningene der de bruker en konstant avskrivningsprosent fram til verket er 40 år og en lavere prosent deretter. Om en bruker denne metoden og tar et gjennomsnitt for alle aldersklasser i stedet for å se bare på et 25 år gammelt verk, får en lavere avskrivninger. Det kan være snakk om en reduksjon i størrelsesorden 0,3 øre/kWh noe avhengig av hvordan en vektlegger de ulike aldersklassene. En kan se dette som en effekt av at Hydrologiservice antar at den økonomiske levetiden for en del av driftsmidlene er lengre enn den skattemessige levetiden. Det samme har departementet gått ut fra. Den viktigste faktoren bak forskjellen i avskrivninger er ellers at departementet har et lavere anslag på gjenanskaffelseskostnadene og dermed på avskrivningsgrunnlaget enn de 2 kr/kWh som er brukt i eksempelverket. Avskrivningsgrunnlaget har utvalget drøftet nærmere i avsnitt 6.3. Departementets beregning er for øvrig langt mer nøyaktig når det gjelder å ta hensyn til forskjellige avskrivningsklasser.

Korrigerer vi for forskjellen i kraftpris og for at typeverket vil ha avskrivninger over gjennomsnittet, blir forskjellen i anslaget på skatt på vannkraftinntekt redusert til omlag 0,1 øre/kWh. Denne forskjellen skyldes altså en meningsforskjell om størrelsen på innmatningskostnadene til nettet og om avskrivningsgrunnlaget.

Forskjellige forutsetninger om kraftpris, innmatningskostnad og gjenanskaffelseskostnader påvirker også eiendomsskatten. Når anslagene i tabellen kommer nokså likt ut skyldes det tre forhold:

1) Hydrologiservice har sett bort fra grunnrenteskatt. 2) For et 25 år gammelt verk har gjenanskaffelseskostnaden relativt lite å si for eiendomsverdien, jf. avsnitt 6.3. 3) Et 25 år gammelt verk er ikke helt representativt for hva eiendomsskatten vil gi i gjennomsnitt. Fradraget for grunnrenteskatt vil i gjennomsnitt ha en effekt på omlag 0,12 øre/kWh på eiendomsskatten etter departementets beregninger.

Når det gjelder totale skatter, kommer vanlig overskuddsskatt inn i departementets beregning, mens Hydrologiservice ikke har kunnet beregne overskuddsskatt. Ser en på de takstbaserte skattene alene, gir departementets beregninger en nedgang i disse på 14 prosent, når en legger til grunn det høyeste anslaget for eiendomsskatten etter gamle regler. Hydrologiservice får en nedgang på 32 prosent. Hvor mye av forskjellen som skyldes forskjellig oppfatning av utgangssituasjonen, kan illustreres ved å kombinere departementets anslag for skatten etter gamle regler med Hydrologiservice's metode for å beregne skatt etter nye regler. En får da en nedgang i takstbasert skatt på mellom 11 og 22 prosent. Til sammenligning kan nevnes at flertallsforslaget i NOU 1992:34 var beregnet (s. 152-155) å gi en nedgang i takstbaserte skatter på omkring 20 prosent for nye verk, noe mindre nedgang for et 25 år gammelt verk og en liten oppgang for verk eldre enn 45 år. Legger en til overskuddsskatten, blir nedgangen i samlet skatt nødvendigvis mindre.

En gjennomgang av de beregningene Hydrologiservice har gjort for andre typer verk gir ikke grunnlag for å endre konklusjonene når det gjelder den gjennomsnittlige tendensen. Det er imidlertid full enighet om at utslagene av skatteomleggingen kan variere sterkt fra verk til verk. Imidlertid viser Hydrologiservice sine beregninger enkelte ekstreme utslag som det kan være verd å se nærmere på. Det gjelder eiendomsskatten på eldre verk som ifølge Hydrologiservice kan tenkes å falle helt bort eller nesten falle bort. Det gjelder også nye verk der reduksjonen i takstbasert inntekts- og formuesskatt ifølge Hydrologiservice kan bli oppimot 80 prosent for nye, dyre verk. Dette gjelder atypiske kraftverk, men slike resultater har fått relativt mye oppmerksomhet i media.

9. NÆRMERE OM EIENDOMSSKATTEN OG SKATT PÅ VANNKRAFTINNTEKT

9.1 Eiendomsskatt for eldre verk

Ved taksering for eiendomsskatten skal det etter regjeringens forslag legges til grunn at naturressursen har uendelig levetid. Takseringen skal i prinsippet normalt foregå slik: Først beregnes nåverdien av verkets kraftsalgsinntekter for all framtid. Nåverdien av verkets driftskostnader over all framtid inklusive eiendomsskatt og grunnrenteskatt, men eksklusive avskrivninger, trekkes så fra. Til slutt trekkes fra nåverdien av forventede framtidige kostnader til fornying av kraftverkets produksjonsutstyr. Denne framgangsmåten er brukt både i modellen KRAFTSKATT og av Hydrologiservice. Imidlertid er det et vesentlig avvik mellom departementets forslag og Hydrologiservice regnemetode når det gjelder forventede framtidige kostnader til fornying av driftsmidlene. Som det vil bli gjort rede for, vil framgangsmåten til Hydrologiservice systematisk undervurdere eiendomsskatten fra eldre kraftverk. Også i departementets beregninger kan det være en tendens til undervurdering, men i mindre utstrekning.

Når nåverdien av framtidige utskiftningskostnader skal anslås, er det tre forhold som er viktige: 1) Hvor lenge er det til driftsmiddelet må fornyes første gang? 2) Hvor lenge vil det deretter være mellom hver utskiftning? 3) Hvor mye skal en anslå utskiftningskostnaden til? På disse spørsmålene gir proposisjonen følgende svar (jf. s. 138-144): 1) Tiden til første utskiftning skal fastsettes ved befaring. 2) Tiden mellom senere utskiftninger skal settes til den skattemessige levetiden. 3) Utskiftningskostnadene skal settes lik inflasjonsjustert historisk kost for driftsmidler anskaffet etter 1/1.1996. For driftsmidler anskaffet før 1/1.1996 skal utskiftningskostnaden bestemmes ved å inflasjonsjustere avskrivningsgrunnlaget i åpningsbalansen. Det vil i de fleste tilfeller si gjenskaffingskostnaden, men i enkelte tilfeller kan historisk kost (uten inflasjonsjustering før 1. januar 1996) bli brukt.

Departementet og Hydrologiservice har brukt noe ulike anslag på gjenskaffingskostnadene. Imidlertid har det meste av kapitalen i kraftverk lang levetid og gjenskaffingskostnadene betyr derfor lite for forholdsvis nye kraftverk når realrenten er 7 prosent per år. Som illustrasjon kan nevnes at nåverdien av en utskiftningskostnad på en krone som inntreffer om 20 år bare er 26 øre. Nåverdien av en krone om 40 år er ikke mer enn 7 øre. For kraftverk der utskiftning av større komponenter er nært forestående, er imidlertid anslaget på gjenskaffingskostnadene av større betydning.

Departementet sier i proposisjonen (s.142) at gjenstående levetid fram til første utskiftning skal fastsettes individuelt for hvert enkelt driftsmiddel som er i bruk i kraftverket, og dette er også gjort i KRAFTSKATT så langt som det er mulig innenfor modellen. Hydrologiservice har derimot antatt en felles gjenstående levetid for alle driftsmidler. Konsekvensen av forskjellig framgangsmåte på dette punktet er illustrert i Figur 9.1.

Fig. 9.1 Profil på eiendomsskattetakst i henholdsvis Hydrologiservice' beregninger og i proposisjonen

(* Figur utelatt. *)

Vi har i figuren sett på et eksempel der halvparten av kapitalen er dammer, tunneler og kraftstasjoner med skattemessig levetid 67 år, mens halvparten er maskinteknisk utrustning m.v. med skattemessig levetid 40 år i samsvar med departementets forslag. Som i KRAFTSKATT er gjenstående levetid satt til skattemessig levetid minus antall år som har gått fra investeringstidspunktet. Det typiske forløpet som dette gir for eiendomsskatten fra kraftverket er nybygd og i hundre år framover er vist i figuren. Som vi ser, avtar skatten ganske sterkt når tidspunktet for en utskiftning nærmer seg for så å gjøre et hopp oppover når vedkommende komponent er utskiftet.

Hydrologiservice har i sine beregninger antatt en levetid for hele anlegget på 56 år. Som vi ser av figuren, får eiendomsskatten da et lignende forløp som i den først kurven, med et bratt fall fram mot utskiftningstidspunktet og et hopp oppover når utskiftning har funnet sted. Det vi imidlertid skal legge merke til, er at variasjonene i eiendomsskatten er mye mindre når en følger departementets forslag enn når en bruker den forenklede metoden til Hydrologiservice. Metoden til Hydrologiservice fører til en grov undervurdering av skatten fra kraftverk som nærmer seg 56 år. Det samme gjelder verk som er eldre enn 56 år og ikke har gjennomgått vesentlig fornying, fordi Hydrologiservice i praksis behandler dem likt med de som nærmer seg 56 år. Til gjengjeld fører metoden til en liten overvurdering av skatten i noe yngre kraftverk. Metoden gir en liten overvurdering av et 25-år gammelt kraftverk, jf. avsnitt 8.

Den viktigste lærdommen av eksemplet er imidlertid at Hydrologsiervices beregninger for eldre kraftverk kan være sterkt misvisende. Dette ville blitt ytterligere understreket om vi hadde tatt hensyn til at det i et normalt kraftanlegg vil være driftsmidler av mer enn to typer. Driftsmidler av samme type kan dessuten være anskaffet og bli skiftet ut på forskjellig tidspunkt. Dette vil gi et enda jevnere forløp for eiendomsskatten etter departementets forslag.

Eksemplet over er laget for et såkalt marginalt verk. Det betyr at verket akkurat gir en realavkastning som er lik normrenten på 7 prosent. Det er derfor antatt at verket ikke betaler grunnrenteskatt. At verket er marginalt kommer til uttrykk ved at eiendomstaksten etter den metoden Hydrologiservice har brukt går ned til et nivå nær null like før hele verket blir fornyet. Det er ingen grunnrente i verket, og det er bare så vidt at det er lønnsomt å fornye verket dersom det hele må fornyes på en gang.

Dersom vi hadde valgt et eksempel med enda mindre lønnsomhet, ville metoden til Hydrologiservice gi negativ verdi av verket i årene før fornying. Av beregningene for Sauda ser det ut som Hydrologiservice har fått et slikt resultat for et par av kraftstasjonene der. I så fall blir det gjort en dobbelt feil. Proposisjonen sier nemlig uttrykkelig (s.138) at i slike tilfeller skal det regnes med nedlegging av kraftverket ved fornyingstidspunktet. Det skal da ikke gjøres fratrekk for kostnader til utskifting av anlegget og nåverdien av andre inntekter og utgifter skal bare regnes fram til antatt tidspunkt for nedlegging.

Problemstillingen med at det ikke lønner seg å fornye anlegget vil forøvrig oppstå langt sjeldnere i departementets opplegg, der fornyingen skjer del for del, enn når en antar at fornyingen skjer alt på en gang.

Mer lønnsomme verk vil måtte betale grunnrenteskatt. Det kompliserer beregningene betydelig og kan gjøre aldersprofilen noe brattere. Den viktigste effekten av at verket er mer lønnsomt, er at hele kurven ligger høyere.

Over ble det sagt at også departementets bergningsmetode kan føre til en viss undervudrering av eiendomsskatten. På s. 142 i proposisjonen blir det sagt: « Departementet vil anta at gjenstående levetid for eksisterende driftsmidler gjennomgående kan være noe lengre enn det differansen mellom skattemessig levetid og investeringsår tilsier ». Det er relativt vanlig at økonomisk levetid for driftsmidler er lengre enn skattemessig levetid. Det er all grunn til å tro at det også vil gjøre seg gjeldende for kraftverk. I så fall skal det reflekteres i de gjenstående levetidene som blir fastsatt ved befaring.

Den mulige effekten av dette er illustrert i et eksempel i Figur 9.2. Kurven merket « skattemessig levetid » er den samme som illustrerte departementets beregningsmåte i forrige figur. Kurven merket « økonomisk levetid » er basert på de samme forutsetninger bortsett fra det er antatt at gjenstående levetid for driftsmidler med skattemessig levetid 67 år blir stående konstant på 67 år. De blir ikke skiftet ut. Vi ser at dette har liten effekt i store deler av perioden, men fører til en kraftig heving av eiendomsskatten for verk som nærmer seg 67 år. Det må understrekes at dette eksempelet er noe ekstremt.

Fig. 9.2 Profil på eiendomsskattetakst ved økonomisk levetid forskjellig fra skattemessig levetid

(* Figur utelatt. *)

Utvalget vil forøvrig bemerke at proposisjonen ikke gir helt gode holdepunkter for kommuner og eiere med eldre kraftverk som ønsker å anslå hva eiendomsskatten vil bli etter nye regler. Taksten vil være sterkt avhengig av praktiseringen av bestemmelsen om fastsetting av gjenstående levetid ved befaring.

9.2 Vannkraftinntekten

Spørsmålet har vært reist om ordningen med skatt på vannkraftinntekt vil gi en sikker nedre grense for inntektsskatten fra kraftverk. Bakgrunnen for spørsmålet er at forslaget i Ot.prp. nr. 23 (1995-1996) innfører et fratrekk for avskrivninger i vannkraftinntekten. Også i NOU 1992:34 var det foreslått et fratrekk for avskrivninger, men etter et annet avskrivningsprinsipp. I prosentligningen har derimot inntektsskatten vært uavhengig av investeringskostnaden i kraftverket.

For gitte forutsetninger om kraftpriser, innmatningskostnader og andre driftskostnader går det an å regne ut hvor høye avskrivninger det er rom for før vannkraftinntekten blir 0. Definer « nettoprisen » som inntekt fra salg av kraft fratrukket alle driftskostnader utenom avskrivninger. Med de samme forutsetningene som ligger til grunn for proposisjonen vil nettoprisen være nærmere 12 øre/kWh i gjennomsnitt for offentlig eide verk. Om vi skjønnsmessig legger til grunn noe høyere innmatningskostnader, kan vi ta utgangspunkt i en nettopris på 11 øre/kWh. Dermed er det i prinsippet rom for avskrivninger på 11 øre/kWh før vannkraftinntekten blir negativ.

Avskrivningene vil variere sterkt fra verk til verk avhengig av avskrivningsgrunnlaget og alderen på verket. Fra offentlige tall er det kjent at kostnaden ved utbyggingen av Torpa/Dokka var på 3,98 kr/kWh. Som det er gjort rede for i avsnitt 6.3.2., er dette et ekstremtilfelle, og vi kjenner bare til et annet fullført verk som har kostet mer enn 3 kr/kWh. Vi kan trygt ta 4 kr/kWh som et ekstremt anslag på anleggskostnadene. Avskrivningene avhenger av hvordan investeringen er fordelt på avskrivningsklasser (og hvor mye som er avskrivbart). De viktigste driftsmidlene har imidlertid avskrivningssatser på 2,5 og 1,5 prosent. Om vi som en illustrasjon regner med en gjennomsnittlig avskrivningssats på 2 prosent, får vi avskrivninger på 8 øre/kWh i ekstremtilfellet. Fortsatt blir det da en positiv vannkraftinntekt.

Nivået på vannkraftinntekten vil imidlertid variere sterkt med størrelsen på avskrivningene, noe som tabell 9.2.1 illustrerer med et eksempel basert på en nettopris på 11 øre/kWh og en gjennomsnittlig avskrivningssats på 2 prosent. Ved lesningen av tabellen kan det være nyttig å ha i minnet at avskrivningene i departementets beregninger i gjennomsnitt utgjør 3 øre/kWh. Eksemplet med null i avskrivninger er satt inn for å illustrere et eldre kraftverk som er fullt nedskrevet. Forholdet mellom vannkraftinntektene i de to ekstremtilfellene er som 3 til 11. Det vil si at vannkraftinntekten der utbyggingskostnaden er høyest blir ca 1/4 av vannkraftinntekten i et tilsvarende fullt nedskrevet verk. Det vil imidlertid være svært få tilfeller av slike ekstreme forskjeller i praksis. Vel så interessant kan det derfor være å sammenligne eksemplene med 1 og 5 øre i avskrivninger som kan representere ytterpunktene i det mer normale variasjonsområdet med det anslåtte gjennomsnittet på 3 øre/kWh. Et verk med uvanlig høye avskrivninger (5 øre/kWh) vil da få en vannkraftinntekt som er 25 prosent under gjennomsnittet. Et verk med uvanlig lave avskrivninger (1 øre/kWh) vil få en vannkraftinntekt 25 prosent over gjennomsnittet.

Tab 9.2.1. Sammenhengen mellom utbyggingskostnad og vannkraftinntekt. Det er forutsatt en nettopris på 11 øre/kWh og en gjennnomsnittlig avskrivningssats på 2 prosent.

Anleggskostnad kr/kWh	Avskrivning øre/kWh	Bruttoinntekt øre/kWh	Vanninntekt øre/kWh

-	0	11,0	3,9
-	1,0	10,0	3,5
1,0	2,0	9,0	3,2
1,50	3,0	8,0	2,8
2,00	4,0	7,0	2,5
2,50	5,0	6,0	2,1
3,00	6,0	5,0	1,8
4,00	8,0	3,0	1,1

Den sammenligningen som er vist i Tabell 9.2.1 kan være noe misvisende. Årsaken til høye anleggskostnader vil ofte være at en har investert i stor magasinkapasitet eller stor effektkapasitet med sikte på å oppnå en høy pris for kraften. Gjennomgående skulle en derfor vente at de som har høye anleggskostnader oppnår en høyere kraftpris. Ett øre høyere netto kraftsalgsinntekter vil kompensere for ett øre høyere avskrivninger. I hvor stor grad en slik utjevning vil finne sted, er vanskelig å anslå før det nye systemet med timesmåling er satt i verk. Uansett finnes det eksempel på relativt dyre verk med liten vinterproduksjon, bl.a. Alta. Det er nye verk av denne typen som gjennomgående vil komme dårligst ut av omleggingen av den takstbaserte inntektsskatten.

I prosentligningen avtar taksert inntekt og formue med alderen på verket (se s. 112 i NOU 1992:34 ). Den direkte sammenhengen med alder forsvinner ved overgangen fra prosentligningen til skatt på vannkraftinntekt. Isolert sett betyr dette at nedgangen i takstbasert skatt vil bli større for nye verk enn for gjennomsnittet av alle verk. I tillegg vil nye verk ofte ha større avskrivninger enn gjennomsnittet. Det er derfor ikke overraskende at når en i mange beregninger for relativt nye kraftverk finner at nedgangen i takstbasert skatt på inntekt og formue er vesentlig større enn det som er tendensen i departementets forslag. I denne sammenhengen er det imidlertid viktig å huske at eiendomsskatten gir kommunene de største inntektene. Eiendomsskatten for nye verk vil i mindre grad bli påvirket av at verket har høye anleggskostnader.

For verk med høye avskrivninger vil små endringer i i forutsetningene om priser og kostnader kunne gi store prosentvise utslag i vannkraftinntekten. Sett at kraftprisen i det eksemplet vi har benyttet går opp med 10 prosent eller 1,65 øre. La oss se på et ekstremt dyrt verk med 3 kr/kWh i anleggskostnader og 6 øre/kWh i avskrivninger. For et slikt verk vil grunnlaget for vannkraftinntekten også gå opp med 1,65 øre/kWh, og selve vannkraftinntekten med 35 prosent av dette eller 0,58 øre/kWh. (Faktisk blir effekten noe mindre, om vi tar hensyn til samspillet med eiendomsskatten). Dette utgjør en økning i vannkraftinntekten på 33 prosent. Effekten illustrerer at vannkraftinntekten kan være svært følsom for små endringer i forutsetningene, og forklarer hvorfor det er viktig å gå nøye og detaljert til verks om en vil gi gode anslag for enkeltkommuner.

De sammenhenger som eksemplet over viser, gjelder ved alle former for inntektsskatt; også ved den gamle prosentligningen. Små endringer i forutsetningene om brutto inntekter og brutto kostnader gir store utslag i nettoinntekten, fordi nettoinntekten er relativt lav sammenlignet med bruttotallene. Det er derfor ikke overraskende at litt ulike forutsetninger kan gi store prosentvise utslag i anslagene på vannkraftinntekt. Det er ikke dermed sagt at inntektsskatten blir mer usikker enn før, for samme mekanisme gjorde seg gjeldende også i det gamle skattesystemet.

Innføring av avskrivninger har isolert sett ført til at endringer i inntekter og i andre driftskostnader får relativt større effekt på den takstbaserte inntektsskatten enn før. Fjerning av produksjonsavgiften virker motsatt. Om de prosentvise utslagene i skattegrunnlaget av en gitt prisendring skal bli større eller mindre avhenger av om avskrivningene er større eller mindre enn produksjonsavgiften for det verket vi ser på. Det er bare de prosentvise utslagene som blir påvirket av om avskrivninger og produksjonsavgift er med eller ikke. Utslagene i kroner er akkurat like store. I kroner og øre gjør ikke denne siden av omleggingen av skattesystemet inntektene for kommunene verken mer eller mindre usikre.

Når en ser enkelte eksempler på at vannkraftinntekten i ekstreme tilfeller kan bli meget lav, har det sammenheng med at de aktuelle kraftverkene gir en lav avkastning av den investerte kapitalen. Dersom de skattemessige avskrivningene er lik det reelle økonomiske verdifallet på kapitalen, vil vannkraftinntekten være lik den reelle avkastningen før skatt av den kapitalen som er investert i kraftverket. Dersom investorene f.eks. har krevd en realavkastning på 5%, vil da vannkraftinntekten utgjøre minst 5 % av den investerte kapitalen, og mer om verket gir positiv grunnrente. Vannkraftinntekten kan bare bli 0 dersom den reelle avkastningen av investeringen er 0 eller dersom de skattemessige avskrivningene overstiger det reelle økonomiske verdifallet.

De viktigste driftsmidlene i kraftverk skal etter forslaget i proposisjonen avskrives lineært med satser på 1,5 og 2,5 %. Det er usannsynlig at avskrivningene for nye kraftverk første året vil utgjøre mer enn 2,5 - 3 % av den investerte kapitalen. Som det er gjort rede for i proposisjonen, vil det reelle verdifallet det første året være mindre. Men økonomisk korrekte avskrivninger kan i alle fall ikke være under 0. Vi er derfor på den sikre siden om vi sier at et kraftverk som gir 2,5 % realavkastning på den investerte kapitalen alltid vil ha positiv vannkraftinntekt.

Normalt samfunnsøkonomisk avkastningskrav ved investering i kraftverk har i de senere år vært 7 %. Om vi korrigerer for eiendomsskatten, tilsvarer det et krav på 6,3 % som kan sammenlignes med vannkraftinntekten. For at vannkraftinntekten skal komme ned i 0, må avkastningen av investeringene da ha vært langt under det offisielle avkastningskravet. Dersom vannkraftinntekten skulle bli 0, må det være fordi kraftverket er sterkt ulønnsomt. Nybygde kraftverk som tilfredsstiller gjeldende krav til samfunnsøkonomisk lønnsomhet må være billige nok til at de gir en betydelig, positiv vannkraftinntekt fra første driftsår.

9.3 Usikkerheten for kommunene

Skatteomleggingen omfatter en rekke endringer i regler og satser som det er forholdsvis lett å se virkningen av om en kjenner skattegrunnlaget. Avsnittene nedenfor handler om usikkerhetsfaktorer som gjelder skattegrunnlaget.

Takstbasert skatt

Både etter gamle og foreslåtte regler er utgangspunktet for alle de takstbaserte skattene den samme inntektsstrømmen fra kraftverket, dvs. kraftsalgsinntekter minus driftskostnader eksklusive avskrivninger. Nøyaktig hvordan inntektsstrømmen skal beregnes varierer mellom systemene, men det er antakelig av underordnet betydning når det gjelder den usikkerheten kommunene står overfor. Kommunene har også i det gamle systemet over tid blitt påvirket av varierende kraftpriser, driftskostnader og statlige avgifter. Usikkerheten om slike faktorer er i prinsippet de samme før og etter systemomleggingen. Til en viss grad kan en kanskje si at usikkerheten vil bli redusert ved at mer enhetlige regler for taksering kan redusere usikkerheten om hva taksten blir.

Det viktige nye som kommer inn med den foreslåtte omleggingen av skattesystemet, er at en nå skal ta hensyn til investeringskostnadene i de enkelte verkene. Fordi investeringskostnadene varierer sterkt fra verk til verk, vil dette uunngåelig føre til en sterk omfordeling mellom kommuner. Det er vår oppfatning at den reelle usikkerheten som den enkelte kraftsverkskommune i dag står overfor er knyttet til virkningen av denne delen av omleggingen, som er vanskelig å beregne uten mer detaljert informasjon enn den kommunene vanligvis har til disposisjon. Misvisende beregninger kan i enkelte tilfeller ha skapt ekstra usikkerhet.

Når det nye systemet først er satt i verk, vil uttrykkene for kapitalkostnaden (avskrivningene og nåverdien av gjenanskaffelseskostnaden) vanligvis utgjøre relativt stabile elementer i taksten. Det er derfor vanskelig å se at de skaper større usikkerhet utover overgangsperioden. Riktignok vil takstene kunne endres vesentlig ved større fornyinger i eksisterende anlegg, men eiendomstaksten og inntektstaksten vil da gå i hver sin retning.

Overskuddsskatten

Det er full enighet om at overskuddsskatten utover skatt på vannkraftinntekt vil være en variabel inntektskilde for kraftkommunene. Vi finner derfor ikke grunn til å gå nærmere inn på dette.

Etter forslaget skal brutto kraftsalgsinntekter i et foretak fordeles mellom kraftverkene i samme forhold som de takserte kraftsalgsinntektene. Dersom selskapet oppnår priser som ikke ligger for langt fra normprisen, vil det være godt samsvar mellom selskapets nettoinntekt i kommunen og vannkraftinntekten. Selskapets renteutgifter blir fordelt proposjonalt med nettoinntekten. Det betyr at når selskapet først betaler overskuddsskatt av kraftproduksjon ut over skatt på vannkraftintekt, vil alle kommuner med positiv vannkraftinntekt med stor sannsynlighet få en del av overskuddsskatten. Kommunene med stor vannkraftinntekt kan selvsagt vente seg mest. Når selskapet går med overskudd, kan det likevel være en vesentlig feil å se bort fra overskuddsskatt i kommuner der utbyggingen har vært kostbar.

Et moment som ikke har fått oppmerksomhet, er at samspillet med skatt på vannkraftinntekt kan føre til at overskuddsskatten blir mer ustabil for kommuner der selskapene har annen virksomhet enn kraftverk. Det er grunn til å vente at en del kraftverkseiere vil foreta skattetilpasninger med sikte på at det skattepliktige overskuddet i kraftkommunene normalt skal ligge over vannkraftinntekten. Formålet med en slik tilpasning vil være å unngå at vannkraftinntekten skal påvirke selskapets totale skatt. Slike tilpasninger vil øke sannsynligheten for at kraftkommunene relativt hyppig får overskuddsskatt utover skatt på vannkraftinntekt, men vil samtidig kunne gjøre skatteinntektene mer ustabile for andre kommuner. Disse kommunene vil som oftest være kommuner som har et bredere skattegrunnlag enn kraftkommunene.

Forrige kapittel

Stortinget.no

Vedlegg: Rapport til finanskomiteen fra utvalget nedsatt av Stortingets finanskomité i forbindelse med behandlingen av Ot.prp. nr. 23 (1995-1996) , om skattlegging av kraftforetak, datert 15. april 1996.

INNHOLD

0. SAMMENDRAG OG KONKLUSJON

1. INNLEDNING

2. UTVALGETS TOLKNING AV MANDATET

3. SAMMENDRAG AV SENTRALE PUNKT I OT.PRP. NR. 23 (1995-1996)

4. LVKs INNSIGELSER MOT FINANSDEPARTEMENTETS PROVENYBEREGNINGER

5. MODELLEN KRAFTSKATT

6. EGNETHETEN I MATERIALET

6.1 Representativitet av datagrunnlaget

6.2 Sentrale forutsetninger

Kraftpriser

Driftskostnader

Innmatningskostnader

6.3 Fastsetting av skattemessige åpningsbalanser

6.3.1 NVEs metode for beregning av gjenanskaffelseskostnad

6.3.2 Nivået på avskrivningsgrunnlaget

6.3.3 Prisindekser og anslag på gjenanskaffelseskostnad

7. LVKs BENYTTEDE MODELL

8. FORSKJELLER i RESULTATENE AV BEREGNINGENE

9. NÆRMERE OM EIENDOMSSKATTEN OG SKATT PÅ VANNKRAFTINNTEKT

9.1 Eiendomsskatt for eldre verk

9.2 Vannkraftinntekten

9.3 Usikkerheten for kommunene

Takstbasert skatt

Overskuddsskatten