Politikk for å framskunde gasskraftverk med CO2-handtering

Satsing på miljøvennlege gasskraftverk er eit hovudelement i Regjeringas energipolitikk. For å framskunde fullskala gasskraftverk med CO2-handtering, vil Regjeringa auke innsatsen for å redusere kostnadene gjennom pilot- og demonstrasjonsanlegg.

Det er fleire årsaker til at det ligg godt til rette for miljøvennlege gasskraftverk i Noreg. Mellom anna er det grunnlag for utvikling av geologisk lagring av CO2 i reservoar på kontinentalsokkelen. Vidare vil CO2 på sikt kunne bli nytta til auka oljeutvinning eller andre føremål, jf. St.meld. nr. 38 (2003-2004) om petroleumsvirksomheten.

I Revidert nasjonalbudsjett for 2004 la Regjeringa fram forslag om å opprette ei statleg innovasjonsverksemd som mellom anna skal gi stønad til pilotar for gasskraftverk med CO2-handtering, jf. St.prp. nr. 63 (2003-2004). Verksemda skal lokaliserast til Grenland. Det blei fremja forslag om å etablere eit fond på 2 mrd. kroner etter modell av Fondet for forsking og nyskaping, der avkastninga skal tildelast gjennom den nye innovasjonsverksemda. Regjeringa vil òg kunne vurdere eventuelle fullmakter og løyvingar ut over avkastninga frå fondet for å sikre tilstrekkeleg finansiering av aktuelle pilotprosjekt.

Den offentlege innsatsen for forsking på miljøvennlege gasskraftteknologiar er i hovudsak organisert gjennom programma i Noregs forskingsråd.

Forskingsrådet får midlar til forsking på CO2-relaterte problemstillingar frå Olje- og energidepartementet, Miljøverndepartementet og Nærings- og handelsdepartementet. Desse midlane blir forvalta gjennom Klimateknologiprogrammet (KLIMATEK), som blei starta i 1997. Programmet blei frå 2000 spesielt retta mot utvikling av teknologi for gasskraftverk med CO2-handtering. Løyvinga til KLIMATEK for 2004 er på 58 mill. kroner, og om lag 50 mill. kroner er øyremerkt til utvikling av gasskraftverk med CO2-handtering.

Frå 2004 er Forskingsrådet si satsing på miljøvennlege gasskraftteknologiar blitt ein del av programmet RENERGI, som skal utvikle kunnskap og løysingar som grunnlag for miljøvennleg, økonomisk og rasjonell forvalting av energiressursane, ei sikker energiforsyning og internasjonalt konkurransedyktig næringsutvikling i energisektoren. Budsjettet for RENERGI i 2004 er på om lag 160 mill. kroner.

Det er fleire oppgåver som må løysast før ein kan gjere ei sikker vurdering av kva for teknologiar for CO2-handtering som er dei beste for fullskala drift. Den viktigaste oppgåva er å redusere kostnadene ved dei ulike teknologikonsepta, og å etablere store nok marknader for slike teknologiar. Utprøving av teknologiane i pilot- og demonstrasjonsanlegg er naudsynt for å redusere kostnadane og den teknologiske risikoen ved fullskala drift.

Opprettinga av ei statlig innovasjonsverksemd ble i gassmeldinga lagt til grunn som eit hovudelement i Regjeringa sin strategi for gasskraftverk med CO2-handtering. Innovasjonsverksemda ble føresett lagt til Grenland. Ved behandlinga av gassmeldinga bad Stortinget Regjeringa om å komme tilbake med ein plan for ei om mogeleg raskare etablering av verksemda enn det som var lagt til grunn, og eit forslag til kapitalisering og utvida verkeområde for verksemda, medrekna hydrogen og eventuell petrokjemi, jf. vedtak nr. 352 for 2002-2003.

Vurderinga av verkeområde inneber avgrensingar knytt til kva for teknologiar og fagområde som skal inngå i teknologiprogrammet til verksemda. For å medverke til nødvendig kompetansebygging og framdrift i teknologiutviklinga vil Regjeringa at satsing på utvikling og utprøving av teknologiar for gasskraft med CO2-handtering skal vere hovudoppgåva for verksemda.

Føremålet til innovasjonsverksemda skal vere å stimulere til utviklinga av kostnadseffektive teknologiløysingar for gasskraft med CO2-handtering. Hydrogen kan òg bli eit arbeidsområde for verksemda. Det er lagt opp til at Forskingsrådet skal gi stønad til den langsiktige forskinga på området og tidlege fasar for utprøving av prosjekta.

På same måte som for gasskraft med CO2-handtering vil ei vellukka langsiktig satsing på hydrogenområdet krevje kompetansebygging i Noreg gjennom prøveordningar og gjennomføring av demonstrasjonsprosjekt. Hydrogenutvalet, som la fram si innstilling 1. juni 2004, skulle formulere nasjonale mål og nødvendige tiltak for å utvikle hydrogen som energiberar og verkemiddel for innanlands verdiskaping og betre miljø. Utvalet identifisete behov for offentleg medverknad og rammevilkår, og forslag om ansvarsforhold, organisering, ressursbehov og fagleg innhald for eit nasjonalt hydrogenprogram. Programmet skal omfatte hydrogen både til stasjonært bruk og til transportformål, og departementet vil komme tilbake til korleis utviklinga av hydrogen i Noreg skal organiserast.

For petrokjemi synest det ikkje å vere grunnlag for ei tilsvarande teknologisk samordning i ein utprøvings- og demonstrasjonsfase som det til dømes er for gasskraft med CO2-handtering og hydrogen.

Olje- og energidepartementet vil ha merksemd på arbeidet til innovasjonsverksemda for miljøvennlege gasskraftteknologiar i høve til dei aktivitetane som blir støtta av Enova og Innovasjon Norge. Enova sine aktivitetar er i første rekkje retta mot å støtte marknadsnære løysingar som skal hjelpe til å utløyse størst mogeleg grad av omlegging av energibruk- og produksjon. Det synest derfor ikkje å vere behov for særskild tilrettelegging mellom innovasjonsverksemda og Enova.

Opprettinga av den nye innovasjonsverksemda vil ha liten verknad på Innovasjon Noreg sine oppgåver og aktivitetar. Det er likevel viktig med samarbeid og koordinering av aktivitetar og stønadsordningar mellom institusjonane.

Det har vore ein føresetnad at innovasjonsverksemda skal vere statleg eigd. Regjeringa legg opp til at organet skal vere oppretta innan årsskiftet 2004-2005, og det skal være organisert som eit forvaltningsorgan med særskilde fullmakter.

Finansieringa av verksemda vil skje gjennom opprettinga av eit fond der innovasjonsverksemda forvaltar avkastninga av fondet etter same modell som Fondet for nyskaping som ble etablert i 1999. Fondet vil vere på 2 mrd. kroner. Regjeringa vil vurdere mogeleg ekstra finansiering utover avkastninga til fondet til konkrete prosjekt for å sikre naudsynt framdrift i teknologiutviklinga.

Den årlege avkastninga på fondet blir motsvart av tilsvarande auke i renteutgifter på staten si gjeld. Renteutgiftene blir dermed ein del av dei årlige statlege utgiftene.

Kostnadene i samband med utvikling av teknologi til gasskraftverk med CO2-handtering vil auke utover i innovasjonskjeda. Dei største kostnadene vil vere knytt til realiseringa av storskala, kommersiell teknologi for CO2-handtering. Tilsvarande vil òg behovet for statleg støtte kunne auke når ein flytter seg frå grunnforsking til utprøving i større demonstrasjonsanlegg. Rammene til styresmaktene for å kunne gi stønad vil vere meir avgrensa dess lenger ut ein kjem i teknologiutviklinga.

Reglane om offentleg stønad i EØS-avtalen gir klare avgrensingar av mogelege stønadsordningar for utvikling av gasskraftverk med CO2-handtering. EØS-avtalen har i utgangspunktet eit forbod mot statsstønad. Stønad kan likevel vere lovlig dersom særskilde vilkår gjeld, til dømes om stønaden går til forsking og utvikling og miljøstønad. Nye stønadsordningar må meldast til ESA og godkjennast før dei kan settast i verk.

Offentleg stønad til utvikling av gasskraft med CO2-handtering i ein demonstrasjons- eller pilotfase kan falle saman med spesielle stønadskategoriar som ESA bruker i sine retningslinjer for vurdering av statsstønad. I tråd med dette, kan ein maksimalt ta imot stønad på 25-50 pst. av kostnadene for prosjekta i demonstrasjonsfasen.

Kostnader og finansiering av transportløysingar for innanlands bruk av gass

Regjeringa legg opp til ein vidareføring av satsinga på naturgass. Dei utgreiingane som er gjennomført, støttar opp under ein politikk for ei gradvis utbygging av infrastruktur for naturgass.

Regjeringa legg vekt på:

• – å leggje til rette for at meir naturgass kan nyttast til innanlands verdiauking.

• – å ha ei tilskotsordning for utbygging av infrastruktur for naturgass for å auke bruken av gass og for å hauste erfaring.

• – at stønaden til utbygging av infrastruktur for gass må vere innanfor rammene av Noregs internasjonale miljøplikter.

Det vises elles til St.meld. nr. 9 (2002-2003) om innenlands bruk av naturgass mv. ("gassmeldinga").

Økonomiske sider ved transport av gass

Departementet viser til NVEs vurderingar av økonomien ved gasstransport, og ein rapport om dette er trykt som vedlegg til meldinga.

I analysane av lønsemda ved gasstransport har NVE spesielt vurdert transportløysingar til område med eit relativt stort potensial for bruk av gass. Til enkelte stader er kostnadene ved både rørtransport og LNG-løysingar vurdert.

NVE har rekna på mogelegheitene for å etablere LNG-ruter med skip i ei nordleg og ei sørleg rute, og har samanlikna kostnadene ved etablering av LNG-distribusjon og gassrør til område som ligg nær ilandføringsstadene. Det er gjort kostnadsoverslag for eit gassrør til Trondheim, og NVE har sett på kostnadene ved eit rør til Bergen. NVE har analysert fleire alternativ for transport av gass til Grenland, som har det største potensialet for å auke bruken av gass på kort sikt i Noreg. Både eit tørrgassrør, eit såkalla kombirør (for tørrgass og våtgass), ei LNG-rute og ei CNG-rute som er spesielt tilpassa industriell bruk, er analysert.

Den nordlege LNG-ruta omfattar Trondheim, Fosen, Rana, Mosjøen og Narvik. Etter berekningar frå MARINTEK er dei totale investeringskostnadene for eitt skip og mottaksterminalar 390 mill. kroner. Driftskostnadene er utrekna til å bli om lag 40 mill. kroner årleg. Etter NVE sine vurderingar kan det vere mogeleg å selje om lag 135 millionar Sm3 på lang sikt, til ein pris som dekkjer desse kostnadene.

Den sørlege LNG-ruta omfattar Østfold, Oslo, Drammen, Vestfold, Grenland, Kristiansand, Lista og Egersund. Dei totale investeringskostnadene for to skip og mottaksterminalar er estimert til 620 mill. kroner. Driftskostnadene vil vere om lag 79 mill. kroner per år. Etter NVE sine vurderingar kan det vere mogeleg å selje om lag 315 millionar Sm3 på lang sikt, til ein pris som dekkjer desse kostnadene.

NVE har vurdert kostnadene for gassrør frå Tjeld­bergodden til Trondheim. Kostnadene ved å levere gass til brukarane i Trøndelag synest å bli mykje høgare med ei slik rørløysing enn med levering frå den nordlege LNG-ruta. Det gjeld så lenge gassvoluma er små.

NVE har lagt til grunn at det kan være mogeleg med ein samla etterspurnad på om lag 30 millionar Sm3 i Sør-Trøndelag. Dersom bruken av gass blir monaleg høgare kan lønsemda bli betre enn ved LNG-transport. Det gjeld særleg om det planlagde gasskraftverket på Skogn blir bygd. Det opnar for greinrør til ei rekkje ulike område i regionen. Det er lagt planar for greinrør mellom anna til Trondheim, Verdal og Orkanger.

Statleg deltaking i finansieringa av gassrør føreset at staten ikkje subsidierer konvensjonelle gasskraftverk. Regjeringa vil vurdere gassløysingar til ulike område i Trøndelag meir konkret når det blir klart om gasskraftverket vert realisert.

Bergensområdet har eit relativt stort potensial for bruk av naturgass, knytt til transportsektoren, oppvarming av bygningar og ein del industribruk. Vurderingane av kostnadene ved å føre naturgass til Bergen, er basert på utrekningar gjort av Naturgass Vest. Naturgass Vest terminerte arbeidet med rørprosjektet i 2001 til fordel for ei LNG-løysing. NVE har komme fram til at investeringskostnadene for eit tilsvarande rør i dag er 215 mill. kroner. Eit slikt rør vil i følgje NVE gi transportkostnader på omkring 150 øre/Sm3.

NVE har analysert fire løysingar for transport av naturgass til Grenland, og vurderingane av lønsemda ved dei ulike transportløysingane er presentert i meldinga. Dette gjelder:

• – tørrgassrør frå Kårstø

• – LNG-rute frå Zeebrugge

• – CNG-rute frå Kårstø

• – kombirør (for våtgass og tørrgass) frå Kårstø.

NVE har vurdert korleis økonomien i dei ulike alternativa for transport av tørrgass til Grenland vil bli endra ved endringar i dei viktigaste føresetnadene. Større årleg volum, lengre økonomisk levetid, høgare transporttariff og lågare rente vil gi ein betre prosjektøkonomi.

Den samfunnsøkonomiske analysen av dei ulike transportalternativa til Grenland trekk i retning av betre lønsemd. Men korkje tørrgassrør, kombirør eller sjøtransport står i analysane fram som samfunnsøkonomisk lønsame løysingar for gass til Grenland.

Då Stortinget handsama St.meld. nr. 9 (2002-2003) vart det lagt vekt på at det var uvisse rundt kostnadene ved gasstransport i Noreg. Tala som no er presentert, gir etter departementet si vurdering eit godt grunnlag for å vurdere hovudtrekk ved kostnadene knytt til å etablere ulike løysingar for infrastruktur for naturgass i Noreg.

NVE har gjort grundige studiar for å komme fram til dei mest aktuelle innanlandske brukarane av naturgass. Analysane viser at etterspurnaden på kort sikt er avgrensa på kvar enkelt stad, og at det er stor avstand mellom forbruksområda. Vidare viser analysane at det kan vere mogeleg å selje LNG i Noreg til ein pris som dekkjer kostnadene. LNG- og CNG-infrastruktur har større fleksibilitet enn rør og kan byggast opp etter kvart som marknaden veks. LNG- og CNG-infrastruktur har òg lågare investeringskostnader, ein potensiell andrehandsverdi og dei kan betre tilpassast dei forventa voluma dei nærmaste åra framover.

Store rør over lange avstandar er svært kostbare. Med dei føresetnadene som er lagt til grunn i desse utgreiingane meiner Regjeringa det ikkje vil vere lønsamt å byggje store rør over lengre avstandar i Noreg no. Men det kan ikkje utelukkast at ein seinare kan få betre balanse mellom kostnader og inntekter. Til dømes vil langsiktige forpliktingar frå industrien om avtak av større volum og høgare betalingsvilje i marknaden kunne vere viktige i ein slik samanheng.

Regjeringa vil støtte opp under ei stegvis oppbygging av marknaden for naturgass. Naturgassen må introduserast på ein fleksibel måte, for eksempel ved å byggje infrastruktur for gass transportert med skip som kan nyttast andre stader når etterspurnaden veks og marknaden etterspør andre løysingar med større kapasitet. Når marknaden er blitt etablert på denne måten, kan det i neste omgang vere aktuelt å byggje gassrør for å forsyne enkelte område. Regjeringa vil i oppbyggingsfasen halde kontakten med industrien.

Regjeringa meiner gassrør kan vere aktuelt enkelte stader, men viser til at det skal mykje til å få ein forsvarleg økonomi i slike rør om marknaden ligg langt frå gasskjelda. Gassrør kan bli meir aktuelt når marknaden er meir etablert. Analysane som nå er gjennomførde støttar opp under ein politikk for ei stegvis utbygging av infrastruktur for gass, der den mest omfattande bruken i første omgang kjem i områda som har dei beste naturlege føresetnadene.

Det vises til at det i ein introduksjons- og utviklingsfase vil vere naudsynt med offentleg stønad, som bør givast som tilskot til private aktørar som ønskjer å byggje ut rør for overføring eller anlegg for transport av LNG for å gjere gass tilgjengeleg til nye område.

Eigarskap og finansiering

Departementet viser til at i Noreg har private interesser vore pionerar i den tidlege fasen av utbygging av infrastruktur for gass. I fasen etter at private har starta opp ser ein ofte eit auka offentleg engasjement, og i denne fasen vil koordineringsbehovet ofte vere langt større. Det kan vere aktuelt å få kopla saman lokale nett og å etablere eit sentralnett for større områder.

I Noreg er det ein godt utbygd elektrisitetsforsyning, som gjer at det er mindre grunn til å leggje stor vekt på fordelings- og distriktspolitiske omsyn i høve til utbygging av ny gassinfrastruktur i Noreg, enn tilfelle er i mange andre land.

Regjeringa legg vekt på at bruken av naturgass er i ei tidleg oppbyggingsfase i Noreg. Det er viktig å ta omsyn til samfunnsmessige interesser ved utbygging av infrastruktur for gass, men ei oppretting av eit statleg eigarselskap for investeringar i infrastruktur blir ikkje vurdert som aktuelt i dei næraste åra.

Om det vil vere føremålstenleg med eit statleg eigarskap, må vurderast i lys av den vidare utviklinga av infrastrukturen i gassektoren og bruken av gass innanlands. Men også med ein omfattande gassinfrastruktur vil det kunne vere meir føremålsteneleg at dei samfunnsmessige omsyna blir ivareteke gjennom utforminga av rammevilkåra for slik verksemd (stønader, avgifter, reguleringar mv.). Regjeringa vil i dei nærmaste åra støtte opp under ei stegvis oppbygging av marknaden for naturgass gjennom den politikken som vart trekt opp i Gassmeldinga.

Ei utvikling mot nærmare integrasjon mellom elektrisitet og gass kan gjere det aktuelt for nettselskap å vurdere eigarskap i eventuelle gassrør. For desse selskapa vil det vere viktig å gjere dei rette investeringane i transport av energi.

Ein pliktig sertifikatmarknad for fornybar elektrisitet

Departementet orienterer i meldinga om arbeidet med å etablere ein sertifikatmarknad - og trekkjer opp rammene for det vidare arbeidet med marknaden. Det er ikkje lagt opp til konkrete tilrådingar og avgjerder for det framtidige systemet.

Ein sertifikatmarknad er eit tiltak for å stimulere til auka bruk av fornybar elektrisitet. Produsentar av fornybar elektrisitet får sertifikat etter kor mykje dei produserer. Forbrukarar av elektrisitet blir pålagde å kjøpe sertifikat i høve til forbruket. Produsentane vil dermed få ei inntekt frå sal av sertifikat i tillegg til inntekta frå sal av straum, og ekstrainntekta frå salet kan gjere det lønsamt å byggje ny kraftproduksjon. Inntektene vil verke som ein stønad til fornybar elektrisitetsproduksjon.

Ein viktig forskjell på eit slikt system og ordinær skattlegging og subsidieoverføring, er at systemet ikkje inngår i den årlege handsaminga av statsbudsjettet, men vil vere ei øyremerka binding av ressursar retta mot fornybar elektrisitet. Generelt vil flytting av verkemiddel ut av statsbudsjettet gjere budsjettet som styringsverktøy mindre effektivt.

I Europa har dei fleste landa stønadssystem for fornybar elektrisitet. Feed-in-tariffar og pliktige sertifikatmarknader er vanlege stønadssystem. I Sverige opna marknaden for pliktige sertifikat 1. mai 2003, og det vises til at Noreg kan hauste nyttige erfaringar frå Sverige når vi skal slutte oss til systemet. Den svenske sertifikatmarknaden skal erstatte tidlegare tilskotsordningar til elektrisitetsproduksjon, og EU-direktiv 2001/77/EC har vore rettleiande for kva som skal ha rett til sertifikat i Sverige.

Olje- og energidepartementet tok kontakt med det svenske Näringsdepartementet våren 2003 for å sjå nærmare på om det var grunnlag for eit samarbeid om ein felles svensk-norsk sertifikatmarknad for fornybar elektrisitet. Ein felles marknad kan komme i stand ved at Noreg opprettar ein sertifikatmarknad som liknar den svenske, basert på at sertifikata er gyldige i båe landa. Dette krev at sentrale tekniske løysingar er koordinerte.

Departementet viser til at det er naudsynt å komme overeins om ei felles plattform for samarbeid med dei svenske styresmaktene. Det er i meldinga gjort greie for både den svenske marknaden for el-sertifikat og for samarbeidet med Sverige.

Spørsmål knytt til organiseringa av marknaden vil også ha store konsekvensar for korleis marknaden vil fungere, og departementet viser til at ein sertifikatmarknad bør ha ei levetid på minst 20 til 30 år for å fungere godt. Dei vala som blir gjort i etableringa av marknaden kan bli førande for satsinga på fornybar elektrisitet i mange år framover. Spørsmål knytt til utforminga av marknaden er drøfta i meldinga.

I ein sertifikatmarknad er etterspurnaden fastsett ved lov. Også andre rammer for marknaden blir lagt inn i lova og forskriftene. For at dei som vil investere i produksjon av fornybar elektrisitet skal ha høve til å planleggje og gjennomføre sine prosjekt, må rammene for marknaden liggje fast og ikkje endrast over tid. Det stiller store krav til utforminga av sertifikatmarknaden.

Olje- og energidepartementet tek sikte på å leggje fram eit lovforslag om ein norsk-svensk sertifikatmarknad våren 2005, med sikte på at ein felles sertifikatmarknad kan starte opp frå 1. januar 2006. Dette lovarbeidet er omtala i meldinga, og NVE har fått i oppgåve å førebu seg på å vere tilsyn for ein sertifikatmarknad. Departementet viser til at det er viktig å unngå ei ordning der det er moms på norske sertifikat. Dersom det blir moms i Noreg, men ikkje i Sverige, vil det forstyrre marknaden.

Sertifikat blir førebels sett som alminnelege omsettbare formuesobjekt. Tilhøvet til verdipapirlovgivinga vil bli vurdert nærmare i det lovarbeidet som er i gang.

Utforminga av sertifikatmarknaden

Departementet viser til at det må vere obligatorisk å kjøpe sertifikat, og dette kravet må regulerast i lov gjennom fastsetting av kvoter. Kvotene speglar dei ambisjonane styresmaktene har for satsinga. I ein felles norsk-svensk sertifikatmarknad vil summen av dei nasjonale ambisjonane vise den felles satsinga på fornybar el-produksjon. Storleiken på dei nasjonale ambisjonane blir berre eit uttrykk for kor mykje ny fornybar produksjon kvart land ønskjer å finansiere. Men storleiken på kvotene i kvart land legg ingen føringar på om produksjonen kjem i det eine eller det andre landet. Kor stor fornybar produksjon det blir i kvart land avhenger i stor grad av produksjonskostnader, konsesjonskrav og kor mange produksjonstypar ordninga skal omfatte i kvart land.

Kvoteplikta er den lovfesta plikta til å ha ei viss mengd sertifikat kvart år i forhold til elektrisitetsbruken i det aktuelle året. I utforminga av forslaget til kven som skal ha kvoteplikt vil departementet mellom anna leggje vekt på dei same omsyna som har vore aktuelle i samband med den nye ordninga for el-avgifta. Ei kvote blir fastsett for kvart år, og kvota vil i startfasen normalt auke frå år til år. Etter at ambisjonane for satsinga er nådd, minkar kvota over tid ned til null.

Det er grunn til å tru at sertifikatmarknaden over tid kan påverke kraftmarknaden i ein viss mon i retning av lågare prisar på sjølve krafta. Det kjem av at tilskotsordninga stimulerer til auka kraftproduksjon. Det er vanskeleg å seie kor stor innverknad dette vil kunne få.

Regjeringa ser det som viktig å skape eit grunnlag for utvikling av meir fornybar elektrisitet i Europa gjennom ein sertifikatmarknad. Det vil òg vere med å leggje grunnlaget for verdiskaping i Noreg basert særleg på vindressursar og vasskraftressursar.

For å ta omsyn til verdiskaping i Noreg må avgrensinga av kva for energikjelder som har rett på sertifikat, vere vurdert i høve til dei avgrensingane som er valde i andre land. Om Noreg set strengare grenser for kva for energikjelder som kan få sertifikat enn det som blir gjort i dei andre landa i marknaden, blir moglegheitene til verdiskaping i Noreg redusert. Ei slik smal avgrensing i Noreg vil også gi høgare import av kraft. I ein felles marknad med Sverige vil ei smalare norsk avgrensing føre til at Noreg i større grad finansierer utbygging av fornybar produksjon i Sverige.

Det er naturleg å erstatte driftsstønadsordningar til fornybar elektrisitet med sertifikatordninga. Nokre av vindkraftverka har fått både driftsstønad og investeringsstønad. Det er vanskeleg å sjå grunnar til at dei skal få sertifikat dersom dei ønskjer å behalde investeringsstønaden.

Ein felles svensk-norsk marknad vil ta utgangspunkt i den noverande svenske modellen. Svenske styresmakter har notifisert denne ordninga til EU-kommisjonen i samsvar med statsstønadsregelverket, og EU-kommisjonen godkjente ordninga. Minsteprisen i den svenske marknaden var eit statsstønadelement som var i tråd med statsstønadsregelverket i EU. Dersom eit samarbeid mellom Noreg og Sverige følgjer opplegget som Kommisjonen har godkjent for Sverige, er det venta at ordninga som blir foreslått kan godkjennast både av Kommisjonen og ESA.

Regjeringa vil i samråd med dei svenske styresmaktene vurdere kor lenge det er naudsynt å fastsette kvotene, men kvotefastsettinga bør truleg gi grunnlag for ein marknad som skal vare i minst 20 år.

Regjeringa vurderer ei overgangsordning for vindkraft, og legg opp til at dei som byggjer ut vindkraft no får dei same rettane i sertifikatmarknaden som om dei ventar til etter at marknaden har starta opp. Dei detaljerte reglane om dette må vurderast nærare, mellom anna i høve til reglane om statsstønad i EØS-avtalen.