HelgelandsKraft AS- Årsmelding 2002

Utdrag ved Vern Vefsna. Vi har også uthevet noen setningsdeler med fet skrift. Les hele årsmeldingen hos HK.

Om HelgelandsKraft AS

HelgelandsKraft AS er et offentlig eid aksjeselskap med 14 kommuner som aksjonærer. Selskapet er organisert med en divisjonsstruktur for forretningsområdene kraftproduksjon, kraftomsetning og nett. Midt-Helgeland Kraftlag A/L ble stiftet i 1946, fusjonert med Sør-Helgeland Kraftlag A/L i 1964 til Helgeland Kraftlag A/L og omdannet til aksjeselskap 1. mars 2001. Hovedkontor er i Mosjøen med avdelingskontorer i Brønnøysund, Sandnessjøen og Mo i Rana. Omsetningen i 2002 var 702 mill. kr. , driftsresultatet var 184 mill. kr. og resultat etter skatt 115 mill. kr. Antall årsverk er 262. Divisjon nett transporterer kraft i et nett med en utstrekning på ca. 7300 km som dekker et område fra grensen mot Nord-Trøndelag til Saltfjellet (områdekonsesjonen dekker et areal på 16000 km2).

I 2002 ble det levert 1084 GWh til 44.000 anlegg på Helgeland. Divisjon produksjon har ansvar for utvikling og drift av kraftproduksjonen som skjer i 9 kraftverk med en middelproduksjon på 960 GWh. Divisjon marked har ansvar for salg til husholdnings og næringsmarkedet . Salget skjer i hovedsak på Helgeland, men også i andre nettområder inkludert salg i Sverige via deleid selskap. I tillegg til kraftomsetning i sluttbrukermarkedet utfører divisjonen engroskraftomsetning på oppdrag fra divisjon produksjon.

STRATEGI OG FRAMTIDSUTSIKTER

Eierforhold – overgang til aksjeselskap

HelgelandsKraft AS er i dag næringsvirksomhet med rammebetingelser der forretningsmessig drift er en forutsetning for videre utvikling innen alle divisjoner, både produksjon, marked og nett. Vi må opptre ihht. dette, men samtidig skal også samfunnsmessige interesser pga. omfattende ringvirkninger, spesielt tilknyttet nettvirksomheten, ivaretas.

HK ble fra 1. mars 2001 omdannet til aksjeselskap ihht. overgangsreglene i Lov om interkommunale selskaper. På ordinær generalforsamling 2002 ble styrets vurderinger mht. oppfølgingssak fra omdanningen vedr. selskapsstruktur, eierstruktur og vedtekter tatt til etterretning. Regjeringens lovendringsforslag om utvidelse av hjemfallsreglene i konsesjonsloven innebar at alle aktører – også offentlige som hadde fått konsesjon på ubegrenset tid – skulle rammes av vederlagsfritt hjemfall til staten etter 75 år. Opprinnelig var planen at dette forslag skulle stortingsbehandles i 2003, men etter sterke henstillinger skal det nå nedsettes et bredt offentlig utvalg som skal foreta en grundig utredning fram til 2005. Med de verdimessige og også strukturelle konsekvenser hjemfallsforslaget vil ha for framtidig regionalt eierskap er det viktig med lokalt engasjement også på eiersiden i den videre prosess.

Nettvirksomheten

2002 var første år i ny inntektsrammereguleringsperiode som går fram tom. 2006. Revidert regime er bedre enn forrige, men potensialet for ytterligere forbedringer i nytt regime fra 2007 er absolutt tilstede. Vår nettvirksomhet er fortsatt rangert effektivitetsmessig bedre enn gjennomsnitt av NVE, men det samlede effektiviseringskrav har økt fra 1,73 % til 1,94 % p.a. Dette skyldes endret praksis mht. vurdering av nett med sjøkabel. Forholdet er innklaget. Den nye reguleringen fanger også delvis opp vår spesielle utfordring med gammelt nett.

Kvalitetsjustering av inntektsrammen for ikke levert energi (KILE) ble innført fra 01.01.01. og vil i større grad aktualisere risikobegrepet innen nettvirksomheten. Framtidige tiltak i nettet må vurderes opp mot sannsynlighet for og konsekvens ved feil/ avbrudd. Prioriteringer blir enda viktigere. Både 2001 og 2002 har gitt bedre resultat enn rammen for forventet KILE – beløp, men beløpet er så langt ikke inntektsført.

Vår nettvirksomhet må fortsatt effektiviseres. Kostnadsreduserende tiltak, både på drifts- og investeringssiden, blir nødvendig. Strengere prioriteringer av investeringer blir viktig, og vi har derfor i et pionerprosjekt som har strukket seg over 2 år kartlagt tilstanden i fordelingsnettet for å sikre riktig prioritering. Denne kompetanse er vi i ferd med å selge til andre nettaktører. Organisering, bemanning og holdningsskapende tiltak vil være naturlige parametere for videre effektivisering. Kvalitetsarbeidet blir fortsatt fokusert for å gi ønskede forbedringer. Nettdivisjonen står foran store investeringsprosjekter de nærmeste årene. Forbedring av leveringssikkerheten på Sør-Helgeland med totale nettinvesteringer på 70 mill. kr. er største enkeltprosjekt. Videre utbygging av toveiskommunikasjon for innsamling av måleverdier skal også vurderes i løpet av året.

Produksjonsutvidelser

Helgeland har fortsatt vannkraftressurser som kan utnyttes selv innen de begrensede rammer politiske myndigheter setter. I 2002 er tilleggsoverføringer til Kolsvik kraftverk (29 GWh) ferdig og utvidelsesprosjektet Forsland kraftverk (25 GWh) nærmer seg slutten. Konsesjon er gitt for tilleggsoverføringer til kraftverkene i Sjona/Fagervollan (12 GWh). Planen var opprinnelig å starte prosjektet sommeren 2002, men vi fikk avslag på vår søknad om dispensasjon fra kommuneplanens arealdel. Konfliktpotensialet mellom vassdragsreguleringsloven og plan- og bygningsloven kom her fram. Etter nærmere dialog med Rana kommune har vi imidlertid nå fått dispensasjon og prosjektet startes opp sommeren 2003. Laksen kraftverk (26 GWh) er også gitt konsesjon. I tillegg har vi foretatt ny kraftkartlegging på Helgeland og rundt 20 prosjektskisser med til sammen ca. 400 GWh bearbeides videre. Vefsnavassdraget vurderes i forslag til Supplering av Verneplan for vassdrag. Med et kraftpotensiale på ca. 1500 GWh, hvorav HK har interesser opp mot 300 GWh, er det viktig at vassdraget ikke vernes. Mer kraftutbygging avhenger av framtidige markedspriser og om tillatelse vil bli gitt. Vinterens kraftkrise og scenarier med et noe høyere prisnivå enn tidligere gir grunnlag for forsiktig optimisme. Ifbm. forstudie vindkraft på Herøy ble det konkludert at det med lokale vindforhold, dagens rammebetingelser herunder markedspris, foreløpig ikke var lønnsomt å realisere vindkraft. Selv om støtteordningene til vindkraft nå er redusert, kan tilpasning til EU – direktiv for fornybar energi og internasjonal handel med grønne sertifikater åpne for nye finansieringsmuligheter.

Kraftbalansen

Kraftbehovet i det felles nordiske kraftmarked øker og Norge/Sverige/Finland er i dag i en underskuddssituasjon som i normale år oppveies av tilsvarende overskudd i Danmark. Forbruket i det norske system isolert er nå på 125 TWh og produksjonsevnen er simulert til 118 TWh i middelår. I tørre år vil imidlertid Norge og Sverige få så stort underskudd at dette vanskelig kan dekkes opp av import utenfra pga. begrensede overføringsforbindelser. Vinteren 2002/2003 er forsyningssikkerheten anstrengt og rasjonering forberedes til våren. Neste vinter kan gi store forsyningsproblemer hvis tilsigsforholdene ikke bedres drastisk.

Politisk unnfallenhet kombinert med idealisme over lang tid synliggjøres nå i den truende kraftkrisen. Videre nedbygging av overskuddskapasitet i Nord- Europa og begrensninger for dansk kullkraft pga. CO2 utslipp, vil gi ytterligere potensial for rentabel avsetning av ren og fornybar vannkraft og lite forurensende gasskraft. Markedsutsiktene er derfor lovende på sikt spesielt hvis oppfølgingen av Kyoto-konferansen medfører at det legges internasjonalt harmoniserte miljøgraderte avgifter på kraftproduksjon og det innføres internasjonal handel med utslippskvoter . Handel med grønne sertifikater knyttet opp mot mindre vannkraft og vindkraft er nå i gang og dette forventes å utvikle seg. Slik kan fornybar energi, herunder også vannkraftens, miljøfortrinn hensyntas i økonomisk sammenheng. For å bedre forsyningssikkerheten i et velfungerende nordisk marked ønsker kraftnæringen mer forutsigbare og mer realistiske rammebetingelser for ny kapasitet – både vannkraft og gasskraft. Stikkord her er åpning for mer vannkraft, kortere konsesjonsbehandling, marked for grønne sertifikater, endringer i kraftskatteregimet og teknologinøytrale støtteordninger. Toveiskommunikasjon og større fleksibilitet i kundegrensesnittet er også viktige bidrag. Nye sjøkabelforbindelser mot utlandet kan være aktuelt, men realisering er usikker pga. dårlig lønnsomhet. Konkurranseforhold - allianser/samarbeid. Rammebetingelsene har utløst en nødvendig strukturrasjonalisering innenfor næringen og det er blitt færre og større enheter. Statkraftalliansen er den klart dominerende der statlig kapital og konsesjonsbeskyttelse har muliggjort oppkjøp av kommunale/fylkeskommunale eierandeler. Statkrafts oppkjøp er imidlertid nå stoppet av konkurransemyndighetene. Inntil den kommende tilpasning av industrikonsesjonslovens hjemfallsbestemmelser til EØS avtalen avklares, vil strukturendringene stilles i bero.

Kraftomsetningsselskapet Storuman Energi AB der HK eier 50 % er etablert for å drive kraftomsetning i Sverige. Kundetilstrømningen har vært stor også i 2002, men selv om utviklingen er positiv og marginene er høyere enn i Norge er det fortsatt utfordringer på kostnadssiden spesielt i IT grensesnittene mellom aktørene.

HKs fjernvarmevirksomhet i Mo i Rana er tidligere slått sammen med den virksomhet som ble drevet av Mo Industripark AS. HKs intensjonen er å utvikle og benytte Mo Fjernvarme AS’ kompetanse også ved evt. andre fjernvarmeutbygginger i regionen. Et skisseprosjekt basert på spillvarme fra Elkem Aluminium Mosjøen skal nå vurderes nærmere. ELINOR alliansen der HK deltar sammen med 4 større kraftselskap i Nord-Norge konsentrerer nå virksomheten om innkjøpssamarbeid. HK har sammen med 5 andre kraftaktører stiftet Enviro Energi ASA. Selskapet skal markedsføre og omsette fornybar energi og grønne sertifikater basert på vann, vind og biomasse i det norske og det internasjonale marked.

Utsikter

Året 2003 ble innledet med ekstremt høye kraftpriser og stor uro i kraftmarkedet. En mild februar og mars har dempet prisene noe og bedret forsyningssituasjonen. Det ligger fortsatt an til en kritisk situasjon fram til vårløsningen i delområder av Norge, men Helgeland er bedre stilt enn områder sør for oss. Vinteren 2003/2004 kan imidlertid også bli kritisk forsyningssikkerhetsmessig og vi har i tråd med pålegg fra NVE etter beste evne forberedt oss på en eventuell rasjoneringssituasjon. Forutsatt normale tilstander videre framover ligger vi an til å få et resultat i 2003 som kan bli på nivå med det gode 2002 resultat. Med utsikter til et varig høyere kraftprisnivå vurderes HKs framtidige inntjening og finansielle stilling som god. HK har i over 50 år opparbeidet tradisjoner, kompetanse og forutsetninger for å kunne utvikle seg videre. Potensial for lønnsomhetsforbedring finnes innen alle divisjoner. Utfordringen blir å finne de beste løsninger som sikrer rasjonell utvikling av HK slik at framtidig konkurransekraft og inntjening styrkes. Den regionale tilhørighet og identitet er et konkurransefortrinn som skal utvikles videre. Styrets vurdering er at HK har en god posisjon med et veletablert kraftsystem og økonomisk soliditet. Med kompetente, engasjerte og samhandlende medarbeidere med vilje til å ta de kommende utfordringer og omstillinger skal fortsatt verdiskaping, kompetanse og utvikling styrkes – i tråd med HKs visjon «en aktiv verdiskaper for regionen». Styret vil gi anerkjennelse til de ansatte som gjennom sin gode innsats gjennom året har styrket HKs konkurransekraft og inntjening.

Eierstruktur pr. 31.12.02

KRAFTPRODUKSJONSANLEGG