Private løsninger ble for dyre

Verdensbanken krevde full privatisering for å delta i utviklingen av den ugandiske energisektoren. Etter snart ti år er den ugandiske landsbygda like strømløs.

Ny Tid
Ny Tids arkiv av artikler, skrevet av diverse skribenter. (Se nederst i artikkelen, evt kontakt oss for skribent).

Da Norge begynte samarbeidet med ugandiske myndigheter for en omlegging av energisektoren i 1997, hadde fem prosent av landets innbyggere tilgang til strøm. I dag er tallet kanskje seks prosent, hvis man ser optimistisk på det.

Frem til 2002 brukte Norge til sammen 400 millioner kroner på energisektoren i Uganda. Målet var en «omfattende restrukturering, med sikte på effektivisering og tilrettelegging for private investeringer». I dag har ugandere i beste fall strøm i tre av fire dager, takket være et nytt og kostbart dieselaggregatanlegg.

– Nå har vi holdt på i Uganda i åtte år, landet har gjort absolutt alt de er blitt bedt om, når det gjelder endringer i lovverket og reguleringsmyndighet og endringer med oppdeling av produksjon, transmisjon og distribusjon/salg (UEB) i tre ulike enheter i første omgang, og så senere privatisering av produksjon og distribusjon. Men fortsatt er det ikke bygget ut en jævla megawatt i privat regi. De private investorene har sviktet, de tjener lettere penger andre steder. Selv etter anbudsrundene har det stort sett bare endt opp med en byder, sier Espen Lier, jurist hos Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) og involvert i den norske bistanden.

For dyrt

Norsk bistand har i hovedsak gått til finansiering av overføringslinjer og transformatorstasjoner, finansiering av turbiner til kraftverket ved Owen Falls og støtte til utarbeidelse av lovverk for energisiden, samt tilrettelegging for oppretting av en regulator; Electricity Regulatory Authority (ERA), (tilsvarende NVE).

– Årsaken til at nødvendig kraftutbygging ikke har skjedd er kompleks, og kan vanskelig tilbakeføres til en enkelt aktør. Man må heller ikke glemme at den viktigste aktør er landets egne myndigheter, sier Even Sund i avdeling for miljø og næringsutvikling i Norad til Ny Tid. Sund har i mange år vært involvert i bistanden til Uganda.

Målet var altså utvikling. Lys i husene på landsbygda slik at barna kunne lese lekser på kvelden og strøm til industrien, for å skape arbeidsplasser og ny vekst i økonomien. Middelet var å bygge ut Bujagali-fallene. 100 prosent privat finansiering var kravet fra Verdensbanken. Men selskapet bak, AES Nile Power, gikk overende i kjølvannet av Enron-konkursen.

– For å øke kraftproduksjonen satset ugandiske myndigheter på å bygge ut Bujagali, som de anså som det gunstigste alternativ. Grunnen til at så ikke har skjedd enda, er mange. Jeg tror nok den tilnærmingen Verdensbanken hadde inntil nylig, om å satse på rene private investeringer har vært en faktor som kan ha hatt en kostnadsdrivende effekt og som det er verdt å stille spørsmålstegn ved. Rent private investeringer medførte også at garantipremiene på toppfinansieringen av prosjektet ble veldig høye, påpeker Sund.

– Det er høyere risiko for slike investeringer, enn i de rike landene. Det medfører at de ønsker seg høyere avkastning og kortere nedbetalingstid. AES hadde for eksempel lagt opp til en avkastning på 18 – 20 prosent. Det holder ikke med garantier fra ugandiske myndigheter, da må Verdensbanken, GIEK og andre inn. Men disse skal også ha betalt. Slik blir kraftprosjektene fort 50 prosent dyrere eller mer, enn om landet hadde hatt penger på bok, påpeker Espen Lier.

– Uganda har en lang tradisjon for privatisering. Etter at vi hadde gått igjennom strukturtilpasningsprogrammene til Verdensbanken og pengefondet hadde vi på begynnelsen av 90-tallet en økonomisk vekst på rundt åtte prosent. Den gang ble Uganda holdt frem som et forbilde. Det kom ikke som noen overraskelse at de privatiserte energisektoren, påpeker Patrick Byakagaba til Ny Tid.

Han er nettopp ferdig med to års studier ved Universitetet for miljø- og biovitenskap i Ås. Nå skal han hjem for å sette teori ut i praksis.

– I 1994 kom det overføringslinjer langs hovedveien forbi min landsby, Kigorobya i Hoima-distriktet. Men fortsatt er ikke elektrisiteten ført lenger enn til markedet ved veien. Det finnes ingen overføring inn til landsbyen, sier Byakagaba.

– Først og fremst må vi spørre oss selv, hva slags behov har vi for energi i Uganda. Det er ingen tvil om at det er et underskudd, men før vi gjennomfører en utbygging, må vi kartlegge behovene og mulighetene bedre, sier Byakagaba. Han tror all kritikken mot Bujagali-prosjektet var medvirkende til å utsette utbyggingen.

– Jeg ville trodd at Verdensbanken, den ugandiske regjeringen, internasjonal vannkraftsekspertise og private investorer var sterke nok til å drive igjennom dette prosjektet?

– Det er klart de er mektige. Men når et prosjekt har negative konsekvenser på miljøet, og kritiske innvendinger kommer på banen, må selv slike institusjoner ta hensyn. Jeg tror Verdensbanken og andre nå ser at de er mer avhengige av et godt rykte enn de kan hende var før. Nettopp det ser jeg på som veldig positivt. Og det er ikke slik at vi er negative til kraftproduksjon, gi meg et vinn-vinn prosjekt, og jeg er for det, sier Byakagaba.

Også internasjonalt vakte Bujagali-utbyggingen motstand, og da kanskje særlig hos International Rivers Network i USA.

– En medvirkende årsak, som det i alle fall er verdt å reflektere over er noen av de internasjonale NGOers rolle. Man kan spørre seg hvem organisasjoner som International Rivers Network egentlig er talsmenn for. Det er ikke de internasjonale NGOene som lider under energimangelen i Uganda, og deres arbeid kan, bevisst eller ubevisst, hindre en utvikling til det ugandiske folkets beste. Deres virksomhet kan også være en medvirkende faktor til de økte kostnadene ved prosjektet, sier Espen Lund.

Leid ut

Dagens vannkraftsproduksjon i landet foregår ved de to verkene Kiira og Nalubaale ved Owen Falls. Installert kapasitet er 300 megawatt, men det produseres i dag ikke stort mer enn 200 MW. Noe av grunnen til dette er ekstra lav vannstand i Victoriasjøen. Deler av den norske bistanden gikk til en opprusting og utvidelse av dette verket. Driften av kraftverket er leid bort til sørafrikanske Eskom. Selskapet leverer bortimot 50 prosent av all elektrisitet i Afrika.

– Owen Falls er leid ut til Eskom på 20 år. I stedet burde de kanskje ha solgt det opprinnelige kraftverket, bygget av koloniherrene og igangsatt i 1954, med hjemfall etter tretti år, og brukt denne summen på et av de planlagte verkene, påpeker Espen Lier.

Sammen med britiske Globeleq, britiske myndigheters investeringsselskap og underbruk av CDC, har Eskom også en 20 års kontrakt på driften av sentralnettet i landet. Selskapet, Umeme Ltd., satte opp strømprisen 1. mars i år, til 212 ugandiske shilling per MW for private og 178 shilling for næringslivet, og møtte kraftig motbør fra forbrukerne. Selskapet mislyktes i å stanse en domsavsigelse som ga kundene rett til å gå til sak mot selskapet, grunnet prisøkningen. Selskapets ledelse var innkalt til retten denne uken, for å avgi forklaring i saken.

– Vi fikk også inn en bestemmelse i lovverket om en konsesjonsavgift til lokaldistriktet, som er satt til 1,5 prosent av bruttoomsetting, opplyser Lier. Distriktet Jinja fikk nettopp utbetalt 274 millioner shilling som betaling for produksjonen ved Kiira og Nalubaale, men ikke før de hadde trukket den tidligere operatøren, UEGCL for retten, da de nektet å utbetale pengene.

For å bøte på elektrisitetsmangelen ble det i mai åpnet et dieselaggregatanlegg på 50 MW utenfor hovedstaden Kampala. Myndighetene har måttet fjerne tollen på dieselen til anlegget, for å hindre en ytterligere prisøkning.

– Myndighetene har fjernet importavgiften på diesel til dette anlegget, for å holde strømprisen nede. Men hvem betaler for disse subsidiene? Det handler jo bare om folks penger uansett, poengterer Patrick Byakagaba. Resultatet av prisøkningen er også øket forbruk av kull og ved, noe mange frykter vil sette ekstra fart i avskogningen av landet.

Load shedding

For å bøte på strømmangelen må myndighetene også kutte leveransene for noen timer i enkelte områder når etterspørselen er størst (i høylastperioden), helst om ettermiddagen, såkalt load shedding. Ifølge myndighetene skal forbrukerne etter at dieselaggregatanlegget er satt i drift, få strøm 75 prosent av tiden.

– Uttrykket load shedding har blitt en del av vårt dagligdagse vokabular. Stadige strømkutt har en veldig negativ effekt på økonomien, påpeker Patrick Byakagaba.

– Det har blitt en blomstrende business å selge dieselaggregater til privat forbruk, for å si det sånn. Men de fleste ville foretrekke en sikker strømleveranse over sentralnettet til dagens pris, enn å være avhengig av dyr diesel, sier Espen Lier.

– Myndighetene bruker strømrasjoneringen som argument for å bygge ut Bujagali, men kraftverket kan ikke levere strøm folk har råd til å betale. Myndighetene hevder at økt kraftproduksjon vil sette fart i økonomien, slik at flere ugandere får råd til å betale for denne strømmen. Men hvordan kan de være så sikre på det, spør Byakagaba.

Lovverket er spesifikt utformet slik at det åpner for en privatisering og Verdensbankens forbud mot subsidiering av prisene er bakt inn i loven. Slik sett har de ugandiske myndighetene liten evne til selv å bestemme over prisene. Det har uansett vært et bærende prinsipp for all norsk deltakelse i Uganda, at tariffene skal dekke alle kostnadene ved strømforsyningen.

– I Norge har vi satset på å drive den samlede kraftsektoren på kommersiell basis, i den betydning at inntektene fra kraftsalg skal dekke kostnadene med å drive sektoren. Statens investeringer i kraftsektoren har vært langsiktige, uten de krav til kortsiktig inntjening private investeringer krever, påpeker Sund.

– Selv om du la strøm til alle husene på landsbygda og myndighetene subsidierte installasjonen, ville ikke folk hatt råd til å betale for strømmen. Elektrisiteten i dag er kun for de få som har råd til å betale, poengterer Byakagaba.

– Da vi begynte arbeidet i Uganda i 1997/98, var 5 prosent av befolkningen knyttet til strømnettet på landsbasis, og kun 1 prosent på landsbygda. Målet den gang var 400.000 nye abonnenter på landsbygda, men det har ikke skjedd noen vesentlig økning. Dette skyldes også at landet opplever en årlig befolkningsvekst på 3,5 prosent, eller rundt en million mennesker, påpeker Espen Lier.

Ifølge ERA er årsakene til de høye prisene flere. Ved siden av den lave effekten ved Owen Falls og prisen på diesel til verket i Kampala, er også en midlertidig skrinlagt import fra Kenya medvirkende. Til sist var landet nødt til å ruste opp ledningsnettet, før det ble lagt ut på anbud. Også dette er betalt av forbrukerne.

Endrer planene

Og det var her planene for to nye kraftverk kom inn i bildet, Bujagali og Karuma, på henholdsvis 250 og 150 MW. Bujagali-konsortiet gikk over ende da AES Nile Power gikk med i dragsuget etter Enron. I dette konsortiet var også norske Veidekke og konsulentselskapet Norplan involvert.

– Alt så greit ut for en utbygging av Bujagali; presidenten hadde lagt ned grunnsteinen og Veidekke-ansatte i Norge hadde solgt boligene sine for å flytte nedover. Men så gikk det skeis med AES. Etterpå har det hersket veldig mye usikkerhet om disse prosjektene. Det har vært snakk om å prioritere Karuma foran Bujagali, men energiministeren står fast på Bujagali, poengterer Lier.

Prosjektet synes nå som det nå kan bli realisert, og ugandiske myndigheter er tydelig optimister. Nå er de norske eierinteressene ute, og prosjektet drives frem av kenyanske Industrial Promotion Services, en del av den mektige Aga Khan Foundation. Med på laget er også indiske Tata og nederlandsk finansiering.

– Det synes som ugandiske myndigheter nå mener det kan være fornuftig å kombinere statlig og privat eierskap, og det ser ut til at dette er det myndighetene nå vurderer å få til med nye private aktører, sier Even Sund.

Men fortsatt er det knyttet en del skepsis til prosjektet.

– Mange spørsmål er ikke besvart når det gjelder Bujagali. Ikke minst om dette er strøm befolkningen har råd til å betale for. Vi trenger ikke bygge ut prosjekter som er for dyre for kundene. Selvfølgelig kunne man bygge ut Bujagali for industrielle formål, men industrien sier allerede i dag at prisen er for høy. Hva blir resultatet av det? Jo, de flytter ganske enkelt utgiftene over på forbrukerne, og prisene stiger. Det løser ingen problemer, påpeker Byakagaba.

– Det er ikke så enkelt å sammenligne Bujagali og Karuma, det var nesten ingen som skjønte AES sine utregninger av prisen på strømmen, da de la frem sin Power Purchase Agreement-avtale. Betalingen var basert på et capacity payment-prinsipp, som er avhengig av vannføringen på Nilen, som jo kan variere. Så det er faktisk helt umulig å fastslå prisen nøyaktig i forkant. Men det var tydelig at selskapet ønsket sine investeringer raskt tilbake; selv om avtalen løper over 30 år, ville de ha det meste tilbake innen ti år, sier Lier.

Det andre verket, Karuma Falls, under ledelse av norske Norpak Power Ltd, synes å slite både med finansieringen og samarbeidet med myndighetene. Selskapet håper at de i løpet av sommeren kan være på banen igjen. Bak Norpak står blant andre Agder Energi, som denne uken så vidt unngikk å bli spist av Statkraft.

– I forbindelse med utarbeidelse av ny elektrisitetslov tok NVE opp dette med hjemfallsrett. AES ble forelagt dette, og avviste det som urealistisk. Så kom Karuma på banen og på eget initiativ foreslo fullt hjemfall uten kompensasjon etter 30 år, og da fulgte AES etter. Hjemfallsprinsippet ble lovfestet i 1999, og nå kan ingen over kraftverk 10 MW prøve seg på noe annet enn hjemfall, opplyser Espen Lier.

Dyr diesel

Lawrence Omulen, direktør for konsulentselskapet Norplans virksomhet i Uganda. og daglig leder for Norpak, avviser at problemene har noen politisk sammenheng, men peker på avhengigheten av utenlandske investorer.

– Politisk har Uganda vært relativt stabile de siste 18 årene, så politisk ustabilitet har neppe noen rolle i dette. Derimot er ikke regjeringen i stand til på egenhånd å finansiere utbyggingen av nye, store kraftverk, med de sosiale oppgaver de står over for. Men la meg si: denne økonomiske avhengigheten av enkelte sentrale donorer skyldes i hovedsak vedvarende problemer i energisektoren, sier Omulen til Ny Tid.

Dersom regjeringen hadde lyktes i å utvikle både Bujagali og Karuma, ville landet unngått dagens dyre løsning med dieselaggregater, poengterer Omulen. Oljeprisen nærmer seg 60 dollar fatet og de fleste innser at tiden for billig olje er forbi.

– Kostnaden for dette 50 MWs verket, koster oss i løpet av 4 – 5 år det samme som et vannkraftsanlegg som leverer 150 – 200 MW, påpeker Omulen. Han legger til at Karuma tidligst kan stå ferdig om fire – fem år.

– Hva er årsaken til at Karuma er forsinket; mangelen på private investorer eller ugandiske myndigheter?

– Utsettelsen skyldes krav fra Verdensbanken, som ikke godkjenner utbyggingen av to prosjekter samtidig, til tross for Karumas relative fordeler fremfor Bujagali. Presidenten har gitt sin støtte og norske investorer er i stand til å fullfinansiere prosjektet, understreker Omulen. Men energiministeriet har altså bestemt seg for å prioritere Bujagali.

– Til hvilken pris vil Karuma og Bujagali levre strøm til forbruker?

– Forbrukerne vil betale en standard pris som settes av ERA. Utbyggerne vil kreve en gjennomsnittspris på 6 – 7 US cent (ca. 120 shilling) per KW til forbruker, i tillegg kommer prisen for overføring. Jeg tror neppe prisen vil settes ned med det første, sier Omulen.

Lokale behov

Norads investeringsgren, Norfund, evaluerer for tiden mulighetene for fire småskalakraftverk på Nilen. Dette skjer gjennom selskapet SN Power, eid i kompaniskap med Statkraft.

Verdensbanken har satt av 50 millioner dollar til elektrifiseringen av landsbygda, og disse prosjektene faller inn under dette programmet. Med i arbeidet er også Norplan. Anleggene er i størrelsesorden 3 – 10 MW, og skal i hovedsak dekke lokal etterspørsel og ikke levere til hovednettet.

– Kraftproduksjonen må tilpasses de lokale mulighetene og behovene. Vi kan benytte småskala vannkraftverk, jordvarme og sol. Men alle bare snakker om store dammer. Det er ikke minst en dårlig løsning når vi ser hvor stor mengde energi vi taper på lange overføringer, påpeker Patrick Byakagaba.

Det siste vannkraftsprosjektet på trappene er West Nile-prosjektet, også i regi av Aga Khan-stiftelsen. Dette run-of-the-river-prosjektet, med en samlet kapasitet på 6,6 MW er godkjent som et såkalt karbonkreditt-prosjekt som vil utløse CO2-kvoter. Planen er å erstatte ineffektive statlige og private dieselaggregater, og øke energitilgangen for lokalbefolkningen fra 4 til 18 timer i døgnet.

– West Nile-prosjektet har et gaveelement på 55 prosent, men selv med slike subsidier blir strømprisen høyere enn den er på sentralnettet i dag, sier Espen Lier.

---
DEL

Legg igjen et svar