Del 6
Scenarier for energi- og kraftbalansen

31 Innledning til Energiscenariene 2020

31.1 Om scenarier og langtidsplanlegging

Hva scenarier er og ikke er

Scenarier er - kort sagt - spesielt konstruerte historier om framtiden som skal belyse et komplekst felt. Scenarier er mer rettet mot ny forståelse enn mot korrekte forutsigelser. Poenget er å skildre et sett av mulige framtider - i flertall - som viser hva som kan skje, ikke fastslå hva som kommer til å skje. Et scenario kommer derfor aldri alene.

Et sett av scenarier beskrives ofte som:

Hver av disse fortellingene skisserer en bestemt og ikke usannsynlig samfunnsutvikling. Historiene har sitt utgangspunkt i nåsituasjonen, og utvikles ut i fra en gjennomgang av generelle trender (sosiale, politiske, økonomiske, teknologiske og økologiske). Endringene i samfunnet skjer i et raskt tempo, og langsiktig tenkning er derfor krevende. Scenarier søker å formidle en langsiktig helhetsforståelse hvor det nettopp er samspillet mellom mange faktorer og drivkrefter som er avgjørende.

Scenarier bidrar også til læring om drivkrefters betydning og evnen til å oppfatte nye sammenhenger. Gjennom å bli kjent med scenarier, skal man kunne lære å kjenne også de drivkreftene for forandring som allerede har begynt å påvirke vår situasjon og som kan komme til å øke sterkt i betydning. Scenarier skal også kunne utfordre veletablerte virkelighetsforståelser og problematisere utviklingstrekk som ellers gjerne tas for gitt.

Scenarier er imidlertid ikke det samme som:

Et sett med scenarier kan derimot gi grunnlag for å bygge prognoser, drøfte ønskede utviklingstrekk samt strategier og handlinger for å realisere dem. I mandatet er utvalget blant annet bedt om å se på mulighetene for å redusere veksten i energiforbruket, stabilisere det og å dekke opp forbruket med fornybar energi. I scenariene er det derfor bygd inn strategier for virkemidler og tiltak som forsøker å realisere denne tilstanden såfremt dette er innen rekkevidde gitt de ytre rammevilkårene.

Usikkerhet og langtidsplanlegging

Ved tradisjonell planlegging og framskrivininger forsøker man å avgrense usikkerheten om framtiden. Istedenfor å avgrense usikkerheten ved hjelp av makroøkonomiske framskrivninger, prøver scenario-tilnærmingen i større grad å frigjøre seg fra økonomiske modeller og å bevare fokus på den strukturelle usikkerheten. Scenariene kan forstås som verktøy for nettopp å organisere grunnleggende usikkerheter og hvordan disse henger sammen med mer sannsynlige drivkrefter for utviklingen. Det blir derfor viktig å framheve spennet mellom scenariene, slik at de forskjellige perspektivene blir tydeligere. Utvalget har gjennomført en scenarioprosess og kommet fram til fire ulike scenarier som har fått navnene «Stø Kurs», «Oppturen», «Klimaveien» og «Grønn hjernekraft».

Hele sett av scenarier blir helst bygget opp nettopp ut i fra de mest sentrale usikkerheter, slik at scenariene til sammen spenner ut et mulig usikkerhetsrom. Dette betyr at alle de fire scenariene må kunne anses som like plausible. Det har liten hensikt å prøve å bestemme eller beregne hvilket scenario som er det mest sannsynlige. Utviklingen mot år 2020 rommer så mange usikkerheter at eventuelle beregninger av sannsynlighet for scenariene, ville gi inntrykk av en presisjon det ikke er grunnlag for.

Det er også viktig å frigjøre seg fra spørsmålet om hvilket scenario man «liker» eller hvilket man «tror» på . Det som er positivt for en gruppe i samfunnet kan være negativt for en annen. Det er de fire scenarier samlet som spenner ut et usikkerhetsrom for hva som kan skje. Den virkelige utviklingen kan godt vise seg å inneholde elementer fra alle fire scenariene, som her vil bli presentert i rendyrket form.

Scenarier kan også være en egnet metode når det kan inntreffe endringer som det ikke fins gode historiske paralleller til. Et slikt eksempel er Kyotoavtalen og mulige oppfølgende klimaavtaler. Et annet eksempel er omfattende innovasjoner hvor ny teknologi spres i stort omfang. Som vi kommer tilbake til nedenfor er det nettopp disse to hovedtyper usikkerheter som utvalget har valgt å basere scenariene på.

Scenarier og beslutninger

Settet av scenarier gir grunnlag for å drøfte beslutninger og virkemidler på bakgrunn av de ulike helhetsbildene som scenariene beskriver. Virkemidler må fungere innenfor en ramme av forhåndsgitte drivkrefter, og kan spille med eller mot disse slik at utviklingen modifiseres. Når man har drøftet dagens beslutninger opp i mot flere strukturelt ulike framtider, kan dette gi et grunnlag for mer robuste beslutninger. Kanskje vil vi se tydeligere hvilke tiltak som vil fungere under et spekter av omstendigheter, og hvilke tiltak som bare vil fungere i en helt spesiell situasjon.

31.2 Grunnstrukturen i scenariene

Kjernen i scenario-utvikling går på å analysere og vurdere graden av betydning og usikkerhet til de drivkrefter for forandring som man ser er i emning. Dette innebærer blant annet å gjennomføre en sortering og rangering av de aktuelle drivkreftene i 5 hovedkategorier:

Mange drivkrefter for utviklingen fram mot 2020 er rimelig sikre. Disse kalles i scenario-sammenheng for de sannsynlige drivkreftene,og er lagt til grunn i alle scenariene. Det gjelder for eksempel befolkningsveksten, eldrebølgen og utviklingene mot flere og mindre husholdninger. I scenariene er det også forutsatt at kraftmarkedene i Europa gradvis går i retning av økende liberalisering, at norsk økonomi forblir svært åpen, at den fortsetter å vokse, samt at den globale økonomiske utviklingen går i retning av økende integrasjon og informasjonsbasert verdiskapning.

Utvalget har også pekt på noen grunnleggende usikkerheter i utviklingen mot år 2020. Dette er drivkrefter med avgjørende betydning for utviklingen på kraftmarkedet, men som også er beheftet med stor usikkerhet. Det gjelder for det første utviklingen i de internasjonale forhandlingene om nye bindende, samordnede klimaavtaler. Disse kan enten lykkes eller falle helt fra hverandre, slik at man i 2020 framdeles står uten internasjonalt forpliktende avtaler, men med et lappverk av lite samordnede klima- og miljøavtaler. En annen grunnleggende usikkerhet er innovasjonsevnen, og utviklingen i næringsstrukturen til norsk økonomi. Norge kan i perioden mot år 2020 forbli en energitung råvareleverandør, og i liten grad endre produktspekter og næringsstruktur. Gitt våre store naturressurser har vi på mange måter råd til å ikke endre oss i tilstrekkelig grad til å «henge med» i utviklingen mot den globaliserte informasjonsøkonomien. Men disse naturressursene kan også gi fortrinn - blant annet finansielle - for økt innovasjonsrate, teknologiske gjennombrudd og kunnskapsbasert verdiskapning i den norske økonomien. Denne usikkerheten som hefter ved innholdet i den norsk økonomiske veksten, er altså den andre grunnleggende usikkerheten som utvalget har lagt til grunn for scenariene. Disse drøftes nærmere nedenfor.

De varierende drivkreftene har ikke like avgjørende betydning som de grunnleggende usikkerheter, men er høyst usikre og har like fullt vesentlig betydning. Utvalget har blant annet plassert hastigheten på avvikling av svensk kjernekraft, og utbyggingen av et nordisk gassrør i denne kategorien. Andre drivkrefter av denne typen vil være de politiske rammebetingelsene for norsk kraftkrevende industri, gjennombrudd på teknologi for å rense og deponere CO₂, utvikling av nye produksjonsmetoder i metallurgisk industri, måten våre naboland velger å håndtere energiavgifter på, samt om det vil åpnes for mer import av arbeidskraft.

Bakgrunnsstoff angir i scenariosammenheng de drivkrefter som høyst sannsynlig vil skape visse forandringer, men som ikke har stor betydning for den stasjonære energi- og kraftbalansen. Eksempler på dette kan være trafikkutvikling, lokale forurensninger og miljøproblemer, eller utviklingen innen bølge- og tidevannskraft og andre fornybare energikilder.

Drivkrefter som både har svært stor usikkerhet og høy betydning, kan også kategoriseres som muligheter. Eksempler på dette kunne være en ny type Tsjernobylulykke, kriger eller fullstendig kollaps på finansmarkedene. Disse holdes utenfor alle scenariene fordi relevansen for beslutninger som fattes nå er vanskelig å håndtere.

På bakgrunn av en slik type drøfting og sortering har utvalget laget en grunnstruktur for scenariene basert på de mest grunnleggende usikkerhetene: internasjonale klimaavtaler og innovasjonsrate i norsk økonomi, jfr. figur 31.1. Kombinasjonen av den vertikale aksen og den horisontale aksen gir to scenarier ved den venstre enden av aksen, og to ved den høyre. Scenariene C- Stø Kurs og A-Oppturen, vil begge være preget av svake internasjonale klimaavtaler og svekket miljøbevissthet. Tilsvarende vil scenario D- Klimaveien og B-Grønn hjernekraft være like på den måte at begge er kjennetegnet av langt sterkere internasjonalt miljøengasjement og mer samordnede, ambisiøse klimaavtaler.

Nærmere om den horisontale aksen

Det er flere utviklingstrekk som samvarierer langs den horisontale aksen, jfr. figur 31.1.

1) Endringer i det faktisk klima.Blir klimaendringene målbare og mer entydige enn i dag? Blir det internasjonal enighet om at dette skyldes menneskeskapte endringer gjennom utslipp av såkalte klimagasser? Hvis det blir lite entydige endringer tenkes dette å trekke i retning av den venstre, «svake» enden av aksen. Det blir vanskeligere for klimaforhandlingene å oppnå enighet.

2) Styrke og utbredelse på miljøverdiene, i Norge og internasjonalt.Vil miljøverdier og viljen til å prioritere disse opp i mot andre verdier bli sterkere eller svakere mot år 2020? Utvalget tenker seg at utviklingen her vil i stor grad samvariere med oppfatningen av klimaendringene, slik at sterke miljøverdier delvis vil være et resultat av opplevelsen av at mennesker har forstyrret klimaet. Sterk utbredelse av miljøverdier gir klimaforhandlingene politisk legitimitet til å være mer ambisiøse.

3) Graden av samordning i miljø- og klimaavtaler.Vil det politiske samarbeidet lykkes i å få til samordnet gjennomføring av for eksempel CO₂-kvoter eller avgifter? Eller vil utviklingen bli preget av sterke nasjonale og regionale forskjeller som skaper konkurransevridning?

4) Spredningen av energispesifikke teknologier.Gitt vedvarende fokus på klima- og energispørsmål, kombinert med økte utgifter ved klimautslipp, vil utviklingen av energispesifikke teknologier få større prioritering. Omvendt, vil lite fokus på energispørsmål og lave energiavgifter, gi liten utbredelse av den best tilgjengelige energieffektive teknologi

Denne aksen gir opphav til to scenarier ved den nedre enden, og to scenarier ved den øvre. Scenariene C- Stø Kurs og D - Klimaveien vil begge være preget av at dagens næringsstruktur videreføres med moderat innovasjonstempo, som gir en gradvis forbedring i effektivitet. Tilsvarende vil scenario A - Oppturen og B-Grønn hjernekraft være like på den måte at begge er kjennetegnet av en sterkere innovasjonshastighet - spesielt som følge av forbedret infrastruktur for informasjonsteknologi - noe som særlig gir økt verdiskapning innen de kompetanse- og informasjonsbaserte virksomhetene.

Nærmere om den vertikale aksen

Det er flere utviklingstrekk som utvalget ser for seg vil samvariere langs den vertikale aksen, jfr. figur 31.3.

1) Overgangen til kunnskapssamfunnet og en global informasjonsøkonomi.OECD bruker begrepet det globale informasjonssamfunnet (Global Information Society) for å kjennetegne den pågående transformasjonen av eksisterende økonomiske markeder - til et markedssystem basert på integrerte kommunikasjonsnettverk som koordinerer transport, markedstilgang og alle slags transaksjoner. Drivkreftene bak utviklingen i en slik nettverksøkonomi vil ikke være naturresurser eller fysiske varer, men basert på at håndteringen av informasjon blir det bærende fundamentet for endringene av eksisterende sosiale og økonomiske relasjoner» 1. I en rapport til Europarådet beskrives utviklingen av slike integrerte kommunikasjonsnettverk som «en revolusjonær bølge som vil skylle gjennom økonomisk og sosialt liv» 2. Det sentrale spørsmålet i denne aksen er om denne bølgen vil endre også norsk næringsstruktur i betydelig grad fram mot 2020, slik at en vesentlig større del av verdiskapningen vil finne sted i informasjonsbaserte virksomheter (ikke nødvendigvis bransjer), og muliggjøre økonomisk vekst uten tilsvarende vekst i energibehovet. Dette vil gi mulighet for en mindre energiintensiv næringsstruktur enn tilfellet er i dag.

2) Innovasjonsdrevet samfunnsutvikling.Scenariene som ligger ved den øvre del av aksen (A-Oppturen og B-Grønn hjernekraft) kjennetegnes ved at norsk næringsliv makter å ligge i fremste rekke i disse endringene. Dette fremmer industriell nyskaping og kunnskapsintensive arbeidsplasser. Norge «surfer» med på bølgen av innovasjoner og opplever sterk vekst i særlig kunnskapsbaserte og tjenesteytende virksomheter. Utviklingen kjennetegnes ved teknologioptimisme og relativt hurtig spredning av nye innovasjoner.

Scenariene som ligger ved den nedre del av aksen (C-Stø kurs og D-Klimaveien), kjennetegnes ved en rikdomsdrevet utvikling hvor fokus ligger på gradvis økning i effektivitet og produksjonsvolum kombinert med bevaring av eksisterende strukturer. Videre er grunnlaget for nye typer verdiskapning mindre, noe som fører til større kamp om eksisterende ressurser og hvordan byrdene skal fordeles mellom ulike pressgrupper. Dette legger en demper på generell innovasjonsevne og utviklingshastighet.

3) Organisatorisk omstillingsevne versus institusjonell treghet.Denne er tenkt å samvariere med innovasjonsraten. De to øvre scenariene kjennetegnes ved framveksten av mer fleksible og endrede organisasjonsformer basert på informasjons- og kommunikasjonsteknologien. I de to nedre scenariene vil organisasjoner og institusjoner også i økende grad ta i bruk denne teknologien, men vil i langt mindre grad utnytte dens potensiale til endringer av struktur- og samarbeidsformer 3. Organisatorisk omstillingsevne har betydning for energiforbruket gjennom mulighetene å realisere nye, helhetlige energiløsninger. Gjennom samordning og flerfaglige tilnærminger kan man da komme fram til tiltak med langt større potensiale for innsparing enn enkeltstående effektiviseringer har.

31.3 Om framskrivningene

Framskrivningene i de ulike scenariene er utført ved hjelp av den makroøkonomiske likevektsmodellen MSG-6, se boks 1 for nærmere omtale. MSG-modellen simulerer utviklingen i norsk tilbud og etterspørsel etter elektrisitet og annen energi, i samspill med den makroøkonomiske utviklingen i Norge. Den økonomiske veksten og dens sammensetning vil i stor grad være bestemmende for utviklingen i energiforbruket. Utviklingen i velferd og den økonomiske veksten avhenger igjen av den teknologiske utviklingen og tilgangen på og utnyttelsen av ressurser. Resultatene av framskrivningen av energi- og kraftforbruket i de ulike scenariene vil derfor være avhengig av forutsetningene som gjøres på disse områdene i modellen.

Tilgangen på energi i MSG-modellen består i hovedsak av ved, olje og elektrisitet. Krafttilgangen er representert ved gasskraft og vannkraft. Uten restriksjoner på krafttilgangen vil ny produksjonskapasitet bli bygd ut i modellen når kraftprisene overstiger kostnadene ved ny utbygging.

Fordi de nordiske landene er bundet sammen i et felles kraftsystem gjennom overføringsnettet, vil utviklingen i Norden og Europa for øvrig spille en viktig rolle for tilpasningen i Norge, se også kapittel 8. Beregningene av den norske kraftbalansen er derfor supplert ved hjelp av en nordisk kraftmarkedsmodell utarbeidet av Statistisk sentralbyrå, Normod-T , se boks 2. Normod-T beskriver tilpasningen i elektrisitetsmarkedene i de fire nordiske landene Danmark, Finland, Norge og Sverige. Modellen bestemmer produksjon og forbruk, import og eksport av kraft i ulike sesonger og mellom dag- og natt. Kraftprisene i Europa for øvrig er anslått utenfor modellen. I beregningene er MSG-6 og Normod-T samkjørt slik at de gir konsistente baner for etterspørsel, kraftpriser og brutto krafthandel.

Framskrivningen av kraftbalansen i Stø Kurs er også testet ved hjelp av Samkjøringsmodellen 4. Samkjøringsmodellen har en større detaljeringsgrad når det gjelder sammensetning og plassering av magasin-, kraft- og overføringskapasitet enn den nordiske kraftmarkedsmodellen. I tillegg har Samkjøringsmodellen i større grad representert kraftsystemet på kontinentet i de landene det senere vil bli knyttet kabelforbindelser til 5.

I arbeidet med framskrivningene er det i tillegg gjort bruk av Markal modellen 6 for nærmere å belyse muligheter for tiltak på forbrukssiden og tilgangen på alternative energiteknologier. Dette gjelder spesielt i Klimaveien og Grønn hjernekraft. For en nærmere omtale av de ulike modellene, se boks 1, 2 og 3.

32 Scenariet Stø kurs

32.1 En beskrivelse av energisituasjonen mot år 2020

Norge fortsetter i den retning vi i dag allerede går, der de tradisjonelle industrier dominerer (olje, fisk, treforedling, metaller). Myndighetene gjennomfører ingen ytterligere miljø/energi-tiltak i en verden hvor det viser seg de internasjonalt bindende klimaavtalene smuldrer opp. Nivået på skatter, avgifter, olje og gass-priser forblir på dagens nivå. Kraftforbruket, blant annet i husholdningene, fortsetter å øke.

a) Den økonomiske og politiske utvikling

«Stø kurs» er fortellingen om en framtidig verden som i hovedsak viser seg å bli en forlengelse av trendene fra de tyve foregående år. Det meste blir likt «slik det har vært». Det norske samfunnet følger dermed en utvikling som er svært lik den som ble beskrevet i referansebanen fra Langtidsprogrammet 1998-2001. Dette er en utviklingsbane for norsk økonomi som bygger på at dagens næringsstruktur i store trekk videreføres og at det ikke oppnåes internasjonal enighet om de mer ambisiøse klimaavtalene. For Norge betyr dette betyr en jevn og balansert økonomisk vekst og høye oljeinntekter til godt forbi år 2010. Som vi kommer tilbake nedenfor, så viser det seg at Kyoto-avtalen ikke blir ratifisert av USA, og at flere ledende industriland etter hvert oppgir å nå sine utslippsforpliktelser i årene fram mot 2010.

Politikken i begynnelsen av neste århundre viser seg i all hovedsak å være dominert av de tanker og idéer som kjennetegnet 1980-90 årene. Vekslende koalisjonsregjeringer skifter på å ha stafettpinnen i et «løp» som i hovedsak følger samme kurs. I lønnsforhandlingene videreføres den såkalte «solidaritetslinjen» fra 1990-årene og forhindrer en mulig lønnsvekst-spiral.

Hensyn til miljøet, og fortsatt satsing på ENØK og fornybare energikilder, går igjen i alle energipolitiske programmer og utredninger. De praktiske resultatene av denne satsingen fra 1998 til 2020 er imidlertid beskjedne, akkurat som i årene 1975-1997, noe som hovedsakelig skyldes lave priser (jfr. kap 7.2.6). I befolkningen skjer det heller ingen tydelige endringer i miljøverdier i de første tiårene etter 2000. Generelt er det en stor bevissthet om betydningen av miljøspørsmål, men når folk flest tvinges til å prioritere mellom miljø og andre verdier (sysselsetting, distriktspolitikk, økonomi, helse etc.), må miljøverdiene vike.

Veksten i tilgangen på nye timeverk blir begrenset framover i neste århundre. Dette skyldes i hovedsak tre forhold. For det første at befolkningsutviklingen gir stadig flere pensjonister og reduserer andelen av yrkesaktive. For det andre at den tidligere økningen i kvinners yrkesdeltagelse flater ut ettersom den når opp til det samme nivå på yrkesaktivitet som blant menn. Og for det tredje blir en stadig større andel av befolkningen trygdet. Ettersom vi i dette scenariet holder stø kurs, er det begrenset import av arbeidskraft. Til sammen bidrar dette til at den gjennomsnittlige vekstraten i norsk økonomi reduseres betydelig framover i forhold til den historiske utviklingen. Dette bidrar også til at veksten i energiforbruket ikke blir like sterk som de siste tiårene.

I denne verdenen viser det seg at IT-revolusjonen - for eksempel neste generasjons Internett, den eksponensielle økning i regnekraft kombinert med fallende priser, sammensmeltningen av medier, utbredt mobiltelefoni, og overgangen til elektronisk handel - ikke lager noe mer enn små krusninger på overflaten av de større makroøkonomiske trendene. Alle disse innovasjonene flyter pent og rolig inn i norsk økonomi. Energieffektiviteten blir gradvis bedre i alle sektorer, men langtfra så mye bedre at den hindrer vekst i det totale energiforbruket. Til sammen sikrer informasjonsteknologien, sammen med annen teknologisk utvikling, en jevn og balansert stigning i produktiviteten, slik at de makroøkonomiske trendene fortsetter i samme retning mellom 2000 og 2020 som mellom 1980 og 2000.

Kilde: SSB (stasjonært olje og elelektrisitetforbruk)

Norge var lenge før 1998 blitt del av et felles nordisk kraftsystem, og blir i de påfølgende år i økende grad knyttet sammen med det europeiske kraftsystemet gjennom kablene til kontinentet. Til sammen når utvekslingskapasiteten opp i 6300 MW innen år 2003 (jfr. avsnitt 6.3). Det viser seg at svenske myndigheter ikke klarer å avvikle atomkraftverkene innen 2010 slik som opprinnelig forutsatt. Atomkraften består med unntak av anleggene Barsebäck I og II. Årsakene til dette er først og fremst fortsatt vekst i kraftforbruket i Norden, og mulighetene for erstatning med andre energikilder viser seg å bli for dyre i forhold til å vedlikeholde eksisterende atomkraftverk. Det skjer heller ingen nye Tsjernobyl-liknende ulykker i våre naboområder.

Utviklingen i Europa og Norden for øvrig viser seg å få stor betydning for den norske kraftprisen, og for kraftflyten mellom landene. Kraftmarkedene i Europa blir langsomt og gradvis liberalisert i perioden fram til år 2020. Markedsåpningen synliggjør i første omgang det eksisterende kraftoverskuddet i Europa (jfr. kap 8 og 9.5), som så gradvis blir oppspist av forbruksveksten i de europeiske landene. Dermed blir kraftprisen fra 2005 og utover mer bestemt av prisen på ny produksjonskapasitet. Videre utover i neste århundre skjer det en utvikling i Europa der moderne gasskraftverk gradvis erstatter eldre kullkraftverk. På tross av at dette innebærer økt avhengighet av importert, fossil energi (gass), blir det likevel atskillig rimeligere enn fortsatt bygging og drift av kullkraftverk. De eldste kullkraftverkene fases ut. Nye kullkraftverk får produksjonskostnader på 26-30 øre/kWh, mens gasskraftverk ligger rundt 21 øre/kWh (jfr. 32.3). Dermed blir gass den nye såkalte backstop-teknologien i Europa. Gassen blir kjøpt både fra Russland, Algerie og Norge.

Det nordiske og europeiske kraftmarkedet blir slik at man utnytter de gjensidige fordelene som ligger i samkjøring av det nordiske vannkraftdominerte systemet med det europeiske termiske systemet. Dette gir stor bruttohandel av kraft (fra Norge til Europa på dag/topplasttid, og fra Europa til Norge på nattetid når det er overskudd av termisk kraft i Europa). Utvekslingen medfører at verdien av effekt i det norske systemet øker, noe som igjen øker verdien av vannkraft. I årene mellom 2010 og 2020 viser det seg at nettohandelen i gjennomsnitt blir tilnærmet null. Dette skyldes at det i Norge bygges vann- og gasskraft for å dekke opp egne behov. Kraftsystemene er «i balanse». Norge får inntekter på eksport av vannkraft til topplastpris, og de europeiske land sparer investeringer i dyre anlegg for inndekking av topplasteffekt.

b) Utviklingen på klimaområdet i «Stø kurs»

I årene framover mot 2020 skjer det ingen store klimaendringer eller større miljøkatastrofer. Hyppigheten av orkaner, tørke, oversvømmelser viser en viss økning. Mange enkeltrapporter viser foruroligende tall, men de fleste større indikatorer om det globale klimaet viser ikke tilstrekkelig tydelige endringer til å skape internasjonal overbevisning om at dette skyldes menneskeskapte utslipp.

Forhandlingsrunden i Buenos Aires i 1998 viser seg å bli preget av konflikten om u-landenes anklager mot i-landenes forsøk på å unngå klimaforpliktelser på hjemmebane. USA blir presset til å inngå et kompromiss med begrenset handel med klimakvoter, men uten reduksjonsforpliktelser for u-landene. Både Kyoto og Buenos Aires-avtalen blir deretter stadig kraftigere kritisert både av OPEC-landene og fra det sterke republikanske flertall i USA. Kritikken mot dette kompromisset gjør at klimaprotokollen ikke blir ratifisert, hverken av det amerikanske senatet eller av kongressen.

Like etter århundreskiftet oppstår det stadig større intern uenighet innen FNs klimapanel. Er det atmosfærisk damp, variabel solutstråling eller CO₂ som forårsaker temperaturøkningen? 1995-rapporten blir stående som den med sterkest vitenskapelig konsensus om klimaendringene. Rapporten fra FNs klimapanel i år 2005 blir langt mindre entydig, og flere forskere reserverer seg nå enn tidligere.

Til tross for den amerikanske situasjonen, ratifiserer et tilstrekkelig antall land klimaprotokollen like etter århundreskiftet, og den blir gjort folkerettslig bindende. Det blir imidlertid fort klart at flere land har problemer. Japan får den tvilsomme æren av å bli det første land til å erklære at de ikke ville nå målsetningen. De kaster kortene tidlig i 2004. Senere samme år klarer ikke EU-kommisjonen lenger å stå imot det indre presset for å øke utslippene, og EU-landene ender opp i år 2010 opp med en økning av klimautslippene på 8 prosent, i stedet for en reduksjon på 8 prosent slik de avtalte i Kyoto i 1997.

Etter hvert som klimaprotokollen gradvis faller fra hverandre, øker motstanden mot å etablere nye internasjonalt forpliktende målsettinger og tiltak for reduksjon av klimagasser. De enkelte lands regjeringer gir ikke opp miljøavgifter, men ser at eneste mulighet er å lage særnasjonale ordninger. De fleste europeiske landene opprettholder subsidier til «sine» kraftsystemer (Tyskland - kull, Frankrike - kjernekraft, etc) og prøver å redusere energiforbruket noe gjennom forbruksavgifter med ulik nasjonal profil.

Klimakonferansen i 2012 som finner sted i Beijing, kommer fram til at klimautslippene skal stabiliseres innen 2020 for Annex I-landene og at u-landene skal stabilisere innen 2030. Landene kan da selv velge utgangsår for stabiliseringen. Norske CO₂-utslipp øker totalt med 21 prosent fra 1990 til 2020.

c) Kraftbalansen

I husholdningssektoren øker elektrisitetsforbruket jevnt og trutt (med 1,6 prosent per år), fra rundt 30 TWh i 1992 til over 50 TWh i 2020. Antall husholdninger øker ikke så mye, bare med rundt 0,5 prosent per år. Men mange boliger har blitt større, det blir færre mennesker i hver husholdning, og framdeles bruker et flertall elektrisitet til oppvarmingsformål. Også eldrebølgen vrir forbruket opp - de «nye» eldre er vant til bedre komfort og stiller større krav. Elforbruket viser seg i hovedsak å følge økningen i privat konsum som ligger høyt, det vil si 2,7 prosent per år, i store deler av perioden fram til 2020. Det er først og fremst veksten i husholdningene og i tjenesteytende næringer som er hovedrivkraften bak veksten i det stasjonære energiforbruket.

Industrien: Med «stø kurs» fortsetter den kraftkrevende industrien å bruke like mye elektrisitet som den har gjorde fra 1975 til 1997 - ca 30 TWh per år. Energieffektivisering gjør at de produserer større volum i 2020, men har samme kraftforbruk som i 1998. De langsiktige kontraktene blir fornyet ettersom de gamle utløper etter århundreskiftet, uten vesentlige endringer fra dagens ordninger. Annen industri øker fra 17 til 20 TWh mens tjenesteytende næringer øker sitt strømforbruk fra 20 til 30 TWh per år, se figur 32.1.3

På tilgangssiden viser det seg at veksten i energiforbruket i hovedsak blir dekket opp av nye gasskraftverk som bygges opp langs kysten (jfr. kap 24). Man tar utgangspunkt i framskrivinger som viser økende kraftpriser, og ser at det vil bli lønnsomt å bygge nye kraftverk i tide til å møte den stigende etterspørselen. Fram til 2005 får Norge først en betydelig import av kraft. Men når kraften fra disse gasskraftverkene blir faset inn fra 2005, og gasskraftproduksjonen siden vokser jevnt opp til 24 TWh innen 2020, dekkes importbehovet raskt opp. Elprisen stabiliserer seg svakt i overkant av produksjonskostnaden for el fra gasskraftverk, gjennomsnittlig 22 øre/kWh. Og som nevnt ovenfor, ender vi i 2020 opp med en situasjon hvor det er stor bruttohandel, men null nettohandel.

Det blir også en betydelig utbygging av nye vannkraftanlegg innen kategori I i Samlet plan og effektivisering av eksisterende anlegg. Til sammen gir dette rundt 10 nye TWh vannkraft innen 2020. Dette henger sammen både med økte priser rundt århundreskiftet i forbindelse med kraftunderskuddet, og at topplasteffekt, som vannkraften leverer, får en noe høyere pris enn den gjennomsnittlige kraftprisen. Dermed blir det mer lønnsomt å bygge ut vannkraft.

Det blir beskjedne endringer i de energipolitiske rammebetingelser i forhold til de som gjaldt i 1998. Endringer i kraftbransjen skyldes primært bedriftsøkonomiske krav, utviklingen av energimarkedene i Norden og Nord-Europa og den teknologiske utviklingen. Lønnsomheten innen kraftomsetningsvirksomheten er synkende. Med økende krav til lønnsomhet fra eierne, samt økt risiko i dette forretningsområdet blir det dannet større og færre omsetningsselskap som de store vertikalintegrerte selskapene eier i fellesskap. I 2010 er det bare 5-6 store omsetningsselskap i Norge, og i 2020 er det kun et titalls nordiske omsetningsselskap som er store nok til å møte de store nord-europeiske aktørene.

Når det gjelder myndighetens tiltak på energisektoren, så videreføres i hovedsak dagens sett av virkemidler og ordninger: Nivået på forbruksavgiftene forblir uforandret fra 1998. Også systemet for beskatning av kraftsektoren og bruken av frivillige avtaler med industrien videreføres.

Kommersielle drivkrefter sørger for gjennomføring av ENØK der dette viser seg å være klart lønnsomt. Aktiv styring samt rådgivning og oppfølging av energiforbruk har en klar, men beskjeden effekt. Fortsatt satses det en del på informasjon og opplæring.

Kilde: SSB, MSG-beregning.

Kilde: SSB, MSG-beregning.

d) Konklusjon - Stø kurs

Dersom det norske samfunn følger en Stø kurs på energifeltet og i økonomisk utvikling oppnås både økt verdiskapning og stabil energiforsyning. Men videreføring av dagens tiltak og virkemidler monner imidlertid ikke til å endre trendene. Man klarer ikke å oppnå stabilisering eller reduksjon i veksten av energiforbruket. Norge klarer heller ikke å dekke sitt kraftforbruk med fornybare energikilder. Det bygges ut ca 10 TWh vannkraft av 15 TWh mulige i Samlet plan I mens det kun blir 1,0 TWh fra bio.

Konsekvensene for miljøet blir at man fortsetter å bygge ut resterende vassdrag, og at de norske klimautslippene øker blant annet som følge av utbyggingen av gasskraftverk. Globalt øker risikoen for klimaforstyrrelser, men fortsatt råder det uenighet om dette. Konsekvensene for økonomien blir at Norge sliter med å ta skrittet over i kunnskapssamfunnet. Vi gjør mer av det vi lenge har gjort, med bare mindre, stegvise innovasjoner.

32.2 Nærmere om energi- og kraftbalansen stø kurs

32.2.1 Innledning

I arbeidet med de makroøkonomiske beregningene av Stø kurs er det tatt utgangspunkt i referansebanen i Langtidsprogrammet 1998-2001, St.melding 4 1996/7. Stø kurs er et scenarie der det ikke finner sted vesentlige endringer fra dagens politikk, og beregningene av dette scenariet er en referansebane for de øvrige framskrivningene. Det er ikke tatt hensyn til forpliktelser og tiltak som kan følge av klimaavtalen vedtatt i Kyoto desember 1997.

Det er gjort visse endringer i forhold til Langtidsprogrammets referansealternativ. Dette gjelder forutsetningene om kostnader ved kraftproduksjon og krafthandelen, jf avsnitt 32.2.3 På tilgangssiden er det forutsatt at Samlet plan kategori II ikke åpnes for utbygging, slik situasjonen er i dag. Det er også gjort mindre justeringer i husholdningenes energibruk.

32.2.2 De makroøkonomiske forutsetningene

Anslagene på sentrale makroøkonomiske størrelser er i stor grad bestemmende for resultatet av de økonomiske framskrivningene, og som følge av dette utviklingen i energiforbruket innenlands.

Utviklingen i den tekniske framgangen eller total faktorproduktivitet (TFP) 9 er avgjørende for veksten i økonomien på lang sikt. Større grad av teknologisk framgang bidrar generelt til å øke veksten i bruttonasjonalproduktet, fordi det med samme ressursinnsats er mulig å øke produksjonen. Med større aktivitet i økonomien øker også energiforbruket. Energiforbruket per produsert enhet går imidlertid isolert sett ned som følge av økt effektivitet i produksjonen.

I framskrivingene av Stø kurs er det gjennom hele framskrivingsperioden lagt til grunn en gjennomsnittlig årlig teknisk framgang på 1 prosent for de ulike sektorene. Dette er om lag det samme som de siste 15 årene, men noe lavere enn i 1970-årene. Anslaget kan blant annet begrunnes med at tjenestesektorenes betydning forventes å øke. Tjenesteproduserende næringer har tradisjonelt hatt lavere produktivitetsvekst enn vareproduserende næringer. På bakgrunn av at usikkerheten om, og betydningen av produktivitetsveksten er så stor, er konsekvensene av høyere vekst i denne størrelsen belyst i kapittel 34 og 35.

I tillegg til teknisk framgang er veksten i økonomien bestemt av veksten i timeverksinnsats og realkapitalbeholdning. Veksten i timeverk er igjen avhengig av befolkningsvekst, endring i sammensetning av befolkningen, yrkeshyppighet og trygdetilbøyelighet. I Stø kurs er det forutsatt en gjennomsnittlig timeverksvekst i perioden på om lag 0,3 prosent per år. Veksten er forutsatt å være noe høyere i første del av perioden, men blir deretter lavere ettersom andelen av eldre i befolkningen øker.

Det forutsettes at både privat og offentlig sektor har en god budsjettbalanse i hele perioden. Norge bygger opp fordringer på utlandet i stort sett hele perioden. Etterhvert begynner en å tære noe på avkastningen av denne formuen.

Videre er det forutsatt at veksten for handelspartnerne i gjennomsnitt over perioden vil bli om lag 2 prosent per år. Skatte- og avgiftsnivået forutsettes uendret over hele perioden.

32.2.3 Forutsetninger for energimarkedet

Energiutvalget har i sine beregninger av Stø kurs lagt til grunn den samme råoljepris på 115 kr/fatet som i Langtidsprogrammets referansealternativ. Kullprisen er forutsatt å være 12 NOK/GJ 10. Realverdien på CO₂-avgifter og elavgifter holdes uendret i hele perioden.

Det antas at kraftintensiv industri bruker 30 TWh langs hele beregningsbanen, gjennom at eksisterende kontrakter forlenges til vilkår som opprettholder dette kraftforbruket.

I beregningene er det forutsatt at vannkraftprosjekter plassert i Samlet plan kategori I bygges ut etterhvert som det er lønnsomt. I framskrivningene vil nye vannkraftprosjekter i bygges ut dersom energidelen av kraftprisen 11 gjør det lønnsomt, med syv prosent realrente, å utvide energitilgangen. Spesifikke effektutvidelser foretas dersom verdien på effekt er så høy, og vedvarer så lenge at nye effektinvesteringer gir en avkastning på minst syv prosent. Det er ikke tatt hensyn eventuell usikkerhet knyttet til politiske vedtak ved framtidige utbyggingssaker, men det er forutsatt at mulig utbygging av vannkraft på kort sikt er begrenset av konsesjonsbehandling og utbyggingstid. Videre er det ikke åpnet for utbygging av kategori II i referansebanen.

Det er forutsatt en øvre grense på 24 TWh for utbyggingen av gasskraft innenlands. Innenfor denne beskrankningen bygges det ut gasskraft så sant kraftprisen overstiger kostnaden ved ny utbygging.

Det antas ellers at ny kraftproduksjon i det nordiske og nord-europeiske kraftmarkedet bygges ut der det er mest lønnsomt. Eksisterende kraftsystem, etterspørselsvekst og etterspørselens profil over år, uke og døgn i de ulike landene vil påvirke lønnsomheten av nyinvesteringer. Nasjonale forskjeller medfører at den gjennomsnittlige kraftprisen kan variere mellom landene.

32.2.4 Forutsetninger om Norden og Nord-Europa

Norge er del av et felles nordisk kraftsystem, og vil i begynnelsen av neste århundre i økende grad bli knyttet til det europeiske kraftsystemet gjennom vedtatte kabler til kontinentet, jf kap 8. Dagens overføringskapasitet mot utlandet på 4500 MW, men i praksis vil mulig utveksling avhenge av produksjons-, overførings- og etterspørselsforhold i kraftmarkedet både i Norge og i utlandet. I beregningene er det lagt til grunn at dagens overføringskapasitet muliggjør en utveksling på i gjennomsnitt 24 TWh per år mellom Norge og nabolandene.

Innen 2003 vil den samlede overføringskapasiteten ha økt til 6300 MW. Dette vil gi en betydelig økning i muligheten for krafthandel med utlandet. Den framtidige utviklingen i Europa og Norden for øvrig vil derfor få økende betydning for den norske kraftprisen, og krafthandelen mellom landene. Det er imidlertid knyttet stor usikkerhet til utviklingen i energimarkedene i de land Norge vil ha tilknytning til gjennom overføringsforbindelsene.

I Stø kurs har utvalget lagt til grunn at den svenske kjernekraften ikke avvikles, med unntak av Barsebäck I og II. Dette tilsvarer et bortfall av totalt 9 TWh i det nordiske kraftmarkedet innen 2001 12. I tillegg forutsettes at eldre termisk produksjonskapasitet i de nordiske landene avvikles i en rate på 7 prosent per år fra 2002. Det forutsettes at utviklingen mot et mer integrert elmarked i Norden fortsetter, og Finland og Danmark blir en del av det svensk- norske markedet innen århundreskiftet. Videre antas det at det ikke vil bli bygget en gassrørledning fra Norge til de andre nordiske landene. Det antas at etterspørselen etter gass fra Finland og Sverige etterhvert dekkes opp ved hjelp av tilgang på russisk gass.

Når det gjelder tilknytningen til Europa for øvrig, ligger vedtatte avtaler knyttet til eksisterende og framtidige kabler til grunn for kraftutvekslingen. Utformingen av avtalene innebærer at kortsiktig kraftutveksling skal skje i henhold til marginalkostnadene ved kraftproduksjon i Europa, og den norske spotprisen på kraft, se også kapittel 8 for nærmere omtale av utvekslingsavtalene. Det er grunn til å tro at det vil eksistere betydelig overkapasitet i det europeiske kraftsystemet de nærmeste årene. I en slik situasjonen vil det være marginalkostnaden ved drift av eksisterende produksjonskapasitet i Europa som er bestemmende for hvilken pris det utveksles mot. De marginale produksjonskostnadene kan imidlertid påvirkes av endringer i brenselprisen på kull og gass , samt miljø- og energiavgifter. I beregningene av Stø kurs har utvalget lagt til grunn at realnivået på disse holdes uendret gjennom hele perioden.

På lengre sikt er det forutsatt at en ytterligere åpning av kraftmarkedet i Europa vil innebære at kraftutvekslingen i større grad vil skje i henhold til markedspriser både i Norden og i Europa. I en situasjon med kraftoverskudd i det europeiske kraftmarkedet vil en deregulering kunne trekke i retning av redusert utbygging av ny produksjonskapasitet. På lang sikt vil en slik situasjon føre til at det eksisterende kraftoverskuddet gradvis blir innhentet av forbruksveksten i de europeiske landene. Med en stadig strammere balanse mellom forbruk og produksjon i Europa, vil markedsprisen på kraft på lang sikt reflektere prisen på ny produksjonskapasitet 13. Utviklingen i prisen på ny produksjonskapasitet kan derfor være bestemmende for hvordan kraftprisen, og utvekslingen med Norge blir på lang sikt.

I Langtidsprogrammets referansebane er det lagt til grunn at ny kullkraft blir teknologien som setter den langsiktige kraftprisen i Europa. Den langsiktige prisen på kraft i Europa er her gitt ved kostnadene for ny kullkraftproduksjon, anslått til omalg 24 øre/kWh. Utvalgets anslag på kostnadene ved ny kullkraftproduksjon viser imidlertid en høyere produksjonskostnad enn det som er lagt til grunn i Langtidsprogrammets referansebane. Anslagene 14 viser en produksjonskostnad ved nye kullkraftverk i området 26-27 øre/kWh ved 7 prosent kalkulasjonsrente og en brukstid på 7500 timer.

Ved beregninger av kostnadene ved ny gasskraftproduksjon, har utvalget lagt til grunn en gasspris på 65 øre/sm3. Det legges videre til grunn at implementeringen av gassdirektivet har gitt et åpent gassmarkedet i Europa fra 2005, og at 65 øre/sm³ representerer markedsprisen på gass på dette tidspunktet. I Stø kurs antas det at ny gass til kontinentet kommer fra Russland, og at gassen kan framskaffes fra felt som gir en transportkostnad på 20 øre/sm3. Dette gir en gasspris referert Europa på 85 øre/sm3.

Prisen på gass vil være av stor betydning for kostnadene ved ny gasskraftproduksjon, og dermed den langsiktige kraftprisen. Markedet for gass er av mer lokal karakter i forhold til markedet for andre energibærere, på grunn avhengigheten av et gassrørsystem. Gass konkurrerer likevel med andre energibærere, og i gasskontrakter er det vanlig å knytte prisen på gass opp mot prisen på enten kull eller olje. Utviklingen i gassprisen må derfor ses i sammenheng med prisutviklingen på disse energibærere, som i referansebanen forutsettes uendret. De individuelle gasskontraktene vil også ha ulik utforming, avhengig av kvantum og uttaksprofil til kunden. Blant annet vil prisen og behovet for gass over ulike sesonger variere sterkt. Prisen på 65 øre/sm³ som forutsettes i Stø kurs vil derfor måtte betraktes som et tilnærmet gjennomsnitt av ulike gasskontrakter.

Foruten brenselprisen, vil brukstiden i nye gasskraftverk være avgjørende for størrelsen på produksjonskostnaden. På grunnlag av simuleringer ved hjelp av Statistisk sentralbyrås kraftmarkedsmodell Normod-T, er brukstiden for nye gasskraftverk antatt å være 7500 timer både i Norge og Europa 15. Dette innebærer at nye gasskraftverk vil gå som grunnlastverk i beregningene. Under forutsetning av syv prosent kalkulasjonsrente vil dette gi en produksjonskostnad på henholdsvis 20 øre/kWh og 21 øre/kWh for ny gasskraft i Norge og Europa. Kostnadene for gasskraftproduksjon i Europa overstiger den norske på grunn av transportkostnadene for gass. Samtidig kan deler av gasskraftproduksjonen i disse landene knyttes til varmeproduksjon. Påslaget på gasskraftkostnadene i Europa er derfor samlet anslått til mellom 1-2 øre/kWh i forhold til norske kostnader.

På bakgrunn av vurderingene over, har utvalget i framskrivningene av Stø kurs lagt til grunn at kostnadene ved gasskraftproduksjon, og samspillet mellom kraftproduksjonen i Norden og Europa, vil være bestemmende for den langsiktige kraftprisen. Dette trekker i retning av noe lavere kraftpriser og høyere kraftetterspørsel enn i Langtidsprogrammets referansebane. Skranken på utbyggingen av gasskraft i Norge innebærer imidlertid at den norske kraftprisen på lang sikt kan ligge over kostnadene ved gasskraftproduksjon.

I dette scenariet antas det videre at det nordiske og europeiske kraftmarkedet utvikler seg slik at det oppnås balanse i det norske kraftmarkedet på lang sikt. I dette ligger det at den norske nettohandelen med kraft over året er tilnærmet lik null i 2020. I delperioder kan en imidlertid ha betydelig netto eksport eller netto import av kraft.

32.2.5 Framskrivningen av den makroøkonomiske utviklingen

Av tabell 32.1 framgår det at den gjennomsnittlige veksttakten i norsk økonomi reduseres betydelig framover i forhold til den historiske utviklingen. Den reduserte vekstraten framover vil også slå ut i lavere veksttakt for energibruken. Lavere veksttakt i norsk økonomi skyldes hovedsakelig at veksten i antall timeverk framover begrenses i forhold til tidligere. Befolkningsutviklingen tilsier økt andel pensjonister, og redusert andel i den yrkesaktive del av befolkningen. Økningen i kvinnenes yrkesaktivitet flater ut rundt nivået på yrkesaktiviteten blant menn.

Framskrivningene antyder at veksttakten i privat konsum vil holde seg på et høyt nivå også framover, jf tabell 32.2. En høy vekst i privat konsum motsvares derfor delvis av redusert vekst i offentlig konsum, der en stadig større andel pensjonister bidrar til å øke offentlige utgifter. Nedgang i bruttoinvesteringene, blant annet ved lavere investeringer i Nordsjøen, bidrar også til å finansiere den private konsumveksten.

Arbeidskraften er anslått å bli en knapp ressurs framover. Reallønnen øker med gjennomsnittlig 2,6 prosent per år, og arbeidskraft blir dyrere i forhold til realkapital. Virkningen at dette er at produksjonen relativt sett blir mindre arbeidsintensiv og relativt sett mer kapitalintensiv.

Veksten i realkapitalen er om lag 2 prosent per år, mens timeverkene forutsetningsvis øker med 0,3 prosent per år i gjennomsnitt.

32.2.6 Utviklingen i energiprisene til 2020

Engrosprisen på kraft stiger via 18 øre i 2005 til et gjennomsnitt på 20 16 øre/kWh i 2008, jf figur 32.6. Prisøkningen skyldes en gradvis strammere nordisk kraftbalanse. På produksjonssiden vil deler av den eldre termiske produksjonskapasitet i Norden, inkludert de svenske kjernekraftverkene Barsebäck I og II, fases ut i løpet av denne perioden. Samtidig vokser etterspørselen etter kraft i samtlige nordiske land. I 2008 har kraftbalansen i Norden og Europa utviklet seg slik at den gjennomsnittlige markedsprisen på kraft reflekterer produksjonskostnaden for ny kraftteknologi. Dette er gitt ved produksjonskostnadene i nye gasskraftverk som er anslått til omlag 20 øre/kWh i Norge, jf beregningene i avsnitt 32.4. Fram til 2020 stiger kraftprisen moderat, og blir liggende i overkant av 22 øre/kWh ut beregningsperioden. Kraftprisen på dette tidspunktet overtiger kostnadene ved ny gasskraftproduksjon, fordi den øvre grensen på gasskraftutbygging i Norge bidrar å presse kraftprisen svakt opp.

For husholdningskunder i Norge stiger kjøperprisen moderat over beregningsperioden, jf tabell 32.2. Prisen, inklusive avgifter, overføring og distribusjon, øker fra 49 øre/kWh i til 52 øre/kWh i 2020. Dette tilsvarer om lag 0,3 prosent økning i realprisen per år. Til sammenlikning har realprisen til husholdninger økt med omlag 1,2 prosent per år de siste 10 årene.

Den moderate økningen i husholdningsprisen fram til 2020 skyldes for det første at prisøkningen som finner sted fram til 2010 blir dempet av en samtidig nedgang i prisen på distribusjonstjenester. I 2010 har kraftprisen steget til nivå med langtidsgrensekostnaden for gasskraft, og kraftprisen stiger deretter moderat i siste del av beregningsperioden. Samtidig går prisen på overføringstjenester fortsatt ned. Dette fører til kjøperprisen til husholdninger forblir uendret i perioden 2010 til 2020.

Fra 1992 til 1995 gikk gjennomsnittlig overføringspris ned med 2 øre/kWh. Dette skyldes i hovedsak en strammere regulering av distribusjonsselskapenes tariffer som følge av innføringen av Energiloven i 1991. Nedgangen forutsettes å vedvare utover beregningsperioden som følge av teknologisk endringer og ytterligere effektivisering. For beregningsperioden under ett er overføringsprisen anslått å falle fra 15 øre/kWh til 12 øre/kWh. Endringene i prisen på overføring fører til at den prosentvise stigningen i kraftprisen blir vesentlig større for kunder som bruker lite distribusjonstjenester.

Ved uendrede priser på oljeprodukter som forutsatt i referansebanen, vil elektrisitetsprisene til sluttbrukere øke noe i forhold til prisen på oljeprodukter.

Nærmere om utviklingen i kraftprisene over ulike lastperioder

I dag er det normalt små forskjeller i den norske spotprisen på kraft over døgnet. På hverdager kan prisene variere mellom 1-3 øre/kWh over døgnet. Vanligvis eksisterer noe større forskjeller mellom hverdag og helg, fordi kraftforbruket normalt er lavest i helgene. I disse lavlastperiodene importeres det samtidig billig kraft fra de termiske kraftsystemene, jfr. kap 8. Slike forskjeller i spotprisen berører i liten grad prisen til sluttbrukere.

Når tre nye overføringskabler til kontinentet kommer på plass i 2003, viser beregningene en økende prisvariasjon over de ulike lastperiodene (dag/natt, sommer/vinter), også i Norge. Prisene som er gjengitt i tabell 32.2 representerer derfor årsgjennomsnittet for kraftprisen i Norge. Den økte prisvariasjonen skyldes at en sterkere tilknytning til varmekraftsystemene gir utslag i produksjonsmønsteret i Norge. Stor overføringskapasitet mot utlandet fører til at begrensninger i det innenlandske produksjonssystemet, effekttaket, nås i perioder med høy eksport. Dette vil utløse en positiv verdi på effekt, og høyere pris i topplast- enn i lavlastperioder.

Figur 32.7 viser utviklingen i prisen i lavlast og høylast over beregningsperioden. I Normod T modellen er året delt i tre sesonger; vinter 1 (vinterperioden i første del av året), sommer, og vinter 2 (vinterperioden ved utgangen av året). I hver sesong er det fire ulike lastperioder over uken (hverdag/helg) og over døgnet (natt/dag).

Framskrivningen viser at det ikke vil forekomme nevneverdig variasjon over døgnet i sommerperiodene. Dette skyldes at kraftetterspørselen er lavere om sommeren og at effekttaket derfor ikke nås. I praksis er prisvariasjonene over døgnet større om sommeren enn om vinteren i dagens system, fordi store tilsig i perioder gir uregulert produksjon. I lavlastperioder (natt og helg) kan prisen i slike tilfeller bli svært lav. Det er ikke ventet at døgnprisvariasjonene om sommeren vil øke framover.

For vintersesongene antyder derimot framskrivningene at den maksimal prisforskjellen mellom de ulike lastperiodene mer enn fordobles fra 2005 til 2020. Dette reflekterer at effekt kan få en svært høy verdi på visse tider av døgnet. I 2005 er det beregnet at maksimal prisforskjell mellom mellom lavlast helg og høylast dag kan utgjøre 15 øre /kWh vinterstid. Variasjonen mellom laveste og høyeste registrerte pris i løpet av uken øker til nærmere 21 øre/kWh i 2010 for samme periode, og i 2020 er kan forskjellen i kraftprisen over ulike lastperioder om vinteren utgjøre mer enn 31 øre/kWh. Det må understrekes at periodene med slike topplastpriser er av kort varighet. Beregningsresultatene bør kun betraktes som en illustrasjon på en økende verdi på effekt i årene som kommer. Når periodene er av kort varighet vil det være begrenset lønnsomhet knyttet til å bygge ut ny effektkapasitet på grunnlag av prisvarasjonene.

Prisdifferansen som oppstår i 2020 er likevel en indikasjon på at tilknytningen mot det termiske kraftsystemet vil kunne føre til endret prismønster over døgnet, og mellom hverdag og helg. Prisdifferansen som er illustrert tilsvarer omlag gjennomsnittlig kraftpris per kilowatttime for husholdninger i januar 1998. Framveksten av slike variasjoner, også i mindre størrelsesorden, vil etterhvert få virkninger for profilen på forbruket av kraft, ved at prisdifferansen slår ut i ulike kraftpriser over døgnet til forbrukerne. Fleksible kontrakter for større sluttbrukere, slik det i dag eksisterer i Sverige for deler av industrien, bør som følge av dette kunne få høyere aktualitet, også i Norge.

Nærmere om prisutviklingen i Norden

Figur 32.8 viser kraftprisutviklingen i de nordiske landene. De gjennomsnittlige kraftprisene følger hverandre i første del av beregningsperioden: Prisene stiger i alle de nordiske landene fram til 2010 på grunn av en strammere kraft- og effektbalanse. I 2010 ligger den gjennomsnittlige kraftprisen i alle land på nivå med langtidsgrensekostnad for ny gasskraft.

Etter dette viser kraftprisene i Finland en sterkere økning enn de øvrige nordiske landene. Dette skyldes økt finsk kraftetterspørsel i topplastperioder. Dette dekkes av import, og dels av egne kondensverk med høye produksjonskostnader. Den økte kraftflyten til Finland i høylastperiodene, bidrar også til å trekke opp kraftprisene i Norge og Sverige. Handelsmønsteret i Danmark påvirkes ikke. Kraftprisen i Danmark viser derfor en svakere økning enn i det øvrige Norden i denne perioden.

32.2.7 Utviklingen i energi- og kraftbalansen

Sammendrag

Framskrivningene av energi- og kraftbalansen viser en fortsatt vekst i det norske energi og elektrisitetsforbruket mot 2020. Veksten er størst i husholdninger og tjenesteytende næringer. Fram til 2008 dekkes veksten i energiforbruket ved hjelp av fyringsolje, utbygging av vann- og gasskraft, og import av kraft. Utbyggingen av ny kraft innenlands er ikke tilstrekkelig til å dekke forbruket på kort sikt. Det eksisterer derfor et underskudd på kraftbalansen helt fram til 2008. Underskuddet dekkes av import av kraft fra de øvrige nordiske landene, samt fra Nederland og Tyskland etterhvert som nye overføringskabler kommer på plass fra 2003. Fram til 2006 importeres det i gjennomsnitt mellom 8 -11 TWh per år.

I perioden etter 2008 øker utbyggingstakten for ny produksjonskapasitet innenlands, som følge av økte priser på kraft. Økningen i ny kraftproduksjon er sterkere enn forbruksveksten, og muliggjør en periode med netto eksport av kraft. Økningen i ny produksjonskapasitet blir mer moderat på lengre sikt. Kombinert med en sterk vekst i forbruket fra 2010 og utover, fører dette til at det innenlandske kraftoverskuddet, og dermed eksporten, gradvis reduseres fram til 2020. På dette tidspunktet er det omlag balanse mellom produksjonsevne og forbruk i Norge. Utviklingen i energiforbruk, produksjon og kraftutveksling er nærmere beskrevet i avsnittene under.

32.2.8 Nærmere om utviklingen i energiforbruket

Samlet energiforbruk

Framskrivningene av Stø kurs viser en fortsatt vekst i energiforbruket på kort sikt. I perioden 1996 til 2005 øker det stasjonære energiforbruket nærmere 19 TWh eller omlag 1,6 prosent per år.

Hoveddelen av økningen i energiforbruket fram til 2005 dekkes av økt forbruk av elektrisitet. Elforbruket øker med omlag 20 TWh fra 1996 til 2005, tilsvarende en gjennomsnittlig vekst på vel 2 prosent per år. Til sammenlikning var gjennomsnittlig vekst i elforbruket nærmere 2,6 prosent per år i perioden 1980-1995. I forhold til 1996 reduseres bruken av fyringsolje med 1,4 TWh fram til 2005, jf tabell 32.3. Dette har sammenheng med at 1996 var et år med spesielt høyt forbruk av fyringsolje, som følge av en sterk prisøkning på elektrisitet dette året.

Tab. 32.3 Framskrivningene viser en lavere vekst i energiforbruket på lang sikt, enn i første del av beregningsperioden. Dette skyldes at den økonomiske veksten er avtakende i siste del av beregningsperioden. Veksten i energiforbruket dekkes i hovedsak av elektrisitet, som øker med omlag 1 prosent per år i perioden 2005-2020. I 2020 er netto stasjonert energiforbruk 162,5 TWh. Av dette utgjør fyringsolje 19,2 TWh, ved 4 TWh 17 og elektrisitet 139,3 TWh.

Energiforbruket i ulike sektorer

I produksjonssektorene drives veksten i energiforbruket av økt produksjon av varer og tjenester i nær alle sektorer, utenom primærnæringene. Arbeidskraft som innsatsvare blir i beregningsperioden relativt dyrere i forhold til realkapital. Dette bidrar til å øke kapitalbruken, og dermed også energibruken i produksjonen. Samtidig blir elektrisitet og olje dyrere i forhold til realkapital. Dette gjør det mer lønnsomt å investere i mer energieffektivt kapitalutstyr, og bidrar til å dempe økningen i energiforbruket som ellers følger av økt kapitalbruk.

På kort sikt, fram til 2005, drives økningen i energiforbruket i produksjonsektorene av økt produksjon i privat og offentlig tjenesteyting. I tillegg trekkes energiforbruket på kort sikt opp av et økt kraftforbruk ved Trollterminalen på Kollsnes. På lang sikt er veksten i energiforbruket i produksjonssektorene framdeles dominert av et økt forbruk av elektrisitet og fyringsolje i privat tjenesteyting. Forbruket i de øvrige sektorene er uendret eller øker svakt i siste del av beregningsperioden.

I husholdningene drives veksten i energiforbruket i stor grad av økt boligkonsum over beregningsperioden. Boligkonsumet øker med 3,4 prosent per år fram til 2020. Økningen i boligkonsumet er nært knyttet til befolkningsveksten, og utviklingen i antall husholdninger. Et større antall eldre, og endrede samlivsformer trekker i retning av flere husholdninger med færre medlemmer per husstand. Veksten i behovet for boliger er dermed høyere enn veksten i befolkningen isolert sett skulle tilsi. Over perioden øker også husholdningenes inntekt. Dette trekker i retning av at bådeantall og gjennomsnittlig størrelse på boligene øker. Disse faktorene gir til sammen en sterk vekst i husholdningenes energiforbruk.

Energiforbruket i husholdningene viser en noe svakere vekst på lang sikt,delvis som følge av en lavere vekst i privat konsum enn i første del av beregningsperioden. Det økte energiforbruket dekkes i hovedsak av større forbruk av elektrisitet, og husholdningenes energiforbruk blir stadig mer elintensivt over beregningsperioden. Samtidig finner det sted en svak økning i forbruket av ved og fyringsolje. I 2020 er energiforbruket i husholdningene 60 TWh, en nær fordobling sammenliknet med energiforbruket i 1996.

Framskrivningene indikerer også at husholdningene vil stå for en stadig større andel av landets samlede elforbruk.Husholdningenes andel av nettoforbruket av elektrisitet øker fra omlag 30 prosent i 1996, til nærmere 40 prosent i 2020.

32.2.9 Nærmere om utviklingen i energitilgangen

Det nordiske elektrisitetsmarkedet har i en tid vært preget av en viss overkapasitet på produksjonssiden. Åpningen av elektrisitetsmarkedet i Norge, Sverige, og Finland har imidlertid ført til en moderat utbygging av ny av produksjonskapasitet de senere årene.

Det store innslaget av vannkraft i Norge og Sverige gjør at det framdeles eksisterer betydelig effektkapasitet i det norske og svenske kraftsystemet. Beregninger tyder på at det nordiske kraftsystemet vil ha overkapasitet på effekt fram til om lag 2005. I det vesteuropeiske kraftsystemet regner en med at det er overkapasitet på effekt fram til om lag 2010, jf kap 8. Etterhvert som effekt- og kraftbalansen strammes til, både i Norge og i de andre nordiske landene, vil det være lønnsomt å bygge ut både vannkraft og gasskraft i Norge.

I framskrivningene av Stø kurs vil økningen i den norske kraftetterspørselen på kort sikt dekkes opp ved hjelp av økt import, og nye vannkraftutbygginger. Fram til 2005 øker vannkraftproduksjonen fra en midlere produksjonsevne på 112,9 per 1.1.1998 til nærmere 117 TWh i 2005. Dette innebærer en utbygging av 4,1 TWh i det norske vannkraftsystemet fram til 2005. Dette kan være et oppnåelig potensiale innen denne perioden, ut i fra opplysninger om vannkraftprosjekter som enten er forhåndsmeldt, ligger til konsesjonsbehandling, eller har blitt gitt konsesjon. Myndighetenes saksbehandlingstid og politiske beslutninger vil imidlertid legge begrensninger på utbyggingen innen denne tidshorisonten. I Stø kurs er forutsatt rammebetingelser som innen denne perioden likevel gjør det mulig å realisere prosjekter i Samlet plan kategori I tilsvarende i overkant av 4 TWh.

En slik utbygging av vannkraft er likevel ikke tilstrekkelig til å dekke opp den økte kraftetterspørselen på kort sikt. Fram til 2005 eksisterer det derfor et vedvarende underskudd på kraftbalansen. I årene fram til 2005 viser beregningene en årlig nettoimport på mellom 7-12 TWh per år, jf figur 32.11 under. Norge er likevel nettoimportør av kraft helt fram til 2009, men i tiden etter 2005 vil importunderskuddet gradvis reduseres, gjennom at veksten i den norske energietterspørselen i større grad dekkes opp av ny kraftutbygging innenlands.

Utviklingen i det nordiske kraftprisnivået vil på lang sikt gjøre det lønnsomt å bygge ut gasskraft i Norge i et betydelig omfang, både for å dekke innenlands forbruk og for eksport av kraft. I framskrivningene av Stø kurs etableres det gasskraft i Norge tilsvarende om lag 5 milliarder Sm³ gass eller 24 TWh fram til 2020. Dette kan tilsvare utbyggingen for eksempel av fire større gasskraftverk, eller alternativt syv gasskraftverk med en kapasitet på 350 MW. Avhengig av beliggenheten, vil dette kunne forutsette nye utbygginger av overføringskapasitet vest-øst, eller nord-sør.

I tillegg viser beregningene en fortsatt utbygging av vannkraft på lang sikt. Fram til 2020 er det bygd ut til sammen nærmere 10 TWh vannkraft i tillegg til dagens kapasitet. Dette tilsvarer omlag 2/3 av gjenværende utbyggingsprosjekter i Samlet plan kategori I. 4,3 TWh av dette bygges ut innen 2005, mens ytterligere 5,7 TWh bygges ut i perioden 2005-2020.

Framskrivningene av Stø kurs viser likevel at underskuddet på kraftbalansen vedvarer fram til 2010. Den sterke økningen i kraftutbyggingen innenlands på mellomlang sikt gir deretter en periode med innenlands kraftoverskudd i perioden 2012 til 2020. Dette muliggjør eksport av kraft til de øvrige nordiske landene og Europa i denne perioden.

Etter hvert som etterspørselen i Norge gradvis stiger brukes kraften innenlands til å dekke veksten det norske elforbruket. Inkludert utbyggingen av gasskraft utgjør den norske kraftproduksjonen nærmere 147 TWh i 2020. Vannkraftproduksjonen utgjør omlag 122,2 TWh av dette.

I 2020 er det omlag netto balanse i krafthandelen. På dette tidspunktet er det like lønnsomt å bygge ut ny produksjonskapasitet i Norge som i utlandet. Den faktiske utvekslingen av kraft kan imidlertid være betydelig høyere enn det nettoutvekslingen tilsier. En åpning av det nordiske kraftmarkedet, og etableringen av flere kabelforbindelser mot utlandet innebærer store muligheter for kraftutveksling over ulike lastperioder. Beregningene ved hjelp av Normod T-modellen tyder på at bruttoutvekslingen kan komme opp i vel 30 TWh, etter at de vedtatte kablene til Europa er på plass.

Framskrivninger ved hjelp av Samkjøringsmodellen 18 med forutsetningene i Stø kurs, viser et tilsvarende bilde av utviklingen i kraftmarkedet fram til 2020. Som i kjøringene av Normod- modellen, viser beregningene ved Samkjøringsmodellen en betydelig bruttohandel med kraft, etter at forbindelse med kontinentet blir utvidet med tre kabler. Samkjøringsmodellen gir imidlertid en mer differensiert utveksling fordi modellen også simulerer utvekslingen med Tyskland, Nederland og Belgia, se figur 32.12.

Nye fornybare energikilder i referansebanen

Beregningene av Stø kurs ved hjelp av MSG- og Normod-T modellen gir lite innslag av nye fornybare energikilder. Kraftprisen tilsier at nye fornybare energikilder ikke vil være lønnsomme alternativer i energioppdekningen, heller ikke på lang sikt. Av de nye fornybare energkildene er det vindkraft som ligger nærmest å kunne konkurrere til de kraftpriser som er beregnet i dette scenariet.

I beregningene av kraftbalansen er det også gjort bruk av Markalmodellen, som inneholder en mer detaljert tilgang på ulike energiteknologier, spesielt på sluttbrukersiden, jfr. boks 3 i kapittel 31.

Det er forutsatt at kostnadene ved ny vindkraftproduksjon reduseres over beregningsperioden. Kostnadene ved vindkraft vil variere, avhengig av avstand til eksisterende overføringsnett, og lokale vindforhold. Ut i fra dette er vindkraften i beregningene delt inn i ulike kostnadsklasser, basert på anslag utført av Institutt for energiteknikk (IFE). For å ivareta en fortsatt teknisk framgang på utviklingen av vindmøller, er i det framskrivningene av Markalmodellen lagt inn en teknisk framgang på 3 prosent per år, mot et gjennomsnitt på 1 prosent per år i øvrige deler av økonomien. Dette bidrar til å redusere produksjonskostnadene, men med en likevektspris som varierer rundt 20 øre i store deler av beregningsperioden, viser det seg at det ikke er et bedriftsøkonomisk potensiale for utbygging av vindkraft i Stø kurs. Mot slutten av beregningsperioden er kraftprisen nådd 22 øre/kWh. Gitt en sterk nedgang i produksjonskostnadene, kan vindkraftprosjekter i laveste kostnadsklasse være lønnsomme i 2020. Beregninger ved hjelp av Markalmodellen tyder på at dette kan innebære en utbygging av vindkraft på omlag 0,8 TWh.

I Markal er konkrete enøktiltak spesifisert ved kostnadsanslag. MSG-6 modellerer enøk gjennom en kontinuerlig energieffektivisering i økonomien gjennom teknisk framgang og substitusjon. I beregningene av Stø kurs gir likevel modellene omlag samme utvikling i energiforbruket fram mot 2020. Analysene som er utført ved hjelp av Markalmodellen kan derfor ses på som en indikasjon på hvordan en kontinuerlig energieffektiviseringen kan finne sted på sluttbrukersiden. I beregningen av Stø kurs antyder Markalberegningene at deler av energieffektiviseringen vil finne sted ved økt bruk av varmepumper i større boligkomplekser og yrkesbygg.

32.2.10 Nærmere om utviklingen i det nordiske kraftmarkedet

Det eksisterer stor usikkerhet med hensyn til den framtidig utviklingen i det nordiske kraftmarkedet. Dette skyldes usikkerhet knyttet til avviklingen av den svenske kjernekraften, og andre politiske rammebetingelser for kraftutbyggingen i Norden. Effektene på den nordiske kraftbalansen av en tettere tilknytning til Europa via nye kabler, og virkningene av etableringen av en ny overføringsforbindelse mellom Polen og Sverige, vil også være usikre. Framskrivningen ved hjelp av Normod-T er derfor å betrakte som en illustrasjon på en mulig utvikling i kraftmarkedet i Norden.

Beregningene viser at samlet elforbruket i Norden kan komme opp i 456 TWh i 2020, til tross for en moderat vekst i kraftforbruket i de øvrige nordiske landene. Til sammenlikning var forbruket i 1996 nærmere 366 TWh.

Framskrivningene av kraftproduksjonen i Norden tyder på at sammensetningen av produksjonskapasiteten vil endre seg over perioden. Dette vil også bidra til å påvirke utviklingen i CO₂-utslippene fra kraftproduksjonen i Norden.

I Danmark og Finland avvikles en stor del av olje- og kullkapasiteten i løpet av beregningsperioden. Dette erstattes i stor del av bygging av ny gasskraftkapasitet i disse landene, kombinert med import fra øvrige nordiske land. Utslippene av CO₂ fra dansk og finsk kraftproduksjon, viser derfor en sterk nedgang i løpet av beregningsperioden. Veksten i elektrisitetsetterspørselen i Sverigedekkes i hovedsak av ny gasskraft tilsvarende 24 TWh, og en mindre andel biofyrte anlegg. En stor del av disse anleggene erstatter fjernvarmesentrale som i dag kun produserer varme. Kraftvarmeproduksjonen i Sverige øker dermed betydelig. Gasskraftutbyggingen bidrar til å øke de svenske CO₂ utslippene. I Norge bidrar også en sterkere gasskraftutbygging til å øke CO₂-utslippene fra kraftproduksjonen.

Framskrivningene antyder en fortsatt vekst i de nordiske CO₂-utslippene på kort sikt. På lang sikt finner det imidlertid sted en betydelig nedgang i utslippene, ved at kullkraft i Danmark og Finland erstattes av gasskraft og import av kraft fra Norge. Til tross for at den nordiske kraftetterspørselen er 90 TWh høyere i 2020, er de samlede CO₂-utslippene fra kraftproduksjonen i Norden gått ned med 0,3 millioner tonn i 1998.

32.2.11 Utviklingen i norske CO₂-utslipp

Utslippene av CO₂ øker fra vel 41 millioner tonn i 1996 til omlag 50 millioner tonn i 2020. Utslippene av de seks klimagassene som er omfattet av Kyotoprotokollen øker til 67,6 millioner tonn CO₂-ekvivalenter. Dette er omlag 22 prosent over det fastsatte utslippsnivået for Norge i Kyotoavtalen.

33 Scenario «Den Lange Oppturen»

33.1 En beskrivelse av energisituasjonen mot år 2020

Norge og verden for øvrig får en akselererende økonomisk vekst, hvor drivkreftene er raske endringer i høyteknologiske og kunnskapsintensive bransjer (IT, kommunikasjon, design, bioteknologi, markedstilpasning) og nye former for organisering (fleksible nettverk av bedrifter). Svake klimaavtaler legger få begrensinger på utslipp. Økt konsum og økonomisk aktivitet medfører høy vekst i både forbruk og tilgang, som bygges ut med den til enhver tid rimeligste energikilde.

a) Den økonomiske og politiske utvikling i Den lange oppturen

Etter børskrakket i Asia og uroen på børsene tilbake i 1997-98, stilte mange spørsmål om hvorvidt den globale økonomiske veksten kunne fortsette. Det viser seg imidlertid at dette var kun en nødvendig korrigering. Det er først etter 1998 at den lange økonomiske oppturen begynner. Fra 1950 til 1973 vokste verdensøkonomien årlig med 4,9 prosent, en rate som verden ikke var i nærheten av igjen før perioden 1998-2020.

Det er tre hovedgrupper av gjensidig forbundne drivkrefter for denne veksten 19:

Det gjensidige forholdet mellom åpnere økonomier og fallende kommunikasjonskostnader på grunn av informasjonsnettverkene, gir nye potensialer også for ny-industrialiserte land. Det er her de største vekstratene finner sted, med over 7 prosent årlig vekst i lengre perioder.

Den internasjonale åpenheten for handel, medier og ny teknologier gjør det enklere for alle bedrifter, også små- og mellomstore, å nå ut på det globale markedet. Introduksjonen av PC'er, mobiltelefoni og Internett i perioden fra 1985 til 1995, la grunnlaget for nye og mer fleksible måter å organisere oppgaver og arbeid på, som slår igjennom etter århundreskiftet samtidig med at de globale høyhastighetsnettene tas i bruk. Det viser seg at de virkelige effektiviseringsgevinstene av informasjonsteknologiene ikke kommer før 15-20 år etter introduksjonen. Først etter år 2005 trer nye generasjoner som alle er oppflasket med IT-teknologi, inn i arbeidslivet.

Den norske økonomien fra årtusenskiftet følger en type utvikling som Michael Porter i 1990 kalte det innovasjonsdrevne samfunn (jfr. avsnitt 19.1) Den raske omleggingen av utdannelsessektoren, samtidig med statens engasjement i de næringene som bærer fram det nye teknologiske paradigmet, fører til at norsk næringsliv får sitt tyngdepunkt forflyttet fra tradisjonelle og energiintensive næringer til nye virksomheter som krever mindre energi. Norge nærmer seg «kunnskapssamfunnet», og følger med på den bølgen av innovasjoner og nyskapninger som den globaliserte informasjonsøkonomien skaper.

Fra rundt 1960 til 1990 var vekst i energiforbruk og vekst i BNP nært knyttet sammen (jfr. kap 7.2.5). Mot slutten av 1990-årene skjer en endring i den økonomiske vekstens innhold som forandret denne sammenhengen. Informasjonsbaserte virksomheter står for en stadig større grad av verdiskapningen uten å øke energiforbruket i samme grad som mer energi-intensive, tradisjonelle industrier tidligere gjorde. Samtidig resulterer den tunge satsingen på kunnskap- og kompetanseheving i økt omstillingsevne, som i mange tilfeller gjør det lønnsomt å legge om produksjonen i retning av mer energieffektive løsninger. Både innholdet i den økonomiske veksten og innovasjonsevnen blir endret gjennom en vellykket overgang til informasjonsøkonomien.

Kilde: SSB (basert på stasjonært energiforbruk av olje og el.)

Særlig viser det seg at privat og offentlig tjenesteyting får et oppsving i produktiviteten. Dette stimulerer veksten generelt. Spesielt øker forbruket av tjenester som følge av teknologiutvikling og økt bruk av kunnskapskapital. Økt vekst betyr imidlertid også økt inntekt, som igjen retter seg mot et bredere spekter av varer og tjenester. Folk har råd til litt større hus, flere fritidsboliger, en ekstra PCTV-fon og mange andre nye elektriske produkter. Økte inntekter gir grunnlag for økt vekst også i industri, bygg og anlegg. Den økte produksjonen krever igjen energiinnsats, og dette motvirker (og mer til) reduksjonen i energiintensitet som veksten innenfor tjenesteytende sektor isolert sett fører til. Totalt vokser nivået på energiforbruket kraftig.

Livsstilen til befolkningen følger på mange måter utviklingen innen økonomi og media: mer pluralisme, mer individualisme og høyere tempo. Det har blitt mindre tid og mindre fellesskapsfølelse. Like fullt har Norge i 2020 god råd til å løse sosiale problemer. Den lange internasjonale høykonjunkturen holder både oljepriser og statens øvrige inntekter oppe. Noen mennesker velger å ta ut sin økte velferd i fritid, men generelt arbeides det stadig mer på grunn av presset for å henge med i informasjons- og kompetanseutviklingen. Det er frihet til å velge, men det har blitt en tydeligere segmentering mellom arbeidskraft med høykompetanse og lavere kompetansenivåer. De førstnevnte prioriterer utdanning og sikrer sine høye inntekter gjennom å investere i egen kompetanse, mens de sistnevnte tar ut økt velferd i konsum, flere biler og feriereiser. De ivrigste av de reise- og opplevelseslystne blir med tysk romfartsindustri som turister til de nye romsentrene.

Trass i økt satsning på utdanning, oppstår etterhvert mangel på høykompetanse arbeidskraft. Det skjer en økende import av særlig IT-kompetanse fra Asia og omsorgsarbeidere fra tidligere Øst-Europa.

Fremdeles er det mange som er opptatt av miljø og natur. Alle regjeringer og politiske partier nevner miljøverdiene i sine programmer, men det har likevel ikke samme politiske fokus som på begynnelsen av 1990-tallet. Lokal forurensing løses langt på vei ved hjelp av stadig mer effektive renseteknologier, men global luftbåren forurensing forblir alvorlig og motvirker effekten av lokale tiltak.

b) Utviklingen på klimaområdet.

Vitenskapelig uenighet om de faktiske klimaendringer, konflikter mellom u- og i-land, motvilje mot internasjonale miljøavgifter i flere store land og oppsmuldring av målsetninger, gjør at verden i 2020 fremdeles står uten sterke og samordnede internasjonale miljøavtaler.

I 2020 er det fremdeles uavklart om hvorvidt den sterkt ekspansive informasjonsøkonomien går en global klimakatastrofe i møte, eller om hele klimaproblemet viser seg å være et skremmebilde, en falsk dommedagsprofeti. Er oppturen langsiktig bærekraftig, eller påskynder den bare en nært forestående nedtur på grunn av at økosystemenes bæreevne vil svikte? Debatten om dette raser fremdeles i 2020 mellom miljøvernere og veksttilhengere, men den tiltrekker seg ikke lenger så mye offentlig oppmerksomhet.

c) Kraftbalansen

Da EU gir opp sine klimamålsetninger i 2004 følger Norge etter. Regjeringen innfører fri etablering på tilgangssiden i 2005, med den begrensning av kjernekraft fremdeles ikke er aktuelt. Etter en tid er det i hovedsak gasskraftverk som dekker økningen i stasjonært forbruk, og samtidig besørger en solid netto krafteksport. I 2020 ligger gasskraftproduksjonen på rundt 55 TWh.

Det blir også lønnsomt å bygge ut inntil 13 TWh vannkraft innen 2020. Skillet mellom kategori I og II i Samla plan oppheves i 2005 Selv om det ikke fins internasjonalt koordinerte klimaavtaler, er det sterkt lokalt engasjement mot lokale utslipp og naturinngrep. Det blir derfor ikke noe lettere å få bygd vannkraftverk eller overføringslinjer.

Både vindkraft, bioenergi og ikke minst varmepumper får bare et beskjedent oppsving fra slutten av 1990-årene. Kostnadene ved disse fornybare energibærerne har vist en jevnt fallende kurve. Til noen formål er de konkurransedyktige, og har blitt implementert der hvor de er spesielt egnet. Likevel er det ikke igangsatt noen storstilt satsing på disse nye energikildene, ettersom elprisene er lave i hele perioden. De første årene etter 2000 har Norge en betydelig import av kraft.

Det blir satt ytterligere fokus på lokale miljøproblemer, deriblant at også linjebygging har miljøulemper. Det blir lagt press på at det eksisterende nettet skal utnyttes best mulig for å unngå videre utbygging. Like fullt vokser transportbehovet ved at store mengder kraft fra gasskraftverkene må innpasses. Kostnadene ved belastningen på nettet blir mer synliggjort.

Kostnadene i nettet blir redusert på grunn av en generell effektivisering hos nettselskapene, og på grunn av mer kostnadseffektiv nettariffering. Denne tarifferingen viser seg å stimulere både til mer effektiv energibruk over døgnet, og til større grad av distribuert energiforsyning, nattsenking av temperatur med videre. Men vindenergi får en konkurranseulempe, fordi de stedene som har mest vind også har høyest overføringskostnader.

Videre blir de særnorske konsesjonsreglene oppmyket, slik at det i større grad åpnes for privat og utenlandsk eierskap i kraftbransjen. Dette medfører at utenlandske kraftselskaper investerer i ny produksjonskapasitet i Norge, samt kjøper opp eksisterende produksjonskapasitet og nett i Norge. Samtidig er norske aktører i høy grad konkurransedyktige med de utenlandske når det gjelder produkter, pris, teknologi og IT-løsninger. De driver kostnadseffektivt og har rikelig tilgang på relativt rimelig kraft.

I Sverige er nye kjernekraftanlegg ikke aktuelle, men eksisterende kjernekraft beholdes bortsett fra Barsebäck-reaktorene. Etter hvert som det er behov for oppgraderinger av kjernekraftverkene, blir det en økonomisk avveining for eierne om de vil investere i oppgraderinger eller å satse på andre energibærere. De fleste velger å vedlikeholde reaktorene.

Husholdningene: Det skjer ikke noen endringer av norsk «el-kultur» i forhold til våre naboland. De nye husene blir stadig større, og har i gjennomsnitt færre beboere. Det fins mange intelligente ovner og lamper på markedet, styrt enten av en smart husstrømsentral eller av sensorer som justerer lys og varme avhengig av om personer befinner seg i rommet. Men dette er stort sett produkter for de spesielt energibevisste og for miljøvernere - i de jevne lag får de bare begrenset betydning ettersom elprisene generelt er lave og kjøpekraften øker. Det er blitt enda mer vanlig å ha flere boliger med strøm; én på fjellet, én ved sjøen samt den tradisjonelle villaen. I nærheten av de store byene blir det også stadig mer utbredt å ha villa i forstedene og leilighet i byen. De første årene etter 2000 blir det igangsatt flere lønnsomme enøkprosjekter som medfører betydelige innsparinger lokalt, men samlet sett øker energiforbruket betydelig.

Industrien: Oppturen kjennetegnes av sterk tro på liberalisering, effektivisering og deregulering. Ulike særordninger avvikles, og det blir politisk umulig å forlenge kontraktene til kraftkrevende industri etter hvert som disse utløper i neste århundre. Men også tilgangssiden blir deregulert slik at de fleste større selskaper har full anledning til å bygge opp egen produksjonsevne. I all hovedsak faller valget på gasskraft. Dermed får tilgangssiden et voldsomt oppsving ved at rundt 55 TWh gasskraft blir bygd ut før 2020. Også annen industri øker sitt elforbruk på grunn av den sterkt ekspansive økonomien.

Byggsektor og ENØK: Det blir begrenset fokus på ENØK og energisparing i «Opptur-samfunnet». Enøk-gevinstene kommer gjennom generelle produkteffektiviseringer, og på grunn av mer avanserte styrings-målings- og avregningssystemer for energibruk. Men forbruket i de tjenesteytende næringer øker likevel betydelig - i takt med antall arbeidstakere, verdiskapning og næringsareal.

Når det gjelder offentlige virkemidler skjer det lite nytt. Forbruksavgiften beholdes som i dag. Det finner sted en del statlig informasjon og opplæring, men det har lite gjennomslag.. Det blir også bygd enkelte statlige prototypanlegg av ulike slag for å vise fram det beste innen energiteknologi. Disse teknologiene får imidlertid liten utbredelse - de har preg av å være teknologiske statussymboler.

Kilde: SSB, MSG-beregning.

Kilde: SSB, MSG-beregning.

Kilde: IFE, Markal-beregning.

d) Konklusjon - Den lange oppturen

I Oppturen er det mange kommersielle drivkrefter som sørger for innføring av forbedret teknologi med høyere energieffektivitet. Det er moderne å være effektiv selv om forbruket er stort. De fleste har full mulighet for styring av energiforbruket sitt gjennom tekniske innretninger. Elektrisk utstyr er generelt mer effektivt. Hus som bygges er vesentlig mer energieffektive enn eksisterende bygningsmasse. Den sterke inntektsveksten og velstandsutviklingen medfører likevel en kraftig økning i energiforbruket. Nye fornybare energikilder forblir også lite lønnsomme, fordi de vanskelig kan konkurrere med den massive gasskraftutbyggingen.

I dette scenariet blir det tilnærmet umulig å få til reduksjon i veksten, eller stabilisering av energiforbruket. Satsingen på gasskraftverk uten rensing gir også sterkt økte CO₂-utslipp og forhindrer at elforbruket kan dekkes opp av fornybare energikilder. Den økte veksten gir økt konsum som raskt spiser opp det som måtte være av muligheter for energi-effektivisering i den nye bølgen av innovasjoner.

33.2 Nærmere om energi- og kraftbalansen i oppturen

33.2.1 Forutsetningen om sterkere produktivitetsvekst

Den økonomiske veksten, og dens sammensetning vil i stor grad være bestemmende for utviklingen i energiforbruket på lang sikt. Den økonomiske veksten avhenger igjen av tilgangen på primære produksjonsressurser og produktivitetsveksten. Resultatene av framskrivningen av energi- og kraftforbruket vil derfor være avhengig av forutsetningene som gjøres på disse områdene i modellen, jf boks 2 i kap 32.

Produktivitet er et mål på evnen til å utnytte arbeidskraft, realkapital og andre ressurser. Dette har nær sammenheng med den teknologiske utviklingen. Det er imidlertid stor usikkerhet knyttet til framtidens teknologiske utvikling, og som følge av det, hvilken produktivitetsvekst som skal legges til grunn ved framskrivningen av den økonomiske utviklingen.

I Stø kurs ble det lagt til grunn en årlig generell produktivitetsvekst på 1 prosent i gjennomsnitt for de ulike sektorene i økonomien. Dette er om lag det samme som de siste 15 årene, men noe lavere enn i 1970-årene. Anslaget var begrunnet med at tjenestesektorenes betydning er forventet å øke. Slike næringer har tradisjonelt hatt lavere produktivitetsvekst enn vareproduserende næringer.

I dette kapittelet belyses konsekvensene for økonomien av høyere produktivitetsvekst. Utvalget har i oppturen lagt til grunn at den økonomiske veksten i økende grad drives av større tilgang på kunnskapskapital og informasjonsteknologi. Denne utviklingen er forsøkt illustrert i beregningene ved å forutsette en økt teknologisk framgang i mer arbeidsintensive næringer, som i tjenesteytende sektorer.

Med utgangspunkt i framskrivningene i kapittel 32 er det i lagt til grunn at produktivitetsveksten i tjenesteytende sektor i Norge øker med ytterligere 1 prosentpoeng per år utover veksten i Stø kurs. Produktivitetsveksten i økonomien for øvrig holdes uendret på 1 prosent.

Dersom sterkere produktivitetsvekst skyldes den teknologiske utviklingen, er det rimelig å anta at en tilsvarende produktivitetsvekst vil gjøre seg gjeldende internasjonalt. Økt vekst internasjonalt påvirker norsk virksomhet gjennom handel, direkte investeringer over landegrensene og kunnskapsutveksling. Økt internasjonal produktivitetsvekst vil også kunne øke etterspørselen etter norske varer.

Ved siden av størrelsen på den teknologiske framgangen, er tilgangen på ressurser innenlands en viktig drivkraft for økonomisk vekst. Utviklingen i tilgangen på arbeidskraft måles ved veksten i antall timeverk per år. I referansealternativet ble det forutsatt en vekst i antall timeverk på 0,3 prosent per år. Sammensetningen av befolkningen mot en stadig større andel eldre, og en antakelse om at framtidig inntektsvekst vil bli tatt ut i en stadig større andel fritid, lå til grunn for et lavere anslag i Stø kurs enn det den historiske utviklingen har vist. I beregningen i dette kapittelet legges det til grunn at et større arbeidstilbud, for eksempel gjennom import av arbeidskraft med spesialkompetanse, øker timeverksveksten til 0,4 prosent per år.

Framskrivningene i dette kapittelet bygger ellers i hovedsak på samme forutsetninger som ble lagt til grunn i Stø kurs når det gjelder den makroøkonomiske utviklingen i Norge, og når det gjelder utviklingen i energimarkedene i Norden og Europa for øvrig.

I forhold til beregningene av Stø kurs er forutsetninger bare endret på to punkter knyttet til det norske kraftmarkedet:

• Ordningen med kontraktsfestede priser på elektrisitet til kraftkrevende industri opphører. Som for den øvrige delen av næringslivet forutsettes at denne industrien stilles overfor markedsbaserte priser på kraft.

• Det legges til grunn fri utbygging av gasskraft. I beregningene av Stø kurs ble det satt en øvre tak på 24 TWh, selv om ytterligere utbygging kunne være lønnsom.

I beregningene som omtales i dette kapittelet, bygges gasskraft ut ettersom lønnsomhetsbetraktninger tilsier det. En slik forutsetning kan for eksempel være knyttet til at gasskraftverk med CO₂-fjerning kommersialiseres i løpet av framskrivningsperioden. Lønnsomheten av slike gasskraftverk er i dag avhengig av at den utskilte CO₂-gassen har verdi i annen anvendelse, for eksempel til bruk på sokkelen for injeksjon i oljereservoarer. Behovet for CO₂ til slike formål vil imidlertid kunne sette grenser for hvor mange slike kraftverk det vil være lønnsomt å bygge ut.

33.2.2 Den makroøkonomiske utviklingen

Tabell 33.1 viser utviklingen i noen makroøkonomiske hovedstørrelser over beregningsperioden. Resultatet av framskrivningene illustrerer den sterke effekten økt produktivitet har på verdiskapingen, selv om de økte vekstimpulsene avgrenses til enkelte sektorer av økonomien.

Produktivitetsøkningen i tjenesteytende sektor slår ut i en sterkere økonomisk vekst i forhold til framskrivningene av Stø kurs. Vedvarende høy produktivitet i tjenesteytende sektorer gir i økende grad ringvirkninger for økonomien for øvrig, og produksjonen i andre sektorer øker som følge av dette. Den økte verdiskapingen i fastlands-Norge genererer økte inntekter til husholdningene, og bidrar til at veksten i privat konsum holder seg høy, også på lang sikt. Økt konsum av varer rettes også mot importvarer, og handelsbalansen svekkes gradvis utover beregningsperioden. Balansen i utenriksøkonomien opprettholdes ved økt vekst i eksportnæringene, og på lang sikt øker verdiskapingen i konkurranseutsatte virksomheter, inkludert kraftkrevende industri.

Framskrivningene illustrerer at høyere produktivitetsvekst gjennom økt teknologisk framgang vil utgjøre en betydelig vekstimpuls for økonomien. Resultatene antyder at produktivitetsveksten i tjenesteytende sektor kan gi en verdiskaping som er nærmere 18 prosent høyere enn i Stø kurs i 2020.

33.2.3 Virkninger på energiforbruket

En høyere veksttakt i økonomien fører til et økt energiforbruk i forhold til Stø kurs. Selv om tjenesteytende sektorer er forutsatt å bruke stadig mindre energi per produsert enhet, vil økt produksjonsvekst i økonomien virke drivende på energiforbruket. Vekst i privat konsum som følge av høyere inntekter, bidrar til økt boligkonsum, se også kap 32. Etterspørselen etter energi for oppvarmingsformål øker følgelig, samtidig som inntektsveksten også øker forbruket av utstyr som bruker energi.

Framskrivningen av energibalansen viser at samlet energiforbruk øker med nærmere 50 TWh fra 1996-2020. I 2020 utgjør samlede energiforbruket omlag 173 TW. Dette er 10 TWh høyere enn i beregningene av Stø kurs på samme tidspunkt, jf figur 33.6.

Energibruken per produsert enhet i tjenesteytende sektor har i 2020 blitt redusert så sterk at forbruket i denne sektoren er nærmere uendret i forhold til Stø kurs, til tross for at produksjonen har økt betydelig. På den annen side har dette bidratt til høyere produksjon og konsum i den øvrige delen av økonomien, og samlet sett øker nivået på energiforbruket også på lang sikt.

Kraftkrevende industri har et kraftforbruk som er 5 TWh lavere enn i Stø kurs i 2020. Årsaken til at innføringen av markedspriser til industrien ikke slår sterkere ut på energiforbruket i denne sektoren lang sikt skyldes flere forhold. På lengre sikt er aktivitetsnivået også i den kraftkrevende industrien økende, på grunn av økt etterspørsel rettet mot de konkurranseutsatte næringene utover i beregningsperioden. Dessuten vil den sterke økningen i engrosprisen på kraft i første del av beregningsperioden avløses av en periode der kraftprisen stabiliserer seg på 20 øre/kWh. Deretter er kraftprisen uendret fram til 2020.

I forhold til Stø kurs er det særlig energiforbruket i annen industri som har økt, i tillegg til at husholdningene har økt sitt forbruk. Dette er en konsekvens av at den sterke produktivitetsveksten som er forutsatt i denne framskrivningen vil slå ut i høyere inntektsvekst.

Framskrivningene antyder at økt produktivitet gir lavere bruk av energi per produsert enhet utover i beregningsperioden, men bidrar samtidig til å øke den totale energietterspørselen. Den sistnevnte effekten dominerer over virkningen av mer effektiv energibruk. Virkningen på energiforbruket av en produktivitetsvekst som er spesielt knyttet til produksjon og forbruk av energi, kan gi andre resultater. Virkningen av økt energiteknisk framgang er forsøkt illustrert i kapittel 35.

33.2.4 Utviklingen i kraftmarkedet

Utviklingen i kraftprisene i engrosmarkedet er omlag som beskrevet i beregningen av Stø kurs, jf avsnitt 32.2.6 På lang sikt bestemmes kraftprisen av kostnadene ved å produsere gasskraft i Norge, i samspill med utviklingen i de landene vi har overføringsforbindelser til. I beregningen av Stø kurs ble det imidlertid forutsatt et øvre tak på gasskraft i Norge på omlag 24 TWh, selv om ytterligere utbygging var lønnsom til eksisterende kraftpris. I denne beregningen er det ikke forutsatt en tilsvarende skranke på gasskraftutbygging, og dette bidrar til at kraftprisen blir omlag 10 prosent lavere enn i Stø kurs.

Gjennomsnittlig nettoimport i de første årene av beregningsperioden blir nærmere halvert i forhold til Stø kurs, og balanse mellom forbruk og produksjon innenlands oppnås på et tidligere tidspunkt. Dette skyldes at kraftforbruket reduseres på kort sikt som følge av tilpasningen til markedspriser i kraftkrevende industri.

Tabell 33.3 viser utviklingen i kraftproduksjonen over beregningsperioden. Utbyggingen av vannkraft tilsvarer omlag 13 TWh fram til 2020. Dette innebærer at en stor del av prosjektene som er plassert i Samlet plan kategori I realiseres i løpet av framskrivningsperioden. Gasskraften utgjør en stadig større andel av samlet norsk kraftproduksjonen fram mot 2020. Utbygging av vindkraft blir imidlertid ikke lønnsom uten spesiell støttetiltak innenfor disse framskrivningene.

I 2020 er midlere produksjonsevne i Norge på omlag 181,4 TWh, mot 148,1 TWh i Stø kurs. Dette tilsvarer en utbygging på omlag 2,8 TWh per år over hele beregningsperioden. Økningen i produksjonskapasitet sammenliknet med Stø kurs skyldes at det blir lønnsomt å bygge ut 55,4 TWh gasskraft fram til 2020 når det ikke legges begrensninger på utbyggingen. Dette er nær det dobbelte av gasskraftutbyggingen i Stø kurs, og skyldes delvis den sterke veksten i kraftetterspørselen innenlands. På grunn av stor overføringskapasiteten mellom Norge og utlandet blir det også lønnsomt å bygge ut en større andel gasskraft for eksport når det ikke eksisterer et øvre tak på gasskraftutbyggingen innenlands. Gasskraften erstatter en gradvis utfasing av eldre fossilbasert kraftkapasitet i Danmark og Sverige. Som følge av dette blir ny kraftutbygging i de øvrige nordiske landene redusert i forhold til i Stø kurs. I 2020 er samlet nettoeksport fra Norge omlag 24 TWh.

33.2.5 Utviklingen i de nordiske landene

Framskrivningene viser at en sterkere teknologisk framgang genererer høy vekst i det nordiske kraftforbruket. Kraftforbruket i Norden øker med 127 TWh over beregningsperioden. I 2020 er samlet kraftforbruk 497 TWh, en økning på 41 TWh i forhold til beregningene av Stø kurs.

I Sverige er tjenesteytende sektor spesielt stor. Produktivitetsøkningen i denne sektoren får stor effekt på det svenske energiforbruket. Dette skyldes positive ringvirkninger i økonomien av økt produktivitet som beskrevet i avsnitt 33.2.2. Det svenske kraftforbruket øker med nærmere 50 TWh i løpet av beregningsperioden, det vil si 20 TWh høyere enn i beregningen av Stø kurs. Utbyggingen av gasskraft og annen kraftteknologi i Sverige er omlag det samme som i Stø kurs. Økningen i forbruket dekkes av norsk eksport, og i 2020 er nær hele den svenske nettoimporten på 25 TWh fra Norge. Den store handelen kan innebære en viss forsterkning av overføringskapasiteten mellom Sverige og Norge. I denne beregningen vil en utvidelse av kapasiteten være lønnsom framfor framføring av et gassrør, da utvidelsen er av begrenset størrelse.

Også for de øvrige nordiske landene øker energiforbruket sammenliknet med beregningene av Stø kurs. Veksten dekkes i hovedsak av større gasskraftutbygging i disse landene.

33.2.6 Utviklingen i CO₂-utlippene

Norske CO₂-utslipp øker betydelig over beregningsperioden, i hovedsak som følge av en sterk utbyggingen av gasskraft innenlands. I 2020 utgjør de samlede klimagassutslippene 78,8 millioner tonn CO₂-ekvivalenter, omlag 44 prosent høyere enn Kyotoprotokollens krav til stabilisering på 1990-nivå.

34 Scenario «Klimaveien»

34.1 En beskrivelse av energisituasjonen mot år 2020

Norges næringsliv er fortsatt i høy grad råvarebasert, samtidig som internasjonale miljøavgifter blir innført i langt større grad enn i dag. Utsatte deler av den kraftkrevende industri rammes når de må betale for klimautslippene og energiprisene stiger. Vi får økt vannkraftutbygging, men utbygging av tradisjonell gasskraft blir både lite lønnsomt og politisk vanskeligere. Videre oppnår man stabilisering av energiforbruket ved at forbruksavgiftene på el- og olje skrues gradvis opp.

a) Den økonomiske og politiske utvikling på Klimaveien 20

Dette scenariet beskriver en verden hvor dagens norske næringsstruktur i hovedsak beholdes. Utviklingen følger her i hovedsak den banen som i Langtidsprogrammet 1998-2001 ble kalt «basisalternativet». Ettersom vi skrider inn i det nye århundret, viser norsk økonomi en jevn og balansert utvikling. Klimaavgiftene fra Kyoto-avtalen blir faset inn, og i 2007 får vi en ny internasjonal avtale, «Kyoto-2», som medfører skjerpede klimaavgifter i perioden 2010 til 2020.

I denne verdenen viser det seg at de tekniske og økonomiske endringene i norsk økonomi er kontinuerlige og stegvise. Det kommer ingen bølge av teknologiske innovasjoner som skaper brudd i trendene fra 1980- og 1990-tallet. Innen alle sektorer av norsk økonomi blir det gjennomført betydelige investeringer som forbedrer kvalitet og produktivitet 21. Men i hovedtrekk er det i 2020 ikke funnet sted store endringer i sammensetningen av norsk næringstruktur i forhold til 1998. På grunn av de internasjonale klimaavtalene blir det imidlertid lagt stadig mer vekt på energiproduktiviteten enn på 1980- og 90-tallet. Dette er hovedforskjellen på Klimaveien i forhold til Stø Kurs.

Også i Klimaveien fortsetter de fleste bedrifter og institusjoner å fokusere på økt lønnsomhet, risikominimering og arbeidsproduktivitet. Den tankegang som blir enda mer utbredt i årene etter 2000 kan sies å være finansøkonomisk, og støtter opp under en rikdomsdrevet utvikling (jfr. avsnitt 19.1) Kortsiktig avkastning og lønnsomhet blir i praksis viktigere enn innovasjoner og omstillingsevne. Disse to behøver ikke å være motsetninger, men i norsk økonomi i disse årene viser det seg etter hvert at det førstnevnte har en sterk tendens til å fordrive fokus fra den andre.

Kilde: SSB (stasjonært energiforbruk omfatter her olje og elektrisitet.)

Sett utenfra - fra Irlands blomstrende hi-tech-sektor, fra Milano-områdets entreprenør-villniss, eller fra Silicon Valley - blir det lettere å se hvordan nasjonen Norge i begynnelsen av det 21. århundret lever godt på sin kapitalrikdom. Innovasjonshastigheten avtar i forhold til andre land, og norske bedrifter tvinges etter hvert til å konkurrere på pris med produkter som stadig flere land i verden kan produsere. Motivasjonen hos investorene til å bringe de nyskapninger som finnes ut i den globale nettverksøkonomien blir ganske lunken. Entreprenører og oppfinnere blir møtt med skjemavelde, vanskelige tilskuddsordninger og ulike reguleringer fra sektor til sektor. Det finnes mange «smarte» energioppfinnelser som kunne redusere kraftforbruket, men disse kommer sjelden ut som innovasjoner på markedet.

Forholdet mellom arbeidsgivere og arbeidstakere forverres i en slik situasjon ettersom man slåss om fordelingen av en kake som ikke blir vesentlig større fra år til år. Moderasjonslinjen fra 1990-årene videreføres, men kommer under stadig sterkere press. Gjentatte streiker gir norsk næringsliv et frynsete rykte som usikker under-leverandør i den internasjonale nettverksøkonomien som er avhengig av å få leveranser til avtalt tidspunkt.

Økonomisk globalisering og økte konflikter mellom nasjonale interessegrupper gir politisk handlingslammelse som går utover statens evne til å virke samordnende og innovasjonsdrivende på både nærings- og miljø-siden. Fremveksten av de ulike støtteordninger, gjør ifølge kommentatorer at Norge fra århundreskiftet og utover får mer og mer preg av et «overføringssamfunn» enn av et velferdssamfunn. Stadig flere finner «gode» saker å bruke av oljefondspengene på, men sentrale myndigheter strever med å holde de offentlige utgiftene under kontroll.

Oljevirksomheten, og dens virkninger på kostnadsnivået i Norge, fører gradvis til en sterkere svekkelse av konkurranseevnen for den mindre, lettere konkurranseutsatte industrien i Norge. De energiintensive bransjene plages i mindre grad av høye lønninger enn av økende energi-priser. Lønninger utgjør jo en vesentlig mindre andel av totale kostnader enn i bransjer som møbel-, fisk-, elektronikk- og verkstedsindustri, for ikke å nevne tjenesteytende sektor. Norsk næringsliv forstår fremdeles sin rolle som å være høykvalitets råvare- og halvfabrikata-leverandør til verdensøkonomien. Det er dette som blir kjernekompetansen og markedstrategien til A/S Norge i begynnelsen av det nye århundret. Vi satser altså på å bevare og optimalisere en material- og energi-intensiv næringsstruktur. Dette gir uttelling i mange år fra 1990-årene og fremover, men etter hvert som blant annet Russlands økonomi fungerer mer effektivt etter gjennomføring av vellykkede økonomiske reformer etter år 2002, så begynner de enorme russiske ressursene å presse de internasjonale prisene på råvarer og halvfabrikata. Dette øker Norges avhengighet av oljeinntektene og av oljefondet.

OPEC prøver å gjennomføre produksjonsbegrensninger som mottiltak mot innføringen av CO₂-avgiftene, men har kontrollen over stadig mindre av verdens aktuelle oljeressurser og ikke godt nok samhold til å stå for nye, samordnede aksjoner. Den økende tilgangen blant annet på russiske olje- og gass-forekomster bidrar dermed til at vi unngår nye prissjokk i forbindelse med innfasing av CO₂-avgiftene i perioden fremover til 2020. Markedsprisene på gass og olje viser en stabil utvikling, men med en svak synkende trend forårsaket av lavere etterspørsel på grunn av internasjonale klimatiltak (synker med 20 prosent frem til 2020, jf kap 34.5).

Et økt miljøengasjement gjør at presset mot svensk kjernekraft er betydelig i hele Skandinavia. Høye CO₂-kvoter øker imidlertid lønnsomheten av kjernekraften, og bare Barsebäck-reaktorene blir stengt.

b) Utviklingen på klimaområdet

I Buenos Aires i 1998 klarer forhandlerne å komme til enighet om den nye avtalen. EU og USA klarer å samarbeide om å tette smutthullene i avtalen, noe som gjør u-landene mindre kritiske til kvotehandel. Avtalen spesifiserer et regelverk for salg av CO₂-kvoter mellom bedrifter i Annex I-landene. Buenos Aires-konferansen vedtar også et mandat som sier at på neste klimakonferanse i år 2002, skal det forhandles om en protokoll for globalt forpliktende utslippsreduksjoner. OPEC-landene protesterer, men klarer ikke å skape stor nok splittelse internt i u-landene. I USA ratifiseres avtalen i 1999 med knapp margin.

Ekstreme værforhold kommer med økt hyppighet og får bred omtale i media. Årene 1997, 1998 og 1999 blir globalt de tre varmeste år som noensinne er målt. USA opplever i 1999 historiens verste tørkesommer, påfølgende somre er også tørre, og vannmangelen blir kritisk flere steder. I Nord-Europa opplever man de tre kaldeste år som noensinne er målt i 2002-2004. Det spekuleres i om dette skyldes en svekket Golfstrøm. Værekstremitetene skaper mye oppmerksomhet omkring klimaendringene. Klimaforskningen får økte tilskudd og de påfølgende rapportene fra FNs klimapanel reflekterer en økende vitenskaplig enighet om menneskeskapte klimaendringer. Kloden har fått «feber» - den rammes av hete- og kulde-tokter om hverandre. Flere vitenskaplige opprop med bred støtte rettes mot verdens politikere og opinionen generelt og krever snarlig og samordnet handling mot klimaproblemene.

Den norske regjeringen går inn for å være en pådriver for en mer ambisiøs klimaavtale. Norge inngår et samarbeid med de andre nordiske landene om å møte utfordringen i klimaavtalen. I år 2000 blir det innført et nordisk system for handel med klimakvoter. Ettersom også gasskraftverk pålegges å kjøpe CO₂-kvoter gjør dette tradisjonell gasskraft lite lønnsomt i Norge, det trekker ut før kostnadene til rensing går ned og fortsatt utbygging av fornybare energikilder intensiveres.

India går foran på 2002-konferansen i New Dehli, og bidrar til at også denne avtalen blir halt i land. India framstår nå som et ferskt foregangsland for u-landene når det gjelder å møte klimatrusselen. Sol- og vindkraft er tatt i bruk på en lønnsom og miljøvennlig måte. De fleste i-land kan vise til konkrete tall for reduksjon i klimautslippene. Resultatet av New Dehli-konferansen blir at u-landene (land utenfor Annex I) forplikter seg til i gjennomsnitt å ikke øke utslippene med mer enn 20 prosent innen år 2010, Det blir også vedtatt å arbeide mot en ny protokoll som skal forplikte landene til videre utslippsreduksjoner etter år 2010, og at man i arbeidet med denne skal ta utgangspunkt i naturens bæreevne.

Klimakonferansen i 2007 - som igjen finner sted i Kyoto (den såkalte «Kyoto-2») - vedtar at de globale utslippene av klimagasser ikke skal overskride naturens bæreevne i år 2020. Etter anbefalinger fra FNs klimapanel settes bæreevnen til 550 ppmv CO₂-ekvivalenter. Dette tillater et globalt årlig klimautslipp på maksimalt 11,5 mrd tonn i 2020 22. Det blir vedtatt at Norge må redusere utslippene med 15-20 prosent i forhold til 1990-nivå innen 2020. Konferansen vedtar også at klimakvotene skal fordeles etter prinsippet om likt utslipp per capita, og at kvotene skal være omsettbare. Avtalen blir faset inn mellom år 2010 og 2015.

Norske CO₂-utslipp reduseres marginalt 1996 til 2020. Utslippene av alle klimagasser sett under ett stabiliseres på 1990 nivå.

Selv om Norge oppnår stabilisering av klimautslipp, er dette likevel ikke nok til å nå målene fra en skjerpet Kyoto-avtale. Et større kjøp av CO₂-kvoter blir derfor nødvendig for Norge, og dette blir finansiert gjennom provenyen fra de innenlandske CO₂-kvotene.

c) Kraftbalansen

Tilgang: Både CO₂- avgifter, og omsettbare kvoter, viser seg å være effektive virkemidler for å dempe energiforbruket. I utviklingen fra 1998 er det i stor grad disse som sørger for at det norske samfunnet slår inn på klimaveien på energiområdet. Og ettersom dette er internasjonale samordnede avgifter gir dette effektiv gjennomføring. Energi generelt blir mer kostbart, mens fornybare energikilder blir mer lønnsomme. I det europeiske kraftmarkedet trekker dette i retning av at investorer satser mer på vindkraft og vannkraft, relativt til fossile energikilder, og på gasskraftverk framfor store kullkraftverk. Dette gir altså vridning i sammensetningen av dagens struktur i energiforsyningen.

Også i Norge får desentrale ordninger større betydning som varierer med lokalisering. Dette trekker i retning av overgang til miljøvennlige energikilder av typen bioenergi og varmepumper.

Produsentene av fornybar energi får økt lønnsomhet. Dette medfører at de fleste norske produsenter vil få økt finansiell styrke og økt konkurranseevne i forhold til utenlandske konkurrenter. Der hvor disse midlene ikke trekkes inn av stat og kommuner, gir dette selskapene økte muligheter til strategisk tilpasning ved oppkjøp av innenlandske eller utenlandske selskaper, investeringer i ny kraftproduksjon og enøkvirksomhet.

For å nå CO₂- målene må også vannkraftressursene utnyttes maksimalt. I Norge blir skillet mellom kategori I og II i Samlet plan fjernet i 2005. Konsesjonsbehandlingsrutinene både for vindkraft og vannkraft blir mer strømlinjeformet. Det vil være lønnsomt i forhold til det nordiske kraftmarkedet å bygge ut inntil 20 TWh vannkraft innen 2020. Det blir imidlertid økende konflikter med verneinteressene om å bygge ut så mye vannkraft når eksporten samtidig er stor. Tradisjonell gasskraft viser seg å ikke bli lønnsomt på grunn av CO₂-kvoteprisene. Sammen med vanskelige politiske rammevilkår og fortsatt høye kostnader på renseteknologi for CO₂, gjør dette at det ikke blir bygd ut gasskraftverk i Norge frem til år 2020.

Byggsektoren og ENØK: For å nå målene for utslipp av klimagasser må myndighetene også intensivere satsingen på enøk- og fornybar energi på flere måter. Elavgiften til alminnelig forsyning blir i årene fremover økt med 7 prosent årlig mens kraftkrevende industri blir unntatt. Også avgiftene på fyringsoljer øker proporsjonalt med elavgiften. Dette innebærer en dobling av elavgiften til alminnelig forsyning hvert 10 år, noe som betyr at i 2020 har kommet opp til 28 øre/kWh. På dette tidspunktet er elprisen til husholdningene omlag 88 øre/kWh. Dette viser seg å være tilstrekkelig til å oppnå stabilisering av energiforbruket i Norge.

Internasjonalt har også klimaet for enøk-tiltak blitt styrket. Strenge standarder på energiforbrukende utstyr blir vanlig internasjonalt fra 2010. De fleste OECD-stater stiller strenge krav til energieffektivitet i sine innkjøp. I offentlige bygg satses det sterkt på vann- eller luftbåren varme. Det er større aktivitet innen informasjon og opplæring enn det var tilbake i 1990-årene. Blant folk flest blir miljøverdier stadig mer prioritert. Det foregår mer lokal energiplanlegging, og dette følges opp både i planlegging og gjennomføring av bygg og infrastruktur. Ved planlegging av nye boligfelt og næringsområder vurderes blant annet mulighetene for å utnytte solenergien best mulig, samt muligheter for lokal energiforsyning og vannbåren varme eller gass til oppvarmingsformål.

Husholdningene: For den enkelte forbruker, som får høyere priser på både elektrisitet- og olje, blir energisparing mer lønnsomt. Det blir vanligere å investere i varmepumper og lavenergihus, samt spare energi ved dag/nattsenking av temperatur, etterisolering, supervinduer mv (jfr. avsnitt 15.3). Dette gir klare tendenser til overgang fra direkte bruk av el til vann- og luftbåren varme til oppvarmingsformål. Først og fremst gjelder dette nye boliger.

Etter gode erfaringer med pålegg om hyppigere og mer instruktive strømregninger fra 1999, samt fjerning av akontoordningen, blir det klart at bedre oversikt over strømforbruket i seg selv er et viktig motiverende enøk-tiltak. I år 2000 annonserer NVE at distribusjonsverkene skal installere målerutstyr med toveiskommunikasjon i alle husholdninger innen år 2003. Utstyret skal også ha innebygget muligheter for automatisk regulering over døgnet av temperaturen i boliger. Det viser seg at dette i seg selv reduserer elforbruket til oppvarming med 10 prosent (10 prosent av 43 TWh blir 4 TWh/år).

Rådgivere fra regionale enøksentra gir råd om mulighetene for å ta i bruk varmepumper og bioenergi. Folk får også tilbud om energioppfølging. Dette bidrar til at de rimeligste tiltakene blir gjennomført raskere enn ellers. Særlig er det stor overgang fra oljefyring til varmepumper i bygninger som allerede har installert vannbåren varme (jfr. kap. 21).

Kostnadene for nye fornybare energikilder og enøk reduseres gradvis, slik at flere av de mest lønnsomme overganger blir gjennomført. Det innføres tilskuddsordninger og låneordninger som bidrar at også de mer marginalt lønnsomme tiltakene gjennomføres.

Industrien: Kraftkrevende industri (KKI) får reforhandlet kraftkontraktene i 2000 til et nytt regime og forlenget i 20 år fra utløpsdato. Disse vilkårene blir betydelig strengere enn i de gamle «104«- kontraktene. Videre får alle deler av KKI like vilkår ettersom de gamle 50- og 60 kontraktene blir forlenget med langt høyere priser enn før, men like fullt godt under gjeldende markedspris. En større del av kraften må kjøpes i engrosmarkedet. Videre blir de pålagt å kjøpe CO₂-kvoter, men får fritak for elavgiften. I forbindelse med de nye kontraktene inngår industrien også forpliktende avtaler om enøk-tiltak som til sammen bidrar med 3,5 TWh over en 5 års periode allerede innen 2007. De inngår også frivillige avtaler om reduksjoner i klimautslippene (jfr. kap 17.2).

Innføringen av klimakvoter blir gjort samordnet i alle Annex 1- land og marginen på KKIs produkter minker. Dette rammer riktignok ikke norsk industri spesielt hardt fordi mesteparten av produksjonen ligger innen Annex-1 land. Like fullt blir deler av industrien i Norge truet av nedleggelser eller omstilling. til annen virksomhet som bruker mindre energi. Og når klimaavgiftene og el-prisen stiger, så medfører det etter hvert tørke av investeringer, fordi denne typen produksjon blir mindre lønnsom. Industrien blir mer sårbar for endringer i rammebetingelsene.

I de første årene etter 2010 kjempes det for å beholde de mest utsatte industriarbeidsplassene ved hjelp av subsidier. Men forsøket kollapser i 2015 på grunn av høye offentlige utgifter til videreutvikling av ulike sosiale støtteordninger og eldrebølgen. Dette skaper et så stort politisk press på å bruke oljefondspenger, at subsidieordningene til industrien taper. Spesielt deler av ferro, sement, raffinerier og deler av annen kjemisk industri viser seg å være utsatt for nedleggelser.

Kilde: SSB, MSG-beregning.

Kilde: SSB, MSG-beregning.

d) Konklusjon - «Klimaveien»

Det er flere elementer i dette scenariet som drar i retning av redusert energiforbruk, og elementer som bidrar til at en får overgang til mindre el til oppvarming. Men dette tar jo ikke av. Det går tungt.

Det viser seg likevel mulig å stabilisere det stasjonære energiforbruket (det vil si el, petroleum, kull og bio) i dette scenariet. Dette betinger imidlertid jevnt stigende forbruksavgifter på elektrisitet- og olje til de forbruksgrupper som var avgiftspålagt i 1998. Avgiftene økes med 7,3 prosent i året (en dobling hvert tiende år) og kommer i 2020 opp i 28 øre/kWh (1995-priser). Norge klarer videre å dekke opp elforbruket ved hjelp av fornybare energikilder i et normalår, betinget av en stor vannkraftutbygging.

34.2 Nærmere om framskrivningen av Klimaveien

Framskrivningen av Klimaveien tar utgangspunkt i et scenarie der Kyotoavtalen i sin nåværende form vil gjelde fram til 2010, og at denne avtalen senere følges opp med en forsterket klimaavtale fram til 2020.

Kyotoavtalen innebærer en samlet forpliktelse om å redusere utslippene av til sammen seks klimagasser 23 med 5 prosent i forhold til 1990-nivå innen år 2008-2012 for de landene 24 som er omfattet av avtalen. Avtaleutkastet inneholder differensierte krav med hensyn til byrde og sammenlikningsår. For Norge innebærer avtalen at en kan øke utslippene av de samlede klimagassene med 1 prosent i forhold til 1990-nivå. I framskrivningene av Klimaveien er det lagt til grunn at Norge søker å oppfylle sin del av Kyotoavtalen innen 2010, enten innenlands eller ved kjøp av kvoter internasjonalt, avhengig av hva som er lønnsomt.

En reduksjon av klimagassutslippene i denne størrelsesorden vil imidlertid ha marginal effekt på akkumulasjonen av klimagasser i atmosfæren fram mot 2020. I Klimaveien forutsettes det at det vil komme i stand en andre runde av klimaforhandlingene i 2010, der innholdet i Kyotoprotokollen skjerpes. Det legges til grunn at avtalen innebærer en reduksjon av klimautslippene på 20 prosent i forhold til 1990- nivå innen 2020. For Norge er det antatt at kravet vil være 15 prosent reduksjon i forhold til 1990.

Det er gjort tre hovedberegninger under scenariet Klimaveien. Virkningen på økonomien og energi- og kraftbalansen av klimaavtalene omtales i avsnitt 34.2.1-34.2.9. Deretter er det med utgangspunkt i disse framskrivningene utført beregninger av muligheten for å stabilisere energiforbruket ved hjelp av avgifter i avsnitt 34.2.10, som forutsatt i scenarieomtalen i 34.1. Virkningen av markedsbaserte kraftpriser til kraftkrevendeindustri analysert i avsnitt 34.2.11.

Beregningene i dette kapittelet bygger ellers i hovedsak på de samme forutsetningene som er gjort i referanseberegningen Stø kurs når det gjelder utviklingen i norsk økonomi for øvrig, se kap 32 for nærmere omtale. I forhold til framskrivningene av Stø kurs er det gjort endringer i enkelte forutsetninger knyttet energimarkedet, jf avsnitt 34.2.2

34.2.1 Implementeringen av klimaavtalene

Beregning av virkningene av en klimaavtale vil i stor grad avhenge av valg virkemidler for å redusere utslippene av klimagasser. Graden av harmonisering av virkemidlene innenfor, og mellom landene, vil virke inn på utviklingen i næringsstruktur og handel.

Kyotoavtalen åpner for å omsette utslippskvoter mellom landene som omfattes av avtalen. En nærmere avklaring knyttet til hvilke rammer som skal gjelde for kvotehandelen, vil først finne sted i Buenos Aires i november 1998.

Handel med kvoter kan foregå ved at enkeltbedrifter i et land finansierer utslippsreduksjoner i bedrifter i andre land, såkalt felles gjennomføring, eller ved at landene kjøper og selger kvoter seg imellom. I Klimaveien forutsettes det at implementeringen av klimaavtalene fører til at det dannes en internasjonal pris på klimagassutslipp25 gjennom kvotehandelen.

I framskrivningene er det av beregningstekniske årsaker benyttet avgifter for å illustrere betydningen av gjennomføringen av klimaavtalene. Med forutsetningen om at det dannes et effektivt marked for kvotehandel, vil denne tilnærmingen ikke påvirke beregningsresultatene. Et velfungerende internasjonalt marked for omsetting av utslippskvoter vil gi en kvotepris som er i samsvar med den avgiften som skal til for å oppnå samme utslippsreduksjon. Felles gjennomføringprosjekter vil i et slikt marked på marginen koste det samme som kvoter eller avgifter.

Den internasjonale prisen på klimagassutslipp er beregnet med utgangspunkt i hvilken kvotepris som er nødvendig for oppnå Annex 1-landenes felles målsetting for reduksjon i Kyotoavtalen, og en senere forsterket klimaavtale. Slike anslag ble utført ved hjelp av OECDs verdensmodell GREEN i forbindelse med grønn skattekommisjons utredning 26. I disse beregningene var en avgift på 360 kroner per tonn tilstrekkelig til å oppnå en stabilisering av CO₂-utslippene i 2010.

Beregningene utført av Grønn skattekommisjon var rettet mot en stabilisering av CO₂- utslippene. Kyotoprotokollen legger derimot opp til en 5 prosent reduksjon av de klimaveide utslippene av til sammen seks gasser. Enkelte land, som Norge, har allerede redusert utslippene av noen av disse gassene. Samtidig kan det i flere land eksistere et potensiale for redusere utslippene, spesielt av metan og lystgass, til en lavere kostnad enn ved å redusere CO₂. Dette trekker i retning av en lavere kvotepris sammenliknet med anslaget fra Grønn skattekommisjon.

I beregningene av Klimaveien er det tatt utgangspunkt i en internasjonale kvotepris på 200 kroner per tonn CO₂-ekvivalent fram til 2010. Som følge av dette innføres i beregningene en avgift på all bruk av CO₂ i Norge på 200 kroner per tonn i første del av beregningsperioden, med unntak av de formål som i dag har høyere avgift enn dette.

Etter 2010 er det antatt at nye forhandlinger vil gi en skjerpet klimaavtale. Som følge av dette vil den internasjonale prisen på utslippskvoter måtte øke. Normalt vil det være stigende marginalkostnader forbundet med skjerpede utslippskrav. Med utgangspunkt i at 200 kroner per tonn er en tilstrekkelig kvotepris for å oppfylle Kyotoavtalen, har en antatt at en skjerpet klimaavtale medfører en tilleggsavgiftpå 200 kroner per tonn. I Norge forutsettes det at den økte kvoteprisen på utslipp reflekteres i at den norske CO₂-avgiften gradvis økes fra 200 kroner per tonn i 2010, til 400 1997-kroner per. tonn i årene etter 2010. Her stilles alle sektorer overfor samme avgift. Alternativet skisserer dermed i utgangspunktet en kostnadseffektiv løsning.

Økte energipriser vil føre til redusert etterspørsel etter energiintensive produkter på verdensmarkedet. Dette vil medføre næringsomstillinger og omstillingskostnader både nasjonalt og internasjonalt. Det forutsettes at CO₂-avgiften innføres gradvis for å unngå for sterke effekter på økonomien på kort sikt.

Det legges til grunn at en gjennomføring av klimaavtalene fører til et fall i produsentprisen på råolje. Det knytter seg betydelig usikkerhet til virkningene på petroleumsprisene av Kyotoavtalen, og av eventuell forsterket klimaavtale. I Langtidsprogrammet 1998-2001 ble det anslått at en CO₂-avgift på 360 kroner per tonn gjennom olje- og gassmarkedet vil redusere prisen på råolje med omlag 17 prosent i forhold til Stø kurs. Med utgangspunkt i en videreføring av Langtidsprogrammets anslag tilsvarer dette en reduksjon i den norske petroleumsformuen med 155 milliarder kroner. Prisen på naturgass forutsettes å være upåvirket over beregningsperioden.

Det forutsettes videre at gjennomføringen av klimaavtalene fører til at prisene på energitunge produkter på verdensmarkedet øker med 2 prosent.

Innføringen av CO₂-avgifter for all innenlandsk bruk innebærer etterhvert en tilnærmet kostnadseffektiv gjennomføring av avgiftsopplegget. Normalt vil økninger i miljøavgifter som ikke motsvares av reduksjoner i andre skatter og avgifter virke negativt på verdiskaping og sysselsetting i privat sektor. I beregningene av Klimaveien motvirkes dette av at det samtidig finner sted en tilbakeføring av provenyet fra miljøavgifter til den private delen av økonomien i form av direkte kontantoverføringer. En slik tilbakeføring har i beregningene i hovedsak samme effekter som lettelser i den direkte arbeidskraftsbeskatningen.

En klimaavtale kan også tenkes gjennomført gjennom andre administrative tiltak enn CO₂-avgifter og kvoter, for eksempel ved såkalte frivillige avtaler eller direkte reguleringer av aktiviteter som medfører klimagassutslipp. Det eksisterer også stor usikkerhet med hensyn til rammebetingelsene for internasjonal kvotehandel i forbindelse med Kyotoavtalen. Utformingen av en eventuell utvidet klimaavtale er også uviss, for eksempel når det gjelder byrdefordeling mellom de enkelte landene. Beregningene av virkningen av Kyotoavtalen, og en forsterket klimaavtale, må derfor ses på som en illustrasjon.

34.2.2 Andre forutsetninger om energimarkedet

Det forutsettes at de andre nordiske landene innfører tilsvarende klimagassavgifter som i Norge, slik at framskrivningen av den nordiske energi- og kraftbalansen skjer innenfor et harmonisert CO₂-avgiftssystem.

Som i beregningene av Stø kurs er det lagt til grunn at den svenske kjernekraften ikke avvikles, med unntak av Barsebäck I og II. Videre forutsettes det også i dette scenariet et fritt nordisk kraftmarked, og at tilknytningen til Europa får økt betydning for utviklingen i Norden, gjennom nye kabler til kontinentet fra 2001. Utviklingen i prisen på ny gasskraftproduksjon i Europa og samspillet mellom kraftproduksjonen i Norden og Europa, forutsettes å bli bestemmende for den nordiske kraftprisen på lang sikt, jf avsnitt 32.2.4.

I Norge forutsettes det en økt innsats for å realisere de vannkraftpotensialer som ligger i Samlet plan. I motsetning til i Stø kurs åpnes det i Klimaveien for konsesjonsbehandling av prosjekter også innenfor Samlet plan kategori II.

Gasskraft blir ikke lønnsom for utbygging i beregningene, til gasspriser og teknologi som spesifisert i kapittel 32, og gitt at aktørene har kunnskap om at CO₂-avgiften vil øke til 400 kroner per tonn fram mot 2020. Muligheten for CO₂-fri gasskraftproduksjon er ikke lagt inn i beregningene, selv om slike anlegg kan være under utprøving i løpet av de nærmeste årene.

Det er forutsatt at kostnadene ved ny vindkraftproduksjon reduseres over beregningsperioden. Effektiviseringspotensialet for vindkraft ligger i hovedsak i muligheten for stordriftsfordeler gjennom byggingen av vindmøller med større kapasitet. De største av dagens vindmøller har en kapasitet på 600 kW. Vindmøller med en kapasitet på 1,5 MW har vært under prøving. Produksjonskostnadene i 1998 for et slikt prøveprosjekt i Norge ble av utbygger anslått til 38 øre/kWh. For prosjekter med flere vindmøller vil kostnadene per kWh være lavere. Med utvikling av større og mer effektive vindmøller vil kostnadene ved vindkraft gradvis kunne synke over beregningsperioden. Norge vil kunne oppnå ytterligere reduksjon av produksjonskostnadene sammenliknet med andre land, på grunn av gunstige vindforhold.

Kostnadene ved vindkraft vil variere avhengig av avstand til eksisterende overføringsnett og lokale vindforhold. Ut i fra dette er vindkraften i beregningene delt inn i ulike kostnadsklasser basert på anslag utført av Institutt for energiteknikk (IFE). I gjennomsnitt er det lagt til grunn at vindkraftkostnadene i de ulike kostnadsklassene reduseres med 3 prosent per år. En begrunnelse for større teknisk framgang enn i økonomien for øvrig kan være at strengere krav til reduksjon av klimagassutslipp vil kunne medføre økt innsats på forskning og utprøving av fornybare energikilder.

Som i beregningene av Stø kurs legges det til grunn at ordningen med kontraktsfestede kraftpriser til kraftkrevende industri videreføres. Fordi det er stor usikkerhet knyttet til fremtidige kraftpriser ved en eventuell fornyelse av kontraktene, er det beregningsmessig lagt til grunn kraftpriser som innebærer at dagens forbruk til kraftkrevende industri opprettholdes i beregningene. Virkninger på energiforbruket av endrede rammebetingelser for denne industrien er søkt belyst ved hjelp av virkningsberegninger i avsnitt 34.2.11.

34.2.3 Makroøkonomiske virkninger

Tabell 34.1 viser utviklingen i noen økonomiske hovedstørrelser i Klimaveien. Resultatene antyder at innføringen av CO₂-avgifter fører til en svak nedgang i privat konsum og verdiskaping på kort sikt, sammenliknet med referanseberegningen i Stø kurs. Den sterke økningen i kraftprisene i Norden på kort sikt som følge av CO₂-avgifter, gir bare moderate utslag i økonomien.

På lengre sikt er den økonomiske veksten er nær uendret sammenliknet med beregningene av Stø kurs, til tross for at CO₂-avgiften øker til 400 kroner per tonn i løpet av beregningsperioden. CO₂-avgiftene får små utslag på lang sikt fordi omleggingen til «grønne» skatter, under offentlig budsjettskranke, også initierer enkelte næringsvridninger som gir en positiv effekt på verdiskapingen. Veksttakten i privat konsum reduseres imidlertid på lang sikt som følge av CO₂-avgiftene og økte energipriser. I 2020 er privat konsum 1,8 prosent lavere enn i beregningene av Stø kurs.

Næringsvridninger

Innføringen av CO₂-avgifter og økte energipriser, kombinert med en indirekte avgiftslette på arbeidskraft, fører til endret næringssammensetning. Sektorer med høy arbeidsintensitet og/eller gode substitusjonsmuligheter, herunder tjenesteytende sektorer, vil ekspandere. Energi- og kapitaltintensive næringer vil derimot bli rammet av økte energikostnader.

Av sektorer som får redusert lønnsomhet ved gjennomføringen av klimaavtalene, er det særlig aktiviteten i petroleumsvirksomheten som direkte berøres gjennom fallet i oljeprisen. Som følge av dette vil det være mindre grunnlag for sysselsetting i sektorene knyttet til petroleumssektoren, og denne arbeidskraften vil bli allokert til andre deler av økonomien.

På tross av at kraftprisene til kraftkrevende industri er forutsatt uendret gjennom en videreføring av dagens kontrakter, vil lønnsomheten i denne sektoren reduseres gjennom den direkte CO₂-avgiften. I første rekke er det produksjonen av metaller, spesielt ferrroindustrien, som vil bli redusert. Kraftkrevende industri sin andel av verdiskapingen faller gradvis fram mot 2020. I 2020 er bruttoproduktet i kraftkrevende industri redusert med 2/3 i forhold til i framskrivningene av Stø kurs. Samlet sysselsetting i denne sektoren reduseres med 4000 årsverk i løpet av beregningsperioden. MSG-modellens framskrivninger undervurderer virkningen av slike kortsiktige omstillingsproblemer. Modellens virkemåte gjør at frigjort arbeidskraft automatisk anvendes i andre sektorer av økonomien, uavhengig av lokalisering. De negative effektene på verdiskapingen kan være større på kort sikt enn beregningene antyder.

Veksten i mindre energiintensive sektorer, som tjenesteytende sektor, muliggjøres delvis ved at det frigjøres arbeidskraft fra industrien.

Samlet sett vil produksjonen i Klimaveien gå mot å være mer arbeidsintensiv, og relativt mindre energi- og kapitalintensiv etterhvert som CO₂-avgiftene innenlands økes.

34.2.4 Utviklingen i energiprisene

Figur 34.6 viser utviklingen i kraftprisen i Klimaveien sammenliknet med Stø kurs. I dagens nordiske kraftmarked er det vanligvis kullkraft som setter kraftprisen i et tilsigsmessig normalt år. På kort sikt finner det derfor sted en sterk prisøkning på kraft i kjølvannet av innføringen av CO₂-avgifter på fossile energibærere i Norden. En klimaavtale kan også tenkes implementert gjennom andre tiltak enn CO₂-avgifter/kvoter, for eksempel krav om nedstenging av fossilfyrte kraftverk, skjerpede tekniske krav eller forbud mot visse anvendelse av fossil energi. Også slike tiltak vil medføre økte kraftpriser, siden tilbudet av kraft basert på fossile brensler reduseres.

Fornybare energikilder, som for eksempel nye vannkraftprosjekter, får som følge av CO₂-avgiftene økt lønnsomhet. Det er forutsatt at praktiske begrensninger på kort sikt innebærer at nye vannkraftprosjekter realiseres i en lavere takt enn det lønnsomhetsbetraktninger alene tilsier. Begrenset tilgang på vannkraft kombinert med stigende CO₂-avgifter, medvirker derfor til å presse kraftprisene oppover i første del av beregningsperioden. Engrosprisen på kraft øker til nærmere 28 øre/kWh i 2002. På dette tidspunktet er kraftprisen nesten det dobbelte av prisnivået i framskrivningene av Stø kurs på tilsvarende tidspunkt.

Fra 2001 er det lagt til grunn en gradvis utbygging av vannkraft i Norge, samtidig som gasskraft erstatter kullkraft i Norden. Kraftprisen reduseres følgelig i tiden fram mot 2010. I 2010 og framover gjenspeiler kraftprisen verdien på kraft i de land vi handler kraft med, jf avsnitt 32.2.4. Som i beregningene av Stø kurs tilsvarer dette kostnadene ved ny gasskraftproduksjon, men med tillegg av CO₂ -avgiften. I framskrivningene av Klimaveien stiger kraftprisen moderat også etter dette tidspunktet, som følge av at en fortsatt økning i CO₂-avgiften øker kostnaden ved ny gasskraftproduksjon fram mot 2020.

I 2020 er engrosprisen på kraft omlag 30 øre/kWh, mot 22 øre/kWh i Stø kurs scenariet. Prisdifferansen i forhold til Stø kurs skyldes delvis CO₂-avgiften, som på dette tidspunktet har nådd 400 kroner per tonn. Dette utgjør omlag 15 øre/kWh på kraftprisen når gasskraft er prissettende teknologi i Europa. I dette scenariet skjer det imidlertid en sterkere utbygging av vindkraft og vannkraft enn i Stø kurs, samtidig som kraftetterspørselen er lavere. Dette bidrar til at kraftprisen på lang sikt blir lavere enn økningen i CO₂-avgiften alene skulle tilsi.

Som følge av økte engrospriser på kraft, stiger også sluttbrukerprisen til husholdningskunder kraftig på kort sikt. Prisen når et topp punkt på 66 øre/kWh i 2002. På lengre sikt, fram mot 2020, finner det sted en nær stabilisering i husholdningsprisen. Dette skyldes at engrosprisen bare stiger svakt, samtidig som overføringskostnadene reduseres og realnivået på elavgiftene er uendret. Samlet sett øker sluttbrukerprisen til husholdninger likevel med 12 øre/kWh over beregningsperioden, til 62 øre/kWh i 2020. Til sammenlikning var prisen til husholdninger omlag 52 øre/kWh i Stø kurs på samme tidspunkt.

Prisene på bensin og fyringsolje til forbruker øker gradvis over beregningsperioden, som følge av opptrappingen av CO₂-avgiften. Fallet i produsentprisen på råolje motvirker delvis denne utviklingen. Fram til 2020 øker kostnadene ved bruk av fyringsolje med 10 øre per kWh, omlag som prisøkningen på elektrisitet. Prisforholdet mellom elektrisitet og fyringsolje opprettholdes derfor i hovedsak gjennom framskrivningsperioden.

34.2.5 Utviklingen av energi- og kraftbalansen

Innføringen av harmoniserte CO₂-avgifter får virkning for kraftmarkedet i Norden. For Norges del skjer det en sterk økning i lønnsomheten av å bygge ut vannkraften. Veksten i den norske energietterspørselen dempes sammenliknet med beregningene i Stø kurs, i hovedsak på grunn økningen i energiprisene. På kort sikt er likevel ikke utbyggingen av ny kraftkapasitet i Norge tilstrekkelig til å balansere forbruket av elektrisitet i et normalår, og fram til 2005 viser beregningen fortsatt nettoimport av kraft. På lengre sikt vokser energiforbruket, spesielt i husholdninger og tjenesteytende næringer. I kraftkrevende industri reduseres kraftforbruket med nærmere 1/3 som følge av økte CO₂-avgifter, mens resten av industrien får en svak økning i forbruket.

Fram til 2020 finner det sted en betydelig utbygging av vannkraften. Store deler av de gjenværende vannkraftprosjektene blir bygd ut, samtidig som det etterhvert blir lønnsomt å bygge ut vindkraft. En voksende kraftproduksjon og avtakende vekst i etterspørselen, gir et innenlandsk kraftoverskudd som muliggjør en økende nettoeksport av kraft. I 2020 er nettoeksporten i overkant av 11 TWh.

34.2.6 Nærmere om utviklingen i energiforbruket

Gjennom virkningen på energiprisene bidrar CO₂-avgiften til å dempe veksten i energiforbruket på kort sikt. Spesielt bidrar nedgangen i forbruket i kraftkrevende industri til at det skjer en faktisk nedgang i det samlede kraftforbruket i de første årene av beregningsperioden. Sammenliknet med 1996 øker likevel nettoforbruket av elektrisitet med 11 TWh fram til 2005, jf tabell 34.2. Som i framskrivningene av Stø kurs utgjør det økte kraftforbruket ved gassbehandlingsanlegget på Kollsnes en stor del av tilveksten i elektrisitetsforbruket på kort sikt. Veksten i elektrisitetsforbruket drives ellers i hovedsak av husholdningene, og av økt aktivitet i privat og offentlig tjenesteyting.

Forbruket av fyringsolje er imidlertid bare svakt lavere enn i Stø kurs beregningen, til tross for økte CO₂-avgifter. Dette skyldes at den gradvise innfasingen av CO₂-avgiften delvis motvirkes av en nedgang i prisen på råolje, og at elektrisitet har blitt relativt dyrere. I 2005 er det samlede energiforbruket 134 TWh, omlag 10 TWh lavere enn i Stø kurs, jf figur 34.8.

På lengre sikt vokser energiforbruket i husholdningenesvakere enn i Stø kurs, men forbruket øker likevel som følge av etterspørsel etter energi til oppvarming, og høyere forbruk av andre varer som bruker energi. I 2020 er elektrisitetsforbruket i husholdningene 48,4 TWh. Dette er 4,4 TWh, eller omlag 9 prosent lavere enn i beregningene av Stø kurs, jf figur 34.8.

I produksjonssektorene blir effekten av CO₂-avgifter og økte priser på energi sterkere på lang sikt, og produksjonen vris mot mer arbeidsintensive næringer. CO₂-avgiften slår ut i økte kostnader og svekket lønnsomhet i deler av i kraftkrevende industri, jf avsnitt 34.2.3. I perioden fram til 2020 går elforbruket i kraftkrevende industri sammenlagt ned med 6,3 TWh. I 2020 er kraftforbruket i denne industrien omlag 22 TWh, 26 prosent lavere enn forbruket i Stø kurs på samme tidspunkt. Samtidig reduseres også forbruket av fyringsolje i industrien.

Energiforbruket i tjenesteytende næringer og annen industri øker samlet sett over perioden, men også her dempes forbruket betydelig i forhold til beregningene av Stø kurs.

I 2020 er netto innenlandsk elektrisitetsforbruk økt til 122 TWh. CO₂-avgiftene gir en nedgang i forbruket av fyringsolje på 12 prosent sammenliknet med framskrivningene av Stø kurs, og i 2020 er dette forbruket omlag 17 TWh. Forbruket av ved utgjør 4 TWh. Dette gir et samlet energiforbruk på omlag 143 TWh ved slutten av beregningsperioden. Sammenliknet med forbruket i Stø kurs på samme tidspunkt er energiforbruket redusert med 20 TWh, eller 13 prosent. Energiforbruket i 2020 er likevel nærmere 18 TWh høyere enn i utgangsåret 1996.

I avsnitt 34.2.10 og 34.2.11 er det presentert virkningsberegninger for å analysere muligheten for å begrense energiforbruket ytterligere.

34.2.7 Utviklingen i kraftmarkedet

Vannkraftprosjekter får økt lønnsomhet som følge av økningen i engrosprisen på elektrisitet i første del av beregningsperioden. På kort sikt er det forutsatt en øvre grense for det som vil være oppnåelig utbygging. Fram til 2005 bygges det likevel ut 5,3 TWh vannkraft. Dette innebærer en forsering av behandlingen av en rekke prosjekter, spesielt tatt i betraktning av at den gjennomsnittlige størrelsen på gjenværende prosjekter er liten. I dette scenariet er det forutsatt en økt satsing fra myndighetenes side for å oppnå en raskere realisering av vannkraftprosjektene.

Tilgangen på ny kapasitet er likevel ikke tilstrekkelig for å dekke opp veksten i det innenlandske kraftforbruket på kort sikt. Fram til 2005 er Norge nettoimportør av kraft, i hovedsak fra Sverige og Danmark. I 2005 oppnås balanse mellom produksjon og forbruk med en utbygd produksjonsevne på nærmere 121 TWh.

På lengre sikt realiseres vannkraftprosjektene i beregningene etter lønnsomhet, uten at det er lagt begrensninger på muligheten for realisering av prosjektene. I gjennomsnitt bygges det ut omlag 1 TWh per år i siste del av beregningsperioden. Fram til 2020 bygges det samlet ut vannkraft tilsvarende 21,3 TWh. Dette tilsvarer store deler av det gjenværende potensialet i Samlet plan I og II, som er underlagt mulighet for konsesjonsbehandling.

Utbygging av vindkraft i laveste kostnadsklasse blir realisert fra omkring 2005. På dette tidspunkt er produksjonskostnadene for vindkraft redusert, og elprisen har økt til mer enn 28 øre/kWh. På lengre sikt er det forutsatt at kostnadene ved vindkraftproduksjon reduseres ytterligere, og det blir lønnsomt å bygge ut vindkraft i større omfang fra 2015. Samlet bygges det ut vindkraft tilsvarende 5,4 TWh fram til 2020, eller omlag 1650 vindmøller med en kapasitet på 1,5 MW. Dette tilsvarer omlag 4 ganger dagens kraftproduksjonen basert på vindmøller i Danmark. Størrelsen på slike vindmøller kan sette begrensninger for ønsket antall og størrelse på vindmølleparkene. Vern av visse naturområder kan føre til regulering av hvilke prosjekter som kan åpnes for konsesjonsbehandling, slik tilfellet er med inndelingen av vannkraftprosjekter i dag. Dette kan redusere omfanget av vindkraft i forhold til det som er anslått.

I løpet av beregningsperioden skjer det også en moderat utbygging av bioenergi for varme- og kraftproduksjon i industrien. I 2020 utgjør dette 1,6 TWh.

Gradvis utbygging av vannkraft og vindkraft, kombinert med en dempet vekst i elforbruket fører til en gradvis økning i krafteksporten utover beregningsperioden. I 2020 er nettoeksporten i overkant av 11 TWh.

34.2.8 Utviklingen i klimagassutslippene i Norge

Beregningene viser at CO₂-utslippene reduseres med nærmere 1 prosent i perioden 1996-2020. I 2020 utgjør utslippene av klimagasser 58,4 millioner tonn CO₂- ekvivalenter. Dette er nær 14 prosent lavere enn i beregningene av Stø kurs på samme tidspunkt, men er ikke tilstrekkelig til å innfri Kyotoprotokollens krav.

I dette scenariet er det i tillegg lagt til grunn at en forsterket klimaavtale med 15 prosent reduksjon i norske klimagassutslipp skal være oppfylt i 2020. Dette innebærer at Norge i 2020 må kjøpe utslippskvoter for omlag 5 milliarder kroner per år.

34.2.9 Nærmere om utviklingen i det nordiske kraftmarkedet i Klimaveien

Harmoniserte avgifter på klimagassutslipp i Norden vil påvirke produksjonsmønsteret, og beslutninger om investeringer i ny kraftkapasitet. Som i beregningene av Stø kurs er kjøringene av MSG-modellen samordnet med framskrivninger av utviklingen i det nordiske kraftmarkedet, ved hjelp av Statistisk sentralbyrås modell Normod-T, jf boks 2 i kapittel 32.

I Sverige er det forutsatt at kjernekraften ikke avvikles med unntak av at Barsebäck 1 og 2 skal være avviklet innen 2002. Dette tilsvarer et frafall på omlag 8 TWh. I tillegg til den forutsatte avviklingen av Barsebäck, viser framskrivningene at bruken av oljebasert kraftvarmeproduksjon faller bort som følge av økte CO₂-avgifter i Norden.

Den svenske kraftutbyggingen i dette scenariet utgjøres i hovedsak av større kraftvarmeverk og kombinerte kraftverk basert på gass, samt en noe mindre andel kraftvarme basert på bioenergi. Netto tilgang av ny kraftkapasitet er likevel moderat medregnet frafallet av kjernekraften.

Som i Norge drives veksten i det svenske elforbruket i hovedsak av vekst i husholdninger og tjenesteytende sektorer, mens treforedling og metallindustrien reduserer sitt forbruk. I 2020 viser framskrivningen omlag balanse mellom forbruk og produksjon i Sverige.

I Danmark reduseres kraftproduksjonen betydelig i løpet av beregningsperioden. Innføringen av CO₂-avgifter gjør at store deler av den eldre kullkapasiteten ikke vil være lønnsom å drive. Nær all kullbaserte kraftvarme- og kondensverk går ut av produksjonen innen 2020. Til erstatning for dette bygges det ut større kraftvarmeverk basert på gass, og et mindre innslag av små biobaserte kraftvarmeanlegg. Vindkraften er nærmere uendret over perioden.

Ny kraftutbygging i Danmark er ikke tilstrekkelig til å dekke det store bortfallet av kullkraft. I stedet øker den danske nettoimporten betydelig over perioden, i hovedsak fra Norge. Muligheten til erstatte kull- og oljekapasiteten med gasskraft, kombinert med import av kraft fra Norge, gir betydelige utslippsgevinster for Danmark. Over beregningsperioden reduseres de danske utslippene fra kraftproduksjonen med 2/3. Størrelsen på denne nedgangen vil variere avhengig av tilgangen på kraftimport fra Norge og Sverige.

For Finland viser framskrivningene et raskt produksjonsbortfall av kullkondensverk i første del av perioden. Denne kapasiteten utgjør nærmere 1/3 av dagens samlede kraftkapasitet i Finland. Som følge av gradvis økende CO₂-avgifter, forsvinner store deler av kraftvarmeanlegg og industrielt mottrykk basert på kull utover i beregningsperioden. Bortfallet av kraftkapasiteten basert på kull erstattes i sin helhet av gasskraft. I tillegg bygges det ut biofyrte kraftvarmeanlegg. Overgangen fra kull til gasskraft og bioenergi reduserer de finske utslippene fra kraftproduksjon med mer enn 50 prosent innen 2020.

Framskrivningen av kraftbalansen viser at etterspørselen etter elektrisitet dempes i alle de nordiske landene som følge av økte kraftpriser. I 2020 er samlet brutto elforbruk i Norden omlag 398 TWh. Dette er 49 TWh lavere enn i Stø kurs beregningen. De samlede utslippene fra den nordiske kraftproduksjonen reduseres også betydelig i løpet av beregningsperioden. Utslippene av CO₂ fra kraftproduksjonen i Norden i 2020 er mer enn halvert sammenliknet med Stø kurs. Dette skyldes i stor grad at en sterk utbygging av vann- og vindkraft i Norge som kommer de øvrige nordiske landene til gode. Spesielt er dette av betydning for Danmark for å erstatte nedleggingen av kullkraftverk innenlands. Samtidig fører CO₂-avgiftene til at det finner sted en raskere overgang fra kullkraft til gasskraft, enn i Stø kurs.

34.2.10 Stabilisering av energiforbruket ved hjelp av avgifter

Den sterke økningen i kraft- og energiprisene som følge av opptrappingen av CO₂-avgiften til 400 kroner per tonn, er i seg selv ikke tilstrekkelig til å gi en stabilisering av det norske energiforbruket i 2020 uten ytterligere tiltak. Dette skyldes i hovedsak at den økonomiske veksten og utviklingen i det private forbruket fremdeles bidrar til å øke energiforbruket. I tillegg vil også andre forhold medvirke til at energiforbruket ikke dempes ytterligere. Blant annet vil forutsetningen om en videreføring av dagens kontraktsbestemte priser til kraftkrevende industri gjøre deler av elektrisitetsforbruket ufølsomt for den økningen i kraftprisen som finner sted i økonomien for øvrig. Samtidig er det i begrenset grad forutsatt tiltak for å erstatte elektrisitet til oppvarmingsformål med andre energibærere enn ved og olje, for eksempel vannbåren varme.

I MSG-modellen skjer det en kontinuerlig energieffektivisering som følge av at teknologisk endring gradvis gir større produksjon per energienhet. De økonomiske drivkreftene for energiøkonomisering gjennom prissignaler og teknologisk endring er derfor ivaretatt. Likevel kan det være forhold i markedet som kan påvirkes for å øke graden av energieffektivisering ytterligere.

I virkningsberegningene i dette avsnittet legges det til grunn at myndighetene gjennomfører en betydelig satsing på administrative tiltak for å redusere forbruksveksten av energi. Slike tiltak kan omfatte informasjon, bedre avregningsmuligheter for husholdningene, tekniske standarder på husholdningsutstyr, og pålegg om installasjon av vannbåren varme i offentlige bygg. Muligheten for å redusere energiforbruket gjennom slike tiltak er nærmere beskrevet i kapittel 15. På grunnlag av beregninger utført ved hjelp av Markal-modellen og vurderingene i kapittel 14-18, forutsettes det at er mulig å realisere et enøkpotensiale på 4 TWh som følge av administrative tiltak, i tillegg til den gradvis energieffektiviseringen som ligger inne i MSG- framskrivningene.

Med dette som utgangspunktet har en forsøkt å beregne hvilken forbruksavgift på elektrisitet og fyringsolje som må til for å oppnå stabilisering av energiforbruket på 1996-nivå.

Elavgiften i 1998 er 5,75 øre/kWh. Dagens avgiftsstruktur omfatter omlag halvparten av det norske kraftforbruket. Det er gitt fritak for elavgiften til alle forbrukere i Troms og Finmark, bruk av elektrokjeler, veksthusnæringen, kraftkrevende industri, samt resten av industri- og bergverkssektoren. Jo flere sektorer som er unntatt for en slik avgift, jo sterkere må økningen i elavgiften være for den resterende del av forbruket for å oppnå stabilisering av det samlede energiforbruket.

Med en videreføring av dagens avgiftsstruktur, viser beregningene at elavgiften må øke fra dagens 5,8 øre/kWh til i overkant av 28 øre/kWh i 2020 for å oppnå en stabilisering energiforbruket på 1996- nivå. Dette tilsvarer at elavgiften øker reelt med 7,5 prosent per år fram til 2020. I tillegg finner det sted en generell økning i elektrisitetsprisen som følge av CO₂-avgiftene i Norden. Realprisen til husholdninger øker dermed til nærmere 90 øre/kWh i 2020. Dette tilsvarer en vekst i sluttbrukerprisen til husholdninger på gjennomsnittlig 2,5 prosent per år reelt over beregningsperioden. Hensyn tatt til redusert forbruk får dermed husholdningene en ekstra utgift på om lag 11 milliarder per år kroner, eller 8000 kroner per husholdning.

Figur 34.13 viser sluttbrukerprisen på elektrisitet til husholdninger i Klimaveien sammenliknet med beregningene i Stø kurs. I 2020 er samlet kraftpris til husholdninger 70 prosent høyere enn i Stø kurs på samme tidspunkt. Samtidig har forskjellen mellom kjøperpriser i industrien, og hos husholdninger og andre sektorer av økonomien er i dette scenariet økt betydelig.

For at prisøkningen på elektrisitet ikke skal gi seg utslag i en substitusjon mot fyringsolje, er det lagt til grunn at også avgiften på fyringsolje øke til omlag 28 øre/kWh per nyttiggjort energienhet olje.

Utviklingen i energiforbruket ved stabilisering ved hjelp av avgifter

Energiforbruket i Klimaveien ble dempet i forhold til i Stø kurs-beregningen, men oversteg 1996-nivået med omlag 17 TWh. Innføringen av avgifter på elektrisitet og fyringsolje demper energiforbruket ytterligere i husholdninger og tjenesteytende virksomheter.

I 2020 er det samlede energiforbruket 129,1 TWh. Sammenliknet med 1996-nivå har forbruket av elektrisitet økt med omlag 8 TWh, mens forbruket av fyringsolje er redusert med 4,3 TWh. Forutsatt at satsingen på administrative tiltak gir en ytterligere nedgang på 4 TWh i elforbruket (jfr. beregningene av Markal-modellen), oppnås det i 2020 samlet sett en tilnærmet stabilisering av energiforbruket på 1996-nivå.

Det reduserte kraftbehovet over beregningsperioden fører til at det blir balanse mellom innenlandsk kraftforbruk og produksjon på et tidligere tidspunkt enn tidligere beregnet. Det frigjorte kraftforbruket går til økt nettoeksport, i hovedsak til Danmark og Sverige. Beregningene ved hjelp av Normod-T viser at dette bidrar til å redusere utbyggingen av ny kraftkapasitet i disse landene. Som følge av stabiliseringen av energiforbruket i Norge, dempes kraftprisen i Norden og bidrar i andre omgang til økt etterspørsel i øvrige nordiske land.

Framskrivningene ved hjelp av Markalmodellen tyder på at fornybare energikilder vil komme til i et større omfang, både som følge av økte energipriser ved CO₂-avgifter og høye sluttbrukerpriser til husholdningene på grunn av avgiftene på elektrisitet og fyringsolje. Markalberegningene viser at både bruk av varmepumper og solenergi kan bli lønnsom utover beregningsperioden som følge av økte sluttbrukerpriser på kraft i husholdninger og i deler av næringslivet som blir underlagt elavgift. Avgiftene på fyringsolje fører også til en substitusjon fra olje til bioenergi til varmeformål i industrien.

Framskrivningene antyder at de makroøkonomiske virkningene som følge av at enkelte sektorer i legges økte energiavgifter i tillegg til CO₂-avgiften er beskjedne. I 2020 er samlet verdiskaping 0,5 prosent lavere enn det beregningene av Stø kurs viste. Det finner derfor ikke sted noen ytterligere nedgang i verdiskapingen i 2020, enn det som fant sted ved innføringen av CO₂-avgifter. Vridningen mot mer arbeidsintensive produksjon som følge av CO₂-avgiftene forsterkes imidlertid i de delene av økonomien som ilegges energiavgift.

De samlede utslippene av klimagasser i Norge øker i denne beregningen til 54,7 millioner tonn i 2020. Dette tilsvarer Kyotoprotokollens krav til å stabilisere norske klimagassutslipp på 1990-nivå. Den forsterkede klimaavtalen kan imidlertid ikke oppfylles uten kjøp av kvoter.

34.2.11 Virkningsberegninger av markedsbestemte kraftpriser for industrien

Hittil i dette kapittelet er det forutsatt en videreføring av ordningen med kontraktsfestede priser på elektrisitet til kraftkrevende industri. En mer markedsbasert prissetting vil ha virkninger for lønnsomheten i enkelte bransjer innen den kraftkrevende industrien, og vil ha følger for aktivitetsnivået, sysselsettingen og energiforbruket innen denne sektoren. Med utgangspunkt i framskrivningene i 34.2.3-34.2.9 er i dette avsnittet forsøkt beregnet virkninger på det samlede energiforbruket ved en mer markedsbasert prissetting til kraftkrevende industri.

Som omtalt i 34.2.4 gir framskrivningene når CO₂-avgifter innføres i Norden, en kraftig økning i elektrisitetsprisene i Norden på kort sikt. Innen 2002 når kraftprisen 28 øre/kWh. For enkelte sektorer innen den kraftkrevende industrien betyr tilpasningen til markedspris at prisen på elektrisitet som innsatsfaktor i produksjonen blir nærmere fordoblet i forhold til i Stø kurs. Samtidig ilegges industrien CO₂-avgifter direkte i produksjonsprosessen, på linje med de øvrige sektorene i økonomien. Samlet medfører dette en sterk nedgang i produksjonen i denne delen av industrien.

Framskrivningen antyder at den økonomiske veksten i tilfellet med internasjonale klimaavtale, kombinert med markedspriser til kraftkrevende industri nesten halveres på kort sikt, i forhold til beregningene av Stø kurs. Effektene på verdiskapingen i fastlands-Norge på lang sikt er imidlertid moderate sammenliknet med resultatene fra Stø kurs beregningen. Omallokeringen av ressurser mellom produksjonssektorene fører til at andre næringer får mulighet til å øke produksjonen, med tilgangen på frigjorte ressurser fra industrien. På lang sikt er dette av betydning for spesielt tjenesteytende næringer, som utgjør en økende andel av verdiskapingen.

Kraftkrevende industris andel av verdiskapingen faller gradvis fram mot 2020. I 2020 er bruttoproduktet i kraftkrevende industri redusert med 2/3 i forhold til i Stø kurs. Det er særlig metallsektoren som reduseres som følge av økte kraftpriser. Ferroindustrien i Norge må antas å bli nedlagt, men også i andre deler av kraftkrevende industrien finner det sted en betydelig reduksjon i aktivitetsnivået. Samlet sysselsetting i kraftkrevende industri reduseres i denne beregningen med nærmere 10 000 årsverk fram til 2020.

MSG- modellen er en generell likevektsmodell, jf boks 32.2. Dette innebærer at modellen er lite egnet til å vise virkningene av strukturendringer på kort sikt, siden det til enhver tid forutsettes full sysselsetting. Virkninger på verdiskaping og sysselsetting på kort sikt kan derfor være betydelig større enn det MSG-beregningene antyder. Modellberegningene får heller ikke fram eventuelle lokale og regionale konsekvenser for bosetning og verdiskaping ved redusert aktivitet i kraftkrevende industri. For enkelte lokalsamfunn, som i stor grad er basert på industrivirksomhet, vil det kunne være betydelige tap forbundet med nedleggingen av enkeltbedrifter. Slike omstillingskostnader er ikke reflektert i disse beregningene.

Utviklingen i energiforbruket

En samtidig innføring av CO₂-avgifter og markedspris på elektrisitet får kraftige virkninger på industriens energiforbruk. I første del av beregningsperioder halveres kraftforbruket innen den kraftkrevende industrien. Dette gir en nedgang i det samlede energiforbruket i første del av beregningsperioden. Samtidig er forbruket av fyringsolje omlag uendret.

På lang sikt fortsetter nedgangen i elforbruket i kraftkrevende industri i en moderat takt. For perioden under ett reduseres kraftforbruket i denne industrien med 2/3, fra 30 TWh i 1996 til 8 TWh i 2020. Forbruket i andre deler av industrien øker moderat.

Elforbruket i husholdningene og tjenesteytende sektorer øker fortsatt på lang sikt. Elforbruket i husholdningene tilsvarer omlag 45 prosent av totalt kraftforbruk i 2020, mot en andel på 36 prosent i Stø kurs. Husholdninger og tjenesteytende sektorer får også en svak økning i forbruket av fyringsolje. Forbruket av fyringsolje går likevel samlet sett svakt ned på lang sikt, i hovedsak som følge av redusert oljeforbruk i treforedling og kraftkrevende industri.

I 2020 utgjør det samlede energiforbruket 128,3 TWh, en nedgang på over 30 TWh sammenliknet med Stø kurs på samme tidspunkt. Med forutsetningen om at satsing på administrative tiltak i tillegg realiserer et enøkpotensial på 4 TWh som omtalt i 34.2.10, antyder følgelig disse beregningene at energiforbruket reduseres til 1996-nivå som følge av at den kraftkrevende industrien blir utsatt for markedspriser på kraft, og samtidig ilegges CO₂-avgift.

De samlede klimagassutslippene i denne beregningen utgjør 56,1 millioner tonn CO₂-ekvivalenter i 2020. Dette er en nedgang på omlag 5 prosent sammenliknet med utgangsåret 1996. Klimagassutslippene er likevel 2 prosent over Kyotoprotokollens mål om stabilisering av utslippene på 1990-nivå.

34.2.12 Sammendrag

Figur 34.12. viser netto energiforbruk i 2020 for de ulike beregningene som er omtalt hittil. Figuren illustrerer at det vil være en krevende oppgave å stabilisere energiforbruket innenlands. Gjennomføringen av klimaavtalene som beskrevet i 34.2.2, gir en økning i prisene på elektrisitet med nær 35 prosent i 2020 sammenliknet med beregningene i Stø kurs. Dette demper veksten i husholdningenes elforbruk, samtidig som produksjonen vris mot mer arbeidsintensive næringer. Energiforbruket er likevel langt fra stabilisering på 1996-nivå i dette alternativet.

Ved en stabilisering ved hjelp av avgifter må elavgiften og avgiftene på fyringsolje økes til i overkant av 28 øre/kWh, hvis dette gjennomføres ved å øke elavgiften til de som i dag betaler slik avgift. Kjøperprisen til husholdningene i denne beregningen blir nærmere 90 øre/kWh. Ved markedsbestemte priser til kraftkrevende industri begrenses energiforbruket i 2020 til 1996-nivå, gjennom at nedlegging og mer effektivt drift i gjenværende deler av denne industrien frigjør store mengder elektrisitet. I dette tilfellet blir kjøperprisen til husholdninger bare om lag 60 øre/kWh.

Disse virkningsberegningene forutsetter også at en internasjonal klimaavtale, som innebærer en 15 prosent reduksjon av norske klimagassutslipp, er på plass og har fått virke på energiprisene fram til 2020. Med fortsatt økonomisk vekst vil et mål om stabilisering av energiforbruket kreve ytterligere opptrapping av avgifter også etter dette tidspunktet. Økningen i avgiftene må være spesielt sterk dersom enkeltsektorer unntas fra avgifter.

Effekten på kraftutvekslingen i virkningsberegningene

I framskrivningene av Klimaveien finner det på lang sikt sted en sterk økning i utbyggingen av vannkraft. I alle sektorer innenlands dempes elforbruket i forhold til Stø kurs scenariet, som følge av økte priser på kraft i Norden. Virkningsberegningen av tiltak for å stabilisere forbruket viser at tiltakene påvirker tidspunktet for balanse mellom forbruk og midlere produksjonsevne i Norge. Fordi beregningene i dette kapittelet bare gir utbygging av vannkraft og vindkraft i Norge illustrerer beregningene også muligheten for å dekke opp det innenlandske elektrisitetsforbruket ved hjelp av fornybare energikilder.

Tilgangen på fornybar energi i det nordiske kraftmarkedet gjennom en betydelig utbyggingen av vannkraft i Norge, bidrar i alle framskrivningene til en markert reduksjon CO₂-utslippene fra kraft og energiproduksjonen i Norden. I beregningene er dette en følge av at harmoniserte CO₂ -avgifter gjør det lønnsomt å bygge ut vann- og vindkraft i Norge og eksportere 10 TWh kraft til de andre nordiske landene. Økte elavgifter vil redusere forbruket i norske husholdninger og avgiftsbelagte deler av produksjonssektorene. Dette frigjør kraft for eksport til andre nordiske land, og øker disse landenes muligheter for å redusere egne CO₂- utslipp. Det frigjorte forbruket som følger ved stabilisering ved hjelp av avgifter, og ved oppheving av kontraktene til kraftkrevende industri, fører til økning i nettoeksporten til henholdsvis 21 og 24 TWh i 2020.

Til tross for en CO₂-avgift på 400 kroner per tonn, vil Kyotoprotokollens mål for Norge ikke oppnås uten ytterligere tiltak. Den største nedgangen i de norske CO₂-utslippene finner sted i tilfellet med en stabilisering av energiforbruket, ved hjelp av avgifter som rammer både elektrisitet og fyringsolje, jf figur 34.14. Utslippene i Norge reduseres noe mindre ved markedsbestemte priser til industri, til tross for at store deler av denne industrien avvikles. Dette skyldes hovedsakelig at en i avgiftstilfellet også har avgiftsbelagt oljeforbruket, og at dette forbruket er vel 2 TWh lavere i avgiftstilfellet enn i tilfellet med markedspriser til industrien.

Det finner sted en sterk nedgang i de nordiske CO₂-utslippene fra kraftproduksjon i alle framskrivningene i dette kapittelet. CO₂-avgiftene bidrar til en raskere overgang fra olje- og kullkraft til gasskraft i Norden, og økt eksport av fornybar kraft fra Norge. Med avgifter på 400 kroner per tonn CO₂, vil utslippene fra den nordiske kraftproduksjonen halveres over beregningsperioden sammenliknet med beregningene av Stø kurs. Tiltak innenlands i Norge for å redusere energiforbruket innebærer økt eksport og dermed ytterligere nedgang i de nordiske CO₂-utslippene. Denne virkningen er størst i tilfellet med markedsbaserte priser til kraftkrevende industri, som følge av at den norske krafteksporten øker mest i denne beregningen.

35 Scenario «Grønn Hjernekraft»

35.1 En beskrivelse av energisituasjonen mot år 2020

Norsk økonomi omstiller seg til å være mer kunnskapsorientert og teknologisk innovativ, og møter skjerpede krav fra internasjonale klimaavtaler, og fra en mer miljøbevisst befolkning, med en sterk satsing på implementering av energieffektive løsninger og fornybar energi. Myndigheter, befolkning og næringsliv går sammen om å investere i nye strategier. Stortinget samler seg i 2000 om en visjon om å stabilisere energiforbruket, og at 12 prosent av energibehovet skal dekkes fra nye fornybare kilder innen 2020.

a) Den økonomiske og politiske utviklingen i «Grønn Hjernekraft» 27

En internasjonal bølge av informasjonsbaserte produkter skyller innover både næringslivet og det offentlige. Norge omstiller seg fra industrisamfunnet i retning av kunnskapssamfunnet. Denne teknologiske utviklingen skjer samtidig med skjerpede internasjonale klimaavtaler, og sterkere miljøverdier hos befolkningen. Man blir nødt til å utnytte hjernekraften istedenfor å sløse med andre kraftkilder. Dette gjør at vekstens innhold i dette scenario blir helt annerledes miljømessig. Men fremdeles baseres den økonomiske utviklingen på internasjonal åpenhet, organisatorisk omstillingsevne og økt teknologisk endring på områder som informasjons- og produksjonsteknologi, ny bio- og materialteknologi samt forbedrede transportteknologier.

Det avgjørende gjennombruddet innenfor energisektoren skjer rundt 2005 da både USA og Tyskland - etter OECDs anbefaling 28 - legger om sin politikk i retning av økt ressurs- og miljøskattelegging («grønne skatter«). Energiprodusentene og storforbrukerne har lenge forberedt seg ved å posisjonere seg for fremtiden med alternative teknologier. Når disse miljøavgiftene så faktisk kommer, utløser dette en teknologisk beredskap hos de internasjonale konsernene. På grunn av forbedret omstillingsevne skjer overgangen til nye, energieffektive teknologier og fornybare energikilder raskere enn i andre historiske perioder.

Den norske økonomien fra årtusenskiftet følger en utvikling som kan betegnes som innovasjonsdrevet. Den raske omleggingen av utdanningssektoren, samtidig med statens engasjement i de aktivitetene som bærer frem det nye teknologiske paradigmet, fører til at norsk næringsliv får sitt tyngdepunkt forflyttet fra tradisjonelle og energiintensive næringer, til nye og mindre energiintensive virksomheter. Ettersom investeringene i oljesektoren faller utover i neste århundre, dreier investeringene i retning av kompetanseutvikling, informasjonsteknologi og helt nye energieffektive løsninger med potensiale for kommersialisering.

Det blir en sterk politisk visjon å investere noe av oljefondet i neste generasjons energiløsninger - for å kunne være ledende energinasjon også i fremtiden. EU har som målsetning å dekke 8 prosent av energibehovet av 2005 med fornybare energikilder. World Energy Council vedtok allerede i 1994 at 12 prosent av energiforbruket skal dekkes fra nye fornybare kilder innen 2020. Stortinget samles i 2000 om en målsetning der man i 2020 skal dekke opp 12 prosent av det norske elforbruket med nye fornybare energikilder.

Kilde: SSB (I modellen omfatter stasjonært energiforbruk kun olje og el.)

Etterhvert som de svenske atomkraftverkene blir stadig eldre, gir dette økende driftsproblemer og høye vedlikeholdskostnader. Økte krav til sikkerhet gjør at flere av reaktorene er ute av drift over lengre perioder. Kjernekraften møter konkurransen fra fornybar eksportkraft fra Norge, og nye fornybare energikilder blir stadig mer konkurransedyktige. Det raser også en stadig sterkere debatt om oppheving av den svenske atomansvarlighetsloven som ville påføre kjernekraften store forsikringskostnader (jfr. kap 26.3). Dette, sammen med økt miljøbevissthet rundt natur- og ressursspørsmål og det fremdeles uløste avfallsproblemet, presser fram en gradvis avvikling av kjernekraften etter alder på reaktorene. Innen 2020 er 40 prosent avviklet.

Norske oljeselskaper gjør avtale om langsiktige gassleveranser til land i Øst-Europa og Baltikum for å erstatte forurensende kullkraftverk. I årene før 2010 blir det bygd et stort gassrør fra Nordsjøen gjennom Skagerak og til Polen og Baltikum med en avstikker til Sverige. Dette gjør det mulig å øke gassbruken i Sverige, og på sikt supplere den danske gassen ettersom deres reserver tømmes i årene etter år 2010. Et mindre gassrør, som føres fra hovedrøret og inn til Oslo-området, gjør det mulig for økt bruk av desentrale energiløsninger på østlandet fra år 2012. Stadig flere industribygg satser på «in-house» energiproduksjon med stirlingmotor eller brenselscelleenheter og blir kraftleverandører til eget og lokalt forbruk.

Satsingen på energiteknologi gjør at det teknologiske gjennombruddet i aluminiumsindustrien - i form av en meget stor energieffektivisering - skjer i Norge fra år 2010. Kull blir ikke lenger nødvendig som råstoff til aluminiumsindustrien. Likeledes dreier en større del av produksjonen av aluminium fra bulkvarer til mer ferdige, innovative produkter, blant annet til bilindustrien. Det blir en betydelig omorganisering i bransjen på grunn av ulik teknologisk utvikling i næringene. Dette fører til at de tidligere så energiintensive næringene i Norge delvis bruker mindre energi til å produsere mer, og delvis at de teknologisk mest modne av disse næringene blir overtatt av fattigere land. For disse fattige landene er imidlertid dette mer avanserte næringer enn de tidligere har vært engasjert i, slik at også de klatrer i kompetansenivå.

Norsk industri unngår den verste priskonkurransen ved å plassere seg i den myriade av nye nisjer som den teknologiske utviklingen skaper på begynnelsen av neste århundre. Nasjonen blir preget av konkurranse på kvalitet, nyskapning og produktspektrum. Etter den store debatten om oljepengene i 1999 etablerer det seg et politisk flertall for å skille mellom statlig forbruk av oljepenger og statlige investeringer i kunnskaps- og teknologiutvikling, mens det vises måtehold i offentlig forbruk av oljeinntektene. Disse investeringene virker dermed sterkt produktivitetsfremmende.

Satsningen på energiteknologi fører også til et lavere vekst i energiforbruk i husholdningssektoren. Overgang til grønne skatter spiller her en klar rolle. I transportsektoren fører nye energiteknologier som hybridbilen - og hydrogenflyene etter 2015- til store energibesparelser. Samtidig merker man på kvaliteten i byluften at den ineffektive eksplosjonsmotorens dager er talte. Sammenligningen med tåken som ble borte i London etter at kullfyringen forsvant, blir ofte brukt.

b) Utviklingen på klimaområdet 29.

Ekstreme værforhold, vitenskapelig enighet om de faktiske klimaendringer i FNs klimapanel, vellykkede nye forhandlingsrunder og til slutt en ny, skjerpet Kyotoavtale i 2007 som gjøres gjeldende fra 2010, blir alle medvirkende drivkrefter i retning av økt energiproduktivitet.

c) Kraftbalansen

På energifeltet er myndighetene mer bevisst på trender i markedet og forsøker å spille på lag med, og styrke, de drivkreftene som kan lede til en mer miljøvennlig utvikling. effektive energiløsninger og fornybar energi er også godt pressestoff mot et publikum som blir mer opptatt av praktiske løsninger på miljøspørsmål.

I tillegg til de internasjonalt koordinert CO₂-avgiftene (kvotehandel mellom Annex I-land), blir følgende administrative tiltak sterke drivkrefter for forandring i energimarkedet:

• strenge standarder på energiforbrukende utstyr

• staten benytter anbudsrunder med krav til energieffektivitet ved større innkjøp og byggeoppdrag som en bevisst strategi for å stimulere de delene av markedet som produserer og leverer de mest energieffektive varene

• distribusjonsverkene pålegges å installere avansert måleutstyr med toveiskommunikasjon i alle boliger og næringsbygg innen 2003

• det settes krav til lokal energiplanlegging

• utstrakt informasjons- og opplæringsvirksomhet fra statens side

Disse drivkreftene virker gjensidig forsterkende med den teknologiske utviklingen, som dermed finner sted i relativt høyt tempo. Særlig de stadig strengere standardkrav til energibrukende utstyr, gir grunnlag i markedet for bra salg av de mest effektive miljøvennlige varene. Staten fungerer altså aktiv i å fremme innovasjonene. Det benyttes også anbudsrunder på flere områder hvor de mest energieffektive produktene er garantert store statlige innkjøp (jfr. avsnitt 17.3 og 17.4)

Byggsektoren og husholdninger: På dette feltet blir følgende gjennomført:

• det etableres generelle mål på energieffektivitet i boliger og næringsbygg. Bygningene må oppfylle strengere og strengere krav etter hvert som de tekniske mulighetene forbedres.

• eksisterende boliger blir også målt, og det innføres standarder som må innfris etter en viss tid.

• i forbindelse med installasjon av toveiskommunikasjon måleutstyr, blir det også pålegg om at en intelligent strømmåleenhet som viser løpende elforbruk skal installeres på godt synlig sted i boligen. Boksen viser forbruk og kostnader grafisk på dag, uke og månedsbasis samt sammenliknet med foregående år. Det viser seg at denne lille «strøm-vakten» har god effekt på folks bevissthet om eget strømforbruk.

Resultatet av de nye målene på energieffektivitet blir at de aller fleste nye boliger og næringsbygg får luft- eller vannbåren varme. De generelle standardene betyr at staten slipper å detaljregulere løsninger i byggeforskrifter i så stor grad. Markedet finner hele tiden fram til de billigste tiltakene som kan gjøres for å oppnå målene. Dette stimulerer alle markedene knyttet til bygningsmarkedet. Både arkitekter, ingeniører, entreprenører og leverandører av bygningsdeler styres inn mot energieffektivitet.

Et annet resultat er at det blir markedsført lyssystemer som kan spare opp til 85 prosent av elforbruket til lys i forhold til hva som var vanlig på 90-tallet. Dette oppnåes blant annet ved hjelp av bedre armaturer, dagslysstyring og nærværssensorer. Dette gir en enøkgevinst på 25 prosent, med 91 kWh/m² per år i yrkesbygg, noe som gjør at byggsektoren totalt sparer inn 5 TWh innen 2020 i forhold 1998-nivå (jfr. kap 15.2)

Standardkravene til eksisterende boliger gir vind i seilene til alle slags energirådgivere. Dette blir en ny bransje. De viser fram:

• hvilke enøktiltak den enkelte bør satse på, og hvor mye de kan tjene. De gjennomfører enøksjekk av huset ditt også interaktivt, sjekker strømvakten din gjennom to-veiskommunikasjonen på kraftnettet og gjennom internett.

• hvordan de kan tilpasse seg døgn- og årsvariasjonene i den optimale nettariffen og den varierende kraftprisen

• om det kan være aktuelt å satse på å supplere energitilgangen med en lokal kilde - en stirlingmotor i kjelleren eller lignende.

• mulige finansieringsformer, blant annet tredjepartsfinansiering (jfr. kap 18.8)

• de har tilbud om energioppfølging

Mange energiverk etablerer egne divisjoner for energirådgiving. I 2002 innfører myndighetene insetivsystemer for å motivere nettselskapene til å selge mest mulig enøk. Det viser seg at dette er noe som gir stor fortjeneste til virksomheten. Flere (både energiverk og andre) ser de kommersielle mulighetene og etablerer seg med tilsvarende virksomhet. Andre stimulerer til utskifting av lite energieffektivt utstyr ved å betale pant for gammelt utstyr - som kjøleskap, frysere og kompressorer - ved kjøp av nye og energieffektive merker.

Lokal energiplanlegging benyttes som et redskap av energirådgiverne i det daglige arbeidet. Planene gir god oversikt over lokale spesialiteter, og de får muligheter til å ta høyde for eventuell framtidig ny infrastruktur slik at de kan rådgi om framtidsrettede løsninger. Planmyndighetene har utstrakt kontakt med energirådgivere og netteiere i planprosessen. Til sammen gir dette betydelig nedgang i elforbruket i bygningsmassen, gjennom overgang til vann- og luftbåren varme, mindre energikrevende produkter og mer energisparende teknologi innen vvs- og lys.

Ettersom det innføres internasjonalt harmoniserte miljøavgifter (kvotehandel) får de fleste norske kraftprodusenter økt lønnsomhet og finansiell styrke. Dette gir norske aktører i kraftbransjen økt konkurranseevne i forhold til utenlandske, og gode økonomiske og teknologiske muligheter til å skape en bærekraftig energiforsyning. Det er også sterke insentiver til å etablere en mer fleksibel energiforsyning.

Industrien: Etter hvert som kontraktene løper ut, utsettes kraftkrevende industri for markedsbaserte priser. De får ikke unntak for ordningen med internasjonalt samordnede CO₂-kvoter, men blir fortsatt unntatt for elavgift. I forhold til 1996 så øker produksjonen i denne sektoren med 9 prosent innen 2020, sysselsettingen er omtrent den samme, mens kraftforbruket går ned med 39 prosent.

For øvrig viser industrien seg å være både energieffektiv og teknologisk innovativ, drevet frem av behovet for å være konkurransedyktig og myndighetenes strenge energistandarder. Industriell nyskapning kombineres med satsing på miljøteknologi. Industrien oppnår også noe bedre priser i markedet fordi den har mindre forurensing per enhet enn konkurrentene har.

Tilgangssiden: Myndighetene bruker overføringstariffering bevisst for å fremme mer variert energiforsyning. Det blir satt ytterligere fokus på at også linjebygging har miljøulemper. Det eksisterende nettet skal utnyttes best mulig, og det blir et mål å unngå videre utbygging. Kostnadene ved belastningen på nettet blir mer synliggjort.

Myndighetenes politikk fokuserer på å bremse veksten i forbruket (enøk) og på desentrale, lokale løsninger. I tillegg får nye fornybare energikilder tilskuddsordninger i en tidsbegrenset periode. Satsingen på nye fornybare kilder, som bioenergi og vindkraft, gir uttelling. I 2020 brukes 16 TWh biomasse til oppvarming mens produksjonen av vindkraft er kommet opp i 6 TWh. Også varmepumper får et oppsving fordi denne teknologien blir mer effektiv og rimeligere, og leverer netto 10 TWh varme til den norske bygningsmassen i 2020.

Rensing og deponering av CO₂ blir en stadig rimeligere teknologi. Presset på næringslivet blir så stort at det skjer et teknologisk gjennombrudd med hensyn på CO₂-rensing og deponering. Det første norske gasskraftverket med rensing og deponering blir ferdigstilt i 2005 og leverer 11 TWh. Gasskraftverk med CO₂-rensing i Norge erstatter behovet for økt vannkraftutbygging og kan også supplere sokkelen med kraft. Dette fører til en dramatisk nedgang i CO₂-utslippene fra sokkelen.

Figur 35.3 viser oversikt over drivkrefter som kan øke energieffektiviteten. Den illustrerer drivkrefter for forandring fra to kanter. Fra myndighetenes side er det her grunnlag for å benytte avgifter og reguleringer. Dette påvirker også industrien. Selv frykten for avgifter gir forberedelse til omstilling, ny organisering og teknologiutvikling. I Grønn hjernekraft er alle disse drivkreftene aktive. Sannsynligheten for at industrien kommer opp med noe nytt blir derfor stor. Innen 2020 ser vi flere rimelige stirlingmotor- og brenselcelle-enheter brukt i desentral energiforsyning.

Kilde: SSB, MSG beregning.

Kilde: SSB, MSG-beregning

d) Konklusjoner - «Grønn hjernekraft»

I dette scenariet får vi økt økonomisk vekst - med særlig sterk fremvekst av tjenesteytende sektorer og lettere industri, kombinert med sterkere internasjonale klimaavtaler og satsing på nye energiteknologier. Innholdet i veksten blir dermed annerledes enn før. De internasjonale klimaavtalene blir en viktig pådriver for økt energieffektivitet og fornybare energikilder, ved at prisen på energi generelt går opp. Muligheter for å begrense energiforbruket realiseres gjennom nye innovasjoner og effektiv spredning av energiteknologi, noe som finner sted ved koordinert offentlig innsats i samspill med kommersielle drivkrefter.

Tilnærmet lik behandling av alle næringer og sektorer medfører blant annet at kraftkrevende industri gjennomgår en stor omstillingsprosess som gjør at kraftforbruket reduseres, samtidig som produksjonen øker og sysselsettingen forblir uendret fram mot 2020. Hvis man oppgir målsetningen om å dekke energiforbruket med fornybare energikilder, kan eksport og deler av kraftbehovet dekkes fra tilnærmet CO₂-frie gasskraftverk et stykke ut i perioden. Ved at alle næringer får samme rammevilkår, bringer dette den samlede energieffektivitet opp og begrenser samtidig veksten i energiforbruket. Norsk næringsstruktur blir noe vridd mot mindre energi-intensive næringer. Beregningene viser at dette like fullt ikke gir stabilisering av energiforbruket, i hovedsak fordi konsumet øker i husholdningene på tross av energiøkonomisering og strenge standarder. Dersom man hadde valgt å innføre forbruksavgifter av tilnærmet samme størrelse som i Klimaveien, ville dette også i «Hjernkraft» ha medført stabilisering av det stasjonære energiforbruket på 1996-nivå.

35.2 Nærmere om framskrivningene av grønn hjernekraft

Framskrivningen av dette scenariet kan betraktes som en kombinasjon av framskrivningene som allerede er beskrevet i kapittel 33 og 34. I tillegg er det endret på enkelte forutsetninger knyttet til kraftmarkedet. De viktigste forutsetningene er som følger:

• Det forutsettes at Kyotoavtalen i sin nåværende form skal gjennomføres innen 2010, og at en forsterket klimaavtale, som innebærer 20 prosent reduksjon i klimagassutslippene, senere kommer på plass. Effekten av slike avtaler på økonomien og energi- og kraftbalansen er beskrevet i kap 34.

• Det forutsettes at de internasjonale klimaavtalene gjennom virkninger på energiprisen fører til at prisen på metaller øker med 4 prosent på verdensmarkedet.

• Det forutsettes en sterkereog annen sammensetning av den tekniske framgangen. I Stø kurs forutsatt en generell teknologivekst på i gjennomsnitt 1 prosent årlig. I beregningene av Grønn hjernekraft forutsettes det i tillegg en økt energispesifikk teknologisk framgang på 0,5 prosent i alle sektorer.Det er også lagt til grunn en økt produktivitetsvekst i tjenesteytende sektor på 1,0 prosentsom beskrevet i kapittel 33. Samtidig forutsettes det i dette scenariet at kraftkrevende industri gjennom stadig strengere krav til klimagassutslipp gjennomgår en betydelig effektivisering som også bidrar til å øke produktivitetsveksten i denne sektoren.

For energimarkedene er det videre forutsatt at

• kjernekraftavviklingen i Sverige fortsetter etter avviklingen av Barsebæck I og II. Det er forutsatt at verkene tas ut av drift etterhvert som den tekniske levetiden nås. I forhold til framskrivningene av Stø kurs avvikles nær 40 prosent av kjernekraftkapasiteten innen 2020.

• ordningen med kontraktsfestede priser til kraftkrevende industri opphører, og nye kontrakter reflekterer markedspriser på kraft.

• miljøhensyn fører til at det settes en øvre grense på vannkraftutbyggingen i Norge på 10 TWh fram til 2020.

• gasskraftproduksjon med rensing av 90 prosent av CO₂-utslippene blir lønnsom i løpet av beregningsperioden. Gjennom muligheten for avsetning på CO₂-gassen til bruk på sokkelen forutsettes det å være et potensiale på 19 TWh for slik gasskraftproduksjon.

I forhold til beregningene av Stø kurs innebærer disse punktene til dels betydelige endringer i sentrale forutsetninger. Innføringen av Kyotoavtalen og en forsterket klimaavtale, har i seg selv effekter på økonomien og næringssammensetningen. Samtidig er det lagt til grunn at den økonomiske veksten i økende grad drives av større tilgang på kunnskapskapital og informasjonsteknologi, samt en sterkere innovasjonstakt på områder knyttet til energi.

Det hersker betydelig usikkerhet med hensyn til virkningen av slike utviklingstrekk på økonomien og framtidig sammensetning av energiforbruk og - produksjon. MSG- modellen inneholder bare i begrenset grad muligheten for substitusjon mot andre energikilder. I denne sammenheng er det også foretatt beregninger av Markal-modellen, for å ivareta eventuelle endringer på produksjonssiden og i sammensetningen av energiforbruket.

35.2.1 Den makroøkonomiske utviklingen

Tabell 35.1 viser den økonomiske utviklingen i framskrivningen av Grønn hjernekraft. Framskrivningene viser en sterkere økonomisk vekst enn i Stø kurs beregningen. Dette skyldes at den teknologiske framgangen utgjør en betydelig vekstimpuls for økonomien, se også drøftinger under avsnitt 33.2.2.

En høyere teknologisk framgang i tjenesteytende sektorer og kraftkrevende industri, gir sterke virkninger på verdiskapingen i disse sektorene. Kraftkrevende industri øker sin produksjon med nær 25 prosent over beregningsperioden, til tross for at kraftprisene til denne industrien øker betydelig gjennom tilpasningen til markedspriser. Foruten virkningen av produktivitetsveksten i denne sektoren, skyldes dette at norske produsenter får bedrede konkurranseforhold på verdensmarkedet ved en internasjonal klimaavtale.

Ferrolegeringsindustrien vil imidlertid ikke kunne opprettholde lønnsom produksjon til kraftprisene sektoren stilles ovenfor i dette scenariet. Fram til 2020 reduseres sysselsettingen i metallsektoren med omlag 6000 årsverk, mens sysselsettingen innen kjemiske råvarer er nær uendret. Nedgangen i sysselsettingen skyldes delvis bortfallet av deler av ferrolegeringsindustrien, men reflekterer samtidig at produksjonen innenfor andre deler av kraftkrevende industri gradvis blir mer effektiv over beregningsperioden.

Økt aktivitet i tjenesteytende sektor og kraftkrevende industri gir også større etterspørsel rettet mot andre sektorer. Aktivitetsnivået i resten av produksjonssektorene blir derfor høyere enn i Stø kurs over beregningsperioden. Samtidig bidrar den energispesifikke teknologiske endringen til at den samlede produksjonen av varer og tjenester stadig blir mer energieffektiv.

En sterkere økonomisk vekst genererer også høyere inntekter til husholdningene. Dette slår ut i en høyere veksttakt i privat konsum i forhold til beregningene av Stø kurs.

Beregningene antyder at produktivitetsveksten gir en verdiskaping i 2020 som er over 17 prosent høyere enn beregnet i Stø kurs. Negative effekter på verdiskapingen av CO₂- avgifter og økte energipriser som omtalt i 34.2.4, blir kun marginale i forhold til de positive virkningene av produktivitetssøkningen.

35.2.2 Utviklingen i energiprisene

Forløpet for kraftprisen i det nordiske markedet vil være omlag den samme som i framskrivningen av Klimaveien som ble omtalt i avsnitt 34.2.4. En gradvis økning i CO₂-avgiften slår også i dette scenariet sterkt ut på kraftprisen på kort sikt, så lenge kullkraft er prissettende teknologi i det nordiske kraftsystemet i år med normal vannkraftproduksjon. Samtidig er det på kort sikt praktiske begrensninger på utbyggingen av vannkraft, selv om disse prosjektene øker i lønnsomhet. Fram til 2002 øker kraftprisen til 30 øre/kWh. Deretter finner det sted en svak nedgang i kraftprisene som følge av økt kraftutbygging i Norden.

På lengre sikt blir kostnadene for ordinær gasskraftproduksjon i Europa, og samspillet mellom kraftproduksjon i Norden og Europa, bestemmende for utviklingen i kraftprisen. CO₂-avgiftene øker imidlertid over hele perioden og bidrar til at kraftprisen øker gradvis til 31 øre/kWh i 2020.

35.2.3 Utviklingen i krafttilgangen

Ny utbygging innenlands kommer i Grønn hjernekraft i form av vannkraft, men også en større andel vindkraft utover beregningsperioden, jf tabell 35.2. I tillegg forutsettes det at den energispesifikke framgangen har muliggjort lønnsom gasskraftproduksjon med 90 prosent CO₂-fjerning. Opplysninger om konkrete prosjekter tyder på at størrelsen, og lønnsomheten av slike anlegg vil være knyttet muligheten til å få avsetning på CO₂-gassen offshore, i forbindelse med injeksjon av gass i oljebrønner. I Grønn hjernekraft er det forutsatt at lønnsom gasskraftproduksjon fra slike anlegg kan utgjøre omlag 19 TWh i 2020. For at slike anlegg skal komme til erstatning for utbygging av vannkraft i det nordiske kraftmarkedet, innebærer dette at det legges restriksjoner på vannkraftutbyggingen i Norge. Dette skyldes at det vil kreve svært lave kostnader for andre produksjonsteknologier dersom de skal konkurrere med utbyggingen av vannkraften i scenariene der det forutsettes klimaavtaler.

Fordi det eksisterer stor usikkerhet med hensyn til kostnadene ved gasskraftanlegg med utskilling av CO₂, er lønnsomheten av slike anlegg ikke forsøkt beregnet eksplisitt. I framskrivningene kommer slik gasskraft direkte til erstatning for vannkraft, ved å pålegge en øvre grense på vannkraftutbyggingen tilsvarende 10 TWh. Dette vil trolig ha virkninger på produksjonsprofil og kraftpriser over ulike lastperioder, i forhold til beskrivelsen av beregningene i dette avsnittet.

Framskrivningene av kraftbalansen viser et eksportoverskudd i hele beregningsperioden, også på kort sikt, jf figur 35.7. Dette skyldes at kraftforbruket viser en nedgang i første del av beregningsperioden, som følge av at forbruket i kraftkrevende industri reduseres på kort sikt. Samtidig er det lønnsomt å bygge ut gasskraft tidlig i perioden, i tillegg til at det skjer en gradvis utbygging av vannkraft.

Den årlige nettoeksporten av kraft holder seg nær stabil fram til 2020. Ny kraftutbygging går i hovedsak til å dekke veksten i det innenlandske energiforbruket, og øker ikke eksportoverskuddet. I løpet av perioden bygges det ut nærmere 10 TWh vannkraft. I 2020 er samlet norsk kraftproduksjon omlag 150 TWh jfr. tabell 35.3.1. Av dette utgjør vannkraft 122,9 TWh, vindkraft 6 TWh, gasskraft med CO₂-fjerning 19,5 TWh og bioenergi 1,6 TWh. Nettoeksporten av kraft i 2020 utgjør omlag 17 TWh.

35.2.4 Utviklingen i det nordiske markedet og virkningen av kjernekraftavviklingen

En 40 prosent avvikling av kjernekraften i Sverige gir i seg selv ingen vesentlige effekter på den nordiske kraftprisen. Kjernekraften erstattes av import fra Norge og en sterk utbygging av gasskraftproduksjonen i Sverige. Virkningene av en kjernekraftavvikling i Sverige vil imidlertid variere avhengig av hva en forutsetter om utviklingen i Norge og Norden for øvrig.

Utvalget har ikke beregnet virkningene av en kjernekraftavviklingen i forhold til dagens energipolitikk i de nordiske landene. I beregningene av Stø kurs antyder beregningene imidlertid at avviklingen av Barseb(ck I og II fører til en økning i den nordiske kraftprisen på kort sikt, dersom det er begrenset tilgang på ny kraftkapasitet ellers i Norden. På kort sikt ble dette dekket av økt import fra Danmark og Tyskland.

Dersom en større kjernekraftavvikling skal erstattes av svensk gasskraftproduksjon forutsetter det en større svensk tilgang på gass enn i dag, for eksempel via gassrør fra Russland via Finland. En slik løsning vil imidlertid øke de svenske CO₂-utslippene vesentlig, og vil komme i konflikt med Sveriges forpliktelser i Kyotoprotokollen. Eventuelt må det kjøpes betydelige kvoter for utslipp av klimagasser. Alternativt kan en gradvis avvikling dekkes opp ved import. Dette forutsetter at kraft er tilgjengelig fra det øvrige Norden eller Europa, men også disse landene vil etterhvert stilles overfor krav om utslippsreduksjoner. For Norge vil det trolig heller ikke være ønskelig å bygge ut store deler av gjenværende vannkraftpotensiale for eksportformål. Dersom kjernekraften i sin helhet søkes erstattet ved utbygging av fornybare energikilder i Sverige vil det kreve betydelige tilskudd fra svenske myndigheter.

Avviklingen av store deler av kjernekraften innefor rammene av Kyotoavtalen og en forsterket klimaavtale vil derfor i de fleste alternativer innebære en dyrere oppdekking av det svenske kraftforbruket enn i dag. Avhengig av tilgangen på alternativer kan dette også påvirke kraftmarkedene i det øvrige Norden i langt større grad enn beregningene i dette scenariet antyder.

35.2.5 Utviklingen i energiforbruket

Den største endringen i framskrivningene av økt produktivitetsvekst, kombinert med sterkere krav til reduksjoner i klimagassutslipp, kommer på forbrukssiden. I dette avsnittet gjengis hovedtrekk i energi- og kraftbalansen slik den framkommer ved kjøringer på MSG -modellen og Normod-T.

Historisk har det vært en nær sammenheng mellom økonomisk vekst og utviklingen i energiforbruket. I framskrivningene av Grønn hjernekraft får økonomien tilført betydelige vekstimpulser, gjennom at produktivitetsveksten bidrar til å trekke energiforbruket opp. Samtidig fører sterkere energispesifikk teknisk framgang enn i Stø kurs til at spesielt produksjonssektorene får et langt mer effektivt energiforbruk per produsert enhet.

Tabell 35.3 viser utviklingen i netto energiforbruk over beregningsperioden. På kort sikt finner det sted en svak nedgang energiforbruket, i hovedsak som følge av at forbruket i den kraftkrevende industrien nær halveres fram til 2005. I beregningene faller store deler av ferrolegeringsindustrien ut med den utviklingen i kraftprisen som finner sted i dette alternativet. I tillegg anvendes elektrisitet mer effektivt i resterende deler av industrien.

På lengre sikt øker energiforbruket med nærmere 1 prosent per år, i hovedsak som følge av økt energibruk i husholdninger. Også treforedling og annen industri øker energiforbruket utover perioden på grunn av høyere aktivitetsnivå.

Forbruket i kraftkrevende industri viser imidlertid en fortsatt nedgang på lang sikt. I 2020 er kraftforbruket i denne sektoren redusert til nærmere 18 TWh, til tross for at produksjonen over perioden er økt med 25 prosent.

Samlet energiforbruk i 2020 er omlag 148 TWh, eller 24 TWh lavere enn i Stø kurs på samme tidspunkt. Til tross for en høyere økonomisk vekst enn i beregningen av Stø kurs, bidrar den energispesifikke framgangen og nedgangen i kraftkrevende industri til å dempe energiforbruket kraftig. Energiforbruket er likevel 15 TWh høyere enn i utgangsåret 1996.

På grunn av den sterke energieffektiviseringen som finner sted i produksjonssektorene er det begrenset potensiale for ytterligere energiøkonomisering ved hjelp av administrative tiltak eller liknende. I et scenarie der den energiteknologiske framgangen skyter fart, kan det imidlertid være potensialer for sparing spesielt knyttet til energiforbruket i husholdningene. I scenariet Grønn hjernekraft er det forutsatt at økt energispesifikk teknisk framgang og høye energipriser, sammen med økt satsing på administrative tiltak som informasjon og tekniske standarder for energibruk, kan bidra til å realisere enøkpotensialer i husholdningene på 6 TWh i løpet av beregningsperioden, og ytterligere 2 TWh i tjenesteytende sektorer. Dette bygger på resultater fra kjøringene av Markalmodellen, jfr. avsnitt 35.2.6 .

Det stasjonære energiforbruket vil med denne forutsetningen utgjøre 140 TWh i 2020, omlag 7 TWh høyere enn 1996-nivå. En sterk energiteknologisk framgang, kombinert med CO₂-avgifter på 400 kroner per tonn og kraftpriser på 30 øre/kWh gir fremdeles ikke full stabilisering av energiforbruket, selv om det i tillegg er mulig å realisere et enøkpotensiale i husholdninger og tjenesteytende sektorer. I forhold til beregningene av Stø kurs vil energiforbruket være kraftig redusert, og i 2020 er forbruket 32 TWh lavere enn i Stø kurs på samme tidspunkt.

35.2.6 Nærmere om resultatene i Markalmodellen

Nærmere om Markalmodellen

I tillegg til bruken av MSG- modellen og Normod-T er det gjort bruk av Markal modellen, se også omtale under kap 31, boks 3. I motsetning til de makroøkonomiske modellene er Markal en såkalt «bottom up» modell, der utgangspunktet er etterspørselen etter energiservice i de ulike sektorene. For enkelte typer formål vil elektrisitet være eneste mulig energikilde. I tilfellet der etterspørselen etter energiservice er for oppvarmingsformål, er det i Markal lagt inn flere måter å dekke denne «energiservicen» på. Ulike energibærere konkurrerer også med enøktiltak, som for eksempel varmepumper.

I Markal er konkrete enøktiltak spesifisert ved kostnadsanslag. MSG-6 modellerer enøk gjennom en kontinuerlig energieffektivisering i økonomien gjennom teknisk fremgang og substitusjon.

Markalmodellen har også en mer detaljert beskrivelse av tilgangssiden i energimarkedet, og modellen beregner omfanget av lønnsom energiproduksjon fra ulike kilder innenlands.

På grunn av store ulikheter i utformingen av modellene er beregningene på MSG og Markal ikke fullt ut samkjørt. Framskrivningene er imidlertid samordnet ved at bruttoproduksjonen i ulike næringer fra de makroøkonomiske beregningene er benyttet som inngangsdata i Markal. For husholdningssektoren har en benyttet framskrivninger for oppvarmet areal, boligkonsum og antall personer per husholdning, som samsvarer med anslagene i MSG-modellen.

Hovedtrekk fra framskrivningene av Markalmodellen

På krafttilgangssiden er det som i MSG -beregningen den nordiske kraftprisen som bestemmer omfanget av ny kraftkapasitet. I scenariet Grønn hjernekraft gir Markal omlag samme utbygging av vindkraft og bioenergi, men viser i tillegg en moderat tilvekst i fjernvarmeproduksjonen. I 2020 produseres det omlag 2,3 TWh i fjernvarmanlegg basert på varmepumper.

For husholdningene tilsier den langsiktige utviklingen (høye investeringskostnader kombinert med klimaavgifter) at bruken av olje fases ut. Elektrisitet er fremdeles den dominerende oppvarmingskilde på lang sikt også i disse beregningene. Utover beregningsperioden dekkes en stadig større del av energibehovet ved bruk av varmepumper, spesielt i boligblokker. Samtidig realiseres det et enøkpotensiale i husholdningene knyttet til bygningmassen. Markalberegningene antyder at bruken av varmepumper utgjør 4 TWh for husholdningene i 2020.

Beregningene med Markal viser et energiforbruk i husholdningene på 54 TWh i 2020. Til tross for mindre energibruk per kvadratmeter bolig, bidrar veksten i det private forbruket til å øke antall boliger og gjennomsnittlig boligareal. Som følge av dette øker behovet for energi til oppvarming. Ny teknologi fremmer også bruken av flere elektriske husholdningsapparater.

Framskrivningen viser at energiforbruket i industrien reduseres på lang sikt. Dette skyldes i første rekke frafallet av ferrolegeringsindustrien, men også gradvis større energieffektivitet i de andre sektorene. Beregningene antyder at bruken av gass og biomasse får en større plass i industrien, og bidrar til å redusere samlet elektrisitetsforbruk. Ellers viser beregningene at det i stadig større grad kan bli lønnsomt å ta i bruk varmepumper til oppvarming av yrkesbygg. I 2020 står dekker varmepumper et oppvarmingsbehov på omlag 6 TWh i yrkesbygg.

I følge Markalmodellen er elektrisitet fortsatt dominerende energikilde i alle sektorer, men framskrivningene antyder at det på sikt også kan finne sted en større vridning mot andre energiteknologier. Som i MSG-beregningene er energiforbruket per BNP enhet kraftig redusert. Dette skyldes at økt produktivitet gir høyere økonomisk vekst, samtidig som energiforbruket per produsert enhet går ned.

35.2.7 Utviklingen i CO₂ utslippene

I 2020 er de samlede utslippene av klimagasser 60 millioner tonn CO₂-ekvivalenter. Dette er nærmere 10 prosent høyere enn Kyotoavtalens krav som innebærer nær stabilisering av klimagassutslippene på 1990-nivå. Dersom det forutsettes at gasskraftanleggene med CO₂-rensing går til erstatning for kraftproduksjonen på sokkelen, vil det kunne bidra til en ytterligere nedgang i de norske CO₂-utslippene.

Anslagene for lønnsomhet og mulige utslippsreduksjoner ved elektrifisering er imidlertid usikre. Utvalget har ikke utredet slike forhold i denne rapporten, og har ikke gjort egne anslag på oppnåelige utslippsreduksjoner ved forsyning av sokkelen med kraft fra land. I scenariet Grønn hjernekraft er det imidlertid forutsatt at utslippsreduksjoner på opptil 3-4 millioner tonn kan være mulig, dersom det er lønnsomt å erstatte store deler av kraftproduksjonen på sokkelen med kraft fra land, basert på nær CO₂ -fri gasskraftproduksjon. Med denne forutsetningen vil klimagassutslippene i Grønn hjernekraft være lavere enn det beregningene i dette kapittelet tilsier. Likevel vil en forsterket klimaavtale, som forutsettes i Grønn hjernekraft innebære at Norge må kjøpe kvoter for betydelige beløp.

36 Strukturen i Kraftbransjen mot år 2020

36.1 Drivkrefter

Viktige drivkrefter som vil påvirke utviklingen av bransjens struktur:

• Næringspolitiske rammebetingelser

• Utviklingen av kraftmarkedet i Norden og Europa

• Bedriftsøkonomiske krav til selskapets kjerneområder (produksjon, nettvirksomhet, kraftomsetning)

• Teknologisk utvikling

• Ønske om nasjonal kontroll over energiressursene

Sannsynligvis vil strukturen i bransjen bevege seg noenlunde i samme retning for alle de fire scenariene. Men tempoet det gjennomføres i kan være forskjellig og det vil være klare nyanseforskjeller mellom scenariene. Den viktigste drivkraften i å utvikle bransjestrukturen vil være de bedriftsøkonomiske krav eierne kommer til å stille. De næringspolitiske rammebetingelsene vil påvirke tempoet i den samme utviklingen for alle fire scenarier.

Kraftmarkedet vil bli liberalisert i stadig flere europeiske land. Det vil bli ett nordisk marked innen 2002 og det utvides gradvis i årene mot 2020 til å omfatte stadig flere europeiske land. Selv om mange av de utenlandske energiselskapene er svært store, vil det utvidede markedet bidra til å holde antallet tilbydere i markedet tilstrekkelig høyt til at konkurransen fungerer. Det forventes at konkurransen i kraftmarkedet forsterkes. Konkurransemyndighetene følger utviklingen nøye.

Informasjonsteknologien vil både være et strategisk virkemiddel og en betydelig suksessfaktor for bransjen. Bransjen vil måtte investere vesentlige beløp i informasjonsteknologi for å imøtekomme de krav som markedet kommer til å stille. Dette har også sammenheng med de energipolitiske rammebetingelsene. Disse store og til dels tunge løftene vil kreve betydelig lønnsomhet fra de mindre selskapene og vil være med på å luke bort de mindre lønnsomme selskapene eller tvinge fram samarbeidsmodeller mellom mindre selskaper.

Konserndannelser:

Kraftkonsernene har kommet for å bli - og vil være den typiske selskapsform både i Norden og i Nord-Europa for øvrig.

Overføring/fordeling:

• Skillet mellom kraftomsetning og nettvirksomhet fremstår stadig klarere. Nettselskapene mister mer og mer interessen for å drive kraftomsetning. Kraftomsetning er risikofylt, og mange av de kommunale eierne opplever det ikke som en sentral kommunal oppgave.

• Nettreguleringsregimet fører til at netteierne i stadig større grad driver sin virksomhet etter forretningsmessige prinsipper. Forretningsmessige løsninger gir sunn og effektiv drift slik at rammer for økonomisk utbytte for monopolvirksomheten kan holdes.

• Vi vil se sammenslåinger på nettsiden - enten ved fusjon/oppkjøp eller ved frivillig samarbeid (fellesnett), og antall nettselskap vil bli betydelig redusert. Dette er nødvendig blant annet for å oppnå mer oversiktlig og forenklet tariffering og for å kunne opprettholde og bygge opp kompetansen til å møte nye utfordringene. Vi vil få en utvikling mot to nettnivå: Distriktsnett og sentralnett. Men det lille nettselskapet vil fortsatt eksistere, fordi lokal tilhørighet vil være et konkurransefortrinn. (Dette er en sterkere effekt i Grønn Hjernekraft enn i de øvrige scenariene)

• Samtidig blir det klarere at nettet kan brukes til flere ting enn å transportere strøm på. Netteierne gir reell konkurranse til de etablerte teleselskapen - med og uten bruk av fiberoptiske kabler på strømnettet. Netteierne får en ekstra fortjeneste fra dette.

Kraftomsetning og produksjon

• På grunn av risikoen ved kraftomsetning vil de som selger kraft i fremtiden enten ha betydelig produksjon i ryggen eller være forankret i meget kapitalsterke miljøer. Framveksten av ulike desentrale energiproduksjoner gjør likevel at en vil ha en underskog av lokale/regionale energiselskap.

• For å møte økende internasjonal konkurranse vil produksjonsselskaper øke sin produksjonskapasitet enten ved oppkjøp eller ved fusjoner, og antall produsenter vil avta.

• Antallet omsettere i Norge vil avta betydelig.. Det følger av at de aller fleste kommunale energiverkene har sluttet med kraftomsetning eller etablerer egne omsetningsselskaper i samarbeid med andre energiverk. Samtidig dukker det i økende grad opp kraftomsettere fra miljøer utenfor den tradisjonelle energiforsyningen, eksempelvis dagligvarekjeder og oljeselskaper

• Det er enkelte tilfeller av privatisering av kraftverk og økt krysseierskap, men kraftproduksjonen forblir offentlig eid i all hovedsak (unntaket er scenario «Oppturen«). Det er en konsekvens av strenge konsesjonsregler som har innebygd klare barrierer mot privatisering. Staten, fylkene og kommunene opptrer imidlertid strengt forretningsmessig i driften av kraftselskapene. En god avkastning benyttes til å finansiere offentlige investeringer og drift.

36.2 Bransjen i de ulike scenariene

Scenario Stø Kurs

I dette scenariet er det ingen nye energipolitiske rammebetingelser i forhold til de vi har i dag. De energipolitiske rammebetingelsene vil således ikke være de sterke drivkreftene i å utvikle strukturen i bransjen. Det vil være de øvrige drivkreftene som vil være dominerende, nemlig bedriftsøkonomiske krav, utviklingen av energimarkedene i Norden og Nord-Europa og den teknologiske utviklingen. I «Stø Kurs» vil energiprisen holde seg lav, og fortjenstemarginene er svært knappe. Utenlandske selskaper og aktører fra andre bransjer er sterke konkurrenter til de norske energiselskapene idet de er langt mer dynamiske og dyktige til å utnytte teknologiske nyvinninger og moderne IT-løsninger og til å utvikle produkter markedet etterspør. For å demme opp for konkurransen ser derfor norske produsenter det som strategisk gunstig å beherske hele verdikjede (som i olje- og gassvirksomheten). Innenfor konsesjonsreglene vil selskapene kjøpe opp/fusjonere med både andre produksjonsselskaper og ikke minst med nettselskap og omsetningsselskap. Det vil bli en økende grad av vertikalisering med mulighet for at det dannes en oligopolsituasjon i Norge. I Sverige er man allerede på god vei til at de fem store produsentene overtar det meste av nettselskap og omsetningsselskap.

Lønnsomheten innen kraftomsetningsvirksomheten er synkende. Kostnadene med å omsette en kWh er i dag på 1 øre/kWh og denne vil synke til under det halve. Med økende krav til lønnsomhet fra eierne, samt den risiko det er i dette forretningsområdet så vil det dannes større og færre omsetningsselskap som de store vertikalintegrerte selskapene eier i fellesskap. Etter hvert som det nord-europeiske kraftmarkedet åpner seg, der store nord-europeiske kraftselskap vil være konkurrentene, vil dette forsterke denne utviklingen i hele Norden. Midt i perioden vil det ventelig være 5-10 store omsetningsselskap i Norge, og mot slutten av perioden vil det kanskje kun være ett ti-talls nordiske omsetningsselskap som er store nok til å møte det store nord-europeiske aktørene. Det vil være nord-europeisk konkurranse, ikke bare på engrosmarkedet, men også på husholdningskundemarkedet.

Scenario «Klimaveien»

Hovedforskjellen for energiverkene mellom «Stø Kurs» og «Klimaveien» vil være at produsentene av fornybar energi vil få økt lønnsomhet. Dette medfører at de fleste norske produsenter vil få økt finansiell styrke og økt konkurranseevne i forhold til utenlandske konkurrenter. Dette gir selskapene økte muligheter til strategisk tilpasning ved oppkjøp av innenlandske eller utenlandske selskaper, investeringer i nye kraftproduksjon, enøkvirksomhet og utvikling av teknologi for rensing og deponering av CO₂. Kvotehandel er tillatt, noe som medfører at gasskraftverk også kan bygges.

Scenario «Oppturen» og «Grønn hjernekraft»

I «Oppturen» og «Grønn hjernekraft» lykkes energiselskapene med å ligge i forkant av den internasjonale utviklingen innen prosess-styring og IT-løsninger, noe som gir konkurransefordeler både i det nordiske og det nord-europeiske markedet. I begge scenariene driver energiselskapene etter rene bedriftsøkonomiske prinsipper innenfor myndighetenes rammebetingelser.

I «Oppturen» er det fri etableringadgang for ny produksjonskapasitet. De særnorske konsesjonsreglene er oppmyket, slik at det i større grad åpnes for privat og utenlands eierskap. Dette medfører utenlandske selskaper investerer i ny produksjonskapasitet i Norge samt kjøper opp eksisterende produksjonskapasitet og nett i Norge. Norske aktører er i høy grad konkurransedyktig med de utenlandske når det gjelder teknologi og IT-løsninger, driver kostnadseffektivt og har rikelig tilgang på relativt rimelig kraft.

«Grønn Hjernekraft» adskiller seg fra «Oppturen» i hovedsak ved at miljøbevisstheten er mye større. Internasjonalt harmoniserte miljøavgifter er innført noe som gir økt lønnsomhet til de fleste norske produsenter. Dette gjør at norske aktører har både økonomiske og teknologiske muligheter til å skape en bærekraftig energiforsyning.

I «Grønn Hjernekraft» vil det være sterke incentiver til å etablere en mer fleksibel energiforsyning. Det vil også bli etablerert en del «grønne» energiselskap, som profilerer seg ved produksjon og salg av nye fornybare energiformer. Kommunene vil benytte energiverkene til å lage detaljerte energiplaner, der en ser på den mest optimale sammensetningen av forsyning via el, fjernvarme- og/eller gassrørnett. Ofte er det energiverket som vil bygge ut både fjernvarme- og elnettet. Monopolselskapets rammebetingelser blir tilpasset slik at det legges til rette for en optimal utbygging av infrastrukturen.

Miljøbevissthet gjør at nettselskapene vurderer nøye alternative muligheter til investeringer til forsterkninger og investeringer i elnettet. At næringspolitiske rammebetingelser legges til rette for desentrale forsyningsløsninger, ses ikke på som en konkurransetrussel, men en mulighet til å redusere investeringstakten og dermed mulighetene til å klare målene i inntektsrammene. Det vil være sterkere drivkrefter for denne utviklingen i «Oppturen» og «Hjernekraft» enn de øvrige; særlig i «Hjernekraft».

Nettselskapene vil foreta ulike lokale tiltak som;

• tilpasning av tariffstruktur - gjort mulig gjennom bedre måleutstyr

• tredjepartsfinansiering av enøk

• nær kontakt med lokale planmyndigheter

I «Grønn hjernekraft» vil nettselskapene får en ny, og helt sentral rolle når det gjelder enøkaktivitet og integrerte energitjenester i energiforsyningen. De vil møte konkurranse fra nye aktører, men nettselskapenes lokalkunnskap, og naturlig nære kundekontakt gir dem et særlig konkurransefortrinn.

I dette scenariet vil nettselskapene gjennomgående være mindre enn i de øvrige scenariene. Lokal forankring er et viktig konkurransefortrinn. Men utviklingen til mer fleksibel og desentral energiforsyning krever kompetanse hos energiverkene, så også i dette scenariet vil det være en sanering av antall everk.