3 Energiproduksjon og forbruk i Norge mot 2020

av Torstein Bye, Tor Arnt Johnsen, Finn Roar Aune og Mona Hansen Statistisk Sentralbyrå

3.1 Innledning og sammendrag

Norge har vært med å forhandle frem en Kyotoprotokoll der vi har forpliktet oss til å redusere de norske utslippene av klimagasser slik at disse ikke overstiger utslippene i 1990 med mer enn 1 prosent. Reduksjonene kan foretas hjemme eller ute avhengig av hvor det vil være mest lønnsomt. Regjeringens Energiutvalg skulle bl.a. også se på mulighetene for Norge til å stabilisere det innenlandske energiforbruket til stasjonære formål, alternativt at veksten i dette kan skje ved bruk av fornybare energikilder. I forhold til kravene i Kyotoprotokollen legger dette ekstra restriksjoner på tilpasningen av energibruken i Norge.

Dette notatet inneholder beregninger av noen mulige utviklingstrekk frem til år 2020 for norsk økonomi, den tilhørende veksten i produksjon og bruk av energi til stasjonære formål, samt utslipp til luft av de seks klimagassene som Kyotoprotokollen omfatter. Fremskrivingene er gjort under ulike forutsetninger om hvordan en kan forsøke å oppnå de krav som Kyotoprotokollen stiller samt de ekstra krav som er utformet gjennom Energiutredningen. I beregningene har en benyttet to modeller som beskriver forholdet mellom utviklingen i økonomisk aktivitet, kostnadsforhold og energiproduksjon og forbruk i henholdsvis Norge og Norden.

MSG-6, som er en årsmodell, benyttes til å simulere utviklingen i norsk tilbud og etterspørsel etter elektrisitet i samspill med den makroøkonomiske utviklingen i Norge. Modellen benyttes blant annet av Finansdepartementet i forbindelse med utarbeidelse av perspektivberegninger i ulike meldinger og utredninger, som for eksempel Langtidsprogrammet. Modellen gir en beskrivelse av utviklingen i sentrale økonomiske indikatorer i Norge og inkluderer også egne blokker for forklaring av utviklingen i energitilbud og -etterspørsel. I modellen må en gi anslag på kostnadene for utbygging av ny elektrisitetsproduksjon og anslag for brutto handel med elektrisitet. Brukstiden for nye kraftteknologier, og dermed enhetskostnadene for elektrisitet må også bestemmes utenfor moddellen, mens kraftutbygging og etterspørsel etter elektrisitet og olje beregnes i modellen. En nærmere beskrivelse av modellen er gitt i Appendix B.

NORMOD-T er en frikonkurransemodell for elektrisitetsmarkedet i de fire nordiske landene Danmark, Finland, Norge og Sverige. I denne modellen spesifiseres produksjonskostnader for ulike teknologier og relasjoner for etterspørselen etter elektrisitet for hvert land på et aggregert sektornivå. Modellen har en tidsoppløsning på 12 perioder per år (3 sesonger og 4 lastperioder innenfor hver sesong). Modellen bestemmer bruttohandel med elektrisitet, brukstiden på de ulike kraftverksteknologiene, prisen på elektrisitet i de ulike periodene og etterspørselen etter elektrisitet i hver av de 12 tidsperiodene. En nærmere beskrivelse av modellen er gitt i appendix C.

I våre beregninger samkjøres MSG-6 og NORMOD-T slik at de gir rimelig konsistente bilder over utviklingen i tilbud og etterspørsel etter elektrisitet, elektrisitetspriser og brutto handel med elektrisitet.

I referansebanen, kapittel 2, antydes at det innenlandske forbruket av energi til stasjonære formål kan vokse med nærmere 38 TWh fra 1996 til 2020. En god del av denne økningen dekkes opp ved en gasskraftproduksjon på om lag 24 TWh, mens vannkraftproduksjonen øker med vel 18 TWh, hvorav 10 TWh er forskjellen mellom faktisk og normal produksjon i 1996. Dette er også tilstrekkelig til at Norge oppnår om lag kraftbalanse i 2020. De totale norske klimagassutslippene vokser med 23 prosent i forhold til 1990-nivå.

Et av formålene med analysen i denne artikkelen er å se hvordan Norges forpliktelser i henhold til Kyotoprotokollen kan oppnås innenfor rammen av en internasjonal kostnadseffektiv virkemiddelbruk. Det tas utgangspunkt i en internasjonal kvotepris som kan realisere målet i Kyotoprotokollen på 200 kroner per tonn CO₂-ekvivalenter. Beregningen antyder at dette ikke er tilstrekkelig til å oppnå Norges forpliktelser, selv om ganske store reduksjoner oppnås ved at denne avgiften er tilstrekkelig til å hindre innføring av gasskraftproduksjon og samtidig introdusere noen fornybare kraftproduksjonsteknologier. Ifølge beregningene vil om lag halvparten av den nødvendige reduksjonen av klimagasser i forhold til referansebanen kunne tas i Norge, mens det vil være lønnsomt å oppfylle om lag halvparten gjennom kvotekjøp. Nødvendige kvotekjøp vil ligge i området 6-7 millioner tonn CO₂-ekvivalenter per år til en verdi av 1,2-1,4 milliarder kroner. Avhengig av hvordan avgiften implementeres og hvilke unntak som gjøres vil kostnaden for Norge bli ulik - størst i tilfelle hvor den energitunge industrien unntas.

Kyotoprotokollen kan antas å være et første skritt på veien mot stadig strammere miljøkrav internasjonalt. Derfor lages også beregninger der internasjonal kvotepris antas å være om lag 400 kroner per tonn CO₂ som en illustrasjon på et krav om 20 prosent reduksjon i de internasjonale klimagasser i forhold til 1990-nivå i stedet for 5 prosent reduksjon. Avgiften er lik for alle utslipp og er dermed kostnadseffektiv. Denne medfører at de norske klimagassutslippene reduseres ytterligere, men i et relativt mindre omfang enn ved den opprinnelige avgiften på 200 kroner. Dette skyldes at en allerede ved en avgift på 200 kroner fjernet gasskraftproduksjonen. Med strengere krav til utslippsreduksjoner må en redusere utslippet i andre sektorer, og det er vesentlig dyrere. Utslippene totalt reduseres kun med 1,5 millioner tonn i forhold til i tilfellet med 200 kroner i avgift. Et 15 prosent strammere krav overfor Norge representerer en ytterligere utslippsreduksjon på 8 millioner tonn utover kravene i Kyotoprotokollen. I dette tilfellet vil dermed nødvendig kvotekjøp bli nærmere 12 millioner tonn til en verdi av nær 5 milliarder kroner per år. Selv i tilfellet med en CO₂ avgift på 400 kroner øker det norske innenlandske stasjonære energiforbruket med nærmere 18 TWh eller om lag 15 prosent i forhold til 1996-nivå. Siden Energiutvalget skulle se på mulighetene for å stabilisere innenlandsk energibruk har en laget to ulike beregninger der det legges avgifter på bruk av energi (både elektrisitet og olje) utover en CO₂ avgift på 400 kroner. Den nødvendige avgiften avhenger av avgiftsstruktur og behandling av kraftpriskontraktene til den energitunge industrien i Norge. Hvis industrien unntas, vil nødvendig avgift tilsvare om lag 35 øre/kWh på all stasjonær energi. Hvis industrien blir stilt overfor markedsprising for kraften (inklusive avgifter), blir nødvendig avgift om lag 15 øre/kWh. Også i disse tilfellene vil det være nødvendig med kvotekjøp til en verdi av fra 3,2 - 3,8 milliarder kroner per år for å oppnå en eventuell skjerpet Kyotoprotokoll. En CO₂ avgift på 400 kroner og markedsprising av kraften i forhold til industrien vil i følge beregningene redusere aktivitetsnivået i industrien til om lag 1/4 del av hva det var i referansebanen.

Det er knyttet betydelig usikkerhet til viktige vekstfaktorer som for eksempel teknologisk utvikling. En rask teknologisk utvikling kan bidra til at energibruk går ned, men på den annen side vil det bidra til økt vekst som holder energibruken oppe. De to effektene trekker i motsatt retning. Beregningene viser at veksteffekten er viktigst. Økt teknologisk endring i økonomien som helhet bidrar til å øke energibruken. Samtidig vil de krav som stilles til forurensingsavgifter for å oppnå internasjonale krav til klimagassutslipp også øke. Beregningene viser at hvis ikke økt teknologisk utvikling er energispesifikk, men kommer langs en bred skala av faktorer, kan klimautfordringen bli formidabel. Hvis dette følges opp ved en markedsprising av kraften i kraftintensiv industri vil de norske problemene med å nå klimakravene reduseres betydelig. Hvis en derimot ønsker å stabilisere energibruken under høy økonomisk vekst gjennom avgifter på alle andre enn industrien så viser beregningene at disse avgiftene vil måtte bli svært høye. Beregningene antyder elektrisitetsavgifter på 65 øre/kWh og kjøperpriser for husholdningene og tjenesteyting på rundt 1 krone og 22 øre per kWh hvis en ønsker å oppfylle kravet om stabilisering av det innenlandske energiforbruket.

3.2 Referansebanen

For å ha et utgangspunkt for å evaluere tiltak mot en for sterk energiforbruksvekst eller vekst i utslippene av klimagasser må en etablere en referansebane, som kan fortelle oss noe om en sannsynlig utvikling for disse variablene gitt at politikken ikke endres i forhold til i dag. Vår referansebane baserer seg på de makroøkonomiske beregningene i Langtidsprogrammmet (1997-01). Nedenfor beskrives sentrale trekk ved denne referansebanen frem til år 2020. Det legges stor vekt på beskrivelsen av viktige mekanismer som for eksempel utviklingen i prisforhold som kan forklare utviklingen energiforbruket.

3.2.1 Forutsetninger

3.2.1.1 Makroøkonomiske forutsetninger

De langsiktige beregningene i denne artikkelen har tatt utgangspunkt i de makroøkonomiske framskrivningene i Langtidsprogrammet 1998-2001, St.meld. nr 4 (1996-1997). Referansebanen er for de viktigste økonomiske variablene sammenfallende med «Referansebanen» i dette programmet. Siden en blant annet ønsker å beregne effektene på norsk økonomi, energibruk og utslipp til luft som følge av en Kyotoprotokollen har en i referansebanen lagt til grunn at en slik protokoll ikke eksisterer.

I arbeidet for Energiutvalget, som fokuserer spesielt på den fremtidige energi- og kraftbalansen, har det vært naturlig at en har lagt mer vekt på energibildet enn det som ble presentert i Langtidsprogrammet. De største forskjellene knytter seg til utviklingen i prisen på elektrisitet, som i våre beregninger er basert på lavere kostnadsanslag. Dette gir noe lavere priser og høyere etterspørsel etter elektrisitet enn i Langtidsprogrammet. Dessuten er tilgangen av vannkraft noe lavere da en har antatt at det kan være vanskelig å utnytte hele potensialet i kategori I og II i Samlet Plan for vassdrag. Høyere etterspørsel og mindre tilgang til vannkraft betyr at omfanget av gasskraft er større i vår referansebane enn i Langtidsprogrammet. Tidspunktet for hvor raskt gasskraft kan innføres er justert fra 2010 til rett etter årtusenskiftet. Ellers har en foretatt noen mindre tekniske justeringer i husholdningenes elektrisitetsetterspørsel.

De viktigste makroøkonomiske forutsetningene som er lagt til grunn for framskrivningene:

• Det forutsettes en teknologisk endringsrate på om lag 1 prosent per år, som er om lag som de siste 15årene, men noe lavere enn på 70-tallet. Teknologisk endring bidrar til å øke veksten og dermed også energiforbruket, men samtidig går energiforbruk per produsert enhet ned.

• Veksten i økonomien er i tillegg bestemt av veksten i timeverksinnsats og realkapitalbeholdning. Veksten i timeverk er avhengig av befolkningsvekst, endring i sammensetning av befolkningen, yrkeshyppighet og trygdetilbøyelighet. Det er forutsatt en gjennomsnittlig timeverksvekst i perioden på om lag 0,3 prosent per år - noe høyere i første del av perioden og noe lavere etterhvert som eldrebølgen nærmer seg.

• 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 på avkastningen av denne finansformuen.

• Skatte- og avgiftsnivået forutsettes uendret. For energimarkedet betyr dette blant annet at en har forutsatt uendrede energiavgifter i referansebanen.

• Det er forutsatt at BNP-veksten for handelspartnerne i gjennomsnitt over perioden vil bli om lag 2 prosent per år.

3.2.1.2 Noen sentrale forutsetninger for energimarkedet

I tillegg til de rene makroøkonomiske drivkreftene har en gjort en del sentrale forutsetninger om energimarkedene:

• Realprisen på råolje holdes konstant på 115 kroner per fat i hele beregningsperioden. Gassprisen forutsettes likeledes stabil.

• Realverdien av norske CO₂-avgifter opprettholdes som i dag. På samme måte opprettholdes realverdien av dagens el.avgifter.

• Det forutsettes at gasskraft representerer backstopteknologien for kraftproduksjon i Europa etter århundreskiftet. Det anslås en gasskraftkostnad i Norge på 20 øre/kWh (1995-priser). Dette tar utgangspunkt i en gasspris på 65 øre/sm3, en brukstid på kraftverket på 7500 timer og installasjon av lav-NO_x teknologi i gasskraftverket. En brukstid på 7500 timer er konsistent med beregningene i NORMOD-T. Beregninger på Elektrisitetsforsyningens Forskningsinstitutt sin Samkjøringsmodell antyder også høy brukstid på gasskraftverk. Det antas i referansebanen ingen CO₂-avgift på gasskraftproduksjon. Kostnaden ved gasskraft i Europa antas å ligge 2 øre/kWh høyere en i Norge. Dette skyldes en antakelse om en transportkostnad for gass (4 øre/kWh), mens høyere utnyttelse av energien i gasskraftverkene ved varmeutnyttelse gir et fratrekk på 2 øre/kWh.

• Det er knyttet usikkerhet til anslagene for potensiell ny vannkraft i Norge. Utgangspunktet for våre anslag er kategori I og kategori II i Samlet plan og kostnadene ved disse prosjektene følger anslag på grensekostnadskurven fra NVE (1997). Dette er så vurdert i forhold til en teknologisk utvikling med hensyn på utbygging av vannkraftverk (økt potensiale), mulig redusert verneverdi ved andre inngrep i allerede vernede vassdrag (økt potensiale), kobling mot vannressursdisponering (redusert potensiale), økt verneverdi (redusert potensiale) og forsinket fremdrift (redusert potensiale). Det antas at prosjekter i kategori I kan brukes som en illustrasjon på tilgangen til nye vannkraftverk i referansebanen. Dette er imidlertid svært usikkert. Ved bedre tilgang på vannkraftprosjekter vil utbyggingen av gasskraft bli mindre - med mindre tilgang vil utbyggingen av gasskraft bli større.

• Det antas at kraftintensiv industri bruker 30 TWh langs hele beregningsbanen: Det antas dermed at det vil være mulig å forlenge eksisterende priskontrakter til lave nok priser til at etterspørselen tilsvarer 30 TWh.

• Det er forutsatt et kraftbehov på gassanlegget på Kollsnes på til sammen vel 3,5 TWh.

• Det antas at det kan komme inn gasskraft av et omfang tilsvarende Naturkrafts to planlagte gasskraftanlegg i det norske kraftsystemet før år 2005.

• Det antas at det nordiske og europeiske kraftmarkedet utvikler seg slik at det vil være mulig å oppnå balanse i det norske kraftmarkedet (nettohandel over året tilnærmet lik null) i 2020. På kort sikt kan en ha både netto eksport og netto import. I beregningen betyr dette at tilgangen på gass til gasskraft settes slik at denne betingelsen oppnås. Det vil da oppstå en skyggepris på beskrankningen slik at kraftprisen kan ligge over den rene kostnaden ved gasskraftproduksjon slik som omtalt ovenfor. I beregningene i referansealternativet følger det at denne skyggeprisen blir om lag 2 øre/kWh.

• Det er ikke forutsatt noe ekstraordinær satsing på ENØK-tiltak utover det som følger av den generelle teknologiske endringen og de priseffektene en får i beregningene 1.

• Det antas i referansebanen at det ikke vil være økonomisk forsvarlig å etablere en gassrørledning fra Norge til de andre nordiske landene. Bakgrunnen kan være av strategisk art eller knyttet til stor usikkerhet omkring avkastningen av en slik investering. Det antas at etterspørselen etter gass fra Finland og Sverige dekkes opp ved russisk gass.

• Det antas at det nordiske kraftmarkedet fungerer som et perfekt frikonkurransemarked og at det eksporteres eller importeres kraft mellom de nordiske landene avhengig av prisforholdene. Det antas videre at ny produksjonskapasitet bygges ut der det er billigst - hensyn tatt til produksjonsprofil og etterspørselsprofil over året. Disse profilene kan medføre at den gjennomsnittlige prisen i de ulike landene kan være forskjellig. Det kan også bety at avlønningen av de ulike produksjonsteknologiene kan bli forskjellig. Typisk vil vannkraft få en høy avlønning i forhold til for eksempel gasskraft siden vannkraftsystemet kan lagre vann i lavprisperioder og produsere en stor del av vannet i høyprisperioder, mens et gasskraftverk typisk vil ha en jevnere produksjonsprofil.

• Det antas at utslipp av CO₂ fra gasskraftverk blir om lag som utslipp fra Naturkrafts planlagte gasskraftverk på Kårstø og Kollsnes.

3.2.2 Makroøkonomiske hovedtall

Av tabell 3.1 ser vi at den gjennomsnittlige veksttakten i norsk økonomi gjennomgående er beregnet å bli lavere for perioden 1992-2020 enn for den historiske perioden 1962-1992. Veksten i BNP totalt er vesentlig lavere hovedsakelig på grunn av utviklingen i petroleumssektoren. BNP for fastlands-Norge øker med om lag 2,1 prosent per år i gjennomsnitt for perioden 1992 til 2020, mens en for perioden 1962-1992 hadde en vekst på 2,4 prosent per år. En nedgang i veksttakten skyldes at veksten i antall timeverk fremover begrenses som følge av: i) befolkningsutviklingen gir en økt andel pensjonister og redusert andel i den yrkesaktive del av befolkningen, og ii) kvinnenes yrkesaktivitet er i ferd med å nå yrkesaktiviteten blant menn slik at yrkesfrekvensen flater ut. Den reduserte vekstraten vil også slå ut i noe lavere veksttakt for energibruken.

Veksttakten i privat konsum holder seg på et høyt nivå. En stadig større andel pensjonister tærer på de offentlige budsjetter gjennom trygdeutbetalinger. En høy vekst i privat konsum motsvares derfor delvis av en sterkere nedgang i veksten i offentlig konsum. Nedgang i bruttoinvesteringene, blant annet ved lavere investeringer i Nordsjøen, gir også i en periode rom for høy privat konsumvekst. En høyere vekst i boligkonsumet enn i totalt privat konsum henger sammen med at antall medlemmer per husholdning avtar. Veksten i boligetterspørselen er dermed høyere enn veksten i befolkningen. Sterk vekst i boligkonsumet vil bidra til en relativ sterk vekst i energiforbruket i husholdningene.

Følgende trekk ved prisutviklingen er viktige for energibruken:

• Arbeidskraften blir en knapp ressurs fremover og blir dermed relativt sett dyrere i forhold til kapital. Reallønnen øker med gjennomsnittlig 2,6 prosent per år. Produksjonen blir følgelig mindre arbeidsintensiv og mer kapital- og energiintensiv.

• Elektrisitet og oljeprodukter blir billigere i forhold til arbeidskraft. Det trekker også i retning av mer kapital- og energiintensiv produksjon. Veksten i realkapitalen er 2 prosent per år i beregningsperioden, mens timeverksveksten er 0,3 prosent pr. år.

• Elektrisitet og olje blir dyrere i forhold til realkapital. Dette gjør det lønnsomt å investere i mer energieffektivt kapitalutstyr, hvilket bidrar til å holde økningen i energiforbruket nede.

• Prisen på elektrisitet stiger gradvis opp til marginalkostnaden ved gasskraftproduksjon (inklusive om lag 2 øre/kWh i skyggepris på gassrestriksjonen i dette alternativet). Dette medfører svakt økende elektrisitetspriser relativt til oljeproduktprisene. Det skulle isolert sett medføre en svak substitusjon i retning av olje og bort fra elektrisitet. Dette motvirkes imidlertid delvis av fallende priser for distribusjonstjenester for kraft.

3.2.3 Kraftpriser

Kraftprisene i engrosmarkedet i 1992 var svært lave, se tabell 3.2, mens de i tørråret 1996 var 75 prosent høyere. I 1998 er igjen prisnivået vesentlig lavere - om lag 15 øre/kWh, se figur 1. I beregningene holder kraftprisene seg lave et godt stykke etter årtusenskiftet for så å stige til om lag 22 øre/kWh i 2020. Denne kraftprisen tilsvarer produksjonskostnadene i gasskraftverk inklusive en skyggepris på gass på om lag 2 øre/kWh.

Prisen på distribusjonstjenestene faller betydelig fra 18 øre/kWh i 1992 til 13 øre/kWh i 2020. Mer enn halvparten av denne nedgangen har allerede funnet sted. Et viktig bidrag her er en strammere regulering av distribusjonsselskapenes tariffer i kjølvannet av innføringen av energiloven i 1991. Elektrisitetsavgiften er forutsatt uendret i realpris, og momssatsene er også uendret. For husholdningskunder vil dermed prisen inklusive overføring, distribusjon og avgifter bli uendret fra 1996, mens den vil stige med 5-6 øre/kWh fra 1998 siden kraftprisene da er lave, se figur 3.1. Den gjennomsnittlige prisen til kraftintensiv industri vil øke fra 1998-nivå på om lag 10 øre/kWh til 14-15 øre/kWh, det vil si en økning om lag som i kraftprisene i markedet ellers, selv om nivået fortsatt vil være betydelig lavere. De kraftintensive sektorene får ikke glede av fallet i distribusjonstariffer siden de ikke benytter disse tjenestene. Markedsutviklingen og prisutviklingen for denne industrien er tilstrekkelig til at de opprettholder et kraftforbruk om lag som i 1992 - 30 TWh.

3.2.4 Energibildet

Det nordiske elektrisitetsmarkedet er i dag preget av overkapasitet. Dette bidrar til å holde kraftprisene lave flere år etter århundreskiftet, se figur 3.1. Det norske kraftsystemet er basert fullstendig på vannkraft med betydelig effektkapasitet. I det svenske systemet er om lag halvparten av kapasiteten vannkraft, og følgelig er det også her betydelig effektkapasitet. Dereguleringen av elektrisitetsmarkedene både i Norge, Sverige, og Finland har medført redusert utbygging av produksjonskapasitet. I det nordiske kraftsystemet regner en imidlertid med at det er overkapasitet frem til om lag 2005. I det Vest-Europeiske kraftsystemet regner en med at det er overkapasitet frem til om lag 2010.

Beregningene viser en vekst i det innenlandske elektrisitetsforbruket på 21 TWh fra 1992 til 2005, gjennomsnittlig 1,7 prosent per år, se figur 3.4. Til sammenligning er BNP-veksten 2,6 prosent per år og veksten i privat konsum 3,1 prosent per år. Den lavere veksttakten i elektrisitetsforbruket henger sammen med en teknologisk endring på 1 prosent per år i produksjonssektorene, at inntektselastisiteten er i underkant av 0,5 i konsumet (elektrisitetsforbruket i konsumet vokser i beregningen med 1,9 prosent per år), og en sterk prisvekt på elektrisitet i denne delen av beregningsperioden.

På lengre sikt, mot år 2020, fortsetter elektrisitetsforbruket i Norge å stige. I perioden 2005 til 2020 antyder modellene at forbruket stiger langsommere (0,8 prosent per år) enn i første periode. Det samsvarer med at BNP for Fastlands-Norge bare øker med 1,7 prosent per år i denne perioden. For husholdningene reduseres veksttakten i elektrisitetsforbruket ned fra en gjennomsnittlig rate på 1,9 prosent per år til 1,6 prosent per år av samme grunn. Til sammenligning er konsumveksten 2,4 prosent per år i denne perioden. Over perioden går energiintensiteten for både næringslivet og husholdningene ned med om lag 25 prosent fra 1992 til 2020, se figur 3.2 og 3.3.

Spesielt tre sektorer peker seg ut som viktige for veksten i elektrisitetsforbruket; privat tjenesteproduksjon, husholdninger og gruppen andre næringer (Kollsnesanlegget).

Privat tjenesteyting øker sitt kraftforbruk med 2,2 prosent per år i gjennomsnitt fra 1992-2020. Dette henger nært sammen med den kraftige konsumveksten i det en stor andel av elektrisitetsforbruket i denne sektoren er knyttet til varehandel. Samlet for privat tjenesteyting er energiveksten om lag på nivå med den økonomiske veksten - på tross av at det er forutsatt en teknologisk forbedring på 1 prosent per år. Dette henger sammen med de tidligere omtalte priseffektene. I tjenesteproduksjon er sysselsettingsandelen høy. Høyere arbeidskraftkostnader i forhold til kapital og energikostnader vil trekke kraftig i retning av økt mekanisering og IT-orientering. I beregningene oppveier dette den generelle forbedringen i energieffektivitet i denne sektoren.

Elektrisitetsforbruket i husholdningene øker med i gjennomsnitt 1,8 prosent per år som er vesentlig lavere enn konsumveksten. Det vil altså bli brukt vesentlig mindre energi per krone fremover, tilsvarende om lag den effektivisering per produsert enhet som er forutsatt i produksjonssektorene. Sett i forhold til veksten i boligkonsum som følger av beregningene er veksten i elektrisitetsforbruket hele 1,6 prosent mindre per år i gjennomsnitt for hele perioden.

Andre næringer omfatter blant annet gassbehandlingsanlegget på Kollsnes. Dette står for nesten hele økningen i kraftforbruk i denne sektoren.

Inklusive nettapene vil en måtte ha en tilgang på 130 TWh i 2005 for å dekke etterspørselen, se tabell 3.3. Siden det hverken vil være mulig å få frem tilstrekkelig kapasitet eller være lønnsomt å gjøre dette innenfor tidshorisonten frem til år 2005 vil vi være netto importør av kraft på om lag 8 TWh i 2005. Det antas at vannkraftkapasiteten i Norge øker til i underkant av 117 TWh - det vil si en økning på 4 TWh i forhold til normalårs produksjonskapasitet i 1997. Det antas at det vil komme om lag 6 TWh gasskraft i denne perioden.

Etterhvert som kraftbalansen strammes til både i Norge og i de andre nordiske landene, stiger kraftprisen og det bygges ut både vannkraft og gasskraft i Norge. Utover i neste århundre dekkes energietterspørselen opp ved utbygging av gasskraft i betydelig omfang samt noe utbygging av vannkraft. Produksjonen av vannkraft øker fra dagens normale produksjonsnivå på 113 TWh til nesten 123 TWh i 2020. Utbyggingen av vannkraft når nesten taket til den gitte gasskraftprisen i 2010, hensyn tatt til at vannkraft oppnår en noe høyere gjennomsnittspris over året enn gasskraft på grunn av mulighetene for å lagre vann og produsere i høylastperioder. Det nordiske kraftprisnivået har i 2010 kommet opp på et nivå som forsvarer utbygging av gasskraft i Norge. Det bygges ut hele 16 TWh gasskraft i Norge til 2010 og 24 TWh til år 2020.

Et liberalisert nordisk kraftmarked vil øke kraftutvekslingen mellom Norge og de andre nordiske landene, slik at brutto utveksling av kraft ifølge beregningene kan komme opp i 32 TWh. Det betyr at vi stoler på transmisjonskapasiteten i mange perioder innen året. I 2020 er det i beregningene om lag balanse i kraftutvekslingen mellom Norge og de andre nordiske landene.

Det innenlandske oljeforbruket, se tabell 3.4, vokser langsommere enn elektrisitetsforbruket samlet over hele perioden 1992 til 2020. Veksten er 1,0 prosent per år i gjennomsnitt mot 1,2 prosent for elektrisitet. Innenfor gruppen alminnelig forsyning (unntatt transport) vokser oljeforbruket med i gjennomsnitt 1,2 prosent per år, mens elektrisitetsforbruket vokser med 1,6 prosent per år i perioden 1992-2020. Dette skyldes en forutsetning om at næringene og konsumentene over tid vil vri seg bort fra bruk av olje til bruk av elektrisitet da også investeringskostnader vil være avgjørende for valg av energiteknologi. Historisk har utviklingen trukket i denne retningen, og det er forutsatt at dette vil fortsette.

3.2.5 Miljøvirkninger

Utslippene av CO₂ øker fra vel 34 millioner tonn i 1992 til om lag 50 millioner tonn i 2020, se tabell 3.5. Utslippene følger i stor grad bruken av fossile energibærere. Den viktigste faktoren bak utslippsøkningen er utbyggingen av 24 TWh gasskraft. Hele 9 millioner tonn av økningen på vel 15 millioner tonn skyldes gasskraft. Transportsektoren bidrar med en økning av utslippene med nær 3 millioner tonn. Noe av dette blir imidlertid oppveid av at utslippene fra petroleumssektoren vil gå ned i takt med aktiviteten på sokkelen frem mot år 2020. Grunnen til at utslippet i 2020 ikke er vesentlig høyere enn i 2010 er at flere sektorer reduserer sitt forbruk av fossile energibærere på grunn av teknologiske endringer, og dessuten at aktiviteten i Nordsjøen reduseres i denne perioden.

Utslippene av metan går ned med 1,5 millioner tonn CO₂-ekvivalenter fra 1992 til 2020. Nedgangen i utslipp av metan skyldes økende grad av forbrenning av metan fra avfallsdeponier, både i kommunale avfallsdeponier og deponier for næringsavfall.

Utslippene av lystgass målt i CO₂-ekvivalenter øker med om lag 1 million tonn hovedsakelig ved en økning i produksjonen av kunstgjødsel.

Utslippene av de tre gassene PFK, HFK og SF6 beregnes ikke i modellen, men er hentet fra St. meld. nr. 29 (1997-98) Norges oppfølging av Kyotoprotokollen, tabell 4.4. Meldingen har tall for disse gassene frem til 2010. Vi har antatt at økningen i utslippene av HFK fra 2000 til 2010 fortsetter også frem til 2020. Her er det grunn til å merke seg at det på 1990-tallet har vært satt inn en betydelig innsats for å redusere disse utslippene. Fremover antas en økning som oppveier den tidligere nedgangen. Utslippene av disse gassene øker fra 1992 til 2020 med om lag 2 millioner tonn CO₂-ekvivalenter, men er uendret i forhold til 1990-nivået.

De samlede utslippene av de tre klimagassene øker dermed med nærmere 17 millioner tonn CO₂-ekvivalenter i forhold til 1992. I forhold til 1990, som er utgangspunktet for de krav Norge blir stilt overfor i Kyotoprotokollen, øker utslippene med 22 prosent. I 2010 ligger utslippene av klimagasser 15 prosent over utslippene i 1990. Kyotoprotokollen sier at utslippene i Norge kan ligge 1 prosent over 1990-nivå i perioden 2008-2012.

Hvis utslippene fra gasskraftverk kan reduseres til om lag 1/10 av utslippene lagt til grunn her, jfr mulig ny teknologi for CO₂-rensing i gasskraftverk (Norsk Hydro 1998), vil utslippene av klimagasser isolert sett reduseres til om lag 57 mto i 2010 og om lag 59 mto i 2020. Det kan være grunn til å anta at kostnadene ved denne teknologien vil overskride de kostnadene som er lagt til grunn her. Avhengig av hva som vil skje i våre naboland kan kraftprisen bli noe høyere. I så fall vil eneregietterspørselen reduseres klimagassutslippene bli noe mindre enn antydet.

3.3 Klimascenarier

I referansebanen økte utslippene av klimagasser med 22 prosent i forhold til 1990-nivå, samtidig som Norge har en forpliktelse gjennom Kyotoprotokollen om at de norske utslippene ikke må overstige 1990-utslippene med mer enn 1 prosent. Nedenfor gis en kort beskrivelse av noen scenarier hvor en har lagt avgifter på CO 2 -utslipp for å forsøke å oppfylle Norges forpliktelser gjennom Kyoto-protokollen. I appendix A anslås en mulig kostnadseffektiv avgift/skyggepris på internasjonale utslipp av klimagasser, gitt de krav som stilles i Kyotoprotokollen, til 200 kroner per tonn CO₂-ekvivalenter.

En kostnadseffektiv oppfylling av Norges forpliktelser i forhold til Kyotoprotokollen kan skje på én av følgende måter:

Om en velger den første eller andre måten å oppfylle forpliktelsen på så vil konsekvensene både for kostnadsfordeling, spørsmålet om utflytting av bedrifter, reduksjon i utslipp etc. bli det samme. Et spørsmål er prisen som skal settes på initialkvotene. Dette er dels et spørsmål om inntektsfordeling - hvem skal eie retten til utslipp, staten eller de som har opparbeidet seg utslipp, og dels et spørsmål om hvorvidt forurenseren skal betale eller ikke. Hvis en begrenser omsetningen av kvoter etter at de er delt ut vil en få en ikke kostnadseffektiv reduksjon av utslippene og en uheldig næringsstruktur på lang sikt. På samme måte vil avgifter, med refusjonsordninger gi en ikke kostnadseffektiv reduksjon av utslippene, hvis refusjonen gjelder på lang sikt.

Siden det er betydelig diskusjon omkring hvordan ulike systemer vil virke inn på norsk økonomi, det norske energimarkedet og utslippene har vi nedenfor laget ett sett av alternative beregninger der virkemidlene for utslippsreduksjon er ulikt implementert. Alternativene spenner over alt fra fullt ut kostnadseffektive implementeringer til ulike former for differensiering i belastningen for ulike grupper av forurensere. Spesielt behandles forskjeller ved diskriminering mellom industrien og andre grupper av forurensere. I kapittel 3.1 har vi beregnet slike konsekvenser ved en CO₂-avgift på 200 kroner og i kapittel 3.2 studeres tilsvarende effekter ved en avgift på 400 kroner. I avsnitt 3.2 studeres også effektene av i tillegg å benytte avgifter for å oppnå en stabilisering av det norske innenlandske energiforbruket.

3.3.1 Avgift på 200 kroner per tonn CO₂

• I Kost effektiv alternativet har vi tatt utgangspunkt i at en internasjonal avgift på 200 kroner per tonn CO₂, alternativt en internasjonal kvotepris på dette nivået, vil være tilstrekkelig til å redusere utslippet av klimagasser med 5 prosent i forhold til 1990-nivå innen Annex-B landene 2. Det innføres en uniform avgift på 200 kroner per tonn CO₂ på i utgangspunktet alle forurensningskilder. Det betyr at de som i dag har en høyere avgift enn 200 kroner per tonn får en nedgang i avgiften, mens de som i dag har lavere avgift får en økning i denne.

CO₂-avgiften innføres gradvis fra 1998 til 2002 og holdes deretter konstant ut beregningsperioden. Inntektene fra CO₂-avgiften forutsettes tilbakeført til privat sektor slik at offentlige budsjettbalanser er uendret. CO₂-avgiften antas å øke prisene i det internasjonale markedet for energitunge produkter med 1 prosent.

Det antas at CO₂-avgiften vil påvirke kraftprisen i det nordiske markedet, da denne i referansebanen er bestemt av en backstop teknologi med fossilt brensel som primærenergi. Det er antatt at dette slår fullt ut i kraftmarkedet.

Vi har videre forutsatt at det gjennomføres en økt innsats for å realisere de potensialer som ligger i å utnytte vannkraftprosjekter fra både kategori I og kategori II i Samlet Plan. Det forutsettes at de andre nordiske landene innfører tilsvarende avgifter som i Norge og at effektene på økonomien og drivkreftene i energimarkedene i disse landene blir om lag som i Norge.

• I alternativet Industri unntatt benyttes en uniform avgift på 200 kroner per tonn CO₂ på alle forurensningskilder unntatt for den kraftintensive industrien (metallproduksjon, kjemisk produksjon og treforedling) som slipper avgift. De CO₂-utslipp som i dag har en høyere avgift enn 200 kroner beholder denne høyere avgiften. Forutsetningen er at avgiften på 200 kroner per tonn CO₂-ekvivalenter er utledet fra en internasjonal kvotepris på CO₂, men at den kostnadseffektiviteten som er forutsatt internasjonalt ikke implementeres fullt ut hjemme. Den energitunge industrien får dermed en konkurransefordel, mens de aktiviteter som har en høyere avgift i dag fortsatt vil ha en viss konkurranseulempe, selv om den blir mindre. Det antas også at kraftintensiv industris kraftkontrakter forlenges slik de er i referansebanen. Dette medfører at den relative forskjellen mellom kraftpriser for denne industrien og andre brukere øker over tid siden likevektsprisen i kraftmarkedet er avhengig av CO₂-avgiften.

• I alternativet Avgift i industri har en også utsatt den energiintensive industrien for en CO₂-avgift på 200 kroner per tonn. Fortsatt er det et visst avvik fra kostnadseffektivitet ved at de som i dag har avgift over dette nivå vil fortsette å ha dette (først og fremst petroleumssektoren og transporten), men dette alternativet er vesentlig mer kostnadseffektivt enn Industri unntattalternativet ved at industrien inkluderes. Her antas også at kraftpriskontraktene industrien har i referansebanen opprettholdes. CO₂-avgiftene får dermed ikke virke fullt ut gjennom kraftmarkedet. Dette gir også et avvik fra kravet om kostnadseffektivitet.

• I alternativet Industri på marginenhar en forutsatt at den energiintensive industrien på marginen utsettes for den samme avgiften som alle andre sektorer, men de slipper å betale for restutslippet. Dette kan for eksempel illustrere virkningen av en frivillig avtale der industrien påtar seg en reduksjon i utslippene av en slik størrelsesorden at marginalkostnaden ved en enhet reduksjon vil koste det samme som avgiften på 200 kroner per tonn. Rent beregningsteknisk er dette gjennomført ved at industrien ilegges en avgift på 200 kroner per tonn, men de får denne tilbakeført som en kontantstøtte til produksjonen. I dette alternativet antas også at kraftpriskontraktene industrien har i referansebanen opprettholdes. CO₂-avgiftene får dermed ikke virke fullt ut i hele kraftmarkedet.

Beregningene, se tabell 3.6, viser at en avgift på 200 kroner ikke er tilstrekkelig til å oppnå Kyotokravet for Norge som er 54,6 mto CO₂-ekvivalenter i 2020, selv om utslippsreduksjonen i forhold til referansebanen er på hele 6-10 millioner tonn CO₂-ekvivalenter. For 2010 er utslippene av klimagasser vel 1,5 mto lavere enn i 2020 så selv da oppfylles ikke Kyotprotokollens totale utslipp på 54.7 mto CO₂-ekvivalenter gjennom bare utslipps-reduksjoner i Norge. De laveste utslippene og de minste økonomiske konsekvensene oppnås ved alternativet kost effektiv, det vil si der den kraftintensive industrien utsettes både for CO₂-avgifter og markedsprising av kraften.

Dette betyr at Norge må kjøpe kvoter for å oppfylle Kyotoprotokollen. I de tre alternativene vil dette dreie seg om fra 0,5-1,3 milliarder kroner per år ved en kvotepris på 200 kroner per tonn CO₂ i år 2020. I 2010 blir nødvendig kvotekjøp fra 0,2-1,0 milliarder kroner. I forhold til regjeringens St. meld. nr. 29 om Norges oppfølging av Kyotoprotokollen er reduksjonen i utslipp betydelig større i våre beregninger. Dette skyldes at avgiften lagt til grunn i våre beregninger er 75 kroner høyere enn St. meld. nr. 29 og at vi i referansebanen har betydelig mer gasskraft enn meldingen opererer med. Lønnsomheten for gasskraften er svært avhengig av avgiftsnivået på CO₂ utslipp.

I Langtidsprogrammet 1998-2001, har en anslått at en internasjonal CO₂-avgift på 360 kroner gjennom olje- og gassmarkedene vil redusere prisen på råolje med om lag 13 prosent i forhold til referansebanen, og at gassprisene på grunn av overgang fra kull og olje til gass, vil holde seg om lag uforandret. Ved forutsetning om linearitet vil den norske petroleumsformuen i alternativet med 200 kroner i avgift bli redusert med om lag 70 milliarder kroner i forhold til referansebanen.

En avgift på 200 kroner på alle norske utslipp av CO₂ i 2020 bidrar i disse beregningene til en nedgang i BNP i Norge med fra 0,3 til 0,5 prosent. Offentlig konsum opprettholdes på samme nivå som i referansebanen da budsjettbalansen er opprettholdt ved tilbakeføring av avgiftsinntekter, mens privat konsum går ned med fra 0,7 til 1,1 prosent. Effekten på økonomien er minst i tilfellet med en frivillig avtale overfor industrien, men sterkest i det tilfelle hvor industrien unntas helt fra avgiften

Økte CO₂-avgifter medfører at elektrisitetsprisene frem mot 2010 stiger opp til vel 26 øre/kWh (referert kraftstasjon). Kraftprisen blir høyest i de tilfelle hvor industrien har fritak fra avgiften eller inngår en frivillig avtale og lavest i det tilfelle hvor alle blir utsatt for samme avgift. Økt tilgang på vannkraftprosjekter gjennom økt innsats for å realisere prosjekter både i kategori I og II i Samlet Plan, og økende kraftpriser, vil bidra til en større vannkraftutbygging. I disse alternativene øker vannkraftproduksjonen med 6-9 TWh i forhold til referansebanen i 2020. CO₂-avgiftene vil samtidig gjøre det mindre lønnsomt å produsere gasskraft. En avgift på 200 kroner vil øke produksjonskostnadene i gasskraftverk med om lag 7,5 øre kWh. I forhold til referansebanen er økningen noe mindre som følge av skranken på gass til gasskraftproduksjon i referansebanen. Avgiften er tilstrekkelig til at all gasskraftproduksjon som var inne i referansebanen faller ut. Den høyere kraftprisen medfører at det vil være lønnsomt med noe vindkraftproduksjon. Det vil også være lønnsomt med noe biobasert kraftproduksjon i småskala verk. Det skjer relativt lite med både brutto og netto handel med elektrisitet mellom Norge og de andre nordiske landene i forhold til i referansebanen. Nedgangen i gasskraftproduksjon motsvares av en viss økning i produksjonen av vann-, vind- og biobasert kraft og en nedgang i den innenlandske etterspørselen.

Netto innenlandsk energiforbruk reduseres med fra 4-7 prosent forhold til referansebanen i 2020 (7 -10 TWh), det vil si at energiforbruket fortsatt øker med 23-25 prosent i forhold til 1996-nivå. Dette illustrerer klart at betingelsen om en stabilisering av det norske energiforbruket er en strammere betingelse enn det Kyotoprotokollen påfører det norske energimarkedet. Vi ser også at jo mer kostnadseffektiv avgiften er, jo større blir effekten på kraftforbruket. Dette skyldes blant annet at en vil få relativt store utslag på etterspørselen etter elektrisitet i den kraftintensive industrien når en forutsetter kostnadseffektiv implementering.

Virkningen på elektrisitetsforbruket er fra 2 til 3 ganger sterkere enn virkningen på oljeforbruket. Dette skyldes at virkningsgraden på de termiske kraftverkene i Norden, som er med på å bestemme kraftprisene i samspill med en stigende langtidsgrensekostnad for vannkraft, er lavere enn virkningsgraden ved bruk av olje direkte til stasjonære formål.

Når industrien utsettes for en direkte avgift på 200 kroner per tonn CO₂, så går forbruket der ned med om lag 4 TWh. Dette kan i forhold til utsagn fra industrien selv synes lite, jfr. for eksempel industriens reaksjon på en avgift på 100 kroner som foreslått i St. meld. 29. Her må man imidlertid huske at en avgift på 200 kroner per tonn CO₂ i gjennomsnitt kun utgjør om lag en 2 prosent økning i de totale kostnadene til sektoren treforedling, kjemiske råvarer og metaller når virkningen gjennom kraftmarkedet holdes utenfor. Det er selvfølgelig stor variasjon i kostnadsøkning fra bedrift til bedrift. Noen bedrifter vil måtte legge ned. En 2 prosent kostnadsøkning tilsvarer imidlertid bare om lag den kostnadsnedgang per produsert enhet som disse næringene har i gjennomsnitt over to år gjennom teknologiske forbedringer. Samtidig er det antatt at en internasjonal CO₂-avgift på 200 kroner bidrar til en økning i verdensmarkedsprisen for disse sektorenes produkter med 1 prosent.

Reduksjonen i utslipp av klimagasser er også størst i det tilfelle hvor den energiintensive industrien utsettes for de samme avgifter som andre og i tillegg utsettes for markedspriser i kraftmarkedet. Forskjellen mellom alternativene er her 4 millioner tonn CO₂-ekvivalenter.

En tilsvarende beregning på MARKAL modellen, se IFE/KR/F-98/090 der en fra mikrosiden forsøker å forholde seg til ENØK, viser en nedgang i energietterspørselen på om lag 10 TWh fra referansebanen. Dette samsvarer dermed bra med beregningen på MSG-6.

3.3.2 Skjerpet Kyoto

Det er grunn til å anta at Kyotoprotokollen bare er et første skritt på veien for å få redusert de globale utslippene av klimagasser. Det er derfor gjennomført noen beregningsalternativer der det antas at Kyotoprotokollen blir skjerpet slik at nødvendig reduksjon i utslippene i verden er 20 prosent i forhold til 1990-nivået i år 2020. Dette betyr en skjerping av reduksjonskravet med 15 prosent, og det antas at dette også vil gjelde for Norge. En avgift på 400 kroner per tonn CO₂ fases gradvis inn med 200 kroner per tonn fra 1998-2002 og med ytterligere 200 kroner fra 2011-2015 3.

Det antas videre at alle de nordiske landene innfører samme avgift på en kostnadseffektiv måte. Avgiftsinntektene forutsettes tilbakeført i sin helhet til privat sektor slik at offentlig budsjettbalanse opprettholdes til gitte utgifter. Som følge av reduserte råoljepriser på verdensmarkedet antas at norsk petroleumsformue blir redusert med om lag 150 milliarder kroner.

I alternativet Skjerpet Kyoto stilles alle aktører overfor den samme kostnadseffektive avgiften på 400 kroner per tonn CO₂. I dette tilfelle er det full kostnadseffektivitet internt i Norge siden de sektorer som har CO₂-avgifter i dag alle har en avgift under 400 kroner. Økningen i avgifter blir dermed forskjellig for de ulike gruppene. En har videre forutsatt at det frie kraftmarkedet etter hvert også vil medføre at kraftkontraktene med industrien, som blir forhandlet etter utløp av disse i perioden 2005-2010, tar utgangspunkt i alternativverdien av kraften i markedet. Det er grunn til å tro at en skjerpet Kyoto-avtale vil trekke i retning av økt fokus for å få til dette. Den kraftintensive industrien stilles altså overfor markedsriktige priser på kraft. I dette alternativet kan en dermed si at en ikke bare har kostnadseffektivitet med hensyn på reduksjonen av klimagasser, men også med hensyn på allokeringen av kraft mellom ulike brukere. Det antas at konkurranseprisene internasjonalt stiger med 2 prosent siden kostnadene for våre konkurrenter vil gå opp parallelt med de norske da CO₂-avgiften er internasjonalt harmonisert (se Langtidsprogrammet 1997-01).

I alternativet Industrikraft stilles alle aktører overfor den samme kostnadseffektive avgiften på 400 kroner. I dette tilfelle er det imidlertid forutsatt av kraftpriskontraktene overfor industrien er opprettholdt som i referansebanen. Siden økte CO₂-avgifter vil gi økte kraftpriser vil dermed dette opplegget ikke gi full kostnadseffektivitet nasjonalt. Forskjellene mellom industriens kraftkontrakter og andre brukeres kraftpriser øker ytterligere. Kraftforbruket for denne industrien tilpasses imidlertid endringen i de direkte CO₂-kostnader for denne industrien.

I alternativet Null vekst energi studeres konsekvensen av å bruke elektrisitets- og oljeavgifter til å stabilisere det totale energiforbruket i Norge på 1996-nivå. Dette kommer i tillegg til CO₂-avgifter på 400 kroner per tonn. Spørsmålet som stilles er hvor store tilleggsavgifter som må til for å oppnå en slik målsetting, hvis man skal legge dagens avgiftsstruktur til grunn. Det vil i hovedsak si at all industri fritas for elektrisitetsavgift, mens tjenesteyting og husholdninger er de sektorene som rammes. I dette alternativet har vi derfor også forutsatt at den energitunge industrien greier å reforhandle sine kraftpriskontrakter som i referansebanen. Alternativet illustrerer dermed en situasjon hvor alle brukere ilegges en CO₂-avgift, men hvor kun alminnelig forsyning må bære den ekstra byrden som påføres gjennom kravet om stabilisering av det innenlandske energiforbruket samt de økte elektrisitetspriser dette medfører.

Av tabell 3.7 ser vi at hvis vi forutsetter en avgift på 400 kroner per tonn CO₂ så vil en ikke oppnå kravet om totale norske utslipp av klimagasser på om lag 46,4 mto CO₂-ekvivalenter, som er antatt å gjelde som et skjerpet Kyotokrav på 15 prosent reduksjon i Norges utslipp i forhold til 1990-nivå. I alternativet Null vekst energi, hvor en innfører tilleggsavgifter på både fyringsolje og elektrisitet med tanke på å oppnå en stabilisering av innenlandsk bruk av energi til stasjonære formål (med dagens avgiftsstruktur), overstiger utslippene «kravet« med over 8 millioner tonn. I de to andre alternativene, ligger en henholdsvis 9,5 og 12 mt over kravet, høyest i det tilfelle hvor en forutsetter fortsatt særbehandling av kraftleveranser til den kraftintensive industrien. De nødvendige kvotekjøpene vil da beløpe seg til mellom 3-5 milliarder kroner per år.

Vi ser også av tabellen at alternativet med markedsbaserte priser til industrien, Skjerpet Kyoto, og alternativet med høyere elektrisitets- og oljeavgifter, Null vekst energi, så er det totale innenlandske energiforbruket om lag stabilisert på 1996-nivå 4. Siden kraftprisen er noe høyere enn i alternativene med 200 kroner i avgift, se kapittel 3.1, blir innenlandsk vannkraftproduksjon noe høyere og tilnærmet lik i alle i alternativene, se tabell 3.7. Lavere innenlandsk forbruk i Skjerpet Kyoto og Null vekst energienn i Industrikraftbetyr da en betydelig høyere netto eksport av elektrisitet i disse alternativene.

Den største forskjellen mellom alternativene i tabell 3.7 ligger i måten en behandler kraftintensiv industri og andre sektorer på. I alternativene Industrikraftog Null vekst energi slipper industrien fra en markedstilpasning i kraftmarkedet og i sistnevnte er den også fritatt fra en økning i elektrisitets- og oljeproduktavgiftene. En CO₂-avgift på 400 kroner bidrar likevel til at kraftforbruket reduseres med 30 prosent i forhold til referansebanen. En CO₂-avgift på 400 kroner per tonn tilsvarer en direkte kostnadsøkning i gjennomsnitt på om lag 4 prosent for disse næringene. Sett på denne bakgrunn kan nedgangen i elektrisitetsforbruket synes noe stort. I alternativet Skjerpet Kyoto,vil også kraftprisene gi en sterk kostnadsøkning for denne industrien.

Figur 3.5 viser at alt avhengig av hvordan vi ønsker å implementere CO₂-avgifter så vil kjøperprisene på elektrisitet til husholdningssektoren bli svært forskjellige. I det mest dramatiske tilfellet der industrien unntas fra effekter gjennom kraftmarkedet, og hele belastningen med stabilisering av innenlandsk energi til stasjonære formål pålegges husholdninger og tjenesteyting, vil kjøperprisen i 1995-priser komme opp i nærmere 90 øre/KWh. I Skjerpet Kyoto hvor industrien også må ta en del av belastningen gjennom markedsbaserte kraftpriser blir kjøperprisen for husholdninger nesten 27 øre/kWh lavere. For et årlig forbruk på 20.000 kWh/år utgjør dette en forskjell i forbruksutgift per husholdning på 5 400 kroner.

Med en skjerming av kraftintensiv industri ( Industrikraft) i kraftmarkedet vil utslippene i Norge bli større enn i tilfellet med full markedstilpasning. Ved full kostnadseffektivitet ( Skjerpet Kyoto) vil kraftforbruket i industrien gå ned til om lag 1/4 av hva det var i referansebanen. Produksjonen går ned til om lag 1/3. En skjerming av denne industrien nødvendiggjør større kvotekjøp for å oppnå Kyotoprotokollen. De ekstra kvotekjøpene i Industrikrafti forhold til Skjerpet Kyoto er her verdsatt til nær 1 milliard kroner per år. Med en skjerming av industrien vil nedgangen i BNP og privat konsum bli om lag dobbelt så stor som i tilfellet hvor industrien blir utsatt for markedsprising av elektrisiteten. Her er det imidlertid ikke tatt hensyn til eventuelle omstillingskostnader da avgiften trappes gradvis opp over en periode på om lag 15 år.

Hvis en unntar den kraftintensive industrien fra markedstilpasning i kraftmarkedet og i stedet øker avgiftene på elektrisitet og oljeprodukter overfor andre kunder med tanke på å oppnå en stabilisering av energiforbruket, ser vi fra alternativet Null vekst energiat dette betyr en tilsvarende stor endring i forbruket av elektrisitet og olje i tjenesteytende sektorer og husholdninger, som er de sektorer som får økte avgifter. Ressurser som frigjøres i sektorer som får økte avgifter, utnyttes i annen industri som øker sitt aktivitetsnivå.

I dette tilfellet øker elektrisitetsavgiften fra noe i underkant av 6 øre/kWh i referansebanen til over 28 øre/kWh. Hensyn tatt til redusert forbruk får dermed for eksempel husholdningene en ekstra utgift på om lag 11 milliarder per år kroner eller 8000 kroner per husholdning.

3.4 Høyere økonomisk vekst

I referansebanen har en forutsatt en gjennomsnittlig endring i total faktorproduktivitet på om lag 1 prosent per år. Denne forutsetningen har to prinsipielt forskjellige virkninger på energibruk. For det første vil en bedring i faktorproduktiviteten redusere energibruk per produsert enhet. På den annen side vil økt produktivitet for en gitt tilgang på arbeidskraft medføre økt økonomisk vekst. Dette vil øke etterspørselen etter energi og dermed også bidra til økte utslipp. To effekter trekker i hver sin retning. Det er et empirisk spørsmål hvilken av disse effektene som er sterkest. Det er videre knyttet betydelig usikkerhet til hva den generelle endringen i total faktorproduktivitet vil bli fremover. Av denne grunn er det foretatt noen alternative beregninger der faktorproduktiviteten er endret i forhold til det som er lagt til grunn i referansebanen for å belyse betydningen av denne viktige faktoren.

• I alternativet Høy vekst er det forutsatt at den teknologiske veksten blir spesielt sterk innen de tjenesteytende sektorene ved satsing på økt kompetanseoppbygging. Nettoeffekten antas å bli 1 prosent per år i tillegg til den tidligere antakelsen om gjennomsnittlig 1 prosent pr år i total faktorproduktivitet for alle sektorer. Endringen i total faktorproduktivitet i tjenesteytende sektorer blir dermed i gjennomsnitt 2 prosent per år. Det antas i dette alternativet at kraftintensiv industri blir stilt over markedspriser på kraft. Ellers er forutsetningene som i referansebanen. Dette alternativet forsøker å gjenspeile en utvikling hvor vi får spesielt sterk vekst i de tjenesteytende næringene og en relativt sett mindre vekst i industrien samtidig som industriens kraftpriser blir markedsbestemt.

• I alternativet Høy skjerpingbygger vi på antakelsen i alternativ Høy vekst, det vil si en rask teknologisk utvikling i tjenesteytende sektorer. I tillegg antas at tilgangen på arbeidskraft blir om lag 2 prosent høyere enn i referansebanen samlet sett over hele perioden - det vil 0,4 prosent vekst per år fra 2000 til 2020 i stedet for 0,3 prosent som i referansebanen. Det innføres en harmonisert CO₂-avgift på 400 kroner for alle forurensere. Den kraftintensive industrien antas å bli stilt overfor rene markedspriser på elektrisk kraft. Dette illustrerer således en utvikling med høyere vekst kombinert med en kostnadseffektiv bruk av virkemidler i forurensingspolitikken og en full markedstilpasning i kraftmarkedet.

• I alternativet Høy nullvekst er utgangspunktet igjen en høy teknologisk endring i tjenesteytende sektorer. I tillegg til dette antas i alle sektorer en energispesifikk teknisk endring på 1/2 prosent utover det som tidligere er forutsatt i referansebanen. Det betyr at i gjennomsnitt blir den energispesifikke endringen 2,5 prosent per år i tjenesteyting og 1,5 prosent per år i andre sektorer. Det antas at kraftkrevende industri får beholde gunstige kraftpriskontrakter, men blir utsatt for kostnadene ved en CO₂-avgift på 400 kroner på linje med andre sektorer. I tillegg blir husholdninger og tjenesteyting utsatt for ekstra avgifter på elektrisitet og olje slik at stabilisering av energiforbruket oppnås (jfr. alternativet Null vekst energi i kapittel 3.1). Dette alternativet illustrerer dermed et tilfelle med høy vekst, kostnadseffektive klimaavgifter, virkemidler for stabilisering av energiforbruket, høy energieffektivitet, mens kraftintensiv industri skjermes i kraftmarkedet.

• I alternativet Ekstra høy skjerping er utgangspunktet Høy skjerping, men her har vi forutsatt at konkurranseprisen for den energitunge industriens produkter stiger noe mer enn kostnadsstigningen hjemme - det vil si med 4 prosent. Dessuten har vi antatt at en økning i kostnadene i denne næringene vil bidra til en generell teknologisk utvikling i næringen ved at ny teknologi for produksjon utvikles. Omfanget av denne anslås i dette alternativet til 1/4 prosent per år i gjennomsnitt. Kraftintensiv industri må forholde seg til priser som dannes i kraftmarkedet. Dette alternativet illustrerer dermed høy vekst, kostnadseffektive klimaavtaler, markedsklarering i kraftmarkedet også med hensyn på industrien, og en raskere teknologiutvikling i energitunge bransjer.

Fra tabell 3.8 ser vi at en høyere grad av teknologisk utvikling som ventet vil bidra til raskere økonomisk vekst. I alle alternativene i tabell 3.8 er nivået på BNP og privat konsum om lag 17-18 prosent høyere enn nivået i referansebanen i år 2020.

Den høyere veksten i trekker med seg økt kraftproduksjon, spesielt i form av mer gasskraft. Økningen av gasskraftproduksjon i Høy vekstskyldes at en her har tilstrekkelig tilgang på gass, jfr. at kraftprisen faller til om lag 20 øre/kWh, som er nivået uten restriksjon på gasstilgangen. Lavere kraftpriser trekker med seg noe økt etterspørsel innenlands. Den største delen av økningen i energiforbruket skyldes imidlertid økt innenlandsk etterspørsel som følge av økt økonomisk vekst. Det blir også en relativt stor økning i netto eksport av elektrisitet fra Norge til de andre nordiske landene. Dette skyldes blant annet en antakelse om at høyere vekst ikke bare oppstår i Norge, men også kan komme andre land til del. Vi legger videre merke til at selv om industrien her stilles overfor markedspriser på kraft så reduseres elektrisitetsforbruket lite i forhold til referansebanen.

Mens BNP øker med 17 prosent, øker energibruken kun med i underkant av 7 prosent i Høy vekst i forhold til referansebanen. En stor del av den økonomiske veksten kommer i tjenesteytende sektorer. Økt teknologisk fremgang i tjenesteproduksjon betyr en reduksjon i enhetskostnadene og dermed også en økt etterspørsel etter tjenester. Økt økonomisk vekst vil imidlertid også trekke med seg økt etterspørsel etter varer generelt og også mot import. For at handelsbalansen skal kunne opprettholdes vil andre deler av konkurranseutsatt eksport måtte øke. Det skjer gjennom en tilpasning av det innenlandske kostnadsnivået slik at industriproduksjonen øker.

Som følge av økt aktivitetsnivå og økt energibruk får vi en økning i utslipp av klimagasser på 11 millioner tonn, eller 17 prosent i forhold til referansebanen, som er om lag i takt med endringen i økonomisk utvikling. Grunnen til at utslippene øker mer enn energibruken er at oppdekningen av kraftproduksjon skjer gjennom gasskraftproduksjon og at nettoeksporten av kraft øker betydelig i forhold til referansebanen.

Et fellestrekket ved de tre alternativene Høy skjerping, Høy nullvekst og Ekstra høy skjerpinger at alle inneholder en avgift på 400 kroner per tonn CO₂. Dette bidrar til 50% høyere kraftpriser i markedet. Som en konsekvens av dette øker vannkraftproduksjonen i Norge relativt mye - flere prosjekter innenfor kategori I og kategori II i Samlet Plan blir lønnsomme å bygge ut. Vannkraftproduksjonen når opp i om lag 135 TWh. Innføring av klimaavgifter gjør også i dette tilfellet, jfr kapittel 3.1, at gasskraft nærmest faller ut av oppdekningen, mens netto eksport til andre land i Norden holdes oppe på et rimelig høyt nivå. Dette er mulig hovedsakelig på grunn av økt vannkraftproduksjon og vesentlig lavere total innenlandsk etterspørsel. Det antas at Naturkrafts to anlegg kommer inn som følge av lave gasspriser forhandlet frem i dette konkrete tilfellet.

Innenlandsk forbruk av energi varierer betydelig mellom disse tre alternativene. Lavest er forbruket i alternativet Høy nullvekst. Dette skyldes at en her har innført avgifter på olje og elektrisitet for å forsøke å stabilisere det innenlandske energiforbruket, samt en forutsetning om høyere energieffektivitet i dette alternativet enn i Høy skjerping. Kjøperprisene for husholdningsektoren i dette alternativet er dobbelt så høy som i de tre andre alternativene - 120 øre/kWh, se figur 3.7. Det høye avgiftsnivået overfor konsumenter og andre bedrifter utenom industrien, skyldes kravet om stabilisering av innenlandsk forbruk på 1996-nivå samtidig som industrien skjermes i forhold til forbruksavgifter på elektrisitetet. Vi ser at et CO₂-avgiftsnivå på 400 kroner utgjør en relativt beskjeden økning i kjøperprisen i forhold til hvilken effekt den avgift som er nødvendig for å få til en stabilisering i dette tilfellet vil gi på elektrisitetsprisen.

I alternativene H øy skjerping og Ekstra høy skjerping, hvor industrien stilles overfor markedspriser på kraft er kraftforbruket i denne næringen vesentlig lavere enn i referansebanen. I disse tilfellene er kraftprisen overfor den energitunge industrien om lag fordoblet fra 15 øre/kWh til 30 øre/kWh, mens den for husholdningene ligger på vel 60 øre/kWh. Det totale energiforbruket er henholdsvis 10 og 20 TWh over stabiliseringsmålet, men hele 35 og 25 TWh under Høy vekst alternativet. Et krav om stabilisering av innenlandsk energiforbruk med disse alternativene som utgangspunkt vil da kreve betydelig lavere avgifter enn under Høy null vekst alternativet.

Mens kraftforbruket i den kraftintensive industrien varierer mellom 13 og 26 TWh i de tre alternativene så varierer forbruket i husholdningene fra 53 til 41 TWh. Et forbruk på 41 TWh i husholdningene representerer en økning på 13 prosent i forhold til i 1996. Til sammenligning er den totale konsumveksten for denne perioden om lag 90 prosent. Dette innebærer en vesentlig endring i husholdningenes tilpasning i forhold til historiske trender. På tilsvarende vis skjer det en vesentlig endring for kraftintensiv industri i alternativene Høy skjerping og Ekstra høy skjerping. I det siste tilfellet motvirkes kostnadsøkningen ved at det antas at markedsprisen internasjonalt går opp parallelt med kostnadsstigningen i denne bransjen.

Selv om forbruket av elektrisitet blir mer enn halvert i forhold til dagens nivå i alternativene Høy skjerping og Ekstra høy skjerping, så øker denne industrien samlet sett sin produksjon til dels kraftig i forhold til 1992. I tilfellet med CO₂-avgifter, effektivt kraftmarked og en høy teknologisk endring i tjenesteyting ( Høy skjerping) går kraftforbruket i metaller og kjemisk industri ned fra 30 TWh til 12,5 TWh samtidig som produksjonen bare går ned med om lag 7 prosent og sysselsettingen går ned med 20 prosent, se tabell 3.9 og 3.10.

Med de kraftige prisvridningene en får som følge av økte CO₂-avgifter, og ved at industrien utsettes for effektiv prising i kraftmarkedet, vil det trolig oppstå en vridning i sammensetningen innenfor næringen (ferroindustrien reduseres antakelig mye). I tillegg vil det bli innført ny og mer energisparende teknologi. I alternativet Ekstra høy skjerping får en at både produksjonen og sysselsettingen kan øke på tross av en relativt kraftig nedgang i kraftforbruket. Forutsetningene som er lagt til grunn må imidlertid tolkes med forsiktighet. De anslåtte teknologiske endringsratene kan være for optimistiske. Utslagene på produktprisene på verdensmarkedet av internasjonalt harmoniserte CO₂-avgifter er også usikre.

Tabell 3.8 viser også at innføring av CO₂-avgifter, markedsfastsetting av priser på kraft til industrien og innføring av avgifter på energi har store konsekvenser for de totale utslipp av klimagasser. Disse reduseres fra nærmere 80 mto CO₂-ekvivalenter i alternativet Høy vekst til om lag 60 mto i de tre siste alternativene. Selv om sammensetningen av forbruket av energi i de siste tre alternativene er forskjellig så er de totale utslippene av klimagasser ikke så ulike.