2 Sammendrag

2.1 Sammendrag av Del I, Innledning

Utvalget har delt NOUèn inn i seks deler foruten de innledende kapitlene med sammendrag og anbefalinger. Tekstene er holdt i en faktaorientert stil. Utvalget har beskrevet forholdene i energi- og kraftmarkedet og de utfordringene som foreligger på basis av mandatet. Anbefalingene er samlet i kapittel 3.

Hovedelementene i kraftbalansen går fram av tabell 2.1.

Faktorer som påvirker energiproduksjon og -forbruk i Norge, samt forholdene i internasjonale energimarkeder er relevante for en drøfting av den norske kraftbalansen fram mot 2020. Utvalget har valgt en inndeling av rapporten i tråd med dette. I del I beskrives fysiske og økonomiske særtrekk ved energi- og kraftmarkedene, de juridiske og politiske rammebetingelsene og den historiske utviklingen i energiforbruk og -produksjon. I del II drøftes perspektiver for energimarkedene i Norden og Nord-Europa, og en går nærmere inn på å beskrive situasjonen i energiforsyningen i enkelte land av særlig betydning for Norge. I del III redegjøres det for sentrale miljøutfordringer knyttet til produksjon og forbruk av energi. Del IV drøfter mulighetene til å begrense energiforbruket, mens en oversikt over muligheter på tilgangssiden i energi- og kraftmarkedet er gitt i del V. Del VI inneholder en beskrivelse av ulike scenarier for energi- og kraftbalansen mot 2020.

2.2 Sammendrag av del I, Hovedtrekk i energi- og kraftmarkedet

Denne delen av utredningen drøfter en best mulig utnyttelse av energi, både i fysisk forstand, og utfra hensynet til samfunnsøkonomisk effektivitet i energisektoren. I kapittel 6 gjennomgås hovedtrekkene i det norske energi- og kraftmarkedet. Statens rolle, organiseringen av kraftutvekslingen med utlandet, prisdannelsen i markedet, kraftbalansen og juridiske rammevilkår i energisektoren står sentralt. I kapittel 7 beskrives utviklingen i energiforbruket, og viktige drivkrefter som har påvirket utviklingen.

2.2.1 Sammendrag av kapittel 4, Energisystemet

For å tilfredsstille en sluttbrukers behov for energitjenester på en rasjonell og miljøvennlig måte, er det viktig å velge en optimal sammensetning av primærenergikilde, omformingsteknologi og energibærer.

De energiråstoffene som vi utvinner direkte fra naturen kalles primærenergi. Eksempler på primærenergikilder kan være råolje, vann i regulerte vassdrag, vind og uran. Primærenergi er ofte ikke på en form som en sluttbruker kan nyttiggjøre seg av direkte. Når energien har fått en slik form at den egner seg godt til distribusjon og bruk kaller vi den en energibærer. Elektrisitet, fyringsolje, parafin og naturgass er eksempler på energibærere.

For å gjøre primærenergien tilgjengelig i former som elektrisitet, mekanisk energi eller varme, trengs vanligvis en eller flere av følgende komponenter:

• sentrale energiomformere, for eksempel kraftverk eller varmesentraler eller fjernvarmeanlegg

• transportkanaler, for eksempel distribusjonsnett for elektrisitet, fjernvarme og naturgass

• innretninger hos sluttbrukerne, for eksempel panelovner, radiatorer, motorer, oljefyringsanlegg eller vedovner

Tap vil forekomme i alle deler av energisystemet, både i form av rene varmetap til omgivelsene og i form av redusert anvendelighet etter omforming.

Sentrale begreper i denne sammenhengen er:

• brutto energiforbruk, et mål på bruk av primærenergi eller energibærere

• nyttiggjort energi, et mål på energiforbruket etter tap i omformingsprosessen

• virkningsgrad, et mål på hvor stor del av bruttoenergien som omformes til nyttig energi

Elektrisitet er den energibæreren som har høyest kvalitet, fordi elektrisitet i sin helhet kan omformes til mekanisk arbeid, for eksempel drift av husholdningsapparater. Oppvarmingsbehov kan derimot dekkes ved energiformer av lavere kvalitet, for eksempel ved ulike former for vannbåren varme. Pris, tilgjengelighet og teknisk utrustning vil bestemme hva som vil være riktig valg av oppvarmingsform.

2.2.2 Sammendrag av kapittel 5, Kjennetegn ved samfunnsøkonomisk effektivt energiforbruk og -produksjon

Begrepet samfunnsøkonomisk effektivitet knytter seg til bruken av et lands totale ressurser, herunder energi, arbeidskraft og kapital. Den grunnleggende årsaken til at det er viktig at ressursbruken er samfunnsøkonomisk effektiv, er at ressurstilgangen er knapp i forhold til de behovene som det er ønskelig å dekke. Da bør en sørge for å få så mye som mulig ut av de produksjonsfaktorene som settes inn i produksjonsprosessen. Noe annet vil innebære en sløsing med samfunnets ressurser.

Viktige premisser for samfunnsøkonomisk effektivitet i energisektoren er at alle aktørene har full informasjon om priser og vilkår i markedene. Det bør være mange kjøpere og selgere, og alle bør ha lik tilgang til markedene. Det bør være ulike typer markeder der kjøps- og salgsønsker imøtekommes.

I et effektivt marked vil prisen gi informasjon om ressurssituasjonen, og stimulere til lønnsom investering og drift både på forbruks- og produksjonssiden. Forbrukerne får informasjon om lønnsomheten ved blant annet enøkinvesteringer. Produsenten får informasjon om lønnsomheten ved nyutbygging, valg av energikilde og teknologi. Mulighetene for en riktig ressursbruk styrkes derfor vesentlig med et system for riktig prisfastsetting.

Det er flere forhold ved energimarkedene som gjør at de ikke gir samfunnsøkonomisk effektivitet uten offentlige reguleringer. Forbrenning av fossile brensler gir ulike typer forurensende utslipp til luft. Kraftutbygging, produksjon og transport medfører miljøbelastninger av ulike slag. Overførings- og fordelingsnettet er et naturlig monopol.

2.2.3 Sammendrag av kapittel 6, Hovedtrekk i energi- og kraftmarkedet

Kapittel 6 omtaler hovedtrekk i den norske energiforsyningen. Energisektoren er underlagt tett styring av offentlige myndigheter. Dette er tradisjon i alle industriland; også Norge. Den norske kraftsektoren har både et sterkt offentlig eierskap og sterk styring gjennom lovverket.

Lovverket regulerer kraftsektoren helt fra kraftutbygging til forbruk. Bruken av vassdragene blir styrt gjennom konsesjons- og vassdragslovgivningen, Verneplanene og Samlet plan. Eierskapet blir regulert gjennom virkemidler som forkjøpsrett, konsesjon og hjemfall. Bygging av linjenett krever konsesjoner i henhold til energiloven, blant annet med krav om leveringsplikt slik at kundene er sikret tilknytning til strømnettet. Overføringstariffene i nettet blir kontrollert gjennom NVEs monopolkontroll, og omsetningen blir overvåket av Konkurransetilsynet. I tillegg kreves i utgangspunktet konsekvensutredninger etter plan- og bygningsloven for nesten alle tiltak etter energi- og vassdragslovgivningen. Utenlandshandelen med kraft er underlagt et eget konsesjonssystem. Leveranser til kraftkrevende industri er basert på langsiktige kontrakter. Det er etablert et eget skattesystem for kraftverk.

I tillegg til sterk styring gjennom lovverket er det også et sterkt offentlig eierskap. 85 prosent av kraftproduksjonen og mesteparten av linjenettet er offentlig eid.

Samtidig er Norge et av landene som var tidligst ute med å åpne for en markedsbasert omsetning av kraft gjennom innføringen av energiloven i 1991. Kraftmarkedet har gjennomgått store endringer i tiden etter dette. Forbrukerne kan velge leverandør av kraft uten at det er kostnader knyttet til dette. I de senere årene er det blitt mer vanlig å organisere energiverkene som aksjeselskaper. Blant de største energiselskapene har flere valgt en konsernorganisering.

Utviklingen i de øvrige nordiske landene går mot en større grad av markedsbasert kraftomsetning. Det norsk-svenske kraftsystemet ble ytterligere integrert etter at grensetariffene mellom de to landene ble fjernet i 1996, samtidig som det ble opprettet en felles norsk-svensk kraftbørs. Handelen i de organiserte markedene har fått økende betydning for kraftselskapenes og de store kraftbrukernes håndtering av økonomisk risiko.

Gjennom tre nye kabler til Europa vil det norske kraftsystemet i større grad bli bundet sammen med kraftsystemene på kontinentet. Kraftkablene åpner for mer kraftutveksling, og kraftprisene i Europa vil få større betydning for utviklingen i den nordiske kraftprisen. De ulike egenskapene til varmekraftsystemet og vannkraftsystemet gir grunnlag for gevinster i samspill mellom systemene.

Mulighetene for kraftutveksling med utlandet er særlig viktig for Norge. På grunn av det ensidige innslaget av vannkraft på produksjonssiden er den norske energiforsyningen sårbar for variasjoner i nedbør. Dette ble illustrert i tørråret 1996. Sårbarheten for variasjoner i tilsiget er større ettersom fraværet av ny kraftutbygging og et økende forbruk har gitt en strammere kraftbalanse de senere årene. I dag er det innenlandske kraftforbruket større enn produksjonsevnen i et år med normale tilsig til kraftsystemet. Importen spiller en stadig større rolle for den innenlandske kraftoppdekningen.

2.2.4 Sammendrag av kapittel 7, Utviklingen i energiforbruket

Kapittel 7 beskriver utviklingen i det stasjonære energiforbruket i Norge. Det totale innenlandske energiforbruket var 226,8 TWh i 1996. Av dette ble 140,7 TWh brukt til stasjonære formål, hvorav 72 prosent var elektrisitet. Den nest viktigste energibæreren til stasjonære formål er olje, som sto for 13 prosent av forbruket. Fast brensel, gass og fjernvarme dekker resten av etterspørselen.

Utviklingen har gått i retning av økende forbruk av elektrisitet, og avtakende forbruk av oljeprodukter. Energiforbruket har økt med gjennomsnittlig 1 prosent per år siden 1976. Veksten har vært størst i husholdninger og privat og offentlig tjenesteyting. Historisk er det en klar sammenheng mellom den økonomiske veksten og utviklingen i energiforbruket. Men veksten i energiforbruket har vært svakere enn økningen i verdiskapingen de siste 20 årene.

Kilde: Statistisk sentralbyrå, Energistatistikk 1976-1996

Sammenlignet med andre land er det høye kraftforbruket karakteristisk for Norge. Det totale stasjonære energiforbruket er på linje med for eksempel Sverige som til en viss grad kan sammenlignes klimamessig. Sammensetningen av veksten er også viktig. Industriens energiforbruk per innbygger i Norge er en av de høyeste i OECD.

Mange faktorer virker sammen til å bestemme det totale energiforbruket. Hvor mye energi som trengs for å varme opp en bolig, kan delvis forklares ut fra klimatiske forhold. Bygninger av samme standard vil typisk bruke 20 til 30 prosent mer energi i Norge enn i land i sentraleuropa. Men energiforbruket må også sees i forhold til husholdningenes preferanser for komfort og holdninger til energisparing, hvor mange mennesker som bor i boligen, husholdningenes inntektsnivå, pris på de ulike energikildene, og ikke minst det tekniske utstyret og standarden på boligen.

I norske husholdninger går 60 prosent av energiforbruket til oppvarming. Denne andelen har vært synkende på grunn av forhold som bedre isolerte boliger og varme fra mer belysning. Det absolutte forbruket har imidlertid økt med større boligareal, økt komfort i boligene og større andel eneboliger. Gjennomsnittlig boareal per husholdning har økt fra 75 m² i 1950 til 110 m² i 1990.

Befolkningssammensetning og familiestørrelse har også betydning for energiforbruket. Energiforbruket i en- personhusholdninger er i gjennomsnitt omtrent 16 500 kWh per år. I en husholdning med fire personer er forbruket 7 000 kWh per person per år. En sterk trend mot flere små husholdninger, flere eldre, færre barn per familie og flere skilsmisser er blant de forholdene som har redusert størrelsen på husholdningene og dermed bidratt til økende energiforbruk.

Ny teknologi påvirker energiforbruket på mange måter. Teknologien har gjort at energi kan brukes til flere formål enn tidligere både i husholdningene, industrien og offentlig og privat tjenesteyting. Men teknologien har også blitt mer energieffektiv. Energiintensiteten i fastlands-Norge ble redusert med 25 prosent i perioden 1976 til 1994.

De analysene som er gjort av prisfølsomheten for elektrisitet, viser at økte priser gir redusert vekst i elforbruket. Men etterspørselen viser seg å være relativt uelastisk. I vedlegg 1 studeres sammenhengen mellom pris og etterspørsel etter elektrisitet i større detalj.

2.3 Sammendrag av del II, Energimarkedene i Norden og Nord-Europa

Energi blir handlet i et internasjonalt marked. Utviklingen i de landene vi samhandler med påvirker i stor grad energi- og kraftbalansen i Norge.

2.3.1 Sammendrag av kapittel 8, Norge i et nord-europeisk energimarked - perspektiver

Norge er del av et felles nordisk kraftsystem, og vil i økende grad bli knyttet til det europeiske kraftsystemet gjennom vedtatte kabler til kontinentet i begynnelsen av neste århundre. Med dagens overføringskapasitet mot utlandet på 4500 MW, er det mulig med en utveksling på 22-24 TWh per år ved maksimal utnyttelse. I praksis vil den faktiske utvekslingen til enhver tid avhenge av produksjons-, overførings- og etterspørselsforhold i kraftmarkedet både i Norge og i utlandet.

Kraftutvekslingen mellom Norge og nabolandene utnytter fordelene ved å samkjøre vannkraft og varmekraft. I Norge er det vannmengden i magasinene, eller energien, som er den begrensende faktoren. Men kraftverkene kan raskt, og med små kostnader reguleres opp eller ned i takt med forbruket. Kraftproduksjonen i våre naboland er i stor grad basert på varmekraft. Innsatsvarene i varmekraftproduksjonen består stort sett av energibærere som kan anskaffes i de mengder det er behov for, og representerer derfor ingen begrensninger for kraftproduksjonen. Varmekraftverkene er derimot dyre å regulere opp og ned, og i motsetning til vannkraften er slike verk mindre egnet til å dekke kortvarige forbrukstopper.

De ulike egenskapene til varmekraftsystemet og vannkraftsystemet gir grunnlag for gevinster i samspill mellom systemene. Reguleringsevnen til vannkraftsystemet kan utnyttes for å møte forbrukstoppene.

Norge på sin side kan importere kraft fra varmekraftsystemene når forbruket er lavt, og samtidig regulere ned vannkraftproduksjonen og spare vann. Norge kan oppnå økonomiske gevinster ved å eksportere kraft til relativt høye priser på dagtid under forbrukstoppene og importere kraft til relativt lave priser på natten og i helgene, når produksjonen er høyere enn forbruket i våre naboland. På denne måten kan de unike egenskapene til vannkraftsystemet gi energien som produseres, en høyere verdi.

Samkjøring med varmekraftsystemet kan også redusere behovet for nye kraftverk og flerårsmagasiner i Norge. Når prisen i Norge blir noe høyere enn marginalkostnaden ved varmekraftproduksjon, vil det lønne seg for våre naboland å eksportere kraft til Norge. Motsatt vil det lønne seg for Norge å eksportere kraft når prisen hjemme er lavere enn i 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 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 landene Norge vil ha tilknytning til.

Sentrale faktorer som vil påvirke kraft- og energimarkedene i Norden og Europa er:

• Virkemidler i miljøpolitikken; som avgifter

• Graden av liberalisering

• Kostnadene ved ny produksjonskapasitet

Disse faktorene vil påvirke framtidig lønnsomhet ved kraftutveksling og kraftutbygging også i Norge. Ut i fra vurderinger gjort i kapittel 8 er det rimelig å forvente at kraftprisen over tid vil reflektere kostnaden ved ny produksjonskapasitet. Dette er en følge av en liberaliseringsprosess. Dette vil slå ut i økte elpriser i Norge. Per i dag er det imidlertid en overkapasitet i det europeiske systemet som kan bidra til å holde prisen lav i en periode.

2.3.2 Sammendrag av kapittel 9, Energiforsyningen i de ulike landene

I kapittel 9 gis en presentasjon av energimarkedene i Sverige, Danmark, Finland, Tyskland, Nederland, Polen og de baltiske landene. Utvalget er gjort ut fra en vurdering av hvilke land som er og vil bli særlig viktige for utviklingen i den norske og nordiske energi- og kraftbalansen.

Energipolitikken i landene varierer, både i fokus og i valg av virkemidler. De store variasjonene i elprisene, spesielt til husholdningene, skyldes i stor grad forskjeller i avgifter. Prisforskjellene har gitt betydelige utslag i sammensetningen av energiforbruket i husholdningene. Husholdningene i Norge, Sverige og Finland betaler vesentlig mindre for elektrisiteten enn hva tilfellet er i Danmark, Tyskland og til dels også i Nederland. I Norge og Sverige er det omfattende bruk av elektrisitet til oppvarming, i motsetning til i Danmark og Finland hvor elektrisitet bare i liten grad brukes til oppvarming.

Kraftproduksjonen i Nord-Europa og særlig i Norden er sammensatt. Norge, med praktisk talt bare vannkraft, og Danmark, hvor kraftproduksjonen i det alt vesentlige er basert på fossile brensler, utgjør ytterpunktene. Finland og Sverige har en mer variert kraftforsyning med vannkraft, kjernekraft og varmekraft basert på fossile brensler. I Danmark utgjør vindkraft i underkant av 5 prosent av den totale kraftproduksjonen. Sverige har et betydelig forbruk av bioenergi. Tysklands kraftproduksjon er dominert av kull og kjernekraft, mens Nederland i tillegg til kullkraft også har et betydelig innslag av gasskraft. I Polen er kraftproduksjonen i stor grad basert på kull, mens kraftproduksjonen i de baltiske landene i hovedsak er basert på fossile brensler, kjernekraft og vannkraft.

Når det gjelder miljøutslipp, har Danmark det klart høyeste utslipp av CO₂ per innbygger i Norden. Dette skyldes først og fremst det store innslaget av kull i den danske kraftproduksjonen. Norge har det laveste CO₂-utslipp av de nordiske land (utenom Island), både totalt og per innbygger. De lave norske CO₂-utslippene skyldes først og fremst en praktisk talt forurensningsfri kraftproduksjon (over 99 prosent vannkraft).

2.4 Sammendrag av del III, Miljø og energiutfordringer

I følge mandatet skulle utvalget legge til rette for en bred drøfting av muligheter og begrensninger i utviklingen av et bærekraftig energisystem. I del III berøres disse problemstillingene særskilt.

2.4.1 Sammendrag av kapittel 10, Bærekraftig utvikling - utfordringer framover

I St meld nr 58 (1996-97) Miljøpolitikk for en bærekraftig utvikling, er bærekraftig utvikling definert som:

«... en utvikling som tilfredsstiller dagens generasjoners behov uten at det går på bekostning av framtidige generasjoners muligheter til å tilfredsstille sine behov.»

Produksjon, transport og bruk av energi er årsak til flere av de miljøproblemene vi står overfor i dag. Et bærekraftig energisystem må ta hensyn til de rammene som naturen setter på globalt, nasjonalt og lokalt nivå. Effektiv utnyttelse av de ressursene som allerede er bygd ut, er en sentral del av en miljøvennlig politikk.

Et mål om en bærekraftig utvikling innebærer at bruken av energi, vann, luft og jord må skje slik at økosystemene ikke påføres alvorlig skade. Skadene kan påføres blant annet ved opphoping av klimagasser i atmosfæren, ved at miljøgifter akkumuleres i næringskjeden og ved tilførsel av mer avfallsstoffer enn det som kan tas tilbake til naturens kretsløp. Miljøbelastningen er for en stor del grenseoverskridende mellom land som ved utslipp av klimagasser. Dette krever utstrakt internasjonalt samarbeid. Skader kan i enkelte tilfeller være ugjenkallelige, som ved reduksjoner i det biologiske mangfoldet. Andre typer miljøkvaliteter som kulturminner, kulturlandskap, og uberørt natur er også viktige for menneskenes velferd.

2.4.2 Sammendrag av kapittel 11, Miljøvirkninger av energiproduksjon- og bruk

De ulike energibærerne medfører forskjellige miljøpåvirkninger ved produksjon, overføring og bruk. Verdens energiforbruk er hovedsakelig basert på fossile brensler som gir utslipp av klimagasser og forsuring av vann og jordsmonn. Kjernekraft kan gi radioaktiv forurensning. All energiproduksjon og -transport medfører naturinngrep som i større eller mindre grad kan påvirke landskapsverdier og det biologiske mangfoldet.

2.4.3 Sammendrag av kapittel 12, Ressursforvaltning og miljøhensyn

Det er nødvendig å sette rammer for bruken av miljøressursene fordi det ikke eksisterer velutviklede markeder for disse godene. Rammene kan settes gjennom direkte reguleringer av virksomheten, som i forurensningsloven, plan- og bygningsloven og vassdragslovgivningen. Det kan benyttes avgifter, støtteordninger og informasjon om mulighetene for energiøkonomisering. Miljøkonsekvensene ved energiproduksjon og -transport har fått en mer inngående beskrivelse i kapitlene som beskriver energitilgangen. Det vises også til del IV om mulighetene for å begrense energietterspørselen.

2.4.4 Sammendrag av kapittel 13, Eksisterende internasjonale konvensjoner og protokoller

I dette kapitlet gjennomgås de internasjonale konvensjonene og protokollene som Norge har sluttet seg til. Dette er Konvensjonen om biologisk mangfold, Konvensjonen om grenseoverskridende, langtransportert luftforurensning, Svovel-protokollen, Protokollen for reduksjon av nitrogendioksidutslipp, Protokollen for reduksjon av flyktige organiske forbindelser (VOC) og Montrealprotokollen om stoffer som reduserer ozonlaget.

For Energiutvalget har Kyotoprotokollens krav til utslipp av klimagasser vært særlig sentral. Kyotoprotokollen setter mål om minst 5 prosent reduksjon i industrilandenes utslipp av klimagasser innen 2008 til 2012 i forhold til 1990-nivå. Avtalen omfatter de seks viktigste klimagassene. Klimagassen CO₂ er særlig knyttet til energiproduksjon og forbruk. Norge kan øke klimagassutslippene med 1 prosent. Protokollen åpner for fleksible gjennomføringsordninger. Det gjenstår imidlertid mange forhold som ikke er avklart; som retningslinjene for felles gjennomføring og regler og retningslinjer for et internasjonalt kvotehandelssystem.

2.5 Sammendrag av del IV, Muligheter for å begrense energietterspørselen

Denne delen av rapporten tar for seg virkemidler som kan benyttes for å begrense forbruket. Utvalget har lagt vekt på å drøfte hva energiøkonomisering er. Noen praktiske enøktiltak som kan være aktuelle for ulike energibrukere gjennomgås. Beslutningene om enøktiltak blir tatt av forbrukerne. Virkemidlene må derfor innrettes slik at forbrukerne selv finner det lønnsomt å gjennomføre tiltakene.

Denne delen går også igjennom noen perspektiver knyttet til den teknologiske utviklingen.

Kraftintensiv industri er av særlig betydning for den norske kraftbalansen. Disse næringene drøftes derfor særskilt.

2.5.1 Sammendrag av kapittel 14, Drøfting av enøkbegrepet

Begrepet energiøkonomisering (enøk) står sentralt i en gjennomgang av mulighetene for å begrense forbruket. Enøk er sist definert i St meld nr 41 for 1992-93. De sentrale målene for enøkpolitikken er samfunnsøkonomisk rasjonell utnyttelse av energiressursene og reduksjon i de negative miljøkonsekvensene av energibruken. Dette er en meget vid definisjon. Utvalget betrakter enøk som:

«alle de forbedringer i energisystemet og bruken av energi som fører til høyere energiproduktivitet, mer fleksibilitet og et bedre miljø. Enøkpolitikken omfatter de tiltak, virkemidler og programmer som myndighetene iverksetter med sikte på å utløse samfunnsøkonomisk lønnsomme forbedringer.»

I godt fungerende markeder er det betydelige drivkrefter for energiøkonomisering. Mesteparten av energieffektiviseringen i dette århundret kan føres tilbake til prosesser som er rettet mot effektivisering generelt. Godt fungerende energimarkeder, markeder for energiteknologier, energiforbrukende utstyr og energirelaterte tjenester er viktige for å sikre energieffektivitet.

I kapitlet diskuteres hva som ligger i beregninger av enøkpotensialet, og det drøftes hvorfor enøkpotensialet ikke blir realisert. Løpende teknologiutvikling er en viktig forklaring på at det kan beregnes et enøkpotensial. Det går tid mellom hver gang nye investeringer finner sted, og i mellomtiden kan teknologien forbedres. Derfor vil det alltid eksistere et enøkpotensial.

2.5.2 Sammendrag av kapittel 15, Hvordan redusere energiforbruket i praksis

I dette kapitlet foretas en gjennomgang av viktige typer tiltak for energiøkonomisering i de ulike sektorene. Innen industrisektoren gis det konkrete eksempler på gjennomførte tiltak. Industrien har et betydelig sparepotensial, men tiltakene varierer med type virksomhet. Utnytting av spillvarme til elproduksjon eller fjernvarme er viktige muligheter innen kraftintensiv industri.

Mulighetene for energisparing, og måten de kan stimuleres på, er forskjellige for bygninger med få boligenheter, for større bygninger i tjenesteytende næringer og for boligblokker. Det gis en presentasjon av viktige problemstillinger knyttet til muligheten for bedre å utnytte energi med lav kvalitet til boligoppvarming slik at behovet for bruk av el til oppvarmingsformål begrenses. Slike tiltak omfatter både forbedring av forbrenningsprosesser, utvikling av fjern- og nærvarmesystemer, varmepumper, varmegjenvinning, substitusjon mellom energibærere og samtidig produksjon av varme og elektrisitet.

2.5.3 Sammendrag av kapittel 16, Fiskale virkemidler

I kapittel 16 blir avgiftenes betydning for energiforbruket drøftet. Avgifter på energiområdet kan omfatte energi- og miljøavgifter og kan legges både på forbruk og produksjon.

En karbongradert avgift på alle utslippsgenererende bruk av fossile brensler vil være et kostnadseffektivt virkemiddel for å nå miljømål knyttet til CO₂-utslipp. Forbruksavgifter legges gjerne på energiforbruk uten å skille mellom ulike energikilder. Den norske el-avgiften er et eksempel på en forbruksavgift. Denne avgiften er mindre treffsikker i forhold til miljøbelastningen ved de ulike formene for elektrisitetsproduksjon.

Virkemiddelbruken må koordineres og harmoniseres på tvers av landegrenser for å sikre global kostnadseffektivitet. Med et optimalt internasjonalt harmonisert avgiftssystem hvor alle miljøhensyn er ivaretatt, vil det ikke være behov for å vurdere ytterligere avgifter i Norge; et system som ikke er på plass i dag. Per i dag er det betydelig forskjell i miljø- og energibeskatningen i europeiske land, både mellom energiformer og sektorer. Det er ikke usannsynlig at disse forskjellene vil bestå. En særnorsk karbongradert avgift på kraftproduksjonen i Norge er lite hensiktsmessig for å redusere det norske elforbruket, fordi bare en ubetydelig andel av kraftproduksjonen er basert på fossile brensler.

Gitt en målsetning om å begrense veksten i energiforbruket i Norge, kan det være grunnlag for å supplere norske CO₂-avgifter med andre avgiftsløsninger, herunder økning i el-avgiftene. For å unngå økt bruk av fyringsolje, og dermed økte utslipp, bør det i så fall vurderes å supplere med å øke avgiften på fyringsolje.

Ved siden av at forbruksavgifter ikke er et kostnadseffektivt virkemiddel overfor forurensende utslipp, vil bruk av slike avgifter redusere prisen på elektrisitet til produsent. Dette reduserer verdien av våre vannkraftressurser. Det gjør også andre fornybare energiformer, som vindkraft, mindre lønnsomme. Dersom en samtidig med en begrensning av forbruket ønsker å stimulere til økt produksjon av fornybare energiformer, må disse tilføres en form for støtte. Importavgift vil heve elprisen innenlands og øke lønnsomheten for elproduksjon. En slik avgift kunne imidlertid komme i konflikt med EØS-avtalen.

Høye avgifter kan ha negative fordelingsmessige effekter. Utvalget har derfor drøftet et system med flerleddet avgift der forbrukerne får en kvote med kraft som har lav avgift, og høyere avgift på forbruk utover kvoten. Beregningene indikerer at et slikt system kan motvirke noe av de negative fordelingsmessige konsekvensene ved høye avgifter. På den annen side vil en flerleddet avgift ha betydelige administrative kostnader. Fordelingsmessige virkninger av avgifter er også drøftet i vedlegg 2.

2.5.4 Sammendrag av kapittel 17, Administrative virkemidler

I tillegg til generelle rammebetingelser som skal sikre at prisene reflekterer miljøkostnadene, kan myndighetene iverksette administrative tiltak som stimulerer til en mer energieffektiv tilpasning i økonomien.

Ulike former for økonomiske tilskudd kan stimulere til effektivisering av teknologi og til utvikling av markeder for nye teknologier og energiressurser. Eksempler på dette er støtteordninger for bioenergi, varmepumper og vindkraft.

Gjennom frivillige avtaler kan myndighetene sikre seg forpliktende oppfølging av energieffektiviteten i næringslivet. Slike avtaler er utprøvd i andre land. Tiltakene må tilpasses de forskjellige industrienes muligheter og forutsetninger. Resultatet av slike forhandlinger mellom myndigheter og næringsliv vil avhenge av hvilke rammer som settes for avtalene. Et viktig punkt er om de er en del av de samlede rammebetingelser for bedriftene, eller om de fastsettes uavhengig av andre virkemidler som avgifter eller reguleringer.

Gjennom offentlige teknologioppkjøp og teknologikonkurranser kan myndighetene stimulere både til utvikling av mer energieffektiv teknologi, til å gjøre slik teknologi mer kostnadseffektiv og til å redusere brukernes innkjøpskostnader.

Norge deltar i internasjonalt samarbeid både om merking og standardisering av energieffektivt utstyr. Gjennom merking av utstyr gis brukerne informasjon som setter dem i stand til å velge utstyr med lavt ressursforbruk. Gjennom standarder kan myndighetene påvirke hvor energieffektiv de produktene som tilbys på markedet er. Myndighetenes utforming av energikrav i byggeforskrifter er en slik standard som sikrer at bygninger konstrueres med en teknologi og standard som er energimessig kostnadseffektiv.

Gjennom kommunenes arealplanlegging legges mange premisser for framtidig energibruk både i boligsektoren og for transportformål. Både nivået på energibruken i framtidige boliger og muligheten til å utnytte lokale energikilder og varmegjenvinning kan påvirkes gjennom slik planlegging.

2.5.5 Sammendrag av kapittel 18, Kompetanseutvikling

Informasjonstiltak, opplæring og rådgiving må tilpasses ulike behov hos beslutningstakerne. Generell informasjon og rådgiving, blant annet via regionale enøksentre og energiverk, er viktige tiltak rettet mot enkelthusholdninger. For energibrukere innen tjenesteyting, boligsamvirke, industri og offentlig virksomhet vil utvikling av informasjonsnettverk kunne bidra til at energihensyn integreres i den ordinære økonomiforvaltningen. For industri som deltar i myndighetenes bransjenettverk, kan halvparten av bransjene vise til forbedring av energieffektiviteten. For boliger og kommunal sektor er slike nettverk under oppbygging. Myndighetenes tiltak for informasjon og opplæring retter seg også inn mot yrkesgrupper og bedrifter som er leverandører av produkter og tjenester med betydning for energibruken.

Norges forskningsråd har en rekke aktiviteter som retter seg mot å utvikle mer effektiv bruk av energi. Hovedtyngden er knyttet til teknologiske programmer som er brukerstyrt av næringslivet. I tillegg finansierer myndighetene grunnleggende energiforskning og strategiske instituttprogrammer. For å sikre at ny teknologi tas i bruk i samfunnet, finansierer myndighetene næringsrettet teknologiutvikling og demonstrasjon av energieffektiv teknologi.

I en rekke land har næringslivet, ofte i samarbeid med myndighetene, utviklet egne konsepter med sikte på å realisere forbrukernes enøkmuligheter på forretningsmessig basis hvor gjennomføring og finansiering ivaretas av profesjonelle aktører. En slik tredjepartsfinansiering kan bidra til å fjerne barrierer som hemmer den enkelte energibruker i å realisere enøktiltak. Flere divkrefter i energimarkedene sannsynliggjør en slik utvikling.

2.5.6 Sammendrag av kapittel 19, Ny teknologi

Mulighetene for å begrense forbruket er blant annet knyttet opp mot den teknologiske utviklingen. Til grunn for scenariebeskrivelsene i kapittel 32-36 ligger en vertikal akse som kan ses som et spenn mellom et innovasjonsdrevet samfunn og et rikdomsdrevet samfunn. I kapittel 19 drøftes noen av de teknologiske utfordringene man kan stå overfor i framtiden, og som kan bli avgjørende for Norges vekstmuligheter i 2020. Fokuset er rettet mot informasjonsteknologi (IT) og hvordan denne teknologien kan endre energisystemet. Bildet som framstår er en mer fragmentert verden i rask endring, med en rekke nye spesialtilpassede produkter, produksjons- og organisasjonsformer.

IT i kombinasjon med strengere miljøreguleringer vil lede til mer energieffektive produkter, produksjons- og organisasjonsformer. Men teknologisk framgang gir også sterke vekstimpulser i økonomien som stimulerer til økt energiforbruk.

2.5.7 Sammendrag av kapittel 20, Kraftkrevende industri og treforedling - hovedtrekk

Det samlede elforbruket i kraftkrevende industri er høyt, omlag 30 TWh. De bruker også olje, kull, koks og bioenergi. Kraftkrevende industri har derfor en vesentlig betydning for energi- og kraftbalansen i Norge. I tillegg står de for om lag 15 prosent av CO₂-utslippene.

Energi utgjør en vesentlig del av produksjonskostnadene for kraftkrevende industri. Samtidig konkurrerer kraftkrevende industri i et internasjonalt marked. Derfor kan denne delen av industrien bli særlig berørt dersom betingelsene knyttet til energiforbruket avviker vesentlig fra andre land med tilsvarende industri. Kraftkrevende industri er ofte viktige hjørnestensbedrifter i små lokalsamfunn. En avvikling av deler av industrien kan derfor gi særlig store omstillingskostnader.

2.6 Sammendrag av del V, Energitilgang

Utvalget er bedt om å utrede tiltak som kan styrke produksjonen. I denne delen gjennomgås aktuelle energikilder og energiteknologier som kan benyttes i energi- og kraftproduksjon. Distribuert elproduksjon, kraftoverføring og fjernvarme drøftes særskilt.

2.6.1 Sammendrag av kapittel 21, Vannbåren varme

Mandatet ber utvalget vurdere tiltak for omlegging til mindre bruk av el til oppvarming. Det er flere teknologier å velge mellom. Tradisjonell oljefyring og vedfyring er nærliggende alternativer. Ved bruk av vannbåren varme åpnes det for å kunne benytte en rekke energikilder og teknologier. Olje, el, bioenergi, gass, solenergi og varmepumper er viktige eksempler. Generelt vil vannbåren varme bidra til økt fleksibilitet i energisektoren. Vannbåren varme åpner også for å utnytte avfall og spillvarme fra industrien og fra kraftproduksjon til energiformål. Dette krever imidlertid et distribusjonssystem for varme, se nærmere beskrivelse i kapittel 29 om fjernvarme.

Kapittel 21 omhandler tekniske og økonomiske problemstillinger knyttet til vannbåren varme. Gitt dagens elpriser synes vannbåren varme å være konkurransedyktig med direkte elvarme i næringsbygg. Det vises til figur 2.2 der kapitalkostnader ved investeringene og drifts- og vedlikeholdskostnadene er illustrert. For småhus og blokker kommer elektrisitet billigst ut. Varmepumper og fjernvarme skiller seg ut som de rimeligste alternativene for vannbåren varme. Årsaken til at de spesifikke energikostnadene er lavere ved rehabilitering enn ved nybygg er at energiforbruket i eldre bygg er betydelig høyere enn i nye bygg. De høye investeringskostnadene knyttet til vannbåren varme kan da fordeles på et høyere energiforbruk. Enhetskostnadene ved vannbåren varme i boligblokker ligger et sted mellom kostnadene i småhus og næringsbygg.

Kilde: Energiforsyningens Fellesorganisasjon og Energiselskapet Asker og Bærum as.

2.6.2 Sammendrag av kapittel 22, Vannkraft

Nær halvparten av det innenlandske energiforbruket dekkes av elektrisitet hvorav mer enn 99 prosent er vannkraftbasert. Det totale vannkraftpotensialet per 1.1.1998 er beregnet til 178,3 TWh med øvre kostnadsgrense 4 kr per kWh årlig produksjonsevne. 35,3 TWh er varig vernet gjennom Verneplan I-IV. Midlere produksjonsevne i eksisterende system er beregnet til 112,9 TWh.

NVE har utarbeidet en «tilgangsliste» basert på Samlet plan (SP) og vurderinger i samråd med de potensielle utbyggere. Fra tilgangslisten utgjør tilgjengelige prosjekter 19,2 TWh mens 10,9 TWh i dag ikke er tilgjengelige for konsesjonsbehandling. Til sammen omfatter tilgangslisten rundt 600 prosjekter som tallmessig domineres av små prosjekter. Gjennomsnittlig energibidrag fra hvert SP-prosjekt er på kun 50 GWh. Bare 75 prosjekter vil hver gi energibidrag over 100 GWh. Disse prosjektene representerer imidlertid til sammen over 16 TWh, altså mer enn halvparten av gjenværende utbyggbar vannkraft.

Tilgangslisten omfatter også prosjekter som i dag ikke gir bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Forventninger om fortsatt relativt lave kraftpriser, fører generelt til at utbygger er tilbakeholden med å inkludere de dyreste delene av prosjektene. I dag er det sjelden utbyggere viser interesse for prosjekter som har en gjennomsnittskostnad på over 2,5 kroner per kWh årlig produksjonsevne.

Da omlag halvparten av vannkraftproduksjonen kommer fra anlegg som er 30 år gamle eller eldre, er det et økende behov for moderniseringer. I NVEs oversikt er omlag 1 TWh registrert som rene opprustingsprosjekter. Imidlertid er det gjort nyere undersøkelser som tyder på at det er en effektiviseringsgevinst på omlag 4 TWh som med lønnsomhet kan tas ut ved en kraftpris på 22 øre/kWh. Gevinsten oppnås ved utvidelser av vannveier, modernisering/utskifting av turbiner, generatorer og transformatorer. Det er også flere steder aktuelt å øke maskininstallasjonen.

Det er i de senere årene registrert en betydelig interesse for bygging av mini- og mikrokraftverk blant private grunneiere. Med standardiserte løsninger og flere utstyrsleverandører på markedet, er utbyggingskostnadene presset nedover. Både kraftselskap, grunneiere, utstyrsleverandører og konsulenter går nå flere steder gjennom vassdragene for å vurdere muligheter for kommersielle småprosjekter.

2.6.3 Sammendrag av kapittel 23, Andre fornybare energikilder

Kapittel 23 beskriver ni forskjellige fornybare energikilder utenom vannkraft. Disse er solenergi, bioenergi, vindenergi, geotermisk energi, varmepumper, bølgeenergi, saltkraft, tidevannskraft og havvarme. Det teoretisk potensialet for utnyttelse av fornybare energikilder er meget stort. Vindenergi, bioenergi, solenergi og varmepumper framstår som de mest modne nye fornybare energikildene. Begrensningene i utnyttelsen følger i hovedsak av at:

• kostnadene er jevnt over høye

• kostnadene øker med utnyttelsesgraden slik at det lønnsomme potensialet er begrenset

• det gjenstår å løse tekniske problemer i visse tilfeller

• vi mangler en omfattende infrastruktur for vannbåren varme (gjelder alle energikildene utenom de som er egnet til elproduksjon)

Et gjennomgående trekk ved fornybare energikilder er lave driftskostnader og høye investeringskostnader. Noe av årsaken til de høye kostnadene er at de produktene som er nødvendig for å utnytte en energikilde, produseres i liten skala. Når et produkt først får «feste» i markedet, synker gjerne kostnadene.

Varmepumper og enkelte former av bio- og solenergi konkurrerer også på det samme varmemarkedet. En satsing på for eksempel varmepumper vil derfor redusere markedet for solenergi og bioenergi.

Enhver bygning utnytter passiv solenergi, men spesielle bygningskonstruksjoner, vindusløsninger osv. gjør at energien kan utnyttes mer effektivt. Aktiv solvarme innebærer at det bygges spesielle solfangere, varmelager og varmefordelingssystemer for å utnytte solvarmen. Utnyttelse av dagslys kan blant annet skje med spesielle speilkonstruksjoner.

Beregninger utført med erfaringer fra forsøks- og demonstrasjonsanlegg, viser at det årlige oppvarmingsbehovet fra andre energikilder kan reduseres med 8 TWh ved å utnytte solenergi innenfor en pris til forbruker på under 70 øre/kWh 1. Det er da lagt til grunn en bevisst bruk av strålingstransparente materialer og bygningsmessige tilpasninger ved nybygg og rehabilitering i årene mot 2020.

Solceller, som omformer strålingsenergien til elektrisitet, er mest aktuelt for avsidesliggende forbrukere. Elproduksjon fra disse ventes ikke å få nevneverdig betydning for kraftbalansen.

Bioenergi er mest aktuelt for varmeproduksjon, men kan også benyttes i elproduksjon. Forbruk av bioenergi i Norge er 12,5 TWh, hvorav ved utgjør 6 TWh, avfallsprodukter i trevareindustrien 5,2 TWh og annet avfall 1,3 TWh. Det tekniske potensialet i år 2020 er beregnet til 17,5 TWh per år i tillegg til det som utnyttes i dag. Av dette vurderes omlag 10 TWh å kunne realiseres med en pris til forbruker på under 70 øre/kWh. I Norge er markedene for mange former for bioenergi lite utviklet.

Det er i dag 12 vindturbiner i Norge på til sammen 4 MW med årlig produksjon 0,01 TWh. Norge har en lang kyststripe med gode vindforhold. Ulike studier gir forskjellige anslag over teknisk vindkraftpotensial i Norge. Etter de undersøkelsene energiutvalget har fått gjort, kan det bygges ut 6 TWh vindkraft innen år 2020 til en kostnad under 28 øre/kWh.

Produksjonskostnadene for vindkraft har sunket betydelig som følge av teknologisk utvikling og større produksjonsskala for vindkraftanlegg. Trenden ventes å fortsette slik at kostnadene kan synke med 20 prosent de nærmeste 10 årene. I Norge vil kostnadene isolert sett øke etter hvert som de beste områdene for plassering av vindparker utnyttes.

Geotermisk energi er utnyttelse av jordens indre varme. I Norge vil det kun være aktuelt for varmeproduksjon. Men potensialet for utnyttelse er ikke blitt kartlagt. Det pågår et prosjekt ved det nye Rikshospitalet i Oslo som vil tilføre ny kunnskap og kompetanse på området.

Ved etablering av saltkraftverk ved utløpet av de 10 største elvene i Norge er det beregnet et teknisk utbyggbart potensial på om lag 25 TWh. Produksjonskostnadene er anslått til 30-50 øre/kWh for optimale anlegg. Det er ikke gjort erfaringer fra tekniske anlegg i drift. Det er ennå en del tekniske utfordringer knyttet til membraner og membranmoduler.

En studie har konkludert med et potensial på om lag 6 TWh bølgekraft. For å oppnå dette vil en samlet kyststrekning på 130 km berøres. Det var vurdert tre ulike teknologier, hvorav to kunne utnyttes langt fra land. Det kan oppstå konflikter i forhold til sjøfart. En viss utbygging av småskala bølgekraftverk bør være mulig fram mot år 2020 hvis det gjennom forskning og utvikling lykkes å utvikle robuste og kostnadseffektive konstruksjoner.

For utnyttelse av bevegelsesenergien i tidevannsstrømmer ser det ut til at forholdene ligger godt til rette i Norge. Ved Hammerfest planlegges nå verdens første kraftverk med «vannmøller». En produksjonskostnad på omlag 50 øre/kWh for et middels godt anlegg er antydet. Det er imidlertid kun snakk om mindre bidrag til lokal elforsyning.

For norske forhold er utnyttelse av havvarme neppe aktuelt i overskuelig framtid. Begrensninger ligger i at temperaturforskjellene i våre nære havområder er små.

Oppvarmingssystemer basert på varmepumper med elektrisitet som drivenergi gir god totalvirkningsgrad. Varmepumper egner seg godt i Norge, som har en lang fyringssesong med stort oppvarmingsbehov, en rekke industrielle prosesser med moderate temperaturkrav og god tilgang på egnede lavtemperatur varmekilder. Det eksisterende distribusjonsnettet for elektrisitet kan utnyttes godt ved bruk av varmepumper, og behovet for å etablere en parallell infrastruktur for fjernvarme reduseres. Det kreves imidlertid vannbårne systemer i bygninger for de mest effektive typer varmepumper.

Det er i dag installert omtrent 22 000 varmepumpeanlegg i Norge med en årlig varmeleveranse på 4,5 TWh. Etter drøftinger i fagmiljøet, har utvalget lagt til grunn en økning i varmepumpebruken på ca. 10 TWh i 2020.

2.6.4 Sammendrag av kapittel 24, Fossile energikilder

Fossile brensler har en dominerende posisjon i verdens energiforsyning. De dekker 90 prosent av totalt primærforbruk av energi. Med dagens teknologi og utvinningstakt kan de kjente reservene av kull vare i 224 år. Oljereservene kan vare i 42 år og naturgassen i 62 år.

Infrastruktur for rørtransport av naturgass blir stadig mer utbredt. Norge har noe gassdistribusjon via rør i tilknytning til noen ilandføringssteder for gass. Det foreligger ikke konkrete planer om omfattende gassdistribusjon til husholdninger i Norge. Dersom Sverige inngår avtaler om å avta tilstrekkelig store gassvolumer, kan det ligge an til en utvidelse av det nordiske gassnettet og økt bruk av naturgass fra Nordsjøen i Norden.

Ved varmeproduksjon kan man oppnå en høyere virkningsgrad enn ved bare kraftproduksjon basert på fossile brensler. Kullkraft er den mest dominerende kraftproduksjonsformen i verden. Ulike typer varmekraftverk og mulighetene for kombinert produksjon av kraft og varme og miljøkonsekvenser omtales. I tillegg blir virkningsgrader og kostnader gjennomgått. Med dagens teknologi kan et kombikraftverk basert på naturgass oppnå en virkningsgrad på 60 prosent ved kun elproduksjon.

Av de fossile brenslene har naturgass framstått som den mest aktuelle energikilden for kraftproduksjon i Norge. Gasskraft har lave utslipp av CO₂ sammenlignet med kullkraft, og framstår som konkurransedyktig i dagens europeiske marked. Gasskraftens andel av produksjonskapasiteten har hatt en betydelig økning de siste ti årene; særlig i England og Nederland, på bekostning av kullkraftproduksjon. For England er dette forklaringen på at det er ett av de landene som kan vise til de beste resultatene når det gjelder reduserte CO₂- utslipp.

Teknisk er det mulig å separere CO₂ fra avgassene ved kraftproduksjon. CO₂ kan deretter deponeres i egnede reservoarer. For Norges del kan tomme olje- og gassreservoarer, og berggrunnen under havet være aktuelle for deponering. Teknologien for rensing og deponering i stor skala er imidlertid lite utviklet, men Norsk Hydros nye konsept for kraftproduksjon basert på hydrogen fra naturgass åpner for interessante perspektiver. Dette er nærmere omtalt i kapitlene 24 og 25.

Det er et relativt omfattende system av skatter og avgifter i forbindelse med produksjon og forbruk av fossile brensler i Norge. Mineraloljeavgiften er foruten en CO₂-avgift på 44,5 øre per liter, knyttet opp mot svovelinnholdet. Tilleggsavgiften er på 7 øre per liter for hver påbegynt 0,25 prosent vektandel svovel i oljen. Imidlertid skal det ikke svares tilleggsavgift for olje som inneholder 0,05 prosent vektandel svovel eller mindre. Her er det fritak for utenriks sjøfart, fiske og fangst i fjerne farvann, luftfart og supplyflåten.

De norske CO₂-avgiftene er relativt høye sammenlignet med andre land, særlig på bensin. Men det er flere fritak og satsene varierer til dels betydelig mellom ulike anvendelser. Godstransport i innenriks sjøfart og kystfiske har fritak fra CO₂-avgift. Det gjelder også kull og koks anvendt som reduksjonsmiddel eller råvare i industrielle prosesser. Treforedlingsindustrien og sildemelindustrien har redusert sats.

Med utgangspunkt i det laveste trinnet i SO₂-avgiften er avgiftene på mineralolje til sammen 0,515 kroner per liter i 1998. I St prp nr 54 (1997-98) Grønne skatter, foreslår Regjeringen å innføre en mer generell CO₂-avgift på 100 kroner per tonn på utslippskilder som i dag har lavere avgift eller ikke betaler avgift. Det foreslås å kompensere for avgiften på karbonholdige innsatsvarer som reduksjonsmiddel og råvare i prosessindustrien. Denne virksomheten får også en SO₂- avgift på 3 kr per kilo utslipp.

2.6.5 Sammendrag av kapittel 25, Energiteknologier

Hydrogen er ikke tilgjengelig i naturen i fri tilstand, men må produseres fra et hydrogenholdig råstoff. Hydrogen er derfor en energibærer, og ingen energikilde i vanlig forstand. Hydrogen finner man i for eksempel vann, hydrokarboner og i alt organisk materiale.

Bruk av hydrogen som energibærer vil i transportsektoren være avhengig av gjennombrudd for brenselceller. Begrensningene i utnyttelse er knyttet til produksjon, distribusjon og lagring.

Hydrogen kan også benyttes i elektrisitetsproduksjon. Norsk Hydro arbeider med et omfattende prosjekt i Norge. Naturgass benyttes som ressursgrunnlag for framstillingen av hydrogen, og CO₂ blir et restprodukt som skal injiseres på Granefeltet i Nordsjøen for å øke utvinningsgraden. Planen omfatter 10 til 12 TWh årlig elektrisitetsproduksjon. Dersom disse planene blir satt ut i livet, vil det kunne få stor betydning for kraftbalansen i Norge.

Brenselceller er, i likhet med batterier, elektrokjemiske maskiner for omvandling av kjemisk energi til elektrisk energi. Forskjellen er at i brenselcellene tilføres energien (brenselet) kontinuerlig under drift. Brenselceller har meget høy virkningsgrad. Brenselceller kan drives med naturgass eller andre hydrokarboner, hydrogen, eller alkoholer som metanol. Manglende infrastruktur for gass og fjernvarme er en hindring for innpassing i Norge. Det gjenstår også teknologiske hindringer. Brenselceller forventes først å få sitt gjennombrudd i transportsektoren. Mindre stasjonære anlegg, som produserer både kraft og varme, kan også bli aktuelle.

Stirlingaggregater utnytter tilført energi til å produsere 30 prosent elektrisitet og 60 prosent varme, mens 10 prosent av primærenergien går tapt. Aggregatene kan drives med bioenergi, fossile energibærere og solenergi. Aggregatene er små og kan egne seg for husholdninger, næringsbygg og industri. Teknologien er imidlertid umoden og potensialet er derfor usikkert. Det produseres aggregater til demonstrasjons- og utviklingsprosjekter i Norge.

2.6.6 Sammendrag av kapittel 26, Kjernekraft i et deregulert marked

Kjerneenergi er ikke aktuelt for kraftproduksjon i Norge. I Sverige foreligger det planer om å avvikle kjernekraften. Foreløpig er det vedtatt å legge ned Barsebäck I med en produksjonskapasitet på omtrent 4 TWh per år. Kapittel 26 legger vekt på å drøfte kjernekraftens situasjon i et deregulert energimarked. Når kjernekraften utsettes for konkurranse, og investorene i større grad blir ansvarlig for å dekke alle kostnadene i virksomheten, kan konkurranseevnen til kjernekraften avta. Høye investeringskostnader, risiko og problemene med lagring av radioaktivt avfall er forhold som trekker i denne retningen. Samtidig kan stengning av kjernekraftanlegg komme i konflikt med mål om reduserte utslipp av klimagasser og lave elektrisitetspriser.

2.6.7 Sammendrag av kapittel 27, Distribuert elektrisitetsforsyning

Flere internasjonale studier sannsynliggjør en utvikling i retning av mindre produksjonsenheter plassert geografisk i nærheten av forbrukerne, gjerne på forbrukerens eiendom. Dette blir ofte beskrevet som en distribuert, eller desentral, elektrisitetsforsyning.

Problemstillingene er knyttet opp mot situasjonen i land der store kjernekraftverk, kullkraftverk og gasskraftverk leverer strøm til fjerntliggende konsumenter gjennom et omfattende overførings- og fordelingsnett. Denne modellen er et resultat av betydelige skalafordeler i kraftverkene. En teknologisk utvikling der den optimale størrelsen på kraftverkene er betydelig redusert og dereguleringen av markedene, er forhold som trekker i retning av mindre produksjonsenheter som lettere kan plasseres i nærheten av de områdene der kraften brukes. Særlig kraftvarmeverk har vært gjennom en utvikling der den optimale størrelsen er redusert.

De trendene som kan observeres internasjonalt kan også få relevans for norsk energiforsyning i framtida.

2.6.8 Sammendrag av kapittel 28, Kraftoverføring

I kapittel 28 beskrives overførings- og fordelingsnettet og egenskaper ved dette. Overførings- og fordelingsnett er forbundet med miljøinngrep og basert på et omfattende system for konsesjonsbehandling. Tapet i nettet er anslått til omlag 8 TWh per år. Mesteparten av tapet er i distribusjonsnettene.

Med dagens rammebetingelser er det trolig mulig å redusere tapene med 2 til 4 TWh per år på relativt kort sikt. Energiverkene kan selv gjøre tiltak knyttet til drift, kompetanse og holdninger og dimensjonering for å bidra til reduserte tap. Bedre signaler til forbrukerne om tapsforholdene og variasjoner over tid kan bidra til å redusere tapene. Tidsdifferensierte tariffer er sentralt i denne sammenhengen.

Overførings- og fordelingsnettet er et naturlig monopol, det vil si at enhetskostnadene er fallende med produksjonsskalaen. Kapitlet beskriver de offentlige reguleringene av nettet, punkttariffsystemet og oppbyggingen av tariffene. Med dagens rammebetingelser har netteierne insentiver til å redusere kostnadene i nettet. Kostnadene kan reduseres ved å være forsiktig med bygging av nye linjer og å utvikle tariffer som gir en best mulig utnyttelse av det eksisterende nettet. En mer avansert tariffoppbygging, for eksempel med variasjoner mellom dag og natt og over året som reflekterer tapsforholdene i nettet, kan forbedre signalene til forbrukerne. Lokal energiforsyning av ulik art og systemer for automatisk heving og senking av temperaturen er blant de forholdene som kan bli stimulert.

2.6.9 Sammendrag av kapittel 29, Fjernvarme

I kapittel 21 blir det vist at fjernvarme og varmepumper skiller seg ut som de rimeligste alternativene for bruk av vannbåren varme. Fjernvarme omtales ofte som en energikilde eller en energibærer på linje med biomasse, vind, vannkraft og fossile brensler. Fjernvarme er imidlertid en måte å transportere energi på. Kapittel 29 beskriver tekniske forhold knyttet til fjernvarme, utbredelse i Norge og andre land og gir også en oversikt over kostnader. I tillegg beskrives rammebetingelsene for fjernvarme.

Nærvarme blir viet oppmerksomhet fordi bosetningen i Norge er spredt, samtidig som vår topografi og grunnforhold kan gi høye distribusjonskostnader for fjernvarme. For et avgrenset boligområde kan det framstå som lønnsomt å knytte sammen et mindre antall bygninger i et nærvarmesystem.

2.6.10 Sammendrag av kapittel 30, Muligheter for å styrke produksjonen

Kapittel 30 drøfter rammebetingelsene for energiforsyningen i lys av overordnede mål om samfunnsøkonomisk effektivitet, se også kapitelene 5 og 16. For å korrigere for miljøbelastninger, pekes det på at det bør benyttes effektive virkemidler som er rettet mot kildene til problemene. Tiltakene bør være internasjonalt harmoniserte. Ensidige norske tiltak for å begrense energiforbruket kan bidra til å redusere verdien av vannkraftressursene.

En infrastruktur som er relativt ensidig basert på elektrisitet, kan hindre økt bruk av nye fornybare energikilder og effektive energiteknologier. Infrastrukturutvikling krever helhetlig planlegging, og forutsetter et offentlig engasjement både på sentralt og lokalt nivå. Det gjelder både for kraftforsyning, fjernvarme, utvikling av bioenergimarkeder og eventuelle gassrør. Riktig løsning kan være ulik fra landsdel til landsdel.

Rammebetingelsene er ulike for ulike energikilder, og mest kompleks for vannkraft. Det pekes på at behandlingstiden for vannkraftprosjekter er opptil 7-8 år. Usikkerheten knyttet til plasseringen av prosjekter i Samlet plan og konsesjonsprosessen er betydelige barrierer mot å styrke vannkraftproduksjonen. Også for bioenergi blir det pekt på at konsesjonsprosessen er omfattende og kan involvere en rekke aktører.

Vindkraft representerer et relativt nytt innslag i produksjonssystemet. Både forventede kostnadsreduksjoner og kostnadene forbundet med CO₂- utslipp tilsier at lønnsomheten ved vindkraft vil bedres. Det eksisterer ikke en landsomfattende oversikt over vindressursene som kan være et egnet grunnlag for mer konkret prosjektplanlegging.

Utnyttelse av solenergi, og installasjon av varmepumper krever ingen ny infrastruktur. En bedre utnyttelse forutsetter imidlertid at bygninger planlegges med vannbåren varme. Begge energikildene kan vise til et betydelig potensial. Solenergi har ikke fått et større markedsgrunnlag, og barrierene mot utnyttelse synes til en viss grad å være knyttet til dette forholdet.

For energikilder og teknologier som ikke benyttes per i dag, men som kan få gjennomslag innen 2020, bør det stimuleres til forskning og pilotprosjekter.

Kapitlet oppsummerer potensialene for fornybare energikilder slik de framkommer etter drøftingene i kapitlene 22, 23 og 25.

2.7 Sammendrag av del VI, Scenarier for energi- og kraftbalansen mot år 2020

Utvalget har valgt å besvare mandatet blant annet gjennom en scenarioprosess. Dette arbeidet har resultert i fire scenarier som formidler hvert sitt framtidsbilde. Hvert scenarie gir et helhetsbilde av ytre forhold som vil påvirke energi- og kraftbalansen. Scenariene, og mer detaljerte beregninger av disse, er omtalt hver for seg under ulike avsnitt i kapitlene 32-36. Beskrivelsene vil i noen grad overlappe hverandre, men er ulike i oppbygging. En referanseberegning; Stø kurs, er utgangspunktet for å belyse virkningene på energi og kraftbalansen.

2.7.1 Sammendrag av kapittel 31, Innledning til scenariene

Scenariene er bygd opp rundt noen grunnleggende usikkerheter som kan ha avgjørende betydning for utviklingen i energimarkedet mot år 2020. 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 i eksporthenseende 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. Grunnstrukturen for scenariene er framstilt i figur 2.3.

De scenariene som utvalget har kommet fram til har fått navnene «Stø Kurs», «Oppturen», «Klimaveien» og «Grønn hjernekraft». Disse scenariene er nærmere beskrevet i kapittel 32-35.

Om framskrivningene

I framskrivningen av den økonomiske utviklingen er det gjort bruk av den makroøkonomiske likevektsmodellen MSG-6. Anslagene på sentrale størrelser, som graden av teknologisk framgang i ulike sektorer og tilgangen på ressurser, vil være bestemmende for resultatet av framskrivningene.

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 tilgang og anvendelse av energi i Norge. Beregningene av den norske kraftbalansen er derfor supplert ved hjelp av en nordisk kraftmarkedsmodell utarbeidet av Statistisk sentralbyrå, Normod-T. I Stø kurs er det også gjort beregninger av den nordiske kraftbalansen ved hjelp av Samkjøringsmodellen. I arbeidet med framskrivningene er det i tillegg gjort bruk av Markal-modellen for nærmere å belyse muligheter for tiltak på forbrukssiden og tilgangen på alternative energiteknologier, spesielt i scenariene Klimaveien og Grønn hjernekraft.

Resultatene av framskrivningene bør tolkes med forsiktighet. Modellen er en forenklet beskrivelse av virkeligheten, og det er usikkerhet knyttet til viktige størrelser som det gjøres anslag på i modellene. Modellene er ikke bygd for å fange opp utviklingstrekk som medfører store avvik fra historiske trender.

I scenariene Oppturen og Grønn hjernekraft er det lagt til grunn at den økonomiske veksten i økende grad drives av større tilgang på kunnskapskapital og informasjonsteknologi.Denne utviklingen er illustrert ved å forutsette en større teknologisk framgang i tjenesteytende sektorer, som er særlig arbeidsintensiv.

I framskrivningene av scenariene der internasjonale klimaavtaler legges til grunn, forutsettes det at det dannes et internasjonalt kvotemarked for utslipp av klimagasser. I modellen reflekteres kostnadene knyttet til utslipp i CO₂-avgiftene. Det forutsettes at det utvikles harmoniserte CO₂-avgifter, også i Norden. Beregningene kan derfor oppfattes slik at de gjenspeiler virkningene av internasjonale klimaavtaler som gjennomføres på en kostnadseffektiv måte. Forutsetningen om harmoniserte CO₂-avgifter kan meget vel vise seg å ikke holde stikk. Enkelte land kan velge å bruke andre virkemidler enn avgifter. En slik utvikling innebærer en mindre kostnadseffektiv gjennomføring av klimaavtalene enn skissert i scenariene. Det vil gi andre virkninger på norsk verdiskaping og i det nordiske kraftmarkedet enn det beregningene viser.

Omtalen av energiforbruketi scenarier og beregninger omhandler nyttiggjort stasjonært energiforbruk. I dette ligger forbruket av elektrisitet, fyringsolje og ved, justert for tap knyttet til overføring eller omforming av energi. For ved er det kun i regnet forbruk som går til romoppvarming, i hovedsak i husholdningene. Annen bruk av bioenergi, samt forbruk av kull og koks i industrien, er ikke beregnet spesielt, og omtales ikke under framskrivningene av energiforbruket.

I alle framskrivningene er det lagt til grunn at ny kraftkapasitet i Norden bygges ut i det landet der lønnsomheten er best. På kort sikt vil kraftutbyggingen innenlands være begrenset, og framskrivningene viser i nær alle scenariene en nettoimportsituasjon fram til 2005-2008. På lengre sikt blir kraftutbyggingen i Norge i noen scenarier betydelig større enn forbruksveksten innenlands i siste del av beregningsperioden. I enkelte av scenariene blir store deler av gjenværende vannkraftprosjekter i Samlet plan I og II bygd ut, selv om vi produserer mer enn forbruket. I andre scenarier skjer det en sterk utbygging av gasskraft. Den økte eksporten gir økte norske inntekter fra kraftsektoren, og fører samtidig til nedgang i klimagassutslippene for de øvrige nordiske landene. Det kan være tvilsomt at det fra norsk side vil være ønskelig politikk å realisere store deler av gjenværende vannkraftprosjekter, eller gasskraft tilsvarende 55 TWh, med tanke på eksportformål. Hensynet til lokale interesser og allmenne hensyn til naturvern vil begrense kraftutbyggingen i en situasjon med økende kraftoverskudd innenlands.

Beregningene viser at virkningene av en kjernekraftavvikling i Sverige vil variere avhengig av utviklingen i Norge og Norden for øvrig, men at virkningene er moderate også ved en større avvikling. Dette skyldes at kjernekraften erstattes av import og en betydelig utbygging av gasskraft i Sverige. Utvalget har imidlertid ikke beregnet virkningene av en kjernekraftavviklingen innenfor rammene av det som synes å være dagens energipolitikk i de nordiske landene. Sett i denne sammenhengen vil det trolig være langt mer krevende oppgave å erstatte kjernekraftproduksjonen enn det beregningene antyder. Avhengig av avviklingstakten, og tilgangen på andre alternativer, vil en avvikling også bidra til å heve den nordiske kraftprisen.

Når det gjelder kraftpriser til kraftkrevende industri er det i to av scenariene lagt til grunn at ordningen med kontraktsfestede priser til industrien videreføres (Klimaveien og Stø kurs). Beregningsteknisk er en videreføring av kontraktene utført ved å legge til grunn den kraftpris som må til for å opprettholde dagens forbruk i kraftkrevende industri.

2.7.2 Sammendrag av kapittel 32, Scenario Stø Kurs

Stø Kurs beskriver en utvikling hvor Norge fortsetter i den retning vi i dag allerede går, og hvor tradisjonelle industrier dominerer (olje, fisk, treforedling, metaller). Myndighetene gjennomfører ingen ytterligere miljø- eller energitiltak. Det viser seg de internasjonalt bindende klimaavtalene smuldrer opp. Nivået på skatter, avgifter, olje og gasspriser forblir på dagens nivå. Kraftforbruket i Norge fortsetter å øke i alle sektorer utenom den kraftintensive industrien.

Beregningene av Stø kurs gir som resultat at den gjennomsnittlige veksttakten i norsk økonomi reduseres i forhold til den historiske utviklingen. Veksten i privat konsum holder seg høy, og energiforbruket vokser som følge av økt etterspørsel etter energi til oppvarming av boliger, økt produksjon i tjenesteytende næringer, og i noe mindre grad også økt produksjon i industrien.

Det er underskudd på kraftbalansen fram til 2008. Veksten i energiforbruket dekkes av fyringsolje, utbygging av vann- og gasskraft, og import av kraft fra de øvrige nordiske landene. Det blir også import over de nye overføringskablene til Nederland og Tyskland når disse kommer på plass fra 2003. I gjennomsnitt importeres 8-11 TWh per år i de neste 10 årene.

Som en følge av liberaliseringen av energimarkedene, er det antatt at kraftbalansen i Nord-Europa over tid blir strammere. 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 det 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. I årene etter 2008 reflekterer kraftprisen kostnaden ved ny gasskraftproduksjon i disse landene. Kraftprisen referert Norge er anslått til omlag 22 øre/kWh. Til denne kraftprisen blir det lønnsomt med en sterk kraftutbygging innenlands. Kun Samlet plan kategori I er i dette scenariet tilgjengelig for kraftutbygging, og 10 TWh av de gjenstående vannkraftressursene blir bygd ut. Samtidig bygges det gradvis ut mer gasskraft. Den økte kraftutbyggingen gir rom for nettoeksport av kraft etter 2008. Fordi det er forutsatt et tak på utbyggingen av gasskraft, vil veksten i energiforbruket gradvis redusere kraftoverskuddet. I 2020 er det omlag balanse mellom produksjonsevne og forbruk av kraft i Norge.

Det stasjonære energiforbruket i 2020 er omlag 162 TWh, hvor elektrisitet utgjør 139 TWh, utenom overføringstap. Utbygd midlere produksjonsevne er 147 TWh. Av dette utgjør vannkraft 122,4 og gasskraft 24,1 TWh.

Norske CO₂-utslipp øker betydelig som følge av gasskraftutbyggingen innenlands. I 2020 utgjør de samlede klimagassutslippene 67,6 millioner tonn CO₂-ekvivalenter, omlag 23 prosent over 1990-nivå. Samtidig avtar utslippene fra den samlede nordiske kraftproduksjonen. Dette skyldes at norsk eksport går til erstatning for fossilbasert kraftproduksjon i Norden, i tillegg til en gradvis overgang fra kullkraft til gasskraft i Danmark og Finland.

2.7.3 Sammendrag av kapittel 33, Scenario Oppturen

Den lange oppturen skildrer en utvikling hvor Norge og verden for øvrig får en akselererende økonomisk vekst. Drivkreftene bak dette er raske endringer i høyteknologiske og kunnskapsintensive virksomheter - IT, kommunikasjon, design, bioteknolog og stor evne til markedstilpasning med nye former for organisering (fleksible nettverk av bedrifter). Svake internasjonale klimaavtaler legger få begrensinger på utslipp. Høy økonomisk aktivitet medfører høy vekst i forbruket av energi.

Informasjons- og kunnskapsøkonomien gir raske endringer i samfunnet generelt, og på energisektoren spesielt. Nye teknologier gjør det mulig å styre forbruket på en mer effektiv måte. I dette samfunnet, som fokuserer mye på effektivitet, må kraftkrevende industri selv gå ut i markedene og forhandle fram kraftkontrakter. Det er ingen begrensninger på gasskraftproduksjonen. Skillet mellom Samlet plan kategori I og II blir opphevet. For øvrig videreføres dagens reguleringer i energimarkedene.

Framskrivningene av dette scenariet viser en lavere vekst i det norske energiforbruket på kort sikt sammenliknet med Stø kurs scenariet. Dette er en følge av at den kraftkrevende industrien i første del av beregningsperioden tilpasser seg til markedspriser på kraft ved å redusere forbruket. Underskuddet på kraftbalansen vedvarer likevel fram mot 2008, men den årlige importen er mindre enn i Stø kurs.

Økt teknologisk framgang bidrar til en mer energieffektiv produksjon av varer og tjenester. Den teknologiske framgangen gir imidlertid også impulser til en sterkere vekst i norsk økonomi. Dette bidrar til at det samlede energiforbruket etter hvert vokser sterkere enn i Stø kurs.

Det økte elforbruket dekkes ved utbygging av vannkraft og gasskraft. Fra 2008 er nettoeksporten av kraft økende, ettersom den innenlandske kraftproduksjonen øker sterkere enn forbruket. Uten et øvre tak på gasskraftutbyggingen som forutsatt i Stø kurs blir det lønnsomt å bygge 55 TWh gasskraft i Norge fram mot 2020. Sammen med en utbygging av vannkraft på nærmere 10 TWh, gir dette en midlere produksjonsevne på 181 TWh i 2020. Av dette eksporteres omlag 21 TWh. Samlet stasjonært energiforbruk har i 2020 økt til omlag 173 TWh, mer enn 10 TWh høyere enn i Stø kurs. Elektrisitetsforbruket utgjør 148 TWh, utenom overføringstap.

Utslippene av klimagasser øker fra 59 til 78,8 millioner tonn CO₂-ekvivalenter i perioden 1996 til 2020. I 2020 er klimagassutslippene omlag 44 prosent over Kyotoprotokollens mål om stabilisering av utslippene på 1990-nivå.

2.7.4 Sammendrag av kapittel 34, Scenario Klimaveien

I Klimaveien er - i likhet med Stø Kurs - Norges næringsliv fortsatt i høy grad råvarebasert. Men Kyotoavtalen ratifiseres og en ny avtale inngås med skjerpede krav fra år 2010. Den nye avtalen innebærer at samlede klimagassutslipp for landene som er omfattet av avtalen, skal reduseres med 20 prosent i forhold til 1990-nivå. Med differensierte utslippskrav til ulike land innebærer dette for Norge at utslippene av klimagasser skal reduseres med 15 prosent fram mot 2020. De internasjonale tiltakene som blir iverksatt for å redusere utslippet av klimagasser er koordinert mellom de berørte landene. I praksis kan det bli felles gjennomføring eller handel med CO₂- kvoter. Utsatte deler av den kraftkrevende industri rammes imidlertid når de må betale for klimautslippene. Både kategori I og II i Samlet plan blir åpnet for utbygging.

Som nevnt er det i framskrivningene av beregningstekniske årsaker tatt utgangspunkt i avgifter i stedet for utslippskvoter. Avgiftene ilagt norske sektorer er forutsatt å øke gradvis til 400 kroner/tonn innen 2020, men tilbakeføres i sin helhet til privat sektor av økonomien gjennom direkte kontantoverføringer. Beregningene antyder at innføringen av CO₂-avgifter på lang sikt bare gir svakt negativ effekt på den økonomiske veksten, og noe sterkere nedgang i privat konsum. Avgiftene gir imidlertid sterke endringer i sammensetningen av næringene i norsk økonomi. Produksjonen vris gradvis mot mer arbeidsintensive næringer, og bort fra mer energi- og kapitaltunge næringer, ettersom CO₂ avgiftene og prisene på energi øker utover i beregningsperioden. Dette innebærer blant annet at bruttoprodukt og sysselsetting i kraftkrevende industri reduseres i løpet av perioden.

En betydelig del av den nordiske kraftproduksjonen er basert på fossile brensler. I kraftmarkedet virker derfor innføringen av CO₂-avgiften til å gi en sterk økning i kraftprisene i Norden på kort sikt. Økte elpriser bidrar til å dempe veksten i det norske elforbruket, samtidig som lønnsomheten av å bygge ut vannkraften øker. På kort sikt er likevel ikke utbyggingen av ny kraftkapasitet i Norge tilstrekkelig til å dekke forbruket av elektrisitet i et normalår, og fram til 2005 viser beregningen også i dette scenariet nettoimport av kraft.

På lengre sikt stabiliserer kraftprisen seg på nærmere 30 øre/kWh. Til denne prisen blir store deler av de gjenværende vannkraftprosjektene lønnsomme å bygge ut. Også 5 TWh vindkraft blir lønnsomt for utbygging på grunn av høye elpriser og en samtidig forutsatt reduksjon i produksjonskostnadene. En lavere veksttakt i energiforbruket, kombinert med en sterk utbygging av fornybar kraft innenlands, gir overskudd på den norske kraftbalansen fram mot 2020. På dette tidspunktet er nettoeksporten av kraft omlag 12 TWh.

Med klimaavtalen er samlet energiforbruk nærmere 143 TWh, omlag 20 TWh lavere enn i scenariet uten internasjonale klimaavtale som beregnet i Stø kurs. Forbruket av energi i 2020 er likevel nærmere 20 TWh over 1996-nivå.

For å oppnå ytterligere begrensninger i energiforbruket er det i Klimaveien lagt til grunn en gradvis økning i forbruksavgifter til de forbrukere som i dag er i lagt elavgift. En elavgift som stiger gradvis til 28 øre/kWh, kombinert med økte avgifter på olje, er tilstrekkelig til å stabilisere energiforbruket på 1996-nivå (omlag 125 TWh) dersom det samtidig gjennom administrative tiltak realiseres enøktiltak tilsvarende 4 TWh. Elprisen til husholdningene er i dette tilfellet beregnet til omlag 88 øre/kWh i 2020 (1995-priser). Det frigjorte kraftforbruket som oppnås ved bruk av avgifter påvirker ikke utbyggingen av kraftkapasitet i Norge, men bidrar til å øke nettoeksporten av kraft.

De samlede utslippene av klimagasser i Norge reduseres til 54,7 millioner tonn i 2020. Kyotoprotokollens krav til å stabilisere norske klimagassutslipp på 1990-nivå oppnås derfor ved avgifter på 400 kroner per tonn, gitt en samtidig stabilisering av energiforbruket ved hjelp av forbruksavgifter. Den forsterkede klimaavtalen kan imidlertid ikke oppfylles uten kjøp av kvoter.

I det nordiske kraftmarkedet bidrar harmoniserte CO₂-avgifter til at kraftproduksjonen vris i en mer miljøvennlig retning. Store deler av kullkraftkapasiteten i Finland og Danmark fases ut til fordel for import av norsk vannkraft, utbygging av gasskraft, og en mindre andel kraftvarmeproduksjon basert på bioenergi. CO₂-utslippene fra den nordiske kraftproduksjon blir nær halvert sammenliknet med utviklingen i referanseberegningen av Stø kurs.

Innenfor Klimaveien er det i tillegg gjennomført virkningsberegninger av en mer markedsbasert prissetting til kraftkrevende industri. Denne beregningen viser at det oppnås en nær stabilisering av i det innenlandske energiforbruket i 2020, uten ytterligere avgifter på elektrisitet utover dagens. Dette gir samtidig rom for økt eksport av kraft, men produksjon og sysselsetting i den kraftintensive industrien reduseres betydelig.

2.7.5 Sammendrag av kapittel 35, Scenario Grønn hjernekraft

«Grønn hjernekraft» beskriver en utvikling hvor 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 energieffektive løsninger og fornybar energi. Myndigheter, befolkning og næringsliv går sammen om å investere i nye strategier hvor miljøbelastningene ikke skal overstige naturens tåleevne. Stortinget samler seg i 2000 om en visjon om at 12 prosent av energibehovet skal dekkes fra nye fornybare kilder innen 2020.

Grønn hjernekraft har økonomi- og næringsutviklingen til felles med Oppturen, mens utviklingen i internasjonale klimaavtaler er den samme som i Klimaveien. Det betyr at vi får økt innovasjonsrate og vekst i kunnskapsintensive virksomheter kombinert med en betydelig skjerpet Kyoto-avtale fra 2010 som innebærer krav om 20 prosent reduksjon av kliagassutslippene i Annex-B landene.

Internasjonalt blir det strenge energistandarder på elektrisk utstyr og bygninger, og Norge følger opp med sterke krav til eksisterende og ny boligmasse. Denne type krav, kombinert med at energi blir dyrere, gjør at mye av «hjernekraften» orienterer seg mot å utvikle og ta i bruk teknologi som kan dekke energibehovet på mer effektive og miljøvennlige måter. I dette samfunnet har en evne til - og blir også stimulert til - å finne fram til bedre organisatoriske løsninger. På energisiden kan dette for eksempel bety at arkitekter, byggherrer og entreprenører får insentiver til å tenke mer energieffektivitet og søke samarbeide fra planleggingsfase til vedlikehold av bygningsmassen. Mulighetene for å rense og deponere CO₂ utvikles raskt, og det første norske tilnærmet CO₂ -frie gasskraftverk leverer kraft til sokkelen og dels til det nordiske markedet fra 2005. Kraftkrevende industri stilles ovenfor markedsbaserte priser. Gjennom innovasjon og en sterk omstillingsprosess øker imidlertid produktiviteten i denne sektoren.

Framskrivningene viser at en høyere teknologisk framgang i tjenesteytende sektorer og kraftkrevende industri gir sterke virkninger på verdiskapingen. Aktivitetsnivået i økonomien blir derfor høyere enn i Stø kurs. Dette trekker med seg en sterkere vekst i det private forbruket. Samtidig bidrar den energispesifikke teknologiske endringen til at produksjonen av varer og tjenester samlet sett blir mer energieffektiv.

Kraftprisen øker til nærmere 30 øre i de første årene av beregningsperiodene som følge av økte CO₂-avgifter Norden. Dette gir sterke utslag på forbruket i kraftkrevende industri, fordi denne sektoren stilles ovenfor markedsbestemte priser i samme periode. Det samlede kraftforbruket reduseres derfor i første del av beregningsperioden. I motsetning til de øvrige scenariene viser kraftbalansen et eksportoverskudd på kort sikt.

Ny utbygging av kraft innenlands kommer i form av vannkraft og vindkraft, som øker i lønnsomhet ved CO₂ avgiftene. I dette scenariet er det forutsatt at det legges en øvre grense på utbyggingen av vannkraft innenlands, og at den energispesifikke framgangen fører til at gasskraftproduksjon med CO₂-fjerning på omlag 19 TWh blir lønnsom over beregningsperioden. Den årlige nettoeksporten av kraft er nær stabil fram til 2020. Ny kraftutbygging går i hovedsak til å dekke veksten i det innenlandske energiforbruket og øker ikke eksportoverskuddet.

I 2020 er samlet norsk kraftproduksjon omlag 150 TWh, omtrent på samme nivå som i Klimaveien. Av dette utgjør vannkraft 122,9 TWh, vindkraft 6 TWh, gasskraft med CO₂-rensing 19,4 TWh og bioenergi 1,6 TWh. Nettoeksporten av kraft i 2020 utgjør omlag 17 TWh.

Til tross for en høyere økonomisk vekst enn i beregningen av Stø kurs, demper den energispesifikke framgangen energiforbruket kraftig i dette scenariet. Kraftforbruket i kraftkrevende industri reduseres betydelig, selv om samlet produksjonen i denne sektoren øker på lang sikt. Samlet energiforbruk i 2020 er omlag 140 TWh, forutsatt at det i løpet av perioden realiseres enøktiltak tilsvarende 8 TWh i husholdninger og tjenesteyting. Energiforbruket er 23 TWh lavere enn i Stø kurs på samme tidspunkt, men er likevel 15 TWh høyere enn i utgangsåret 1996. Beregningsmessig er det vanskelig å se at energiforbruket skal kunne stabiliseres i Grønn hjernekraft uten at økte forbruksavgifter innføres i tillegg (omtrent som i Klimaveien). Når gasskraftverk med 90 prosent CO₂-rensing erstatter ny vannkraft, blir det heller ikke mulig å dekke det norske kraftforbruket fra fornybare energikilder.

CO₂-utslippene i Grønn hjernekraft øker fra 41,1 millioner tonn i 1996 til 43,4 millioner tonn i 2020. De samlede utslippene av klimagasser er omlag 60 millioner tonn CO₂-ekvivalenter. Dette er 10 prosent høyere enn Kyotoavtalens krav til stabilisering av klimagassutslippene på 54,7 millioner tonn CO₂-ekvivalenter. Dersom det forutsettes at gasskraftanleggene med CO₂-rensing går til erstatning for kraftproduksjonen på sokkelen gjennom elektrifisering av installasjonene på sokkelen, vil det kunne bli en ytterligere nedgang i de norske CO₂-utslippene. Utvalget har ikke utredet mulighetene for, og lønnsomheten av å dekke opp kraftforbruket på sokkelen med kraft fra land. I scenariet Grønn hjernekraft, som kjennetegnes av en sterk teknologisk framgang, forutsettes det imidlertid at CO₂-utslippene kan reduseres med opp til 3-4 millioner tonn dersom store deler av kraftproduksjonen på sokkelen erstattes med kraft fra land basert på nær CO₂ -fri gasskraftproduksjon. Denne forutsetningen vil føre til at samlede klimagassutslipp i Grønn hjernekraft kan være nærmere kravet til norske utslipp som spesifisert i Kyotoavtalen.

2.7.6 Sammenlikning av scenariene

Tabell 2.2 viser sentrale størrelser fra beregningene av de ulike scenariene.

Nær alle framskrivningene viser et underskudd på den norske kraftbalansen fram til 2005-2008. Samtidig med en fortsatt vekst i kraftforbruket i årene framover, er det lagt til grunn at det er praktiske, men ikke politiske, begrensinger knyttet til størrelsen på vannkraftutbyggingen på kort sikt. I beregningene er det tatt utgangspunkt i at det kan bygges ut 4,3 TWh vannkraft innen 2005, noe som må vurderes å være i overkant av det oppnåelige ut i fra dagens situasjon. En slik utbygging er likevel ikke tilstrekkelig til å dekke det innenlandske forbruket på kort sikt. Unntaket er framskrivningen av Grønn hjernekraft, der markedsbaserte priser til kraftkrevende industri bidrar til en nedgang i det samlede kraftforbruket på kort sikt

Sammensetningen av kraftproduksjonen innenlands og i Norden bestemmes i hovedsak av utviklingen i kraftprisen i de ulike scenariene. På kort sikt er det i alle beregningene lagt til grunn av kraftprisen bestemmes av produksjonskostnadene ved dagens kraftkapasitet i Norden. I år med normal nedbør er det vanligvis kullkraft som er bestemmende på kraftprisen i det nordiske kraftmarkedet. På lengre sikt er det lagt til grunn at utviklingen mot en strammere kraftbalanse i Norden og Nord- Europa fører til at den langsiktige kraftprisen bestemmes av kostnadene ved ny kraftkapasitet i de land Norge har knyttet overføringsforbindelser til. Dette er forutsatt å være gasskraft, med produksjonskostnader på i gjennomsnitt 21 øre/kWh, jfr. nærmere omtale i avsnitt 32.2.3.

I beregningene av Stø kurs og Oppturen øker kraftprisen gradvis til mellom 20-22 øre/kWh over beregningsperioden. Store deler av vannkraftprosjektene i Samlet plan I realiseres i Stø kurs, mens det i Oppturen i tillegg bygges ut vannkraftprosjekter i Samlet plan kategori II. Det finner sted en sterk utbygging av gasskraft på henholdsvis 24 og 55 TWh i disse to scenariene. I Norden avvikles eldre fossilbasert kraftproduksjon gradvis ved hjelp av import fra Norge og overgang fra kullkraft til gasskraft. Som følge av dette reduseres CO₂-utslippene fra den nordiske kraftproduksjonen over perioden.

I scenariene Klimaveien og Grønn hjernekraft øker kraftprisen til nærmere 30 øre/kWh. Vannkraftprosjektene øker sterkt i lønnsomhet, og kraftbehovet innelands dekkes i hovedsak av utbygging av store deler av vannkraftprosjektene i Samlet plan kategori I og II. I tillegg bygges det ut vindkraft og bioenergi i et mindre omfang. Den økte vannkraftutbyggingen gir også rom for en økende eksport av kraft på lang sikt. I Norden virker CO₂-avgiften i disse scenariene til at kraftproduksjon basert på olje- og kull avvikles i en raskere takt enn i Stø kurs. Dette erstattes av import fra Norge, og en sterkere utbygging av gasskraft i de nordiske landene, forutsatt at gass er tilgjengelig gjennom gassrør fra for eksempel Russland. I tillegg bygges det ut kraftvarmeanlegg basert på bioenergi. CO₂-utslippene fra kraftproduksjonen i Norden reduseres med to tredeler innen 2020.

Energiforbruketøker i alle framskrivningene dersom det ikke iverksettes spesielle tiltak på forbrukssiden. Økt teknologisk framgang, som skissert i Oppturen og Grønn hjernekraft, bidrar til å øke veksttakten i energiforbruket gjennom sterkere økonomisk vekst. Den samlede produksjonen av varer og tjenester bli imidlertid mer energieffektiv i disse beregningene.

Kilde: SSB, MSG-beregninger

Internasjonale klimaavtaler med harmoniserte CO₂-avgifter, som modellert i Klimaveien og Grønn hjernekraft, trekker i retning av redusert energiforbruk gjennom økte priser på energi. I Klimaveien oppnås det også stabilisering av energiforbruket dersom kraftkrevende industri utsettes for markedsbestemte priser, eller gjennom å øke avgifter på elektrisitet og fyringsolje til nærmere 28 øre/kWh for de sektorer som i dag betaler el-avgift.

De norske utslippene av klimagasser overstiger Kyotoprotokollens mål til utslipp, tilsvarende 54,7 millioner CO₂-ekvivalenter, i nær alle beregningene. CO₂-utslippene øker mest i Stø kurs og i Oppturen, som følge av en sterk utbygging av gasskraft innenlands. Kyotoprotokollens mål oppfylles bare i beregningene av Klimaveien, der norske CO₂-avgifter øker til 400 kroner per tonn og energiforbruket samtidig stabiliseres ved hjelp av avgifter på elektrisitet og fyringsolje. I beregningene av Grønn hjernekraft oppnås ikke Kyotoprotokollens mål selv om CO₂-avgiftene er identiske med avgiftene i Klimaveien. Dette skyldes at det i dette scenariet ikke ilegges ytterligere avgifter på elektrisitet og fyringsolje, og at den økonomiske veksten er sterkere i dette scenariet. I motsetning til i Klimascenariet finner en større del av veksten sted i energiintensive sektorer av økonomien, der utslippene er per produsert enhet er høye relativt til andre sektorer. I Grønn hjernekraft forutsettes det at gasskraftverk med CO₂-rensing gjør det lønnsomt å forsyne installasjonene på sokkelen med kraft fra land, til erstatning for dagens kraftproduksjon på sokkelen. Dette vil trekke i retning av lavere utslipp av klimagasser enn beregningene antyder.

En forsterket klimaavtale som innebærer 15 prosent reduksjon i klimagassutslippene i forhold til 1990-nivå, vil ikke kunne oppfylles i noen av scenariene uten betydelig kjøp av kvoter.

I alle scenariene er det gjort tilleggskjøringer av energi- og kraftbalansen ved hjelp av Markal-modellen. Denne modellen inneholder et større utvalg av energiteknologier på sluttbrukersiden enn de makroøkonomiske modellene, spesielt når det gjelder oppvarming, jfr. boks 3 i kapittel 32. Figur 2.6 viser endringer i stasjonært energiforbruk i alle scenariene som beregnet ved hjelp av Markal modellen. Resultatene fra disse framskrivningene viser at særlig varmepumper kan dekke større deler av oppvarmingsbehovet i større bygninger på lang sikt. Økte energipriser i scenariene med klimaavtaler, Klimaveien og Grønn hjernekraft, bidrar til å øke lønnsomheten ved bruk av varmepumper. Den største økningen i bruken av varmepumper finner imidlertid sted i scenariene der det forutsettes at større teknisk framgang reduserer kostnadene ved varmepumper over beregningsperioden, jfr. resultatene i Oppturen og Grønn hjernekraft.

Kilde: IFE, Markal-beregninger.

2.7.7 Sammendrag av kapittel 36 Strukturen i bransjen mot år 2020

I alle scenariene er energiverkene forretningsorienterte i et stadig mer integrert europeisk marked. Krav fra eierne og ytre forhold gjør likevel at strukturen i bransjen kan utvikle seg noe ulikt. I alle scenariene vil skillet mellom kraftomsetning og kraftoverføring fremstå stadig klarere, og mange kommunale eiere ser ikke kraftomsetning som en sentral kommunal oppgave. Antall omsetningsselskaper vil avta betydelig. Nettselskapene drives etter stadig mer forretningsmessige prinsipper, og antall nettselskaper reduseres vesentlig. Også på produksjonssiden vil det foretas oppkjøp og fusjoner. Generelt vil konsernstrukturen bli den dominerende selskapsform.

I Stø kurs holder energiprisen seg lav, og fortjenestemarginene er knappe. Energiverkene er opptatt av å demme opp for konkurransen. Selskapene kjøper opp eller fusjonerer slik at strukturen blir mer vertikalt integrert.

I Oppturen ligger bransjen i forkant av den internasjonale utviklingen innen prosessstyring og IT-løsninger. Konsesjonsreglene mykes noe opp og utenlandske interesser kjøper opp en del energiverk både som pengeplassering og for å få del i den norske kompetansen.

I Klimaveien er lønnsomheten ved fornybar energi betydelig bedre enn i Oppturen og Stø kurs. Norske energiverk får økt finansiell styrke. Selskapene kan kjøpe opp innenlandske og utenlandske selskaper, og handle CO₂- kvoter for bygging av gasskraft. Men de satser også på vannkraftutbygging, enøkvirksomhet og utvikling av teknologi for rensing og deponering av CO₂.

I Grønn hjernekraft er de tekniske framskrittene knyttet til energiproduksjon, transport og forbruk store. Framskrittene kommer særlig innen effektiv energiteknologi og energieffektiv teknologi. Utviklingen skiller seg fra de øvrige scenariene ved at energiverkene ser nye muligheter innen desentral energiforsyning, går inn i tredjepartsfinansiering av enøk og engasjerer seg i lokal energiplanlegging. Kraftomsetning blir nedprioritert for nettselskapene.