Del 1
Hovedtrekk i energi- og kraftmarkedet

4 Energisystemet

4.1 Innledning

Et moderne samfunn er avhengig av sikker tilgang på energi. Energi er nødvendig for å drive maskiner og prosesser som i neste omgang brukes til produksjon av varer og tjenester som mat, klær, hus, transport og helse. Vi trenger dessuten energi til oppvarming av bygninger, til belysning og til å kjøle inneluft på varme dager.

Vi henter den energien vi trenger fra flere kilder, som har ulike egenskaper. Noen er fornybare, andre ikke. Utnyttelsen av kildene kan dessuten ha ulemper, som for eksempel forurensing av miljøet omkring oss. Det kan være utslipp av klimagasser, men også estetisk forurensing, støv eller andre påvirkninger av nærmiljøet.

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.

Hensikten med et energisystem er å tilfredsstille sluttbrukerens behov for energi på en mest mulig rasjonell og miljøvennlig måte. Valg av primærenergikilde, omformingsteknologi, transport og lagring er elementer i et energisystem.

For å gjøre energikilder tilgjengelige og for å produsere de energitjenestene vi har behov for, trenger vi et nettverk av energiomformere, distribusjonskanaler og innretninger for konvertering til sluttbruk. Dette systemet kan sammenlignes med energiomsetningen i en stor kjel (figur 4.1). I kjelen inngår alt fra kraftverk og elektriske overføringsledninger til panelovner, varmepumper og bilmotorer.

Kilde: NTNU

Hvor mye primærenergi fra energikildene vi må putte inn i kjelen, avhenger i første rekke av hvor stort behov hver og en av oss har for de enkelte energitjenestene. Disse behovene bestemmes av en rekke forhold. For eksempel er oppvarmingsbehovet i bygninger et spørsmål om hvor store og godt isolerte husene våre er, men også om hvor varmt vi ønsker å ha det innendørs og hvor ofte og lenge vi dusjer.

Den mengde primærenergi vi trenger for å dekke en energitjeneste, avhenger i stor grad av hvordan energien omformes og bringes gjennom kjelen. Vi anvender her et sett av energibærere, hvorav elektrisitet er den mest vanlige i Norge. Vi gjør også utstrakt bruk av fyringsolje, bensin og diesel. Det er et mål å sørge for å minimalisere tap og miljøskadelige utslipp, og i hvilken grad dette oppnås avhenger av veivalget gjennom kjelen.

4.2 Energikvalitet

Energi kan ikke oppstå eller forsvinne, kun omdannes til andre former. For hver omvandling, for eksempel fra elektrisitet til varme, synker anvendeligheten. Elektrisitet kan brukes til belysning, til å drive utstyr og maskiner og til oppvarming. Når vi bruker elektrisitet i en panelovn får vi ut like mye varme målt i kilowattimer som vi tilførte ovnen i form av elektrisitet. Vi har altså ikke forbrukt energi, men anvendeligheten på energien er redusert fordi varme ved de temperaturer det her er snakk om, ikke kan brukes til annet enn oppvarming. Det samme prinsippet gjelder når vi bruker olje til oppvarming. Olje kan for eksempel brukes til å lage damp med høy temperatur eller brukes til transportformål, men når vi benytter den til oppvarming i en oljekjel, omdannes den kjemiske energien i oljen til varme med lav anvendelighet.

Energi med høy kvalitet betyr i denne sammenheng det samme som energi med høy grad av anvendelighet. Elektrisitet er den energiformen som har høyest anvendelighet da den kan omformes til lys, mekanisk arbeid og varme. Varme ved romtemperatur er derimot en energiform med en meget lav anvendelighet, og kan i denne sammenheng sies å ha lav kvalitet.

Energitjenestene som sluttbrukerne trenger setter ulike krav til energikvalitet. Belysning, samt drift av utstyr og maskiner krever elektrisitet, mens oppvarming ikke stiller høye krav til kvalitet. Til dette kan vi derfor bruke energibærere med ulik kvalitet, og det er pris, tilgjengelighet og teknisk utrustning i huset som bestemmer hva som vil være det riktige valget i hvert enkelt tilfelle.

Til de fleste energitjenestene vi skal ha ut av kjelen i figur 4.1 trenger vi energi med høy anvendelighet. Romoppvarming og oppvarming av tappevann er unntakene.

4.2.1 Energitjenester

Det er sluttbrukers behov for energitjenester som skal tilfredsstilles, så det er vesentlig å finne ut hvilke ulike energitjenester et energisystem må kunne levere. Disse er illustrert som «produktene» i figur 4.1.

Det er behov for kun et begrenset antall ulike hovedtyper av energitjenester på sluttbrukersiden:

• Belysning og strømtilførsel til elektriske apparater - som for eksempel fjernsynsapparater og datamaskiner.

• Oppvarming - som for eksempel matlaging, romoppvarming og oppvarming av tappevann.

• Kjøling - som for eksempel fjerning av varme fra bygninger sommerstid og fjerning av varme fra kjøleskap og dypfrysere hele året.

• Mekanisk arbeid - som for eksempel elektriske motordrifter i industri og landbruk, og forbrenningsmotorer i biler, båter og fly.

Disse anvendelsesområdene kan i hovedsak tilfredsstilles av tre energiformer:

• Elektrisk energi

• Mekanisk energi

• Termisk energi (varme og kjøling)

Elektrisk energi

Elektrisitet kan gi lys, mekanisk arbeid, varme og kjøling. Vi omgir oss med utstyr som krever elektrisitet både hjemme og i samfunnet for øvrig, i form av belysning, audiovisuelt utstyr, datamaskiner, kopimaskiner, kjøkkenutstyr og så videre. Behovet for elektrisitet til slike formål er stigende. Elektrisitet kan dessuten benyttes til oppvarming direkte i panelovner eller i gulvvarmesystemer. I Norge dekkes nesten 70 prosent av det totale oppvarmingsbehovet med elektrisitet.

Mekanisk energi

Det er behov for mekanisk energi i form av motordrift i for eksempel industri, transportsektor og landbruk. Denne energien kan baseres på primærenergikilder som elektrisitet, olje og gass. Omvandling til mekanisk energi krever en energikilde med høy grad av anvendelighet, eller høy kvalitet. Det er primært elektrisitet og kjemisk bundet energi i form av olje og gass som danner grunnlag for omdanning til mekanisk energi.

Termisk energi

Med termisk energi menes her behov for tilførsel eller fjerning av varme. En sluttbruker har behov for varme til romoppvarming og til beredning av varmt tappevann, samt fjerning av overskuddsvarme fra bygninger, kjøleskap og så videre. Til industrielt bruk er det snakk om tilførsel og fjerning av varme ved meget ulike temperaturer.

Anvendeligheten, eller kvaliteten, for termisk energi avhenger av temperaturnivået i forhold til omgivelsestemperaturen. Der det er behov for termisk energi ved meget høy eller meget lav temperatur, som i mange industrielle prosesser, kreves det bruk av en primærenergikilde med høy anvendelighet som for eksempel elektrisitet, olje og gass. Til de fleste oppvarmingsformål er det imidlertid behov for varme med et lavt eller moderat temperaturnivå, og dette kan tilfredsstilles med energikilder med lavere anvendelighet. Eksempler på dette kan være utnyttelse av «gratisvarme» ved hjelp av varmepumper, spillvarme fra industriprosesser, spillvarme fra elektrisitetsproduksjon osv.

4.2.2 Effektivisering hos sluttbrukerne

All energiproduksjon har som mål å dekke menneskelige behov. Hittil har mye av kreftene innen energisektoren vært konsentrert om produksjon av energi. Det ligger et stort forbedringspotensial i å sette sluttbrukers behov i fokus. Oppvarming av bygninger er et godt eksempel.

Bygningssektorens energiforbruk til varmeformål er beregnet til ca. 42,5 TWh. Av dette er ca. 29 TWh elektrisitet og ca. 13,5 TWh andre energikilder, i hovedsak oljeprodukter og biobrensel (ved). I og med at energi med stor grad av anvendelighet benyttes til formål som ikke stiller spesielle krav til dette, vil det være mulig å erstatte deler av forbruket med energi med lavere anvendelighet. På den måten kan en frigjøre elektrisitet til formål som krever denne type energibærer. Dette blir et viktig arbeidsfelt i årene framover.

Bygningssektoren har i mange år vært opptatt av å utvikle konstruksjoner som både trenger mindre energitilførsel og tar bedre vare på det energiinnholdet de har. Såkalte «lav-energihus» utnytter særlig solenergien bedre både til lys og oppvarming. Bedre isolasjon og gjenvinning av varmen i ventilasjonskanaler og vannavløp er aktuelle tiltak. Denne utviklingen er kommet så langt at man i dag har begynt å snakke om «null-energihus». Effektiviseringer som knytter seg til rehabilitering og nybygging er tiltak som har virkninger i et langsiktig perspektiv.

Industrien har de senere år vært opptatt av enøk-tiltak for å få bukt med unødig energibruk. Gjenvinning har vært et annet stikkord, i en situasjon der industrien møter stadig hardere miljøkrav. Elektrisitetsproduksjon på basis av spillvarme fra prosesser og avgasser er blant de tiltak som har fått mye oppmerksomhet i den senere tid.

4.3 Energikilder

Ulike energikilder, og anvendelsen av disse, er nærmere omtalt i kapitlene 22, 23, 24, 25 og 26, men det nevnes her fordi det er en naturlig del at det totale energisystemet.

Til å dekke vårt behov for energitjenester har vi tilgang til energi fra flere kilder:

• Sollys og solvarme

• Vannet i regulerte vassdrag

• Vind

• Bølger og tidevannsstrømmer

• Biomasse, som flis ,ved og avfall

• Fossile brensel, som, kull, olje og naturgass

• Kjernefysiske reaksjoner (atomenergi)

• Geotermisk varme

• Omgivelsesvarme

Med unntak av atomenergi har de fleste utnyttbare energiformene solen som opprinnelig kilde. Solvarme får havvann til å fordampe, og dampen blir til nedbør når den avkjøles. Dette evige kretsløpet gjør det mulig å produsere vannkraft. Luft som varmes opp av solen skyver på kald luft og skaper vind, derigjennom også bølger.

Ved hjelp av fotosyntese omgjør grønne planter sollys og karbondioksid (CO₂) til karbohydrater og oksygen. Slik dannes det karbonet som gjør det mulig å utnytte trevirke som brensel. I neste omgang blir dette også kilden for dannelse av fossile brensler (kull, olje og gass), men denne utviklingen tar millioner av år.

4.3.1 Kildenes fornybarhet

Henter vi primærenergi direkte fra sola eller fra vann, vind, bølger og tidevannsstrømmer, sørger naturen selv for å etterfylle kildene i samme takt. Henter vi primærenergi fra biomasse, etterfylles kildene også, dersom vi passer på å sikre tilveksten av nytt skogsvirke. Omgivelsesvarme (hentet inn med varmepumpe) er også tilgjengelig gratis fra naturens side, og varmen lekker tilbake til kilden etterpå. Derfor er alle disse energikildene fornybare.

Fossile brensler har i likhet med de foregående sitt opphav i solenergi, og er et resultat av grønne planters evne til å utnytte fotosyntesen. Kull, olje og gass er planterester som er blitt begravd, og omdannet under høye temperaturer og trykk. Denne prosessen har tatt millioner av år. Vi er i ferd med å tømme jordas lagre av slikt brensel på en brøkdel av tiden det har tatt å bygge det opp. Fossile brensel regnes derfor som ikke-fornybare energikilder.

Med dagens forbrukshastighet er det antatt at oljen vil kunne vare i rundt 50 år til, mens gassen har et tidsperspektiv på bortimot 100 år. Kullreservene vil vare i flere hundre år. Det er derfor ikke mangel på energi, og det er heller ikke tilgangen på primærenergi som kommer til å være avgjørende for utviklingen fremover. Det avgjørende blir samspillet mellom teknologisk utvikling og endret adferd, som kan hjelpe oss til å produsere og bruke energi på en mer bærekraftig måte.

4.4 Overføring av energi fra kilde til sluttbruker

Et energisystem omfatter primære energikilder, omforming til ulike typer energibærere samt lagring og transport av energi. En skjematisk oversikt over et energisystem er vist i figur 4.2.

For å oppnå et økonomisk, teknisk og miljømessig optimalt system er det viktig å ta hensyn til hvordan et energisystem er sammensatt.

Sluttbrukerens behov for energitjenester kan dekkes på ulike måter. Elektrisitet, fjernvarme og gass er såkalt ledningsbunden energi som betyr at omformingen til disse energibærerne gjerne skjer sentralt og deretter transporteres til sluttbrukeren via ledninger eller rør.

Primærenergi kan også transporteres direkte til sluttbruker i form av olje, gass og ved for omforming hos den enkelte bruker.

4.4.1 Omvandling til andre energibærere

For at en sluttbruker skal kunne nyttiggjøre seg primærenergi må denne først omvandles til energibærere som elektrisitet eller varme.

Som figur 4.2 viser er det mange ulike måter å fremskaffe elektrisitet på. I Norge er det i vannkraft som danner grunnlaget for elektrisitetsproduksjonen, mens det i andre land kan være kjernekraft eller varmekraft. Aktuelle primærenergikilder for elektrisitetsproduksjon er vann i regulerte magasiner, uran, kull, olje, gass eller biobrensel. De såkalt nye fornybare energikildene som vind, sol, bølger, tidevann og biobrensel kan også danne grunnlag for elektrisitetsproduksjon.

Varme kan også produseres ved hjelp av ulike teknologier. Varme kan være et biprodukt av elektrisitetsproduksjon i et kraftvarmeverk, det kan være varme fra olje-, kull- og gasskjeler, flisfyringsanlegg og varmepumper.

Produksjon av varme kan også skje i lokale kjeler hos den enkelte sluttbruker. Dette gjelder spesielt ved bruk av oljeprodukter (parafin, lettolje) og biobrensel (pellets, ved). Bruk av varmepumper benytter elektrisitet for å gjøre nytte av lokal «gratisvarme», og omvandlingen til nyttig varme skjer lokalt. Solenergi omvandles til varme i lokale solvarmeanlegg. Ved en gjennomtenkt utforming av bygget, samt bruk av bygningsmaterialer for å utnytte innstrålt energi, kan dessuten både solvarme og sollys kunne benyttes direkte.

Naturgass er både en primærenergikilde og en energibærer, og transporteres gjerne i rør direkte til brukeren. Deretter omvandles den til varme i lokale kjeler, eller benyttes direkte til for eksempel matlaging.

Hydrogen har vært fremhevet som fremtidens energibærer. Hydrogen kan omdannes til varme og mekanisk energi ved forbrenning, og direkte til elektrisk energi i brenselceller. Hydrogenproduksjon ved vannelektrolyse var det historiske grunnlaget for norsk kjemisk storindustri. I dag produseres hydrogen i hovedsak gjennom omforming av fossile råstoff. Hydrogen kan transporteres i gassform, som flytende hydrogen, eller i fast form bundet i metaller. Hydrogen er egnet til mange slags formål, men er foreløpig ikke konkurransedyktig som storskala energibærer.

4.4.2 Transport av energibærere

Elektrisitet er en effektiv energibærer. Elektrisitet transporteres ut til sluttbrukeren via et distribusjonsnett.

Varme produsert i sentrale anlegg transporteres til sluttbrukeren i fjernvarme- eller nærvarmeanlegg. Fjernvarme er bygget ut i enkelte av de større byene og tettstedene i Norge. Varmeproduksjonen er gjerne basert på avfallsforbrenning, spillvarme fra industri, olje- og elektrokjeler eller varmepumper. Utbygging av et fjernvarmenett krever at det er et relativt konsentrert varmebehov fordi distribusjonssystemet er kostbart. Fjernvarme leveres ved en temperatur mellom 60 °C og 120 °C.

Dersom primærenergien skal omvandles hos den enkelte bruker, transporteres den gjerne via bil, båt eller jernbane. Dette gjelder spesielt oljeprodukter og biobrensel.

Per i dag ligger det ikke til rette for utstrakt bruk av naturgass i Norge. Med unntak av små områder rundt ilandføringsstedene, finnes det ikke noe distribusjonsnett som gjør gassen tilgjengelig for den jevne bruker. Her er Norge forskjellig fra en del andre land.

Hvis naturgass skal transporteres over store avstander kan det være tjenlig å omdanne gassen til flytende form (LNG - Liquefied Natural Gas) eller komprimert form (CNG - Compressed Natural Gas). LNG innebærer at gassen kjøles ned til minus 1600 °C, hvor volumet er 620 ganger lavere enn ved normaltilstanden. For CNG komprimeres gassen til 200 bar, hvor volumet er 200 ganger lavere enn ved normaltilstanden.

4.4.3 Tap ved omvandling og transport

Tap vil forekomme i alle deler av energisystemet, både i form av rene varmetap til omgivelsene og i form av redusert anvendelighet etter omforming. Det er et mål å redusere disse tapene til et minimum for å oppnå et mest mulig rasjonelt system.

Det kan oppstå relativt betydelige tap i produksjons- og sluttbrukerleddet. Fyres et kraftverk med kull har vi en virkningsgrad på ca. 40 prosent, som betyr at bare 40 prosent av energien i kullet omdannes til elektrisitet. I sluttbrukerleddet vil varmeeffekten av elektrisitet fra en panelovn være bare fjerdeparten av det vi kan få til ved å bruke elektrisiteten til å drive en varmepumpe.

Ved transport av energibærere vil det være et visst varmetap til omgivelsene, samt at det benyttes energi til selve transporten (pumper, kompressorer, motorer).

Elektrisitet kan transporteres med relativt beskjedne tap dersom spenningen bringes opp til et passende høyt nivå. Ved krafthandel med kontinentet over de kommende kabelforbindelsene vil overføringstapene utgjøre noen få prosent.

Transport av varme via et fjernvarmesystem vil gi et gjennomsnittlig varmetap på ca. 10 prosent av totalt transportert energimengde i løpet av året.

4.4.4 Lagring av energi

Lagring av energi kan skje både i form av lagring av primærenergi og lagring av energibærer. Energi kan dessuten lagres både sentralt og hos sluttbruker. Eksempler på dette er vist i figur 4.3.

Elektrisitet er den energibæreren det er vanskeligst å lagre, så her skjer lagring i form av lagring av primærenergi. I Norge vil dette bety lagring av vann i magasiner, mens det i land med annen elektrisitetsproduksjon enn vannkraft vil være uran, olje, kull og gass som lagres.

I fjernvarmesystemer kan varme akkumuleres i store tanker hvor store vannmengder enten varmes opp eller avgir varme etter behov. Dette gir mulighet for å levere varmeenergi uavhengig av den momentane varmeproduksjonen. Dessuten vil en i slike systemer også lagre primærenergi i form av for eksempel olje eller flis.

En effektiv utnyttelse av solenergi krever lagring av varme for å kunne utnytte denne også når det ikke er tilstrekkelig innstråling. Et varmelager kan være beregnet for korttidslagring (døgn/uke) eller det kan være tilknyttet et fjernvarmeanlegg med mulighet for å lagre varme fra sommersesongen til bruk i vintersesongen.

Naturgass kan lagres enten sentralt tilknyttet distribusjonssystemet eller i komprimert eller nedkjølt form i tanker hos sluttbruker. Olje lagres på mange ulike nivåer i systemet, fra produsent til sluttbruker.

For enkelte teknologier er lagring ikke mulig. Her blir energi omformet når primærenergien er tilgjengelig. Eksempler på denne type teknologier er vindkraft og elvekraft, samt spillvarme fra industri og avfallsforbrenning. Dersom det ikke er behov for elektrisitet eller varme vil primærenergien ikke bli omformet. Det betyr at vindkraftverket ikke går og at vannet renner forbi turbinen.

4.5 Eksempler på ulike energisystemer basert på naturgass

Naturgass kan omformes til både elektrisitet og varme. Selv om systemene kan være svært ulike rent fysisk kan den totale virkningsgraden bli tilnærmet den samme. Dette er illustrert i figur 4.4.

4.5.1 Kraftvarmeverk for kombinert el- og varmeforsyning

Elektrisiteten fra gasskraftverket går ut på kraftnettet. Spillvarmen utnyttes via et fjernvarmesystem til romoppvarming og varming av tappevann i bygninger i området der kraftvarmeverket ligger (figur 4.4 a). Denne forsyningsmåten er vanlig i Danmark, hvor terreng, klimaforhold og bosetting ligger til rette for slik kombinert energiforsyning.

Hvis elektrisitetsproduksjonen er tilpasset leveransen av fjernvarme, kan totalvirkningsgraden ved utnyttelsen av varmeinnholdet i brenselet bli høy. I figuren er det illustrert at totalvirkningsgraden i et slikt tilfelle er 85 prosent. I perioder kan totalvirkningsgraden være dårligere som følge av manglende tilpasning mellom varme- og elektrisitetsproduksjon.

Kilde: SINTEF Energiforskning.

4.5.2 Elektrisitetsproduksjon pluss lokale/gassdrevne varmepumper

Elektrisiteten forutsettes produsert maksimalt effektivt i et sentralt kraftverk, der vi antar at det oppnås en virkningsgrad på 50 prosent. Det skjer ingen spillvarmeutnyttelse. Ønsket oppvarming av bygninger skjer ved at gass tilføres gassfyrte varmepumpeanlegg i det enkelte bygg (figur 4.4 b). Denne forsyningsmåten vil det i prinsippet ligge til rette for i områder der man i utgangspunktet har et distribusjonsnett for gass til husholdninger og industri. Tyskland og mange andre land på kontinentet kan være eksempler på steder der denne type løsning er aktuell. Ikke minst fordi løsningen også ligger til rette for kjøling i bygninger.

Den lokale gassdrevne varmepumpen forutsettes å ha en virkningsgrad på 225 prosent. For hver kWh termisk energiinnhold i den gass som brukes får vi igjen 2,25 kWh nyttig rom- og vannvarme via varmepumpen. I figuren er dette illustrert at totalvirkningsgraden også i dette tilfellet er 85 prosent, når vi ser på den samlede energileveranse som er summen av elektrisitet og varme. Løsningen er fleksibel, siden den kan skreddersys til den enkelte abonnent. Totalvirkningsgraden vil bestandig kunne være høy.

4.5.3 Elektrisitetsproduksjon pluss lokale/elektrisk drevne varmepumper

Igjen forutsettes det at elektrisiteten produseres i effektive, sentrale kraftverk der virkningsgraden er 50 prosent. Her antas det at oppvarming av bygninger skjer ved lokal bruk av elektriske varmepumper (figur 4.4 c). Denne forsyningsmåten vil ligge til rette for områder der man i utgangspunktet ikke har ledningsbundne energisystemer for annet enn elektrisitet. Norge med sitt kuperte terreng og sin overveiende spredte bosetting kan være et eksempel på en type land hvor denne forsyningsstrategien for oppvarming og eventuell kjøling er aktuell.

Den lokale varmepumpen forutsettes å ha en virkningsgrad på 350 prosent. Det vil si at vi for hver kWh elektrisitet som tilføres, får igjen 3,5 kWh nyttig rom- og vannvarme. Fra figuren ser vi at virkningsgraden for samlet elektrisitets- og varmeleveranse er 85 prosent. Løsningen er fleksibel, og totalvirkningsgraden vil bestandig kunne være høy.

4.5.4 Sammenligning av alternativene

Eksemplene foran illustrerer at ulike varianter av moderne teknologi i tilknytning til bruk av gass som energibærer kan gi høy og omtrent likeverdig ressursutnyttelse ved forsyning av de ulike energitjenester som det moderne samfunn etterspør.

Figur 4.4 b og figur 4.4 c illustrerer ved en liten tilleggsbetraktning at de vanlige metodene for lokal oppvarming (panelovner, elektrokjeler, olje- eller gassfyrt kjel) er effektivitetsmessig dårligere enn de løsningene som er vist i figuren. Hvis lokal oppvarming baseres på bruk av elektrisitet via panelovner eller elektrokjel vil faktoren i «varmepumpeboksen» i figur 4.4 c være omtrent 1,0 fordi det produseres like mange kWh varme som det tilføres i form av elektrisitet. Dette vil redusere den tilgjengelige varmemengden og redusere totalvirkningsgraden til 50 prosent eller lavere. Hvis lokal oppvarming i stedet skjer ved for eksempel å brenne gass i en vanlig fyrkjel, vil faktoren i «varmepumpeboksen» i figur 4.4 b også være omtrent 1,0, og totalvirkningsgraden faller til omtrent samme nivå som kommentert for tilfellet med vanlig eloppvarming.

5 Samfunnsøkonomisk effektivitet i energisektoren

5.1 Innledning

Formålet med dette kapittelet er å gi en generell redegjørelse for hva samfunnsøkonomisk effektivitet innebærer og å beskrive viktige, samfunnsøkonomiske effektivitetshensyn som gjør seg gjeldende i energisektoren. Den generelle redegjørelsen er gitt i avsnitt 2. Der drøftes hvorfor samfunnsøkonomisk effektivitet er av interesse, hva effektivitetsbegrepet omfatter og hvilket normativt innhold det har. Dessuten nevnes noen eksempler på samfunnsøkonomiske effektivitetstap, og markedssystemets betydning for å oppnå en effektiv ressursbruk understrekes. I avsnitt 3 beskrives først enkelte økonomiske trekk ved den norske energisektoren, deretter skisseres fire typer samfunnsøkonomiske effektivitetskrav: utvalget av markeder, tilgangen til markedene, betingelser for kortsiktig markedseffektivitet og kriterier for optimale investeringer. I avsnitt 4 drøftes miljøhensyn spesielt, dels fordi de har stor betydning i energisektoren og dels fordi de ikke uten videre kan ivaretas uten offentlige inngrep i markedet. Kapittelet avsluttes med en kort omtale av hvilken betydning samfunnsøkonomiske effektivitetshensyn har for vurderingen av energibalansen på lengre sikt.

5.2 Om begrepet samfunnsøkonomisk effektivitet

Hvorfor er samfunnsøkonomisk effektivitet av interesse?

Begrepet samfunnsøkonomisk effektivitet er forankret i en bestemt oppfatning av hvordan økonomiske verdiskapingsprosesser foregår. Utgangspunktet er at et samfunn eller en økonomi har tilgang til en viss mengde grunnleggende produksjonsfaktorer i form av arbeidskraft, realkapital og naturressurser. Realkapitalen kan for eksempel være bygninger, transportmidler, maskiner, verktøy og utstyr. Naturressurser kan omfatte landarealer, vannfall, petroleumsforekomster, metaller, mineraler og edelstener, fisk, vilt, osv. Ofte er det hensiktsmessig å inndele også arbeidskraften i flere kategorier, for eksempel etter utdanningstype og -nivå.

Disse primære innsatsfaktorene tenker en seg blir benyttet i produksjonsprosessene i økonomien. Resultatet er produkter som er innsatsvarer i videre produksjon, eller varer og tjenester som dekker forbruksbehovene hos husholdninger og individer. All informasjon og kompetanse som er nødvendig for å gjennomføre produksjonen, oppsummeres gjerne under betegnelsen teknologisk kunnskap.

Den grunnleggende forklaringen på hvorfor det er viktig at ressursbruken er samfunnsøkonomisk effektiv, er at ressurstilgangen er knapp i forhold til 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 ville innebære at det ble sløst med verdifulle ressurser.

Dette effektivitetskravet har enkelte implikasjoner som blir nærmere drøftet i det følgende. To generelle aspekter kan imidlertid framheves her: For det første bør en unngå å sløse med hver enkelt produksjonsfaktor. Dette kalles teknisk effektivitet. For det andre bør sammensetningen eller kombinasjonen av ulike innsatsfaktorer være slik at en totalt sett ikke bruker mer ressurser enn nødvendig og samtidig får størst mulig verdi ut av de ressursene som går med. Dette kalles allokeringseffektivitet. En økonomisk virksomhet må være effektiv i både teknisk og allokeringsmessig forstand for å være samfunnsøkonomisk effektiv.

Hva omfattes av effektivitetsbegrepet?

I et teoretisk perspektiv er det samfunnsøkonomiske effektivitetsbegrepet svært omfattende, fordi nesten hva som helst kan defineres eller tolkes som et økonomisk gode; et produkt, en ressurs eller en innsatsfaktor. Litt omtrentlig sagt kan et økonomisk gode være hva som helst som minst én person har nytte av eller finner tilfredsstillelse ved; eller som kan brukes i en produksjonsprosess for å fremstille noe som minst én person har nytte av.

For å få en mer interessant avgrensning av hva som skal regnes som et økonomisk gode, må mengden av det kunne måles på en noenlunde objektiv måte. Denne avgrensningen av det samfunnsøkonomiske effektivitetsbegrepet kan være viktig for vurderingen av tiltak eller prosjekter der økonomisk lønnsomhet må settes opp mot kvalitative eller vanskelig målbare konsekvenser. I slike tilfeller kan en gjerne inkludere de kvalitative virkningene i et rent teoretisk resonnement om hva som er samfunnsøkonomisk effektivt, men virkningene kan vanskelig kvantifiseres objektivt med sikte på verdsettelse i form av et pengebeløp.

Effektivitetsbegrepets normative innhold

Samfunnsøkonomisk lønnsomhet er et relativt begrep. En virksomhet eller en ressursanvendelse er ikke lønnsom i absolutt forstand, den er bare mer eller mindre økonomisk verdifull enn alternative måter å anvende ressursene på. Den prinsipielle tanken bak dette er at det finnes mange alternative ressursanvendelser, mange forskjellige produkter å fremstille, mange ulike konsummønstre å velge blant; og at det gjelder å velge det settet av ressursanvendelser som gir størst verdi for samfunnet som helhet. Dette kan teoretisk sett oppnås ved å velge ut de anvendelsene som framstår som mest verdifulle i sammenligning med alternativene. For et gitt teknologisk nivå ville det ikke være mulig å øke produksjonen av noen vare uten å måtte redusere produksjonen av minst én annen vare. Det ville ikke være mulig å øke den økonomiske velferden for noen uten å måtte redusere den for andre. Situasjonen ville være samfunnsøkonomisk effektiv.

Å realisere samfunnsøkonomiske effektivitetsgevinster betyr å finne nye ressursanvendelser som er mer verdifulle enn alle aktuelle alternative måter å bruke ressursene på. Effektivitetsgevinstene kan være av to slag: Produksjonen eller verdien av produksjonen kan øke uten at forbruket av primære innsatsfaktorer øker; eller forbruket av grunnleggende ressurser kan reduseres uten at produksjonen eller verdien av produksjonen går ned.

En enkel illustrasjon av effektivitetsbegrepet, som samtidig belyser sammenhengen mellom effektivitet og rettferdighet, er: Anta som et tankeeksperiment at et samfunn består av to personer som begge er svært glad i å spise store mengder kake, og at de har en liten kake til deling seg imellom. Enhver deling av kaken - enhver måte å anvende kakeressursene på - er da samfunnsøkonomisk effektiv. Begge vil gjerne ha hele kaken, så uansett hvor mye én får, kan situasjonen for den andre bare forbedres ved å ta litt kake fra den første. Hvis kaken ble produsert ved hjelp av en gitt tilgang på primære innsatsfaktorer, ville det videre være ønskelig at den ble så stor som mulig. Det er også åpenbart at en effektiv ressurbruk ikke nødvendigvis er rettferdig. En av de effektive delingene er jo at den ene personen får hele kaken for seg selv. Derimot kan enhver rettferdig deling være effektiv; for eksempel. kan de to dele kaken likt seg imellom.

Det er viktig å være oppmerksom på den sammenhengen mellom effektivitet og rettferdighet som framgår av eksempelet. Teoretisk sett kan en velge mellom mange effektive måter på benytte ressursene på. (Og det er enda flere som ikke er effektive.) Nøyaktig hvilket ressursforbruksmønster som velges, er betinget av hva en oppfatter som rettferdig. Det er bare hvis en ikke bryr seg om inntekts- og konsumfordelingen i samfunnet, at det er nok å tilstrebe en vilkårlig, effektiv ressursbruk. Hvis en derimot har en målsetning om likhet, bør ressursbruken være så effektiv som mulig etter at likhetsmålsetningen er tatt som en gitt forutsetning.

I praksis er avveiningen mellom effektivitets- og fordelingshensyn ofte mer komplisert enn dette. Selv om det er enighet om en likhetsmålsetning, vil en ikke ha tilstrekkelig med akseptable virkemidler til å oppnå fullstendig likhet. Begrensninger i styringsmulighetene gjør også at en ofte må pådra seg samfunnsøkonomiske effektivitetstap for å kunne realisere fordelingsmålsetninger. Dermed må en vurdere hvor store tap som kan aksepteres for å oppnå større grad av likhet. Både i slike vurderinger og mer generelt kan det være nødvendig å ta inn over seg hva samfunnsøkonomiske effektivitetstap innebærer.

Eksempler på effektivitetstap

Begrepet «samfunnsøkonomisk effektivitet» er teoretisk og abstrakt. Men manglende samfunnsøkonomisk effektivitet - effektivitetstap - er som regel konkrete kostnader, inntektsbortfall og velferdsreduksjoner som er svært merkbare for dem som bærer tapene. Det finnes mange former for effektivitetstap i en moderne økonomi. Her vil fire eksempler bli omtalt: sløsing med naturressurser, arbeidsledighet, skattevridninger og utnyttelse av markedsmakt.

Unødig forbruk av naturressurser er antagelig en av de vanligste formene for samfunnsøkonomisk ineffektivitet. Hovedgrunnen er at naturressurser sjelden omsettes i alminnelige markeder der de ville ha fått en pris som reflekterte kostnaden ved å bruke dem. Viktige naturverdier fremstår i mange tilfeller som gratis for den enkelte økonomiske aktør. Effektivitetstap kan oppstå dersom arealplanleggingen i en kommune er for dårlig, slik at grunn som burde ha vært benyttet til for eksempel jordbruksformål eller boligtomter, i stedet blir brukt til veier og jernbaner. Et annet eksempel kan være at man bygger et marginalt lønnsomt kraftanlegg uten å ta hensyn til alle miljøkostnadene ved prosjektet.

Arbeidsledighet er også sløsing med verdifulle ressurser. Det er vanskelig å tenke seg at arbeidskraften har sin største verdi når den går ledig. Arbeidsløshet betyr derfor at en går glipp av produksjonsverdi fordi en ikke klarer å organisere økonomien slik at tilgangen på arbeidskraft utnyttes fullt ut. Det vil dessuten ofte oppstå et direkte velferdstap hos den enkelte arbeidsledige.

Skattevridninger er et mer komplisert effektivitets- eller velferdstap. De aller fleste skatter skaper en differanse mellom selger- og kjøperpris i de respektive markeder der skattene er pålagt. Dette er åpenbart når det gjelder alminnelige avgifter. Merverdiavgiften fører for eksempel til at kjøperprisen ligger 23 prosent over selgerprisen. Men det gjelder også i arbeidsmarkedet, der inntektsskatt og arbeidsgiveravgift fører til at kjøperprisen ligger langt over selgerprisen. På samme måte er toll en prisvridende beskatningsform. En tollsats skaper en kile mellom den internasjonale prisen og prisen som innenlandske kjøpere må betale, og har dermed samme virkning som en avgift.

For å identifisere effektivitetstapet ved slike prisvridninger må en sammenligne med en hypotetisk situasjon uten skatt. I forhold til den vil skattekilene vanligvis medføre at kjøperprisen blir høyere og selgerprisene lavere. Også omsetningen i markedene vil da normalt være lavere, og effektivitetstapet kan tilnærmet måles som nettoverdien av den omsetningen som fortrenges.

Det bør understrekes at dette effektivitetstapet bare er én av virkningene som skatter har i økonomien. Skatter finansierer i stor grad produksjonsvirksomhet og konsum i offentlig sektor, og i en samlet vurdering av skattesystemet måtte en ta hensyn til både effektivitetstapet, nytteverdien av den offentlige produksjonen og de direkte produksjonskostnadene i offentlig sektor.

Det viser seg at ulike beskatningsformer gir forskjellige effektivitetstap. De fleste skatter skaper kiler mellom selger- og kjøperpriser, men visse skatter er nøytrale, og enkelte avgifter kan lede til effektivitetsgevinster. Hvis en hadde kunnet nøye seg med å pålegge nøytrale og effektivitetsfremmende skatter, ville det offentliges inntektsbehov ikke ha representert noe problem fra et samfunnsøkonomisk effektivitetssynspunkt. Men i virkeligheten er en nødt til å benytte prisvridende beskatning for å finansiere offentlige utgifter. Utformingen av skattesystemet er en komplisert oppgave, der det er om å gjøre å finne fram til et sett av skatteformer og -satser som totalt sett skaper minst mulig effektivitetstap. Derfor bør en generelt være tilbakeholden med å foreslå å løse samfunnsøkonomiske problemer ved hjelp av skatter, avgifter, toll eller subsidier. Effektivitetsfremmende beskatning omtales nærmere nedenfor.

Når konkurransen i et marked er for svak, kan enkelte tilbydere få markedsmakt. Da er det lønnsomt for dem å sette prisen høyere enn de solgte enhetenes reelle produksjonskostnader. Forskjellen mellom pris og reell merkostnad per enhet representerer en kilde til effektivitetstap av omtrent samme type som skatter forårsaker.

Disse eksemplene viser at samfunnsøkonomisk ineffektivitet slett ikke bare er et teoretisk anliggende, men innebærer helt konkrete kostnader og tap. Det kan være overforbruk av naturressurser, manglende utnyttelse av verdifulle produksjonsfaktorer eller tap av produksjonsverdi på grunn av skattevridninger og mangelfull konkurranse i markedene.

Markeder og samfunnsøkonomisk effektivitet

Kriteriene for en samfunnsøkonomisk effektiv ressursbruk er ikke avhengige av at virksomheten i økonomien organiseres som et system av markeder. Teoretisk er det mulig å tenke seg en effektiv planøkonomi. I praksis har det likevel vist seg at informasjonsproblemet som må løses i et slikt system for å kanalisere ressurser dit de har størst verdi, blir nærmest uhåndterlig selv i små økonomier. Blant økonomer er det i dag bred enighet om at mulighetene for å oppnå en effektiv ressursbruk er størst i et markedssystem.

Et marked har en etterspørselsside og en tilbudsside. Etterspørselssiden består av alle som er interessert i å kjøpe minst én enhet av godet som omsettes i markedet. Hver kjøper har nødvendigvis en viss nytteverdi av godet, og for å få dekket sin individuelle etterspørsel, må kjøperen ha en betalingsvillighet per enhet som reflekterer vedkommendes nytteverdi. Den prisen kjøperen er villig til å betale per enhet, kalles marginal betalingsvillighet. Samlet etterspørsel i markedet er lik summen av alle kjøpernes individuelle kjøpsønsker ved de ulike prisnivåer som er aktuelle. «Markedets» marginale betalingsvillighet er derfor den høyeste prisen som kan oppnås blant alle kjøperne. For at markedet skal fungere effektivt, må den marginale betalingsvillighet gi et fullgodt uttrykk for nytteverdien av godet.

Tilbudssiden består av alle som er interessert i å selge minst én enhet. Hver selger har i utgangspunktet et visst minstekrav til prisen som må oppnås for at salget skal være regningssvarende. Dersom produksjonen er effektiv, er dette minstekravet gitt ved selgerens merkostnad ved å frembringe en ekstra enhet. Merkostnaden per enhet kalles grensekostnad. Hvis prisen ikke dekker grensekostnaden, vil salget av den ekstra enheten være tapsbringende. Prisen må imidlertid også være høy nok til at samlede salgsinntekter minst tilsvarer de totale produksjonskostnadene for den enkelte tilbyder. Samlet tilbud er lik summen av hva alle individuelle selgere er villige til å tilby ved ulike prisnivåer. «Markedets» grensekostnad er således gitt ved den laveste merkostnaden per enhet blant alle selgerne. For at markedet skal fungere effektivt, må produksjonskostnadene omfatte all ressursoppofring i frambringelsen av godet, herunder også alle miljøkostnader.

Markedssystemet må også oppfylle flere andre betingelser for at ressursbruken skal være fullt ut effektiv. Det kan for eksempel stilles store krav til informasjonsgrunnlaget for de enkelte økonomiske aktørenes beslutninger. Dessuten må markedssystemet være svært omfattende; «alt» må kunne omsettes i markeder, og overalt må konkurransen være sterk. Disse kravene kan ikke være fullt ut oppfylt i praksis. Derfor tjener modellen av den perfekte konkurranseøkonomien mest som et ideal som virkelige økonomier kan vurderes opp mot. Ambisjonen kan ikke være å nå helt frem til idealet. Men den bør være å legge til rette for at økonomien stadig endrer seg i en samfunnsøkonomisk effektiv retning. I tråd med dette skisseres hovedtrekkene ved en effektiv, markedsbasert energisektor i neste avsnitt.

5.3 En samfunnsøkonomisk effektiv energisektor

Enkelte økonomiske trekk ved energisektoren i Norge

Når en fokuserer på produksjon og omsetning for stasjonært energiforbruk, er det vannkraftens dominerende rolle som særpreger energisektoren i Norge. Utviklingen i den framtidige energibalansen påvirkes i stor grad av at det kan bli stadig vanskeligere å opprettholde en balanse mellom forbruk og produksjon av vannkraft innenlands. Dette avsnittet vil derfor hovedsakelig være konsentrert om kraftforsyningen. De fleste av konklusjonene som har med samfunnsøkonomisk effektivitet i kraftforsyningen å gjøre, vil imidlertid gjelde tilsvarende for andre deler av energisektoren.

Fra et økonomisk synspunkt er et viktig trekk ved kraftforbruket at det er knyttet til bestemte typer forbruksutstyr. Utstyret er en konsumkapital som hver sluttbruker må investere i for å kunne nyttiggjøre seg elektrisk kraft. Utstyret består av såkalte varige konsumgoder, noe som innebærer at investeringene virker bindende på energiforbruksmønsteret. Har man først investert i panelovner, varmekabler, elektriske kjøkkenartikler, vaskemaskin, tørketrommel osv., blir det etterpå lønnsomt å bruke dette utstyret og konsumere kraft selv om kraftprisen skulle bli svært høy i noen uker eller måneder. Dette er en grunnleggende årsak til at prisfølsomheten i kraftforbruket er temmelig liten på kort sikt. Konsumentene er bundet til forbruksutstyret. Selv om en prisøkning kan ventes å lede til redusert forbruk også på kort sikt, vil en reduksjon som ikke er knyttet til reinvestering i konsumkapital, være forholdsvis beskjeden. Først når konsumentene forventer varig høye kraftpriser (eller iallfall lange perioder med høye priser), blir det aktuelt for dem å vurdere lønnsomheten av å investere i ny konsumkapital for å kunne oppnå større forbruksreduksjoner. Se også kapittel 21 om vannbåren varme.

Vannkraftproduksjon er en kapitalkrevende virksomhet. Den aller største del av produksjonskostnadene er faste, og skyldes investeringene i dammer, tunneler og kraftstasjoner. De betalbare driftskostnadene, dvs. løpende utgifter som varierer med produksjonsnivået, er nokså små. Derimot har vannkraftproduksjon en implisitt driftskostnad som ikke kan neglisjeres. Denne driftskostnaden kalles vannverdi, og oppstår fordi vann blir lagret i kraftverkenes magasiner. I et kraftverk med magasinbeholdninger går driftsoppgaven ut på å beslutte når det er mest lønnsomt å tappe vann for å produsere kraft. Oppgaven kan også formuleres som at en må bestemme hvor mye det er optimalt å tappe på hvert tidspunkt innenfor en nærmere fastlagt tidshorisont. Det er optimalt å tappe en liter vann ekstra dersom verdien av et umiddelbart salg er større enn verdien av å la literen ligge en stund til i magasinet. Nettoverdien av å beholde en ekstra kWh-ekvivalent i magasinet fremfor å tappe den ut umiddelbart, er vannverdien for vedkommende magasin. Tapper man ut kWh-ekvivalenten umiddelbart, går man glipp av nettoverdien denne vannmengden ville ha hatt ved å bli lagret for salg i fremtiden. Vannverdien er derfor en implisitt kostnad - alternativkostnad - ved å tappe vann umiddelbart. Ettersom de betalbare driftskostnadene stort sett har liten betydning, er det vannverdien som i praksis utgjør den reelle grensekostnaden ved å produsere kraft.

Et spesielt trekk ved produksjonsvirksomhet som direkte utnytter en naturressurs uten å måtte kjøpe enheter av ressursen i et marked, er at det oppstår en såkalt grunnrente. Grunnrenten er den økonomiske nettoverdien av naturressursene som utnyttes. I kraftproduksjon er det for eksempel grunnrente fordi nedbør, magasiner og vannfall har implisitt verdi som innsatsfaktor. Denne verdien fremkommer ikke som et eget regnskapstall, men inngår i kraftselskapets nettoinntekt som fordeles mellom arbeidslønn, kapitalavkastning og skatter. Dersom kraftselskapet betaler normal lønn til sine ansatte, vil grunnrenten være den delen av overskuddet (før skatt) som overstiger normal avkastning på realkapitalen som er investert i virksomheten.

Det bør også nevnes at gjennomsnittskostnadene ved vannkraftproduksjon nødvendigvis må få et stigende forløp etter hvert som produksjonsnivået øker. (Gjennomsnittskostnadene er de totale kostnadene ved produksjonen, fordelt på antall enheter produsert; og det ses her bort fra eventuelle kostnadsbesparelser over tid som følge av teknologiske fremskritt.) Årsaken til de stigende gjennomsnittskostnadene er at naturressursen som utnyttes, er begrenset. I begynnelsen kan kraftbehovet dekkes ved å bygge ut i vassdrag der totalkostnaden per kWh blir relativt lav. Etter hvert er man henvist til stadig dyrere utbygginger, dels fordi antallet bratte og høye fosser er begrenset, og dels fordi det kreves stadig mer omfattende investeringer for å etablere hensiktsmessige magasiner. Kapittel 22 har enn nærmere omtale av vannkraft.

Kostnadsstrukturen ved produksjon av gasskraft er litt annerledes enn i vannkraftproduksjon. På grunn av anleggsinvesteringene er riktignok store deler av totalkostnadene faste også i et gasskraftverk. Men de løpende driftskostnadene skyldes hovedsakelig forbruket av naturgass, som kjøpes i et marked. Grensekostnadene vil derfor reflektere utgiftene ved å kjøpe gass til kraftproduksjonen. Nettopp fordi gassen kjøpes, er det ingen grunnrente i gasskraftverket. Gassen er en verdifull naturressurs, men grunnrenten oppstår hos selskapet som utvinner og selger gassen. Deler av utvinningsselskapets grunnrente kommer fra inntektene ved salg til gasskraftverket. Se nærmere omtale av gasskraft i kapittel 24.

Kostnadsforholdene ved kraftoverføring skiller seg på en avgjørende måte fra kostnadene ved kraftproduksjon. Her må gjennomsnittskostnadene antas å være fallende over størsteparten av produksjonsområdet, slik at kraftoverføring kan oppfattes som et såkalt naturlig monopol. Hovedgrunnen til et slikt kostnadsforløp er at det kreves en viss minste kapitaloppofring når man skal bygge en kraftoverføringslinje fra et sted til et annet. (Man kan for eksempel ikke stoppe halvveis.) Derfor er de faste kostnadene dominerende, og gjennomsnittskostnadene blir fallende. Også innen kraftoverføring er det imidlertid implisitte driftskostnader. En viktig del av disse kostnadene består av verdien av overføringstapet, det vil si den energien som går tapt på grunn av blant annet motstanden i ledningsnettet. Overføringstapet i en linje viser seg å øke omtrent proporsjonalt med kvadratet av kraftmengden som linjen skal transportere. Overføringstapet bidrar derfor til økte gjennomsnittskostnader, og trekker i motsatt retning av naturlig monopol. Tapskostnadene synes likevel ikke å være store nok til å snu tendensen til fallende gjennomsnittskostnader, iallfall ikke slik kraftoverføringsnettet i Norge er bygget ut i dag. Kapittel 28 og 29 har en nærmere omtale av fjernvarme og overføring og fordeling av kraft.

Med utgangspunkt i disse økonomiske aspektene ved energisektoren beskrives fire typer krav til en samfunnsøkonomisk effektiv organisering av sektoren i det følgende. For det første skisseres hvilket utvalg av markeder som er nødvendig. For det andre drøftes hvilken markedsadgang som trengs, det vil si hvilke økonomiske aktører som må kunne opptre i markedene for at de skal fungere effektivt. For det tredje beskrives betingelsene for kortsiktig effektivitet i hvert marked, og for det fjerde drøftes kriteriene for at ressursbruken skal være effektiv over tid.

Fullstendig markedsutvalg

Det er to hovedgrunner til at alle energibærere bør omsettes i velfungerende markeder. Den første er at hver enkelt energikilde bør brukes på en samfunnsøkonomisk effektiv måte; dels slik at en unngår overforbruk av naturressurser, og dels slik at energien kanaliseres til de anvendelsene der det er størst behov for den. Den andre grunnen er at forholdet mellom markedsprisene på ulike energibærere kan si noe om hvilke av dem en bør tilby mer av og hvilke en bør satse mindre på. En høy oljepris er et signal om høye produksjonskostnader for eller generell knapphet på olje. Den bør derfor føre til lavere etterspørsel etter olje, lavere etterspørsel etter energi totalt, og relativt sett høyere etterspørsel etter andre energiformer som for eksempel elektrisitet. I et velfungerende markedssystem som omfatter både olje og elektrisitet, vil nettopp dette skje. Det omvendte gjelder også: Dersom en ikke har flere vassdrag som kan tillates utbygget for å produsere kraft, er det viktig at knappheten formidles inn i et velfungerende marked. Da vil økte priser bidra til lavere kraftforbruk og signalisere at det bør satses mer på energiøkonomisering, teknologiutvikling og utnyttelse av andre energikilder.

Markedssystemet må også være fullstendig med hensyn til tidshorisontene for kjøps- og salgsavtalene som inngås. I utgangspunktet trengs det et marked der kjøps- og salgsønsker imøtekommes umiddelbart, et spotmarked. Informasjonen om tilgang på og behov for kraft endrer seg stadig, blant annet som følge av endringer i temperatur og nedbørsforhold. Spotmarkedsprisen har en viktig funksjon i å oppsummere den informasjonen som til enhver tid finnes om disse bakgrunnsforholdene, slik at kraftforbruket fortløpende balanseres mot kraftproduksjonen.

De hyppige endringene i bakgrunnsforholdene som påvirker kraft- og energibalansen leder til sterk variasjon i spotmarkedsprisen. For framtidig kjøp og salg av kraft innebærer variasjonen et betydelig usikkerhetsmoment. Det er derfor nødvendig med markeder som kan spre risiko på en samfunnsøkonomisk effektiv måte mellom ulike aktører. En aktørs evne til å bære risiko avhenger av hvilken økonomisk situasjon han eller hun er i. Dessuten kan selve holdningen til risiko variere mellom aktørene; noen er lite følsomme for risiko, mens andre er villige til å betale mye for å slippe unna usikkerhet. Risiko kan og bør på denne bakgrunn omsettes i et marked.

Det finnes flere ulike markedsformer for omsetning av risiko. Den enkleste er når selger og kjøper avtaler pris og kvantum for en leveranse som skal finne sted på et bestemt, framtidig tidspunkt. Da forsvinner all prisrisiko for begge parter hva angår det avtalefestede kvantumet. Men de kan fremdeles tape eller vinne på kontrakten, avhengig av forskjellen mellom spotprisen og den avtalte prisen når leveransen skjer.

En videreutvikling av dette er omsetning av standardiserte kontrakter for leveranse av et bestemt kvantum og eventuelt en bestemt kvalitet på et bestemt tidspunkt i fremtiden, der markedet klareres med ny likevektspris på hver kontraktstype for hver dag. Kontraktene betegnes med det engelske ordet «futures». Ønsker en bedrift å kunne disponere et kvantum høyspent kraft på en bestemt dato, kan den kjøpe et antall futureskontrakter som summerer seg til (omtrent) det aktuelle kvantum og som spesifiserer leveranse i nærheten av den ønskede datoen. I praksis fungerer futureskontrakter nesten utelukkende som prissikring, ettersom de aller fleste aktører i markedet vil utligne en netto kjøps- eller salgsposisjon ved å selge eller kjøpe kontrakter før de forfaller til fysisk leveranse. Futuresprisen reflekterer tilgangen på ny informasjon som kan være relevant for å fastsette verdien på kraft som leveres på det framtidige tidspunktet. Såfremt markedet fungerer tilstrekkelig effektivt, vil futuresprisen før kontraktens forfall gi uttrykk for forventet spotpris.

En tredje markedsform der en kan omsette risiko, er opsjonshandel. En opsjon gir rett, men ikke plikt til å kjøpe (engelsk: «call option«) eller selge (engelsk: «put option«) et bestemt kvantum til en avtalt pris, enten innen eller på et bestemt tidspunkt. En kjøpsopsjon utøves bare hvis spotprisen overstiger den avtalte prisen, og en salgsopsjon utøves bare hvis den avtalte prisen overstiger spotprisen. Opsjoner er enkle å opprette. Den som er villig til å la seg utsette for en mulig forpliktelse til å selge, utsteder en kjøpsopsjon. Prisen på kjøpsopsjonen reflekterer hvor mye selgeren krever som kompensasjon for å påta seg risikoen som den mulige salgsforpliktelsen innebærer, men også hvor mye kjøperen er villig til å betale for sikringen som ligger i at kjøpsprisen fikseres i opsjonskontrakten.

Effektiviteten i energisektoren kan også være avhengig av funksjonsmåten til andre markeder enn dem som er nevnt hittil, så som arbeidsmarkedet, kapitalmarkedet og markedene for innsatsvarer og produksjonsutstyr. Det vil imidlertid føre for langt å gå inn på en mer detaljert analyse av alle disse markedene.

Tilstrekkelig markedsdeltagelse

Et hovedpoeng ved samfunnsøkonomisk effektivitet er at ressursene skal kanaliseres til de anvendelsene der ressursinnsatsen har høyest verdi. For at alle alternative måter å bruke ressursene på skal kunne sammenlignes, er det nødvendig at nytteverdien av de ulike anvendelsene får komme til uttrykk i form av marginal betalingsvillighet i markedene. Dette betinger i sin tur at alle brukergrupper har tilgang til alle markeder. Et annet krav til en effektiv ressursbruk er at produksjonen skjer uten ressurssløsing, det vil si så billig som mulig. For at dette skal være tilfelle er det nødvendig at de beste og mest effektive tilbyderne får tilgang til markedet. Holdes en tilbyder borte, synker konkurransepresset på de øvrige tilbyderne, og produksjonskostnadene blir kanskje ikke så lave som de kunne bli.

Vilkårene for markedstilgangen bør i utgangspunktet være like for alle aktører. Dette gjelder imidlertid etter at det er korrigert for forskjeller i reelle transport- og transaksjonskostnader. I den grad kraftkrevende industri for eksempel etterspør høyspent kraft, mens husholdninger trenger lavspent, vil transportkostnaden til industrien være lavere enn til husholdninger fordi overføringstapet er mindre. Transportavstanden kan dessuten være kortere hvis kraftkrevende foretak ligger nærmere kraftstasjonene enn alminnelige boliger gjør. Forskjeller i transaksjonskostnader per kWh kan oppstå dersom kraftselskapet pådrar seg omtrent like store administrasjonskostnader når det betjener enkelthusholdninger som når det leverer til et annet kraftselskap, en større bedrift eller et borettslag.

Kortsiktig markedseffektivitet

Flere betingelser må som nevnt være oppfylt for at kraftmarkedene skal fungere effektivt. De viktigste gjelder prisdannelsen, og kan sammenfattes slik:

• Alle kjøpere bør stå overfor samme pris på samme vare eller tjeneste

• Alle selgere bør stå overfor samme pris på samme vare eller tjeneste

• Kjøperprisen bør være lik den marginale betalingsvillighet i markedet

• Selgerprisen bør være lik den kortsiktige grensekostnaden i markedet, men likevel ikke lavere enn at samlet etterspørsel er lik samlet tilbud

Det har vært hevdet at kjøpere står overfor ulike priser på samme vare i kraftmarkedet. Ett eksempel er at enkelte kraftselskaper tilbyr ulike vilkår til kunder innenfor og utenfor eget forsyningsområde. Slike leveringsbetingelser kan skape samfunnsøkonomiske effektivitetstap dersom forskjellen mellom kundegruppene ikke kan forklares med reelle kostnadsforskjeller, herunder forskjeller i brukstid og overføringskostnader. Ett annet eksempel er at kraftkrevende industri utstrekning får kjøpe kraft til lavere pris enn den som gjelder for husholdninger og annen næringsvirksomhet. Også her kan det oppstå effektivitetstap med mindre prisvilkårene kan begrunnes med reelle forskjeller i kostnader.

At prisen må klarere markedet med likhet mellom tilbud og etterspørsel, er markedets viktigste funksjon. Det finnes imidlertid flere likevektssituasjoner som er ineffektive i den forstand at kjøperprisen avviker fra grensekostnaden. Hvis kjøperprisen er lavere enn grensekostnaden, betyr det at nytteverdien av ytterligere en enhet er mindre enn merkostnaden ved å fremstille enheten. Da oppstår det et samfunnsøkonomisk effektivitetstap dersom enheten blir produsert og omsatt. Hvis kjøperprisen derimot overstiger grensekostnaden, er nytteverdien større enn merkostnaden, og en ekstra enhet bør bli produsert. Blir den ikke det, oppstår det et effektivitetstap som kan måles tilnærmet ved differansen mellom marginal betalingsvillighet og grensekostnad.

Mangelfull konkurranse er en vanlig årsak til at prisen i et marked avviker fra grensekostnaden. Yttertilfellet er et monopol, der det mest lønnsomme for enetilbyderen er å innrette produksjonen slik at inntektsøkningen fra den siste enheten akkurat er lik grensekostnaden. Ved normale etterspørselsforhold er denne inntektsøkningen mindre enn prisen, som derfor kommer til å overstige grensekostnaden. Den samme typen effektivitetstap oppstår når et lite antall tilbydere konkurrerer, selv om avstanden mellom pris og grensekostnad i slike tilfeller gjerne er mindre enn i monopoltilfellet. Normalt er det slik at prisen ligger nærmere grensekostnaden desto skarpere konkurransen i markedet er.

I mange markeder har kjøperne ufullstendig informasjon om produktkvaliteten. Videre kan produktene fra ulike tilbydere være differensierte, slik at det blir vanskelig for kjøperne å vurdere og sammenligne prisene. Disse problemene kan skape effektivitetstap, men de synes ikke å være spesielt akutte i energisektoren.

Derimot kan effektivitetsproblemer tenkes å opptre i produksjonstilpasningen på tilbudssiden. Som nevnt ovenfor er grensekostnaden for et vannkraftverk med magasiner gitt ved vannverdien. Denne verdien er ikke uten videre enkel å beregne, særlig ikke dersom en ønsker å ta hensyn til usikkerhet på en rasjonell måte. Hvis tilstrekkelig mange kraftverk styres etter andre kriterier enn vannverdi, blir resultatet lett at det tappes for mye vann i noen perioder og for lite i andre. Disponeringen av magasinbeholdningene leder til et effektivitetstap fordi det ikke konsekvent produseres mest kraft når kraftens bruksverdi er størst. I verste fall kan slik magasinstyring lede til unødig spill, det vil si at man er nødt til å slippe vann fra magasinene uten at det går gjennom turbiner i en kraftstasjon og utnyttes til å produsere elektrisk energi.

Kostnadsstrukturen i kraftproduksjon ligger til rette for at selve omsetningen av kraft kan skje i ordinære markeder. Dette henger sammen med at den økonomisk rasjonelle størrelsen på et kraftverk er slik at gjennomsnittskostnaden er konstant eller stigende. De grunnleggende kostnadsforholdene gir derfor ikke grunnlag for monopoldannelser, og alminnelig markedskonkurranse vil være den beste måten å sikre samfunnsøkonomisk effektivitet på. Riktignok fordrer dette at ingen enkelttilbydere kan utnytte markedsmakt på grunn av sin størrelse i forhold til samlet etterspørsel. Hvis for eksempel store og veldrevne kraftselskaper kjøper opp de mindre, kan det etter hvert resultere i at enkelttilbydere får markedsmakt og derved skaper samfunnsøkonomiske effektivitetstap.

Kostnadsstrukturen i kraftoverføring er derimot slik at transport av kraft er mindre egnet for markedskonkurranse. Konkurranse fører nødvendigvis til parallelletablering av produksjonskapasitet, altså til at konkurrenter ønsker å bygge parallelle kraftlinjer der hvor bare én linje ville være nok. Dette er åpenbart ressurssløsing, og utgjør en viktig begrunnelse for å ha en konsesjonsordning for kraftoverføringsanlegg. Men dersom bare én linje er nok, og det ikke er konkurranse, forsvinner den disiplinerende virkningen som konkurransen ville ha på prisen. Overføringstariffene må derfor reguleres av offentlige myndigheter, slik at tariffstrukturen og -nivået samsvarer med samfunnsøkonomiske effektivitetskriterier. Dette kan oppnås gjennom det såkalte punkttariffsystemet.

Punkttariffene består av flere ledd. Det viktigste fra et effektivitetssynspunkt er enhetsprisen per overført kWh, som reflekterer grensekostnaden ved transport av kraft til eller fra den enkelte bruker. Ettersom brukerne befinner seg på forskjellige steder i nettet, varierer også grensekostnaden, og punkttariffer kan i prinsippet utformes slik at de tar hensyn til geografiske avstander. (Selve betegnelsen punkttariff henspeiler på brukerens uttaks- eller innmatingspunkt i nettet.) Punkttariffene er imidlertid ikke relatert til en bestemt transportvei for kraften, ettersom det ikke er mulig å spesifisere nøyaktig hvor kraften fra hver enkelt tilbyder havner eller hvor de enkelte brukernes energileveranser kommer fra. Når det oppstår flaskehalser i overføringsnettet, kan enhetsprisen også inneholde påslag for å balansere etterspørselen mot det som faktisk kan overføres over hver flaskehals.

De øvrige leddene i punkttariffen er mer eller mindre faste beløp som skal dekke inn faste restkostnader i overføringsnettet. Fastleddene er nødvendige fordi kostnadsstrukturen ved kraftoverføring er slik at inntektsbidraget fra enhetsprisen ikke er stort nok til å dekke alle de faste kostnadene. Skulle en ha dekket restkostnadene ved hjelp av påslag i enhetsprisen, ville den ha oversteget grensekostnaden og dermed gitt opphav til et effektivitetstap. Dette effektivitetstapet kan unngås ved i stedet å dekke restkostnadene gjennom fastledd, såfremt leddene er optimalt beregnet for de ulike brukergruppene i nettet.

Effektivitet over tid: Optimale investeringer

Kortsiktig markedseffektivitet er ikke nok til å sikre at ressursbruken er samfunnsøkonomisk effektiv over tid. Den langsiktige utviklingen avhenger vel så mye av hvilke investeringer som foretas på konsum-, transport- og produksjonssiden. Spørsmålet om å oppnå optimale investeringer er todelt. For det første må de ulike økonomiske aktørene foreta meningsfylte og korrekte investeringskalkyler. Dette kan synes nærmest trivielt, men er i praksis helt avgjørende for å unngå ulønnsomme prosjekter. For det andre må investeringer foretas på grunnlag av så fullstendig informasjon som mulig. Dette dreier seg dels om at informasjonen som ligger implisitt i markedsprisene er pålitelig, og dels om å ta hensyn til at ikke all relevant informasjon blir reflektert i markedsprisene.

Det er grunn til å tro at investeringene på konsumsiden i all hovedsak er bestemt av forbrukernes pris- og lønnsomhetsvurderinger. Hvis konsumentene forventer å bli stilt overfor høyere kraftpriser i fremtiden, blir det relativt sett mer lønnsomt for dem å investere i utstyr som kan dempe veksten i energiutgiftene. Hvilke tiltak som velges, avhenger blant annet av de relative prisene på ulike typer energisparende utstyr. Hvis en synes at konsumentene ikke reduserer (veksten i) forbruket i tilstrekkelig grad, kan det være fristende å argumentere for at prisene på energisparende utstyr bør subsidieres. En slik framgangsmåte kan imidlertid ikke anbefales fra et samfunnsøkonomisk synspunkt. En generell konklusjon fra økonomisk teori er at myndighetenes inngrep i markedsøkonomien bør rette seg så presist som mulig mot de imperfeksjonene en ønsker å gjøre noe med.

Hvis kraftmarkedet fungerer effektivt, vil strammere kraftbalanse føre til stigende kraftpriser. Dette leder i seg selv til at kraftforbruket på sikt blir lavere enn det ellers ville ha vært. Hvis dessuten markedene for energisparende utstyr fungerer effektivt, vil kraftprisen kunne sammenlignes med de reelle kostnadene ved å investere i bedre boligisolasjon, varmegjenvinningsanlegg, alternative produksjonsmåter for energi osv. Etter som kraftprisen stiger, blir det først lønnsomt å investere i de billigste formene for energisparing, og deretter vil stadig mer kostnadskrevende løsninger bli aktuelle. Et velfungerende markedssystem bidrar på denne bakgrunn til at de mest effektive sparetiltakene realiseres først.

Investeringene i kraftoverføringsnettet må reguleres på lik linje med overføringstariffene. Såvel kostnadsstrukturen ved kraftoverføring som den manglende markedskonkurransen fører til at en netteier ikke uten videre har insentiver til å foreta samfunnsøkonomisk optimale investeringer i nettet. Derfor må myndighetenes regulering av kraftoverføringsnettet pålegge nettselskapene å beregne lønnsomheten av investeringer på en slik måte at utbyggingen av nettet blir samfunnsøkonomisk effektiv.

Investeringene på produksjonssiden kan i stor grad overlates til de enkelte energiselskaper, riktignok under to viktige forutsetninger. For det første må selskapene stilles overfor de reelle kostnadene ved miljøvirkningene som utbyggingen forårsaker. En kan ikke regne med at alle slike miljøkostnader formidles gjennom markedspriser. For det andre må selskapene benytte korrekte kalkyleprinsipper.

På grunnlag av økonomisk teori kan en slutte at investeringene i kraftforsyningen er optimale når kraftprisen er lik «den langsiktige grensekostnaden». Dette reflekterer et rent teoretisk resultat, som er at den kortsiktige grensekostnaden er lik den langsiktige når kapitalinnsatsen i en bedrift er optimal. Dette innebærer ikke at kraftprisen skal settes lik langsiktig grensekostnad. En pris lik kortsiktig grensekostnad vil imidlertid være lik den langsiktige grensekostnaden i det spesielle produksjonspunktet der innsatsen av enhver produksjonsfaktor er optimal.

Omsetning av eierandeler i kraftselskaper er et komplisert spørsmål som omfatter blant annet eiendomsretten til grunnleggende naturressurser, regional- og kommunaløkonomiske interesser og næringsstrukturelle problemstillinger. Disse spørsmålene er det ikke mulig å drøfte i detalj her. Fra et samfunnsøkonomisk effektivitetssynspunkt er det imidlertid to viktige argumenter for at kraftselskaper bør kunne kjøpes og selges. For det første vil adgangen til å investere i kraftselskaper gi bedre muligheter for risikospredning i økonomien, i den grad risikoprofilen i kraftproduksjon er forskjellig fra risikoen i andre typer investeringer. For det andre gir det isolert sett effektivitetsgevinster dersom kraftselskaper som drives lite effektivt, kan kjøpes opp av investorer som endrer organiseringen og styringen av selskapet slik at produksjonseffektiviteten forbedres.

5.4 Miljøhensyn

I teorien kan man realisere en fullstendig effektiv ressursbruk ved å organisere et perfekt markedssystem. I praksis er markeder preget av en rekke imperfeksjoner, som legger begrensninger på hvor effektivt markedssystemet kan fungere. En av de viktigste er at miljøhensyn ikke uten videre reflekteres i priser og kostnader i markedet. Teoretisk sett har dette to hovedårsaker. Den ene er at miljøet er et kollektivt gode der det som regel ikke er definert noen klar eiendomsrett for individuelle økonomiske aktører. Eksempelvis eies ikke luftrommet av enkeltpersoner som kan selge enheter av luft til andre aktører. I forhold til hva som ville kreves i et markedssystem, er det heller ikke en fullstendig, individuell eiendomsrett når det gjelder havet, vassdrag og naturområder i sin alminnelighet. På denne bakgrunn kan bruken av natur- og miljøgoder framstå som gratis eller svært billig for den enkelte økonomiske aktør, noe som lett fører til overforbruk av slike ressurser. Den andre årsaken til at markedet ikke uten videre ivaretar miljøhensyn, er at mange miljøvirkninger ikke lar seg måle og kvantifisere på en måte som gjør det meningsfylt å verdsette dem i kroner og øre.

Selv om miljøgoder i liten grad omsettes i vanlige markeder, kan det likevel være hensiktsmessig å bruke økonomiske virkemidler for å nå miljøpolitiske mål. Dette kan særlig være aktuelt når mange enkeltaktører bidrar til en generell miljøvirkning, samtidig som myndighetene kan fastsette en målsetning for hvor mye miljøvirkningen bør begrenses. CO₂-avgifter er et godt eksempel. Når husholdninger, industri, tjenesteyting og kraftprodusenter bidrar til økte CO₂-utslipp gjennom forbrenning av oljeprodukter, er miljøskaden en samfunnsøkonomisk tilleggskostnad som ikke er inkludert i oljeselskapenes regnskapsmessige produksjonskostnader. Teoretisk sett kan en CO₂-avgift derfor tolkes som en måte å representere klimahensyn på, slik at beslutningstakere blir stilt overfor alle de reelle samfunnsøkonomiske kostnadene ved forbruket av oljeprodukter. I praksis virker avgiften til å heve kjøperprisen og dempe forbruket, slik at CO₂-utslippene reduseres. Miljøavgifter av denne typen er et eksempel på effektivitetsfremmende beskatning. Se nærmere omtale av miljøavgifter i kapittel 16.

I mange sammenhenger settes miljøhensyn direkte opp mot økonomisk lønnsomhet av et investeringsprosjekt. Dette gjelder for eksempel ved mange kraftutbygginger og i vurderingen av hvorvidt en bør bygge gasskraftverk i Norge. Hvis det gir mening å vurdere miljøgodene i forhold til et økonomisk lønnsomhetstall, er det samfunnsøkonomisk effektivt å sette en pris på miljøgodene som prosjektet må betale.

Prissetting av miljøgoder er mindre aktuelt når vurderingen er at miljøhensynet overhodet ikke kan vike for økonomiske hensyn. I slike tilfeller bør ikke noe prosjekt realiseres dersom det går på bekostning av miljøhensynet. Dette kan en oppnå på en enklere måte gjennom direkte reguleringer enn gjennom en avgiftsordning. En eventuell avgift måtte i tilfelle være høy nok til at intet prosjekt noensinne ville være i stand til å betale den, og ville ha samme virkning som en direkte regulering.

Både den mangelfulle definisjonen av individuell eiendomsrett til viktige miljøgoder og behovet for å korrigere eller forhindre miljøvirkninger av økonomisk aktivitet ved hjelp av avgifter og reguleringer viser at offentlige myndigheter må ivareta miljøhensyn overfor markedet. I utgangspunktet vil en konsesjonsordning kunne være tilstrekkelig til at en kan få frem en avveining mellom miljøhensyn og økonomiske interesser. En forutsetning for dette er imidlertid at man gjennomfører faglig korrekte, samfunnsøkonomiske lønnsomhetsanalyser i forbindelse med konsesjonsbehandlingen, herunder også de nødvendige hensyn til miljøet. I den forbindelse er det viktig å understreke at en slik lønnsomhetsanalyse alene ikke er et tilstrekkelig grunnlag for en beslutning om å realisere et investeringsprosjekt. Dette skyldes at analysen, hvis den skal være faglig holdbar, i alminnelighet ikke kan omfatte alle virkninger av prosjektet.

Den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av et prosjekt omfatter bare de prosjektvirkningene som kan verdsettes økonomisk og sammenlignes. En beslutning om å realisere prosjektet må i tillegg ta hensyn til både økonomiske og ikke-økonomiske sidevirkninger, som vanligvis må vurderes ut fra politisk bestemte målsetninger. Et eksempel på økonomiske sidevirkninger av et prosjekt er endringer i fordelingen av inntekter og kostnader mellom ulike aktører som følge av at prosjektet eventuelt realiseres. Fordelingsvirkningene av et prosjekt bør ikke blandes inn i lønnsomhetsberegningen, men vurderes separat. Et annet eksempel på ikke-økonomiske sidevirkninger er miljøskader som det ikke er meningsfylt å verdsette økonomisk. 1 Miljøhensyn er nærmere omtalt i kapitlene 10 til 13 og i kapitlene 22 til 26 om de ulike energikildene/teknologiene.

6 Hovedtrekk i den norske kraftforsyningen

Norge står i en særstilling med en elektrisitetsproduksjon som er nærmere 100 prosent basert på vannkraft. Norge er Europas største produsent av vannkraft og verdens 6. største. Som følge av det store innslaget av vannkraft er elektrisitetsproduksjonen svært avhengig av variasjoner i nedbøren. Total produksjonskapasitet for vannkraft er i dag 27 307 MW og fordeler seg på om lag 856 kraftverk. I tillegg kommer 265 MW fra varmekraftverk. De samlede økonomisk utnyttbare vannkraftressursene i Norge er anslått til 178,3 TWh, regnet som midlere produksjon.

Netto stasjonært energiforbruk i Norge var omlag 168 TWh i 1997. Av dette utgjorde elektrisitet omlag 62 prosent, eller omlag 105 TWh, korrigert for overføringstap. Norge har et høyt forbruk av elektrisitet per capita sammenliknet med andre land. Dette skyldes delvis en stor kraftkrevende industri, men også at elektrisk oppvarming er svært dominerende. God tilgang på vannkraft til lave kostnader har, sammen med et velutviklet nett av overføringsforbindelser for kraft, favorisert elektrisitet som oppvarmingskilde. Alternativene er i hovedsak ved, olje og parafin. Petroleumsprodukter 2 utgjorde i 1997 omlag 21 prosent av det stasjonære energiforbruket. Mange norske husholdninger har mulighet for oppvarming med ved i tillegg til elektrisitet og olje. De siste 20 års overgang fra bruk av olje til bruk av elektrisitet har redusert muligheten til å veksle mellom ulike energibærere hos sluttbrukere. Bruken av fjernvarme i det norske forbruket er beskjedent. I 1996 utgjorde dette 0,5 TWh, eller nærmere 1 prosent av det stasjonære energiforbruket.

De fleste andre land både i Norden og i Europa har et mer sammensatt sluttforbruk av energi. Særlig er fjernvarme mer dominerende i oppvarmingsmarkedet. Dette skyldes en annen tilgang på energiressurser, samtidig som en tettere bosetning er mer egnet for utbygging av infrastruktur for fjernvarme. Tilsvarende har forholdene i andre land i Europa i større grad ligget til rette for satsing på gassledningssystem til sluttbrukere. Direkte bruk av gass til oppvarming er utbredt i mange europeiske land, og er økende i omfang.

6.1 Statens rolle i energimarkedene

Energisektoren er underlagt tett styring av offentlige myndigheter. Dette er tradisjon i alle industriland; også i Norge. Inngrep fra myndighetene er særlig sterk i kraftsektoren. Dette er begrunnet ut i fra at kraftsektoren er preget av naturlige monopoler, og at det derfor eksisterer et behov for sentral koordinering. Men vannkraftutbygging og linjeutbygging medfører også inngrep i naturen. Varmekraftproduksjon og direkte bruk av fossile energikilder gir utslipp til luft. Hensynet til slike miljøvirkninger er også en årsak til at offentlige myndighetene setter rammer for virksomheten.

Myndighetene kan prinsipielt sett tilnærme seg styringen av energimarkedene på ulike måter. Gjennom offentlig eierskap, gjennom lover og regler, eller ved en kombinasjon av disse. I Frankrike er det offentlig eierskapet rendyrket, i og med at staten eier all kraftproduksjon. Chile og Argentina er eksempler på land som har valgt den motsatte ytterligheten. Energiselskapene er privatisert, og staten styrer markedene gjennom lover og regler.

Den norske kraftsektoren har både sterkt offentlig eierskap og styring gjennom lovverket. Lovverket regulerer kraftmarkedet helt fra kraftutbygging til forbruk. Bruken av vassdragene blir styrt gjennom konsesjons- og vassdragslovgivningen, Verneplanen og Samlet plan. Eierskapet blir styrt 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 alle tiltak etter energi- og vassdragslovgivningen. Utenlandshandelen med kraft er underlagt et eget konsesjonssystem. Det er egne systemer for å sikre kraftkrevende industri langsiktige kontrakter. Det er etablert et eget skattesystem for kraftverk. I tillegg er 85 prosent av kraftproduksjonen og mesteparten av linjenettet offentlig eid.

Også andre deler av energimarkedene er underlagt statlig styring. Det er tilknytningsplikt for nye bygg til fjernvarmeanlegg, og prisen på fjernvarme blir regulert. Det er avgifter på fossile brensler og på elektrisitet. Staten har et engasjement for å stimulere til energiøkonomisering, både gjennom energiverkene og gjennom sin egen virksomhet. Staten stiller krav til merking og standarder på energiforbrukende utstyr. Egne forskningsprogrammer er etablert for å videreutvikle energimarkedene.

I dette kapitlet gjennomgås de mest sentrale styringsinstrumentene i det norske energimarkedet. Det er lagt hovedvekt på kraftsektoren fordi reguleringene er sterkest her. På tross av de mange styringsinstrumentene i kraftmarkedet, er kraftomsetningene deregulert. Deregulering av et kraftmarked krever imidlertid en sentral styring, særlig av nettvirksomheten. For øvrig er svært mange av reguleringene knyttet til utbygging av kraftverk og linjenett, og til omsetning av kraftverk. Dereguleringen omfatter ikke disse områdene. Dette er ikke nødvendigvis til hinder for et fungerende marked for omsetning av kraft.

6.2 Organiseringen av kraftsektoren

Kraftforsyningen har en viktig rolle i økonomien. Kraftsektoren står i dag for 3 prosent av verdiskapningen i fastlands-Norge. Dette utgjorde nærmere 22 milliarder kroner i 1996. Sektoren sysselsetter nærmere 20 000 personer. Realkapitalen utgjør 3 omtrent 176 milliarder kroner, eller 6,7 prosent av Norges samlede realkapitalbeholdning. Til sammenligning utgjør realkapitalen i industrien om lag 9 prosent av totalen.

Figur 6.1 viser utviklingen i investeringene i kraftforsyningen de siste 16 årene. De største investeringene i vannkraftsektoren fant sted mellom 1970 og 1985. I denne perioden økte vannkraftkapasiteten med 10 730 MW, eller omlag 715 MW per år. Mot slutten av 1980-tallet avtok investeringene.

Kilde: SSB

Nedgangen i investeringene har fortsatt i de senere årene. Det er særlig nyutbygging av produksjonsverk som er blitt redusert, mens investeringene i overføringsnettet har vært mer stabil.

6.2.1 Eierskap

Eierskapet i den norske kraftsektoren er dominert av det offentlige. På nettsiden eier Statnett SF 80 prosent av sentralnettet, regnet i forhold til kilometer ledning. Statnett SF er et statsforetak heleiet av staten. Private selskaper, fylker og kommuner eier resten av sentralnettet, men leier det ut til Statnett SF. Kommunene og fylkeskommunene eier mesteparten av regionalnettene og distribusjonsnettene. I tillegg eier også Statnett SF en del av regionalnettet.

På produksjonssiden domineres eierskapet av kommuner og fylkeskommuner. Til sammen eier disse omlag 55 prosent av produksjonskapasiteten i landet. Statkraft SF eier omtrent 30 prosent av produksjonskapasiteten. Private eier ca. 15 prosent, hvorav 2/3 er belagt med vilkår om hjemfall til staten, og 1/3 er konsesjonsfrie. Av den private andelen på l5 prosent eier Norsk Hydro ca. 2/3, og av den konsesjonsfrie tredjepart eier Hafslund ca. 30 prosent. Den gjenværende private andel eies hovedsakelig av andre større industriselskaper.

6.2.2 Energiverkene

Det finnes mange forskjellige typer energiverk. Det er vanlig å skille mellom distribusjonsverk, vertikalt integrerte verk, engrosverk, produksjonsverk og industriverk. Begrepet «energiverk» kan benyttes som en fellesbetegnelse for de ulike typene verk.

I 1996 var det 127 produksjonsselskaper i kraftforsyningen, det vil si selskaper som kun driver produksjon. De eier ikke overføringsnett eller distribusjonsnett. Statkraft SF har en midlere produksjon på omtrent 30 TWh/år og er den klart største produsenten. De andre rene kraftprodusentene er relativt små. Verkene er ofte eid av en kommune, eller flere kommuner i fellesskap. Produksjonsverkene er ofte aksjeselskaper. Mange av de privateide produksjonsverkene er industriverk, som vesentlig leverer kraft til egen industrivirksomhet. Det var 54 industriverk i landet i 1996. Selskapsformen er aksjeselskap.

I de ulike regionene er det ofte etablert engrosverk. Engrosverkene kan ha både regionalnett og kraftproduksjon. Formålet med virksomheten har opprinnelig vært å produsere og kjøpe inn kraft for videresalg til lokale distribusjonsselskaper. Det var i alt 23 engrosverk i Norge i 1996. Engrosverkene er vanligvis eid av flere kommuner eller lokale energiverk i fellesskap, eller av fylkeskommuner. Omtrent halvparten av engrosverkene er aksjeselskaper. De øvrige er kommunale eller interkommunale bedrifter.

Distribusjonsverkene eier det lokale fordelingsnettet. De handler kraft på markedet og selger til sluttbrukere i sitt område. Selv om distribusjonsverkene har adgang til hele landets kraftmarked, og kan handle kraft på spotmarkedet eller fra en hvilken som helst kraftleverandør, er det fortsatt vanlig at de handler mesteparten av kraften fra et regionalt engrosverk. Årsaken er at det ofte er avtalemessige bindinger mellom distribusjonsverkene og regionale engrosverk. Kundene kan imidlertid kjøpe kraft fra hvilken som helst leverandør i landet. Distribusjonsverkenes kjøp og salgsvirksomhet er derfor konkurranseutsatt. Noen distribusjonsverk selger kraft til sluttbrukere i andre energiverks områder.

Distribusjonsverkene er stort sett eid av en eller flere kommuner. Det var 104 rene distribusjonsverk i landet i 1996. Av disse var 57 kommunale bedrifter, eller interkommunale bedrifter. Det betyr at kommunene er direkte ansvarlig for de økonomiske forpliktelsene i distribusjonsverkene. 47 distribusjonsverk var organisert som aksjeselskap eller andelslag.

Vertikalt integrerte verk eier både lokalt fordelingsnett og kraftproduksjon. De kan også eie regionalnett og noen eier deler av sentralnettet. I likhet med distribusjonsverkene selger de kraft til sluttbrukere i det området der de har fordelingsnett, og konkurrerer ofte om kunder i andre energiverks områder. Det var 96 vertikalt integrerte verk i landet i 1996. Av disse var 54 organisert som kommunale eller fylkeskommunale bedrifter, eller hadde en selskapsform med begrenset ansvar (aksjeselskap).

Handelsselskapene kjøper kraft på markedet for videresalg, vesentlig til sluttbrukere. Det eksisterte 22 slike handelsselskaper i 1996. Handelsselskapene har kontrakter med sluttbrukerne i de områdene der lokale energiverk tidligere hadde monopol på salg av kraft. Slik handel er ikke vesentlig forskjellig fra omsetningsvirksomheten i tradisjonelle distribusjonsverk. Handelsselskapene er ofte eid av energiverk, men også private aktører driver handel.

Kraftmeglerne kjøper ikke kraft selv, men formidler tilbud som er i markedet og skaper kontakt mellom kjøpere og selgere. Kjøper og selger står ansvarlige for kontrakten som inngås med megler som mellomledd.

Statnett SF og Statkraft SF

Selskapsmessig skille mellom statens produksjonsvirksomhet og sentralnettet er viktig for å sikre at alle brukere i sentralnettet blir behandlet likeverdig. Statens produksjonsvirksomhet og nettvirksomheten har også ulike mål og styringskrav.

Sentralnettet er et naturlig monopol. Forvaltningsbedriften Statkraft ble derfor splittet i et nettforetak, Statnett SF, og et produksjonsforetak, Statkraft SF, fra årsskiftet 1991/92. Organiseringen som statsforetak innebærer blant annet at staten er ansvarlig for selskapets gjeld, og at ingen andre enn staten kan være eiere. Produksjon og omsetning av kraft er forretningsmessig virksomhet som er utsatt for konkurranse. Statkraft SF opererer i kraftmarkedet på linje med andre kraftprodusenter.

Statnett SF står sentralt i organiseringen av det norske kraftmarkedet. Statnett SF har ansvaret for å bygge og drive sentralnettet. De har også ansvaret for å sørge for at det hele tiden produseres akkurat så mye kraft som det til enhver tid forbrukes i det norske systemet. Dette er en del av den såkalte driftskoordineringen. Videre organiserer Statnett SF ulike markeder gjennom sitt eierskap i Nord Pool ASA.

Figur 6.2 viser fordelingen av organisjonsformer i de norske energiverkene. Det er varierende hvilken selskapsform som er valgt. Fortsatt er en stor andel organisert som kommunale bedrifter, eller interkommunale bedrifter hvor flere kommuner eier selskapene. De senere årene har det blitt mer vanlig å organisere energiverkene som aksjeselskaper. Andelen aksjeselskaper blant medlemmene i Energiforsyningens Fellesorganisasjon økte fra 18 prosent i 1990 til 53 prosent i 1998.

Blant de største energiselskapene har flere valgt en konsernorganisering, i forbindelse med at det er foretatt oppkjøp av andre selskaper. Ved oppkjøp som innebærer økt vertikal integrering har det fra statens side blitt satt betingelser om at en skiller kraftproduksjon og omsetning fra nettvirksomhet. Disse virksomhetene skal drives i atskilte selskaper, og derfor har de fleste valgt en konsernorganisering.

Sammenslåinger og samarbeid mellom selskaper har også funnet sted i et visst omfang. Eksempelvis har selskaper i samme område dannet felles omsetnings- og distribusjonsselskaper, mens øvrige deler av virksomhetene fortsatt drives separat.

Kilde: NVE.

Endring i eierforhold gjennom kjøp og salg av kraftverk, er regulert gjennom rettsregler om forkjøpsrett, konsesjonsvilkår og hjemfall til staten av kraftverk. For nærmere omtale av de rettslige rammer knyttet til salg kraftverk, eller aksjer/parter i selskaper som disponerer over vannfallrettigheter, se avsnitt 6.3.

6.2.3 Energiloven

Energiloven av 1990 gir rammene for organiseringen av kraftforsyningen i Norge. Loven legger til rette for konkurranse innen kraftproduksjon og omsetning, og regulerer bygging og drift av anlegg, overføringstariffene og adgangen til overførings- og fordelingsnettet. Norge var det andre landet i Europa som la til rette for mer markedsbaserte prinsipper for kraftomsetning, etter England og Wales i 1989. Bakgrunnen for omorganiseringen av kraftsektoren var et ønske om en mer effektiv utnyttelse av de tilgjengelige vannkraftressursene og overføringsnettet. Innføringen av konkurranse på produksjons- og omsetningsleddet gjennom energiloven, medførte ikke tilsvarende endringer i reguleringen av energitilgangen. Energitilgangen i Norge er regulert gjennom blant annet konsesjonsplikt, forkjøpsrett og bestemmelser om hjemfall. For nærmere omtale av formelle rammevilkår for kraftforsyningen, se kapittel 6.6.

Et viktig resultat av energiloven er at forbrukerne i større grad enn tidligere kan velge leverandør av kraft. Fra og med 1997 er det ikke lenger kostnader knyttet til å bytte leverandør. Konkurransetilsynet publiserer tilbudene fra energiverkene, og NVE gir informasjon om mulighetene til skifte leverandør.

Alle som forestår omsetning av elektrisk energi må ha omsetningskonsesjonetter energiloven. I omsetningskonsesjonen kan det stilles vilkår knyttet til den økonomiske virksomheten i overførings- og fordelingsnettet, og vilkår om markedsadgang for nettkundene. Bakgrunnen for dette er at nettet er et naturlig monopol. For å etablere konkurranse i produksjon og omsetning, er det nødvendig å sikre aktørene lik tilgang til nettet. I tillegg er det nødvendig å kontrollere nivået på tariffene for å hindre at monopolet misbrukes til en særlig høy avkastning, og for å sikre effektiv utbygging og drift. De fleste energiverkene i Norge driver både nettvirksomhet og omsetning av kraft. Mange driver også kraftproduksjon. Se kapittel 28 for nærmere omtale av nettvirksomheten og kontrollen med det naturlige monopolet.

6.2.4 Kraftomsetning i engrosmarkedet

Fra 1971 fram til 1993 ble koordineringen av kraftproduksjonen mellom produsentene i de ulike områdene av landet organisert som et marked, med ukentlig prisfastsetting for det enkelte døgn eller deler av døgnet. Dette skjedde i regi av Samkjøringen av kraftverkene i Norge. Disse prisene ble også lagt til grunn for utvekslingen av kraft med de øvrige nordiske landene.

Etter innføringen av energiloven skjedde det viktige endringer i organiseringen av kraftomsetningen i Norge. Samkjøringen, som inntil 1993 hadde ansvaret for det organiserte markedet, ble slått sammen med Statnett SF og organisert som et heleid datterselskap av foretaket, Statnett Marked AS. Alle forbrukere fikk tilgang til denne handelsplassen.

I forbindelse med omorganiseringen av krafthandelen mellom Sverige og Norge, ervervet Svenska Kraftnät i 1996 en eierandel i Statnett Marked AS på 50 prosent. I forbindelse med endringen i eierskapet, endret kraftbørsen navn til Nord Pool ASA - Den nordiske elbørsen. Utenlandske aktører handler nå på kraftbørsen til samme regler som norske aktører.

Omsetningen på Nord Pool foregår i dag i tilknytning til to hovedmarkeder: Elspot- og elterminmarkedet. På elspotmarkedet handler aktørene kraft (fysisk) for hver enkelt time kommende døgn. På elterminmarkedet kan kraft kjøpes på ukes-, måneds- og sesongbasis. Disse kontraktene må følges opp med anmeldinger i det fysiske elspotmarkedet dersom leveranser ønskes kjøpt eller solgt. I elterminmarkedet skilles det mellom såkalte futureskontrakter, hvor kontraktenes avregnes mot elspotprisen fram til leveringsperioden, og forwardkontrakter, hvor det ikke foretas noen avregning av kontraktsverdien før i leveringsperioden. De standardiserte kontraktene kan selges og kjøpes. Aktørene kan dermed justere sine kontraktsporteføljer i samsvar med vurderinger av markedet, og deres økonomiske disposisjoner for øvrig. Elterminmarkedet kan benyttes av aktørene til å sikre seg langsiktige og faste priser på kraftsalg eller -kjøp.

Foreløpige tall viser at omsetningen i 1997 i elspotmarkedet var 43,6 TWh, mens omsetningen i elterminmarkedet var 52,8 TWh. Per 1. januar 1998 var det 199 aktører på børsen, inklusiv såkalte clearingkunder. Clearingkunder handler gjennom en megler, samtidig som det økonomiske oppgjøret foretas direkte mellom kunden og børsen. Nord Pool påtar seg den økonomiske risikoen for at oppgjøret finner sted.

Handelen har fått økende betydning for kraftselskapenes, og de store kraftbrukernes håndtering av økonomisk risiko. En godt utviklet markedsplass med hensiktsmessige produkter har bedret selskapenes kontroll med risikoen i produksjon og omsetning av kraft. Tilstrekkelig likviditet i markedet for langsiktige kontrakter er også viktig for muligheten til å prissikre ny produksjon. Manglende likviditet i terminmarkedet kan føre til sykliske investeringer, fordi utbyggere ikke har mulighet til å prissikre fremtidig produksjon. Som følge av dette kan investeringer stanse opp fordi risikoen er for stor, og tar seg først opp igjen når det oppstår underskudd og høye spotpriser. Det kan også føre til at det bare bygges ut små og lite kapitaltunge anlegg, selv om større utbygginger rent samfunnsøkonomisk ville være å foretrekke.

Handel på regulerkraftmarkedet kommer til fysisk levering. Regulerkraftmarkedet benyttes av Statnett SF for å balansere eventuelle avvik mellom forbruk og produksjon.

Tidligere var kraftmarkedet preget av at en stor del av omsetningen var direkte, bilaterale forhandlinger mellom kjøper og selger, med kontrakter som ble utformet spesielt for det enkelte tilfelle. Slike kontrakter var normalt ikke omsettelige, og ga liten mulighet til å tilpasse seg fremtidige endringer i markedet i kontraktsperioden. Den bilaterale handelen dominerer fortsatt som omsetningsform i kraftmarkedet, til tross for økende omsetning over den nordiske elbørsen.

Hoveddelen av den bilaterale omsetningen består i dag av finansielle forwardkontrakter. Kontraktene er for en stor del standardiserte, men spesielt tilpassede kontrakter tilbys av enkelte aktører. Enkelte kraftmeglere formidler også bilaterale opsjoner i kraftmarkedet. En kjøpsopsjon på kraft er en kontrakt mellom kjøper og selger som gir kjøper av kontrakten en rett, men ikke plikt, til å kjøpe eller selge kraft på et bestemt fremtidig tidspunkt til en på forhånd avtalt pris. Selgeren er forpliktet til å innfri kontrakten etter kjøpers ønske.

6.2.5 Sluttbrukermarkedet

I sluttbrukermarkedet har kundene nå anledning til å skifte leverandør, med 3 ukers varsel til tidligere leverandør, uten kostnader. Undersøkelser foretatt av NVE viser at ved inngangen til 1998 hadde ca. 35 000 kunder en annen leverandør enn sin lokale leverandør i området.

Totalt finnes det ca. 2 millioner husholdningskunder i Norge.

6.3 Kraftutveksling

Med dagens installerte kapasitet kan det i et år med normalt nedbør produseres 112,9 TWh i det norske vannkraftsystemet 4. Produksjonen av vannkraft varierer betydelig fra år til år, blant annet på grunn av variasjoner i nedbør, temperaturer og tilsigsforhold. Variasjonene i tilsigsforholdene i kraftproduksjonen har blitt håndtert ved å bygge ut magasiner for lagring av vann, og overføringsforbindelser til våre naboland.

Per 1. januar 1997 var samlet magasinkapasitet 83,2 TWh. Dette tilsvarer nærmere 74 prosent av den midlere produksjonsevnen. Magasinene gjør det mulig å jevne ut de naturlige variasjonene i tilsiget over året, og til en viss grad variasjoner fra år til år.

Det er betydelig overføringskapasitet mellom de nordiske landene, og til landene utenfor Norden. Samlet overføringskapasitet vil øke ytterligere gjennom tre planlagte kabler til Europa etter århundreskiftet. Overføringsforbindelsene innebærer at landene i Norden er nært sammenknyttet. Norge har i en årrekke handlet kraft med både Sverige, Danmark og Finland. I tillegg har det vært en svært begrenset handel med Russland. Den første overføringslinjen til Sverige ble tatt i bruk tidlig på 1960-tallet, mens den første overføringskabelen til Danmark ble satt i verk i 1976.

De fleste land som Norge har knyttet overføringsforbindelser til, har en kraftproduksjon som i stor grad er basert på varmekraft (kull-, olje-, gass- og kjernekraft). Utgangspunktet for utveksling av kraft er basert på muligheten til å dra gjensidig nytte av forskjellene i produksjonssystemene mellom landene, i hovedsak som følge av forskjeller i produksjonskostnader. Overføringskapasiteten gjør det mulig å importere kraft i tørrår, og fungerer derfor som en reserve til det norske vannkraftsystemet. Samtidig kan overskuddskraft fra Norge eksporteres i år med større tilsig av vann enn normalt.

Det kreves konsesjon etter energiloven for krafthandel med utlandet. Rammebetingelsene for utenlandshandelen med kraft er gitt i Stortingsproposisjon nr. 81 (1991-92), Innst. S nr. 178 (1991-92), Stortingsmelding nr. 46 (1992-93) og St. meld nr 11 (1995-96). Konkurranselovgivningen vil i tillegg komme til anvendelse innenfor den konkurranseutsatte delen av kraftmarkedet.

Siden 1993 har Olje- og energidepartementet i henhold til energiloven § 4-2 gitt konsesjon til fire langsiktige kraftutvekslingsavtaler mellom norske kraftprodusenter og danske ELSAM, tyske PreussenElektra og EuroStrom Trading, samt nederlandske Sep. Avtalene skal bidra til en effektiv kraftutveksling mellom landene, og legger grunnlaget for å utnytte fordelene med å utveksle kraft mellom det norske vannkraftsystemet og de varmekraftbaserte systemene på kontinentet. Det vil innebære eksport av kraft til varmekraftsystemene i høylastperioder, og mulighet til import av kraft i lavlastperioder. Avtalene omfatter i hovedsak forpliktelser om faste leveranser. I tillegg skal kortsiktig utveksling skje på grunnlag av prisen i det norske kraftmarkedet og marginal kostnad ved kraftproduksjon i utlandet. Prisutviklingen i Norden, og utviklingen i marginale produksjonskostnader i Tyskland og Nederland, vil derfor være bestemmende for hvordan faktisk kraftutveksling vil bli, se også omtale i kapittel 8.

6.4 Prisdannelsen i kraftmarkedet

Utviklingen i den nordiske kraftprisen avhenger av tilbud og etterspørselsforholdene i de ulike landene. Fordi en stor andel av den samlede kraftproduksjonen i Norden består av vannkraft, vil nedbørsmengde og tilsigsforhold være viktig for prisdannelsen på kort sikt. På etterspørselsiden vil temperaturer og generelt aktivitetsnivå i økonomien være av betydning.

Spotprisen på den nordiske elbørsen - Nord Pool - fungerer i stor grad som en referanse for markedsprisen på kraft i Norge, se avsnitt 6.1.4 for nærmere omtale av kraftbørsen. Figur 6.3 viser utviklingen i spotprisen de siste seks årene. Som figuren viser, varierer spotprisen betydelig over sesonger og år.

Kilde: NordPool ASA

Siden de nordiske landene er bundet sammen i et overføringsnett, vil produksjonskostnader for kraft i våre naboland spille en viktig rolle for kraftprisene i Norge. Figur 6.4 viser produksjonskostnader ved forskjellig kraftproduksjon i Norden.

Kapitalintensive enheter som vannkraft 5 og kjernekraft vil ha de laveste kostnadene under drift. Ettersom prisen stiger vil det være mer lønnsomt å ta i bruk anlegg med høyere produksjonskostnader. Lettoljebaserte gassturbiner og andre oljebaserte kraftverk, har de høyeste variable produksjonskostnadene. Til gjengjeld har de lave investeringskostnader, og kan fungere som reserve i spesielle situasjoner, for eksempel i år med mindre nedbør når den tilgjengelige vannkraften er mindre.

Kullkraftprisen i Danmark er viktig for prisdannelsen i et normalår 6. I år med større tilsig enn normalt, vil det være kapasitet med lavere kostnader som setter prisen. I år med lavere tilsig, vil kapasitet med høyere produksjonskostnader være prissettende.

Kilde: OED

Kraftforbruket varierer over døgnet. Ettersom forskjellige kapasiteter kan være prissettende, kan det være prisforskjeller mellom dag og natt. Det vil normalt være mindre prisforskjeller mellom dag og natt i et vannkraftsystem enn i et varmekraftsystem. Med større tilknytning til varmekraftland kan det oppstå større prisforskjeller mellom natt og dag også i Norge.

Kraftprisene på lang sikt vil avhenge av utviklingen i forbruket. En strammere kraftbalanse i Norden kan gi høyere priser dersom dyrere produksjonskapasitet må tas i bruk for å dekke forbruket.

For ny kraftkapasitet vil de politiske rammevilkårene være viktig i tillegg til forventinger om framtidig pris og forbruksutvikling. I et nordisk kraftmarked med omfattende handel med nord-europeiske land, vil vurderinger av bygging av ny kraftkapasitet innenlands også vurderes opp mot muligheten for import. Kostnadene for kraftproduksjon i Europa vil derfor få økende betydning for prisdannelsen i Norden, jf. kapittel 8.

6.5 Nærmere om utviklingen i den norske kraftbalansen

Kraftbalansen innenlands bestemmes av forholdet mellom produksjon og brutto innenlandsk forbruk av kraft. Det eksisterer et kraftoverskudd når det produseres mer enn det brukes innenlands. Kraftoverskuddet blir eksportert.

I Norge kan den faktiske produksjonen av vannkraft variere fra år til år med +/- 20 TWh. Ved vurdering av kraftbalansen er det vanlig å ta utgangspunkt i forholdet mellom forbruk og midlere produksjonsevne. Midlere produksjonsevne blir bestemt på grunnlag av installert kapasitet, og det forventede årlige tilsiget i et år med normal nedbør.

Per januar 1998 var utbygd midlere produksjonsevne i Norge omlag 112,9 TWh. Figur 6.5 viser tilveksten i midlere produksjonsevne i vannkraftsystemet i perioden 1960 til 1990. Hittil i 1990 årene har den midlere produksjonsevnen økt med 3,3 TWh, eller 0,4 TWh per år.

Kilde: SSB

Tradisjonelt har det vært et kraftoverskudd i det norske kraftsystemet. Fra slutten av 1960-tallet, og fram til 1993, har den midlere produksjonsevnen i gjennomsnitt vært 6-7 TWh høyere enn det innenlandske forbruket. I perioder med tilsig og temperaturer over det normale, har det faktiske kraftoverskuddet vært enda høyere. Spesielt var årene fra 1988 til 1992 nedbørsrike. Begrenset vekst i etterspørsel etter kraft som følge av lavkonjuktur, kombinert med flere milde vintre, bidro til et betydelig kraftoverskuddet i denne perioden. Det innenlandske kraftoverskuddet var årsaken til at Norge var nettoeksportør av kraft i alle årene med utveksling, med unntak av 1977, 1986 og 1996, jf. figur 6.6. Fra 1970 til og med 1997 ble det eksportert i alt 180 TWh fra Norge, og importert 60 TWh. Handelen med Sverige har utgjort storparten av den samlede kraftutvekslingen.

Kilde: OED

Kraftsituasjonen har endret seg de senere årene. Investeringene i ny produksjonskapasitet har blitt kraftig redusert. Dette skyldes blant annet en bedre tilpassing av investeringene i produksjonskapasitet til forbruket, etter at det i 1991 ble åpnet for en markedsbasert omsetning av kraft. Større risiko for utbygger gir større forsiktighet med nyinvesteringer, spesielt dersom mulighetene til å prissikre fremtidig produksjon er begrenset, jf. avsnitt 6.2.4. Usikkerhet om framtidige økonomiske og politiske rammevilkår påvirker også investeringer i ny kraftkapasitet.

Samtidig som investeringene i ny produksjonskapasitet har vært beskjedne, har det vært vekst i forbruket av elektrisk kraft. I årene fra 1990 til 1997 økte kraftforbruket med nærmere 9 prosent, eller i overkant av 9 TWh.

På grunn av høyere kraftpriser, og stor oppmerksomhet rundt kraftsituasjonen i 1996, gikk forbruket ned dette året. Nedgangen skyldes i hovedsak redusert forbruk i elektrokjeler, som kan skifte mellom olje og elektrisitet avhengig av prisene. I 1997 økte kraftforbruket igjen med 2,1 prosent, eller 2,4 TWh. Samlet kraftforbruk dette året var omlag 116 TWh.

Veksten i forbruket, og mangelen på investeringer i ny produksjonskapasitet, har ført til en strammere kraftbalanse i Norge. Figur 6.7 viser utviklingen i forbruket og midlere produksjonsevne de siste 10 årene. Fra 1993 har det innenlandske elektrisitetsforbruket vært høyere enn det som i et normalt år kan produseres i det norske kraftsystemet. I historisk sammenheng er dette en ny situasjon.

Kilde: NVE og SSB

Dagens nivå på kraftforbruket tilsier import i et tilsigsmessig normalt år. En strammere kraftbalanse innebærer en større avhengighet av utvekslingsmulighetene med blant annet Sverige og Danmark.

I tørrår kan det oppstå et betydelig behov for import av kraft, slik situasjonen var i 1996. Dette året var nettoimporten av kraft til Norge 9,0 TWh. Det har aldri vært importert kraft til Norge i et slikt omfang tidligere. I flomåret 1995 var det til sammenlikning en nettoeksport på 7,0 TWh. Den høye importen i 1996 skyldtes i hovedsak det lave tilsiget til norske vannkraftverk. Tilsiget vinteren og sommeren 1996 var det laveste siden 1941.

1997 ble derimot et år med større tilsig til vannkraftsystemet enn normalt. Samlet tilsig var omlag 125 TWh, eller 12 TWh over tilsiget i et normalår. Dette førte til at magasinene i løpet av 1997 ble fylt opp til normalt nivå igjen. Kraftproduksjonen i 1997 var 111 TWh. Forbruket var høyere enn den faktiske produksjonen, og nettoimporten av kraft ble omlag 4 TWh.

6.6 Juridiske rammevilkår for kraftforsyningen

Verneplanene I-IV og Samlet plan for vassdrag, industrikonsesjonsloven, vassdragsreguleringsloven, vassdragsloven og energiloven, er de viktigste juridiske rammevilkårene for inngrep i vassdrag til kraftformål. Energiloven regulerer i tillegg kraftomsetningen og overførings- og fordelingsnettet, se avsnitt 6.2.3 for nærmere omtale.

6.6.1 Verneplanene for vassdrag

En rekke vassdrag er vernet fra kraftutbygging. I vurderingene av vern er det lagt vekt på å ta vare på et representativt utsnitt av norsk vassdragsnatur. Det er også lagt vekt på faktorer som sjeldenhet og friluftsliv. Det vises til Verneplanene I-IV for vassdrag(St.prp. nr. 4 (1972-73), St.prp. nr. 77 (1979-80), St.prp. nr. 89 (1984-85) og St.prp. 118 (1991-92)). Planen er en bindende instruks til forvaltningen om ikke å gi konsesjon for regulering eller utbygging av bestemte vassdrag til kraftproduksjonsformål. Stortinget har vernet 35,3 TWh fra utbygging.

Det kan ikke gis tillatelse til en konsesjonspliktig vassdragsutbygging i et vernet vassdrag. Det kan imidlertid gis tillatelse til opprustning av eksisterende kraftverk under forutsetning av at det ikke er omfattende tiltak. Det kan også gis tillatelse til begrenset heving av overvann eller senking av undervann, eventuelt sammen med en økning av maskininstallasjon og slukeevne. De konsesjonspliktige tiltakene må ikke berøre verneverdiene på noen måte.

Vernevedtakene er ikke bindende for private. Derfor kan det bygges konsesjonsfrie småkraftverk i vernede vassdrag. Ved vurderingen av om et tiltak er konsesjonspliktig, legges det en strengere vurdering til grunn i vernede vassdrag enn i andre vassdrag.

6.6.2 Samlet plan

Mens Verneplanene knytter seg til vern av vassdrag, knytter Samlet plan seg til vannkraftprosjekter. I Samlet plan for vassdrag, jf. St. meld. nr. 60 (1991-92), har Stortinget gitt en prioritetsrekkefølge for hvilke vannkraftprosjekter som skal konsesjonsbehandles først. Samfunnsøkonomiske og konfliktmessige vurderinger er lagt til grunn for prioriteringene. Målet er å bygge ut de rimeligste vassdragene med lavest konfliktgrad i forhold til andre brukerinteresser først. At et prosjekt er klarert i Samlet plan er imidlertid ikke noe bindende forhåndstilsagn om at konsesjon vil bli gitt.

Prosjektene i Samlet plan er inndelt i to kategorier. De prosjektene som er plassert i kategori I, kan konsesjonsbehandles straks. Til sammen er prosjekter tilsvarende 17,5 7 TWh åpnet for konsesjonsbehandling. Prosjektene i kategori II kan utnyttes til kraftutbygging eller andre formål, men kan ikke konsesjonsbehandles nå. Det dreier seg om 8,4 TWh.

Det er ikke alle vannkraftprosjekter som må være behandlet og plassert i Samlet plan før de kan konsesjonsbehandles. Det gjelder vannkraftprosjekter som har en installasjon mindre enn 1 MW, eller produserer under 5 GWh per år. I St.meld. nr. 60 (1991-92) ble en rekke prosjekter holdt utenfor Samlet plan-behandling. Dette er i hovedsak opprustnings- og utvidelsesprosjekter. Enkelte prosjekter har også fått unntak fra Samlet plan-behandling etter søknad. De prosjektene som er unntatt fra Samlet plan utgjør omlag 2 TWh.

Prosjekter som endres i kategori I i Samlet plan kan gis forenklet Samlet plan-behandling. Prosjekter i kategori II kan vurderes og plasseres på nytt dersom det foreligger nye utbyggingsløsninger eller endrede forutsetninger. Dersom den mest konfliktfylte delen av et kategori II -prosjekt tas ut, kan det være mulig å flytte den gjenværende delen av prosjektet til kategori I. En slik flytting kan også være aktuell dersom et prosjekt er plassert i kategori II på grunn av lokal motstand, og det ikke lenger er en slik motstand mot prosjektet.

Etter de gjeldende reglene er det bare prosjekter som ikke inneholder vesentlige konflikter som kan plasseres administrativt. Øvrige prosjekter må forelegges Stortinget i ordinær Samlet plan-rullering før endelig plassering skjer.

For vassdrag som ligger innenfor områder som er vernet etter naturvernloven, gjelder vernevedtakene for vassdragene på samme måte som for det vernede arealet for øvrig. Hvilke inngrep som kan tillates, vil bero på verneforskriftene for det enkelte verneområdet. St. meld. nr 62 (1991-92) Ny landsplan for nasjonalparker og andre større verneområder, legger føringer for hvordan forholdet mellom opprettelsen av nasjonalparker og berørte prosjekter i Samlet plan skal avklares. Fører båndlegging av et område, gjennom vern etter naturvernloven, til at et planlagt utbyggingsprosjekt ikke kan realiseres, vil prosjektet utgå som mulig vannkraftpotensial i Samlet plan jf. St.meld nr. 60 (1991-92) s. 29.

6.6.3 Industrikonsesjonsloven, vassdragsreguleringsloven og vassdragsloven

Den som skal erverve bruksrett eller eiendomsrett til vannfall som kan gi mer enn 1000 naturhestekrefter (736 kW), må ha konsesjon etter industrikonsesjonsloven av 1917 (ervervskonsesjon). Ett av formålene med loven er å ivareta statens og allmennhetens interesser.

Ved inngrep i den naturlige vannføringen i et vassdrag kan det bli nødvendig med konsesjon etter vassdragsreguleringslovenav 1917. Det gjelder dersom reguleringen gir en økning av vannkraftproduksjonen på 3000 naturhestekrefter for hele vassdraget, eller 500 naturhestekrefter for det enkelte vannfall. En særregel gjelder elvekraftverk med midlere årsproduksjon over 40 millioner kWh. Slike saker behandles også etter bestemmelsene i vassdragsreguleringsloven.

Vilkårene som kan gis etter industrikonsesjonsloven og vassdragsreguleringsloven, er stort sett identiske. Unntaket er vilkår om minstevannføring og reguleringsgrenser for vannstanden i magasinene, som bare er knyttet til vassdragsreguleringsloven. Ellers er det vanlig å stille vilkår om hjemfall for private eiere, konsesjonsavgifter, konsesjonskraft, næringsfond, fiskekultiveringstiltak, miljøtiltak, hensyn til naturminner og nedleggelse. Industrikonsesjonsloven gir også staten, subsidiært fylkeskommunen, forkjøpsrett ved første gangs overdragelse av vannfallet.

Selv om en kraftutbygging ikke må ha konsesjon etter vassdragsreguleringsloven, kan tiltaket kreve særskilt tillatelse etter vassdragsloven av 1940 dersom allmenne interesser påføres skade. Dette gjelder særlig små kraftverk. Fiske- og naturverninteresser er typiske eksempler. Vassdragsloven gir derfor hjemmel for å sette en rekke vilkår for å avbøte skadevirkninger av tiltaket, blant annet i form av pålegg om å opprette fond til avhjelp av fiskeinteresser og krav til minstevannføring.

6.6.4 Konsesjonsavgifter

Konsesjon etter vassdragsreguleringsloven eller industrikonsesjonsloven, har vilkår om konsesjonsavgifter. Avgiften betales til staten og til de kommuner som det regulerte vassdrag ligger i. Konsesjonsavgiften til kommuner er ment som en viss kompensasjon til de interesser som blir skadelidende ved kraftutbygginger, og som ikke får erstatning etter vanlige ekspropriasjonsregler. Det er også ment å gi kommunene del i de verdier en kraftutbygging skaper. Ved fastsettelse av avgifter til kommuner, legges det blant annet vekt på hvor store miljøulemper utbyggingen medfører, samt lønnsomheten av utbyggingen. Avgiften til staten er av fiskal karakter.

For nyere konsesjoner er det vanlig med en avgiftssats på 6 kr per naturhestekraft per år til staten, og 18-20 kroner per naturhestekraft per år til kommuner. Avgiften indeksreguleres hvert 5 år. I forhold til produksjonen utgjorde konsesjonsavgiften i 1994 gjennomsnittlig omlag 0,45 øre/kWh.

6.6.5 Konsesjonskraft

Vassdragsreguleringsloven og industrikonsesjonsloven har bestemmelser om at konsesjonæren skal avstå konsesjonskraft til kommuner som er berørt av en kraftutbygging. Kommunene kan avta en bestemt del av kraftinnvinningen til konsesjonæren, spesifiserte ut i fra et beregningsgrunnlag angitt i vassdragsreguleringsloven eller industrikonsesjonsloven. De to lovene legger til grunn ulike metoder for beregning av konsesjonskraften.

Fylkeskommunen kan avta den delen av konsesjonskraften som ikke nyttes i alminnelig forsyning i kommunene. Totalt leveres omlag 8,5 TWh/år som konsesjonskraft.

For konsesjoner gitt etter 10.04.1959 anbefaler Olje- og energidepartementet en konsesjonskraftpris. Anbefalingene er basert på en beregning av gjennomsnittlig selvkost i kraftverkene. Konsesjonkraftprisen i 1997 var 12,20 øre/kWh (referert kraftstasjons vegg) i første halvår, og 12,60 øre/kWh i andre halvår for konsesjoner gitt etter april 1959. For konsesjoner gitt før april 1959, er prisen selvkost i verket pluss 20 pst. I 1998 er den anbefalte prisen 10,19 øre/kWh referert kraftstasjons vegg.

Konsesjonskraften skal sikre utbyggingskommunene tilstrekkelig kraft til alminnelig forsyning, og til en rimelig pris. Ordningen gir de berørte kommunene del i de verdier en kraftutbygging skaper.

6.6.6 Hjemfall

Etter industrikonsesjonsloven og vassdragsreguleringsloven kan private, norske og utenlandske, erververe bli pålagt vilkår om hjemfall ved konsesjonstidens utløp. Konsesjonstiden kan være inntil 60 år. Hjemfall innebærer at vannfallet, med alle innretninger som er nødvendige for å produsere kraften, tilfaller staten vederlagsfritt. Det samme gjelder for eventuelle reguleringsanlegg. Staten står da fritt til å selv drive anlegget, legge det ned, eller selge det til høystbydende.

Etter århundreskiftet hjemfaller vassdrag og anlegg med en midlere produksjon på omlag 8 TWh/år, hvorav de fleste hjemfaller i årene 2007 til 2026. En overveiende del av disse konsesjonene innehas av industriselskaper.

Reglene om konsesjonsplikt ved erverv av vannfall ble innført første gang ved «Panikkloven» i 1906, for å hindre at utenlandske interesser kjøpte opp vannfallene. Konsesjonsplikten for erverv av vannfall, herunder hjemfallsordningen, er per i dag regulert med hjemmel i industrikonsesjonsloven av 1917. Utgangspunktet i loven er at ingen andre enn staten kan erverve eiendomsrett eller bruksrett til vannfall uten konsesjon. I forkant av lovreguleringen hadde en rekke privateide selskaper ervervet rettigheter uten konsesjon, blant annet Borregaard, Hafslund, Norsk Hydro, Saugbrugsforeningen, Tinfos og Union.

I 1993 ble det tatt inn en ny bestemmelse i industrikonsesjonsloven og vassdragsreguleringsloven, som gir Olje- og energidepartementet adgang til å inngå avtale med konsesjonæren om foregrepet hjemfall. Konsesjonæren kunne samtidig forhandle om å kjøpe tilbake anleggene for en ny konsesjonsperiode, jf. Ot prp nr 70 (1992-93). Bakgrunnen for lovendringen var blant annet å bidra til at hjemfallsbestemmelsene ikke hindrer at lønnsomme opprustings- og utvidelsesprosjekter blir gjennomført.

6.6.7 Om minstevannføring og reguleringsreglementer

Olje- og energidepartementet arbeider med proposisjon om ny lov om vassdrag og grunnvann (vannressursloven). Loven skal erstatte gjeldende vassdragslov fra 1940. Arbeidet i departementet bygger på Vassdragslovutvalgets utredning i NOU 1994:12.

Et av de viktigste og vanskeligste spørsmålene knytter seg til den foreslåtte bestemmelsen om minstevannføring. Dette kommer til uttrykk gjennom dissens i utvalget og divergerende synspunkter i høringsrunden. Flertallets forslag innebærer at det for alle typer inngrep i vassdrag skal være en viss vannmengde, definert som «minst den alminnelige lavvannføring» tilbake i vassdraget. Et mindretall foreslår at kraftutbyggingstiltak som skal behandles etter vassdragsreguleringsloven unntas fra bestemmelsen, og i stedet blir pålagt slippingskrav etter en konkret vurdering under konsesjonsbehandlingen. Dette er praksis etter gjeldende rett.

I høringsrunden er det fra ulike brukerinteresser kommet til dels sterk kritikk mot den foreslåtte hovedregelen. Foruten kraftsektoren kan nevnes landbrukssektoren og helsesektoren, i forbindelse med jordvanning og drikkevannsforsyning. Direktoratet for naturforvaltning mener det er behov for at kravene til minstevannføring i større grad fastsettes konkret i forhold til det enkelte vannuttak og den aktuelle vassdragsstrekning. Norsk institutt for vannforskning mener minstevannføringen bør fastsettes i hvert enkelt tilfelle på et faglig grunnlag.

Nærmere om Regjeringens forslag vil framgå av proposisjonen når denne legges fram for Stortinget. Proposisjonen blir neppe lagt fram før til høsten.

6.6.8 Konsesjoner for elektriske anlegg

For bygging og drift av kraftledninger med spenning på 22 kV eller lavere, er det tilstrekkelig med en områdekonsesjon. Energiverk med en slik områdekonsesjon trenger ikke å søke om konsesjon etter energiloven for hvert enkelt anlegg. Denne ordningen er en forenkling i forhold til den mer omfattende saksgangen for anleggskonsesjonene.

Ved bygging av kraftverk, transformatorstasjoner og ledninger som ikke faller innenfor områdekonsesjonsordningen nevnt ovenfor, kreves en egen anleggskonsesjonfor hvert enkelt anlegg. Dette berører alle elektriske anlegg, herunder vannkraftverk, gasskraftverk og vindkraftverk, over konsesjonspliktig grense i forskriften § 3-1. Denne konsesjonsordningen skal sikre en enhetlig praksis for bygging og drift av elektriske anlegg. Det legges vekt på samfunnsøkonomiske kriterier og hensynet til allmennhetens interesser, for eksempel når det gjelder naturinngrep.

Planleggere av tiltak som krever anleggskonsesjon som ovenfor nevnt, må som hovedregel sende forhåndsmelding til NVE. I denne meldingen må man oppgi hvilke anlegg planene omfatter, og såvidt mulig hvilke virkninger som er av betydning for de allmenne interesser. NVE kunngjør deretter meldingen med oppfordring til berørte parter om å avgi uttalelse. Samtidig med kunngjøringen fastsetter NVE det tidligste tidspunkt for innsendelse av søknaden. Formålet med meldingsfasen er å involvere de berørte tidligst mulig i prosessen, og derved effektivisere søknadsprosessen. Bestemmelsen om meldeplikt i energilovens § 2-1 omfatter ikke vindkraftanlegg. Derimot kan Plan- og bygningslovens bestemmelser om melding og konsekvensutredning komme til anvendelse for slike anlegg. Dette kan blant annet være aktuelt hvis anleggene kommer i konflikt med miljøhensyn.

Søknaden sendes NVE, og legges ut i NVE og berørte kommuner til gjennomsyn. Ved utleggelsen fastsettes en frist for å avgi uttalelse. Offentlige organer, og andre som tiltaket direkte gjelder, får søknaden tilsendt med en uttalelsesfrist.

Etter lovens § 2-3 er det Kongen ved Olje- og energidepartementet (OED) som fatter vedtak etter energiloven, men OED har delegert denne myndigheten til NVE med visse mindre unntak. NVE vil i tråd med dette fatte vedtak om konsesjon blant annet på elektriske anlegg og fjernvarmeanlegg.

Klager på vedtak fattet av NVE avgjøres av Olje- og energidepartementet. Dette var for eksempel saksgangen for de to planlagte gasskraftverkene på Kolsnes og Kårstø. Dersom departementet fatter førsteinstansvedtak, er Kongen i statsråd klageinstans.

I konsesjonene kan det settes en rekke vilkår. Disse omfatter blant annet vilkår om at anlegget skal medføre en rasjonell energiforsyning, bestemmelser om påbegynnelse, bygging, teknisk drift, vilkår om utnyttelsen av det enkelte verk, vilkår om enøk, vilkår med henblikk på å unngå skader på natur og kulturverdier, samt ytterligere vilkår der det er påkrevet i det enkelte tilfelle. I ovennevnte eksempel med de to gasskraftverkene ble det for eksempel pålagt vilkår om at man måtte legge til rette for at det senere kunne bli aktuelt med rensing av CO₂.

6.6.9 Konsesjoner ved bygging av fjernvarmeanlegg

Vilkårssettingen for fjernvarmeanlegg er mindre omfattende, men hovedpunktene nevnt i kapittel 6.6.8 vil være aktuelle.

For fjernvarmeanlegg med ytelse over 10 MW, kreves konsesjon etter energiloven kap. 5, som blant annet regulerer prisen for leveranse av fjernvarme. Prisen for fjernvarme skal etter § 5-5 ikke overstige prisen for elektrisk oppvarming i vedkommende forsyningsområde. Anlegg under 10 MW kan også konsesjonsbehandles, da av hensyn til eiere av anlegg som ønsker å oppnå tilknytningsplikt etter bestemmelsen i ovennevnte § 66a. Konsesjonæreren har leveringsplikt overfor tilknyttede abonnenter, enten selv eller gjennom avtale med en annen leverandør.

6.6.10 Plan- og bygningsloven

Plan- og bygningslovens bestemmelser om konsekvensutredninger gjelder i utgangspunktet for alle tiltak etter energi- og vassdragslovgivningen. Forholdet mellom konsesjoner etter vassdragslovgivningen og rettslig bindende planer etter plan- og bygningsloven, skal avklares i forbindelse med utarbeidelsen av den nye vannressursloven. Det pågår nå et arbeide med å harmonisere planbestemmelsene i plan- og bygningsloven med regelverket for kraftutbygging og fremføring av kraftledninger, noe som forventes å forenkle den samlede saksbehandlingsprosessen. Byggesaksbestemmelsene derimot, gjelder som hovedregel ikke for tiltak etter energi- og vassdragslovgivningen.

Med hjemmel i plan- og bygningsloven § 66a, kan det ved kommunal vedtekt bestemmes at alle nybygg innenfor et område hvor det er gitt fjernvarmekonsesjon, skal knytte seg til fjernvarmeanlegget. Fjernvarmeanlegg kan også pålegges å knytte seg til andre fjernvarmeanlegg.

7 Utviklingen i energiforbruket

Energiutvalget er bedt om å vurdere hva energi og elektrisitet kan bli brukt til i framtiden. Dette kapitlet beskriver utviklingen i energiforbruket fordelt på energikilder og sektorer fram til i dag. Det er lagt vekt på å drøfte hvilke drivkrefter som har vært bestemmende for utviklingen.

7.1 Energiforbruket etter energibærer og sektor

7.1.1 Energiforbruket i dag

Det totale sluttforbruk av energi 8 i Norge, utenom energisektoren, var 226,8 TWh i 1996, og 228,5 TWh i 1997. Av det totale sluttforbruket ble 140,7 TWh brukt til stasjonære formål i 1996. Energibruk til stasjonære formål er alt energiforbruk utenom til transportformål.

Figur 7.1 viser elektrisitetsforbruk og salg av fyringsoljer og fyringsparafin fra 1978 til 1997 (1 TWh = 3,6 PJ).

Den primære energiproduksjonen i Norge i 1996 var 2 473 TWh. Av dette ble 2 243 TWh eksportert til utlandet. I 1997 var disse tallene henholdsvis 2 526 TWh og 2 283 TWh. Dette viser at Norge bruker bare en liten andel av den primære energiproduksjonen til innenlandsk energiforbruk.

Kilde: SSB, Naturressurser og miljø. 1998.

Figur 7.2 viser det stasjonære forbruket fordelt på energibærere i 1996. Elektrisitetsforbruket var 102,4 TWh, tilsvarende om lag 62 prosent av det stasjonære energiforbruket. 1996 var et spesielt år med uvanlig lite tilsig og høye priser på elektrisitet. Forbruket av elektrisitet var derfor lavere, og forbruket av fyringsolje høyere enn normalt. Den nest dominerende energibæreren til stasjonære formål i 1996 var olje, med 18,2 TWh, eller i overkant av 20 prosent av det totale stasjonære energiforbruket. Forbruk av fast brensel, som omfatter kull, koks, treavfall, ved og annet avfall, var nærmere 28 TWh, eller 17 prosent av energiforbruket. Gass og fjernvarme stod for tilsammen 10 prosent av det stasjonære forbruket.

Kilde: SSB, Energistatistikk 1996. Bearbeidet for energiutredningen.

Figur 7.3 viser stasjonært energiforbruk fordelt på sektor i 1996. De to største forbrukssektorene i 1996 var private husholdninger og kraftkrevende industri 9, som stod for henholdsvis 47,4 TWh og 46,1 TWh. Dette tilsvarte 34 og 33 prosent av det stasjonære energiforbruket i 1996. Privat og offentlig tjenesteyting, under ett, hadde et forbruk på 24,6 TWh (18 prosent av det stasjonære energiforbruket), mens bergverk og annen industri hadde et forbruk på 18,9 TWh (en andel på 13 prosent). Andre forbrukere, som i hovedsak er landbruk og fiske, stod for 3 prosent av det totale stasjonære energiforbruket. Figuren viser også de ulike energibærernes andel av energiforbruket i de ulike sektorene. Elektrisitetens andel av det stasjonære energiforbruket er høyest i kraftkrevende industri og lavest i bergverk og annen industri. Fast brensel brukes først og fremst i private husholdninger og i industrien, mens gass brukes hovedsakelig i industrien.

Kilde: SSB, Energistatistikk 1996. Bearbeidet for energiutredningen.

7.1.2 Utviklingen i energiforbruket

Elektrisitet og petroleumsprodukter har vært de dominerende energibærerne i norsk energiforbruk til stasjonære formål de siste 30 årene. I 1976 representerte disse to energibærerne til sammen 95 prosent av energi levert til stasjonært forbruk. Både i 1995 og 1996 var denne andelen nær 90 prosent. Elektrisitetsforbruket har hatt en jevn vekst i hele perioden, og gikk ned for første gang på 10 år i 1996. Dette skyldes at 1996 var et spesielt år med uvanlig lite tilsig og høye priser på elektrisitet. Forbruk av olje har sunket i samme periode, med unntak av perioden 1984-1986 da forbruket steg noe. Forholdet mellom elektrisitet og olje brukt til stasjonære formål har endret seg sterkt i retning av et relativt større forbruk av elektrisitet i løpet av perioden.

Det var forholdsvis en svak vekst i forbruket av fast brensel fram til 1983. Fra 1983 og fram til begynnelsen av 1990-tallet holdt dette forbruket seg stabilt, men økte deretter noe fra 1992 fram til 1996. Fast brensel består, som allerede nevnt, av kull, koks, treavfall, ved og annet avfall. Kull og koks brukes i dag i en viss grad til damp- og varmtvannsproduksjon i industrien, og er viktige energibærere for metallurgisk industri og sementindustrien. Ved har vært viktig som reserveforsyning i boliger som har hatt elektrisitet som hovedoppvarmingskilde. Fjernvarme har hatt en relativt beskjeden andel av energiforbruket i Norge fra det ble innført i midten av 1980-tallet.

Figur 7.4 viser utviklingen i det stasjonære energiforbruket fordelt på energibærere, i perioden 1976-1996.

Kilde: SSB, Energistatistikk 1976-1996. Bearbeidet for energiutredningen.

Sluttforbruket av elektrisitet har vokst fra 66,6 TWh i 1976 til 102,4 TWh i 1996, mens sluttforbruk av petroleumsprodukter har sunket fra 41,6 TWh til 23,2 TWh i samme periode. Sluttforbruk av fast brensel har økt fra 6,1 TWh til 13,9 TWh. Samlet sett økte det stasjonære energiforbruket fra 114,3 TWh til 140,7 TWh i perioden 1976-1996. Dette tilsvarer en vekst på 23.1 prosent over perioden, eller en gjennomsnittsvekst på om lag 1 prosent per år.

Ved bruk av energi er det i ulik grad mulig å utnytte hele det teoretiske energiinnholdet. Det skilles derfor mellom sluttforbruk av energi og forbruk av nyttiggjort energi. Virkningsgraden forteller hvor stor del av den tilførte energien som kan nyttiggjøres i forbruket. Elektrisitet har en virkningsgrad på 1. Fyringsolje har en virkningsgrad på 80-90 prosent (industri og bergverk) og 65-75 prosent (andre forbrukere), mens ved har en virkningsgrad på 65 prosent 10. Gitt at bruttoforbruket av energi er uendret, vil en økt andel av elektrisitet gi en vekst i forbruket av nyttiggjort energi. Motsatt vil økt bruk av ved innenfor et uendret bruttoforbruk av energi, gi en reduksjon i forbruket av nyttiggjort energi. Tekniske forbedringer i fyringsanlegg, som fører til at brensel utnyttes mer effektivt, vil bidra til at mer av energien kan nyttiggjøres. Det nyttiggjorte energiforbruket har økt med hele 26.4 prosent fra 1976 til 1996, det vil si 3.3 prosentenhet mer enn økningen i det stasjonære energiforbruket.

Energiforbruket i private husholdninger og kraftkrevende industri har økt fra henholdsvis 32,5 TWh og 40,1 TWh i 1976, til 47,4 TWh og 46,1 TWh i 1996. Energiforbruket i annen industri har sunket fra 21,9 TWh til 18,9 TWh i perioden 1976-1996, mens de tjenesteytende sektorene har økt sitt energiforbruk fra 16,6 TWh til 24,6 TWh. Figur 7.5 viser utviklingen i det stasjonære forbruket, fordelt på sektor.

Kilde: SSB, Energistatistikk 1976-1996. Bearbeidet for energiutredningen.

Størst prosentvis økning i forbruk av energi i perioden 1976-1996 har funnet sted i privat og offentlig tjenesteytende sektor, jfr. figur 7.5. Økningen i perioden var på 47 prosent, eller 1,9 prosent årlig. Den prosentvise økningen i husholdningssektoren har vært i tilnærmet samme størrelsesorden. Det har vært en moderat økning i energiforbruket i kraftkrevende industri og i sektoren «andre forbrukere», de siste 20 årene. Økningen i disse sektorene var 14 prosent eller 0,7 prosent årlig i perioden 1976 til 1996. Energiforbruket i annen industri gikk ned med gjennomsnittlig 0,6 prosent årlig.

Kilde: Statistisk sentralbyrå, Energistatistikk 1976-1996

7.1.3 Sammenligning med utlandet

En sammenligning mellom ulike OECD-land viser at Canada har hatt høyest sluttforbruk av energi per innbygger over tid, jfr. figur 7.7. Norge var den 3. største forbrukeren av energi per innbygger i 1995. Figuren viser at Norge har hatt størst økning i energiforbruk per innbygger i perioden 1974-1995. Finland og Canada har også økt sitt forbruk per innbygger i samme periode, men økningen i Canadas forbruk per innbygger har vært marginal. En stor andel av industrien i Norge, i likhet med Sverige og Finland, er kraftkrevende, noe som påvirker nivået på energiforbruk per innbygger. Tallene for energiforbruk per innbygger er også påvirket av temperaturforskjeller i de ulike OECD-landene.

* Energiforbruk til produksjon av råstoff er inkludert i disse tallene.

Kilde: Energy balances of OECD countries 1994-1995, IEA, 1997. Trends in Europe and North America - 1996/97, UN Economic Commision for Europe (for 1995). SSB Statistisk Årbok.

7.2 Faktorer som bestemmer energietterspørselen

7.2.1 Ulike faktorer

Det moderne samfunnet er energiintensivt. På nesten alle samfunnsområder; i hjemmet, på arbeidsplassen, på ulike serviceinstitusjoner og i fritiden, bruker vi teknologiske hjelpemidler som krever energi.

Det er mange faktorer som bestemmer energiforbruket i et land. Viktige faktorer er klima, demografiske forhold, teknologisk utvikling, energipriser, inntektsnivå, næringssammensetning, boligutbyggingsstruktur og preferanser. Disse faktorene kan i varierende grad påvirkes. De ulike faktorene virker sammen til å bestemme det totale energiforbruket.

Hvor mye energi som trengs for å varme opp en bolig, er avhengig av klima, men påvirkes også av forhold som; preferanser for standard og komfort, hvor mange mennesker som bor i boligen, husholdningens disponible inntekt, prisene på de ulike energikildene, og ikke minst det tekniske utstyret i, og størrelsen på, boligen.

I det følgende drøftes noen faktorer som er bestemmende for energiforbruket.

7.2.2 Klima

Bygninger har som grunnleggende funksjon å beskytte mennesker og deres aktiviteter mot uteklimaets skiftende påkjenninger. Klimaforholdene påvirker forbruk av energi, primært gjennom behovet for oppvarming, men også gjennom behovet for belysning. Klimaelementene som har størst betydning, er temperatur- og vindforhold. Tilgang på sol og dagslys, samt nedbørs- og fuktighetsforhold, kan også ha betydning. Lavere temperatur og (sterk og vedvarende) vind øker bygningers varmetap, og øker behovet for energi til oppvarming. Lokalisering og utforming av boliger påvirker energiforbruket gjennom lokale klimatiske forhold som vind, temperatur og solinnstråling.

Norges uteklima er hardere enn i mange andre land. Klimaforholdene varierer også fra region til region i Norge. Energibehovet til en bygning vil derfor avhenge av hvor i landet bygningen er plassert. Figur 7.8 viser hvordan en bygnings årlige, beregnede energibehov til oppvarming og ventilasjon, varierer med geografisk beliggenhet i Norge som følge av ulike klimatiske forhold. Energibehovet gjelder for et «normalt» bygg oppført etter 1980.

Kilde: NTNU, Avdeling for klima og kuldeteknikk.

Av figuren ser vi at energibehovet for kystbyene Vardø, Tromsø, Trondheim og Bergen, generelt er lavere enn behovet i innlandsbyene Røros og Lillehammer, og Oslo. Kystbyene har et maritimt klima hvor havet er å betrakte som en temperaturregulator. Et maritimt klima gir milde vintre og kjøligere somrer. Innenlandsbyene har et kontinentalt klima som gir kaldere vintre og varmere somre. Vi ser at desto lenger nord en by ligger, desto høyere er energibehovet. Tallene for kystbyene Bergen, Trondheim, Tromsø og Vardø viser at det spesifikke energibehovet per m² øker jo lenger nord byen ligger. Dette har sammenheng med at byene lenger nord har lavere gjennomsnittstemperaturer.

Tabell 7.1 viser at Oslo, som er representativ for landsgjennomsnittet, har vesentlig lavere gjennomsnittstemperatur enn byer som ligger lenger sør i Europa.

Bygninger av samme energitekniske standard vil typisk bruke 20-30 prosent mer energi til oppvarming og andre formål i Norge, sammenlignet med en plassering i Sentral-Europa. Når internasjonal statistikk korrigeres for ulike temperaturforhold, viser det seg at norske hus gjennomgående har bedre energiteknisk standard enn i andre land.

I et land som Norge, med lange, kalde vintre og lange mørkeperioder, forklarer klima en stor andel av energiforbruket. En stor andel av energien brukes til oppvarming og belysning. Dette framgår av figur 7.9, som viser klimakorrigert energiforbruk i private husholdninger i Norge etter sluttbruk.

Kilde: Statistisk sentralbyrå, Rapport 93/21

Figuren viser at energiforbruket til oppvarming utgjør den dominerende andelen av det totale energiforbruket i husholdningene, men at denne andelen er blitt redusert i løpet av de siste 40 årene. I 1950 gikk over 75 prosent av energiforbruket i norske husholdninger til oppvarming, mens i 1990 var denne andelen redusert til om lag 60 prosent. Andelen brukt til belysning økte fra 4 prosent i 1950 til 7.5 prosent i 1990, mens andelen til annet elektrisk utstyr økte fra 12 prosent til 16 prosent i samme periode.

At nordmenn bruker en mindre andel av energiforbruket direkte til oppvarming, skyldes flere forhold. Bedre isolerte boliger, og mer effektivt oppvarmingsutstyr har hatt stor betydning for utviklingen. Fordi energi til slutt omvandles til varme, vil en vesentlig del av energien som brukes til andre formål, både i husholdninger og i yrkesbygg, også bidra til romoppvarming. Gjennom bruk av elektriske apparater, varmtvannsberedere og belysning, vil det «lekke» varme ut i oppholdsrom som minsker behovet for direkte oppvarming.

7.2.3 Demografiske forhold

Demografiske forhold, som folketallet, alderssammensetningen på befolkningen, hvor i landet folk velger å bo, og antall og størrelsen på husholdninger, har betydning for etterspørselen etter energi. Befolkningsvekst bidrar til vekst i energiforbruket ved at det må bygges flere boliger, skoler og forretningsbygg som skal varmes opp og belyses. Befolkningsvekst fører også til større konsum av varer og tjenester som produseres ved hjelp av energi.

Kilde: Statistisk sentralbyrå, Statistisk årbok 1996. SSB har beregnet antall husholdninger for 1995 ut fra siste folke- og boligtelling i 1990.

Av figur 7.10 ser vi at folketallet i Norge økte fra 2,7 millioner i 1920 til 4,4 millioner i 1995. Figuren viser også utviklingen i antall husholdninger i Norge. Antallet husholdninger økte fra 570 000 i 1920 til 1 995 000 i 1995. Fra 1920 til 1995 ble antallet registrerte husholdninger i Norge mer enn tredoblet, mens folketallet økte med i overkant av 60 prosent. Dette innebærer en utvikling i retning av færre personer i hver husholdning. Antall personer per husholdning har i gjennomsnitt falt fra 4 personer i 1930 til 3,5 personer i 1950, og til 2,2 personer i 1995. I løpet av 45 år, fra 1950 til 1995, har altså den gjennomsnittlige husholdningsstørrelsen blitt nesten halvert.

Det er særlig andelen av de store husholdningene på 5 og flere personer som er blitt redusert, mens de minste husholdningene har økt i andel. I 1920 var andelen av en- og to-personhusholdninger henholdsvis 9 prosent og 15 prosent. I 1990 var disse andelene økt til 34 prosent og 26 prosent. Andelen av 3-4 personhusholdninger er tilnærmet uendret fra 1920 til 1990, mens andelen av 5 eller flere persons-husholdninger har falt betydelig, fra 44,2 prosent i 1920 til under 8,3 prosent i 1990.

Hovedtendensen i utviklingen er flere en-personhusholdninger. Mange av en-personhusholdningene i dag har en midlertidig status fordi det er flere unge mennesker som etablerer seg i egen bolig. Flere eldre mennesker, og flere eneforeldre har også bidratt til økningen i mindre husholdninger.

Kilde: SSB, Historisk statistikk 1994

Samlet energiforbruk blir høyere når samme antall personer fordeler seg på mange små husholdninger enn på færre større husholdninger, selv om gjennomsnittlig energiforbruk per husholdning blir redusert. Energiundersøkelsen i 1993, utført av Statistisk sentralbyrå, viste at en en-personhusholdning i gjennomsnitt brukte om lag 16 400 kWh per år, mens en husholdning med to, tre og fire personer i gjennomsnitt brukte henholdsvis 23 200 kWh, 27 100 kWh og 29 000 kWh per år. Energiforbruket per person i en en-personhusholdning er dermed over dobbelt så stort som energiforbruket per person i en fire-personhusholdning, og mer enn 50 prosent større enn energiforbruket per person i en to-personhusholdning. Disse tallene bekrefter at utviklingen mot mindre husholdninger i seg selv vil bidra til en vekst i husholdningenes samlede energiforbruk fordi det krever flere boliger.

Kilde: Statistisk sentralbyrå, Energiundersøkelsen 1993.

Befolkningens alderssammensetningen påvirker energiforbruket, hovedsakelig gjennom de endringer dette gir i husholdningsstørrelsen. Det har blitt flere eldre og flere tenåringer. Ved århundreskiftet var knapt 5 prosent av befolkningen over 70 år. I 1997 hadde vel 12 prosent av befolkningen passert 70 år.

Flere eldre mennesker bidrar til økningen i antall mindre husholdninger. Yngre har et relativt høyt energiforbruk. Generelt kan man si at tenåringene dusjer lengre og bader oftere. De spiser til andre tider enn resten av familien, noe som til en viss grad fører til at matlagingen krever mer energi. De vasker og tørker klærne sine ofte, og de bruker ofte elspesifikke underholdningsprodukter som video, tv-spill, pc-maskin og stereoanlegg.

7.2.4 Teknologisk utvikling

Den teknologiske utviklingen påvirker energiforbruket på ulike måter. Flere (og billigere) energikrevende tekniske hjelpemidler trekker i retning av økt energiforbruk. Den teknologiske utvikling gir også mer effektiv bruk av energi, noe som trekker i retning av redusert energiforbruk.

Økt bruk av elspesifikke produkter

Det har vært en betydelig utvikling av nye el-spesifikke produkter i alle sektorer. Det finnes en lang liste av el-spesifikke produkter, som brukes i private husholdninger og i tjenesteytende sektor, som ikke fantes på markedet for 30 år siden. Synkende priser på produktene, kombinert med økt disponibel inntekt, har ført til at nye produkter kan anvendes av flere. Mange produkter som før ble betraktet som luksusgoder har nå blitt selvfølgelige i de fleste hjem. Teknologisk utvikling kan derfor ha bidratt til økt forbruk av energi.

Kilde: SSB, Forbruksundersøkelsene 1970-1995.

Statistisk sentralbyrå har studert utbredelsen av husholdningsapparater gjennom forbruksundersøkelsene. Figur 7.13 viser at for kjøleskap og kombiskap (det vil si kombinert kjøle- og fryseskap) var utbredelsen i 1970 over 80 prosent, mens fjernsynsapparater, vaskemaskiner og frysere hadde en utbredelse på rundt 70 prosent. Utbredelsen av disse produktene i norske hjem er i dag nær 100 prosent. For oppvaskmaskiner, tørketrommel og mikrobølgeovner er utbredelsen mindre. I 1994 fantes oppvaskmaskiner i om lag 60 prosent av hjemmene.

Energieffektivitet/energiintensitet

Anvendelsen av ny teknologi gjør det mulig å løse nye oppgaver, og utnytte også energiressursene bedre enn tidligere. Produksjonsprosessene i industrien har blitt mer energieffektive ved hjelp av nye teknologier, og det krever mindre energi å produsere en gitt mengde varer enn tidligere. Husholdninger og tjenesteytende sektor kan også løse en gitt oppgave med lavere energiforbruk enn tidligere.

Energieffektivitet sier noe om forholdet mellom en aktivitet i økonomien og energiforbruket, og er sterkt knyttet til den teknologiske utviklingen i samfunnet. Energieffektivisering betyr at vi får samme ytelse med lavere energiforbruk. Det har skjedd en energieffektivisering dersom for eksempel et gitt antall m² boflate kan oppvarmes, eller et gitt antall tonn produksjon av papir kan produseres, med mindre tilført energi. Figur 7.14 viser energieffektiviseringen for noen viktige husholdningsapparater.

Kilde: Institutt for forskning og udvikling inden for elforsyningsområdet (DEFU), Danmark

På Instituttet for forskning og udvikling inden for elforsyningsområdet (DEFU) i Danmark er det gjort et arbeid med å samle inn data på energieffektiviteten til ulike husholdningsapparater. Tilsvarende arbeid er i liten grad gjennomført i Norge.

Vi ser av figur 7.14 at elektrisitetsbehovet for drift av de ulike apparatene har endret seg vesentlig. Et kjøleskap bruker betydelig mindre strøm enn et kjøleskap av samme volum gjorde for 20 år siden. Elektrisitetsforbruk per tidsenhet for et kombikjøleskap er blitt om lag 30 prosent lavere fra 1980 til 1996. Energieffektiviteten over tid har vært jevnt økende, og elektrisitetsforbruket er redusert fra 670 Watt til 463 Watt. Både fargefjernsyn og oppvaskmaskiner har blitt mer energieffektive i perioden fram til 1990. Etter 1990 har utviklingen i energieffektiviteten til disse produktene nærmest flatet ut. I løpet av de siste 10 årene er elektrisitetsforbruket per tidsenhet i PC-maskiner mer enn halvert, i motsetning til komfyren, som er om lag like energieffektiv i dag som i 1980.

Utviklingen i retning av mer energieffektive produkter vil fortsette, fordi det er generell drivkraft mot effektivisering i markedene, jfr kapittel 14. Prisen på energi kan være en drivkraft for å utvikle bedre og mer energieffektive produkter. Utviklingen drives også fram ved at det internasjonalt settes standarder og etableres normer for energiforbruket i elektriske apparater.

Det er store forskjeller i energieffektiviteten mellom ulike apparater som til enhver tid er i bruk, og som finnes på markedet. Det er også utviklet forbedrede teknologier som ennå ikke er kommet i produksjon i større skala. Tabell 7.2 viser elektrisitetsforbruket til apparater på markedet i dag, og elektrisitets forbruket til apparater med effektivitetsforbedret teknologi.

De mest effektive apparatene i markedet bruker fra 2,1 til 6,8 ganger så mye energi som effektivitetsforbedret teknologi. Mange husholdninger eier apparater som er eldre og mindre effektive. Elforbruket i bygningsmassen er omlag 58 TWh. Omtrent halvparten av forbruket går til oppvarming i følge en rapport fra NVEs byggoperatør Ole Gunnar Søgnen (Energifleksibilitet i bygningsmassen). Den andre halvparten kan regnes som elspesifikt. Omtrent 29 TWh elektrisitet går dermed drift av kjøleskap, vaskemaskiner, PC, belysning mm i husholdningene og i næringslivets bygninger pr i dag.

Det er store forskjeller i energieffektiviteten til produksjonsutstyret i ulike industribedrifter innenfor samme bransjer. Potensiale for energibesparelser i industrien ved at bedrifter skifter ut sitt produksjonsutstyr fra mindre effektiv til mest effektiv utstyr er betydelig, jfr også kapittel 15.

Energiintensiteten brukes ofte som en indikator på energieffektiviteten på et aggregert sektornivå. Figur 7.15 viser utviklingen i energiintensiteten for fastlandsnæringer i Norge. Energiintensiteten er målt som forholdet mellom stasjonært energiforbruk og bruttonasjonalprodukt (BNP) for fastlands-Norge i faste 1990-priser. Figuren viser en reduksjon i energiintensiteten med 25 prosent i perioden 1976-1996.

Kilde: SSB, NOS Nasjonalregnskapsstatistikk 1978-1996, SSB NOS Energistatistikk 1976-1996. Tallene er bearbeidet for energiutredningen.

Kilde: SSB, NOS Nasjonalregnskapsstatistikk 1978-1996, SSB NOS Energistatistikk 1976-1996. Tallene er bearbeidet for energiutredningen.

Figur 7.16 viser energiintensiteten fordelt på sektorer.

7.2.5 Økonomisk vekst

Det har historisk vært en klar sammenheng mellom den økonomiske veksten og veksten i energiforbruket. Både størrelsen på, og sammensetningen av den økonomiske veksten påvirker energiforbruket. Økt produksjon og forbruk bidrar generelt til økt energiforbruk. Strukturendringer i økonomien vil påvirke energiforbruket. En vridning fra mindre energiintensive næringer mot mer energiintensive næringer, vil trekke i retning av økt energiforbruk.

Kilde: SSB NOS Nasjonalregnskapsstatistikk 1978-1996, tabell 8. Historisk statistikk 1994.

Av figur 7.17 ser vi at sluttforbruket av energi har vokst mindre enn BNP for fastlands-Norge i perioden 1976 til 1996. Viktig forklaringsfaktorer som ligger bak denne utviklingen er en omstilling i økonomien fra industriproduksjon, som er relativt mer energiintensiv, til tjenesteytende produksjon, som er relativt mindre energi-intensiv, og energieffektivisering gjennom teknologisk utvikling. Privat konsum vokste sterkere enn sluttforbruket av energi fram til 1986. Etter 1986 har veksten vært tilnærmet lik for privat konsum og sluttforbruk av energi.

Kilde: SSB NOS Nasjonalregnskapsstatistikk 1978-1996. Historisk statistikk 1994.

Industrien

I hele perioden fra 1945 til 1973 vokste industriproduksjonen sterkt og verdien av industriproduksjonen ble tredoblet fra 1949 til 1973. Veksten i kraftkrevende industri var basert på en storstilt utbygging av de norske vannkraftressursene i 1950- og 1960-årene. I perioden 1949-1973 ble elektrisitetsforbruket i kraftkrevende industri femdoblet.

Etter 1973 har veksten i den norske økonomien (sett bort fra petroleumsindustrien) vært svakere enn årene 1950-1973. Oppbygging av oljeindustrien, og den innenlandske bruk av oljeinntekter, har forsterket omstillingen fra industriproduksjon til privat og offentlig tjenesteproduksjon. Det har samtidig funnet sted store omstillinger i industrisektoren.

Det er forskjeller i hvor energikrevende de ulike industriene er. Kraftkrevende industri er i hovedsak råvarebasert industri, som for eksempel foredling av tømmer til papirmasse, kalkstein til sement, og malmer til metaller. Industrier som er mindre energikrevende er de tradisjonelle ferdigvarebransjene, samt elektronikk og IT-industrien. Eksempler på tradisjonelle ferdigvarebransjer er næringsmiddelindustrien og tekstil- og bekledningsindustrien. Tabell 7.3, som viser produksjonsindekser for ulike bransjer, viser at kraftkrevende industri har hatt sterkere produksjonsvekst enn enkelte mindre energikrevende industrier, som næringsmiddelindustrien, tekstil- og bekledningsindustrien og produksjon av trevarer. En økning i andelen av mer energiintensiv industri vil øke den aggregerte energiintensiteten i økonomien.

Norge har høyt energibruk i industrien sett i forhold til antall innbyggere, og energiintensiteten i den norske industrisektoren har blitt redusert minst av OECD-landene i perioden 1973-1993 11. En stor andel av industrien i Norge er råvarebasert, og kraftkrevende sammenlignet med andre OECD-land. Dette kan forklare at Norge har en relativt høyere energiintensitet i industrisektoren enn øvrige OECD-land.

I rapporten «Energy use in Norway: An international perspective» utarbeidet av Institutt for energiteknikk, vises det til at Norge har hatt en reduksjon i energiintensiteten i industrien på 18 prosent i perioden 1973-1993 dersom industristrukturen holdes uendret i forhold til 1973. Til sammenlikning har de øvrige OECD-landene hatt en reduksjon i intensiteten mellom 30-40 prosent. Tilgangen til lave energipriser i Norge har bidratt til denne utviklingen.

Private husholdninger

Det har vært en betydelig økning i energiforbruket i husholdningssektoren de siste 20 årene, jfr. figur 7.5 som viser gjennomsnittlig årlige vekstrater for energiforbruket, fordelt på sektor i perioden 1976-1996. Energiforbruket i denne sektoren er i all hovedsak knyttet til boligmassen. Den norske bygningsmassen omfattet per 1997 totalt ca. 313 millioner m² gulvareal. Av dette utgjorde boligmassen ca. 203 millioner m² gulvareal (65 prosent). Foruten veksten i bruk av energikrevende apparater og belysning, jfr kapittel 7.2.4, er veksten i boligarealet en viktig forklaring på utviklingen i energiforbruket i husholdningene. Tabell 7.4 viser utviklingen i boligarealet i perioden 1950-1997. Boligarealet per innbygger er mer enn doblet i perioden 1950 til 1997.

Det har også vært en strukturendring i boligmassen i årene etter krigen, jfr også kapittel 7.2.3. Fram mot slutten av 1950-årene dominerte leiligheter med 3 rom og kjøkken, noe som delvis skyldes Husbankens arealgrenser og normer. På 1960-tallet ble 4-roms leiligheter den nye standarden, og fra og med 1970-tallet ble rekkehus mer vanlig i byene. Utenfor byene har frittstående eneboliger alltid vært den dominerende boligform i Norge. Generelt vil flerfamiliehus (blokker og rekkehus) være mer energisparende enn frittstående eneboliger, fordi en del av flatene som avgrenser boliger i flerfamiliehus vil være felles skillevegger og etasjeskiller (i blokker), med lite eller intet varmetap. Som eksempel vil en enetasjes enebolig på 120 m² gjennomsnittlig kreve 140 kWh per m² årlig til romoppvarming, mot 95 kWh/m² for en rekkehusleilighet av samme størrelse, og 74 kWh/m² for en leilighet i boligblokk med minst 16 leiligheter 12. Andelen enebolig er økte fra 47 prosent av den norske boligmassen i 1970, til 58 prosent i 1990.

Kilde: Boforholdsundersøkelsene 1973, 1981, 1988, 1995.

Figur 7.19 viser at nær dobbelt så mange boliger kan karakteriseres som svært romslige i 1995, sammenlignet med situasjonen i 1973. Gjennomsnittlig borareal per husholdning har økt fra 75 m² til 110 m² i perioden 1950 til 1990. Energiforbruket øker ikke proporsjonalt med boligflaten, fordi energiforbruket per m² reduseres noe med økende bolig flate. Energiundersøkelsen fra 1990, utført av Statistisk sentralbyrå, viste at energiforbruket per m² i boliger under 60 m² er omlag halvparten av energiforbruket i boliger over 150 m².

Det har vært en substitusjon fra olje til elektrisitet i private husholdninger de siste 20 årene, jfr. figur 7.4 som viser stasjonært energiforbruk i Norge, fordelt på energibærere i perioden 1976-1996. Boforholdsundersøkelsen i 1995, utført av SSB og Norges byggforskningsinstitutt, viste at 58 prosent av boligene hadde veggfaste og flyttbare elektriske ovner som viktigste oppvarmingskilde. Det samme året hadde 24 prosent av husholdningene ovnsfyring basert på ved som viktigst oppvarmingskilde, 9 prosent hadde ovnsfyring basert på flytende brensel og 9 prosent hadde sentralfyring/klimaanlegg som viktigste oppvarmingskilde.

I 1973 var ovnsfyring basert på flytende brensel den viktigste oppvarmingskilden, etterfulgt av elektriske ovner og ovnsfyring basert på ved. Det har i perioden 1973-1995 vært en stor substitusjon fra ovnsfyring basert på flytende brensel til veggfaste elektriske ovner som viktigste oppvarmingskilde, se figur 7.20. I samme perioden har det vært en svak nedgang i boliger som varmes opp med sentralfyring eller klimaanlegg, mens ovnsfyring basert på ved har økt marginalt i perioden 1973 til 1995.

Kilde: Norges byggforskningsinstitutt, boforholdsundersøkelsene 1973, 1981, 1988, 1995.

En oversikt over det oppvarmingsutstyret som finnes i boligene gir en indikasjon på mulighetene til substitusjon mellom energibærere. Energiundersøkelsen utført av SSB i 1990 viste at i alt 41 prosent av boliger har kun en oppvarmingskilde, mens 58.6 prosent av boligene har to eller flere oppvarmingskilder. Over halvparten av boligene med kun en opvarmingskilde har elektrisitet som oppvarmingskilde. I boligene med to eller flere oppvarmingskilder er det mest vanlig med kombinasjonen av elektrisitet og ved.

Energiundersøkelsen viser også at oppvarmingen i nyere boliger, enten disse er eneboliger, rekkehus eller blokkleiligheter, i større grad er basert på kun elektrisk oppvarming. Av alle boliger bygget før 1955, hadde kun 13 prosent elektrisk oppvarming, mens tilsvarende andeler for perioden mellom 1955 og 1980 og perioden etter 1980, var henholdsvis 25 prosent og 43 prosent. Fleksibiliteten er størst i eldre boliger og minst i nyere boliger.

Utviklingen i retning av at flere boliger oppvarmes med elektrisitet bidrar til å forklare den observerte utviklingen i elforbruket. Energiundersøkelsen tyder på en substitusjon fra oppvarming basert på flytende og fast brensel til elektrisitet, og at substitusjon fra olje til elektrisitet i denne perioden, har skjedd ved en overgang fra å bruke elektrisitet som tilleggsoppvarming til å bruke det som hovedoppvarming. En tilsvarende overgang synes å ha foregått fra fast brensel til elektrisitet.

Energiundersøkelsen i 1993 viste at om lag 75 prosent av husholdningene hadde mulighet til å veksle mellom to eller flere energibærere. Kombinasjon av elektrisitet og ved er den mest vanlige og omfatter omlag 45 prosent av husholdningene, mens omlag 30 prosent kan veksle mellom elektrisitet og olje. 25 prosent av husholdningen har kun muligheter til å fyre med elektrisitet.

Privat og offentlig tjenesteytende sektor

Det er innenfor privat og offentlig tjenesteyting at en har observert størst vekst i energiforbruket de siste 20 årene. Den gjennomsnittlige årlige veksten i energiforbruket i denne sektoren var 1.8 prosent i perioden 1976-1996. Av tabell 7.6 ser vi at veksten i oppvarmet areal har økt med 167 prosent, eller 2.5 prosent i årlig gjennomsnitt. Arealet per sysselsatt har økt med 25 prosent, eller 0,6 prosent i årlig gjennomsnitt.

7.2.6 Energipriser

I et marked vil prisene gi signaler til forbrukerne og produsenter om knapphet eller rikelighet på en vare.

Figur 7.21 viser utviklingen i prisen på de viktigste energibærerne og den generelle prisstigningen i Norge. Prisen på elektrisitet har steget jevnt i hele perioden fram til begynnelsen av 1990-tallet, da prisen flatet ut noe før den steg kraftig igjen fra 1994 til 1997. Fra begynnelsen av 1980-tallet og fram til 1990 har prisen på elektrisitet steget mer enn den generelle prisstigningen i Norge. I begynnelsen av 1990-tallet var prisen på elektrisitet noe ustabil. Etter innføringen av energiloven i 1991 åpnet for en markedsbasert omsetning av kraft, har prisen på elektrisitet steget mer i takt med konsumprisindeksen. Prisene på oljeprodukter har fluktuert. Fra begynnelsen av 1980-tallet steg prisene på oljeprodukter mer enn prisen på elektrisitet. Fra 1985 fram til 1987 sank prisen på oljeprodukter. I begynnelsen av 1990-tallet var prisen tilbake til prisnivået i 1985. Prisen på bjørkeved har også steget i hele perioden, men prisstigningen har vært mindre enn for elektrisitet og oljeprodukter.

Kilde: SSB, NOS Energistatistikk 1996.

Sammenlignet med andre land er prisen på elektrisitet i Norge lav, mens prisen på fyringsolje i ligger rundt gjennomsnittet. I flere europeiske land er prisen på strøm til husholdninger over det dobbelte av prisen i Norge. Disse forskjellene i prisen på elektrisitet reflekterer i stor grad av forskjeller i avgifter, distribusjonskostnader og produksjonsteknologi. I tillegg er det i mange land innslag av monopolprising. Se nærmere omtale i kapittel 8.

Den gjennomsnittlig kraftprisen til private husholdninger og industrien i Norge i 1997 var henholdsvis 58.5 og 36.5 øre per kWh. Denne prisen kan brytes ned i ulike komponenter, se tabell 7.7.

Gjennomsnittsprisen til kraftkrevende industri varierte mellom 12,2 og 15,8 øre kWh i 1997, avhengig av effektuttaket.

Listeprisen på lettfyringsolje var 3,72 kr/liter i 1997, målt som nyttiggjort energi. Korrigert for virkningsgraden var prisen 52,8 øre/kWh. Listeprisen på fyringsparafin var i gjennomsnitt 4,24 per liter eller 59,1 øre/kWh, når en korrigerer for virkningsgrad. Det finnes ulike rabattordninger på kjøp av fyringsoljer. I 1997 har disse ligget på om lag 30-40 øre per liter 13.

Energiavgifter

Forbruket av elektrisitet blir ilagt elavgift. Elavgiften har økt fra en sats på 1,0 øre per kWh i 1975 til 5,62 øre per kWh i 1997. Industrien, bergverk og veksthusnæringen har i dag fullt fritak for avgiften. Det samme har samtlige brukere i Finnmark og Nord-Troms hatt siden 1990. Det er videre fritak for bruk av tilfeldig kraft på nærmere angitte vilkår. Dette gjelder blant annet brukere med elektrokjeler som har brenselfyrt reserve. Ulike grupper har fått fritak for denne avgiften over tid. I 1975 ble leveringer til husholdningsformål fritatt for denne avgiften.

Tabell 7.9 viser nettoforbruk av elektrisk kraft i 1993 inndelt etter gjeldende regler i 1995 for fritak for elektrisitetsavgiften. Som tabellen viser, er om lag halvparten av forbruket av elektrisk kraft fritatt for forbruksavgift.

I 1997 var mineraloljeavgiften på 0,435 kr. per liter for lette fyringsoljer og parafin. For treforedlingsindustrien og sildemelindustrien ble avgiften halvert. Se nærmere omtale av avgifter i kapittel 22 og 24.

Prisforhold

Både prisnivået og forholdet mellom prisen på ulike energibærere påvirker energiforbruket. Jo høyere energiprisene er, desto mer lønnsomt vil det være å redusere energiforbruket. På kort sikt kan en for eksempel redusere energibruken ved å redusere innetemperaturen. På lengre sikt kan energibruken reduseres ved å gjennomføre enøktiltak. For nye boliger, nye næringsbygg og ny industri vil det være mer lønnsomt å satse på energieffektive løsninger jo høyere energiprisene blir.

Når det gjelder relative prisendringer, vil generelt etterspørselen vris i retning av den varen som relativt sett blir billigere. Når oljeprisen til forbrukerne økte som følge av økte verdensmarkedspriser på olje i 1979/80 (OPEC II), var det overgang mot økt bruk av elektrisitet til oppvarming i Norge. Men i perioder hvor elektrisitet har blitt relativt dyrere enn olje, har en ikke observert en overgang tilbake fra elektrisitet til olje. Figur 7.20 viser utviklingen i elektrisitetsforbruket relativt til oljeforbruket, og det prisforholdet mellom olje og elektrisitet.

Kilde: SSB, Energistatistikk 1996

Etter 1981 har elektrisitetsforbruket steget relativt mer enn oljeforbruket, selv om elektrisitet har blitt relativt dyrere enn olje. En forklaring kan være lave kostnader ved å installere oppvarmingsutstyr basert på elektrisitet (for eksempel panelovner) sammenlignet med tilsvarende kostnader for å installere oljebasert oppvarmingsutstyr (for eksempel oljefyr). En annen forklaringsfaktor er økt bruk av elspesifikt utstyr. Videre kan økt komforthensyn ha gjort at elektrisitet har blitt foretrukket framfor olje som oppvarmingskilde.

Priselastisiteter

Priselastisiteter gir tallmessige uttrykk for prisfølsomheten til etterspørsel etter varer og tjenester. Den direkte priselastisiteten uttrykker hvor mange prosent etterspørselen etter en vare endres, når prisen på varen endres med en prosent. En priselastisitet for etterspørselen etter elektrisitet på minus én vil for eksempel fortelle at etterspørselen etter elektrisitet reduseres med én prosent, når elektrisitetsprisen øker med en prosent.

Siden det er rimelig å forutsette at økt pris på en vare vil gi redusert etterspørsel etter varen, vil priselastisiteten bortsett fra i helt spesielle tilfeller, være negativ.

Priselastisiteten kan splittes opp i en substitusjonseffekt og en inntektseffekt (skalaeffekt for bedrifter), som begge normalt trekker i samme retning. Økt pris på en vare vil gjøre det mer aktuelt for forbrukerne å vurdere kjøp av alternative varer som kan dekke det samme behovet, i den grad slike alternativer finnes. For eksempel vil økt pris på elektrisitet kunne føre til økt etterspørsel etter fyringsolje, og motsatt. Økt pris på en vare vil også redusere realverdien av forbrukernes inntekt, og på den måten bidra til redusert etterspørsel etter varen. For bedrifter vil økte produksjonskostnader trekke i samme retning.

Når prisen på for eksempel elektrisitet øker, vil normalt etterspørselen etter produkter som ut fra preferanser eller teknologi betraktes som alternativer (substitutter) til elektrisitet i forbruket eller i produksjonen, øke. Prisvirkningen på andre energibærere uttrykkes ved såkalte krysspriselastisiteter, definert som den prosentvise endringen i etterspørselen etter for eksempel fyringsolje når elprisen øker med én prosent. For varer som er alternative i forbruket, som elektrisitet og fyringsolje til oppvarmingsformål, vil krysspriselastisiteten vanligvis være positiv. For varer som er nært knyttet sammen i forbruket, vil krysspriselastisiteten kunne være negativ (komplementaritet i etterspørslen). Et relevant eksempel er panelovner og elektristet. Økt pris på elektrisitet vil kunne påvirke etterspørselen etter panelovner negativt, fordi flere vil vurdere investeringer i, og bruk av andre oppvarmingssystemer, som for eksempel sentralfyr, varmepumper eller vedovner.

Så langt har beskrivelsen av prisfølsomhet som følge av en prisendring på energi tatt utgangspunkt i de etterspørselsreaksjonene som kan tenkes å finne sted i den enkelte bedrift eller husholdning. Priselastisiteter som refererer seg til tilpasningen hos enkeltaktører, betegnes ofte som partielle elastisiteter. En energiprisøkning vil imidlertid kunne føre til en rekke tilpasninger i økonomien, både gjennom endringer i andre priser, og som følge av endringer i forbruksstruktur og næringssammensetning. En samlet analyse av etterspørselsvirkninger av en elprisøkning må for eksempel ta hensyn til at endringer i etterspørsels- og tilbudsforhold i kraftmarkedet også påvirker likevekten i andre markeder i økonomien, og at disse tilpasningene har tilbakevirkninger på elmarkedet.

Et eksempel kan illustrere kompleksiteten. Anta at prisen på elektrisitet øker, for eksempel som en følge av økt elavgift. Prisøkningen vil blant annet kunne føre til følgende tilpasninger:

I tillegg til disse effektene vil prisene på primære produksjonsfaktorer, som lønn, også kunne påvirkes for å skape balanse i arbeidsmarkedet eller i utenriksøkonomien.

For å analysere rekken av slike virkninger, og komme fram til kvantitative anslag på den totale prisfølsomheten i eletterspørselen, må en ta i bruk makroøkonomiske modeller. Modellapparatet må være tilstrekkelig detaljert for å kunne studere betydningen av næringsvridninger og ulike tilpasninger på detaljert sektornivå. I vedlegg 1 til denne utredningen presenteres beregninger av totalelastisiteter for elektrisitet på den generelle likevektsmodellen MSG-6. I motsetning til partielle elastisiteter måler totalelastisiteter altså effekten av en prisendring på energi på etterspørselen når en tar hensyn til ringvirkninger gjennom hele økonomien. Noen hovedresultater fra anslagene på totalelastisiteter i vedlegg 1 gjengis nedenfor.

Erfaringer fra undersøkelser om prisfølsomheten i energietterspørselen

Det har vært gjennomført en rekke studier av energietterspørsel med siktemål å anslå priselastisiteter for energi. Anslag fra ulike studier varierer betydelig, som følge av blant annet forskjeller i aggregeringsnivå, datamateriale og metode. En oversikt over ulike internasjonale analyser av energietterspørsel er gitt blant annet i Dahl (1996). Trass i stor spredning i anslagene på priselastisiteter, trekker hun følgende generelle konklusjoner:

• Prisfølsomheten ser ut til å ha avtatt over tid, med svakere anslått prisfølsomhet i nyere studier enn i eldre analyser.

• Tverrsnittsdata ser ut til å inneholde en noe sterkere prisrespons enn tidsseriedata.

• Energietterspørselen synes forholdsvis lite prisfølsom på kort sikt. På lengre sikt er energietterspørselen noe mer priselastisk, men anslagene på priselastisiteter er gjennomgående høyere enn -0,5.

• Anslagene på den direkte priselasisiteten i husholdningenes eletterspørsel varierer mellom -0,2 og -0,7. For andre sektorer er det for sterk spredning i estimatene til at det mulig å angi noe spesielt mønster.

Når det gjelder det norske stasjonære forbruket av energi inneholder SSBs makroøkonomiske modeller som nevnt en forholdsvis detaljert beskrivelse av den norske energietterpørselen. Den generelle likevektsmodellen MSG-6, som er benyttet i utvalgets arbeid med scenarier (se kapitlene 31-35), beskriver muligheter for at energi kan erstatte, og bli erstattet av andre varer og produksjonsfaktorer på en rekke områder i økonomien. Anslagene på prisfølsomhet i de ulike etterspørselsrelasjonene for energi varierer mellom ulike sektorer. Substitusjonen på sektornivå er drevet av den enkelte bedrifts eller husholdnings muligheter til å foreta lønnsomme endringer i faktor- og forbruksvaresammensetningen som følge av at elprisen øker. For økonomien totalt, det vil si på makronivå, vil substitusjonen også være påvirket av at den generelle aktiviteten i sektorer med ulik elintensitet ikke blir endret proporsjonalt. For eksempel vil nedgangen i eletterspørselen bli forsterket dersom det er slik at de kraftkrevende industrinæringene opplever en relativt sterkere nedgang i produksjonen enn det man opplever i andre næringer.

Med utgangspunkt i en disaggregert beskrivelse av økonomien er det samlede prisfølsomheten i energietterspørselen som er av størst interesse. En slik analyse av prisfølsomheten i eletterspørselener gjennomført ved hjelp av MSG-6, og resultatene er presentert i vedlegg 1. Noen hovedkonklusjoner fra denne analysen er:

1. Eletterspørselen faller med ca. 0,3 prosent per prosent økning i referanseprisen for elkraft, det vil si kraftprisen målt ved referansepunktet mellom transmisjon og distribusjon, før påplussing av overføringskostnader og avgifter.

2. Tilpasningene i private fastlandsnæringer bidrar med 87 prosent av den beregnede samlede prisfølsomheten. Redusert elforbruk i husholdningene bidrar med 13 prosent, mens modellberegningene ikke gir noe bidrag fra offentlig sektor eller offshore næringene.

3. For både bedriftene og husholdningene er de makroøkonomiske virkningene for små til å bidra nevneverdig til den samlede prisfølsomheten. Det er endringer i relative priser som er hovedkraften bak nedgangen i eletterspørselen.

4. Det største bidraget til redusert elintensitet i produksjonen kommer fra faktorsubstitusjon fra elektrisitet til andre faktorer innad i hver næring. Den viktigste faktorsubstitusjonen skjer fra energi til arbeidskraft.

5. Bidraget til redusert elintensitet i produksjonen fra endret næringssammensetning er 0,14 prosentpoeng (26 prosent). Dette skyldes at de mest elintensive næringene produserer produkter som er mer priselastiske enn gjennomsnittet. Spesielt går produksjonen relativt sett sterkest ned i metallindustrien og de øvrige ekportorienterte kraftkrevende industrinæringene, der tilbudet er antatt å være svært elastisk med hensyn til endringer i kostnadene.

6. Faktorsubstitusjonen og produksjonsnedgangen i metallindustrien bidrar med over halvparten av den beregnede reduksjonen i eletterspørselen i de private fastlandsnæringene.

Det kan bemerkes at en dekompering av en samlet prisfølsomhet i ulike bidrag kan ha noe tilfeldig over seg, ved at den vil kunne avhenge av hvilken nærings- og vareinndeling som er spesifisert i modellbeskrivelsen. På den annen side vil tilpasninger i ulike ledd og på ulike områder av økonomien, være skjult i enkeltstående anslag i mer aggregerte og partielle studier av energietterspørselen.

Tabell 7.10 viser partielle priselastisiteter for industrisektorene i en nordisk energimarkedsmodell (Mysen 1995).

Et hovedinntrykk er at energietterspørselen i industrien i de fire nordiske land er relativt uelastisk. Med unntak av treforedlingssektoren i Norge, er priselastisitetene i alle sektorer lavere enn 0,5 i tallverdi.

I en nyere versjon av den nordiske energimarkedsmodellen (Normod-T), er det lagt inn priselastisiteter for etterspørsel etter elektrisitet i husholdningene i området -0,2 til -0,4 (Johnsen 1998). Elastisiteten varierer med sesong og tid på døgnet. I likhet med i produksjonssektorene antas husholdningenes eletterspørsel å være relativt uelastisk.

I en annen analyse fra SSB (Bye et al 1996) framkommer, blant annet at prisfølsomheten til virksomheter med spotpris-kontrakter varierer mellom ulike sektorer, og mellom høylast- og lavlastperioder, se tabell 7.11. Prisfølsomheten er betydelig høyere i høylast- enn i lavlastperioder. Forskjellen mellom prisfølsomheten i høylast- og lavlastperioder er noe høyere i servicesektoren enn i industrisektoren.

I en rapport fra Senter for anvendt forskning (Berg et al 1986) konkluderer forfatterne med at anslagene på elastisiteten i etterspørselen etter energi i Norge varierer sterkt. Rapporten påviser at estimatene på den direkte priselastisiteten til elforbruket i husholdningene varierer fra -0,07 til -1,26.

I en dokumentasjon av priselastisitetene i produksjonssektorene i MSG (Mysen 1991) framkommer det elastisiteter i området 0,13 (bygg og anlegg) til 1,34 (treforedling). Disse elastisitetene gjelder substitusjon mellom fyringsolje og elektrisitet. De fleste elastisitetene ligger i området 0,25 til 0,75. Estimatene tyder på relativt beskjeden substitusjon som følge av prisendringer mellom elektrisitet og fyringsolje i produksjonssektorene i Norge (i estimeringsperioden). Datamaterialet tydet imidlertid på en prisuavhengig overgang fra bruk av olje til bruk av elektrisitet i denne perioden.

Den anstrengte kraftssituasjonen høsten 1996 og vinteren 1997 førte til at mange energiverk satte opp prisene på elektrisitet til forbrukerne. Elforbruket var i denne perioden betydelig lavere enn i samme periode året i forveien. Siden det var stor medieoppmerksomhet om kraftsituasjonen, og myndighetene satte i gang kampanjer for å redusere elforbruket, er det usikkert i hvor stor grad reduksjonen i elforbruket skyldtes selve prisøkningen.

I fjerde kvartal 1996 og i første kvartal 1997 var elforbruket henholdsvis 6 prosent og 10 prosent lavere enn i tilsvarende perioder året i forveien. Reduksjonen i elforbruket ble delvis motvirket av økt bruk av fyringsolje og ved. Resultater fra undersøkelse utført av Energidata (1997) viser en reduksjon i det stasjonære energiforbruket i alminnelig forsyning på omlag 2 TWh i denne perioden, sammenlignet med en forventet «normal» utvikling for disse kvartalene.

En annen analyse fra Energidata (1997) studerer de kortsiktige virkningene av de økte elprisene på elforbruket, ved å ta utgangspunkt i pris- og forbruksdata fra 10 energiverk fra januar 1995 til og med april 1997. Analysen viser en signifikant, men liten prisfølsomhet for elforbruket. Effekten er større for store forbrukere enn for små. Medieoppslag om kraftsituasjonen, og prisøkninger på elforbruket gir tilsynelatende større effekter enn selve prisendringene. Det kan imidlertid være vanskelig å skille disse to effektene.

Resultatene som er presentert her, gir en indikasjon på at økte avgifter på energiforbruk vil føre til redusert forbruk. Etterspørselen etter energi synes imidlertid å være relativt uelastisk. Hvis dette også vil være tilfelle framover i tid, må avgiftene være relativt høye for å oppnå reduksjoner i energiforbruket.

Prisfølsomheten og elastisitetene kan endres over tid. Teknologiske nyvinninger, mer fleksibelt utstyr og endrede holdninger hos forbrukere kan bidra til å øke prisfølsomheten og fleksibiliteten i energiforbruket.

7.3 Oppsummering

Energiforbruket til stasjonært formål i Norge har økt betydelig de siste 20 årene. Den viktigste energibæreren er elektrisitet, og de største energiforbrukende sektorene er kraftkrevende industri og private husholdninger. Energiforbruket per innbygger i Norge er høyt i forhold til andre land, påvirket av det store innslaget av kraftkrevende industri. I tillegg lever vi i et samfunn der materiell vekst og velstand gjennom tidene har hatt høy prioritet. På bakgrunn av de faktorer som er drøftet i dette kapitlet kan en trekke ut noen viktige årsaker til det norske energiforbruket:

• Vi lever i et relativt kaldt land med lange mørkeperioder der en stor andel av energiforbruket går til oppvarmingsformål. Når energiforbruket i ulike land korrigeres for temperaturforbruk, viser det seg at norske har hus god energiteknisk standard sammenlignet med andre land.

• En tredobling av antall husholdninger de siste 70 årene, og en utvikling i retning av flere små husholdninger, har vært en viktig årsak til det økte energiforbruket i denne perioden.

• Vi har hatt en teknologisk utvikling som innebærer at vi bruker energi mer effektivt. Dette har bidratt til å dempe veksten i energiforbruket. Det er et potensiale for ytterligere energieffektivisering ved at private husholdninger og industribedrifter tar i bruk mer effektive teknologier når dette er lønnsomt.

• Den teknologiske utviklingen har også bidratt til økt bruk av energi, spesielt elektrisitet, gjennom økt bruk av elspesifikke produkter.

• Den økonomiske veksten og dens sammensetning, har hatt stor betydning for energiforbruket. De tjenesteytende sektorene har økt sin andel i forhold til industrisektoren, både med hensyn til sysselsatte og bruttoprodukt. Dette har bidratt til at energiintensiteten har blitt redusert de siste 20 årene. Det kan også nevnes at det har vært en strukturutvikling innenfor industrisektoren i retning av mer energiintensiv industri som har motvirket nedgangen i den samlede energiintensiteten. Samtidig har det vært en betydelig vekst i den oppvarmede bygningsmassen per innbygger. Andelen av eneboliger, som er den mest energikrevende boligformen i husholdningssektoren har økt.

• Norske forbrukere har nytt godt av god tilgang på energi til relativt lave priser. Dette er også en viktig faktor bak den veksten i energiforbruket. Spesielt har prisen på elektrisitet vært lav i forhold til mange andre land.

• Norske forbrukerens levesett har også utviklet seg i mer energikrevende retning. En stor del av velstandsøkningen i husholdningssektoren har blitt brukt til å heve standarden på boligen.