3 Forutsetninger for energipolitikken

3.1 Innledning

Energiutredningen (NOU 1998: 11 Energi- og kraftbalansen mot 2020) beskriver produksjonsmuligheter og forbruk i den innenlandske stasjonære energisektoren. Slike forutsetninger kan være rent ytre forhold, men også miljøpolitikken og sentrale utviklingstrekk i det norske samfunnet er med å gi forutsetninger for energipolitikken. Disse forutsetningene drøftes i dette kapitlet. Sentralt står Regjeringens holdning til gasskraft. Energiutredningens vurderinger er et viktig grunnlag for departementets oppfatning av forutsetningene for den innenlandske energipolitikken. Dette kapitlet omtaler også energipolitiske utfordringer i forhold til Norden, Østersjøområdet og Europa.

Blant sentrale forutsetninger er det grunn til å feste seg ved at:

• Norge er elektrisitetslandet framfor noe.

• Forbruket av energi er nært knyttet til velstandsutvikling og produksjonsutvikling. Vi har en stor kraftintensiv industri. Forbruket av elektrisitet har vist en sterk vekst de siste årene.

• Infrastrukturen i energiforsyningen består i hovedsak bare av overføringsnettet for strøm.

• Vannkraften står for nær all elproduksjon, dette gjør den norske elproduksjonen fri for utslipp til luft. Vannkraften er en viktig del av nasjonalformuen. Men denne sterke satsingen på vannkraft innebærer også at den norske energiforsyningen er sårbar for svikt i nedbøren. Det er fortsatt gode muligheter til å bygge ut vannkraft, men den store utbyggingsperioden for vannkraft er over.

• Det kan skje vesentlige teknologiske og miljømessige forbedringer i mange typer energi- og elproduksjon, men mange av de nye teknologiene er fortsatt kostbare.

• Krafthandelen mellom land er i utvikling, den internasjonale produksjonskostnaden på kraft har stor innflytelse på kraftprisen i Norge.

• Norge har undertegnet internasjonale avtaler som binder oss til å redusere utslippene av klimagasser, klimaavtalene gir føringer for energipolitikken.

3.2 Nærmere om energiforbruket

3.2.1 Innledning

Elektrisitet utgjør i dag 62 prosent av det stasjonære energiforbruket. Den andre store energibæreren er olje, som står for omlag 20 prosent. Fast brensel, som kull, koks, ved og avfall, utgjør sammen med gass og fjernvarme resten av det stasjonære forbruket.

Det norske energiforbruket per innbygger er på nivå med de nordiske land som har sammenliknbare klimaforhold, men spesielt for Norge er det høye elektrisitetsforbruket, jf. figur 3.1. Dette må ses på bakgrunn av at vannkraften har vært rimelig å bygge ut, og at det har vært satset på vannkraft. Vannkraften har lagt grunnlaget for en stor kraftintensiv industri. Utbyggingen av et landsomfattende overføringsnett for strøm, og lave strømpriser har ført til at elektrisitet har blitt foretrukket til oppvarming. Nær 60 prosent av husholdningene i Norge har elektrisitet som hovedoppvarmingskilde.

De øvrige nordiske og europeiske landene har en større utbredelse av vannbårne systemer og direkte bruk av gass. En høy andel varmekraftverk og en tett bosetning har gjort det lønnsomt å bygge ut fjernvarmenett i disse landene.

Kilde: SSB

Utviklingen de siste 10 årene har forsterket elektrisitetens posisjon i den norske energiforsyningen. Kraftforbruket har i denne perioden økt med 16 TWh, eller 1,2 prosent per år. Forbruket av fyringsoljer er redusert med 3 prosent per år, mens forbruket av ved har vært omlag uendret. Overgangen fra bruk av fyringsolje til elektrisitet startet i 1970-årene, og har til sammen redusert forbruket av fyringsolje med to tredeler fram til i dag.

Et høyt aktivitetsnivå i norsk økonomi har ført til at veksten i elforbruket har vært særlig sterk i de senere årene. Elforbruket økte med henholdsvis 2,1 og 3,5 prosent i 1997 og 1998. Dette tilsvarer en vekst på omlag 6,2 TWh i løpet av de siste to årene. Veksten i elforbruket har funnet sted i alle sektorer, men i motsetning til tidligere år, har økningen vært særlig sterk i kraftintensiv industri. Forbruket i denne industrien økte med 4,5 prosent fra 1997 til 1998. Samlet kraftforbruk i 1998 utgjorde omlag 120,5 TWh.

3.2.2 Sentrale faktorer for utviklingen i energiforbruket

Det er en nær sammenheng mellom et lands energibruk og utviklingen i velstanden. Energiforbruket stiger vanligvis i takt med den økonomiske veksten, fordi økt produksjon av varer og tjenester øker behovet for energitjenester. Økt verdiskaping betyr økte inntekter for husholdningene. Inntektsøkningen benyttes delvis til økt forbruk, også av energitjenester. Den sterke veksttakten i elforbruket de senere årene er knyttet til det høye aktivitetsnivået i norsk økonomi.

Sammenhengen mellom behovet for energitjenester og den økonomiske utviklingen innebærer at det er stor usikkerhet knyttet til å anslå framtidig energiforbruk. Den langsiktige utviklingen i norsk økonomi vil avhenge av utviklingen hos våre handelspartnere, tilgangen på ressurser, som arbeidskraft, og evnen til å utnytte ressursene gjennom teknologisk framgang. Virkningen på energiforbruket av den økonomiske veksten vil også avhenge av hvilke sektorer i norsk økonomi som vokser. Det er store forskjeller i energibruken i de ulike næringene, både i forhold til sammensetningen av energiforbruket, og i energiintensiteten i produksjonen. Utviklingen i næringssammensetningen vil derfor ha betydning for veksten i energiforbruket, men også for mulighetene til å endre sammensetningen av energibruken gjennom ulike tiltak.

I forbindelse med NOU 1998: 11 Energi- og kraftbalansen mot 2020 ble det gjort flere framskrivninger av energiforbruket. Beregningene tok utgangspunkt i den langsiktige økonomiske utviklingen som er beskrevet i Langtidsprogrammet 1998-2001 (St meld nr 4 1996-97). Framskrivningene i Langtidsprogrammet viser en gjennomsnittlig veksttakt i norsk økonomi som er sterkest de første årene, og så reduseres på sikt. Ut i fra slike vekstforutsetninger beregnet energiutvalget fire scenarier eller framskrivninger av den økonomiske utviklingen, der det er lagt inn ulike forutsetninger om forpliktende miljøavtaler og teknologisk utvikling. Felles for alle framskrivningene er at de viser en fortsatt vekst i energiforbruket fram mot 2020, dersom det ikke iverksettes tiltak. Det økte energiforbruket slår i hovedsak ut i større forbruk av elektrisitet og fyringsolje. I framskrivningen som er kalt Stø kurs, vokser elforbruket med 1,6 prosent per år fram mot 2005 og med omlag 1 prosent per år fra 2005 - 2020. Samlet sett øker elforbruket med 32 TWh fram til 2020. Det bygges ut vannkraft og gasskraft i et omfang som mer enn dekker den innenlandske forbruksveksten på lang sikt. Tabell 3.1 viser utviklingen i forbruket i framskrivningen av Stø kurs.

Innenfor produksjonsvirksomhetene er det privat og offentlig tjenesteyting som har hatt størst vekst i energiforbruket de siste 20 årene. Befolkningsveksten har bidratt til denne utviklingen ved at det må bygges flere boliger, skoler og forretningsbygg som skal varmes opp og belyses. Energiutvalgets beregninger antyder at tjenesteytende sektorer fortsatt vil stå for hoveddelen av det økte kraftforbruket i næringslivet fram mot 2020, jf. tabell 3.1. Fordi store deler av energiforbruket i denne sektoren går til oppvarming eller kjøling, har tjenesteytende sektor større muligheter til ta i bruk andre energibærere enn elektrisitet sammenliknet med andre sektorer. Spesielt når det gjelder større bygg, er det ventet at vannbåren oppvarming i større grad vil utgjøre et lønnsomt alternativ til elektrisitet.

I kraftintensiv industri er elektrisitet en meget viktig innsatsfaktor. Energiutvalget forutsatte i scenariet Stø kurs at denne industriens forbruk av kraft forble uendret fram mot 2020. De siste par årene har det imidlertid vært en vekst i elforbruket i den kraftintensiv industrien. Forbruket i 1998 var om lag 31 TWh. For annen industri ligger det også an til en økning i energiforbruket.

I 3 av de 4 scenariene i NOU 1998:11 konkluderes det med at husholdningene vil stå for den største veksten i elforbruket fram til 2020. Husholdningenes andel av elektrisitetsforbruk øker fra omlag 32 prosent i 1996, til 36 prosent i 2020 i beregningene av Stø kurs.

Utviklingen i energiforbruket i husholdningene er nært knyttet sammen med demografiske forhold. Befolkningsveksten bidrar til bygging av flere boliger, som krever energi til oppvarming og belysning. Mye tyder på at antall husholdninger vil øke sterkere framover enn det befolkningsveksten alene skulle tilsi. Dette skyldes at sammensetningen av befolkningen går mot en større andel eldre, og at nye samlivsformer trekker i retning av flere, og mindre husholdninger.

Forbruksundersøkelsen for 1993-95, utført av Statistisk sentralbyrå, viste at en en-personhusholdning i gjennomsnitt brukte om lag 13 380 kWh/år, mens en husholdning med to, tre og fire personer i gjennomsnitt brukte henholdsvis 18 250 kWh, 21 890 kWh og 23 970 kWh/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. Utviklingen mot mindre husholdninger, sammen med befolkningsveksten, vil derfor bidra til en stor del av veksten i energiforbruket om dagens forbruksmønster opprettholdes.

Utviklingen i husholdningens inntekter er også viktig for utviklingen i energiforbruket. I Energiutvalgets beregninger øker husholdningens inntekter og det private forbruket sterkest fram mot 2005, men forbruket øker også på lang sikt. Det er ventet at inntektsøkningen i husholdningene slår ut i økt gjennomsnittlig størrelse på boligene. Dette øker behovet for energi til oppvarming. I tillegg vil høyere inntekter bidra til økt bruk av elpesifikt utstyr i husholdningene.

Økende energipriser bidrar til å bryte båndet mellom den økonomiske veksten og energiforbruket. Økte energikostnader trekker isolert sett i retning av lavere produksjon av varer og tjenester. De energiintensive delene av næringslivet blir mindre lønnsomme. Arbeidsintensive næringer, som tjenesteyting, vil relativt sett øke i lønnsomhet. Økte energipriser kan derfor på sikt gi en mindre energiintensiv næringsstruktur. På samme måte vil høyere energipriser øke kostnadene ved energibruk i husholdningen. Dette bidrar til å redusere inntektens kjøpekraft, og demper forbruket av alle varer, også energi.

En god del av energibruken er lite følsom for prisendringer. Endringer i priser eller avgifter må være sterke for å påvirke energiforbruket sammenliknet med andre varer. En økning i prisen på en energibærer, som for eksempel elektrisitet, kan bidra til å vri etterspørselen mot andre energibærere. Virkningen på kort sikt ble illustrert vinteren 1996, da høye kraftpriser førte til en sterk økning i forbruket av olje og ved, samtidig som elforbruket ble dempet. Muligheten til å gå over til andre energibærere vil på kort sikt være begrenset av at det for mange er nødvendig å gjøre tilleggsinvesteringer i oppvarmingsutstyr. Dette innebærer at det må til relativt sterke prisendringer over lengre tid for å gjøre det lønnsomt å skifte energibærer. På lang sikt vil prisforskjeller mellom ulike energibærere trolig slå sterkere ut, fordi det også vil påvirke valg av oppvarmingsutstyr ved nye utbygginger og ved rehabilitering av eldre bygninger.

Sammenliknet med andre land er prisen på elektrisitet i Norge lav. Kjøperprisen på kraft avviker til dels betydelig på grunn av avgifter og ulik organisering av energiforsyningen i de nordiske landene. Danmark har de høyeste prisene til husholdningene av de nordiske landene, med en pris på i gjennomsnitt på 1,43 DKK/kWh i 1998. Samme året var prisen på kraft for norske husholdninger i gjennomsnitt 53 øre/kWh. Kjøperprisene på kraft for husholdningskunder i Sverige og Finland ligger omlag 30 prosent høyere enn i Norge. Forskjellene i prisene på elektrisitet til sluttbrukere reflekterer i stor grad forskjeller i avgifter mellom landene. Elavgiften i Norge for 1998 var 5,75 øre/kWh, og omfattet nærmere halvparten av forbruket. Til sammenlikning utgjorde de danske avgiftene i samme år omlag 58 øre/kWh.

Energiutvalget viste til at økte avgifter på elektrisitet og fyringsolje kan være et egnet virkemiddel for å dempe energiforbruket, i en situasjon der energiprisene ikke reflekterer de faktiske miljøkostnadene ved energibruken. Utvalgets beregninger viser likevel at det vil være krevende å stabilisere energiforbruket gjennom priser og avgifter alene.

I NOU 1998: 11 illustrerte energiutvalget en internasjonal klimaavtale i scenariet Klimaveien, med CO₂-avgifter på 400 kroner per tonn ilagt alle sektorer. Dette ga en spotpris på kraft som på lang sikt økte til nærmere 30 øre/kWh i Norden. Til sammenlikning utgjør dagens norske CO₂-avgifter mellom 139 (koks) og 384 (bensin) kroner per tonn for de som betaler avgiften. Prisøkningen var langtfra tilstrekkelig for å hindre fortsatt vekst i energiforbruket. Energiutvalget forutsatte videre at tiltak for energiøkonomisering ville bidra til å redusere forbruket med 4 TWh, utover den årlige energieffektiviseringen på 1 prosent per år som er antatt i beregningene. Med dette utgangspunktet anslo utvalget at avgiftene på elektrisitet i tillegg må økes til nærmere 30 øre/kWh for å stabilisere energiforbruket i 2020. Samtidig må avgiftene på fyringsolje økes tilsvarende for å hindre en overgang til fossile brensler. I dette scenariet ble sluttbrukerprisene på elektrisitet beregnet til omlag 90 øre/kWh for husholdningskunder. Avgiftene på elektrisitet og fyringsolje må øke hvert år etter 2020 for å opprettholde et stabilt energiforbruk lenger ut i perioden.

Dersom det forutsettes at den kraftintensive industrien unntas for CO₂-avgifter, vil den nødvendige avgiftsøkningen for å stabilisere energiforbruket i dette scenariet være omlag det dobbelte av det som er beregnet ovenfor. Dette kan innebære at sluttbrukerprisene til husholdninger og næringsliv vil øke til mellom 100 -130 øre per/kWh. Utvalget beregnet også et alternativ hvor alle sektorer, inklusiv kraftkrevende industri, betalte markedspriser på kraft og CO₂-avgifter. Resultatene fra denne beregningen viste en stabilisering av samlet stasjonært energiforbruk på 1996-nivå i 2020, forutsatt at det samtidig ble realisert energiøkonomisering tilsvarende 4 TWh. Nedgangen i energiforbruket fant i hovedsak sted i den kraftkrevende industrien, der verdiskapingen ble redusert betydelig sammenliknet med i dag.

Energiutvalget viste i sine anbefalinger til at fordelingsvirkningene av økte avgifter kan være uheldige. For husholdninger med lave inntekter vil energiutgiftene relativt sett utgjøre en større del av de totale kostnadene i forhold til i høyinntekstgrupper, og en eventuell avgiftsøkning vil få sterkere virkning på den disponible inntekten. Potensialet for å redusere energiforbruket kan også være forskjellig innen disse gruppene. Et flertall i utvalget anbefalte derfor at mulighetene for å differensiere elekstrisitetsavgiften mellom ulike brukere ble utredet nærmere. For nærmere omtale av dette, se kapittel 4.

I tillegg til energiprisene, vil forholdet mellom energivekst og produksjonsvekst også avhenge av den teknologiske framgangen og energieffektiviseringen innen de ulike næringer. De siste 15 årene er det beregnet at den teknologiske framgangen i norsk økonomi har utgjort omlag 1 prosent i året, regnet i snitt for produksjonssektorene. Regnemåten kan tolkes slik at samme innsats av teknologisk oppdatert arbeid og kapital vil gi en prosent høyere produksjon hvert år. Dersom den teknologiske framgangen holder seg på dette nivået kan produksjonen av varer og tjenester skje med 20 - 25 prosent mindre energibruk i 2020, i forhold til hva som kreves for å produsere samme mengde i dag, jf. Energiutvalgets beregninger av Stø kurs.

Økt teknologisk framgang, eller energieffektivisering vil på den annen side innebære at det kan produseres mer med samme bruk av energi.

Den teknologiske utviklingen gir derfor hele tiden forbedringer i energibruken. Men forbedringene i energibruken må være i forkant av andre forbedringer på teknologiområdet om også det samlede energiforbruket skal reduseres. Dette kan illustreres med Energiutvalgets scenario Grønn hjernekraft, der det ble lagt til grunn en sterkere generell, og energispesifikk, teknologisk framgang i hele økonomien. Resultatet ble at den vekstdrivende effekten på energiforbruket var sterkere enn nedgangen i energiforbruket gjennom energieffektivisering.

3.2.3 Nærmere om forbruket i kraftintensiv industri

Norge har en stor kraftintensiv industri og treforedlingsindustri. Rimelig kraft har vært grunnlaget for etablering og utvikling av denne industrien i Norge. Den tidlige industrietableringen ble styrt av vannfallenes beliggenhet, og store deler av kraftforbruket i industrien er derfor knyttet til lokalsamfunn i distriktene.

Kilde: SSB

Den sterkeste vekstperioden for den kraftintensive industri var i tiden 1950 - 1973. Fra slutten av 1970 har forbruket vært mer stabilt, men har variert i perioder med skiftende forhold på verdensmarkedet for produktene. I 1998 var forbruket kraftintensiv industri omlag 31 TWh, jf. figur 3.2. Kraftintensiv industri og treforedling står for en tredel av det samlede elforbruket i Norge. De siste årene har det vært en sterk vekst i forbruket i kraftintensiv industri. Økningen skyldes at en økt etterspørsel etter denne industriens produkter har gitt et høyt aktivitetsnivå, særlig innen aluminium-, og i jern- og metallindustrien. I tillegg har lave kraftpriser, kapasitetsutvidelser og omlegging av produktene innen visse deler av industrien bidratt til økningen.

Olje- og energidepartementet har tildelt kraftkontrakter på til sammen ca. 1,3 TWh/år, fordelt på 13 bedrifter siden 1994.

Eksisterende statskraftkontrakter på stortingsbestemte vilkår utløper i årene fra 2004 til 2011. Tre av de største konsernene, Norsk Hydro, Elkem og Norske Skog, har inngått forretningsmessige avtaler som vil dekke store deler av disse bedriftenes kraftbehov til 2020. I denne meldingen foreslås det nye industrikontrakter, jf. kapittel 8.

3.3 Produksjon

3.3.1 Vannkraft

Kraftforsyningen står for en viktig del av verdiskapningen i fastlands-Norge. I 1996 utgjorde verdiskapingen i denne sektoren 22 milliarder kroner, eller omlag 3 prosent av verdiskapingen i fastlands-Norge. Kraftforsyningen sysselsetter nærmere 20 000 personer. Over halvparten arbeider med kraftoverføring. Vannkraftsektoren er nærmere omtalt i kapittel 5.

Dagens kapasitet på 27 tusen MW kan i et år med normal nedbør produsere 113 TWh. En kraftproduksjon basert på vannkraft er sårbar for svikt i nedbøren. Den faktiske produksjonen av vannkraft kan variere med +/- 20 TWh fra år til år, avhengig av nedbør, temperaturer og tilsigsforhold. Denne sårbarheten overfor nedbørsforholdene har blitt håndtert ved å bygge ut tilstrekkelig kraftkapasitet, magasiner for lagring av vann og overføringsforbindelser til våre naboland. Overføringsforbindelsene og utenlandshandelen er nærmere omtalt i avsnitt 3.4.1.

Mellom 1970 og 1985 økte den midlere produksjonsevnen med gjennomsnittlig 2,2 TWh/år. Mot slutten av 1980-tallet avtok investeringene. De siste 8 årene har tilgangen på ny kraftkapasitet vært 0,45 TWh/år.

Både miljøhensyn og ressursgrunnlaget setter rammer for utbyggingen av vannkraft. Det er fortsatt gode muligheter til å bygge ut vannkraft, både gjennom nye prosjekter og ved tilleggsutbygginger, men epoken med de store vannkraftutbyggingene er over med de begrensninger som er lagt på videre utbygginger.

Gjenværende prosjekter i Samlet Plan I og II er omlag 30 TWh, hvorav 18,7 TWh er åpnet for konsesjonsbehandling, eller allerede er gitt konsesjon. Vannkraft er en moden teknologi, og mye tyder på at vannkraftpotensialet fortsatt kan økes noe. Ny teknologi kan føre til at tidligere ulønnsomme og ikke medregnede prosjekter over tid kan bli lønnsomme, eller at eksisterende prosjekt utvides.

Det eksisterer i dag et potensiale for opprustnings- og utvidelsestiltak innenfor prosjekter som er åpnet for konsesjon, eller gitt konsesjon, anslått til omlag 7,4 TWh/år. Hoveddelen av dette er utvidelseprosjekter som krever konsesjonsbehandling på linje med nye utbygginger. Rene opprustningsprosjekter utgjør kun 1 TWh/år. I NOU 1998: 11 antydes det at det eksisterer et potensiale for effektiviseringstiltak også utover dagens registrerte prosjekter. Utredningen viser i denne sammenheng til beregninger utført av Statkraft, som anslår at en bedre utnyttelse av vannveiene, økning av virkningsgraden for maskiner, og utvidelse av maskininstallasjon kan gi et tilskudd på 3,8 TWh/år til en kostnad på under 22 øre/kWh, eller 4,5 TWh/år til en kostnad lavere enn 30 øre/kWh.

De senere årene er det også registrert en betydelig interesse for bygging av mini- og mikrokraftverk blant private grunneiere. Med standardiserte løsninger og flere utstyrsleverandører på markedet, er utbyggingskostnadene presset nedover.

Energiutredningens framskrivninger av energi- og kraftbalansen fram mot 2020 viser at det er lønnsomt med utbygging av vannkraft i nær alle scenarier ettersom kraftprisene øker. I de scenariene der energiutvalget har lagt til grunn sterke klimaavtaler, viser beregningene at det er lønnsomt å bygge ut store deler av prosjektene i Samlet Plan I og II. Dette forutsetter at klimaavtalen gjennomføres på en slik måte at miljøkostnadene for fossilbasert kraftproduksjon blir reflektert i kraftprisen. En slik utbygging ville kreve at 400 vannkraftprosjekter ble realisert. I energiutredningen ble det understreket at en så omfattende vannkraftutbygging, som i disse scenariene i stor grad går til økt eksport, ikke nødvendigvis vil la seg gjennomføre eller være politisk ønskelig.

Utbyggingen av vannkraft vil også ha miljøkonsekvenser. Hensynet til miljøet vil i første rekke ivaretas gjennom Samlet Plan for vassdrag, og i forbindelse med konsesjonsbehandlingen av det enkelte prosjekt.

3.3.2 Elproduksjon basert på naturgass

Gasskraftens andel av produksjonskapasiteten i Nord-Europa har økt i rask takt de siste ti årene. Gasskraft er blitt en konkurrent til kullkraft på grunn av lavere CO₂-utslipp per energienhet, og fordi kostnadene for gasskraft er blitt betydelig lavere enn for kullkraft. Utslippene av CO₂ fra gasskraftverk utgjør i størrelsesorden 3 - 400 tusen tonn per TWh produsert kraft. I tillegg kommer utslippene av NOx som bidrar til lokale og regionale miljøproblemer.

I NOU 1998: 11 ble produksjonskostnadene for gasskraft i Norge anslått til mellom 13-20 øre/kWh, avhengig av rentene, prisen på naturgassen og brukstiden. Gasskraften er derfor i utgangspunktet billigere enn mange vannkraftprosjekter, og andre fornybare kraftteknologier. Dersom gasskraftverk ilegges CO₂-avgifter eller må kjøpe kvoter, vil kostnadene ved kraftproduksjonen øke. Hvor mye avhenger av avgiftenes størrelse eller kvoteprisen.

Det er flere selskaper som har planer om å bygge gasskraftverk i Norge.

Naturkraft AS søkte 23. februar 1996 om anleggskonsesjoner for bygging og drift av gasskraftverk på Kollsnes i Hordaland og Kårstø i Rogaland. Anleggene er tenkt bygget med en ytelse på henholdsvis 390 og 380 MW, og en samlet årlig produksjon på om lag 6 TWh. Gjennomsnittlig årlig CO₂-utslipp er samlet for begge anlegg anslått til 2,1 millioner tonn.

I de konsesjoner som ble gitt 5. juni 1997 blir Naturkraft pålagt å «legge til rette for separasjon og deponering av CO₂, og delta i forskning og utvikling av denne teknologien slik at den kan tas i bruk». Naturkraft har inngått et samarbeid med Statoil om et utredningsprogram for slike teknologier. Før øvrig ble det lagt til grunn at spørsmål knyttet til utslipp av CO₂, skulle behandles av forurensningsmyndighetene etter forurensningsloven. Naturkrafts anleggskonsesjoner er endelige.

Naturkraft søkte 19. desember 1997 Staten Forurensningstilsyn (SFT) om utslippstillatelser etter forurensningsloven. Slike tillatelser ble gitt ved SFTs vedtak av 21. januar 1999. Det ble satt vilkår om at utslippene av CO₂ måtte reduseres med 90 prosent i forhold til det omsøkte, og at NOx utslippene også måtte reduseres betydelig. Fra det tidspunkt et nasjonalt kvotesystem er operativt, åpner vedtakene for at anleggene kan settes i drift også uten CO₂-rensing ved at utslippene kompenseres gjennom kjøp av kvoter. SFTs avgjørelse er påklaget av flere miljøorganisasjoner og av Naturkraft. Klagesakene vil bli behandlet på vanlig måte etter forurensningsloven.

Foruten Naturkrafts opplegg er det fremmet to andre gasskraftprosjekter i Norge.

Industrikraft Midt-Norge DA sendte 21. november 1997 melding om bygging og drift av et gasskraftverk på Fiborgtangen i Levanger kommune til NVE. Industrikraft søkte om anleggskonsesjon etter energiloven 4. mars i år. I søknaden er samlet årlig produksjon anslått til 6,4 TWh/år, fordelt på 2 aggregater hver på 400 MW. I tillegg genereres varme tilsvarende 1 TWh/år, som i hovedsak er tenkt brukt i Norske Skogs fabrikkanlegg på Skogn. CO₂-utslippene fra det omsøkte anlegget er anslått til 2,2 millioner tonn per år.

Nordenfjeldske Energi A/S sendte i juni 1998 melding til NVE om bygging og drift av et gasskraftverk på Tjeldbergodden i Aure kommune. Meldingen ble sendt på vegne av Haltenkraft AS under stiftelse. Kraftverket er planlagt bygget med ett aggregat på 400 MW og en produksjon på 3,2 TWh/år. CO₂-utslippene er anslått til 1,1 millioner tonn per år.

Flere norske miljøer arbeider med å utvikle teknologi for gasskraftproduksjon som gir minimale CO₂-utslipp, sammenliknet med de ovenfor nevnte prosjektene.

Norsk Hydro sendte 6. november 1998 melding til NVE om bygging av et stort gasskraftverk på Karmøy basert på hydrogenrik fyrgass. Det legges opp til at kraftverket vil ha en installert effekt på 1300 MW, og en produksjon på 10,5 TWh/år. I prosessen kan nær 90 prosent av CO₂-utslippene fjernes sammenliknet med gasskraft uten rensing av CO₂. Det gjenstår fremdeles avklaringer om lønnsomheten i prosjektet. Norsk Hydro har foreløpig ikke avklart når konsesjonssøknad for dette prosjektet blir innsendt.

Aker Maritime har lansert et gasskraftverk som fyres med en kombinasjon av naturgass og ren oksygen, med tanke på å fjerne utslippene av CO₂ og NOx i forkant av kraftproduksjonen. Forskningen på å fjerne CO₂-utslipp har hittil i liten grad vært rettet mot denne teknologien, og det er i dag ikke utviklet gassturbiner som kan benytte ren oksygen sammen med naturgass. Teknologien må videreutvikles med tanke på gassturbiner som kan tåle den høye temperatureren som oppstår i forbrenningen, sammenliknet med tradisjonell forbrenning av naturgass.

De teknologier for CO₂-fjerning det hittil har vært forsket mest på i Norge og i utlandet er separering av CO₂ fra eksosgass. Separering av CO₂ fra eksosgass kan skje på ulike måter. I dag er det fire kjente teknologier, som er omtalt i NOU 1998: 11. Disse metodene innebærer at CO₂ fjernes etter at forbrenningen av naturgass har funnet sted. Et slikt separeringsanlegg kan kobles på kraftverket i ettertid, og kan benyttes på andre typer eksosgassutslipp, som for eksempel kull- og oljekraftverk. Det gjenstår fremdeles forsknings- og utviklingsarbeid knyttet til bruk av denne teknologien i kraftproduksjon, men teknologien er utprøvd i mindre skala i flere land.

Felles for alle prosesser som kan fjerne CO₂, er at de er energikrevende og fører til redusert virkningsgrad i kraftproduksjonen. Anslagene på kostnadene ved å fjerne og deponere 90 prosent CO₂ fra eksosgassen i gasskraftverk varierer mellom 10-15 øre/kWh, avhengig av renseteknologi og størrelse på kraftverket. Deponeringskostnadene utgjør generelt en liten del av de samlede kostnadene. På grunn av forekomster av naturlige reservoarer og tomme oljereservoarer utenfor norskekysten, er det gode muligheter for å lagre CO₂ fra kraftverk plassert på Vestlandet. Undersøkelser peker på store lagringsmuligheter i den geologiske formasjonen Utsira, som ligger på britisk og norsk kontintentalsokkel. Anslagene i et EU-støttet prosjekt antyder at Utsiraformasjonen har lagringskapasitet tilsvarende alle større punktutslipp av CO₂ fra alle EU-land i flere hundre år.

Med dagens kostnader vil separering fra gasskraftproduksjon ikke være lønnsomt. Forskningen på dette området er ny, og kostnadene må forventes å falle i årene framover. Lønnsomheten kan også øke dersom en oppnår avsetning på CO₂-gassen. Regjeringen vil arbeide for at separering og deponering av CO₂ fra store punktkilder kan utvikles til å bli et kommersielt attraktivt og kostnadseffektivt klimatiltak.

Klagene på SFTs utslippstillatelser til de planlagte gasskraftverkene på Kollsnes og Kårstø vil bli behandlet på vanlig måte etter forurensningsloven. Regjeringen vil ikke foregripe den forestående klagebehandlingen.

Eventuelle framtidige søknader om bygging av gasskraftverk skal behandles etter energiloven og forurensningsloven. Ut i fra en helhetsvurdering vil Regjeringen gå i mot bygging av gasskraftverk i Norge som ikke bygger på en teknologi for rensning av CO₂ som gir minimale utslipp. I denne sammenheng vektlegges både behovet for å stimulere til utvikling av ny teknologi, og behovet for å gjennomføre nødvendige omlegginger av energiforbruk og energiproduksjon. Ulike initiativ har etter Regjeringens oppfatning vist at næringslivet er i stand til å utvikle nye og interessante løsninger som svar på de strenge miljøkravene myndighetene setter for energisektoren. Dette gjelder også innenfor kraftproduksjon.

3.3.3 Direkte bruk av naturgass

I det siste har bruken av naturgass i Norge økt. Direkte bruk av gass til oppvarming, matlaging og i industrien er aktuelt, ved og omkring ilandføringsstedene for gass. Gasnor har utviklet et rørsystem for naturgass, som tilbyr gass til virksomheter og privatpersoner på Karmøy og i Haugesund.

Naturgass som drivstoff i transportsektoren lokalt i Haugesundsområdet står for om lag 200-250 000 kubikkmeter naturgass per år, eller en energimengde på rundt 2 GWh. Det er hovedsakelig statlig støtte til gassdrift av busser og gassdrevne taxier som har utløst dette. En fyllestasjon for gass i regi av Gasnor kom i drift i slutten av oktober i fjor, og vil være en forutsetning for flere naturgassdrevne taxier i området.

Metanolanlegget på Tjeldbergodden som stod ferdig i fjor sommer, er et annet eksempel. I tilknytning til metanolanlegget er et mini LNG-anlegg (flytende gass) og en bioproteinfabrikk etablert. LNG-produksjonen gjør naturgass tilgjengelig i Midt-Norge, og kan føre til at mindre naturgassmarkeder kan bygges opp uavhengig av rørtransport og distribusjon.

Gass blir også brukt som drivstoff til bybusser både i Trondheim og i Bergen. I Bergen er det under etablering et distribusjonsnett for bruk av naturgass som drivstoff i kollektivtrafikken. Naturgass fra Troll-feltet føres i land på Kollsnes, hvor det bygges en rørledning fra gassterminalen til Kollsnes Næringspark. Man regner med at komprimert gass (CNG) kan leveres herfra om ikke lenge.

Det bevilges penger over statsbudsjettet til introduksjon av naturgass. Over Olje- og energidepartementets budsjetter har det siden 1996 vært gitt støtte til gassprosjekter og aktiviteter som kan gi varige ringvirkninger, og som kan berede grunnen for effektiv utnyttelse av gass i fremtiden.

Norges forskningsråd har også midler til gassformål. Disse er kanalisert til forskningsprogrammet Naturgass. Programmet har som mål å øke omsetningen av gassrelaterte varer og tjenester, i første rekke i nedstrømsleddet

Myndighetenes satsing på forskning, utvikling og introduksjon av ny gassteknologi er motivert ut i fra et ønske om mer miljøvennlig bruk av energi, i den forstand at bruk av gass kan erstatte bruk av mer forurensende energibærere, som for eksempel kull og ulike oljeprodukter.

3.3.4 Hydrogen og brenselceller

Hydrogen er et grunnstoff som ikke er tilgjengelig i naturen i fri tilstand, men som må produseres fra et hydrogenholdig råstoff. Bruk av hydrogen i energisammenheng er med dagens teknologi dyrt, og det ser ut til at man må se stykke fram i tid før hydrogen vil bli brukt i større skala. I fremtidige energisystemer kan hydrogen supplere elektrisitet som en miljøvennlig energibærer, fordi det hensiktsmessig kan lagres, transporteres og anvendes som drivstoff.

Ved forbrenning av hydrogen får man i prinsippet kun vann og eventuelt små mengder NO_x. Hvordan hydrogen kommer ut i et CO₂-regnskap vil derfor være knyttet til hvordan hydrogenet blir fremstilt. Hydrogen som energibærer vil være miljøvennlig når hydrogenet produseres ved hjelp av fornybar energi, uten skadelige miljøeffekter. For eksempel vil vannelektrolyse, med bruk av elektrisk energi produsert fra ikke-fossile kilder, være fri for CO₂-utslipp.

Utvikling av brenselceller kan ha et betydelig potensial. Brenselceller omvandler, i likhet med batterier kjemisk energi til elektrisk energi. Forskjellen er at i brenselcellene tilføres energien kontinuerlig under drift. Brenselet kan være hydrogen, naturgass, andre hydrokarboner eller alkoholer som for eksempel metanol, som omdannes til hydrogenrik gass. Store bilprodusenter satser betydelige summer for å utvikle brenselceller til bruk i biler, og dette området kan stå foran et gjennombrudd i løpet av noen år.

Brenselceller som forbrenner rent hydrogen, utnytter energien i drivstoffet maksimalt og gir lite miljøskadelige utslipp. Lavtemperatur brenselceller med hydrogen som brensel slipper ikke ut annet enn rent vann. Med høytemperatur brenselceller og naturgass, eller andre hydrokarboner som brensel, blir det dannet CO₂ og noe NO _X, men vesentlig mindre enn i forbrenningsmotorer. Blant annet på grunn av miljøvennligheten kan brenselcelleanlegg lokaliseres i tett befolkede områder.

Utviklingsoppgavene er fortsatt store innen brenselcelleteknologien. Det vil også ta relativt lang tid å bygge ut nødvendig infrastruktur. En nærmere gjennomgang av hydrogen som energibærere og brenselceller er gitt i NOU 1998:11.

3.3.5 Nye fornybare energikilder

Vindkraft

Kostnadene ved vindkraftproduksjon er betydelig redusert de siste 20 årene, og vindkraft er i dag blant de fornybare energikildene som står nærmest en lønnsom produksjon. Anslagene på kostnadene ved vindkraft varier betydelig, avhengig av avstand til eksisterende overføringsnett, lokale vindforhold og forutsetninger om den teknologiske utviklingen.

Det finnes i dag planer for installasjon av totalt 600 MW vindkraft i Norge. Dette kan gi en produksjon i underkant av 2 TWh/år. I NOU 1998:11 Energi og kraftbalansen mot 2020 er det beregnet at produksjonskostnadene for disse prosjektene ligger mellom 26 og 34 øre/kWh. I tillegg kommer kostnadene ved tilknytning til nettet, som for de aktuelle stedene ligger mellom 2-6 øre/kWh. I sin høringsuttalelse til energiutredningen antyder Norsk Vindkraftforum at en kraftpris på 40 øre/kWh er nødvendig for å gi lønnsom utbygging.

Kommersialiseringen av større vindturbiner (1,5 - 3 MW) kan bidra til en fortsatt reduksjon i kostnadene framover. I Energiutvalgets framskrivninger ble det lagt til grunn en høyere teknologisk framgang på vindkraften enn for andre kraftteknologier. Utbygging av vindkraft ble likevel ikke lønnsomt fram mot 2020, dersom kraftprisene holder seg på et moderat nivå. I beregningene av scenariene med harmoniserte CO₂-avgifter/kvoter på 400 kr/tonn i Norden og Europa, økte kraftprisen til nærmere 30 øre/kWh fram mot 2020. I dette tilfellet ble det lønnsomt å bygge ut 5,4 TWh/år vindkraft i Norge i perioden 2005 -2020. Dette tilsvarer en utbygging av omlag 1650 vindturbiner på 1,5 MW, eller i overkant av 100 vindturbiner i året. Disse beregningene illustrerer at en fortsatt sterk teknologisk framgang på vindkraft, og kraftpriser som gjenspeiler de internasjonale miljøkostnadene kan føre til at vindkraft på sikt vil gi et bidrag til den innenlandske kraftoppdekningen. Det er imidlertid viktig at utbyggingen av vindkraft foregår på bakgrunn av en planlegging som både tar hensyn til hvordan en kan få en god utnyttelse av vindressursene, og samtidig ivaretar miljø, landskap og annen arealbruk.

Bioenergi

Bioenergi er en betydelig energikilde i Norge. De viktigste bioenergibærere i Norge er brenselved, avlut, bark og annet treavfall, samt kommunalt avfall fra husholdninger og næringer som brukes i produksjon av fjernvarme. I forbindelse med Miljøverndepartementets klassifisering av ulike typer brensel, vil definisjonen av biobrensel bli nærmere gjennomgått. Årlig forbruk av bioenergi i Norge er anslått til omlag 12,6 TWh. Om lag halvparten av dette er ved som brukes i husholdningene. Det resterende forbruket av bioenergi finner hovedsakelig sted innenfor treforedling og trebearbeiding, i form av avlut og avfall.

Bioenergi har flere anvendelseområder, og innebærer utnyttelse av flere former for biobrensel som varierer i tilgjengelighet, omfang, pris og krav til teknologi og infrastruktur. Forbrenningsteknologien som benyttes er kjente, og varierer lite i forhold til teknologi for forbrenning av fossilt brensel. Ser en bort fra tradisjonell vedfyring i punktvarmekilder, har ikke bioenergi hittil vært benyttet for oppvarming av bolig- og næringsbygg i særlig stor grad. Bioenergi er imidlertid godt egnet til oppvarming, og kan ha en virkningsgrad på 80-90 prosent ved bruk av biokjeler som brenner foredlet biobrensel, pellets, briketter og liknende i biokjeler.

En forutsetning for å utnytte mer bioenergi til oppvarming er utbygging av fjern- og nærvarmenett og systemer for vannbåren varme i bygg.

Det er utviklet teknologi for bruk av deponigass fra avfallsfyllinger til produksjon av varme og/eller elektrisitet. Dette er tatt i bruk på flere fyllplasser. De fleste fyllplasser vil i løpet av 1999 ha installert gassuttak, og det er et betydelig potensiale for økt bruk av denne gassen til energiformål. Flytende og gassifisert biobrensel er egnet som brensel i anlegg som produserer elektrisitet og varme i kombinasjon. Dette utnyttes lite i dag, og kan representere et framtidig utviklingsområde.

Varmepumper

Av det årlige oppvarmingsbehovet i Norge på omlag 52 TWh, dekkes 30 TWh av elektrisitet, 12 TWh med olje, 5,5 TWh med bioenergi og 4,5 TWh med varmepumper. Det er i dag installert om lag 22 000 varmepumper i Norge, med en årlig varmeproduksjon på ca 4,5 TWh. Til sammenlikning er det i Sverige installert 300 000 varmepumper, som gir en varmeproduksjon på 17 TWh/år. De siste årene har tilveksten i varmeproduksjon fra varmepumper vært på om lag 0,15 TWh/år. Kapasiteten kan økes vesentlig, samtidig som utslippene av klimagasser reduseres, dersom dette går til erstatning for oljefyring. CO₂-utslippene fra oppvarming med olje er anslått til 7-11 prosent av de samlede utslippene.

Fordelen med varmepumper er at de kan avgi 3-4 ganger mer energi i form av varme enn det den tilføres av drivenergi, som i de fleste tilfeller er elektrisitet. Det drives i dag forskning på varmepumper for å gjøre de mer effektive, og over tid forventes effektiviteten å kunne øke med 50-60 prosent. Utnyttelse av varmepumper er imidlertid avhengig av en lett tilgjengelig varmekilde og egnede distribusjonssystemer for varme. Sjøvann, luft og prosessvarme er de varmekilder som hittil har hatt størst betydning. Jordvarme, grunnvann, bergvarme og avtrekksluft kan også benyttes. Lavtemperatur varmekilder er i utgangspunktet ingen begrenset ressurs, men for å kunne utnyttes i sammenheng med varmepumper er tilgjengelighet og temperatur avgjørende for å oppnå tilfredsstillende effekt og økonomi.

Ved satsing på varmepumper i nye bygg, eller ved overgang fra bruk av olje i vannbaserte oppvarmingssystemer vil elforbruket øke. Varmepumper vil være et gunstig alternativ hvis det både er et oppvarmings- og kjølebehov i bygningen. Kjøling kan være nødvendig i enkelte deler av bygningen, for eksempel kjølerom og datarom. Økte krav til komfort gjør at kjøling i større grad enn tidligere er aktuelt i Norge på sommerstid.

Solenergi

Den årlige solinnstrålingen i Norge varierer fra omlag 700 kWh/m² i nord til omlag 1100 kWh/m² i sør. Denne innstrålingen gir til sammen en energimengde som er 1700 ganger vårt innenlandske energiforbruk. Det er imidlertid en utfordring å konsentrere eller omgjøre solenergien til nyttbar form på en økonomisk lønnsom måte. Det finnes i hovedsak tre måter å nytte solenergi på, enten ved aktiv eller passiv utnyttelse av solvarmen, eller ved å produsere elektrisitet direkte ved hjelp av solceller. Ved passiv utnyttelse av solvarme fanges den innstrålte solenergien opp i selve bygningskonstruksjonen, slik at det er mulig å nyttegjøre seg energien til oppvarming, lys eller kjøling. Det er beregnet at ulike anvendelser av strålingstransparente materialer kan redusere oppvarmingsbehovet med 30 prosent i norske bygninger. Slike anvendelser krever imidlertid betydelige bygningsmessige tilpasninger, og vil derfor hovedsakelig være aktuelle i forbindelse med nybygg eller rehabilitering.

Aktiv utnyttelse av solvarme innebærer bruk av en solfanger med et arbeidsmedium som varmes og så distribueres til det aktuelle forbruksstedet. Et slikt system kan også innebære lagring av solvarme. I Norge finnes solfangere tilsvarende om lag 5 000 m² for oppvarming av varmtvann og bygninger. Dette genererer varme tilsvarende ca. 1,5 GWh/år. Potensialet for økt utnyttelse av solvarme er til stede, uten at man regner med at dette vil utgjøre noe stort bidrag til oppvarmingsbehovet i Norge.

Norge er en stor bruker av solceller, og det er installert ca. 70 000 solcelleanlegg i hytter og fritidsboliger. Slike anlegg brukes for det meste i kombinasjon med batteri og lavvoltsanlegg. Elektrisitet fra solceller vil neppe utgjøre noen stor del av norsk energiproduksjon i overskuelig fremtid. Solceller vil imidlertid kunne bli tatt i bruk innenfor avsidesliggende elforsyning, for eksempel i hytteområder. Dette gjelder spesielt for områder der bruk av diesel, eller utbygging av eksisterende nett viser seg å ha høye kostnader. På samme måte vil det på sikt også være aktuelt med nettilknyttede, bygningsintegrerte solcelleanlegg i yrkesbygg.

Geotermisk energi

Temperaturen øker med gjennomsnittlig 30-35 oC per km nedover i jordskorpa. Temperaturen og varmeutskiftingen varierer imidlertid sterkt avhengig av de geologiske forholdene på stedet. I områder med høy vulkansk aktivitet, er det mulig å nyttegjøre seg varmeenergien uten at temperaturen i området synker nevneverdig. I områder med mindre sirkulasjon og tilførsel av varme vil temperaturen synke, og tidsperioden for hvor lenge varmen kan utnyttes er begrenset. Etter at uttaket av varme opphører vil temperaturen bygge seg opp igjen gradvis. På 5 km dyp kan temperaturen variere fra 70º C til 500º C. 5 km regnes som maksimalt dyp for uttak av varme. Det nye Rikshospitalet på Gaustad i Oslo vil kanskje forsynes med geotermisk energi, men det er usikkerhet knyttet til dette. Arbeidene pågår fortsatt, og anlegget er ennå ikke vedtatt satt i drift. Det gjøres også forsøk på å utnytte varmen i borebrønnene i Nordsjøen til produksjon av elektrisitet. Forsøkene viser hittil at kostnadene ved dette er høye.

Bølgeenergi

Tilsiget av bølgeenergi inn mot norskekysten er anslått til ca. 400 TWh/år. Effekten i bølgene er i middel 20-40 kW per meter, mest mellom Stadt og Lofoten. Det er i hovedsak to måter å utnytte bølgeenergien på. Den ene måten består i at energien i bølgen overføres til et svingesystem som vekselvirker med bølgene. Svingningene i systemet kan så utnyttes til mekanisk arbeid til drift av pumper, generatorer eller liknende. Den andre måten er at bølgene som slår mot land bringer vannet opp på et høyere nivå. Ved å samle vannet i et basseng over havoverflaten, kan den potensielle energien utnyttes gjennom at vannet føres gjennom en turbin på vei ut av bassenget.

Det er gjort forsøk med flere ulike anlegg for utnyttelse av bølgeenergi i Norge, men de kommersielle mulighetene for å ta i bruk denne teknologien i årene framover synes i første rekke å være knyttet til spesielle formål. Dette kan være pumping av rent vann til fiskeoppdrett, rensing eller samkjøring med andre typer små kraftverk på steder med liten tilknytning til det øvrige energinettet.

Tidevannsenergi og havstrømmer

Forskjellen mellom flo og fjære kan utnyttes til energi formål. Det finnes to måter å anvende energien fra tidevannsforskjellen på. Den ene metoden utnytter tidevannets potensielle energi som skyldes forskjellen på flo og fjære. Ved å stenge av vannmassene mens det er flo, kan vannet brukes til å drive en turbin ved at det slippes ut ved fjære. Den andre metoden innebærer at en utnytter bevegelsen i vannmassene, som oppstår som følge av at store vannmengder skal passere gjennom trange sund. For å fange opp energi benyttes rotorer eller turbiner som videre kan drive generatorer.

Et første anlegg i Norge for utnyttelse av den potensielle energien i tidevann til elproduksjon er under planlegging i Barmfjorden på Hitra. En lavtrykksturbin her vil kunne produsere i overkant av 5 GWh. En kraftpris på 35 øre/kWh vil gi en tilfredsstillende økonomisk avkastning.

Det første kraftverket for utnyttelse av tidevannets bevegelsesenergi er planlagt i Kvalsundet ved Hammerfest. Pilotanlegget er vurdert å kunne gi ca 10 GWh/år. En produksjonskostnad på 50 øre/kWh i en 5 knops strøm, inklusive infrastruktur, er antydet. Her er driftskostnadene vurdert til 4-5 øre/kWh.

Energi fra saltgradienter

Muligheten for å generere energi fra saltgradienter bygger på at saltløsninger tiltrekker seg vann. Teoretisk kan hver m 3 ferskvann som renner ut i havet generere 0,7 kWh elektrisitet. Det teknisk utbyggbare potensialet for de 22 største elvene i Norge er 25 TWh/år. Den rimeligste måten å utnytte saltgradienter på er trykkretardert osmose. Ved å lede ferskvann og saltvann inn i et trykkrør på hver sin side av en membran som slipper igjennom vann, men ikke salt, er det mulig å bygge opp trykket i saltvannet. Dette skyldes at det strømmer vann fra den siden av membranen hvor det er ferskvann, over til den siden hvor det er saltvann, men ikke omvendt. Trykket som opparbeides kan så brukes til å drive en turbin. Å utvikle gode nok membraner er en forutsetning for at det skal bli mulig å utnytte saltgradienter i et betydelig omfang. Det drives i dag forskning på dette området.

3.4 Det nordiske kraftmarkedet og energipolitiske utfordringer

3.4.1 Kraftmarkedet

Energiutvalget la i sin utredning stor vekt på betydningen av krafthandelen med utlandet, spesielt i analysene av utviklingen i den framtidige kraftprisen. Det har gjennom mange år vært et velfungerende nordisk myndighetssamarbeid om energispørsmål. Samarbeidet skjedde tidligere gjennom elektrisitetsprodusentenes organisasjon NORDEL. Gjennom 1990-årene har de nordiske land gjennomført reformer i sine elektrisitetssektorer.

Prinsippene for elektrisitetssamarbeidet mellom de nordiske land ble fastslått av de nordiske energiministrene i en felles uttalelse fra 1995. Fra 1. januar 1996 har Norge og Sverige hatt et felles kraftmarked hvor også finske og danske aktører kan delta. Den nordiske samarbeidsrammen er en viktig bestandel i en omstilling av energisektoren i bærekraftig retning.

De nordiske landene er i dag nært sammenknyttet med overføringsforbindelser for kraft. Norge har overføringslinjer til alle de tilgrensende nordiske landene, i tillegg er det en mindre overføringsforbindelse til Russland. Den største overføringskapasiteten er til Sverige, og utgjør omlag 2500 MW, i noen tilfeller også mindre. Mellom Norge og Danmark er overføringskapasiteten 1000 MW. Ved maksimal utnyttelse av dagens kapasitet mellom Norge og de øvrige nordiske landene, kan en teoretisk transportere opptil 20 TWh i løpet av et år. Drifts- og markedsmessige forhold vil imidlertid kunne redusere overføringsmulighetene vesentlig. Det er planlagt å bygge tre nye kabler til kontinentet i tilknytning til langsiktige kraftutvekslingsavtaler som er inngått mellom norske og utenlandske kraftselskaper. Etter forutsetningene vil en kabel (600 MW) til Nederland være i drift i løpet av 2002, og to kabler (à 600 MW) til Tyskland vil begge være i drift i løpet av 2004. Dette vil øke kapasiteten for krafthandel betydelig. Markedsprisene og produksjonskostnadene for kraft i våre naboland er derfor viktige for kraftprisene i Norge.

Kilde: OED

Figur 3.3 forklarer hvordan den nordiske kraftprisen i dag bestemmes av kostnadene ved å produsere kraft (tilbud) og betalingsviljen til forbrukere (etterspørsel). Den stigende kurven viser sammensetningen av kraftkapasiteten i Norden ordnet etter stigende, kortsiktige produksjonskostnader. Figuren er forenklet med hensyn til produksjonskostnadene for vannkraft. Når vannet kan lagres vil det være en avveining mellom å produsere nå, eller å spare på vannet for å produsere senere. Hvor mye en vannkraftprodusent vil velge å produsere avhenger av hvilken verdi som vannet vurderes å ha, avhengig av magasinfylling og forventet framtidig markedspris. Det er lite trolig at det tilbys vannkraft til de rene produksjonskostnader som er gjengitt i figuren, utenom situasjoner der det forekommer uregulert produksjon eller overløp på grunn av store tilsig til vannkraftsystemet.

Med dagens nivå på den nordiske etterspørselen er det danske kullkraftverk som normalt balanserer forbruket. I et år med gjennomsnittlig vannkraftproduksjon vil derfor kraftprisen i stor grad bli bestemt av kostnadene ved å produsere kullkraft.

Den brattere delen av dagens tilbudskurve består av kraftteknologier basert på kull, olje og gassturbiner med svært høye driftskostnader. Denne kapasiteten vil bare være lønnsom i enkelte situasjoner, som når vannkraftproduksjonen er lavere enn normalt eller under spesiell toppbelastning. Erfaringene fra 1996 viste at en sterk prisoppgang på kraft med en viss varighet var nødvendig for at slik reservekapasitet skal tas i bruk for å dekke forbruket. I figuren kan det illustreres ved å tenke seg at det vannrette stykket som omfatter vannkraften blir kortere. Kortvarige perioder med knapphet vil ikke alltid være tilstrekkelig for å gjøre det lønnsomt å opprettholde reservekraftverkene, og det pågår i dag en avvikling av deler av denne kapasiteten.

Produksjonen av kraft er i dag ikke ilagt CO₂-avgifter. Dersom CO₂-avgifter eller kvoter ble benyttet for å reflektere miljøkostnadene forbundet med utslipp, ville kostnadene ved fossil kraftproduksjon kunne øke betydelig. Dette ville løftet tilbudskurven for kraft i Norden, og tilpasningen som er illustrert i figur 3.3 ville skje til høyere priser enn det vi ser i dag.

Prisene til sluttbrukere er høyere enn de engrosprisene som følger av tilpasningen i kraftmarkedet illustrert i figur 3.3. Dette skyldes både overføringskostnader, avgifter og muligheten for at selskapene kan ha påslag i prisene.

Kraftproduksjonen i Norden i 1997 var om lag 370 TWh. Norge og Sverige har den største kraftproduksjonen. I Sverige utgjør vannkraft og kjernekraft de dominerende andelene i elektrisitetsforsyningen. Resten av den svenske produksjonen blir stort sett dekket av kraftverk basert på bioenergi, kull og olje. Dansk kraftproduksjon er i hovedsak basert på kullkraft, og noe gasskraft. Vindkraft utgjør 4 prosent av dansk kraftproduksjon. Finlands kraftproduksjon er sammensatt av vannkraft, kjernekraft og annen varmekraft.

Det nordiske kraftforbruket har økt med 37 TWh fra 1990 til 1997. Ettersom den nordiske kraftetterspørselen gradvis vokser, vil det stadig oftere oppstå situasjoner der dyrere kraftproduksjon tas i bruk for å dekke forbruket. Når prisene i en normal situasjon blir liggende høyere enn hva det koster å bygge nye kraftverk, vil det være lønnsomt å bygge ut.

3.4.2 Energipolitiske utfordringer i Norden, Østersjøområdet og øvrig internasjonalt samarbeid

Overføringsnettet for elektrisitet mellom landene i Norden gjør at energipolitikken i ett land har virkninger i de andre landene, og at et lands kraftbalanse ikke bestemmes av de nasjonale forholdene alene. Sammenhengen mellom landenes energipolitikk er særlig viktig for de nordiske landene, hvor elektrisiteten er en viktig del av energiforbruket. Sammenknytningen av kraftsystemene gir også muligheter for å få bedre miljøresultater i Norden sett under ett. Dette vil for eksempel gjelder virkemidler for å reflektere miljøkostnadene ved bruk av energikilder som gir store utslipp av klimagasser, eller som har andre betydelige miljøvirkninger. Slike tiltak vil heve kraftprisene, redusere forbruket og styrke konkurranseevnen til fornybare energikilder. Det har fra de nordiske regjeringens side vært arbeidet for en videre utvikling av det nordiske elektrisitetsmarkedet i en bærekraftig retning. Kraftproduksjonen i Norden er i dag ikke pålagt miljøavgifter.

I forbindelse med de Folketingsforhandlingene om Elreformen i Danmark er det foreslått å innføre CO₂-kvoter i den danske elektrisitetssektoren fra 2000. Det foreløpige forslaget innebærer et utslippstak for CO₂ på 23 millioner tonn/år fra de danske kraftverkene, fallende til 20 millioner tonn/år i løpet av 4 år. Utslipp som har sammenheng med produksjon av varme skal foreløpig unntas fra ordningen. For utslipp over det øvre taket skal det betales en kvotepris, foreslått til 40 kr/tonn CO₂. Dette utgjør i nærmere 4 øre/kWh for et kullkraftverk. Kvoteprisen er foreslått økt til 50 kr/tonn innen 2004. Den avgiftsfrie kvoten kan anslås til å ligge omlag 3,5 TWh over dagens forbruk i Danmark, og faller til nær null TWh/år etter 4 år. Om avgiften utløses avhenger blant annet av det samlede forbruket i Norden, og omfanget av vannkraftproduksjonen. Når avgiften utløses vil den bidra til å heve kraftprisene i Norden.

Regjeringen vil arbeide for at prisene på elektrisitet inkluderer miljøkostnadene ved elektrisitetsproduksjon. Dette kan skje gjennom kvotehandel, avgifter eller ved marked for grønn elektrisitet, jf. kapittel 4. Det arbeides med dette spørsmålet innen Nordisk Ministerråd, blant annet i forhold til Nordisk Råd. En harmonisering av avgiftene i det nordiske elmarked vil måtte forholde seg til den fremdrift som skjer innen EU på dette området.

En annen viktig utfordring for energipolitikken er at perspektivet for samarbeidet er utvidet til å omfatte energisektoren i alle land rundt Østersjøen. De nordiske statsministre ble den 27. juni 1997 enige om å samarbeide for å virkeliggjøre visjonen om en bærekraftig energiforsyning rundt Østersjøen. Regjeringen har lagt vekt på ytterligere å styrke energisamarbeidet i Østersjøregionen ved at det ble invitert til en energikonferanse i Stavanger 1. desember 1998.

Østersjølandenes energiministre, fra Danmark, Finland, Island Sverige, Norge, Tyskland, Polen, Litauen, Latvia, Estland og Russland, ble på dette møtet enige om at energi må være en sentral del av det økonomiske og politiske samarbeid mellom landene. Det var også enighet om at utviklingen av energiforsyningssystemet rundt Østersjøen må være bærekraftig. Høye miljøstandarder er en forutsetning for en videre utvikling av energimarkedene i Østersjøregionen. Regjeringen vil i tråd med kommunikeet fra Østersjølandenes energiministermøte understreke betydningen av høye miljø- og sikkerhetsstandarder ved kjernekraftinstallasjoner i dette området.

Det er viktig å beholde det nordiske initiativ i dette regionale energisamarbeid. Østersjøregionens energiministre ble enige om å samarbeide om sentrale energipolitiske temaer fram mot møtet i Helsinki 1999. På dette møtet er det forventet at ministrene også vil drøfte og ta stilling til opplegget av det videre samarbeidet.

Annet internasjonalt samarbeid

Gjennom EØS-avtalen deltar Norge i internasjonalt samarbeid om merking og krav til energieffektivitet. Jf. kap. 4.10.

Det arbeides med enøk og fornybare energikilder gjennom EØS-samarbeidet, det internasjonale energibyrå (IEA), nordisk samarbeid, Østersjøsamarbeidet, Barentssamarbeidet og det bilaterale samarbeid med Russland. Samarbeidet gir en utveksling av kompetanse mellom energimyndighetene. Økt internasjonalt samarbeid vil også kunne legge et grunnlag for bedre betingelser for eksport av varer og tjenester som bidrar til et mer miljøvennlig energisystem.

Regjeringen legger vekt på å bidra med kompetanse- og kapasitetsoppbygging på områder som kan bidra til en mer miljøvennlig energiutvikling i våre nærområder. Norge har bidratt til at enøksentre er bygget opp i nord-vest Russland, og vil videreføre dette bilaterale samarbeidet.

3.4.3 Krafthandelen i årene framover

Om få år vil tilknytningen til det øvrige Europa øke gjennom de planlagte overføringskablene mellom Sverige og Polen, Norge og Tyskland og mellom Norge og Nederland. Utviklingen i resten av Europa vil i større grad enn tidligere få betydning for den nordiske kraftprisen.

I de europeiske landene har varmekraft, som kjerne-, kull- og gasskraft, en dominerende rolle, i motsetning til Norden der vannkraften har størst omfang. En sterkere tilknytning til Europa kan medføre at den nordiske kraftprisen i et normalår vil gå fra å være bestemt av kostnadene ved dansk kullkraftproduksjon, til i større grad å bli bestemt av de kortsiktige produksjonskostnadene i varmekraftverkene i Nord-Europa. Disse kostnadene vil blant annet avhenge av hvorvidt kraftproduksjonen i disse landene ilegges miljøavgift.

Figur 3.4 viser framskrivningene av kraftprisen i Energiutvalgets beregninger av scenariet Stø kurs. Disse anslagene er svært usikre, og baserer seg på en videreføring av dagens skatter og avgifter i Norge og i Europa. Kostnadene ved å produsere kraft er avhengig av utviklingen i kapitalkostnader, brenselprisen på kull og gass, virkningsgraden i kraftverkene og nivået på miljø- og energiavgifter. Energiutvalget la til grunn en full markedsåpning av det europeiske kraftmarkedet i alle scenarier. En større grad av markedsbasert omsetning i de europeiske landene vil trolig innebære at kraftutvekslingen vil skje i henhold til markedspriser både i Norden og i Europa.

I Energiutvalgets beregninger i NOU 1998:11 ble det lagt til grunn at dagens overkapasitet i det europeiske kraftsystemet vil vedvare de nærmeste årene. Ved en markedsbasert omsetning av kraft vil dette reflekteres i lave markedspriser på kraft, i fraværet av miljøavgifter på fossilbasert kraftproduksjon. Over tid vil trolig det eksisterende kraftoverskuddet i de europeiske landene bli innhentet av forbruksveksten, og føre til en gradvis økning i kraftprisen, jf. figur 3.4.

I en situasjon med mer balanse mellom forbruk og produksjon i Europa, vil kraftprisen på lang sikt ligge nær kostnadene ved å bygge nye kraftverk. Prisen på kraft i 2020 er anslått til omlag 21 øre/kWh, forutsatt dagens nivå på miljø- og energiavgifter i Europa. Det er lagt til grunn at gasskraft er den teknologi som vil bli bygget i Europa på lang sikt, med en anslått produksjonskostnad på mellom 19 og 21 øre/kWh, jf NOU 1998:11.

Kilde: NOU 1998:11

Gjennomføringen av elektrisitetsdirektivet vil påvirke utviklingen i det nordiske og europeiske kraftsystemet. Alle de nordiske land utgjør en del av det indre marked i EU/EØS. Et direktiv om felles regler for det indre marked for elektrisitet ble vedtatt i EU 19. desember 1996. For Norges vedkommende er det forventet en beslutning om direktivet i EØS-komiteen våren 1999. Elektrisitetsdirektivet legger opp til en gradvis åpning av de nasjonale kraftmarkeder fram til 2003. Markedsåpningen varierer mellom landene. Flere land har lagt seg på en høyere markedsåpning enn det som er minstekravet i direktivet.

Fra norsk side har vi, gjennom de markedsreformer som ble gjennomført tidlig på 1990-tallet, tilfredsstilt de minstekrav til markedsåpning som stilles i direktivet. Regjeringen vil i gjennomføringen av direktivet legge vekt på å videreføre de styringsredskaper som ivaretar de almene hensyn til ressursforvaltning, miljø og energiforsyningssikkerhet. Reglene for det indre marked på energiområdet innen EU og EØS vil være en viktig forutsetning for det videre nordiske samarbeid og en omstilling av energisektoren i bærekraftig retning. Fra norsk og nordisk side bør en derfor følge de initiativ som tas på EU-nivå i forhold til videre harmonisering av regelverk.

EUs arbeid med energi- og miljøspørsmål vil også være av betydning for norsk kraftforsyning. Arbeidet er særlig sentrert rundt nye fornybare energikilder, energieffektivisering og kraft-varmeproduksjon. Vedtak i EU om energiskatter vil også være av betydning.

3.5 Den internasjonale klimaavtalen

3.5.1 Nærmere om Kyotoavtalen og konsekvenser for energipolitikken i Norge

Faren for alvorlige menneskeskapte klimaendringer er en av de største miljøutfordringene verden står overfor. FNs rammekonvensjon om klimaendringer, hvor Norge er part, ble fremforhandlet til Riokonferansen om miljø og utvikling i 1992. Den trådte i kraft i 1994. Konvensjonen forplikter partene til å utforme strategier og gjennomføre tilhørende tiltak for å begrense utslipp og øke opptak av klimagasser, men denne forpliktelsen er ikke tallfestet. Konvensjonen inneholder også forpliktelser om rapportering, overføring av teknologi og finansielle ressurser mv.

Kyotoprotokollen fra desember 1997 representerer et stort skritt fremover i den internasjonale klimapolitikken. I protokollen har de industrialiserte landene forpliktet seg til å redusere sine samlede årlige utslipp av de seks viktigste klimagassene, med minst 5 prosent i forhold til 1990-nivå innen perioden 2008-2012. For Norge innebærer Kyotoprotokollen at våre utslipp av klimagasser maksimalt kan øke med 1 prosent i forhold til 1990-nivå. Norge økte sine utslipp av klimagasser med 8 prosent fra 1990 til 1997, og forpliktelsen innebærer følgelig en reduksjon. Protokollen inneholder også forpliktelser om at man skal ta i bruk virkemidler og gjennomføre tiltak blant annet i energisektoren, men at utformingen av disse er opp til det enkelte land. Landene skal ha demonstrert fremgang innen 2005.

Forpliktelsen kan innfris både gjennom tiltak innenlands og ved å gjøre bruk av Kyoto-mekanismene - internasjonal kvotehandel mellom de landene som har forpliktelser, felles gjennomføring, som er prosjektbasert samarbeid mellom industriland, og den grønne utviklingmekanismen, hvor industriland kan delta i prosjekter i utviklingsland og få kreditert utslippsreduksjoner fra disse. Disse mekanismene var en forutsetning for at landene var villige til å ta på seg såvidt ambisiøse forpliktelser som de gjorde. Bruk av Kyoto-mekanismene skal være et supplement til nasjonale tiltak. For enkelte av artiklene i Kyotoprotokollen gjenstår det å utdype innholdet.

Som en oppfølging av St meld nr 29 (1997-98) Norges oppfølging av Kyoto-protokollen og St prp 54 (1997-98) Grønne skatter, ble det i forbindelse med budsjettet for 1999 vedtatt en utvidelse av CO₂-avgiften og innføring av sluttbehandlingsavgift for avfall, som vil redusere metanutslippene.

I tråd med bestemmelsene i Protokollen legger Regjeringen opp til at Norge aktivt skal ta i bruk Kyoto-mekanismene for å redusere de samlede kostnadene ved å oppfylle vår forpliktelse, som et supplement til nasjonale tiltak. Regjeringen ønsker videre at norsk næringsliv skal involveres aktivt i bruken av Kyoto-mekanismene. Regjeringen har nedsatt et utvalg som skal vuderere hvordan slik deltakelse kan utformes i forhold til nasjonal virkemiddelbruk, og hvordan et nasjonalt system for omsettbare klimagasskvoter bør utformes. Utvalget skal legge fram sine vurderinger innen utgangen av året. Regjeringen vil komme tilbake med forslag til utforming av et nasjonalt system for omsettbare kvoter etter at utvalget har lagt fram sin innstilling.

De sektorene som har de største utslippene av klimagasser i Norge er petroleumssektoren, transport og industri. Det stasjonære energiforbruket på fastlandet står for mellom 7 og 11 prosent av de samlede norske utslippene av klimagasser. Disse utslippene skriver seg i hovedsak fra bruken av fyringsolje i husholdninger, næringsliv og industri. Dette er svært lavt i et internasjonalt perspektiv, noe som skyldes at vannkraft dekker en stor del av det norske energiforbruket.

Kilde: St meld nr 29 (1997-98).

Framskrivninger av norske klimagassutslipp som ble utført i forbindelse med St meld nr 29 (1997-98) om Norges oppfølging av Kyotoprotokollen, indikerte en vekst i utslippene av klimagasser på om lag 23 prosent fra 1990 til 2010, dersom ingen nye tiltak ble iverksatt ut over de som den gang var gjennomført. Anslagene er usikre, og vil blant annet avhenge av nivået og sammensetningen av den økonomiske veksten i tiden framover.

Ut fra disse beregningene må de norske klimagassutslippene reduseres med 10,2 millioner tonn CO₂-ekvivalenter for å oppfylle Kyotoavtalen, enten ved nasjonale tiltak eller ved bruk av kyotomekanismene. Dette er under forutsetning av at Naturkraft sine gasskraftverk bygges. Inkluderes de andre planlagte prosjektene for gasskraftverk, jf. 3.3.2, kan nødvendig utslippsreduksjon øke til 13,5 millioner tonn CO₂-ekvivalenter.

3.5.2 En illustrasjon på virkninger av klimapolitikken i andre land for energiforbruk og energiproduksjon i Norge

For opplegget av energipolitikken må det legges til grunn at Kyotoprotokollen vil tre i kraft og bli innfridd. Kyotoprotokollen spesifiserer ikke hvordan utslippsforpliktelsen skal bli gjennomført av de enkelte land. Det hersker således usikkerhet om hvilke konkrete bindinger som vil ligge på utviklingen av energisektorene i våre naboland som følge av protokollen. I dette avsnittet illustreres noen konsekvenser av gjennomføringen av klimapolitikken i andre land gjennom beregninger som er utført for Energiutvalget.

Kyotoprotokollen innebærer at klimagassutslipp enten får en pris gjennom skattlegging eller kvoter, eller en indirekte pris som gjenspeiler kostnader for samfunnet ved å redusere utslippene. I energimarkedene vil dette bidra til at bruk av fossile energibærere blir dyrere, og at fornybare energikilder og kjernekraft øker i lønnsomhet. Kyotoprotokollen vil derfor kunne få store virkninger for energimarkedene i Europa, som i dag er dominert av fossile brensler. Dette vil også påvirke kraftprisen og lønnsomheten ved ulike typer energitilgang i Norge.

Energiutvalget utførte framskrivninger av energi - og kraftbalansen i tilfellet der de internasjonal klimagassutslippene ble redusert kostnadseffektivt («Klimaveien»). I beregningene la utvalget til grunn at Kyotoprotokollens forpliktelser skulle oppfylles av de industrialiserte land innen 2010. I tillegg antok man at u-landene også begrenset sine utslipp allerede i 2010 og at man i 2020 hadde redusert utslippene med 20 prosent i forhold til 1990-nivå. I beregningene er det antatt at disse målene ville nås ved en kvotepris på 200 kr/tonn i 2010 gradvis økende til 400 kr/tonn i 2020. I St meld 29 (1997-98) Norges oppfølging av Kyotoprotokollen, ble det referert til studier som gav kvotepriser i intervallet 50-200 kr/tonn CO₂ i perioden 2008-12. Der ble en kvotepris på 125 kr/tonn brukt som illustrasjon i et regneeksempel for økonomisk optimal bruk av Kyoto-mekanismene i sammenlikning av innenlandske tiltak i 2010.

Figur 3.6 viser utviklingen i kraftprisen i Energiutvalgets beregninger av scenariet Klimaveien. Til tross for en gradvis innføring av CO₂-avgifter eller kvoter finner det sted en sterk økning i den nordiske kraftprisen på kort sikt.

Kilde: NOU 1998: 11.

Fram til 2005 øker kraftprisen til nærmere 30 øre/kWh, en fordobling i forhold til dagens nivå. Dette skyldes at avgiftene vil slå direkte inn i kostnadene for kullkraftproduksjon, som er bestemmende for den nordiske kraftprisen i et år med normal vannkraftproduksjon. Beregningene viser at lønnsomheten for vannkraft og nye fornybare energikilder øker betydelig, og på sikt vris kraftproduksjonen i Norden i en mer miljøvennlig retning. I Norge er det lønnsomt å bygge ut 5 TWh vindkraft og nær alle gjenværende prosjekter i samlet Plan I og II fram til 2020 - tilsvarende nærmere 20 TWh. Dette gir grunnlag for en krafteksport fra Norge i siste del av beregningsperioden. Reservekapasiteten i Sverige og Finland basert på olje, gass og kull vil bli ulønnsomme, og sammen med store deler av den danske kullkraftkapasiteten vil denne kapasiteten avvikles. Kraftproduksjonen erstattes av norsk eksport, og utbygging av gasskraft i de øvrige nordiske landene. CO₂-utslippene fra den nordiske kraftproduksjonen reduseres i disse beregningene med to tredeler fram mot 2020.

I beregningene som omfatter klimaavtaler må forbrukerne i Norden tilpasse seg kraftpriser i størrelsesorden 30 øre/kWh, omlag det dobbelte av i dag. Dette gir også en annen utvikling i energiforbruket. Figur 3.7 viser at en kostnadseffektiv gjennomføringen av Kyotoavtalen og sterkere klimaavtaler samlet vil bidra til å dempe veksten i kraftforbruket på sikt, sammenliknet med utviklingen i Stø kurs. Dette skyldes i stor grad at næringer med store utslipp, som kraftintensiv industri, får vansker med lønnsomheten når de i legges CO₂-avgifter som andre næringer.

Kilde: SSB og NOU 1998: 11.

Til sammen reduserer dette kraftforbruket i industrien med 10 TWh/år. Kraftforbruket i husholdningene reduseres bare med 4,5 TWh/år sammenliknet med Stø kurs.

Forutsettes det imidlertid at industrien skal sikres rammebetingelser som opprettholder produksjon og sysselsetting, vil virkningen på kraftforbruket av klimaavgifter reduseres, jf. figur 3.7. Selv med sluttbrukerpriser på 66 øre/kWh til husholdningene, vil kraftforbruket på lang sikt ikke avvike nevneverdig fra anslagene i scenariet Stø kurs.

Energiutvalgets beregninger må ses på som en illustrasjon av noen virkninger på energimarkedene av å gjennomføre Kyotoavtalen og en forsterket klimaavtale. Det er verdt å merke seg at gjennomføringen av klimaavtalen kan ha store virkninger for den norske energiforsyningen, gjennom påvirkningen som økte europeiske kraftpriser kan få på utviklingen i norske kraftpriser årene framover. Forbruksutviklingen i figur 3.7 er også avhengig av den utbygging av vann- og vindkraft som er anslått i scenariene. Med en mindre utbygging vil kraftprisene kunne bli høyere, og redusere forbruket mer enn det som framkommer av scenarieberegningene i Energiutredningen.