Del 1
Mye er gitt

2 Energiutviklingen fra 1980 til i dag

Utviklingen av Norge til en energinasjon startet for over hundre år siden. Utnyttelsen av de store vannkraftressursene var en viktig forutsetning for industri- og velstandsutviklingen, som skjøt fart etter andre verdenskrig. Norges posisjon som energinasjon er i første rekke knyttet til vår rolle som produsent og eksportør av olje og gass. Men også vår fornybare vannkraft setter Norge i en særstilling. I dag er Norge verdens sjette største produsent av vannkraft, og den største i Europa.

Den betydelige velstandsveksten Norge har opplevd de siste tiårene har medvirket til økt bruk av energi. Samtidig anvendes energien mer effektivt, og veksten i energibruken har de siste årene avtatt i en rekke sektorer.

Energipolitikk har kommet høyere på den politiske agendaen både i Norge og internasjonalt i de senere årene. Dette skyldes ikke bare energisektorens betydning for den nasjonale verdiskapingen, men også en økende erkjennelse av at energisektoren må omstilles for at verden skal kunne håndtere klimautfordringene. Samtidig er en sikker energiforsyning en forutsetning for at et moderne samfunn skal fungere.

I dette kapitlet er formålet å få fram sentrale utviklingstrekk for den norske energisektoren siden 1980. Hovedvekten blir lagt på elektrisitet, som utgjør den viktigste delen av den stasjonære energibruken i Fastlands-Norge.

Først ser vi på noen av hovedtrekkene i energisektoren. Deretter går vi nærmere inn på kraftsektoren og presenterer de viktigste trendene når det gjelder forbruk, produksjon, priser og handel med kraft. Den siste delen av kapitlet tar et tilbakeblikk på den omstillingen som kraftsektoren har gjennomgått siden energiloven ble innført i 1991.

2.1 Oversikt over energisektoren i Norge siden 1980

I 2009 var den samlede energibruken i Norge, eksklusiv råstoff1 og tap, 275 TWh2. Energibruken har i gjennomsnitt økt med 1,2 prosent per år siden 1980. Som vist i tabell 2.1 er det forbruket av gass som har økt mest. Dette har særlig sammenheng med økt aktivitet på sokkelen, men gassbruken på land har også økt noe. Videre har det vært en betydelig økning i bruken av elektrisitet, drivstoff, og ved og avlut. I tillegg har fjernvarme blitt en viktig energibærer. I perioden har det også vært en betydelig nedgang i forbruket av fyringsoljer. Dette har sammenheng med overgang til mer bruk av elektrisitet, fjernvarme og ved til oppvarming. Økt transportbehov har bidratt til høyere forbruk av drivstoff.

Figur 2.1 viser den samlede energibruken, eksklusiv råstoff, etter sektorer. De energiproduserende næringene har hatt den største økningen, i gjennomsnitt på 3,1 prosent årlig siden 1980. Dette skyldes økt aktivitet i petroleumssektoren. Den økonomiske veksten i Norge har bidratt til økt energibruk i transportsektoren og i de tjenesteytende næringene. Begge disse sektorene har hatt en gjennomsnittlig årlig økning i energibruken på 1,6 prosent, og energibruken var på henholdsvis 69 TWh og 34 TWh i 2009.

Energibruken i kraftintensiv industri har også økt. Aktiviteten i denne sektoren er imidlertid sterkt koblet til konjunkturene, og energibruken falt fra 52 TWh i 2008 til 44 TWh i 2009 som følge av finanskrisen. Etter dette har energibruken tatt seg opp igjen og var i følge foreløpige tall på totalt 48 TWh i 2010. I perioden fra 1980 til 2008 vokste energibruken i sektoren med 0,9 prosent per år.

Energibruken i husholdningene økte noe fram mot midten av 1990-tallet. Etter dette har energibruken flatet ut, til tross for sterk økonomisk vekst, befolkningsøkning og økt gjennomsnittlig boligareal. Dette har blant annet sammenheng med at byggene og oppvarmingsløsningene har blitt mer energieffektive.

Kilde: SSB, Energiregnskapet

Energibruken har økt med om lag 45 prosent siden 1980, men den økonomiske veksten har vært langt større. Samtidig har det også foregått en betydelig energieffektivisering. Disse endringene kan belyses ved å se på energiintensiteten. Målt som total primær energitilførsel per BNP ble denne redusert med 33 prosent fra 1980 til 2009 (Bøeng m.fl., 2011).

Tabell 2.1 viser at elektrisitet utgjør over 40 prosent av Norges samlede bruk av energi til energiformål. Ser vi bort fra energibruken til transport og på sokkelen, er elektrisitet den klart dominerende energibæreren. Det store innslaget av fornybar vannkraft i det norske kraftsystemet bidrar til at Norge hadde en fornybarandel på 65 prosent i 2009, slik dette beregnes i tilknytning til EUs fornybardirektiv, se boks 4.3. Til sammenlikning lå gjennomsnittet i EU på 11,7 prosent. På bakgrunn av den store rollen elektrisitet spiller i den norske energisektoren, vil resten av dette kapitlet fokusere på utviklingen i kraftsektoren.

2.2 Kraftbalansen siden 1980

Kraftbalansen kan defineres som differansen mellom normal produksjonsevne3 og temperaturkorrigert totalforbruk4. En negativ kraftbalanse betyr i utgangspunktet at Norge trenger import i et værmessig normalt år. Utviklingen i normal produksjonsevne og temperaturkorrigert totalforbruk er en nyttig indikator for hvordan kraftsystemet har utviklet seg. I tråd med beregningsmetoden som er brukt i figur 2.2, økte normal produksjonsevne fra 96 TWh i 1980 til 132 TWh i 2011. Økningen kom i hovedsak på 1980- og 2000-tallet, mens det ble investert lite i ny produksjonskapasitet på 1990-tallet. På 1980-tallet ble det installert mye ny vannkraftproduksjon. De senere årene har særlig produksjonskapasiteten til gasskraft økt, men det har også blitt installert noe ny vann- og vindkraftproduksjon.

¹ Figuren viser normal produksjonsevne for vind- og vannkraft. Vannkraften er basert på NVEs tilsigsserie fra 1970-1999. Vindkraften er beregnet ut fra en brukstid på 2500 timer, som er den historiske brukstiden til norske vindkraftverk (Kilde: NVE). Varmekraftverk kan i større grad produsere når det er behov for elektrisk kraft. I enkelte varmekraftverk er imidlertid kraftproduksjonen sterkt koblet til industrielle prosesser og varmeproduksjon, og i liten grad styrt av kraftprisene. Det er derfor vanskelig å anslå produksjonsevnen nøyaktig. I figuren har vi oppgitt den historiske varmekraftproduksjonen (foreløpige tall for 2011). Dette innebærer imidlertid en viss underestimering av produksjonsevnen. Eksempelvis har gasskraftverket på Kårstø de siste årene hatt lange perioder med stans på grunn av lav kraftpris og høy gasspris. Men i en knapphetssituasjon vil kraftprisen gjøre det lønnsomt å produsere. Da kan Kårstø alene produsere 3,5 TWh per år.

Kilde: NVE/SSB

Fra 1980 til 2011 økte det temperaturkorrigerte totalforbruket fra 83 TWh til 129 TWh. Økningen har vært ujevn, blant annet fordi forbruket blir påvirket av konjunktursvingninger og varierende priser.

Figur 2.2 viser normal produksjonsevne (totalhøyden på søylene) og temperaturkorrigert forbruk (kurve). Kraftbalansen er differansen mellom disse. I praksis varierer imidlertid nedbør og temperatur, og dermed også produksjon og forbruk, betydelig fra år til år. Produksjonen varierer mer enn forbruket. For å utjevne de ubalansene som regelmessig vil oppstå, er det behov for utvekslingsmuligheter mellom regioner og land. Norge har de siste 30 årene styrket overføringskapasiteten mellom landsdelene. Det er også bygget ut 5500 MW utvekslingskapasitet til våre naboland, se kapittel 13 for mer om det norske kraftnettet.

Figur 2.3 viser den faktiske nettoeksporten fra 1980 til 2011. Med unntak av en kald og tørr periode på midten av 1980-tallet, hadde Norge årlig overskudd på elektrisk kraft fram til midten av 1990-tallet. Fra 1980 til 1995 ble det i gjennomsnitt eksportert 6 TWh per år. I 1996 førte imidlertid reduserte nedbørsmengder til økte kraftpriser, import og redusert forbruk. Fra 1995 til 1996 ble en nettoeksport på 7 TWh snudd til en nettoimport på 9 TWh. Dette illustrerer at situasjonen brått kan snu.

Kilde: NVE

Rett før årtusenskiftet var kraftbalansen blitt negativ. Dette vedvarte det meste av 2000-tallet, jf. figur 2.2. Likevel førte et mildt og vått vær til at Norge hadde en gjennomsnittlig årlig krafteksport på 3 TWh fra 1998 til 2010. I samme periode opplevde imidlertid Norge også flere alvorlige tørrårssituasjoner.

Situasjonen i 2002/2003 er et eksempel på dette. Høsten 2002 kom det mye mindre nedbør enn normalt. Utover høsten og vinteren steg kraftprisene betydelig. Sammen med økt oppmerksomhet i media medvirket dette til en betydelig reduksjon i forbruket gjennom vintermånedene i 2003. Fra våren normaliserte situasjonen seg gradvis, men det tok lang tid før det hydrologiske underskuddet var dekket inn. I figur 2.3 ser vi at Norge hadde nettoimport både i 2003 og 2004. Kraftforsyningen ble også utfordret i 2006 og i 2010/2011. Situasjonen de siste årene er behandlet i en egen boks i kapittel 3. De siste årene har det også vært regionale knapphetssituasjoner. For mer om situasjonen i Midt-Norge, se boks 2.1.

I et effektivt kraftmarked er det god sammenheng mellom ressurssituasjonen og kraftprisene aktørene stilles overfor. Figur 2.4 viser engrospriser5 på elektrisk kraft fra 1980 til 2011. For det første tiåret vises Statkraftprisen og prisen på tilfeldig kraft.6 Lav pris i spotmarkedet og markedet for tilfeldig kraft indikerer perioder med overskudd og eksport, mens høy pris indikerer underskudd og import.

Kilde: SSB, NVE og Nord Pool Spot

Figur 2.5 viser prisen husholdningene har stått overfor de siste tiårene. Skillet mellom kraftpris og nettleie ble innført etter energiloven. På 1980-tallet finner vi en stigende trend i kraftprisen til husholdningene. På 1990-tallet er prisnivået gjennomgående noe lavere for husholdningene, før det stiger igjen de siste ti årene. Realverdien av nettleien har økt litt fra 1990-tallet til i dag, mens kraftprisene og avgiftene har økt vesentlig mer. Fra 1980 til 2011 økte avgiftene i 2011-priser fra 16 til 29 øre/kWh.

¹ Tallene for 2010 og 2011 er basert på foreløpige tall for kvartalsvis prisstatistikk.

Kilde: SSB

2.3 Fra monopol til konkurranse

Før energiloven

Fram til 1991 hadde kraftverkene monopol på produksjon og overføring av elektrisk kraft i sine respektive områder. Konsesjon medførte oppdekningsplikt, en plikt og rett til å dekke områdets etterspørsel etter elektrisk kraft til alminnelig forsyning.7

Etterspørselen skulle dekkes av såkalt fastkraft. Med dette begrepet mente man den produksjonen som i praksis kunne påregnes fra et vannkraftverk, opprinnelig definert som tilsiget8 i 27 av 30 år. Dersom prognostisert forbruk i alminnelig forsyning og avtalefestede rettigheter til kraftintensiv industri utgjorde mer enn tilgjengelig fastkraft, måtte det investeres i økt produksjonskapasitet. Kraftprisene ble deretter fastsatt slik at kraftselskapene fikk dekket sine kostnader. På denne måten var det innebygget en vurdering av hva som var tilstrekkelig forsyningssikkerhet i selve fastkraftbegrepet.

Fra 1970-tallet av etablerte det seg gradvis en forståelse av at kraftsektoren burde styres etter et prinsipp om samfunnsøkonomisk effektivitet (Thue og Rinde, 2001, s. 243). I 1971 ble det opprettet et marked for tilfeldig kraft.9 Dette markedet bidro til at vannet ble disponert i henhold til kortsiktig grensekostnad. Videre gikk man fra en teknisk til en økonomisk definisjon av fastkraftbegrepet.10 Mens Stortingets årlige vedtak om prisen for statens kraftsalg til alminnelig forsyning (Statkraftprisen) tidligere ble basert på gjennomsnittskostnadene for statens kraftproduksjon, ble det på 1980-tallet lagt større vekt på at prisen skulle reflektere langsiktig grensekostnad for ny kraftproduksjon.

De samfunnsøkonomiske prinsippene fikk bare delvis gjennomslag i praksis. Siden det meste av kraften fortsatt var solgt som fastkraft på langsiktige kontrakter og de fleste forbrukerne ikke hadde tilgang til markedet for tilfeldig kraft, ble ikke muligheter til fleksibilitet i forbruket effektivt utnyttet. Ubalanser mellom tilbud og etterspørsel slo bare delvis gjennom i kraftprisene. Mellom forskjellige områder og brukergrupper kunne også prisene variere betydelig avhengig av de aktuelle kraftverkenes økonomiske situasjon og hvilken prispolitikk som ble valgt.

På 1980-tallet var det en utbredt oppfatning at det måtte gjennomføres strukturelle endringer i kraftsektoren. I 1985 anbefalte Energilovutvalget å utløse stordriftsfordeler gjennom en sammenslåing av landets mange hundre kraftselskaper til 20 vertikalt integrerte kraftverk på fylkesnivå. Forslaget ble imidlertid aldri vedtatt. Isteden fikk Norge et av verdens første liberaliserte kraftmarkeder.

Etter energiloven

Den nye energiloven (lov nr. 50 av 29. juni 1990) trådte i kraft 1. januar 1991. Loven innebar at monopolene på overføring og distribusjon av elektrisk kraft ble beholdt og underlagt et nytt reguleringsregime, mens produksjon og omsetning ble konkurranseutsatt. Samtidig ble kraftprodusentenes oppdekningsplikt opphevet. Heretter skulle kraftprisen regulere både den kortsiktige disponeringen av vannet og investeringer i ny produksjonskapasitet.

I 1986 ble Direktoratet for Statskraftverkene, som tidligere var en del av Norges vassdrags- og elektrisitetsvesen (NVE), skilt ut som egen forvaltningsbedrift med navn Statkraft. Som en følge av energiloven ble Statkraft i 1992 delt i statsforetakene Statkraft SF og Statnett SF. Mens Statkraft eier og drifter statens produksjonsanlegg, eier og drifter Statnett den monopolbaserte overføringen av kraft i sentralnettet og har det nasjonale systemansvaret. NVE er i dag kraftmarkedets regulator med ansvar for konsesjoner og regulering av kraftmarkedet og nettvirksomheten. Sammen med NVE fører Konkurransetilsynet tilsyn med konkurransen i kraftmarkedet.

Med utgangspunkt i Samkjøringens marked for tilfeldig kraft ble det utviklet et spotmarked, som er kraftmarkedets hjørnestein. Her beregnes det hver dag hvor mye kraft som skal produseres, og til hvilken pris, for hver enkelt time den påfølgende dagen. Et terminmarked gjør at markedsaktørene kan sikre seg mot prisvariasjoner, mens et regulerkraftmarked bidrar til finjustering av balansen mellom produksjon og forbruk innenfor hver enkelt time. I 1996 ble kraftmarkedet felles for Sverige og Norge. Siden har også Finland, Danmark og Estland sluttet seg til markedet.

Forbrukere står etter energiloven fritt til å velge kraftleverandør og kan velge mellom ulike kontrakter. Med spotkontrakt betaler forbrukere spotpris pluss et fast påslag, mens de med fastpriskontrakter inngår en avtale om fast pris i et lengre tidsrom. Fastpriskontrakter gir beskyttelse mot uventede prisendringer.

En forutsetning for at kraftproduksjonen og -omsetningen kunne konkurranseutsettes var at nettleien ble gjort uavhengig av avstanden til kraftprodusenten. Fra 1. mai 1992 ble det innført en ordning med punkttariffer. Produsenter og forbrukere betaler en tariff for å få tilgang til hele overførings- og distribusjonsnettet. Tariffen er avhengig av hvilket nettnivå aktøren er tilknyttet og på hvilken måte bruken belaster det totale nettet, men uavhengig av avstanden til handelspartnerne. Nettleien gir brukerne signaler om kostnadene ved overføring og distribusjon av elektrisk kraft.

I dagens reguleringsregime bestemmer NVE hvor mye nettselskapene får ta i nettleie. Slik skal en sikre at nettselskapene ikke får en urimelig monopolfortjeneste, at de har insentiver til kostnadseffektivitet og at brukerne får sin del av gevinsten ved kostnadsreduksjoner.

Samfunnsøkonomisk effektivitet i kraftsektoren

I figur 2.2 så vi at det på 1980-tallet var en betydelig sterkere kraftbalanse enn i dag. Dette var nødvendig fordi mulighetene for import den gang var mer begrenset. Det var dessuten ikke vanlig å la kraftprisen til forbrukerne variere i takt med den løpende ressurssituasjonen. I dag håndteres energiknapphet i større grad ved at markedet gir midlertidige prisøkninger slik at forbruket dempes og importen øker. Uten slike muligheter må det investeres i mer produksjonskapasitet for å sikre forsyningen i tørre år.

Etter 1991 hadde ikke kraftprodusentene lenger oppdekningsplikt og investeringer i ny produksjonskapasitet ble kun gjennomført dersom man forventet at de framtidige kraftprisene kunne forsvare investeringene. Det faktum at det ble bygget svært få nye kraftverk på 1990-tallet, som vist i figur 2.6, tyder på at energiloven synliggjorde en overkapasitet i det norske kraftsystemet (Hope 2000, s. 302). Da de andre nordiske landene kom med i kraftmarkedet økte også tilgangen på overskuddskapasitet fra disse landene.

Etter hvert som forbruket økte ut over 1990-tallet ble denne overkapasiteten absorbert, og prisene økte til et nivå som igjen kunne forsvare nye utbygginger. Figur 2.6 viser at det også har vært en nedgang i nettinvesteringene på 1990- og første halvdel av 2000-tallet. Dette har blant annet sammenheng med reduserte kraftverksinvesteringer.

Kilde: SSB

Det er viktig å merke seg at fallet i nyinvesteringer startet tidlig på 1980-tallet, både som en følge av økende konfliktnivå og endrede pris- og kostnadsforhold i kraftsektoren (Bye og Hope, 2007). I tillegg har anslagene for normalt tilsig blitt justert opp, og anslagene for forbruksveksten justert ned, i forhold til tidligere anslag. Dette påvirker forventningene om kraftbalansen og de framtidige kraftprisene, og dermed også investeringsviljen.

Videre ble det i denne perioden gjennom målrettet FoU bygget opp kompetanse på energisystem og marked. Statnett utviklet, sammen med andre energiselskaper, markedsaktører og teknologileverandører, ny teknologi, nye styringssystemer og markedsløsninger. Dette bidro blant annet til å muliggjøre en økt utnyttelse av de eksisterende overføringsforbindelsene (Skjold og Thue, 2007, s. 549). Det er derfor vanskelig å si hvor stor andel av de reduserte investeringene som kan tilskrives selve markedsreformen.

I tillegg til å bidra til en kapasitetstilpasning har energiloven også effektivisert kraftsektoren på andre måter. Nettvirksomheten er blant annet effektivisert gjennom bedre styring av monopolene og realisering av stordriftsfordeler (Hope 2000, s. 302). Det er også slik at det tidligere var betydelige prisforskjeller både mellom geografiske områder og sluttbrukergrupper. Disse forskjellene var i stor grad et resultat av den økonomiske situasjonen til de respektive kraftverkene og av at sluttbrukerprisene ble politisk bestemt. I 1989 ble det eksempelvis registrert geografiske prisforskjeller på inntil 2,5 ganger den laveste prisen i markedet (Ibid.).

Etter energiloven bestemmes engrosprisen ut fra den hydrologiske situasjonen og eventuelle flaskehalser i overføringsnettet. Som vist i boks 2.1 har Midt-Norge de senere år hatt underskudd på elektrisk kraft. Likevel har den gjennomsnittlige spotprisen i Trondheim de siste ti årene bare vært 6 prosent høyere enn i Oslo. Utjevning av det som kan kalles administrative prisforskjeller (som ikke henger sammen med varierende ressurstilgang) kan ha utløst betydelige effektivitetsgevinster (Ibid.).

Internasjonalisering og miljøhensyn

I nyttårstalen ved inngangen til 2001 sa statsminister Jens Stoltenberg at de store vannkraftutbyggingers tid var over. Det hadde da i mange år blitt investert svært lite i ny vannkraft, noe som delvis skyldtes at nye vannkraftprosjekter framsto som dyre i forhold til det gjeldende prisnivået. En annen viktig grunn var at det gjenværende potensialet i stor grad var lokalisert i områder som ble vurdert som sårbare og kontroversielle. For mer om dette og hvordan slike hensyn i dag er institusjonalisert i dagens lovverk, se boks 2.2 og kapittel 7.

Ved årtusenskiftet hadde Norge negativ kraftbalanse, som vist i figur 2.2. Gasskraft var en mulig løsning for fortsatt vekst i produksjonen, men var både politisk omstridt og også kostbart med de rådende gass- og kraftprisene. Gasskraftverk ble derfor ikke bygget før et godt stykke ut på 2000-tallet, se boks 2.3. Fokus på global oppvarming og effektiv ressursbruk medvirket til at arbeidet med energiomlegging og energieffektivisering ble styrket og omorganisert på 2000-tallet. Ansvaret hadde siden 1980-tallet vært spredt mellom kraftverkene (etter energiloven hos distribusjonsselskapene) og NVE. I 2001 ble Enova opprettet. Enova forvalter inntektene fra Energifondet11 og har fram til 2010 inngått avtaler om prosjekter som bidrar til 15,5 TWh energieffektivisering og ny energiproduksjon.12 Om lag en tredjedel av prosjektene var ferdigstilt ved utgangen av 2010.

Energipolitikken har etter årtusenskiftet vært påvirket av klimapolitikken og EU-landenes felles energipolitikk. For mer om dette, se kapittel 4. EØS-avtalen har også hatt konsekvenser for den kraftintensive industrien. For mer om denne industrigruppens kraftkontrakter, se boks 2.4. EUs prosess for liberalisering av kraftsektoren har i stor grad fulgt den nordiske modellen med juridiske skiller mellom regulerte monopoler for nettvirksomheten og oppgaver som kan konkurranseutsettes. De siste årene har det foregått en harmonisering av prinsippene for handel, fastsettelse av tariffer og håndtering av flaskehalser i nettet. Også arbeidet med energiomlegging er i økende grad harmonisert, gjennom direktiver som setter krav til energieffektivitet hos sluttbruker og til energimerkeordninger.

2.4 Hva har vi lært av historien?

De siste 30 årene har energibruken økt på de fleste områder i samfunnet. I samme periode har imidlertid den økonomiske veksten vært større, og det har foregått en betydelig energieffektivisering. Dette er bakgrunnen for at energiintensiteten har falt med 33 prosent i perioden fra 1980 til 2009.

Norges tilgang på elektrisk kraft varierer med nedbørsforholdene. Etter energiloven har prisene i større grad reflektert den løpende ressurssituasjonen. Prisen varierer derfor mer over døgn og sesonger enn før. Dette bidrar til import og forbruksreduksjoner i tørre år, og eksport i våte år. Sammen med økte utvekslingsmuligheter er slik prisvariasjon i dag avgjørende for forsyningssikkerheten og en forutsetning for å oppnå effektiv ressursutnyttelse. Det siste tiårets tørrårssituasjoner er eksempler på dette. Alle disse momentene bidrar til at verdiskapingen i kraftsektoren blir høyest mulig og at kraftressursen allokeres dit i samfunnet hvor den kaster mest av seg.

Det var betydelige prisforskjeller før markedsreformen, særlig mellom forbruksgrupper og geografiske områder. Disse forskjellene reflekterte ikke ressursmessige forhold og overføringsbegrensninger, og ga et effektivitetstap. Forbrukere som ønsker det kan nå beskytte seg mot prisvariasjonen ved å inngå fastpriskontrakter.

Dereguleringen har ført til et bedre samsvar mellom priser og kostnader i markedet, og har dermed gitt riktigere investeringssignaler. Gjennom bedre integrasjon med nabolandene har Norge fått tilgang til andre produksjonsformer enn vannkraft. Det gir en gunstig produksjonsmiks og bedre forsyningssikkerhet. Sammen med teknologisk utvikling har dette bidratt til en mer effektiv ressursutnyttelse og færre naturinngrep. Stortinget valgte å liberalisere kraftsektoren uten å privatisere produksjonsressursene. Det offentlige eierskapet står derfor fortsatt sterkt, og en effektiv kraftsektor bidrar i dag med store overskudd til offentlig virksomhet.

Den knappe ressurssituasjonen i Midt-Norge de siste årene illustrerer at prosessene for å etablere nytt kraftforbruk er kortere og mindre konfliktfylte enn prosessene for å etablere nye overføringsforbindelser og nye produksjonsanlegg. Derfor må planprosessene for nye nettforbindelser alltid ligge i forkant av den øvrige samfunnsutviklingen. Historien viser at det kan være vanskelig å koordinere slike prosesser og midlertidige ubalanser mellom tilgang på og forbruk av kraft kan oppstå. Av hensyn til forsyningssikkerheten er det i slike tilfeller viktig at kraftprisene tillates å variere og reflektere ressurssituasjonen og overføringsbegrensninger i nettet.

Hvilke hensyn som skal tas ved utbygging og forvaltning av energiressursene har endret seg betydelig de siste tiårene. Mardøla- og Alta-saken satte spørsmål om miljøvern og urbefolkningers rettigheter på dagsorden og medvirket til at slike hensyn ble institusjonalisert i både ressursforvaltningen og i det øvrige lovverket. Energiprosjekter, som striden om gasskraft og utbyggingen av Sima-Samnanger ved Hardangerfjorden, fører fortsatt til et sterkt engasjement i befolkningen. Slike prosjekter synliggjør vanskelige dilemmaer og stiller strenge krav til profesjonalitet og kommunikasjon. Konsesjonsprosessen må være åpen og inkluderende fra utbyggers side. De berørte partene har samtidig ansvar for å involvere seg i prosessene, men må kunne ha reelle muligheter for innflytelse på prosjektenes gjennomføring.

3 Egenskaper ved det norske kraftsystemet

Dette kapitlet gir en oversikt over det norske produksjonssystemet for kraft og hvordan det spiller sammen med kraftsystemene i Norden og Nord-Europa. I Norge skjer mye av kraftproduksjonen i vannkraftverk med stor lagringskapasitet. Magasinene kan da tappes og kraften produseres når det er behov for kraft. Andre fornybare energikilder som vindkraft, solenergi og elvekraft kan ikke reguleres. Felles for både disse og vannkraft er at primærenergien er gratis, men tilgangen er begrenset. I termiske kraftverk, som kullkraftverk, gasskraftverk og kjernekraftverk, er tilgangen på brensel vanligvis ikke en begrensning. Derimot er det kostbart å tilpasse produksjonen til variasjoner i forbruket eller til endringer i produksjon av fornybar kraft. Vannkraften er dermed i en særstilling, både blant de fornybare energikildene ettersom elektrisitet ikke kan lagres, og i forhold til termisk produksjon fordi det er rimelig å regulere vannkraftproduksjonen opp eller ned.

3.1 Produksjonsmønster

Vannkraftsystemet har en midlere, eller normal årsproduksjon13 på 125,6 TWh og en samlet effektkapasitet på 30 140 MW. Dette gir en brukstid14 i systemet på 4200 timer. I Norge har vi over 800 magasiner som gir mulighet til å lagre vann tilsvarende 85 TWh, noe som utgjør nesten 70 prosent av midlere årsproduksjon. Norge har om lag halvparten av Europas samlede magasinkapasitet. Stor lagringskapasitet (høy andel magasin) og høy installert effekt gir det norske vannkraftsystemet stor fleksibilitet.

Vann som kan utnyttes til kraftproduksjon kalles tilsig. Figur 3.1 illustrerer en typisk utvikling i tilsig, vannkraftproduksjon og tapping av magasin gjennom et kalenderår. I store deler av vinterhalvåret er tilsiget mindre enn vannkraftproduksjonen, og en del av produksjonen må dekkes ved å tære på magasinene. I sommerhalvåret er tilsiget større samtidig som forbruket er lavere. I denne perioden produserer magasinverkene mindre enn tilsiget, og magasinene fylles opp. Produksjonen fra uregulert vannkraft følger tilsigene.

Magasinene gjør at norsk kraftproduksjon kan tilpasses profilen på forbruket. Figur 3.2 viser hvordan samlet produksjon stort sett følger forbruket gjennom kalenderåret. Differansen skyldes eksport og import av kraft.

¹ Gjennomsnittlige ukeverdier for 2008-2010

Kilde: Nord Pool

Stor variasjon i nedbør og dermed i tilsig gjør magasinkapasiteten verdifull. De norske magasinene er svært ulike både med hensyn til størrelse og tilsigsmønster over året. De største magasinene rommer flere års normalt tilsig, mens andre kun har plass til noen ukers eller måneders tilsig. I et år med lite tilsig kan man tære på flerårsmagasiner. Et eller flere tørrår på rad, kan gi betydelig energiknapphet og utfordringer for forsyningssikkerheten. Dette er nærmere drøftet i kapittel 5. Tilsigene til vannkraftverkene varierer betydelig fra måned til måned og fra år til år. Figur 3.3 nedenfor viser den årlige tilsigsvariasjonen i det norske vannkraftsystemet fra 1990 til 2011.15 Det skiller om lag 60 TWh mellom det høyeste og laveste tilsiget siden 1990.

Kilde: NVE

I tillegg til vannkraft består produksjonssystemet både av vind- og gasskraftproduksjon. Per 1. januar 2012 var det installert 1096 MW i termiske kraftverk i Norge, og produksjonen domineres av gasskraftverkene på Kårstø, Mongstad og Melkøya. I termiske kraftverk hvor spillvarmen utnyttes (for eksempel i industrielle prosesser som ved Energiverk Mongstad) har varmebehovet stor betydning for produksjonsmønsteret. I termiske kraftverk som kun leverer kraft (som gasskraftverket på Kårstø), vil man produsere kraft når produksjonskostnadene er lavere enn kraftprisen. Produksjonskostnadene bestemmes først og fremst av gasspris og prisen på CO₂-kvoter.16 De fire siste årene har den termiske produksjonen i Norge variert mellom 1 og 6 TWh.

Norge har store fornybare energiressurser, både vann-, vind- og bioenergi, jf. kapittel 11. Ved inngangen til 2012 var det installert 511 MW vindkraft, og i 2011 passerte vindkraftproduksjonen 1 TWh. Mens mange andre land i Vest-Europa må bygge ut kostbar offshore vindkraft eller solkraft for å øke sin produksjon av fornybar kraft, har Norge mange rimeligere alternativer. Norge har fortsatt en del relativt billig vannkraft som kan utvikles, og dessuten store områder med gode vindressurser på land. Kostnadene ved utnyttelsen av disse vindressursene er i dag betydelig lavere enn for offshore vindkraft rundt Nordsjøen, se avsnitt 11.5.2. Fleksibel vannkraft gjør det lettere å utnytte vindkraften effektivt, siden man ofte kan spare vann til perioder hvor det ikke blåser.

Overføringsbegrensninger i nettet gjør at vindressurser og vannmagasiner i samme område vil være en god kombinasjon. For eksempel vil de gode vindressursene i Nord-Norge sammen med fleksibel vannkraft kunne representere en stabil tilførsel av kraft i denne landsdelen.

Varmeproduksjon fra andre energibærere enn elektrisitet bidrar til å dempe forbruket av kraft og bedre forbruksfleksibiliteten. Varmeproduksjon skjer i dag i fjern- og nærvarmeanlegg, i industrien og ved direkte bruk av biobrensel og fyringsolje i bygg. Forbruket av ved i husholdningene var drøyt 8 TWh i 2010, mens fjernvarmeanleggene leverte 4,3 TWh varme. Viktigste brensel i norske fjernvarmeanlegg er avfall, men det brukes også en god del elektrisitet, biobrensel og fossilt brensel.

3.2 Magasindisponering

Store og uforutsigbare variasjoner i nedbør gjør den framtidige tilgangen på vannkraft usikker. Dette gir andre utfordringer for forsyningssikkerheten enn i land med termisk kraftproduksjon, der usikkerhet om tilgangen på brensel ikke er knyttet til værforhold. Det store antallet ulike magasiner gjør i tillegg magasindisponering til en svært komplisert oppgave.

Magasinene er svært ulike med hensyn til størrelse og tilsigsmønster over året. De største magasinene rommer flere års normal nedbør. Blåsjø er med en kapasitet på 7,8 TWh Norges største magasin. Det rommer tre års normaltilsig, men kan med full produksjon tømmes i løpet av om lag 5500 timer (7-8 måneder). Hensikten med så store magasiner er å lagre vann i nedbørsrike år til bruk i nedbørsfattige år, men andelen slike magasiner er relativt lav. Andre magasiner er ikke store nok til å romme et helt års tilsig, og kan i tilsigsrike perioder fylles opp i løpet av svært kort tid. Forholdet mellom magasinkapasitet og normalforbruk er svært forskjellig i ulike deler av landet. En stor del av magasinkapasiteten i Norge er i fjellområdene i Sør-Norge, spesielt i Telemark og i Vestlandsfylkene (Rogaland, Hordaland og Sogn og Fjordane), og i Nordland.

Magasindisponeringen foregår ved at hver enkelt produsent, innenfor NVEs konsesjonskrav om minstevannføring og regler for høyeste og laveste regulerte vannstand med videre, daglig bestemmer utnyttelsen av sine magasiner. God magasindisponering krever betydelig lokalkunnskap, lang erfaring og evne til å tolke stadig ny, kompleks og usikker informasjon om tilsig, forbruk og markedsforhold. Produsentene har også et særlig ansvar for å unngå skadeflom i underliggende vassdrag. Det betyr at de må passe på at magasinene ikke blir så fulle at de renner over.

Den grunnleggende utfordringen ved disponeringen av vannkraftmagasinene er at ingen vet sikkert hvor mye tilsig kraftverkene får framover, eller hva etterspørselen blir. Beslutninger om å produsere nå eller å spare vannet vil alltid bli tatt under usikkerhet. På grunn av magasinenes begrensede kapasitet og de store variasjonene i tilsig og temperaturer, er det to hensyn som må balanseres:

• Legger man for stor vekt på faren for framtidig knapphet, kan sparingen av vann bli for stor. Da blir dagens produksjon for liten og magasinfyllingen for høy. Det øker risikoen for skadeflom og tap av energiressurser.

• Legger man for liten vekt på faren for framtidig knapphet, kan sparingen og magasinbeholdningen bli for liten. Dersom forbruket blir høyere eller tilsiget lavere enn forventet, eller hvis annet tilbud (for eksempel fra utlandet) uteblir, kan det bli knapphet.

Når det er knapphet på vann, vil produsentene være varsomme med å tappe magasinene så lenge de ikke vet når knappheten avtar. I slike situasjoner vil det vanligvis være netto import av kraft til Norge, men det finnes unntak:

• Magasiner med begrenset lagringskapasitet kan fylles i løpet kort tid. For å unngå at vann går tapt vil disse kraftverkene produsere, selv om det er knapphet i omkringliggende områder.

• Selv om prisene er høye i Norge på grunn av knapphet, kan de være enda høyere i naboland. Dette kan gi netto eksport.

Når produsentene legger sine bud i spotmarkedet, vet de ikke om kraften vil bli brukt hjemme eller i utlandet. Eksport er ingen beslutning produsentene tar – det avgjøres når alle bud i spotmarkedet ses under ett av Nord Pool Spot. Prisen for produsenten vil være den sammen enten kraften brukes hjemme eller i utlandet.

For samfunnet er målet å fordele produksjonen i tid slik at tilgjengelig vann utnyttes best mulig i forhold til kraftbehovet. Behovet er størst om vinteren, når det er kaldt og tilsiget er lavt. Siden prisene typisk er høyere i slike perioder, vil den beste disponeringen for samfunnet også gi det beste resultatet for produsentene. En avgjørende forutsetning for at magasindisponeringen skjer på en god måte for samfunnet er at produsentene har riktige insentiver. Kraftpriser som reflekterer de underliggende fysiske forholdene, spiller sammen med selskapenes samfunnsansvar og omdømmerisiko en viktig rolle. Det er særlig to forhold som kan bidra til uheldige insentiver:

• Dersom en produsent har markedsmakt, kan det være forskjell på hva som er optimal magasindisponering for denne produsenten og for samfunnet. Nord Pool Spot, NVE og Konkurransetilsynet overvåker kraftmarkedet med dette for øyet. NVE fastslo høsten 2011 at produsentene både vinteren 2009/2010 og 2010/2011 opptrådte forsvarlig og ikke utnyttet knappheten til egen fordel (NVE, 2011c).

• Hvis magasinene blir tomme og det blir behov for rasjonering, går produsentene glipp av betydelige inntekter, mens samfunnet opplever velferdstap. Det er stilt spørsmål ved om samfunnets kostnader ved rasjonering er fullt ut reflektert i produsentenes prisforventninger. Det kan i verste fall føre til at kraftprodusentene sparer for lite vann.

Spørsmålet om dagens system gir god magasindisponering ble i 2011 drøftet av Sjøkabelutredningen Utvalg III (Hardanger-saken). Utvalget konstaterte at man ikke har kjennskap til prinsipper for magasindisponering som er bedre enn det som følger av dagens organisering, og utelukket at direkte kvantitative restriksjoner på produsentenes magasindisponering kan gi et bedre resultat. Siden Energiloven ble innført i 1991 har det ikke vært kraftrasjonering i Norge. At systemet har blitt satt på prøve, er de to siste vintrene eksempel på, se boks 3.2.

Boks 3.2 To krevende vintre

Vintrene 2009/2010 og 2010/2011 ble det norske og nordiske kraftsystemet utfordret. En betydelig reduksjon i tilgjengeligheten ved svenske kjernekraftverk og tilsigsvikt preget kraftsystemet vinteren 2009/2010. Perioden fra desember 2009 til februar 2010 var den tørreste 3-månedersperioden på drøyt 100 år. Samtidig førte kaldt vær til at det gjennom vinteren ble satt flere forbruksrekorder. Problemene ble forsterket av at kabelen mellom Norge og Nederland var ute av drift i nesten 3 måneder vinteren 2010. I denne perioden var det flere enkelttimer med svært høye kraftpriser. Dette er et uttrykk for at kraftverkene produserer på kapasitetsgrensen. Enkelte timer kom prisen i Midt- og Nord-Norge, Sverige, Finland og Sjælland opp mot 12 kr/kWh.

I 2010 var tilsigene vel 100 TWh, mot normalt om lag 125 TWh. Produksjonen i svenske kjernekraftverk var også lav gjennom mye av 2010. Selv om importen gjennom sommeren 2010 var høyere enn normalt, var det likevel rekordlav magasinfylling høsten 2010. Dette satte sitt preg på vinteren 2010/2011. Fra november 2010 ble det igjen betydelig kaldere og tørrere enn normalt. Selv med god tilgjengelighet i svenske kjernekraftverk og høy import, var magasinfyllingen lavere enn tidligere minimumsnivå helt fram til uke 15 i 2011.

Kraftprisen ble høy vinteren 2010/2011, men kraftsystemet klarte å levere de tjenestene som ble etterspurt. De høyere prisene var viktige for å stimulere til redusert forbruk, økt produksjon og økt import. Vinteren 2010/2011 ble det satt flere importrekorder. Fra januar 2010 til og med mai 2011 hadde Norge en netto import på om lag 15 TWh. Fra november 2010 til midten av april 2011 hadde Norge en nettoimport på i underkant av 9 TWh. I april 2011 førte mildt vær til en ekstra tidlig snøsmelting og en rask økning i fyllingsgraden. Fra våren 2011 kom det mye mer nedbør enn normalt, og gjennom sommeren normaliserte magasinsituasjonen seg. 2011 endte som et av de våteste årene noensinne med et tilsig på 151 TWh.

Kilde: Månedlig elektrisitetsstatistikk (SSB)

3.3 Vannkraften prises i samspill med annen produksjon

Vannkraft har svært lave variable produksjonskostnader siden vannet kommer gratis med tilsigene. En produsent som kan regulere produksjonen vil ha en annen vurdering av verdien av dette tilsiget enn en produsent med et kraftverk uten reguleringsevne. Et elvekraftverk vil by inn forventet kraftproduksjon til en pris nær null, siden alternativet til å produsere kraften er at energien går til spille. Vann som renner forbi turbinene har ingen verdi.

I vannkraftverk med magasin er situasjonen en helt annen. Magasinverk med ledig plass i magasinet kan velge å produsere nå eller senere. Vannet i magasinet er da en knapp ressurs og kraftprodusenten vil tjene på å fordele kraftproduksjonen i tid slik at den samlede inntekten blir størst mulig. Hvis man venter høyere priser senere, vil det være lønnsomt å spare vann.17 Den forventede verdien av å spare vann kalles vannverdi. Vannverdien er dermed knyttet til produsentens vurdering av den framtidige inntektsmuligheten. Hvis kraftprisen i dag er lavere enn vannverdien vil kraftprodusenten tjene på å holde tilbake produksjon til senere. Er kraftprisen høyere enn vannverdien, er det lønnsomt å produsere.

Markedsforholdene og produksjonskostnadene i andre kraftverk, spesielt kull- og gasskraftverk, har stor betydning for vannverdien (den forventede verdien av å spare vann). Litt forenklet kan vi si at alternativet til å spare vann til framtidig produksjon er å importere kraft fra nabolandene. Den marginale produksjonen i disse landene er normalt kullkraft eller gasskraft, det vil si at det er slik produksjon som vil øke for å dekke én ekstra kWh import til Norge, eller gå ned som følge av én ekstra kWh eksport. Alternativverdien av vannet blir da lik prisen i Norge ved import eller eksport. På den måten vil kostnadene i kullkraftverk og gasskraftverk påvirke kraftprisen i Norge. I det nordiske markedet er det særlig kostnadene i danske (og finske) kullkraftverk som er viktige for kraftprisen, ettersom denne produksjonen ofte er marginal (økes eller reduseres i takt med endringer i forbruket og annen produksjon).

En kvotepris for CO₂-utslipp øker produksjonskostnadene for kullkraften, og bidrar til at vannverdien og markedsprisen stiger. Ekstra tilsig sparer da ikke bare kull- og driftskostnader, men også miljøkostnadene knyttet til CO₂-utslipp fra kullkraftproduksjon. Det er derfor vannverdien stiger når kvotekostnaden går opp, selv om vannkraften ikke har CO₂-utslipp.

Virkningene av handelen på prisene i Norge begrenses imidlertid av handelskapasiteten. Dette er grundigere forklart i kapittel 14. Det vil ikke være lønnsomt å bygge så mye utvekslingskapasitet at prisforskjellene mellom Norge og utlandet forsvinner.

Norge er fysisk og markedsmessig en del av et større nordeuropeisk kraftsystem. I Sverige kommer omtrent halve kraftproduksjonen fra vannkraft, og resten i hovedsak fra kjernekraft. I Finland kommer om lag en tredjedel av produksjonen fra vannkraft, mens resten i hovedsak fordeler seg mellom kjernekraft og kullkraft. Svensk og finsk vannkraft er mindre fleksibel enn den norske, blant annet fordi magasinkapasiteten relativt sett er mindre. Det øvrige systemet er dominert av termisk kraftproduksjon. Det gjelder alle aktuelle handelspartnere, som for eksempel Danmark (kull- og vindkraft), Nederland (gass- og kullkraft) og Tyskland (kull- og kjernekraft). Vindkraft og solenergi er i sterk vekst i disse landene og vil over tid erstatte mye av kraftproduksjonen som er basert på fossile brensler.

I termiske kraftverk avhenger variable produksjonskostnader av prisene for de ulike typene brensler (uran, gass, kull, olje, biomasse), kostnader for utslipp av klimagasser, kostnader ved start og stopp og andre driftskostnader. Kostnadene og hvor effektivt anleggene bruker brenselet kan variere betydelig mellom ulike kraftverk.

3.4 Norge trenger energifleksibilitet og kan levere kortsiktig fleksibilitet

Magasinene gir mulighet til å flytte kraftproduksjon i tid. Den samlede kraftproduksjonen sett over lengre perioder er imidlertid alltid begrenset av tilsigene. Det norske kraftsystemet er derfor sårbart for lengre perioder med lite tilsig, men kan på den annen side oppleve spill av vann i perioder med uvanlig store tilsig.

Perioder med omfattende svikt i tilsigene kan i verste fall gi rasjonering. I et system hvor det er kraftoverskudd i normalår, vil risikoen for forsyningsproblemer i et tørt år være mindre. For at man både skal kunne utnytte den store tilgangen i våte år og sikre forsyningen i tørre år, trenger Norge energifleksibilitet, for eksempel via handel med andre land eller via fleksibilitet i forbruket.

Vindkraftproduksjonen varierer også fra år til år, og øker derfor behovet for energifleksibilitet. År med lite tilsig kan også gi mindre vindkraftproduksjon fordi det gjerne blåser mindre når det er svært kaldt og tørt. Vindkraften produserer imidlertid mest om vinteren slik at det blir lettere å opprettholde sikker forsyning om vinteren selv i tørre år.

I Norge er energitilgangen begrenset av tilsigene og vinden, mens effektkapasiteten er begrenset av turbiner, aggregater og fyllingsgraden i magasinene. Et godt samspill med fleksibelt forbruk og med fleksibilitet i andre land sikrer Norge energitilgang til rimelige priser i tørrår og avsetning for ressursene i våtår. For utlandet har samspillet med vannkraftsystemet andre nyttevirkninger. Nøkkelen til å forstå dette ligger i egenskapene ved termiske systemer.

Vannkraftproduksjonen kan reguleres raskt opp og ned. Det er relativt lave kostnader knyttet til dette. I termiske kraftverk tar opp- og nedregulering av store volumer lenger tid. I tillegg må verkene driftes med en lavere kapasitetsutnyttelse for å kunne reguleres. CO₂-utslippene per energienhet er lavest ved jevn kapasitetsutnyttelse. I termiske systemer benyttes også egne spisslastverk som normalt har svært høye driftskostnader. Forskjellene mellom vannkraftsystemer og termiske systemer kan utnyttes gjennom kraftutveksling slik at de termiske kraftverkene i mindre grad må tilpasses løpende endringer i forbruket. De får dermed reduserte kostnader til start og stopp, redusert behov for bruk av kostbare anlegg for spisslast og en bedre utnyttelse av produksjonskapasiteten.

Som følge av klimapolitikken vil innslaget av lite fleksibel og svært variabel kraftproduksjon som vind- og solkraft øke i de termisk dominerte europeiske systemene. Sammenliknet med termiske kraftverk, er vannkraft med magasin meget godt egnet til å dekke kortsiktige behov for fleksibilitet, spesielt i perioder (timer og dager) med lite vind. Samtidig vil innslaget av kull- og gasskraftverk trolig reduseres gradvis. Det betyr at behovet for andre typer fleksibilitet øker. Det satses derfor bredt på å utvikle nye typer fleksibilitet, både basert på nye teknologier og på videreutvikling av eksisterende teknologier.

Tabell 3.1 sammenlikner egenskapene ved et vannkraftsystem og et termisk system og drøfter hva forskjellene betyr for priser og handel.

4 Nasjonale og internasjonale utviklingstrekk

Politiske og økonomiske trender både nasjonalt og internasjonalt legger viktige rammer for utviklingen av norsk energisektor mot 2050. Dette kapitlet gir en oversikt over utviklingstrekk som er særlig viktige i et langsiktig perspektiv:

• Økonomisk vekst og endringer i demografi og næringsstruktur påvirker energibruken.

• Klimapolitikken globalt, i EU og i Norge krever en omfattende omlegging av energisektoren.

• Utvikling av ny teknologi kan gi store endringer i energiforsyningen, og representere både utfordringer og muligheter for norsk verdiskaping.

• Utviklingen i internasjonale energimarkeder påvirker energiprisene og verdien av fornybare energiressurser.

• Utviklingen mot et indre marked for energi i EU med tilhørende økt markedsintegrasjon i det nordeuropeiske kraftmarkedet gir nye markedsmuligheter for norsk kraftproduksjon.

4.1 Viktige utviklingstrekk i Norge

Energi dekker sentrale behov i et moderne samfunn. Derfor har den underliggende samfunnsutviklingen – hvor mange vi er, hvor og hvordan vi lever, hva vi lever av og hvor rike vi er – stor betydning for samfunnets framtidige krav til energisektoren.

4.1.1 Demografiske forhold

Befolkningsutviklingen spiller en viktig rolle for både tilbuds- og etterspørselssiden i en økonomi. For det første har befolkningsutviklingen betydning for størrelsen på arbeidsstyrken som kan anvendes til verdiskapende arbeid. For det andre bestemmer befolkningen etterspørselen etter varer og tjenester. Veksten i befolkningen er den viktigste forklaringsfaktoren bak langsiktige økonomiske utviklingsbaner og for utviklingen i etterspørselen etter energi.

Statistisk Sentralbyrå (SSB) lager jevnlig befolkningsframskrivninger som presenterer tre hovedalternativer: Lav, Middel og Høy. I middelalternativet i den siste framskrivningen får Norge om lag 6,6 millioner innbyggere i 2050, en vekst på 0,8 prosent per år fra 2011 (SSB: Folkemengde framskrevet). Men spennet er betydelig: Fra 5,6 millioner innbyggere i lavalternativet til 8,2 millioner i høyalternativet.

Middelalternativet innebærer en befolkningsvekst på 35 prosent til 2050. Den underliggende befolkningsutviklingen trekker med andre ord i retning av økt energibruk i framtida. Dersom elforbruket per person for eksempel holder seg på samme nivå som i 2010, gir middelalternativet en økning i totalt elforbruk fra 131 TWh i 2010 til 179 TWh i 2050.18 Antar vi at elektrisitetsforbruket effektiviseres i henhold til historisk trend (0,9 prosent per år) og tar hensyn til den ventede utviklingen i næringsstruktur, se avsnitt 4.1.2, får vi en økning i elforbruket på 17 prosent til 153 TWh i 2050.19

Flyttemønsteret i Norge går fra nord til sør og fra vest til øst, og fra spredtbygde til tettbygde strøk. Sentraliseringstrenden har vært stabil over tid og ventes å vedvare (Høydal og Rustad, 2009). Energibruken per innbygger er lavere i byene enn i distriktene, blant annet på grunn av større botetthet, kortere reiseavstander og mindre energiintensiv næringsstruktur. For eksempel er boarealet per person i Oslo og Akershus lavere enn i resten av landet fordi flere bor i leiligheter (SSB: Levekårsundersøkelsen 2008). Sentraliseringen trekker derfor i retning av mindre boareal og lavere oppvarmingsbehov per person.

En svært liten andel av norsk kraftproduksjon ligger i de områdene som har størst netto tilflytting, det vil si Oslo og Akershus. Redusert bosetting i distrikter der kraftproduksjonen skjer og økt sentralisering trekker i retning av økt transport av elektrisitet gjennom sentralnettet. Høy tetthet i bolig- og annen bygningsmasse øker imidlertid mulighetene for andre oppvarmingsløsninger enn elektrisitet, for eksempel fjernvarme.

4.1.2 Økonomisk vekst20 og utvikling i næringsstruktur

Over tid bestemmes landets økonomiske vekstbane av tilgangen på arbeidskraft, kapital og råvarer, og hvordan disse innsatsfaktorene utnyttes (produktiviteten). Utvalget har i sine vurderinger lagt den langsiktige vekstbanen fra Nasjonalbudsjettet 2011 til grunn for den økonomiske utviklingen.

Formålet med å benytte en makroøkonomisk vekstbane er i første rekke å ha et rammeverk for diskusjonen om framtidens kraftsystem. Tabell 4.1 viser hvordan hovedstørrelsene i norsk økonomi antas å utvikle seg fram mot 2050. Framskrivningen er basert på historiske trender for veksten i ulike næringer. Veksten i bruttonasjonalproduktet er anslått til to prosent per år. Det betyr at i 2050 vil vi som nasjon være dobbelt så rike som i 2007.

Økonomisk vekst trekker i retning av økt energibruk, og tradisjonelt har veksten i energibruken vært sterkt korrelert med den økonomiske veksten. I de senere årene er denne sammenhengen blitt svakere, noe som innebærer at energiintensiteten i økonomien er redusert, se avsnitt 8.2.1. Økt energieffektivisering og større andel mindre energiintensive næringer trekker i retning av redusert energibruk.

4.2 Klimapolitikken internasjonalt, i EU og i Norge

Klimapolitikken er antagelig den sterkeste drivkraften for utviklingen i energimarkedene for tiden. I følge blant andre Det internasjonale energibyrået (IEA) krever klimautfordringene en radikal omlegging av energisektoren, både på produksjons- og brukersiden. Klimapolitikken kommer til å påvirke priser, investeringer og teknologiutvikling i energisektoren fram mot 2050, selv om de langsiktige, internasjonale rammene for klimapolitikken ennå ikke er konkretisert.

Klimautfordringen påvirker norsk energipolitikk og -markeder gjennom internasjonale klimaavtaler og forpliktelser, gjennom EUs energi- og klimapolitikk – både direkte via EØS-avtalen og indirekte via markedsvirkningene – og gjennom utformingen av nasjonale mål og virkemidler. Klimapolitikken har stor betydning for utviklingen i det nordeuropeiske og nordiske kraftmarkedet. I tillegg spiller klimaendringer en rolle for kraftproduksjonen og -forbruket.

4.2.1 Internasjonale klimaforhandlinger og -politikk

På klimamøtet i Durban i desember 2011 vedtok Kyoto-partene å starte en prosess for å fastsette nye utslippsforpliktelser fra 2013 til 2017, det vil si etter utløpet av Kyoto-protokollens forpliktelsesperiode i 2012. I og med at Japan, Russland og Canada trolig ikke blir med på en forlengelse, vil en slik avtale bare dekke 15 prosent av globale utslipp. Det ble imidlertid oppnådd enighet om å fortsette forhandlingene under FNs klimakonvensjon med sikte på å komme til enighet om en forpliktende avtale med bredere deltakelse i 2015.21 Målet er at en ny avtale skal tre i kraft i 2020. Enigheten i Durban innebærer at Kina og India for første gang har åpnet for å gå inn i en juridisk klimaavtale.

Gjennom klimamøtene i København (2009), Cancun (2010) og Durban (2011) har man også oppnådd enighet om følgende:

• Bred tilslutning til togradersmålet.

• Alle såkalte Annex 1-land22 under Klimakonvensjonen har meldt inn nasjonale utslippsmål for 2020 til sekretariatet for FNs klimakonvensjon. Det samme har mange utviklingsland gjort. Slike utmeldinger, såkalte «pledges», er ikke bindende, men frivillige «løfter» om utslippskutt.

• Utviklingslandene (non Annex 1) vil rapportere utslippsdata og planlagte og gjennomførte utslippsreduserende tiltak.23

De varslede utslippskuttene er ikke tilstrekkelige til å nå togradersmålet, og det vil ta tid å få en internasjonalt forpliktende avtale på plass. Likevel vil markedsutviklingen og investeringene i det tiåret vi er inne i bli påvirket av forventningene om og usikkerheten omkring internasjonal klimapolitikk på lang sikt.

Dersom konsentrasjonen av drivhusgasser i atmosfæren stabiliseres på 450 ppm, anslår FNs klimapanel (IPCC) at det er 50 prosent sannsynlighet for at togradersmålet nås. Da må utslippene fra industrilandene reduseres med 80-95 prosent til 2050. I tillegg må utslippene fra utviklingslandene bli betydelig lavere i 2050 enn dagens trend tilsier. Ny, mer presis kunnskap om sammenhengen mellom konsentrasjonen av drivhusgasser i atmosfæren og global temperaturøkning, vil forhåpentligvis redusere usikkerheten, og kan bety en tilstramming av klimapolitikken. Noen land ønsker å gå lenger enn togradersmålet og sette grensen for global oppvarming til 1,5^oC. Dette spørsmålet er utsatt til ny gjennomgang i 2015.

Inntil en ny internasjonalt forpliktende avtale er på plass, vil klimapolitikken være basert på frivillige ordninger og eventuelt forpliktelser som vedtas for en ny periode under Kyoto-protokollen. For Norges del vil Kyoto-forpliktelsen og klimapolitikken i EU ha størst betydning.

4.2.2 EUs klimapolitikk

EU har satt seg som mål å redusere sine klimagassutslipp i 2020 med 20 prosent, sammenliknet med 1990, og tar videre sikte på å redusere klimagassutslippene med 80 til 95 prosent i 2050. Det hersker imidlertid usikkerhet om EUs klimapolitikk etter 2020. Tilstramming av mål og virkemidler avhenger blant annet av om man får en global klimaavtale på plass innen 2015, av de enkelte medlemslands vilje til å la seg binde av felles europeiske tiltak, av den økonomiske utviklingen i Europa, herunder vilje og mulighet til å subsidiere fornybar energi, samt av den mer generelle forståelse og aksept for nødvendige klimapolitiske tiltak blant EUs innbyggere. Tilgangen på fossilt brensel, energiforsyningssikkerhet, konkurransemessige forhold og sysselsettingseffekter vil også spille en rolle for hvor langt EU vil gå i sin klimapolitikk etter 2020.

EU er en viktig drivkraft for omstilling av energisystemet i Europa. Det gjelder også for Norden og Norge. Politikken i EU berører norsk energisektor både direkte, fordi en rekke av direktivene er EØS-relevante og dermed må implementeres i Norge, se boks 4.1, og indirekte, gjennom virkningene på gass- og kraftmarkedene. EUs politikk på dette området har med andre ord stor betydning for utvikling og verdiskaping i energisektoren i Norge.

Gjeldende energi- og klimapolitiske mål i EU fokuserer på 2020, men flere av direktivene peker lenger framover. EU har nylig publisert et veikart for utvikling av en konkurransedyktig lavutslippsøkonomi mot 2050 (COM(2011) 112 final) og et veikart for energisektoren mot 2050 (COM(2011) 885/2).

Energi- og klimapolitikken til 2020

EUs nåværende klimapolitikk er basert på de såkalte 20-20-20-målene som gjelder fram til 2020. Disse målene er:

• Utslippene av klimagasser skal reduseres med 20 prosent sammenliknet med 1990, og 30 prosent dersom andre land tar på seg sammenlignbare forpliktelser.

• Andelen fornybar energi av samlet energibruk skal øke til 20 prosent i 2020 (andelen i transportsektoren skal være minst 10 prosent).

• Energibruken i 2020 skal reduseres med 20 prosent sammenliknet med en antatt referansebane som beskriver utviklingen uten klimapolitikk.

Utslippsmålet skal nås dels gjennom et felles kvotemarked som omfatter kraft- og varmeproduksjon og utslippsintensiv industri, se boks 4.2, og dels gjennom bindende nasjonale mål for utslipp fra andre sektorer. Norge deltar i kvotehandelssystemet. Fornybarmålet nås ved at det er satt bindende krav om fornybarandel for hvert enkelt medlemsland, se boks 4.3. Energieffektiviseringsmålet er foreløpig ikke bindende.

Virkemidlene knyttet til 2020-målene griper dypt inn i energiproduksjon og energibruk, ikke minst i kraftmarkedet. Kvotesystemet setter en pris på CO₂-utslipp fra gass- og kullkraftproduksjon, slik at kvotekostnaden gir høyere kraftpriser. Kvotekostnaden innebærer at gasskraft styrker sin konkurranseevne relativt til kullkraft, og at kraftproduksjon uten utslipp blir mer lønnsom. Det gjelder også norsk vannkraft, se kapittel 3.

Investeringer i fornybar energi stimuleres ytterligere gjennom spesifikke virkemidler knyttet til fornybarmålet. Fornybarmålet kan oppfylles gjennom økt produksjon av alle typer fornybar energi, men for de fleste EU-landene er økt fornybar kraftproduksjon et nødvendig element. Økt fornybar kraftproduksjon fortrenger termisk kraftproduksjon basert på kull og gass både på kort og lang sikt. På kort sikt reduseres produksjonen, og på lang sikt reduseres kapasiteten. Dette reduserer CO₂-utslippene, men endrer også andre egenskaper ved kraftsystemet. Vindkraft, solkraft og biobasert kraftvarmeproduksjon kan i liten grad reguleres og bidra til å opprettholde balansen i systemet. Mer fornybar produksjonskapasitet gir økt andel uforutsigbar og uregelmessig produksjon, noe som stiller økte krav til fleksibilitet i resten av kraftsystemet. Verdien av kortsiktig fleksibilitet på etterspørselssiden og fleksible energikilder som for eksempel vannkraft med magasiner, øker.

Målet om energieffektivisering bidrar til å redusere etterspørselen etter energi, og dermed utslippene fra produksjon av energi. I de fleste EU-landene kommer energieffektivisering trolig ikke til å bety så mye for kraftetterspørselen. Det kommer av at man i liten grad bruker strøm til oppvarming, og at oppvarming er det området der potensialet for energieffektivisering er størst. For Norge kan imidlertid et bindende energieffektiviseringsmål kreve reduksjoner i elforbruket til oppvarming. Utvikling i energibruken er drøftet nærmere i kapittel 8.

Basert på innrapporterte planer og tiltak fra medlemslandene forventer kommisjonen at EU vil nå målsettingene for utslippskutt og fornybarandel til 2020 (COM(2011) 112 final), mens man ikke venter å nå energieffektiviseringsmålet.24 Kommisjonen varsler derfor ytterligere tiltak. Et forslag til nytt energieffektiviseringsdirektiv ble fremmet i juni 2011 (COM(2011) 370), se boks 8.4. Bindende mål om energieffektivisering blir eventuelt besluttet i 2014. Kommisjonen anslår at dersom energieffektiviseringsmålet oppfylles, vil utslippene i EU i 2020 reduseres med 25 prosent i forhold til nivået i 1990 (COM(2011) 112 final).

Fornybardirektivet gir mulighet til å benytte ulike fleksible mekanismer, det vil si at land kan samarbeide om å oppfylle sine fornybarmål. Det felles svensk-norske elsertifikatmarkedet er så langt et av få eksempler på dette, se boks 4.4. I følge de nasjonale handlingsplanene har de fleste land ikke tenkt å benytte seg av de fleksible mekanismene. Handlingsplanene legger opp til en sterk økning i fornybarutbyggingen på slutten av perioden (2018-2020). Det kan derfor bli mer aktuelt å utnytte fleksible mekanismer etter hvert.

Selv om det i kjølvannet av finanskrisen kan bli krevende for enkelte EU-land å nå 2020-målene, er det grunn til å tro at EUs klimapolitikk, inkludert støtte til fornybar energi og energieffektivisering, vil prege utviklingen mot 2020.

Utsikter mot 2050

Hvordan EUs energi- og klimapolitikk vil utvikle seg etter 2020 er ikke fastlagt. Utviklingen kommer blant annet an på utviklingen i de internasjonale klimaforhandlingene, men også av om medlemslandene vil støtte opp om nye, ambisiøse mål. EU-kommisjonen har nylig lagt fram flere veikart som utreder hvordan store utslippskutt kan realiseres mot 2050. Veikartene angir en retning for den langsiktige utviklingen, men foreslår ikke konkret politikk.

I veikartet for omlegging til en lavutslippsøkonomi i 2050 (COM(2011)112 final) sier Kommisjonen at dersom togradersmålet skal nås, må EU forberede seg på å ha 80 prosent lavere utslipp av klimagasser i 2050 enn i 1990. For å oppnå dette på en kostnadseffektiv måte, må utslippene i EU kuttes med 25 prosent i 2020, 40 prosent i 2030 og 60 prosent i 2040. Dette krever blant annet at kraftproduksjon er avkarbonisert i 2050 og utslippene mer enn halvert i 2030.

Veikartet for energisektoren (COM(2011) 885/2) analyserer de langsiktige implikasjonene av avkarbonisering av energisektoren. For å klare å kutte 80 prosent av totale utslipp, må utslippene fra energisektoren reduseres med 85 prosent. Siden det er stor usikkerhet om retningen etter 2020, har Kommisjonen analysert syv ulike scenarier. Analysen slår fast at det er mulig å oppnå nødvendige utslippskutt til 2050, men at det krever en tilstramming av politikken, og at det vil bli dyrere å utsette omleggingen enn å starte nå. Den europeiske energisektoren står i dette tiåret overfor store investeringer knyttet til utfasing av 30-40 år gamle energianlegg. Scenarioene for avkarbonisering av energisektoren fokuserer på ulike kombinasjoner av energieffektivisering, fornybar energi, CCS og kjernekraft som de viktigste faktorene. Samlet energibruk reduseres med mellom 16 og 20 prosent i 2030 og mellom 32 og 41 prosent i 2050 i forhold til dagens nivå. Bruken av elektrisitet øker i alle scenarioene, og andelen dobles til 2050.

Andelen gass ligger omtrent på dagens nivå i alle scenarioene, både i 2030 og 2050. Økt bruk av naturgass kan i mange år framover medføre reduserte utslipp når den erstatter kullkraft internasjonalt, fordi klimautslippene ved en slik overgang mer enn halveres, og annen forurensing fjernes. I Europa ses gass på som en del av klimaløsningen. I henhold til Meld. St. 28 (2010-2011), Petroleumsmeldingen, kan «(g)ass (…) forene de europeiske målene om leveringssikker energi og reduserte utslipp av klimagasser. Dersom kull blir erstattet med gass i elektrisitetsproduksjonen i Europa, vil dette tiltaket alene vært nok til å oppfylle deres CO₂-målsettinger for 2020.»

Figur 4.1 viser spennet for ulike energibæreres andel av energiforsyningen i henholdsvis 2030 og 2050 i scenarioene i veikartet for energisektoren.

Kilde: EU Energy Road Map 2050

Figur 4.2 viser utviklingen i total energibruk i de ulike scenarioene. I avkarboniseringsscenarioene reduseres energibruken til 2050 med mellom 32 og 40 prosent sammenliknet med 2005, og med mellom 16 og 20 prosent til 2030. Også i referansescenarioene ventes samlet energibruk å falle med mellom 3,5 og 12 prosent.

Kilde: EU Energy Road Map 2050

EUs fokus på forsyningssikkerhet og redusert importavhengighet er tilleggsmotiver for å gjennomføre omleggingen av energisystemet. Veikartet understreker derfor at omleggingen ikke skal gå på bekostning av forsyningssikkerheten.

EU har tatt mål av seg til å være en internasjonal pådriver for klimapolitikk. For at strategien for avkarbonisering skal bli gjennomført, fordres det imidlertid at industrilandene som gruppe gjennomfører nødvendige utslippsreduksjoner. EUs mange andre motiv for omstillingen kan likevel føre til at man fortsatt vil gå vesentlig lenger enn andre land. Hvis EU ikke får flere store land med i en bindende avtale, kan det tenkes at politikken og virkemidlene etter 2020 i større grad blir innrettet slik at de støtter EUs andre motiver. Veikartet framhever også viktigheten av å være på vakt mot karbonlekkasje, se kapittel 6.

Det legges opp til at kvotemarkedet skal spille en sentral rolle også på lang sikt, og det er grunn til å tro at flere sektorer og klimagasser vil bli inkludert etter hvert. Virkemidler rettet mot energieffektivisering, som tekniske standarder og energimerking, vil trolig fortsatt være viktige, både med og uten en internasjonal avtale på plass.

Fornybarandelen vil trolig øke også etter 2020, enten gjennom krav til medlemslandene eller basert på høyere CO₂-priser som følge av en internasjonal klimapolitikk. Dersom politikken med krav til medlemslandene videreføres, vil det bli ressursmessig og økonomisk nødvendig å bruke fleksible mekanismer i større grad.

Utbygging av fornybar kraftproduksjon og utfasing av fossil kapasitet uten rensing, særlig basert på kull, står sentralt i EUs langsiktige politikk. Det betyr store endringer i sammensetningen av, og dermed fleksibiliteten og variabiliteten, i kraftproduksjonen i EU.

4.2.3 Energi- og klimapolitikken i noen nærliggende EU-land mot 2050

Selv om EUs politikk legger sterke føringer på energipolitikken i medlemslandene, og i Norge gjennom EØS-avtalen, overlates den konkrete implementeringen i stor grad til hvert enkelt medlemsland.

Flere av nabolandene våre har lagt fram egne klima- og energistrategier mot 2050 de siste årene. Planene sikter gjennomgående mot avkarbonisering av økonomiene på lang sikt, og tiltakene som skal til er fornybar energi, økt andel elektrisitet i energibruken, energieffektivisering og forskning og utvikling. Planene må forstås i lys av at dagens sammensetning av energibruken skaper ulike utfordringer for ulike land. Blant annet har de nordiske landene utenom Norge betydelige andeler varmekraftproduksjon og omfattende infrastruktur for fjernvarme, se avsnitt 12.1.2.

I henhold til den danske klimakommisjonen må de danske kullkraftverkene fases ut og erstattes med vindkraft til havs (Klimakommissionen, 2010). Danmark har allerede i dag en relativt høy andel vindkraft og en godt utbygd fjernvarmesektor. Etter planen skal vindkraften dekke 50 prosent av dansk energibruk i 2050, og andelen elektrisitet i energibruken skal øke fra 20 prosent i dag til 40-70 prosent i 2050. Danmark skal være selvforsynt med el. For å balansere vindkraften skal forbruket bli smartere (mer fleksibelt og styrbart) og bioenergi skal brukes som reserveproduksjon, men det skal også bygges flere utenlandsforbindelser. Markedet skal stimuleres til å medvirke til at de beste løsningene blir valgt.

Sverige har også en visjon om at energiforsyningen i 2050 skal være uten netto utslipp av drivhusgasser (Regeringens proposition 2008/09:162). Svensk elproduksjon kommer hovedsakelig fra vann- og kjernekraft. En stor del av varmen kommer fra fjernvarme. Utbyggingen av vindkraft og biobasert kraftvarmeproduksjon har skutt fart etter innføringen av et marked for elsertifikater fra 2002. Markedet er felles med Norge fra 2012, se boks 4.4. Ordningen varer foreløpig til 2035, men kan bli forlenget. Det utbyggbare fornybarpotensialet i Sverige er hovedsakelig vindkraft. Kjernekraften står for om lag 50 prosent av svensk elproduksjon. Eksisterende kjernekraftverk kan trolig opprettholde produksjon fram mot 2030, men må etter hvert erstattes med nye anlegg eller fornybar produksjon. Det er derfor usikkerhet om nivået på svensk kjernekraftproduksjon på lang sikt.

I henhold til utredningen som ligger til grunn for den langsiktige finske klimastrategien, spiller energieffektivisering i alle sektorer en nøkkelrolle, sammen med utvikling av lavutslippsløsninger og betydelig økt bruk av fornybar energi (Prime Minister’s Office, 2009). For å redusere kraftimporten fra Russland og øke forsyningssikkerheten, satser Finland på økt utbygging av kjernekraft. I dag utgjør kjernekraft rundt regnet en tredel av finsk kraftproduksjon. Mer innenlandsk kraftproduksjon skal bidra til mer stabile kraftpriser, og er dermed et viktig element i næringspolitikken, særlig av hensyn til den kraftintensive industriens konkurranseevne.

Tyskland står foran store utfordringer knyttet til utfasing av kjernekraften og kraftproduksjon basert på fossil energi. Tysklands Energy Concept 2050 slår fast at fornybar energi skal utgjøre en hjørnestein i den framtidige energiforsyningen (Federal Ministry of Economics and Technology, 2010). Det siste tiåret har Tyskland hatt en sterk økning av vindkraft og solkraft basert på offentlige støtteordninger, og det er ventet at hele 39 prosent av kraftproduksjonen vil komme fra fornybare energikilder i 2020. I den forbindelse har det også vokst fram en erkjennelse av at fornybarsatsingen fordrer en sterkere utbygging av nettet.

Ett av tre sentrale elementer i britiske myndigheters Carbon Plan er å skifte ut gamle kull- og gasskraftverk med fornybar produksjon, men også med kjernekraft og fossile verk med CCS (Department of Energy and Climate Change, 2011). Som en konsekvens av strategien ventes det at elforbruket i Storbritannia blir nesten doblet til 2050.

4.2.4 Norsk klimapolitikk

Klimaproblemet og klimapolitikken står høyt på den politiske dagsorden også i Norge. Norsk klimapolitikk utformes innenfor de internasjonale rammebetingelsene og forpliktelsene som Norge har påtatt seg. Klimaproblemet og klimapolitikken legger premisser for utformingen av energipolitikken fram mot 2050, selv om Norge på energiområdet, både når det gjelder kraftproduksjon og energibruk, skiller seg vesentlig fra andre europeiske land. I dette avsnittet presenteres en kort oversikt over ulike deler av norsk klimapolitikk som har relevans for energisektoren.

I følge Kyoto-avtalen er Norge forpliktet til å holde CO₂-utslippene i 2008-2012 på et nivå som er maksimalt én prosent høyere enn utslippene i 1990. Som et supplement til nasjonale utslippsreduksjoner kan forpliktelsen innfris gjennom kjøp av kvoter fra de såkalte Kyoto-mekanismene. I St.meld. nr 34 (2006-2007), Klimameldingen 2007, ble Norges klimamål presisert slik:

• Norge skal overoppfylle Kyoto-forpliktelsen med 10 prosentpoeng.

• Norge skal fram til 2020 påta seg en forpliktelse om å kutte de globale utslippene av klimagasser tilsvarende 30 prosent av Norges utslipp i 1990.

• Som en del av en global og ambisiøs klimaavtale der også andre industriland tar på seg store forpliktelser, skal Norge ha et forpliktende mål om karbonnøytralitet25 senest i 2030. Norge skal uansett være karbonnøytralt i 2050.

Målet om utslippsreduksjoner ble skjerpet i Avtalen om klimameldingen (klimaforliket) som ble inngått i 2008 mellom alle partier unntatt Fremskrittspartiet. I januar 2010 meldte Norge inn utslippsmålene sine til København-avtalen. Der ble det signalisert at Norge, innenfor rammene av en ny klimaavtale der store utslippsland blir enige om utslippsreduksjoner i tråd med togradersmålet, vil ta på seg en utslippsforpliktelse tilsvarende kutt i utslippene på 40 prosent basert på 1990-nivå innen 2020. Energi- og miljøkomiteen mener i Innst. S. nr. 145 (2007-2008), på basis av klimaforliket, at det er et realistisk mål å redusere utslippene i Norge med 15-17 millioner tonn CO₂-ekvivalenter i forhold til referansebanen slik den er presentert i nasjonalbudsjettet for 2007 (inkludert skog). Det innebærer at om lag to tredjedeler av Norges totale utslippsreduksjoner tas nasjonalt. En ny klimamelding er bebudet.

Norges utslipp var i 2010 på 53,7 millioner tonn. Klimameldingen 2007 sier at Norge ved en videreføring av Kyotoprotokollens regelverk for skog, anslagsvis kan få godskrevet et nettoopptak opp mot 3 millioner tonn CO₂ i 2020. Netto opptaket omfatter bidrag fra arealbruksendring (avskoging, skogreising og gjenplanting) og skogforvaltning, og ble lagt til grunn da målet om 30 prosent kutt ble satt. Endringer i regelverket for skogforvaltning som ble gjort i Durban, innebærer at Norges bidrag fra skogforvaltning vil bli 1,75 millioner tonn i 2020. Regelverket for arealbruksendring er ikke endret, og bidraget herfra vil bli bestemt av det faktiske nettobidraget fra de tre aktivitetene i 2020.

Figur 4.3 viser norske utslipp av klimagasser fordelt på kilde i 2010. Figuren viser blant annet at utslippene fra energiforsyning utgjør en svært liten andel av utslippene. Olje- og gassvirksomheten (inkludert forbrennings- og prosessutslipp fra offshore og landanlegg, hovedsakelig gassterminaler), industri og bergverk, og veitrafikk er de største utslippskildene.

Kilde: Utslippsregnskapet, SSB og Klima- og forurensningsdirektoratet (Klif).

4.3 Klimapolitikken påvirker globale utviklingstrekk

Klimapolitikken fordrer nye tekniske løsninger og påvirker den globale energimiksen, noe som igjen har betydning for konkurranseforholdet mellom ulike energiteknologier og energibærere. Disse utviklingstrekkene påvirker norsk energisektor både direkte og indirekte.

Effekten av internasjonal klimapolitikk på markeder, energibruk og teknologivalg kan illustreres ved hjelp av IEAs scenarioer for energimarkedene i World Energy Outlook 2011 (WEO) (IEA, 2011). WEOs 450 Scenario beskriver en kostnadseffektiv utvikling mot stabilisering av konsentrasjonen av drivhusgasser i atmosfæren på 450 ppm i 2050. Figur 4.4 viser hvordan utslippsreduksjonene i energisektoren fordeler seg mellom ulike tiltak. I figur 4.4 er 450 Scenario sammenliknet med New Policies Scenario og Current Policy Scenario. New Policies Scenario forutsetter at verdens land gjennomfører den klimapolitikken som er varslet i dag, men som ikke er stram nok til at togradersmålet nås. Omtrent halvparten av utslippskuttene kommer av redusert energibruk (effektivisering), mens resten kommer av konvertering fra fossile energikilder til fornybar energi, kjernekraft eller kraftverk med CCS. Current Policy Scenario viser utviklingen i globale utslipp dersom dagens gjeldende politikk videreføres.

Kilde: IEA (2011)

4.3.1 Teknologiutvikling

For å møte klimautfordringen hevder blant andre IEA at det framover er behov for en teknologisk revolusjon på energiområdet. Omstillingen har allerede kommet langt med tanke på utnyttelse av solenergi og vindkraft. Teknologiutvikling utgjør en del av de ytre rammebetingelsene som vil påvirke det norske energimarkedet uavhengig av politiske valg og prioriteringer i Norge.

Forskning på energiproduksjon har i økende grad fokusert på CCS og produksjon basert på fornybare energikilder. I EU satses det blant annet på CCS, vind (på land og offshore), sol (PV), kjernekraft og biomasse gjennom støtte både til FoU og utbygging av produksjonsanlegg.

Når det gjelder transport av kraft, kan særlig teknologi for høyspent overføring og utvikling av smarte distribusjonsnett gjøre det lettere å transportere kraft over store avstander og øke fleksibiliteten i systemet.

For å øke tilgangen på fleksibilitet, satses det også på utvikling av metoder for å lagre energi. Eksempler på slike metoder er lagring av komprimert luft, pumpekraft, batterier og hydrogenproduksjon. Slike løsninger bidrar først og fremst til å redusere utfordringene knyttet til ustabil vindkraftproduksjon.

Mer effektiv energibruk er en vesentlig faktor for å redusere utslipp. Både i Norge og internasjonalt forskes det på energieffektive løsninger som varmepumper, lavenergibelysning (som for eksempel LED-lamper) og solfangeranlegg. Overgang til lavenergibelysning fører til redusert bruk av elektrisitet, mens konvertering fra fossil oppvarming til varmepumper gir økt bruk av elektrisitet.

I transportsektoren er de viktigste teknologiske utfordringene knyttet til å bruke brenselet mer effektivt og å erstatte bensin og diesel med elektrisitet, biodrivstoff eller hydrogen.

En bredere gjennomgang av utsikter for teknologiutvikling finnes i kapittel 11.

4.3.2 Globale energimarkeder

Utviklingen i globale energipriser påvirker kraftprisene, energibruken og konkurranseforholdet mellom ulike energibærere. I radikale klimapolitiske scenarioer kan brenselsprisene falle på grunn av redusert etterspørsel, men prisen på CO₂-utslipp vil sørge for at kostnaden ved å bruke fossil energi øker. Høye priser på bruk av fossile brensler gjør det mer attraktivt å bruke andre energikilder, og gir stimulans til å utvikle alternativer.

Det ventes fortsatt betydelig vekst i verdensøkonomien på lang sikt. I siste World Energy Outlook (IEA, 2011) legger IEA til grunn en global økonomisk vekst på 3,6 prosent per år fra 2009 til 2035. Det er ventet at Kina og India vil ha den sterkeste økonomiske veksten. I OECD-området ventes det en vekst på 2,2 prosent per år.

Oljeetterspørselen påvirkes først og fremst av etterspørselen fra transportsektoren, hvor effektivisering av forbrenningsmotorer og økt bruk av bioenergi og elektrisitet er viktige faktorer. Det er ventet at elektrifisering av transportsektoren vil skyte fart etter 2030, se for eksempel EUs Road Map for transport (COM(2011) 144 final).

De viktigste faktorene for utviklingen i gassmarkedet er tilgangen på naturgass, utvinnings- og transportkostnadene og bruk av naturgass i kraftproduksjon. I alle de tre klimascenariene som IEA har utarbeidet, inkludert 450-scenario, øker gassforbruket globalt. I 450-scenario reduseres imidlertid gassforbruket i EU. Tidligere har IEA, i Energy Technology Perspectives 2008 (IEA, 2008), advart om at for romslige utslippsmål på kort sikt kan gi innelåsing i et fossilbasert energisystem og øke omstillingskostnadene senere, «(f)or eksempel øker gassens rolle i kraftproduksjon i ACT-scenarioene med moderate mål, men avtar i BLUE map- scenarioer der det trengs større utslippskutt.»26

Det er store mengder kull tilgjengelig i verden, og reservene er spredt på mange land og regioner. Blant de fossile brenslene er det kullforbruket som påvirkes sterkest av klimapolitikken, ettersom kull har et høyt CO₂-innhold.

Bruken av bioenergi og andre fornybare energikilder er ventet å øke betydelig. Andelen øker fra vel 10 prosent i 2010 til opp mot 30 prosent i 2035 i 450 Scenario. Biomasse og avfall er de viktigste fornybare energikildene i dag. I 450 Scenario blir den globale bruken av biomasse og avfall nesten doblet.

4.4 Energimarkedene i Europa blir mer integrert

Siden 80-tallet har det vært en tydelig trend mot økt markedsintegrasjon i kraftmarkedet og økt bruk av markedspriser både i gassmarkedet og i krafthandelen mellom land. Dette er et resultat av en politisk ønsket utvikling i EUs indre marked. Som en følge av politisk påtrykk for økt integrasjon, pågår det en rekke prosesser i regi av markedsaktører, sentralnettsoperatører og kraftbørser i Europa. Utvidet markedsintegrasjon og økt bruk av markedsmekanismer følger direkte av implementeringen av den tredje energilovpakken i EU, se avsnitt 4.4.1.

EU har i flere tiår arbeidet for å utvikle det indre markedet for energi. Utviklingen har gått langsomt, men liberaliseringen av både gassmarkedet og kraftmarkedet har skutt fart de senere årene. Etableringen av det indre markedet krever at det løses opp i de tradisjonelle vertikalt integrerte monopolstrukturene (det vil si at produksjon, nett og distribusjon organiseres hver for seg). Samtidig fokuserer EU på å øke og bedre utnyttelsen av overføringskapasiteten mellom medlemslandene. Kraftutvekslingen mellom land var inntil nylig i hovedsak basert på avtaler inngått på forhånd, men utviklingen går nå mot handel gjennom markedskobling, det vil si at handelen bestemmes samtidig med prisene på kraftbørsene. Det innebærer at overføringskapasiteten utnyttes mer effektivt, og at kostnadene reduseres og fleksibiliteten øker i det samlede systemet.

Markedsutviklingen og -organiseringen er viktig av flere grunner, ikke minst for å få en mer effektiv ressursutnyttelse, bedre forsyningssikkerhet og gjennomføring av klimapolitikken til lavere kostnader. Utviklingen mot mer markedsintegrasjon, mer internasjonal handel og bruk av markedsbaserte virkemidler er en langsiktig trend. EUs veikart for energisektoren mot 2050 understreker betydningen av videre markedsintegrasjon og utvikling av markedsplasser og reguleringer, for å gjennomføre omleggingen av energisystemet på en kostnadseffektiv måte.

4.4.1 Den tredje energimarkedspakken

Som et ledd i utviklingen av et integrert indre energimarked, ble den tredje energilovpakken vedtatt 13. juli 2009.27 Målet med pakken er å innføre felles regler for produksjon, transmisjon, distribusjon og forsyning av elektrisitet og gass, og å utvikle et konkurransebasert, sikkert og miljømessig bærekraftig energimarked i EU. Direktivene i pakken setter opp felles regler og krav på en rekke områder.

Energimarkedspakken gir ikke i seg selv vesentlige endringer i organiseringen av norsk (og nordisk) kraftsektor, men har betydning for handelen mellom Norden og de øvrige markedsområdene i Nord-Europa. Direktivet pålegger blant annet at regulator skal være uavhengig av bransje og politisk myndighet, hvorav det siste er nytt. Regulators rolle som tilsynsmyndighet styrkes. Gjennom pakken opprettes to nye samarbeidsorganer, ACER for regulatorene og ENTSO-E for systemoperatørene.28 Norges deltakelse i disse vil formelt bli avgjort gjennom EØS-prosessen.

Den tredje energimarkedspakken beskriver en ny prosedyre for utvikling av regelverk der ACER og ENTSO-E har spesifikke roller. I ACER skal reguleringsmyndighetene samarbeide for å sikre et rammeverk for markedene som bidrar til markedsintegrasjon og tilrettelegging for handel på tvers av land og systemgrenser. ENTSO-E skal blant annet sikre at det indre markedet for elektrisitet fungerer effektivt på tvers av lande- og systemgrenser. En viktig oppgave er etablering av regionale samarbeidsgrupper for å fremme regionale børser og markedsplasser.

4.4.2 Markedskobling og prisområder i det nordeuropeiske kraftmarkedet

Det nordiske kraftmarkedet var inntil nylig verdens eneste kraftmarked med full markedsintegrasjon mellom flere land. Full markedskobling innebærer at prisene for hele området fastsettes samtidig for Norge, Sverige, Finland og Danmark. På den nordiske kraftbørsen (Nord Pool Spot) beregnes det for hver time én felles pris for hele det nordiske markedsområdet, den såkalte systemprisen, basert på budgivning fra et stort antall nordiske produsenter og (større) forbrukere. I tillegg beregnes det områdepriser for å ta hensyn til situasjoner der nettet begrenser overføringen mellom markedsområdene. Handelen mellom markedsområdene bestemmes med andre ord av aktørenes bud i markedet.

Det har skjedd en gradvis utvikling mot økt bruk av kraftbørsene for å bestemme handelen mellom Norden og nabolandene i EU. Utveksling mellom Norden og Tyskland og Nederland skjer i dag gjennom børsene. En tilsvarende utvikling finner vi mellom andre land i Nord-Europa. Handelen mellom Tyskland og Nederland, Østerrike, Belgia og Frankrike er også basert på børsene. Det innebærer at Norge markedsmessig er integrert med hele dette området. Markedskobling mellom Frankrike og Nederland, betyr for eksempel at prisene i Frankrike påvirker utvekslingen mellom Norge og Nederland, og dermed prisene i Norge (kapittel 14 gir en nærmere beskrivelse av organisering og markedsvirkninger av krafthandel mellom land). Dette er en utvikling som er ønsket av EU og som ENTSO-E jobber med å videreutvikle. Mot 2030 og 2050 er det grunn til å tro at markedskoblingen vil bli videreutviklet og utvidet til å gjelde flere land i Europa.

Inntil november 2011 er det bare Norge og Danmark som har vært inndelt i flere prisområder. Danmark er delt i to faste prisområder (øst og vest), mens Norge har vært delt i fra to til fem prisområder. Prisområdeinndelingen i Norge avhenger av markedssituasjonen. Fra og med november 2011 er Sverige delt inn i fire faste prisområder. Den nye inndelingen i Sverige kommer som en følge av at Danmark påklaget Sveriges tidligere praksis, der interne flaskehalser delvis ble håndtert ved å redusere utnyttelsen av utenlandskablene, inn for EU. Det er oftest like eller ganske like priser i markedsområdene i det nordiske engrosmarkedet.29

4.5 Norske muligheter i framtidens europeiske kraftsystem

Utviklingstrekkene for europeisk kraftsektor, ikke minst knyttet til avkarboniseringen av energiforsyningen, stiller systemene overfor nye utfordringer som også vil ha stor betydning for norsk kraftsektor. Utviklingen vil gi økt etterspørsel etter fornybar energiproduksjon generelt, og etter fleksibel fornybar kraftproduksjon spesielt.

4.5.1 Etterspørsel etter fornybar energi

På veien mot et utslippsfritt kraftsystem i Europa i 2050, må andelen fornybar energi og fornybar kraftproduksjon øke. I 2020-perspektivet har de fleste landene lagt planer for å oppfylle fornybarmålene ved å øke produksjonen hjemme, se boks 4.3. På lengre sikt kan dette bli en utfordring, særlig for land som har begrensede fornybare energiressurser.

Som nevnt kan det både før og etter 2020 bli aktuelt å øke bruken av fleksible mekanismer og markedsordninger for å stimulere utbygging av fornybar energi. Særlig etter 2020 kan det tenkes at Norge, basert på våre betydelige vann- og vindkraftressurser, se kapittel 11, kan bli en eksportør av sertifikater for å bidra til at fornybarmålene kan nås i Europa. Samtidig peker EUs veikart for energisektoren på videre integrasjon med vannkraftlandene Norge og Sveits som avgjørende for å oppnå målene.

For Norge følger det både muligheter og utfordringer med økt produksjon av fornybar energi. For eksempel kan det gi økte system-, nett-, natur- og miljøkostnader. Spørsmål knyttet til fordeling av slike kostnader kan være avgjørende for om Norge vil og kan påta seg en rolle som leverandør av fornybar kraft til Europa. Mangel på lokal aksept kan også utgjøre en viktig barriere for utbygging av fornybar energi og nye linjer, se kapittel 7.

Klimaendringene kan gi våtere og mildere vintre, noe som gir økt vannkraftproduksjon og redusert kraftforbruk om vinteren. Økt fornybarproduksjon og energieffektivisering bidrar isolert sett til et større og mer langvarig kraftoverskudd. Det gir i sin tur grunnlag for økt vekst i kraftintensiv industri og/eller flere utenlandsforbindelser.

4.5.2 Behov for fleksibel kraftproduksjon

Økende andeler fornybar kraftproduksjon gir økende innslag av uforutsigbar, uregelmessig og ufleksibel kapasitet som vindkraft, småskala vannkraft og solkraft. Behovet for forbruk, effektreserver og produksjonskapasitet som kan oppveie svingningene blir større. Samtidig reduseres omfanget av termisk kapasitet basert på kull og gass, som tradisjonelt har bidratt med fleksibilitet i systemet. Klimapolitikken gir større prisvariasjon i de termiske systemene: Kull- og gasskraftproduksjonen blir dyrere på grunn av kvoteprisen på CO₂, og start/stopp-kostnadene øker fordi CO₂-utslippene per kWh er høyere i oppstartsfasen. Det siste betyr at fleksibilitetskostnadene øker, se kapittel 14.

Dagens ambisjoner for utbygging av vindkraft og solkraft i landene omkring Nordsjøen tilsier en utbygging i størrelsesorden 150 GW vindkraft og 50 GW solkraft på lang sikt. Ut fra data for variasjoner i vindstyrke i området kan man slutte at samlet produksjon fra disse anleggene kan endres (både opp og ned) med 80-90 GW i løpet av to til tre timer. En slik endring kan forutses, men det vil være usikkert nøyaktig når endringen slår inn. Det hører med i bildet at vindkraftproduksjonen kan variere betydelig også fra år til år. Analyser basert på foreliggende data antyder en variasjon på +/- 15 prosent, noe som kan utgjøre betydelige energimengder etter hvert som andelen vindkraft øker. Siden mye av vindkraften i Danmark, Nederland, Tyskland og Storbritannia ligger i det samme «vindbeltet» vil ikke slike variasjoner utjevnes mellom områder i særlig grad.

EUs veikart for energisektoren mot 2050 peker på behovet for fleksible ressurser som en utfordring. Større innslag av nye fornybare energikilder i Europa øker verdien av alle løsninger som kan bidra med fleksibilitet både på tilbuds- og etterspørselssiden. Disse framtidsutsiktene er en viktig bakgrunn for utviklingen av økt fleksibilitet i termiske verk, Smart Grid-konsepter, og ulike former for energilagring.

I dette bildet vil norsk vannkraft ha et konkurransefortrinn basert på den fleksibiliteten som allerede er innebygd i systemet, men det er også et betydelig potensial for å øke fleksibiliteten ytterligere gjennom investeringer i eksisterende vannkraftverk (NVE, 2011a). Ved å øke effektkapasiteten kan mer av vannkraften produseres i timer når etterspørselen er høy (om dagen) og/eller vindkraftproduksjonen er lav. Verdien av dette avhenger av kostnadene ved andre fleksibilitetsløsninger og i hvilken grad nettkapasitet, reguleringer og markedsorganisering gjør det mulig å «eksportere» fleksibilitetsprodukter fra Norge til andre land via utenlandsforbindelser. Norge kan ikke dekke hele Europas behov for fleksibilitet, men kan yte bidrag av stor økonomisk betydning.

Europas framtidige betalingsvilje og etterspørsel etter fleksibilitetstjenester vil være preget både av politikken og markedsutviklingen. Nye markedsløsninger for effekt og/eller reservekapasitet kan komme. Nye produkter og utviklingen på handelsplassene kan medføre økt handel – også med kortsiktig fleksibilitet – på tvers av landegrensene.

4.6 Utviklingstrekkenes betydning for norsk energisektor

Utviklingen i norsk økonomi, global klimapolitikk og utviklingen i energimarkedene rundt oss, vil være de viktigste driverne for norsk energisektor på lang sikt.

Norge står energimessig i en særstilling i europeisk sammenheng. Ikke bare har vi betydelig eksport av olje og gass, samtidig som vi nesten ikke bruker gass innenlands, men vi har også et kraftsystem som er nesten 100 prosent basert på fleksibel fornybar produksjon. I den forstand har vi allerede en kraftproduksjon som er i tråd med «framtidens utslippsfrie kraftsystem». I tillegg har vi store potensialer for å øke utnyttelsen av fornybar energi.

Befolkningsveksten, den økonomiske veksten og utviklingen i næringsstruktur trekker i retning av høyere energi- og kraftetterspørsel på lang sikt, men trenden er at energiintensiteten i økonomien reduseres. Høyere energipriser og økt fokus på energieffektivisering vil redusere energiintensiteten ytterligere.

Utslippsreduksjoner fra energisektoren i Norge fordrer først og fremst energieffektivisering og konvertering i den fossile delen av varmemarkedet, og omlegging fra fossile brensler til elektrisitet og fornybare energikilder i transportsektoren og på sokkelen.

EUs klima- og energipolitikk påvirker det norske energisystemet direkte via EØS-avtalen og indirekte ved at nabolandenes energisystemer endres betydelig. På basis av fornybardirektivet har Norge og EU avtalt at andelen fornybar energi i Norge skal øke fra om lag 58 prosent i 2005 til 67,5 prosent i 2020. Som en oppfølging av EUs 2020-mål kan det også komme strengere krav til energieffektivisering.

Utviklingen av politikk og markeder kan gi et betydelig kraftoverskudd i Norden de neste par tiårene. Fornybarutbygging basert på politiske mål og støtteordninger, økt vannkraftproduksjon på grunn av våtere og mildere klima, kombinert med energieffektivisering, trekker i den retningen. Likevel må vi i et 40-årsperspektiv også være forberedt på kortere eller lengre perioder med knapphet.

Svensk kjernekraft står for en betydelig del av produksjonen i det nordiske kraftmarkedet, og er viktig for den nordiske kraftbalansen. De svenske kjernekraftanleggene nærmer seg sin økonomiske levetid, og har de siste årene vært ute av produksjon i flere lengre perioder, blant annet i forbindelse med vedlikehold og oppgraderinger.

Økt produksjon av ny fornybar energi, utbygging av nettet og økt utveksling gir utfordringer knyttet til inngrep i naturen. Det er en utfordring å begrense skadevirkningene, skape aksept for slike inngrep og avveie til dels motstridende hensyn til natur, miljø og klima på en god måte. Økt utenlandshandel kan også gi økte kostnader knyttet til balansering av nettet. På den annen side gir økt utvekslingskapasitet større muligheter til å eksportere overskudd i våte år og importere kraft i tørre år.

Både kvotemarkedet og fornybardirektivet øker lønnsomheten av handel med kraft. EUs kvotemarked gjør fossil kraftproduksjon dyrere og hever kraftprisene. EUs fornybardirektiv fører til at kraftproduksjon basert på kull og gass byttes ut med kraftproduksjon basert på fornybar energi. Økningen i variabel og lite regulerbar fornybar kraftproduksjon, som vind og sol, påvirker markedene og gir betydelige systemutfordringer.

Omleggingen i EU vil ha stor betydning for markedsverdien og -mulighetene for norsk kraftproduksjon. Ikke minst vil verdien av fleksibel fornybar produksjonskapasitet, som norsk vannkraft med magasiner, øke. Kombinert med økt markedsintegrasjon gir omlegging av energisystemene på Kontinentet økte muligheter for eksport av kraft og fleksibilitet. Hensynet til kostnadseffektivitet krever videre utvikling og tilpasning av markedene. Et eksempel på dette er diskusjonen om å etablere egne kapasitetsmarkeder. Dette vil igjen kunne påvirke de framtidige markedsmuligheter for fleksibilitet fra norsk vannkraft.

Innenfor rammene av EUs klima- og energipolitikk vil medlemslandene trolig velge ulike løsninger for energi- og kraftproduksjonen. Kjernekraften utgjør for eksempel en betydelig andel av dagens produksjonskapasitet i flere land, men er mange steder kontroversiell og under debatt. Fornybar energi kan neppe fylle et eventuelt gap etter kjernekraften på kort til mellomlang sikt. På lengre sikt kan fossile kraftverk med CCS være et alternativ dersom man lykkes med den videre utvikling av teknologien, og finner akseptable lagerløsninger. På mellomlang sikt vil gass trolig spille en rolle, mens utviklingen på lengre sikt avhenger av tilgangen på naturgass – og av klimapolitikk og teknologiutvikling.

Selv om det i kjølvannet av finanskrisen kan bli krevende for enkelte EU-land å nå 2020-målene, er det all grunn til å tro at EUs klimapolitikk, inkludert støtte til fornybar energi og energieffektivisering, vil prege utviklingen mot 2020.

På lang sikt – det vil si mot 2050 – må en kunne forutsette at det etableres felles, kostnadsriktige priser og et samordnet regime for håndtering av klimaproblemet. En overgang fra et sterkt politisert regime for tilgangs- og etterspørselssiden, med omfattende støtteordninger for både energiproduksjon og – effektivisering, til et mer markedsrettet regime, tilsier økende kraftpriser fram mot 2050.

Et sentralt spørsmål er hvordan Norge i lys av klimautfordringene og klimapolitikken kan utnytte tilgangen på fleksible og fornybare energiressurser til økt verdiskaping, samtidig som man i utformingen av norsk energipolitikk tar hensyn til forsyningssikkerhet, natur- og miljøkonsekvenser, og effektiv energibruk nasjonalt.